 RWE AktiengesellschaftEssenGeschäftsbericht 2015STROM - GAS - ENERGIELÖSUNGEN: RWE BIETET ALLES AUS EINER HANDBraunkohleförderung → Stromerzeugung → Energiehandel → Strom- und Gasnetze → Vertrieb → Unsere Kunden ECKDATEN 2015 AUF EINEN BLICKscroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges
Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56 An unsere InvestorenBRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDENLiebe Aktionäre, liebe Kunden und Freunde des Unternehmens,"Mögest du in interessanten Zeiten leben" lautet ein aus China überlieferter Ausspruch. Gemeint ist er nicht als Wunsch, sondern vielmehr als Verwünschung, denn "interessant" ist hier gleichbedeutend mit "schwierig" und "herausfordernd". Wenn man es so nimmt, erleben wir bei RWE wirklich interessante Zeiten - und auch Sie, unsere Aktionäre. Gerade das vergangene Jahr hatte es in sich. Meinen Vorstandskollegen und mir kam es vor wie eine Achterbahnfahrt, die unser Krisenmanagement und unsere Nerven auf eine harte Probe stellte. Leider spiegelten sich die Schwierigkeiten, mit denen wir zu kämpfen hatten, in einem deutlichen Kursverfall der RWE-Aktie wider. Das konnten wir nicht verhindern. Trotzdem blicke ich mit Stolz auf 2015 zurück. Denn wir haben RWE in der Spur gehalten und zugleich daran gearbeitet, dass wir aus dem Krisenmodus herauskommen, dass wir weniger gegenlenken müssen und wieder mehr selbst über die Fahrtrichtung entscheiden. Doch der Reihe nach. Begonnen hatte das Jahr vielversprechend. Dabei denke ich an den Verkauf von RWE Dea, den wir Anfang März abschließen konnten. Dank der hohen Veräußerungserlöse hat sich unsere Nettoverschuldung stark verringert. Über diesen Erfolg konnten wir uns allerdings nicht lange freuen: Ende März legte das Bundeswirtschaftsministerium Pläne zur Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke vor, die - wären sie verwirklicht worden - den abrupten Ausstieg aus der Braunkohleverstromung bedeutet hätten. Anders ausgedrückt: Für die deutschen Braunkohlereviere und ihre Beschäftigten ging es um die nackte Existenz. Am 25. April versammelten sich mehr als 15.000 Menschen in Berlin, um gegen diese Pläne zu demonstrieren. Man muss der Bundesregierung zugutehalten, dass sie den Ernst der Lage erkannt und eine Kurskorrektur vorgenommen hat. Mit den betroffenen Unternehmen einigte sie sich darauf, dass Braunkohlekraftwerke mit 2,7 Gigawatt Gesamtleistung - darunter fünf RWE-Blöcke - vorzeitig stillgelegt werden. Allerdings werden die Anlagen zunächst in eine vierjährige Sicherheitsbereitschaft überführt. Der Vorteil dieses Vorgehens: Es ist sozialverträglich und führt nicht zu Strukturbrüchen. Kaum war der Kompromiss zur Braunkohle gefunden, kündigten sich schon die nächsten Turbulenzen an. Dieses Mal war es die Kernenergie, die für Schlagzeilen sorgte. Zum Hintergrund: Seit einiger Zeit befasst sich die Politik mit der Frage, ob die deutschen Kernkraftwerksbetreiber ihren Entsorgungsverpflichtungen auch in den kommenden Jahrzehnten nachkommen können oder ob dafür zusätzliche Absicherungsmaßnahmen notwendig sind. Zunächst ließ die Bundesregierung durch einen sogenannten Stresstest prüfen, ob die betroffenen Unternehmen in angemessener Höhe Rückstellungen für die Verpflichtungen gebildet hatten. Zwischenzeitliche Gerüchte über eine Deckungslücke sorgten am Kapitalmarkt für massive Verunsicherung, aber schließlich bescheinigte der Bundeswirtschaftsminister den Versorgern, dass sie den Stresstest bestanden haben. Mitte Oktober - kurz nach Abschluss des Stresstests - hat die Bundesregierung eine Kommission damit beauftragt, ein Konzept zur Sicherstellung der Finanzierung der Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen vorzulegen. Ein solches Konzept könnte darin bestehen, dass die Kernkraftwerksbetreiber Mittel in einen öffentlich-rechtlichen Fonds oder in eine Stiftung einzahlen und mit diesem Geld die Zwischen- und Endlagerung der radioaktiven Abfälle finanziert wird. Die Bundesregierung hat der Kommission mit auf den Weg gegeben, dass sie bei ihren Überlegungen die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Unternehmen berücksichtigen soll. Unstrittig ist, dass die Versorger verursachergerecht für ihre Kernenergieverpflichtungen haften müssen. Offen ist aber, inwieweit sie in Zukunft für darüber hinausgehende, überwiegend politisch verursachte Kostensteigerungen im Rahmen einer Nachschusspflicht aufkommen sollen. Ich bin zuversichtlich, dass hier eine für alle Seiten akzeptable Lösung gefunden werden kann. Wie bei der Braunkohle gilt: Kooperation ist besser als Konfrontation. Erfreulicherweise kamen vonseiten der Politik zuletzt einige ermutigende Signale. Bis hierher mag der Eindruck entstanden sein, wir hätten uns zuletzt überwiegend mit politischer Defensivarbeit befasst. Doch das täuscht. Besonders intensiv widmeten wir uns 2015 der Frage, wie wir uns gerade dort noch offensiver aufstellen können, wo wir langfristige unternehmerische Perspektiven sehen - und gleichzeitig dort robuster werden, wo uns schwierige Rahmenbedingungen unter Druck setzen. Wir sind uns bewusst geworden, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Ende 2015 haben wir deshalb beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Mit dem neuen Unternehmen schaffen wir eine Wachstumsplattform, die sich direkt am Kapitalmarkt refinanzieren kann. Im ersten Schritt wollen wir das Kapital der neuen Gesellschaft durch Ausgabe neuer Aktien um rund zehn Prozent erhöhen und mit den Erlösen unter anderem den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben. Und was passiert mit der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel? Diese Geschäftsbereiche verbleiben im Alleineigentum der RWE AG, profitieren aber ebenfalls von der Neuorganisation: Denn durch die Möglichkeit, Anteile an der neuen Gesellschaft zu veräußern, hat die RWE AG eine weitere Option, die genannten Bereiche finanziell zu stärken. Ich bin überzeugt davon, dass dies die Organisationsstruktur ist, die in der aktuellen Lage am besten zu uns passt. Sie eröffnet uns neue Chancen auf Wachstumsmärkten und hilft uns bei der Bewältigung der Krise in der konventionellen Stromerzeugung. Und die hat sich zuletzt weiter zugespitzt. Wer die jüngste Preisentwicklung im Stromgroßhandel verfolgt hat, weiß wovon ich spreche. Bei etwas über 20 Euro je Megawattstunde Grundlast, die wir jüngst am deutschen Terminmarkt gesehen haben, sind fast alle unsere Kraftwerke in den roten Zahlen. Angesichts dieser Entwicklung bestand für meine Vorstandskollegen und mich kein Zweifel daran, dass wir weitere einschneidende Maßnahmen ergreifen müssen. Trotz der massiven Einsparungen, die wir mit unserem 2012 gestarteten Effizienzsteigerungsprogramm bereits erzielen konnten, haben wir beschlossen, das Programm um 500 Millionen Euro aufzustocken. Die Zielmarke liegt jetzt bei 2,5 Milliarden Euro: Dies ist der nachhaltige Ergebnisbeitrag, den wir mit unseren Effizienzmaßnahmen bis 2018 erzielen wollen. Leider reicht das, was wir und unsere Beschäftigten leisten können, aber nicht aus, um RWE sicher durch schwere Zeiten zu manövrieren. Daher werden Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorschlagen, die Dividende für Stammaktien auszusetzen und auf Vorzugsaktien lediglich den satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 13 Cent je Aktie auszuzahlen. Dieser Schritt wird Sie, unsere Aktionäre, vielleicht enttäuschen. Sie halten ihn möglicherweise für übertrieben. Doch ich versichere Ihnen: Er ist notwendig. Eine Ausschüttungspolitik mit Augenmaß, die sich im Rahmen des Möglichen bewegt, liegt auch im Interesse der Eigentümer von RWE. Lassen Sie mich bei der Gelegenheit unterstreichen, dass wir hier nur über die Dividende für das zurückliegende Geschäftsjahr sprechen. Wie viel wir in kommenden Jahren ausschütten können, wird wesentlich davon abhängen, wie sich das wirtschaftliche und politische Umfeld entwickelt - insbesondere in der konventionellen Stromerzeugung. Der viel beschworene "Silberstreif am Horizont" ist hier allerdings noch nicht erkennbar. Die rückläufigen Kraftwerksmargen bleiben vorerst zentraler Bestimmungsfaktor unserer operativen Ertragsentwicklung. Das vergangene Geschäftsjahr ist ein Beleg dafür - ebenso wie unsere Prognose für 2016. Lassen Sie mich mit einer kurzen Rückblende beginnen: Das Geschäftsjahr 2015 haben wir mit einem betrieblichen Ergebnis von 3,8 Milliarden Euro abgeschlossen. Das entsprach unseren Erwartungen. Gleiches gilt für das bereinigte Nettoergebnis von 1,1 Milliarden Euro. Nicht voraussehen konnten wir den fortgesetzten Preisverfall im Stromterminhandel und die dadurch notwendigen Wertberichtigungen auf Kraftwerke in Höhe von 2,1 Milliarden Euro. Aufgrund dieser und weiterer Sonderbelastungen war das Nettoergebnis mit -170 Millionen Euro außergewöhnlich schwach. Doch es gab auch Lichtblicke: Unsere Nettoschulden konnten wir um ein Fünftel senken, und zwar auf 25,1 Milliarden Euro. Ich hatte schon erwähnt, dass wir das in erster Linie dem erfolgreichen Verkauf von RWE Dea verdanken. Am meisten freut mich, dass sich unsere hohen Investitionen in die erneuerbaren Energien immer mehr auszahlen. Unsere Ökostrom-Tochter RWE Innogy hat ihr betriebliches Ergebnis auf 493 Millionen Euro gesteigert - das ist mehr als zweieinhalb Mal so viel wie im Vorjahr. Entscheidend dafür war, dass wir 2015 zwei riesige Offshore-Windparks fertiggestellt haben. Und wie geht es weiter? Fest steht, dass der Rückgang der Stromgroßhandelspreise immer tiefere Spuren im betrieblichen Konzernergebnis hinterlässt. Dieses wird 2016 voraussichtlich bei 2,8 bis 3,1 Milliarden Euro liegen und damit deutlich unter dem Niveau von 2015. Beim bereinigten Nettoergebnis erwarten wir einen Rückgang auf 0,5 bis 0,7 Milliarden Euro. Die Möglichkeit einer Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer haben wir dabei ausgeklammert, weil sie schwer prognostizierbar ist. Neben weiter fallenden Kraftwerksmargen erwarten wir, dass sich 2016 die Aufwendungen im Netzgeschäft erhöhen -was aber nicht als Trend interpretiert werden darf. Bei unserer britischen Vertriebstochter RWE npower, die 2015 wegen operativer und technischer Probleme in die Verlustzone gerutscht ist, könnten zudem weitere Belastungen auftreten. Allerdings haben wir dort einen harten Sanierungskurs eingeschlagen mit dem Ziel, die Margen zu stabilisieren und die Wettbewerbsposition des Unternehmens bis 2018 auf Marktdurchschnitt zu bringen. Unsere Ergebnisprognose zeigt, dass die Talsohle noch nicht durchschritten ist. Vieles deutet darauf hin, dass die Zeiten noch länger "interessant" bleiben, um es in den eingangs gewählten Worten zu sagen. Solche Zeiten haben aber auch ihr Gutes: Sie geben uns die Chance zu zeigen, was in uns steckt. Wir werden den Beweis dafür antreten, dass wir Ihre und unsere RWE auch auf schwerem Parcours sicher lenken können. Dafür benötigen wir nicht nur Entschlossenheit und fahrerisches Können, sondern auch den Rückhalt von Ihnen, unseren Aktionären. Ich würde mich freuen, wenn wir gerade jetzt auf Ihre Geduld und Ihr Vertrauen setzen können. Wir werden hart dafür arbeiten, dass es sich für Sie auszahlt. Mit freundlichen Grüßen Peter Terium Vorstandsvorsitzender der RWE AG
Essen, im März 2016
DER VORSTAND DER RWE AGPeter TeriumVorstandsvorsitzender Geboren 1963 in Nederweert (Niederlande), Ausbildung zum Wirtschaftsprüfer am Nederlands Instituut voor Registeraccountants, von 1985 bis 1990 Audit Supervisor bei KPMG, von 1990 bis 2002 verschiedene Positionen bei der Schmalbach-Lubeca AG, 2003 Eintritt in die RWE AG als Leiter Konzerncontrolling, von 2005 bis 2009 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply &Trading GmbH, von 2009 bis 2011 Vorstandsvorsitzender von Essent N.V., von September 2011 bis Juni 2012 Mitglied des Vorstands und stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Juli 2012 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG. Konzernressorts
Dr. Bernhard GüntherFinanzvorstand Geboren 1967 in Leverkusen, promovierter Volkswirt, von 1993 bis 1998 bei McKinsey & Company, 1999 Eintritt in die RWE AG als Abteilungsleiter im Bereich Konzerncontrolling, von 2001 bis 2005 Bereichsleiter Unternehmensplanung und Controlling der RWE Power AG, von 2005 bis 2006 Leiter Konzerncontrolling der RWE AG, von 2007 bis 2008 Geschäftsführer und Chief Financial Officer (CFO) der RWE Gas Midstream GmbH sowie gleichzeitig Geschäftsführer und CFO der RWE Trading GmbH, von 2008 bis 2012 Geschäftsführer und CFO der RWE Supply & Trading GmbH, seit Juli 2012 Mitglied des Vorstands und seit Januar 2013 Finanzvorstand der RWE AG. Konzernressorts
Dr. Rolf Martin SchmitzStellvertretender Vorstandsvorsitzender und Vorstand Operative Steuerung Geboren 1957 in Mönchengladbach, promovierter Maschinenbauingenieur, von 1986 bis 1988 Planungsingenieur bei der STEAG AG, von 1988 bis 1998 bei der VEBA AG u. a. zuständig für Konzernentwicklung und Wirtschaftspolitik, von 1998 bis 2001 Vorstand der rhenag Rheinische Energie AG, von 2001 bis 2004 Vorstand der Thüga AG, von 2004 bis 2005 Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Kraftwerke GmbH, von 2006 bis 2009 Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG und Geschäftsführer der Stadtwerke Köln, von Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, seit Oktober 2010 Vorstand Operative Steuerung und seit Juli 2012 gleichzeitig stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG. Konzernressorts
Uwe TiggesPersonalvorstand und Arbeitsdirektor Geboren 1960 in Bochum, Ausbildung zum Fernmeldemonteur und Meister Elektrotechnik, Studium der Technischen Betriebswirtschaftslehre, von 1984 bis 1994 diverse Tätigkeiten in der Informationstechnik bei der VEW AG und VEW Energie AG, von 1994 bis 2012 freigestellter Betriebsrat (zuletzt der RWE Vertrieb AG) sowie Vorsitzender des Europäischen Betriebsrats der RWE AG, von 2010 bis 2012 Vorsitzender des Konzernbetriebsrats von RWE, seit Januar 2013 Personalvorstand und seit April 2013 Arbeitsdirektor der RWE AG. Konzernressorts
BERICHT DES AUFSICHTSRATSSehr geehrte Aktionäre,das Jahr 2015 war richtungsweisend für RWE. Wie im vorliegenden Geschäftsbericht ausführlich dargestellt, wird der Konzern künftig mit zwei starken Unternehmensgruppen unter dem Dach der RWE AG im Energiemarkt präsent sein. Die Weichen dafür haben wir Ende 2015 gestellt: In seiner Sitzung vom 11. Dezember beschloss der Aufsichtsrat, dass die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammengeführt und etwa 10% des Aktienkapitals dieser Gesellschaft im Rahmen einer Kapitalerhöhung an der Börse platziert werden, während die Konventionelle Stromerzeugung und das Handelsgeschäft weiter zu 100% bei der RWE AG verbleiben. Die Entscheidung fiel einstimmig. Ihr waren ausführliche Beratungen vorausgegangen. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat die neue Tochtergesellschaft nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Als börsennotierte Gesellschaft hat sie zudem direkten Zugang zum Kapitalmarkt und damit die Möglichkeit, Wachstum durch Ausgabe neuer Aktien zu finanzieren. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, dass die RWE AG im Zuge des Börsengangs oder danach weitere Anteile an der neuen Gesellschaft veräußert. Die Haftungsmasse für unsere Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich wird dadurch nicht verändert; vielmehr gewinnt die RWE AG sogar zusätzliche finanzielle Flexibilität, um diese Verpflichtungen zu erfüllen. Der Aufsichtsrat wird die Gründung der neuen Gesellschaft und deren Börsengang intensiv begleiten. Für das Gremium, das im April neu gewählt wird, ist dies eine der zentralen Aufgaben in den kommenden Monaten. Doch zurück zur Aufsichtsratsarbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr. Auch 2015 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und seine Maßnahmen überwacht; zugleich war er in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand hat uns schriftlich und mündlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung berichtet - regelmäßig, umfassend und zeitnah. Ebenso gründlich wurden wir über die aktuelle Ertragssituation, über die Risiken und über deren Management informiert. Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat zu vier ordentlichen und zwei außerordentlichen Aufsichtsratssitzungen zusammen. An zwei Sitzungen nahmen alle 20, an zwei Sitzungen 19 und an zwei Sitzungen 18 Mitglieder des Gremiums teil. Kein Mitglied des Aufsichtsrats hat nur an der Hälfte oder weniger der Sitzungen des Aufsichtsrats teilgenommen. Eine individualisierte Übersicht über die Sitzungspräsenz finden Sie in der nachfolgenden Tabelle. Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen des Aufsichtsrats mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit auch außerhalb der Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst - sofern erforderlich, im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern. scroll
Beratungsschwerpunkte. Die notwendigen Veränderungen der Konzernstruktur zählten zu den wichtigsten Themen, zu denen wir uns beraten haben. Im Fokus stand dabei nicht nur die eingangs erläuterte Zusammenführung der Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft, sondern auch eine Vereinfachung der Legalstrukturen durch Verschmelzungen von Tochtergesellschaften auf übergeordnete Einheiten. Dafür hat der Aufsichtsrat in einer Sondersitzung am 10. August grünes Licht gegeben. Ebenfalls beschlossen wurde, dass die Konzernaktivitäten künftig funktional entlang der Stufen der Wertschöpfungskette durch sogenannte Chief Operating Officers gesteuert werden. Zu den zentralen Themen der Beratungen in den Aufsichtsratssitzungen zählten auch - wie in der Vergangenheit - die anhaltende Krise der konventionellen Stromerzeugung und ihre Auswirkungen auf RWE sowie notwendige Maßnahmen zur Stärkung der Ertrags- und Finanzkraft des Unternehmens. Letztere umfassten im Wesentlichen Investitionskürzungen und zusätzliche Effizienzverbesserungen. Zu den Themenschwerpunkten zählten auch die jüngsten Beteiligungsverkäufe, insbesondere die Reduktion des Anteils an der RWE Grid Holding in Tschechien. Immer wieder tauschten wir uns mit dem Vorstand zur Unternehmensstrategie aus. Dieser informierte uns regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns und die laufenden juristischen Verfahren, darunter ein Schiedsverfahren, das in einem Vergleich endete. Sowohl schriftlich als auch mündlich berichtete er über den Fortschritt von Großprojekten zum Ausbau der Stromerzeugungskapazität von RWE: Besonderes Augenmerk galt dabei den neuen Steinkohlekraftwerken in Hamm (Westfalen) und im niederländischen Eemshaven sowie den Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der Küste von Wales und Nordsee Ost nahe Helgoland. Darüber hinaus informierte uns der Vorstand über die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise und der Erzeugungsmargen, das Konzessions- und Vertriebsgeschäft, Maßnahmen zur Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens und aktuelle Entwicklungen an den Energiemärkten. Aufmerksam verfolgten wir die Diskussion über die Umsetzung des deutschen "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" und über die Höhe der Kernenergierückstellungen. In der Sitzung vom 11. Dezember 2015 haben wir uns intensiv mit der Planung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2016 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst. Verabschiedet wurde die Planung in der Sitzung des Aufsichtsrats vom 3. März 2016. Abweichungen von früher festgesetzten Planwerten und Zielen hat uns der Vorstand eingehend erläutert. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2015 lagen keine solchen Mitteilungen vor. Corporate Governance. Der Aufsichtsrat hat sich auch 2015 mit der Umsetzung der Vorschriften des Deutschen Corporate Governance Kodex befasst. Vorstand und Aufsichtsrat haben einen Corporate-Governance-Bericht erstellt, der auf der Internetseite von RWE unter www.rwe.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. Am 3. März 2016 haben sie eine Entsprechenserklärung abgegeben, die an gleicher Stelle abgerufen werden kann. RWE erfüllt alle Empfehlungen des Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015. Ausschüsse. Der Aufsichtsrat hat sechs Ausschüsse; ihre Mitglieder sind auf Seite 179 aufgeführt. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Mitunter nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, die ihnen der Aufsichtsrat übertragen hat. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig informiert. Kein Mitglied eines Ausschusses hat nur an der Hälfte oder weniger der Ausschusssitzungen teilgenommen. Das Präsidium kam im Berichtsjahr 2015 zu drei Sitzungen zusammen. Es hat u. a. Vorarbeiten für die Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung für die Geschäftsjahre 2015 und 2016 sowie die Vorschau bis 2018 geleistet. Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er beschäftigte sich intensiv mit den Quartalsfinanzberichten, dem Halbjahresabschluss und dem Jahresabschluss, dem Konzernabschluss sowie dem zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG. Die Abschlüsse hat er jeweils vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand beraten. Der Abschlussprüfer nahm an den Beratungen in allen Sitzungen dieses Ausschusses teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung. Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2015 und bereitete außerdem die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor. Dabei legte er auch die Prüfungsschwerpunkte fest. Sein besonderes Augenmerk richtete der Ausschuss auf das Risikomanagementsystem des Konzerns und das rechnungslegungsbezogene interne Kontrollsystem. Darüber hinaus befasste er sich mit Compliance-Fragen sowie mit der Planung und den Ergebnissen der internen Revision. Im Berichtsjahr standen zahlreiche weitere Themen auf der Agenda des Ausschusses, etwa die Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), die Weiterentwicklung des internen Kontrollsystems der RWE Supply & Trading, der Status des Shared Service Center, die wesentlichen Neuerungen in der EU-Regulierung zur Abschlussprüfung und zum Bestätigungsvermerk, der Datenschutz und die Cyber Security sowie die steuerliche und rechtliche Situation des RWE-Konzerns. Zu einzelnen Punkten haben auch die Leiter der Konzernfunktionen in den Prüfungsausschusssitzungen für Berichte und Fragen zur Verfügung gestanden. Der Personalausschuss trat 2015 dreimal zusammen. Er befasste sich mit der Tantieme und dem Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen. Außerdem bereitete er die Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor. Der Nominierungsausschuss tagte einmal im Berichtsjahr, um die Wahlvorschläge für die Hauptversammlung am 20. April 2016 vorzubereiten, über die der Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 3. März 2016 beschlossen hat. Der Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer musste auch im Berichtsjahr nicht einberufen werden. Im Dezember 2015 wurde der Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" gegründet. Er soll Entscheidungen zur geplanten Kapitalerhöhung der neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb treffen. Außerdem wird er eingebunden sein, falls die RWE AG Minderheitsanteile an der Neugesellschaft veräußert, und dabei u. a. über den Umfang der Beteiligungsverkäufe und den zu erzielenden Preis entscheiden. Der Ausschuss musste im Berichtsjahr noch nicht einberufen werden. Jahresabschluss 2015. Die PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2015 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach den International Financial Reporting Standards (lFRS) aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 23. April 2015 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats vom 3. März 2016 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Abschlussprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 2. März 2016 in Gegenwart der Abschlussprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst; er hat dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. In der Sitzung vom 3. März 2016 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung beider Abschlüsse zu und billigte den Jahresabschluss der RWE AG und den Konzernabschluss. Der Jahresabschluss 2015 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der eine Dividende von 0,13 € je dividendenberechtigte Vorzugsaktie vorsieht. Für Stammaktien wird keine Dividende ausgeschüttet. Dank für Engagement und Loyalität. Das zurückliegende Geschäftsjahr war - wie kaum eines zuvor - von den schwierigen Rahmenbedingungen im Energiesektor geprägt. Trotzdem können die rund 60.000 Beschäftigten von RWE mit Stolz auf das Erreichte zurückblicken. Im Namen des gesamten Aufsichtsrats danke ich allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern, die sich im vergangenen Jahr tatkräftig und loyal für den Erfolg und die Zukunft des Unternehmens eingesetzt haben.
Essen, 3. März 2016 Für den Aufsichtsrat Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender RWE AM KAPITALMARKTDie Aufwärtstendenz am deutschen Aktienmarkt hielt 2015 an. Beflügelt von der extrem lockeren Geldpolitik der Europäischen Zentralbank legte der DAX um 10% zu. Es war das vierte Mal in Folge, dass der Index das Jahr mit einem Plus schloss. Die RWE-Aktien zeigten dagegen einen enttäuschenden Kursverlauf: Sie büßten etwa die Hälfte ihres Wertes ein. Ein Grund dafür war, dass sich die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung weiter verschlechtert haben. Außerdem taten sich neue energiepolitische Risiken auf, insbesondere in der Kernenergie. Der Anleihemarkt war weiterhin durch ungewöhnlich günstige Refinanzierungskonditionen geprägt. Dies kam auch RWE zugute. Die Kosten für die Absicherung gegen das Kreditrisiko von RWE haben sich allerdings erhöht. Auch hier spielte der unsichere politische Rahmen eine wesentliche Rolle.Performance der RWE-Stammaktie und der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities in % (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Aktienmarkt weiter im Aufwind. Mehr Licht als Schatten gab es 2015 am deutschen Aktienmarkt. Der DAX legte um 10% auf 10.743 Punkte zu. Es war das vierte Mal in Folge, dass das deutsche Börsenbarometer eine positive Jahresbilanz einfuhr. Als wichtigster Stimulus für die Aktienkurse erwies sich die extrem lockere Geldpolitik führender Notenbanken, allen voran der Europäischen Zentralbank und der Federal Reserve in den USA. Diese Politik trug wesentlich dazu bei, dass der DAX am 10. April mit 12.375 Punkten den höchsten Schlusskurs aller Zeiten erreichte. Im weiteren Jahresverlauf musste der Index dann allerdings einige Rückschläge wegstecken, die vor allem aus dem Aufleben der Griechenlandkrise und der Wachstumsschwäche Chinas resultierten. Für Inhaber von RWE-Aktien fiel die Jahresbilanz enttäuschend aus. Die RWE-Stammaktie ging Ende Dezember mit 11,71 € aus dem Handel. Daraus ergibt sich eine Jahresrendite aus Kursveränderung und Dividende (Performance) von -52%. Kaum besser war die Performance der Vorzugsaktien von RWE (-50%). Unsere Titel mussten sich nicht nur dem DAX geschlagen geben, sondern auch dem Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities, der das Jahr 2015 auf dem gleichen Niveau schloss wie 2014. Ausschlaggebend für die hohen Kursverluste der RWE-Aktien waren die schwierigen Rahmenbedingungen im deutschen Energiesektor. So haben sich die Stromgroßhandelspreise und damit auch die Kraftwerksmargen weiter verschlechtert. Hinzu kamen politische Risiken. Für massive Verunsicherung sorgte der später wieder fallen gelassene Plan des Bundeswirtschaftsministeriums, eine Klimaabgabe für Kraftwerke einzuführen. Im weiteren Jahresverlauf rückte das Thema "Kernenergie" in den Vordergrund: Ungewissheit herrschte vor allem darüber, welche Vorgaben die Bundesregierung den Versorgern für die finanzielle Absicherung ihrer Entsorgungsverpflichtungen machen wird. Sollten die Versorger zur Dotierung eines Kernenergiefonds oder einer Kernenergiestiftung verpflichtet werden, besteht nach Auffassung der Kapitalmarktteilnehmer das Risiko hoher zusätzlicher Belastungen für die Unternehmen. Für große Unruhe sorgte im September das Gerücht, dass ein Stresstest zur Höhe der deutschen Kernenergierückstellungen, der von der Bundesregierung in Auftrag gegeben worden war, eine milliardenschwere Lücke offenbart hätte. Bald darauf entspannte sich die Lage wieder, als die Bundesregierung den Versorgern bescheinigte, den Stresstest bestanden zu haben (siehe Seite 35). Neben den ungünstigen Rahmenbedingungen trübte auch die enttäuschende Ertragslage in unserem britischen Vertriebsgeschäft die Stimmung. Positiv aufgenommen wurde unser Beschluss, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft bündeln und an die Börse zu bringen. Als wir den Markt am 1. Dezember darüber informierten, legte die Stammaktie um 17% zu. Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorschlagen, die Zahlung einer Dividende auf Stammaktien für das Geschäftsjahr 2015 auszusetzen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Hintergrund sind die zuletzt drastisch verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung und aktuelle politische Risiken. scroll
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Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl
der im Umlauf befindlichen Aktien Aktionärsstruktur der RWE AG1
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Die Prozentangaben beziehen sich auf den Anteil
am gezeichneten Kapital. Quellen: Eigene Erhebungen und Mitteilungen nach dem deutschen Wertpapierhandelsgesetz; Stand: Dezember 2015 Breite internationale Aktionärsbasis. Das Grundkapital der RWE AG ist eingeteilt in 614.745.499 Aktien, davon 39.000.000 Vorzüge ohne Stimmrecht. Wie im Vorjahr waren Ende 2015 rund 86% der RWE-Aktien im Eigentum institutioneller Investoren, während Belegschaftsaktionäre und sonstige Privatanleger auf Anteile von 1 bzw. 13 % kamen. Auf institutionelle Investoren in Deutschland entfielen 28% des Aktienkapitals (Vorjahr: 30%); in Nordamerika, Großbritannien und Irland hielt diese Anlegergruppe zusammen 32% (Vorjahr: 35%) und in Kontinentaleuropa ohne Deutschland 24% (Vorjahr: 19%) der Aktien. Die RWEB GmbH, in der ein Großteil der kommunalen Anteile gebündelt ist, bleibt mit 15% größter Einzelaktionär von RWE. Nach uns vorliegenden Informationen halten die Vermögensverwalter BlackRock (USA) und Mondrian Investment Partners (Großbritannien) mit jeweils über 3% die größten RWE-Positionen außerhalb Deutschlands. Der Anteil der RWE-Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zum Jahresende 84%. scroll
RWE an deutschen Börsen und in den USA gehandelt. RWE-Aktien werden in Deutschland an den Börsenplätzen Frankfurt am Main und Düsseldorf sowie über die elektronische Handelsplattform Xetra gehandelt. Auch in Berlin, Bremen, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sind sie erhältlich, allerdings nur im Freiverkehr. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADR-Programm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depositary Receipts (ADRs). Das sind Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie. Entwicklung des fünfjährigen Credit Default Swap (CDS) für RWE und des CDS-Index iTraxx Europe in Basispunkten (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Niedrige Zinsen und Kreditabsicherungskosten. Die expansive Geldpolitik führender Notenbanken prägte auch die Entwicklung der Zinsen. Die Durchschnittsrendite zehnjähriger deutscher Staatsanleihen bewegte sich 2015 in einer historisch niedrigen Bandbreite von 0,1 bis 1,0%; Ende Dezember lag sie bei 0,6%. Auch die Kosten für die Absicherung von Kreditrisiken über Credit Default Swaps (CDS) waren vergleichsweise gering. Der Index iTraxx Europe, der aus den CDS-Preisen von 125 großen europäischen Unternehmen gebildet wird, notierte mit durchschnittlich 66 Basispunkten für fünfjährige Laufzeiten; das ist das niedrigste Jahresmittel seit 2007, bevor die Hypotheken-Finanzkrise eskalierte. Die fünfjährigen CDS für RWE haben sich dagegen verteuert. Sie lagen 2015 bei durchschnittlich 94 Basispunkten, gegenüber 72 Basispunkten im Vorjahr. Insbesondere im dritten Quartal war ein starker Preisanstieg zu beobachten. Zwischenzeitlich notierten die CDS deutlich über der 160-Punkte-Marke und damit auf dem höchsten Niveau aller Zeiten. Ausschlaggebend dafür war die große Besorgnis, die der Stresstest zur Höhe der Kernenergierückstellungen zwischenzeitlich bei den Anlegern auslöste. Als sich abzeichnete, dass die Befürchtungen unbegründet waren, verbilligten sich die CDS für RWE wieder. 1 ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT1.1 STRATEGIEUnser Geschäft wird auf allen Wertschöpfungsstufen anspruchsvoller. Schlüsselfaktoren sind der fortschreitende Ausbau der erneuerbaren Energien, steigende Klimaschutzanforderungen und die digitale Revolution. Wir sehen hier unternehmerische Chancen für uns, die wir nutzen wollen: indem auch wir unseren Strom zunehmend aus regenerativen Quellen erzeugen, indem wir mit modernen und flexiblen Kraftwerken die Sicherheit der Stromversorgung gewährleisten, indem wir die Netzinfrastruktur technisch weiterentwickeln und indem wir unseren Kunden innovative Produkte und Dienstleistungen anbieten, mit denen sie Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Um dafür finanziell besser gerüstet zu sein, stellen wir uns auch organisatorisch neu auf: Wir fassen die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer Tochtergesellschaft zusammen, die als börsennotiertes Unternehmen direkten Zugang zum Kapitalmarkt haben wird.Was wir tun. RWE ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit unserem Know-how bei der Gewinnung von Braunkohle, der Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, dem Energiehandel, der Verteilung und dem Vertrieb von Strom und Gas sowie der Entwicklung und Bereitstellung von innovativen Energiemanagementlösungen sind wir auf allen Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette tätig. Wir versorgen mehr als 16 Millionen Stromkunden und etwa 7 Millionen Gaskunden zuverlässig und zu fairen Preisen mit Energie. Im Geschäftsjahr 2015 haben wir einen Umsatz von 48,6 Mrd. € erwirtschaftet. Unsere wichtigsten Märkte sind Deutschland, Benelux, Großbritannien sowie Zentralost- und Südosteuropa. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sind wir auch außerhalb dieser Regionen aktiv, z. B. in Spanien und Italien. Eine Übersicht über unsere Geschäftsaktivitäten finden Sie auf der folgenden Seite. Neue Anforderungen an Energieversorger. Das klassische Geschäftsmodell des voll integrierten Energieversorgers gerät zunehmend unter Druck. Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt sich das konventionelle Erzeugungsgeschäft in Europa mehr und mehr weg von der Produktion möglichst hoher Strommengen hin zur Bereitstellung von Kapazitäten, mit denen die Schwankungen der Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke zunehmend in Richtung marktorientierter Kapazitätsprämien für Versorgungssicherheit. Diese Entwicklung ist in einigen europäischen Märkten bereits weit vorangeschritten, u. a. in Großbritannien. In Deutschland hat sich die Politik allerdings bis auf Weiteres gegen die Einführung eines Kapazitätsmarktes entschieden (siehe Seite 35). Zentrale Herausforderung im Netzbetrieb ist die Integration der wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen. Sie macht den verstärkten Einsatz komplexer Technologien erforderlich. Die Trends im Vertrieb werden dadurch bestimmt, dass es immer mehr Kunden gibt, die eine effizientere Energienutzung anstreben und von den Möglichkeiten Gebrauch machen wollen, die die digitale Revolution eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und übernehmen mitunter sogar die Rolle eines Energiemanagers. Unsere Antwort. RWE wird auch in der Energiewelt von Môrgen ein führender Anbieter sein. Diesem Anspruch werden wir gerecht, indem wir unser Geschäftsmodell auf die beschriebenen Trends ausrichten. Unsere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien haben wir bereits stark ausgebaut und wollen hier auch in Zukunft auf Wachstumskurs bleiben. Des Weiteren investieren wir in den Erhalt, die Erweiterung und die Modernisierung unserer Netzinfrastruktur, um auf lange Sicht eine zuverlässige Verteilung von Strom und Gas gewährleisten zu können. Im Vertriebsgeschäft sind wir dank unserer starken Kundenbasis in der Lage, neue Bedürfnisse von Privathaushalten und Unternehmen frühzeitig zu erkennen und ihnen mit passgenauen Angeboten gerecht zu werden. In der konventionellen Stromerzeugung setzen wir auf eine flexible und effiziente Kraftwerksflotte, die als Partner der erneuerbaren Energien dafür sorgt, dass jederzeit genug Strom zur Verfügung steht. Darüber hinaus nehmen wir nach und nach ältere, emissionsintensive Kraftwerke vom Netz - mit der Folge, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad unserer Erzeugungsanlagen steigt und sich der Ausstoß von Kohlendioxid sowohl absolut als auch im Verhältnis zur Stromproduktion verringert. scroll
Wo RWE aktiv ist Wachstumsfelder von RWE. Wachstumsmöglichkeiten sehen wir derzeit insbesondere bei der Stromerzeugung aus Windenergie an Land und im Meer, im Stromverteilnetzgeschäft sowie in der Vermarktung innovativer Vertriebsprodukte und dezentraler Energielösungen. In einigen Ländern wollen wir die Chance ergreifen, uns durch Aufbau von Vertriebsgeschäft mittel- oder langfristig unter den großen lokalen Versorgern zu etablieren; Beispiele dafür sind Kroatien, Slowenien und Rumänien. Außerhalb Europas sind wir nur in sehr begrenztem Rahmen tätig, u. a. im Handelsgeschäft. Darüber hinaus bieten wir Staaten der Arabischen Halbinsel seit 2014 erfolgreich Beratungsdienstleistungen entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette an. Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen. Wachstumsprojekte haben wir früher großenteils aus Mitteln finanziert, die wir mit unseren Kraftwerken verdient haben. Weil die Stromgroßhandelspreise und damit auch die Margen in der konventionellen Stromerzeugung dramatisch gefallen sind, ist das heute nicht mehr möglich. Um dennoch Wachstumschancen nutzen zu können, die sich uns im derzeitigen energiewirtschaftlichen Umfeld bieten, haben wir Ende 2015 beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in eine neue Tochtergesellschaft zu überführen und einen Anteil von rund 10% an dieser Gesellschaft im Zuge einer Kapitalerhöhung an der Börse zu platzieren. Mit den Mitteln, die dem neuen Unternehmen zufließen, stärken wir unseren finanziellen Spielraum gerade auf den Gebieten, wo sich durch den Wandel des Energiesystems neue unternehmerische Perspektiven auftun. Auch im Hinblick auf die Herausforderungen in der konventionellen Stromerzeugung bietet die Reorganisation Vorteile. Durch die Möglichkeit, Einnahmen aus dem Verkauf von Anteilen an der neuen Gesellschaft zu erzielen, wird die RWE AG finanziell flexibler, etwa bei Erfüllung der Kernenergieverpflichtungen. Unsere Planungen sehen vor, dass die RWE AG Mehrheitseigentümer der neuen Gesellschaft bleibt. Stärkung der Innovationskraft. Mehr denn je werden Versorger daran gemessen, wie flexibel und innovativ sie sind. Unternehmen, die in einem sich dynamisch verändernden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für die Kundenbedürfnisse von morgen und übermorgen haben. Bei RWE und im Umfeld des Unternehmens gibt es viele kluge Köpfe, die uns dabei helfen können. Wir bringen sie zusammen und geben ihnen die Möglichkeit, Geschäftsideen ohne Denkverbote zu sondieren und vielversprechende Neuerungen direkt am Markt zu erproben. Organisiert und vorangetrieben wird dieser Prozess von unserem Anfang 2014 ins Leben gerufenen "RWE Innovation Hub", über den wir auf Seite 23 ff. ausführlich informieren. Um möglichst schnell neue Lösungen anbieten zu können, setzen wir auf die Zusammenarbeit mit Partnern und sind mit Innovationsteams an den Standorten Silicon Valley, Tel Aviv und Berlin vertreten. Das Leitbild von RWE. Unsere Strategie orientiert sich an einem Leitbild, das zum einen die ambitionierten politischen Ziele zum Klimaschutz, zum Ausbau der erneuerbaren Energien und zur Verbesserung der Energieeffizienz unterstützt und zum anderen die enormen Herausforderungen aufgreift, die dadurch für uns in puncto Wettbewerbsfähigkeit, Innovationskraft und finanzielle Stärke entstehen. Unser Leitbild haben wir so formuliert: "Wir sind der vertrauenswürdige und leistungsstarke Partner für die nachhaltige Umgestaltung des europäischen Energiesystems." Um diesem Anspruch gerecht zu werden, haben wir uns die folgenden strategischen Ziele gesetzt: Wir wollen (1) unsere Finanzkraft stärken, (2) RWE leistungs- und wettbewerbsfähiger machen und (3) den nachhaltigen Umbau des europäischen Energiesystems erfolgreich mitgestalten. Im Folgenden erläutern wir die genannten Ziele und wie wir sie erreichen wollen. Weitere Informationen dazu können Sie im Internet unter www.rwe.com/strategie abrufen. (1) Stärkung der Finanzkraft. Wir wollen jederzeit im gewünschten Maße und zu akzeptablen Konditionen Fremdkapital beschaffen können - selbst in Krisenphasen an den Finanzmärkten. Das hat oberste Priorität für uns. Wir streben daher die Beibehaltung eines Investment-Grade-Ratings an. Unsere Nettoverschuldung haben wir im abgelaufenen Geschäftsjahr von 31,0 Mrd. € auf 25,1 Mrd. € gesenkt, vor allem wegen des Verkaufs von RWE Dea (siehe Seite 38). Unsere Investitionen und Ausschüttungen wollen wir vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit finanzieren, wenngleich Schwankungen beim Mittelzufluss dazu führen können, dass uns dies nicht in jedem Jahr gelingt. Um unsere Finanzkraft zu stärken, bedienen wir uns gleich mehrerer Hebel. Im Jahr 2012 hat RWE ein ambitioniertes Effizienzsteigerungsprogramm gestartet, das umfangreiche Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung beinhaltet (siehe Seite 57). Darüber hinaus haben wir die Investitionen stark zurückgefahren und eine Reihe von Desinvestitionen getätigt. Zum Verkauf steht derzeit u. a. noch unsere Minderheitsbeteiligung an dem auf Uran-Anreicherung spezialisierten Unternehmen Urenco. Auch die bereits erläuterte organisatorische Neuaufstellung des RWE-Konzerns - verbunden mit dem Börsengang der neuen Gesellschaft für Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb - gibt uns zusätzlichen finanziellen Spielraum. (2) Verbesserung der Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit. Ein Marktumfeld, das sich dynamisch entwickelt, ist nur für Unternehmen beherrschbar, die selbst dynamisch sind. Wir haben bereits eine Fülle von Maßnahmen ergriffen, um unsere Prozesse noch effizienter, unsere Organisation noch schlagkräftiger und unsere Unternehmenskultur noch leistungsorientierter zu machen. Einen großen Schritt nach vorne gebracht hat uns dabei das Anfang 2012 gestartete und inzwischen erfolgreich beendete Programm "RWE 2015", das wir im Geschäftsbericht 2014 auf Seite 19 f. erläutert haben. Einen wichtigen Beitrag zur Schaffung wettbewerbsfähigerer Strukturen liefert auch die im August 2015 beschlossene Verringerung der Zahl unserer Konzerngesellschaften im Wege einer Verschmelzung. Dadurch, dass wir mit weniger rechtlichen Einheiten und Führungsebenen auskommen, können wir Entscheidungswege verkürzen und den Verwaltungsaufwand verringern. (3) Mitgestaltung des nachhaltigen Umbaus des europäischen Energiesystems. Dem tiefgreifenden Strukturwandel im Energiesektor begegnen wir mit einer Weiterentwicklung unseres Geschäftsmodells. Dies betrifft alle Stufen der Wertschöpfungskette. Damit reagieren wir nicht nur auf Veränderungen, sondern übernehmen eine aktive Rolle beim Umbau des europäischen Energiesystems.
Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst. Unser Beitrag zu einem nachhaltigen Energiesystem besteht auch darin, dass wir selbst nachhaltig wirtschaften. Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäft. Umso wichtiger ist, dass unser Handeln in Einklang mit den Erwartungen der Gesellschaft steht. Um diese Erwartungen besser einschätzen zu können, stehen wir in ständigem Dialog mit Vertretern unserer Anspruchsgruppen, auch als "Stakeholder" bezeichnet. Dabei handelt es sich in erster Linie um Anteilseigner, Arbeitnehmer, Kunden, Politiker, Verbände, Nichtregierungsorganisationen und Bürgerinitiativen. Auf Basis dieses Dialogs haben wir im Jahr 2007 zehn Handlungsfelder festgelegt, in denen nach unserem Verständnis die wichtigsten Herausforderungen für RWE liegen. Die Auswahl und Abgrenzung der Handlungsfelder haben wir seither turnusgemäß überprüft und sie an Veränderungen im Unternehmen und in unserem gesellschaftlichen Umfeld angepasst. Unsere Handlungsfelder lassen sich aktuell mit folgenden Stichworten charakterisieren: (1) Klimaschutz, (2) Energieeffizienz, (3) Umweltschutz und Biodiversität, (4) gesellschaftliches Engagement, (5) Markt und Kunde, (6) Mitarbeiter, (7) Lieferkette, (8) Arbeitssicherheit und Gesundheitsmanagement, (9) Versorgungssicherheit und (10) Innovation. Für jedes dieser Handlungsfelder haben wir uns Ziele gesetzt und darüber hinaus Kennzahlen festgelegt, mit denen wir die Zielerreichung messen und für die Öffentlichkeit dokumentieren. Eine besondere Bedeutung innerhalb der zehn Handlungsfelder kommt dem Klimaschutz zu. Als Europas größter Einzelemittent von Kohlendioxid (CO2 ) sind wir hier besonders gefordert, zumal mit hohen Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken verbunden sind. Wir wollen unseren CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom, der im vergangenen Jahr bei 0,71 Tonnen lag, bis 2020 auf 0,62 Tonnen senken. Dabei setzen wir u. a. auf den Ausbau der erneuerbaren Energien. Außerdem haben wir mit unserem inzwischen abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. Die meisten Anlagen aus dem Programm sind Gaskraftwerke. Sie stoßen wesentlich weniger CO2 aus als Kohlekraftwerke, konnten allerdings wegen ungünstiger Marktbedingungen bisher noch nicht im gewünschten Maß zur Verbesserung unserer CO2 -Bilanz beitragen. Weitergehende Informationen zu diesem Thema finden Sie im Bericht "Unsere Verantwortung", dessen neue Ausgabe Ende März 2016 erscheint und im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden kann. 1.2 INNOVATIONRWE war schon immer ein innovatives Unternehmen. Ein Beispiel dafür ist die Fernleitung zwischen dem Rheinland und den Alpen aus den 1920er-Jahren - die damals längste deutsche Stromautobahn, gebaut von RWE. Heute sorgen wir mit neu entwickelten Produkten dafür, dass Energie für unsere Kunden zum Erlebnis wird. Die Dezentralisierung der Energiewirtschaft, der Aufbruch ins digitale Zeitalter und der Trend zur energetischen Rundumversorgung sind Motoren eines Wandels, den wir innovativ mitgestalten. Indem wir neue Geschäftsmodelle entwickeln, stellen wir sicher, dass wir auch für die Kundenbedürfnisse von Môrgen und übermorgen das passende Sortiment haben. Parallel arbeiten wir an technischen Lösungen für eine sichere, bezahlbare und umweltschonende Energieversorgung. Dass uns die Ideen dabei nicht ausgehen, belegen unsere rund 350 patentgeschützten Erfindungen, mit denen wir zur Spitzengruppe der europäischen Versorger gehören.Innovationen bei RWE. RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Wichtigste Triebfeder ist unser Anspruch, unsere Kunden durch preiswerte und bedarfsgerechte Angebote zu überzeugen. Dass uns dies nicht nur heute, sondern auch in Zukunft gelingt - dazu trägt der RWE Innovation Hub bei, eine Innovationsplattform, die wir Anfang 2014 gegründet haben und die von einem inzwischen rund 100-köpfigen Team mit Leben gefüllt wird. Der Hub soll uns dabei unterstützen, neue Geschäftsmodelle zu entwickeln und damit zu unterstreichen, dass RWE weit mehr kann, als bloß Strom und Gas bereitzustellen. Auch in technischer Hinsicht sind wir innovativ: Mit derzeit rund 200 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung wollen wir dazu beitragen, dass die Stromerzeugung emissionsärmer, das Verteilnetz intelligenter und die Energienutzung effizienter wird. Darüber hinaus profitieren wir von der Findigkeit und Kreativität unserer Mitarbeiter im betrieblichen Alltag. Mit guten Ideen für Prozessverbesserungen haben sie auch 2015 wieder dafür gesorgt, dass wir Einsparungen in Millionenhöhe erreicht haben. RWE Innovation Hub: Plattform für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Wir wollen Innovationsführer im zukünftigen Energiesystem sein - und mit unseren Ideen Geld verdienen. Diese Ziele erreichen wir, indem wir gemeinsam mit unseren Kunden herausfinden, welche neuen Produkte und Dienstleistungen ihre Wünsche und Bedürfnisse bestmöglich erfüllen können. Der RWE Innovation Hub ist der Boden, auf dem Ideen wachsen können, bis aus ihnen werthaltige Geschäftsmodelle werden. Die Mitarbeiter im Hub sind über die Grenzen von Ländern und Organisationseinheiten hinweg in einem Netzwerk miteinander verbunden. Aktuell arbeiten sie an vier Schwerpunktthemen, die für die Zukunft von RWE von besonderer Bedeutung sind: (1) Chancen durch die digitale Revolution, (2) intelligente, vernetzte Lösungen für Privat- und Gewerbekunden, (3) Energiekonzepte für Europas Metropolen und (4) neue Produkte und Dienstleistungen durch die Nutzung von Daten. Erste Produkte aus diesen Kategorien werden bereits bei Kunden getestet. Da innovative Geschäftsmodelle auch innovative Organisationsstrukturen benötigen, überführen wir marktreife Ideen mitunter in eigens dafür gegründete Gesellschaften, sogenannte Start-ups. Diese schlank und flexibel aufgestellten Unternehmen spezialisieren sich darauf, die neuen Angebote von RWE am Markt zu platzieren. (1) Chancen durch die digitale Revolution. Ob Banküberweisung, Fahrkartenkauf oder Urlaubsbuchung - die meisten dieser Transaktionen werden heute nicht mehr in der Bank oder im Reisebüro getätigt, sondern per Mausklick am Computer oder per Smartphone. Wer unterwegs ist, hat heute sein Mobiltelefon so selbstverständlich dabei wie den Hausschlüssel. Auch Laptops und Tablets gehören für viele zur mobilen Grundausstattung. Wir sehen hier den Anknüpfungspunkt für eine vielversprechende Geschäftsidee. Seit Dezember 2015 testen wir in einigen deutschen Lifestyle-Restaurants "Wireless Power" (WiPo), einen Prototypen für das kabellose Aufladen. Die Idee: Während die Gäste essen, tanken ihre Mobilgeräte so ganz nebenbei Energie - und zwar kostenfrei und ohne Einstöpseln. Unsere Vision: Im Bus, beim Einkaufen, beim Geschäftsessen - wo auch immer Menschen sich aufhalten - ist eine WiPo-Ladestation von RWE in der Nähe und versorgt Mobilgeräte mit Strom. Betreiber von Kaufhäusern, Gaststätten oder öffentlichen Verkehrsmitteln haben mit diesem Extra-Service die Möglichkeit, sich von Wettbewerbern abzuheben. Sie können die Ladestationen bei uns kaufen oder mieten - und im besten Fall unseren Strom gleich mitbeziehen. (2) Intelligente, vernetzte Lösungen für Privat- und Gewerbekunden. RWE ist mit seinen Produkten rund um die Hausautomatisierung einer der führenden Anbieter in Europa. Damit das so bleibt, treiben wir die Entwicklung neuer Lösungen zur digitalen Optimierung der Energienutzung voran, bis hin zur kompletten Digitalisierung des Wohnens. Solche Lösungen machen das Wohnen nicht nur angenehmer; sie können geradezu essenziell sein in einer Zeit, in der immer mehr ältere Menschen selbstbestimmt leben wollen. Beispiele sind hier die automatische Heizungs- und Fenstersteuerung oder auch Warnmelder, die anschlagen, wenn die Rollläden nicht bewegt werden. Und wir gehen noch einen Schritt weiter: Durch das Angebot von Komplettpaketen wollen wir uns vom Versorger zum "Umsorger" weiterentwickeln, der auch die dezentrale Stromerzeugung seiner Kunden steuert. Mehr als 1,5 Millionen deutsche Haushalte und Unternehmen produzieren bereits selbst Strom. Was mit diesem Strom geschieht - also ob er ins öffentliche Netz eingespeist oder vor Ort verbraucht wird - darüber werden sie zunehmend selbst entscheiden wollen. In der Energiewelt von Môrgen könnten sie auch die Rolle eines Händlers übernehmen und den Strom verkaufen. Denn wenn in der "Sharing Economy" Autos geteilt werden, warum nicht auch selbsterzeugter Strom? Das stellt nicht nur die gesamte Wertschöpfungskette der Energieversorgung auf den Kopf, sondern führt auch dazu, dass wir es mit einem ganz anderen Kundentyp zu tun haben. Diesen Kunden werden wir zwar keinen Strom mehr liefern, aber dafür unser Know-how als dezentraler Energiemanager. Mit "RWE easyOptimize" haben wir das passende Produkt für sie. Dabei handelt es sich um einen Algorithmus in einer Box, der Anlagen für die Erzeugung und für die Speicherung von Strom sowie stromverbrauchende Geräte intelligent miteinander vernetzt. Mit ihm lassen sich die Betriebszeiten hauseigener Stromerzeugungsanlagen optimieren, beispielsweise solcher mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). KWK-Anlagen erzeugen aus unterschiedlichen Energieträgern Strom für die Industrie oder für Wohnsiedlungen. Die Abwärme, die dabei entsteht, wird für Produktionsprozesse oder zum Heizen genutzt. Inzwischen können KWK-Anlagen auch in Privathäusern betrieben werden; sie sind dann lediglich waschmaschinengroß. Die sogenannten Mini- und Mikro-KWK-Anlagen arbeiten im Haushalt vorrangig dann, wenn Wärme für die Heizung oder warmes Wasser benötigt wird. RWE easyOptimize sorgt dafür, dass sich ihre Betriebszeiten nicht nur am Wärme-, sondern auch am Strombedarf ausrichten. Dafür sammelt der Algorithmus automatisch Daten zu den Betriebszeiten der KWK-Anlage. Informationen zum Stromverbrauch liefert der SmartMeter-Stromzähler. Aus ihnen wird eine Prognose errechnet, die als Grundlage für den optimierten Betrieb dient. Vorteil für die Kunden: Sie sparen Geld. Vorteil für RWE: Über die Schnittstelle, die RWE easyOptimize bietet, kennen wir die individuellen Bedürfnisse unserer Kunden und können ihnen passgenaue Produkt- und Dienstleistungsangebote unterbreiten. Nach der erfolgreichen Testphase mit 300 Haushalten fiel Mitte 2015 der Startschuss für die Markteinführung der kleinen Box mit den großen Möglichkeiten. RWE easyOptimize ist zugleich das erste Start-up, das der RWE Innovation Hub an den Markt geführt hat. Für den Einsatz bei kleinen und mittelständischen Unternehmen testen wir zurzeit mit großem Erfolg den Prototypen "Consenze" (Connected Sensors). Viele kleine Sensoren werden dabei z. B. in einer Werkshalle angebracht und liefern von dort Daten. Unternehmen erhalten so Transparenz über den Stromverbrauch verschiedener Geräte, können Kostentreiber erkennen und auf dieser Grundlage Produktionsabläufe verbessern. Künftig soll Consenze den Energieverbrauch sogar vollautomatisch steuern. Es kann dann beispielsweise dafür sorgen, dass nach Büroschluss die Lichter ausgeschaltet und die Fenster geschlossen sind. Auch der Einsatz von Maschinen oder der Heizung ließe sich mit Consenze optimieren. Ein weiteres Beispiel dafür, welche Potenziale die Vernetzung bietet, ist "Lemonbeat". Hinter dem Namen verbirgt sich ein neues, sicheres digitales Übertragungsprotokoll, das wir im Zuge unserer Aktivitäten zur Hausautomatisierung entwickelt haben. Es ermöglicht, dass entsprechend ausgestattete Elektrogeräte oder auch komplexe Maschinen miteinander kommunizieren. Gegenüber bereits etablierten Protokollen hat Lemonbeat klare Vorteile: Beispielsweise verbraucht es weniger Energie als WLAN; und anders als bei Bluetooth stellen dicke Wände und weite Strecken kein Kommunikationshindernis dar. Lemonbeat ist auch der Name des Start-up-Unternehmens, mit dem wir dieses attraktive Produkt weltweit vermarkten wollen. (3) Energiekonzepte für Europas Metropolen. Experten prognostizieren, dass 2030 weltweit über 60% aller Menschen in Ballungsräumen wohnen und noch mehr dort arbeiten werden. In Deutschland ist der Anteil der Stadtbevölkerung schon heute wesentlich größer. Wir haben uns vorgenommen, Produkte und Dienstleistungen für eine höhere Lebensqualität dieser Menschen zu entwickeln. Dazu werden wir im laufenden Jahr Pilotprojekte auf den Gebieten Energieversorgung und Infrastruktur starten. In einem ersten Schritt konzentrieren wir uns dabei auf die Regionen, in denen RWE heute schon präsent ist: das Ruhrgebiet, Berlin, Warschau, Prag und Budapest. (4) Neue Produkte und Dienstleistungen durch die Nutzung von Daten. Unser Geschäft bringt es mit sich, dass wir über einen breiten, ständig wachsenden Datenbestand verfügen. Künftig wollen wir ihn noch systematischer bei der Entwicklung von Produkten und Dienstleistungen nutzen. Ein Beispiel: In unseren Gaskraftwerken setzen wir Turbinen unterschiedlicher Hersteller ein; sie treiben die Generatoren an, die letztlich den Strom erzeugen. Im Laufe der Jahre haben wir viele Betriebsdaten gesammelt und mit ihrer Hilfe die Anlagen optimiert. Dieses Wissen ist in seiner Breite einzigartig, und wir wollen es künftig an die Entwicklungsabteilungen der Hersteller und an Kraftwerksbetreiber in aller Welt vermarkten. Ein weiteres Beispiel: Neue Methoden der Datenanalyse machen es möglich, die Energienutzung viel individueller und zielgerichteter zu steuern. Für unsere Kunden wird damit der Verbrauch des veralteten stromfressenden Kühlschranks ebenso transparent wie sonst kaum merkliche Störungen an der Heizungspumpe, die auf einen baldigen Ausfall hindeuten. Innovationen mit Partnern - schneller, kreativer, erfolgreicher. Damit unsere Projekte größtmögliche Erfolgschancen haben, tun wir uns mit Partnern zusammen, die unser Know-how ergänzen. Wir finden sie in den wichtigsten und größten Innovationszentren weltweit, etwa im Silicon Valley, in Europas Start-up-Hauptstadt Berlin und in Israel, dem Land mit der aktuell höchsten Start-up-Dichte. Dass sich in einem solchen dynamischen Umfeld Konzepte schnell und erfolgreich an den Markt bringen lassen, haben wir im vergangenen Jahr in Berlin in einem sogenannten Accelerator-Programm (Beschleunigungsprogramm) gezeigt: Innerhalb von nur zwei Wochen hat ein Team des RWE Innovation Hub gemeinsam mit Jungunternehmern ein Konzept für ein soziales Netzwerk entwickelt und getestet, das ältere Menschen dabei unterstützt, ein selbstbestimmtes Leben zu führen. Auch mit Unternehmen im Silicon Valley und US-amerikanischen Hochschulen sind wir in regem Austausch. Dabei können wir Erfahrungen und Produkte vom europäischen Energiemarkt einbringen, die in den USA auf großes Interesse stoßen, insbesondere auf dem Gebiet der Elektromobilität. Forschung und Entwicklung: Technische Innovationen für eine sichere und umweltschonende Energieversorgung. Forschung und Entwicklung (F & E) sind essenziell für die Transformation des europäischen Energiesystems. Wir identifizieren, bewerten, entwickeln und testen neue Technologien. Dadurch stellen wir sicher, dass wir wettbewerbsfähig bleiben - an der Schnittstelle zum Endkunden, also bei der Energienutzung, ebenso wie bei der Energiespeicherung, dem Netzbetrieb, der Stromerzeugung und an der Quelle, bei der Gewinnung von Rohstoffen. Mit fast 1.000 Patenten, die auf etwa 350 Erfindungen basieren, sind wir in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Allein 2015 haben wir 50 Patente angemeldet. Wenn wir F & E-Maßnahmen in Angriff nehmen, tun wir uns meist mit externen Partnern aus Anlagenbau, chemischer Industrie oder Forschungseinrichtungen zusammen. Deshalb übersteigt das finanzielle Volumen unserer Projekte den uns selbst zuzurechnenden Anteil deutlich. Unser betrieblicher F & E-Aufwand belief sich 2015 auf 101 Mio. € (Vorjahr: 110 Mio. €). Von unseren Mitarbeitern waren 400 ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. Eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte stellen wir Ihnen im Folgenden vor. Für weitere Informationen verweisen wir auf www.rwe.com/innovation. Elektromobilität - ökologisch Auto fahren. RWE arbeitet intensiv daran, den Durchbruch der umweltfreundlichen Elektromobilität zu beschleunigen, und hält dafür schon heute das passende Komplettangebot bereit: vom grünen Strom über ein großes Netz öffentlicher Ladesäulen und schnelle Ladelösungen bis hin zu Dienstleistungen für Infrastrukturbetreiber, etwa Carsharing-Anbieter. Zahlreiche Entwicklungen haben wir bereits urheberrechtlich schützen lassen: Inzwischen kommen wir allein auf dem Gebiet der Elektromobilität auf 30 Patentfamilien, also Gruppen von Patenten, die zu derselben Erfindung gehören - zum Teil mit weltweiter Gültigkeit. Ein Beispiel: Damit das Laden der Batterie abgerechnet werden kann, teilt das Elektrofahrzeug der Ladeinfrastruktur i.d.R. seine Zugangsdaten mit. Für Elektrofahrzeuge, die das technisch nicht können, haben wir ein intelligentes Ladekabel entwickelt, in dem die anonymisierten Kenndaten unseres Stromkunden gespeichert sind. Auch Fahrer von E-Autos ohne Vertragsbindung können die Ladesäulen nutzen, indem sie per SMS, Kreditkarte oder PayPal bezahlen. Ein weiteres Beispiel für unser Engagement: In San Diego läuft derzeit ein auf drei Jahre angelegtes Pilotprojekt zur Elektromobilität, in dem wir mit Daimler und der University of California zusammenarbeiten. Das Ziel ist, den auf dem Campus produzierten Strom aus Wind- und Sonnenenergie für die Ladung von Elektrofahrzeugen zu nutzen. Dazu haben wir 29 Ladepunkte errichtet, drei davon mit innovativer Schnellladetechnik: In nur 20 Minuten lädt ein Auto damit Strom für eine Reichweite von bis zu 130 Kilometern. Die Erkenntnisse, die wir in diesem Projekt gewinnen, wollen wir auf dem deutschen Markt nutzen - etwa damit Fahrzeuge vorzugsweise dann geladen werden können, wenn große Mengen regenerativ erzeugten Stroms zur Verfügung stehen. Innovative Energiespeicher - Schlüsseltechnologien für die künftige Stromversorgung. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien wird das Stromangebot wetter- und tageszeitabhängiger, denn Wind und Sonne richten sich nicht danach, wie viel Strom gerade gebraucht wird. Eine Möglichkeit, Angebot und Nachfrage in Balance zu halten, ist die Nutzung von Speichern. Als solcher eignet sich auch das Gasnetz. Das Vorgehen: Aus überschüssigem Wind- und Solarstrom wird Wasserstoff erzeugt und direkt ins örtliche Gasnetz eingespeist, um später für die Wärmeversorgung oder in Gaskraftwerken für die Stromproduktion zur Verfügung zu stehen. Wie all dies gelingen kann, erforscht RWE unter der Überschrift "Power to Gas" (Strom zu Gas). Mitte Februar 2015 haben wir dazu in Ibbenbüren eine Forschungsanlage in Betrieb genommen. Unser Ziel ist, mit Power to Gas über eine langfristige Technologieoption zu verfügen. "Designetz" - umfassendes Energiewendeprojekt unter Federführung von RWE. Damit die Energiewende gelingt, müssen Wirtschaft, Wissenschaft und Kommunen eng zusammenarbeiten. Das soll im Projekt "Designetz" geschehen: Ein Forschungskonsortium unter der Führung von RWE hat sich zum Ziel gesetzt, ein tragfähiges Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das Versorgungssystem zu entwickeln. Die Kernfrage, die dabei zu beantworten ist: Wie können die vielen dezentralen Erzeuger und Verbraucher von Strom im ländlichen und städtischen Raum intelligent vernetzt werden? Unter den Konsortialpartnern finden sich Stadtwerke, namhafte Forschungsinstitute und große Technologieunternehmen. Designetz soll in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und dem Saarland umgesetzt werden. Diese Bundesländer, in denen über ein Viertel der deutschen Bevölkerung lebt, bieten uns ideale Voraussetzungen, um die dezentrale Energielandschaft der Zukunft einem Realitätscheck zu unterziehen: Gebiete mit sehr hohen Einspeisungen aus erneuerbaren Energien findet man hier ebenso wie industriegeprägte Verbrauchszentren. Im Dezember 2015 hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) dem Projekt Fördergelder in zweistelliger Millionenhöhe in Aussicht gestellt. Wir bringen in das Projekt unser Know-how aus dem Betrieb unseres rund 330.000 Kilometer langen deutschen Stromverteilnetzes ein, an das schon heute weit über 300.000 Erneuerbare-Energien-Anlagen angeschlossen sind. Mit der Teilnahme an Designetz unterstreichen wir unseren Anspruch, kompetenter Partner bei der Umsetzung der Energiewende zu sein. Messbojen für die Auswahl geeigneter Windkraftstandorte. Bei unserer F & E-Tätigkeit auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien gilt unser besonderes Augenmerk der Offshore-Windkraft. In der holländischen Nordsee testet RWE im Rahmen eines internationalen Forschungsprogramms seit März 2015 eine neue Variante mobiler Messbojen. Die Bojen erheben Wind-, Strömungs-, Wellen- und Witterungsdaten; auf Basis solcher Messungen kann der optimale Standort eines neuen Windparks bestimmt werden. Falls sich die Datenqualität als hinreichend erweist, könnten derartige Bojen künftig gleich mehrere der fünf- bis zehnmal so teuren Messmasten ersetzen, die fest im Meer verankert werden müssen. Das hat einen doppelten Vorteil: Der Bau von Offshore-Windparks wird kostengünstiger und ist mit einem geringeren Eingriff in die Natur verbunden. Wasserkraftwerke im Einklang mit der Natur. Seit über 100 Jahren erzeugt RWE mit Wasserkraft Strom - zuverlässig, profitabel und ohne den Ausstoß von CO2 . Außerdem achten wir darauf, dass wir dabei nicht die Lebensbedingungen von Fischen beeinträchtigen. In einer Pilotanlage am Wasserkraftwerk Unkelmühle an der Sieg untersuchen wir derzeit, wie sich die Durchgängigkeit des Flusses an unserer Anlage insbesondere für Lachs, Meerforelle und Aal verbessern lässt. Da der Fischaufstieg in die Laichgebiete über verschiedene Becken bereits gewährleistet ist, testen wir jetzt die verschiedenen Möglichkeiten eines sicheren Fischabstiegs zurück in Richtung Meer. Bei dem Projekt arbeiten wir u. a. mit dem Lehrstuhl und Institut für Wasserbau und Wasserwirtschaft der RWTH Aachen zusammen; es wird durch Mittel des Landes Nordrhein-Westfalen gefördert. CO2 aus Kraftwerken: Fliegen Flugzeuge bald mit grünem Treibstoff? RWE testet bereits seit Längerem Verfahren zur Abtrennung von Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken. Wir tun dies u. a. mit einer Pilotanlage zur CO2 -Wäsche am Braunkohlestandort Niederaußem in der Nähe von Köln. Im Geschäftsbericht 2013 haben wir auf Seite 86 f. ausführlich darüber berichtet. Neu ist, dass wir das Algen-Science-Center im Forschungszentrum Jülich mit CO2 beliefern, das in Niederaußem "ausgewaschen" wird. Denn was in unseren Kraftwerken als Nebenprodukt entsteht, können Pflanzenforscher nutzen, um ihre Mikroalgen zu füttern und daraus z. B. Öle als Basis für Biotreibstoffe zu gewinnen. Damit ließe sich sogar Kerosin ersetzen. Die Vorteile des synthetischen Treibstoffs: Seine Produktion steht - anders als die von Biodiesel - nicht in Konkurrenz zum Pflanzenanbau für die Nahrungsmittelherstellung und seine Nutzung ist weitgehend CO2 -neutral. Coal to Liquid/Coal to Gas - von der Braunkohle zum Chemieprodukt. Eines der Ziele, die wir mit unserer F & E-Tätigkeit verfolgen, ist eine klimaschonendere Verstromung von Braunkohle. Doch diese Ressource, die uns noch viele Jahre zur Verfügung stehen wird, ist mehr als eine Energiequelle. Auf ihrer Basis können Ausgangsstoffe für die (petro-)chemische Industrie hergestellt werden - hochwertige Treibstoffe, aber auch Vorprodukte für Kunststoffe, Klebstoffe und Farben. Technisch möglich wird diese innovative Nutzung dadurch, dass wir die Kohle in einen gasförmigen Zustand bringen und das so gewonnene Synthesegas, das vor allem aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff besteht, in die gewünschten Treibstoffe oder Vorprodukte umwandeln. Unser Forschungsziel ist, diese Technologie zur Marktreife zu führen. RWE verfügt bereits über langjährige Erfahrung in der Herstellung, Aufbereitung und Nutzung des aus Kohle gewonnenen Synthesegases. Im Rahmen des Projekts "Fabiene" werden wir im Frühjahr damit beginnen, die Herstellung von Naphtha, Wachsen und Treibstoffen wie Diesel oder Kerosin zu testen. Anfang 2016 hat uns das BMWi eine Förderzusage dafür erteilt. Partner bei dem Projekt, das wir in unserem Innovationszentrum Kohle in Niederaußem umsetzen, sind die TU Darmstadt und thyssenkrupp Industrial Solutions. Mitarbeiterideen ermöglichten Einsparungen von mehr als 10 Mio. €. Im vergangenen Jahr haben die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von RWE rund 3.700 Verbesserungsvorschläge beim konzernweiten Ideenmanagement eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen dieser Ideen veranschlagen wir für das erste Jahr ihrer Umsetzung auf über 10 Mio. €. Ein Beispiel: Teammitglieder des Bereichs Wasserwirtschaft bei RWE Power haben herausgefunden, wie sich die Leistung der Brunnen im rheinischen Braunkohletagebau auf verblüffend einfache Weise erhöhen lässt. Zum Hintergrund: Damit das Grundwasser die Tagebauflächen nicht in Seen verwandelt, muss der Boden kontinuierlich entwässert werden. Zu diesem Zweck gibt es eine Vielzahl unterirdischer Brunnen: Das Wasser sammelt sich dort und wird über Steigleitungen an die Oberfläche gepumpt. In die Brunnen gelangt es durch Filterrohre; allerdings führt das Wasser Feinstpartikel mit sich, die sich im Kies um die Filterrohre ablagern und zunehmend den Durchfluss hemmen. Die Idee: Einmal pro Woche wird das Abpumpen des Wassers für wenige Minuten gestoppt. Dadurch fällt die Wassersäule, die sich bis dato in der Steigleitung befunden hat, nach unten zurück, der Wasserspiegel im Brunnen steigt schlagartig an und die Wassermasse drückt nach außen ins Gestein. Durch die Strömungsumkehr lösen sich die Partikel; bei Wiedereinschalten der Pumpen werden - ähnlich wie beim Einsatz des "Pömpels" im Haushalt - die gelockerten Partikel aus dem Untergrund gesaugt, sodass die Poren im Kies wieder frei sind und das Wasser ungehindert fließen kann. Durch regelmäßiges An- und Abschalten der Brunnen kann ihre Förderleistung um durchschnittlich 10% erhöht werden; zugleich steigt die "Lebenserwartung" der Brunnen. Das "Anti-Aging-Programm" allein für die 150 Brunnen im Tagebau Hambach, verbunden mit niedrigeren Betriebskosten und dem Verzicht auf einige Brunnenneubauten, bringt uns eine Einsparung von weit über 1 Mio. € pro Jahr. RWE betreibt im rheinischen Braunkohlerevier rund 1.500 solcher Brunnen und plant, das Programm auf weitere Tagebaue auszuweiten. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENKonjunkturelle Impulse und die im Vergleich zu 2014 etwas kühlere Witterung stimulierten den Energieverbrauch in Europa - zum Vorteil unseres Vertriebsgeschäfts. Immer kritischer werden dagegen die Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung: Aufgrund der Baisse am Steinkohle- und am Gasmarkt sind die Notierungen im Stromgroßhandel weiter gefallen. Auch die vermehrten Einspeisungen von subventioniertem Wind- und Solarstrom setzten die Preise unter Druck, vor allem in Deutschland. Wer sich hier 2015 für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste nur noch durchschnittlich 31 € je Megawattstunde bezahlen - so wenig wie seit über zehn Jahren nicht.Wirtschaftsleistung der Eurozone um 1,5% gestiegen. Nach ersten Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung 2015 um 2,5% höher als ein Jahr zuvor. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) der Eurozone stieg um 1,5%. Katalysatoren waren die niedrigen Zinsen, der Ölpreisverfall und die Abwertung des Euro gegenüber dem US-Dollar. Innerhalb des Währungsraums belegte die deutsche Wirtschaft erneut einen der vorderen Plätze: Nach vorläufigen Zahlen des Statistischen Bundesamtes ist sie - angetrieben vom privaten Konsum - um 1,7% gewachsen. Auch die niederländische Wirtschaft expandierte stärker als die der Eurozone insgesamt, die belgische dagegen etwa gleich stark. In Großbritannien, unserem größten Markt außerhalb der Währungsunion, war es vor allem dem florierenden Dienstleistungssektor zu verdanken, dass sich das BIP um geschätzte 2,2% erhöhte. Noch dynamischer entwickelten sich unsere zentralosteuropäischen Märkte: Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass Tschechien 2015 ein Wachstum von rund 4% erreichte, gefolgt von Polen und der Slowakei mit jeweils 3,5% sowie Ungarn mit 3%. Erneut milde Temperaturen in Kontinentaleuropa. Während sich bei Industrieunternehmen vor allem die wirtschaftliche Entwicklung auf den Energieverbrauch auswirkt, wird dieser bei Haushalten in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je höher die Außentemperaturen, desto weniger Energie wird zum Heizen benötigt. In Deutschland, Benelux und Zentralosteuropa lagen die Temperaturen 2015 über dem zehnjährigen Mittel, in Großbritannien dagegen etwas darunter. Auffallend mild waren die Heizmonate Januar, November und Dezember. Allerdings war es 2015 nicht so warm wie 2014. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen. Eine große Rolle spielt dabei das Windaufkommen, das in weiten Teilen Europas höher war als 2014. In Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden und Polen verbesserte sich daher die Auslastung unserer Windkraftanlagen, während sie sich in Italien und Spanien etwas verschlechterte. Auch die Niederschlags- und Schmelzwassermengen haben Einfluss auf die Stromproduktion: Sie blieben in Deutschland, wo sich die meisten unserer Laufwasserkraftwerke befinden, hinter dem hohen Vorjahresniveau zurück. Wegen des massiven Ausbaus der Photovoltaikkapazitäten im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) hat auch die Sonneneinstrahlung mittlerweile starke Auswirkungen auf das Stromangebot. Nach Zahlen des Deutschen Wetterdienstes gab es in Deutschland 2015 durchschnittlich 1.723 Sonnenstunden, 102 mehr als im Vorjahr. Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten. Das Wirtschaftswachstum und die etwas kühlere Witterung regten den Strom- und Gasverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Vorläufige Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lassen darauf schließen, dass die deutsche Stromnachfrage 2015 um etwa 1 % höher war als im Vorjahr. Vorliegende Daten für die Niederlande, Großbritannien, Polen, die Slowakei und Ungarn deuten ebenfalls auf einen gestiegenen Stromverbrauch hin. Die wesentlich temperaturabhängigere Gasnachfrage wurde dadurch angeregt, dass es insgesamt kühler war als 2014. Nach Erhebungen des BDEW erhöhte sich der deutsche Gasverbrauch um 4%. Für Tschechien veranschlagt der Netzregulierer des Landes ein Plus von 5%. In den Niederlanden und Großbritannien dagegen stagnierte der Verbrauch trotz kühlerer Witterung, u. a. weil dort weniger Gas verstromt wurde. Ein-Jahres-Terminpreise am Gas-Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Gaspreise unter Vorjahr. Die Baisse im internationalen Rohstoffhandel hat auch den europäischen Gasmarkt erreicht. Eine wichtige Rolle spielt dabei der stark gefallene Ölpreis, denn Gaseinfuhren nach Kontinentaleuropa basieren teilweise auf ölpreisabhängigen Langfristverträgen, die Energieversorger mit Fördergesellschaften abgeschlossen haben. Am wichtigsten kontinentaleuropäischen Gashandelsmarkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen 2015 bei durchschnittlich 20 €/MWh und damit 1 € unter dem Vorjahreswert. Mit ebenfalls 20 €/MWh wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2016) abgerechnet; das sind 4 € weniger, als 2014 für den Forward 2015 bezahlt werden musste. Durch den Rückgang der Notierungen im Gashandel, der auch in Großbritannien zu beobachten war, gerieten die Endkundenpreise unter Druck. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas in Deutschland für Privathaushalte um durchschnittlich 1 % und für Industrieunternehmen um durchschnittlich 8% verbilligt. In Großbritannien werden für die genannten Kundengruppen Preisrückgänge von 5 bzw. 10% und in den Niederlanden von 3 bzw. 4% geschätzt. Erhebungen für Tschechien lassen darauf schließen, dass Gaslieferungen an die Industrie 6% günstiger geworden, die Haushaltstarife dagegen um 2% gestiegen sind. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Baisse am Steinkohlemarkt setzt sich fort. Im internationalen Steinkohlehandel gehen die Preise bereits seit 2011 nur in eine Richtung: nach unten. Wer für 2015 mit einer Stabilisierung gerechnet hatte, wurde enttäuscht. Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 57 US$/Tonne (51 €) abgerechnet; 2014 waren noch 75 US$ bezahlt worden. Der Forward 2016 (Index API 2) handelte mit 55 US$/Tonne und damit 23 US$ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Der weltweite Kohlemarkt ist überversorgt, weil zahlreiche Länder in der Vergangenheit Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrageentwicklung nicht Schritt halten konnte. Darüber hinaus verringerten sich die im Kohlepreis enthaltenen Kosten für den Überseetransport; Hintergrund ist, dass auch in der Frachtschifffahrt Überkapazitäten entstanden sind und sich die Treibstoffe verbilligt haben. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2015 nur noch 5 US$/Tonne in Rechnung gestellt, 4 US$ weniger als ein Jahr zuvor. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Leichte Preiserholung bei Emissionsrechten. Im europäischen Handel mit Emissionsrechten zeigten die Notierungen bis Ende vergangenen Jahres eine klare Aufwärtstendenz, der aber Anfang 2016 ein Preiseinbruch folgte. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde 2015 mit durchschnittlich 7,80 € gehandelt. Die Angabe bezieht sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2016 fällig werden. Zum Vergleich: Im Jahr 2014 notierte die EUA in Kontrakten für Dezember 2015 mit durchschnittlich 6,20 €. Nach wie vor sind für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als tatsächlich benötigt werden. Allerdings hat die EU den Zertifikatüberschuss durch das vorübergehende Zurückbehalten von Emissionsrechten ("Backloading") bereits deutlich verringert. Das Backloading soll bis Ende 2016 fortgesetzt werden und Zertifikate für insgesamt 900 Mio. Tonnen CO2 betreffen. Preissteigernd wirkte auch, dass 2015 die Einführung einer "Marktstabilitätsreserve" beschlossen wurde (siehe Seite 33). In der Reserve, die ab 2019 zum Einsatz kommen soll, können Emissionsrechte "geparkt" werden, wenn hohe Zertifikatüberschüsse bestehen. Darüber hinaus wurde festgelegt, dass die Backloading-Zertifikate direkt in die Reserve überführt und nicht, wie bislang vorgesehen, in den Jahren 2019 und 2020 in den Markt gegeben werden. Rückläufige Notierungen im Stromgroßhandel. In Deutschland ist die Preisentwicklung im Stromgroßhandel in starkem Maße von den steigenden Einspeisungen subventionierten EEG-Stroms geprägt. Durch sie werden konventionelle Erzeugungsanlagen aus dem Markt gedrängt, und zwar in erster Linie Gaskraftwerke, die i.d.R. höhere Brennstoffkosten haben als Kohle- oder Kernkraftwerke. Der Einfluss dieser Anlagen auf die Strompreisbildung hat sich dementsprechend verringert, während der von Steinkohlekraftwerken, die wegen des massiven Preisverfalls an den Steinkohlemärkten relativ günstig produzieren, gestiegen ist. Diese beiden Faktoren - Verdrängung von Gaskraftwerken und Verbilligung von Steinkohle - haben entscheidend dazu beigetragen, dass die Notierungen im deutschen Stromgroßhandel seit Jahren rückläufig sind. Die Preise haben sich 2015 weiter verringert und sind Anfang 2016 nochmals stark gefallen. Der Spotpreis für das Grundlastprodukt lag im Durchschnitt des vergangenen Jahres bei 32 €/MWh und damit 1 € unter dem Niveau von 2014. Der Forward 2016 notierte mit 31 €/MWh. Zum Vergleich: 2014 war der Forward 2015 noch mit 35 € gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Einfluss auf die Strompreise. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2-Steuer sind die Stromnotierungen dort vergleichsweise hoch. Am britischen Spotmarkt kostete die Megawattstunde Grundlaststrom im vergangenen Jahr durchschnittlich 40 £ (56 €). Das sind 2 £ weniger als 2014. Der Forward 2016 lag mit 43 £/MWh (59 €) um 8 £ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Zugleich drücken deutsche Stromexporte das Preisniveau. Grundlaststrom kostete am niederländischen Spotmarkt durchschnittlich 40 €/MWh und damit 1 € weniger als 2014. Im Terminhandel wurden Kontrakte für das folgende Kalenderjahr mit durchschnittlich 38 €/MWh abgerechnet, gegenüber 43 € im Vorjahr. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, wenn man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten (inklusive Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2-Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i.d.R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Steinkohle- und Gaskraftwerke betreiben wir vor allem in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Ihre Margen werden als Clean Dark Spreads (Steinkohle) und Clean Spark Spreads (Gas) bezeichnet. Die beiden Abbildungen auf der nächsten Seite zeigen, wie sich die Margen seit 2013 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. In Deutschland waren die Clean Dark Spreads, die 2015 für das Folgejahr erzielt werden konnten, im Durchschnitt etwas niedriger als 2014. In Großbritannien sind sie stark zurückgegangen, in den Niederlanden dagegen etwas gestiegen. Bei den Margen in der Gasverstromung war im Laufe des vergangenen Jahres eine leichte Erholungstendenz zu beobachten. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, haben sich die Clean Spark Spreads in allen drei Märkten gegenüber 2014 erhöht. Der Vergleich mit den Clean Dark Spreads zeigt, dass die Marktbedingungen für Gaskraftwerke trotzdem wesentlich ungünstiger waren als die für Steinkohlekraftwerke. Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply&Trading Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply&Trading In der Stromerzeugung aus Kernenergie und Braunkohle sind die Brennstoffkosten dagegen vergleichsweise stabil. Dies trifft auch bei RWE zu. Unseren Uranbedarf decken wir mittels langfristiger Verträge zu festen Konditionen. Außerdem macht die Brennstoffbeschaffung in der Kernenergie generell nur einen sehr geringen Teil der gesamten Erzeugungskosten aus. Braunkohle fördern wir aus eigenen Tagebauen. Für sie gibt es wegen begrenzter Handelbarkeit keine aussagefähigen Marktpreise. Aufgrund der relativ stabilen Brennstoffkosten entwickeln sich die Margen der Kernkraft- und Braunkohlekraftwerke i.d.R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. Ebenso wie Letztere sind sie in den vergangenen Jahren stark gefallen. RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 41 €/MWh abgesetzt. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom aus unseren Kraftwerken größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Von solchen Terminkontrakten für 2015, die wir bis zu drei Jahre im Voraus abgeschlossen hatten, hing daher ab, welche Erträge wir im Berichtsjahr mit unseren Kraftwerken erzielen konnten. Unsere Stromproduktion von 2015 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 41 €/MWh (Vorjahr: 48 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen sanken dementsprechend deutlich. Unter Druck waren auch die Margen unserer Gas- und Steinkohlekraftwerke. Allerdings kamen hier neben der ungünstigen Strompreisentwicklung auch Entlastungen durch den Rückgang der Brennstoffnotierungen zum Tragen. Niedrigere Stromrechnung für Endkunden. Auch im Endkundengeschäft haben die Preise nachgegeben. Hauptgrund dafür war die Entwicklung am Großhandelsmarkt. In Deutschland mussten Privathaushalte im Durchschnitt 1 % weniger bezahlen als 2014, während sich Strom für die Industrie um etwa 3 % verbilligte. In Großbritannien haben sich die Preise für beide Kundengruppen leicht verringert. In den Niederlanden lagen die Rückgänge bei 1 % (Privathaushalte) und 8% (Industrie), in der Slowakei bei 5 bzw. 3 % und in Ungarn bei jeweils 3 %. In Polen hat sich Strom dagegen um 2 bzw. 3 % verteuert. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGENDer Klimaschutz war auch 2015 eines der zentralen politischen Themen. Auf der UN-Klimakonferenz in Paris beschloss die Weltgemeinschaft ein Abkommen zur Begrenzung der Erderwärmung, das auf das 2020 auslaufende Kyoto-Protokoll folgen soll. In Deutschland widmete sich die Politik der Frage, wie das Land sein ambitioniertes Klimaschutzziel für 2020 erreichen kann. Vorschläge zur Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke, die verheerende Auswirkungen auf die Braunkohlewirtschaft gehabt hätte, wurden nach massiven Protesten nicht weiterverfolgt. Nun sollen Braunkohlekraftwerke mit 2,7 GW Gesamtleistung in eine "Sicherheitsbereitschaft" überführt und einige Jahre später stillgelegt werden. Festgelegt hat sich die Bundesregierung auch bei der Frage, wie der Strommarkt künftig gestaltet sein soll: Statt einen Kapazitätsmechanismus einzuführen, will sie am bestehenden Marktmodell festhalten. Daneben rückte die Kernenergie in den Fokus der Politik: Die Bundesregierung will die Finanzierung der Entsorgungsverpflichtungen durch die Kernkraftwerksbetreiber langfristig sicherstellen und hat eine Kommission beauftragt, ein Konzept dafür zu erarbeiten.Weltgemeinschaft einigt sich auf Nachfolgeabkommen zum Kyoto-Protokoll. Auf der UN-Klimakonferenz vom 30. November bis 12. Dezember in Paris hat sich die Staatengemeinschaft auf ein Abkommen zur Eindämmung der Erderwärmung geeinigt. Der einstimmig beschlossene Weltklimavertrag ist die völkerrechtlich bindende Nachfolgevereinbarung zum Kyoto-Protokoll von 1997, das 2020 ausläuft. Er sieht vor, dass der Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur gegenüber dem vorindustriellen Niveau auf deutlich unter zwei Grad Celsius - wenn möglich auf 1,5 Grad Celsius - begrenzt werden soll. Außerdem setzt sich die Weltgemeinschaft zum Ziel, noch in der zweiten Hälfte des Jahrhunderts ein Gleichgewicht zu erreichen zwischen dem Ausstoß von Treibhausgasen und deren Absorption - beispielsweise durch Meere und Wälder oder durch die Erdeinlagerung von CO2 . Eine Nutzung fossiler Brennstoffe wäre dann nur noch möglich, soweit die Emissionen neutralisiert werden können. Der Vertrag sichert zudem armen Ländern finanzielle Unterstützung für Maßnahmen zum Klimaschutz und zur Anpassung an die Erderwärmung zu. Die einzelnen Länder sollen im Jahr 2020 festlegen, welchen Beitrag sie zur Senkung des Treibhausgasausstoßes leisten wollen, und diese Vorgabe alle fünf Jahre aktualisieren, d. h. nach Möglichkeit ein ehrgeizigeres Ziel formulieren. Der Weltklimavertrag selbst enthält keine nationalen Emissionsziele. Am 22. April 2016 soll er in New York von den Staatschefs unterzeichnet werden. In Kraft tritt er nur dann, wenn mindestens 55 Staaten verbindlich zustimmen, die zusammen für mindestens 55% des globalen Treibhausgasausstoßes verantwortlich sind. EU-Kommission legt Entwurf einer neuen Emissionshandelsrichtlinie vor. Der Klimaschutz nach 2020 war im vergangenen Jahr auch eines der zentralen Themen der europäischen Energiepolitik. Im Juli hat die EU-Kommission eine Novelle der Emissionshandelsrichtlinie vorgelegt, die gewährleisten soll, dass das im Oktober 2014 vom Ministerrat beschlossene Emissionsminderungsziel für 2030 erreicht wird: Die EU will bis dahin ihren Treibhausgasausstoß um mindestens 40% gegenüber 1990 senken. Voraussetzung dafür ist eine entsprechende Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems für die kommende Dekade. Der Richtlinienentwurf sieht vor, dass die Gesamtmenge der in den Markt gegebenen CO2 -Zertifikate während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2% statt wie derzeit um 1,74% gesenkt wird. Ein "Modernisierungsfonds" soll wirtschaftlich schwächeren Mitgliedstaaten und ein "Innovationsfonds" der Industrie bei den nötigen Investitionen in CO2 -arme Technologien helfen. Zwar wird es für Industrieunternehmen nach dem Willen der Kommission weiterhin kostenfreie Zertifikatzuteilungen geben, um zu verhindern, dass CO2 -Kosten zu Standortverlagerungen führen. Der Kreis der begünstigten Sektoren soll aber eingegrenzt werden. Mit dem Richtlinienvorschlag der Kommission befassen sich nun der Ministerrat und das EU-Parlament. Das formale Gesetzgebungsverfahren wird voraussichtlich bis 2017 andauern. Emissionshandel: Grünes Licht für Einführung einer Marktstabilitätsreserve. Bereits abgeschlossen werden konnte das Gesetzgebungsverfahren zur Ergänzung des Emissionshandelssystems um eine "Marktstabilitätsreserve", die eine flexiblere Steuerung des Angebots von CO2 -Zertifikaten ermöglicht. Im Juli 2015 stimmte das EU-Parlament dem Vorhaben zu. Im September gab auch der Ministerrat grünes Licht. Die Marktstabilitätsreserve soll ab 2019 zum Einsatz kommen. In ihr können Emissionsrechte "geparkt" werden, wenn es im Markt - wie derzeit - einen hohen Zertifikatüberschuss gibt. Dieser soll jährlich gemessen werden. Er entspricht der Differenz zwischen den seit 2008 ausgegebenen und den genutzten Zertifikaten. Bei Überschreitung einer Obergrenze soll die Anzahl der in den Folgejahren versteigerten Zertifikate entsprechend gesenkt und die einbehaltenen Emissionsrechte der Reserve zugeführt werden. Umgekehrt sollen bei Unterschreiten einer Untergrenze Zertifikate aus der Reserve an den Markt gegeben werden. Der Umfang der angestrebten CO2 -Minderung wird dadurch nicht verändert; vielmehr soll die Marktstabilitätsreserve genutzt werden, um Angebot und Nachfrage im Emissionsrechtehandel besser aufeinander abzustimmen und die Zertifikatpreise zu stabilisieren. EU will europäische Energieunion schaffen. Ende März haben die Staats- und Regierungschefs der EU ein Konzept für eine europäische Energieunion verabschiedet. Der Vorstoß zielt darauf ab, die energie- und klimapolitischen Entscheidungen in der EU besser aufeinander abzustimmen und die Zusammenarbeit zwischen den Staaten zu fördern. Beispielsweise sollen sich diese bei Engpässen in der Energieversorgung künftig verstärkt untereinander aushelfen und damit ihre Abhängigkeit von Einfuhren aus Drittstaaten wie Russland verringern. Das Konzept der Energieunion richtet sich an fünf Zieldimensionen aus: Versorgungssicherheit, Energiebinnenmarkt, Energieeffizienz, Emissionssenkung sowie Forschung und Innovation im Energiebereich. Hohe Priorität misst die EU der Modernisierung und Verknüpfung der Netze bei. Bis 2020 soll jeder EU-Mitgliedstaat in der Lage sein, mindestens 10% der heimischen Stromproduktion in Nachbarländer zu exportieren. Im November 2015 zog die EU-Kommission eine Zwischenbilanz, laut der sie das Vorhaben auf einem guten Weg sieht. Gleichzeitig kündigte sie für 2016 umfangreiche Umsetzungsschritte und neue Gesetzesvorschläge an. Deutschland stellt Weichen für zusätzliche Emissionsminderung in der Braunkohleverstromung. In Deutschland war die Konkretisierung des "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" eines der zentralen energiepolitischen Themen des vergangenen Jahres. Das Programm soll gewährleisten, dass Deutschland die für 2020 angestrebte Senkung seiner Treibhausgasemissionen um 40% gegenüber 1990 erreicht. Es sieht vor, dass die Emissionen im Stromsektor gegenüber der erwarteten Entwicklung um zusätzliche 22 Mio. Tonnen CO2 gesenkt werden müssen. Einen ersten Vorschlag, wie die Einsparung zu erzielen sei, machte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) im März 2015: In einem Eckpunktepapier sprach es sich für die Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke aus. Die Abgabe hätte im rheinischen Braunkohlerevier zur Stilllegung von 17 unserer 20 Kraftwerksblöcke und zwei unserer drei Tagebaue geführt. Nachdem der Vorschlag nicht nur in der Energiewirtschaft selbst, sondern auch bei Gewerkschaften und in der deutschen Industrie auf massiven Widerstand stieß, rückte das BMWi davon ab. Anfang Juli verständigten sich die Parteivorsitzenden der Regierungskoalition von CDU/CSU und SPD darauf, dass Braunkohlekraftwerke mit 2,7 GW Gesamtleistung in eine befristete "Sicherheitsbereitschaft" überführt und einige Jahre später stillgelegt werden. Ein Gesetzentwurf zur Ausgestaltung der Maßnahme wurde Anfang November vom Bundeskabinett beschlossen und ins parlamentarische Verfahren gegeben. Zuvor hatte sich das BMWi mit den betroffenen Energieunternehmen MIBRAG, RWE und Vattenfall darüber verständigt. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass acht Braunkohleblöcke im Zeitraum von 2016 bis 2019 schrittweise aus dem Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zu ihrer Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt werden. Die Betreiber der Anlagen erhalten dafür eine Vergütung, deren Gesamtvolumen das BMWi auf 1,6 Mrd. € veranschlagt. Die Bundesregierung will mit dieser Maßnahme 12,5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr einsparen. Für den Fall, dass dieses Ziel nicht erreicht wird, hat die Braunkohlewirtschaft zugesagt, ihre Emissionen ab 2018 um bis zu 1,5 Mio. Tonnen CO2 zusätzlich zu verringern. RWE wird fünf Kraftwerke der 300-MW-Klasse in die Sicherheitsbereitschaft überführen: die Blöcke P und Q in Frimmersdorf zum 1. Oktober 2017, die Blöcke E und F in Niederaußem zum 1. Oktober 2018 und den Block C in Neurath zum 1. Oktober 2019. Das BMWi hat die Konzeption der Sicherheitsbereitschaft intensiv mit der Europäischen Kommission besprochen und ist zuversichtlich, dass die EU die Maßnahme nicht als unerlaubte Beihilfe einstufen wird. Bundesregierung stockt Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung auf. Die im Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 vorgesehene Emissionssenkung soll auch durch einen verstärkten Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erreicht werden. KWK-Anlagen zeichnen sich dadurch aus, dass die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme mitgenutzt wird, etwa zur Beheizung von Wohnraum oder für industrielle Prozesse. Das erlaubt eine effizientere Verwertung des Energiegehalts von Brennstoffen. Durch verstärkte KWK-Förderung will die Bundesregierung 4 Mio. Tonnen CO2 einsparen. Die Weichen dafür hat sie mit einer Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes (KWKG) gestellt, die zum 1. Januar 2016 in Kraft getreten ist. Im neuen KWKG ist festgelegt, dass die Stromerzeugung auf KWK-Basis bis 2020 auf 110 Mrd. kWh und bis 2025 auf 120 Mrd. kWh steigen soll. Zum Vergleich: 2014 lag sie bei 96 Mrd. kWh. Um die Ausbauziele zu erreichen, hat die Bundesregierung das für KWK-Anlagen verfügbare jährliche Subventionsvolumen von 750 Mio. € auf 1,5 Mrd. € verdoppelt. Die Mittel sind nicht nur für neue, sondern auch für bestehende Anlagen bestimmt. Gefördert werden soll u. a. die Umrüstung von kohlegefeuerten Anlagen auf die Nutzung von Gas als Brennstoff. Weißbuch zum Strommarktdesign: Bundesregierung spricht sich gegen Kapazitätsmarkt aus. Auch bei der Frage nach dem künftigen Strommarktmodell hat die Bundesregierung ihren Kurs abgesteckt. Im Anfang Juli veröffentlichten Weißbuch "Ein Strommarkt für die Energiewende" spricht sie sich gegen die Einführung eines Kapazitätsmechanismus aus. Ein solcher Mechanismus würde gewährleisten, dass Kraftwerksbetreiber neben den Erlösen aus der Stromproduktion auch eine Prämie dafür erhalten, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und damit zur Absicherung der Stromversorgung beitragen. Die Bundesregierung lehnt dies ab, u. a. weil sie hohe Kosten befürchtet. Stattdessen will sie am bestehenden Marktmodell festhalten und seine Funktionsfähigkeit verbessern. Dazu empfiehlt das Weißbuch u. a. die Garantie freier Preisbildung im Stromgroßhandel, eine Stärkung des Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystems, die Öffnung des Regelenergiemarktes für weitere Anbieter, Anreize für mehr Flexibilität auf der Verbraucherseite und die Schaffung größerer Markttransparenz. Vorgesehen ist auch die Schaffung einer Kapazitätsreserve, die ausschließlich dann zum Einsatz kommt, wenn am Markt kein ausreichendes Angebot zur Deckung der Nachfrage zur Verfügung steht. Anfang November hat das Bundeskabinett einen Gesetzentwurf mit den Eckpunkten der Strommarktreform beschlossen. Das Gesetzgebungsverfahren soll bis Mitte 2016 abgeschlossen werden. Deutsche Energieversorger bestehen "Stresstest" zur Höhe der Kernenergierückstellungen. Große Aufmerksamkeit widmete die Bundesregierung auch der Frage, ob zusätzliche politische Schritte erforderlich sind, um die Finanzierung der Kernenergieverpflichtungen durch die Versorger langfristig abzusichern. Eine solche Überprüfung war bereits im Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD verankert worden. Zunächst beauftragte das BMWi die Düsseldorfer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Warth & Klein Grant Thornton mit einem Gutachten zur Höhe der Kernenergierückstellungen der vier deutschen Kernkraftwerksbetreiber (sogenannter Stresstest). Die Ergebnisse wurden am 10. Oktober veröffentlicht. Nach Auffassung der Gutachter reicht das bilanzielle Reinvermögen der betroffenen Energieversorger aus, um die Verpflichtungen zum Rückbau der Kernkraftwerke und zur Entsorgung der radioaktiven Abfälle abzudecken. Den Unternehmen wird bescheinigt, dass sie die heute absehbar notwendigen Entsorgungsaufgaben vollständig abgebildet und die Rückstellungen rechnerisch korrekt ermittelt haben. Die Gutachter haben dazu eine Vielzahl von Stress-Szenarien entwickelt, die zu einer großen Bandbreite bei den Verpflichtungsbarwerten führen. Die Kernenergierückstellungen der Unternehmen von insgesamt 38,3 Mrd. € (Stand: Ende 2014) liegen innerhalb dieser Bandbreite. Das BMWi erklärte dazu, dass es die Szenarien mit hohen Verpflichtungsbeträgen für unwahrscheinlich halte. Nach Auffassung des Ministeriums ergibt sich aus dem Gutachten kein zusätzlicher Handlungsbedarf. Bundesregierung beruft Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs. Am 14. Oktober und damit kurz nach Abschluss des Stresstests hat die Bundesregierung eine "Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs" (KFK) berufen. Die KFK erhielt den Auftrag, ein Konzept zur Sicherstellung der Finanzierung der Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen vorzuschlagen. Nach dem Willen der Bundesregierung sollte sie dabei die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Unternehmen im Auge behalten. Zu den möglichen Finanzierungsmodellen gehört die Gründung einer Stiftung, die die Verpflichtungen ganz oder teilweise übernimmt und von den Versorgern in entsprechendem Umfang mit Finanzmitteln ausgestattet wird. Denkbar ist auch eine Fondslösung. Die Bundesregierung berief 19 Personen in die Kommission; ein Vertreter der Kernkraftwerksbetreiber war nicht darunter. Mit dem Vorsitz betraute sie den ehemaligen Hamburger Oberbürgermeister Ole von Beust (CDU), den früheren Brandenburger Ministerpräsidenten Matthias Platzeck (SPD) und Ex-Bundesumweltminister Jürgen Trittin (Grüne). Die Kommission will ihre Vorschläge in Kürze vorlegen. Es wird erwartet, dass die Bundesregierung daraufhin ein Finanzierungskonzept verabschiedet, das sich zumindest in seinen Eckpunkten auf die Empfehlungen der Kommission stützt. Landesregierung legt Entwurf der "Leitentscheidung" zur Zukunft der rheinischen Braunkohle vor. Im September hat die nordrhein-westfälische Landesregierung den Entwurf einer Leitentscheidung zur künftigen Braunkohleförderung im Tagebau Garzweiler II verabschiedet. Darin bestätigt sie, dass der Braunkohleabbau in Garzweiler auch nach 2030 für die Energieversorgung notwendig ist. Eine solche Feststellung ist Grundvoraussetzung für die langfristige Fortführung des Tagebaus. Allerdings will die Landesregierung entsprechend einer früheren Ankündigung das Abbaugebiet verkleinern. So soll auf eine Umsiedlung von drei Ortschaften verzichtet werden, darunter Holzweiler mit rund 1.400 Einwohnern; vorgesehen ist auch, dass ein größerer als der übliche Abstand zwischen dem Abbaugebiet und Holzweiler eingehalten werden muss. Die bisher auf 1,2 Mrd. Tonnen veranschlagten, planungsrechtlich genehmigten Kohlevorräte von Garzweiler II würden sich damit um schätzungsweise ein Drittel verringern. Im Gegensatz dazu wurden die genehmigten Abbaugrenzen der Tagebaue Hambach und Inden bestätigt. Im Herbst gab es eine öffentliche Konsultation zu dem Entwurf, an der sich RWE beteiligt hat. Die endgültige Leitentscheidung wird voraussichtlich im zweiten Quartal 2016 verabschiedet. Nächster Schritt ist ihre raumplanerische Umsetzung. Großbritannien: Wahlsieg der Konservativen nährt Hoffnung auf stabileren Rahmen im Energievertrieb. Bei den Parlamentswahlen in Großbritannien am 7. Mai 2015 hat die Konservative Partei von Premierminister David Cameron die für eine Alleinregierung nötige absolute Mehrheit errungen. Die Tories erreichten 331 der 650 zu vergebenden Unterhausmandate. Cameron regiert nun ohne die Liberaldemokraten, seinen früheren Koalitionspartner. Der Wahlausgang hat große Bedeutung für den energiepolitischen Kurs Großbritanniens. Die oppositionelle Labour Party hatte u. a. damit geworben, dass sie im Falle eines Wahlsiegs die Haushaltstarife für Strom und Gas für 20 Monate einfrieren würde. Die Tories dürften sich in der Energiepolitik dagegen stärker am Grundsatz der Marktorientierung ausrichten. Britische Regierung streicht Vorteile von Ökostromproduzenten bei Klimaschutzabgabe. Mit Wirkung zum 1. August hat die britische Regierung die Befreiung des Ökostromverbrauchs von der nationalen Klimaschutzabgabe aufgehoben und damit die Ertragsperspektiven der Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen beschnitten. Die Klimaschutzabgabe CCL (Climate Change Levy) wird seit April 2001 auf fossile Energieträger erhoben. Werden die Energieträger für die Stromerzeugung verwendet, unterliegen sie nicht der CCL, wohl aber der mit ihnen produzierte Strom. Zu entrichten ist die Abgabe von Verbrauchern aus dem gewerblichen, industriellen oder öffentlichen Sektor. Sie dient der Finanzierung von Klimaschutzprojekten und Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz. Für Strom lag sie Ende 2015 bei 5,54 £/MWh. Da grüner Strom bislang von der CCL ausgenommen war, konnten abgabepflichtige Verbraucher bei den Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen sogenannte Levy Exemption Certificates (LECs) erwerben und diese anstelle der CCL an den Staat abführen. Für die Ökostromproduzenten stellten die LECs eine zusätzliche Einnahmequelle dar, die nun weggefallen ist. Davon sind auch RWE-Gesellschaften betroffen. Unsere Einbußen beim betrieblichen Konzernergebnis lagen 2015 bei rund 20 Mio. €; für die Folgejahre veranschlagen wir sie auf 40 Mio. €. Britisches Kartellamt sieht keine Wettbewerbshemmnisse im Strom- und Gasgroßhandel. Das britische Kartellamt CMA (Competition and Markets Authority) hat Anfang Juli erste Ergebnisse seiner laufenden Untersuchung zur Wettbewerbssituation im britischen Energiesektor vorgelegt. In einem vorläufigen Bericht stuft es die nationalen Großhandelsmärkte als funktionsfähig ein. Die Behörde sieht auch keine Anhaltspunkte dafür, dass große Energieversorger wie RWE durch vertikale Integration Wettbewerbsvorteile erlangen können. Im Vertriebsgeschäft mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben gebe es dagegen Hinweise auf unzureichenden Wettbewerb. Dies betreffe insbesondere jene Marktteilnehmer, die aus Passivität nicht zu einem günstigeren Anbietern wechseln. Das Kartellamt schlägt eine Reihe von Maßnahmen zugunsten solcher Kunden vor, u. a. eine vorübergehende Preiskappung. Die Wettbewerbsuntersuchung war Mitte 2014 von der Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) in Auftrag gegeben worden. Ursprünglich sollte sie Ende 2015 abgeschlossen sein; der Zeitplan wurde seitens des Kartellamts jedoch verschoben. Der finale Bericht wird nun für Juni 2016 erwartet. Niederlande: Parlament beschließt Stilllegung alter Kohlekraftwerke und Abschaffung der Kohlesteuer. In den Niederlanden schreitet die Umsetzung des nationalen Energieabkommens ("Energieakkoord") von 2013 voran (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 47). Nachdem zunächst die Stilllegung der fünf ältesten Steinkohlekraftwerke des Landes - darunter unser 611-MW-Block Amer 8 - rechtlich verankert wurde, beschloss das Parlament im Gegenzug die Abschaffung der Kohlesteuer. Amer 8 ging zum 1. Januar 2016 vom Netz. Zeitgleich trat die Steuerentlastung in Kraft, von der unsere Kraftwerke Eemshaven und Amer 9 profitieren. Um die notwendige Mehrheit für die Abschaffung der Kohlesteuer zu erhalten, hat die niederländische Regierung zugesagt, 2016 eine Strategie zum Ausstieg aus der Kohleverstromung vorzulegen. Die Debatte um die Zukunft der Kohle wurde dadurch angeheizt, dass das Bezirksgericht in Den Haag der Klage einer Umweltorganisation stattgab und die Politik zu verstärkten Klimaschutzanstrengungen verpflichtete. Die Richter urteilten, dass der Ausstoß von Treibhausgasen in den Niederlanden bis 2020 um mindestens 25% gegenüber 1990 gedrosselt werden müsse. Auf Basis der aktuellen Klimapolitik würden jedoch nur maximal 17% erreicht. Die Regierung ist gegen das Urteil in Berufung gegangen, hat aber zugleich angekündigt, dass sie zusätzliche Klimaschutzmaßnahmen ergreifen will. Neues Fördersystem für erneuerbare Energien in Polen. Polen wird die Förderung klimaschonender Stromerzeugung grundlegend reformieren. Das Parlament hat dafür im Februar 2015 grünes Licht gegeben. Dem Beschluss war ein jahrelanges Gesetzgebungsverfahren vorausgegangen. Das neue Fördersystem ähnelt dem in Großbritannien. Polen wird mit Betreibern von Neuanlagen sogenannte "Contracts for Difference" (CfD) schließen, die für die Dauer von 15 Jahren eine feste Vergütung garantieren. Liegt der Preis, den die Betreiber am Großhandelsmarkt erzielen, unter dieser Vergütung, wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen sie Zahlungen leisten. Vorgesehen ist, dass der Staat für jedes Jahr und für die einzelnen Erzeugungstechnologien festlegt, wie viel neue Kapazität er maximal fördern wird. Wer einen CfD-Vertrag bekommt und wer nicht, entscheidet sich per Auktion. Für kleine Neuanlagen mit einer Leistung von bis zu 10 kW ist vorgesehen, dass sie nicht am CfD-Markt teilnehmen, sondern feste Einspeisetarife erhalten. Betreiber von bestehenden Anlagen sollen wählen können, ob sie das bisherige Fördersystem über Grünstromzertifikate nutzen oder durch die Teilnahme an einer Auktion in das CfD-Regime wechseln. Ursprünglich sollte das neue Fördersystem zum 1. Januar 2016 in Kraft treten. Die neue polnische Regierung hat den Start nach ihrer Amtsübernahme im November jedoch verschoben, weil sie einzelne Ausgestaltungsmerkmale der Reform prüfen will. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSEIm vergangenen Jahr haben wir die Weichen dafür gestellt, dass RWE trotz der schweren Krise in der konventionellen Stromerzeugung auch zukünftig eine aktive Rolle im sich wandelnden Energiesystem spielen kann. Wir haben beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Wir schaffen so eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Zu den wichtigsten Ereignissen des vergangenen Jahres gehört auch der erfolgreiche Verkauf von RWE Dea. Mit den Mitteln aus dieser und weiteren Desinvestitionen konnten wir unsere Finanzkraft erheblich stärken. Darüber hinaus haben wir wichtige Meilensteine beim Ausbau unserer Windkraftkapazitäten erreicht: Seit Mitte des Jahres sind unsere großen neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr offiziell in Betrieb. Durch sie hat sich unsere Ertragslage bei den erneuerbaren Energien stark verbessert.Ereignisse im BerichtsjahrRWE wird Geschäftsbereiche Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb bündeln und an die Börse bringen. Am 1. Dezember 2015 hat der Vorstand der RWE AG bekannt gegeben, dass er die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenführen und an die Börse bringen will. Der Aufsichtsrat hat dem Vorhaben in seiner Sitzung vom 11. Dezember zugestimmt. RWE schafft damit eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Wir planen, das Kapital der neuen Gesellschaft bis Ende 2016 durch Ausgabe neuer Aktien um rund 10 % zu erhöhen. Mit den Erlösen soll weiteres Wachstum in Zukunftsmärkten finanziert werden. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, dass die RWE AG im Zuge des Börsengangs oder danach Anteile an der neuen Gesellschaft veräußert. Die Haftungsmasse für unsere Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich wird dadurch nicht verändert; vielmehr gewinnen wir zusätzliche Flexibilität bei der Finanzierung der Verpflichtungen. Die neue Gesellschaft soll langfristig im Mehrheitsbesitz der RWE AG verbleiben. Ihren Sitz wird sie voraussichtlich - wie diese - in Essen haben. Die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb, die in der neuen Gesellschaft aufgehen werden, trugen 2015 gemeinsam rund 43 Mrd. € zum Umsatz und über 4 Mrd. € zum EBITDA des RWE-Konzerns bei. Verkauf von RWE Dea abgeschlossen. Am 2. März 2015 haben wir den Verkauf unserer auf die Erkundung und Förderung von Öl und Gas spezialisierten Tochtergesellschaft RWE Dea abgeschlossen. Das Unternehmen firmiert jetzt als DEA Deutsche Erdoel AG. Erworben wurde es von der Investmentgesellschaft LetterOne mit Sitz in Luxemburg. Wir hatten uns zu dem Verkauf entschlossen, weil der Zugang zu eigenen Gasquellen durch das Entstehen liquider Gashandelsmärkte seine strategische Bedeutung für uns verloren hat. Außerdem können wir so erhebliche Mittel für Investitionen einsparen, die erforderlich sind, um das Wachstumspotenzial von DEA auszuschöpfen. Bereits im März 2014 hatten wir uns mit LetterOne auf die Transaktion verständigt (siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 35). Gegenüber der damals getroffenen Verkaufsvereinbarung waren allerdings Anpassungen vorzunehmen, mit denen zwischenzeitlich eingetretenen politischen Unsicherheiten und operativen Entwicklungen Rechnung getragen wurde. Aus den geänderten Vertragskonditionen ergab sich für DEA ein Unternehmenswert von 5,1 Mrd. €. Darüber hinaus wurde eine Vereinbarung für den Fall getroffen, dass die EU oder die USA Sanktionen gegen LetterOne oder deren russische Haupteigentümer verhängen. RWE wäre dann in den ersten zwölf Monaten nach Vollzug der Transaktion zum Rückerwerb des britischen DEA-Geschäfts und zum Weiterverkauf an einen unabhängigen Dritten verpflichtet gewesen. Diese Regelung ist inzwischen gegenstandslos, denn DEA hat die britischen Aktivitäten im Dezember 2015 an die schweizerische Chemie-Gruppe INEOS verkauft. Weitere Desinvestitionen getätigt. Im vergangenen Jahr haben wir neben DEA noch eine Reihe weiterer Aktivitäten veräußert. Meist haben uns strategische Gründe dazu bewogen. Verkauft wurden u. a. folgende Beteiligungen und Vermögenswerte (Monat des Verkaufsabschlusses in Klammern):
RWE steigt bei Luxemburger Versorger Enovos aus. Ende Dezember haben RWE und E.ON einen Vertrag über den gemeinsamen Verkauf ihrer Beteiligungen von 18,4 bzw. 10% am Luxemburger Energieversorger Enovos unterzeichnet. Käufer ist ein Bieterkonsortium unter der Führung des Großherzogtums Luxemburg und der Investmentgesellschaft Ardian. Die Transaktion soll im Frühjahr 2016 abgeschlossen werden. Dazu muss das Großherzogtum noch die vom Luxemburger Stadtrat erteilte Genehmigung bestätigen. Ein Beweggrund für die Veräußerung ist, dass wir nur begrenzten Einfluss auf die Geschäftspolitik von Enovos haben. Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr offiziell in Betrieb. Am 11. Mai 2015 haben wir im Beisein von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel unseren neuen Offshore-Windpark Nordsee Ost eingeweiht. Der rund 35 Kilometer nördlich von Helgoland gelegene Windpark, dessen Alleineigentümer wir sind, verfügt über 48 Turbinen mit einer Gesamtleistung von 295 MW. Das Investitionsvolumen betrug 1,4 Mrd. €. Etwa einen Monat nach Nordsee Ost ist am 18. Juni unser zweiter neuer Offshore-Windpark Gwynt y Môr vor der Küste von Wales eingeweiht worden. Die Zeremonie wurde vom walisischen Regierungschef Carwyn Jones vorgenommen. Mit seinen 160 Turbinen kommt Gwynt y Môr auf 576 MW Gesamtleistung und ist damit der zweitgrößte Offshore-Windpark weltweit. Gemeinsam mit unseren Projektpartnern haben wir 2,4 Mrd. € für Gwynt y Môr eingesetzt; die veräußerte Netzinfrastruktur des Windparks ist hier nicht eingerechnet. Startschuss für den Bau der Offshore-Windparks Nordsee One und Galloper. RWE hat 2015 nicht nur zwei große Off-shore-Windparks fertiggestellt, sondern auch mit dem Bau von zwei neuen begonnen: Nordsee One und Galloper. Standort von Nordsee One ist ein Gebiet 40 Kilometer nördlich der Insel Juist. Bei seiner Fertigstellung im Jahr 2017 wird der Windpark über eine Gesamtkapazität von 332 MW verfügen. Galloper entsteht vor der Küste von Suffolk (Ostengland) und soll 2018 mit seiner vollen Kapazität von 336 MW in Betrieb sein. Voraussetzung für den Bau der Windparks war, dass wir Projektpartner gewinnen und die Finanzierung sichern konnten. Das ist uns bei beiden Vorhaben gelungen. Co-Investor bei Nordsee One ist der kanadische Stromversorger Northland Power, der mit 85% die Mehrheit an dem Projekt hält. Die Gesamtkosten von etwa 1,2 Mrd. € werden zu 70% mit Krediten finanziert, die uns ein internationales Bankenkonsortium gewährt; für die verbleibenden 30% kommen Northland Power und RWE selbst auf. Bei Galloper haben wir uns mit Siemens Financial Services, Macquarie Capital und der UK Green Investment Bank zusammengetan, die jeweils 25% an dem Projekt übernommen haben. RWE ist mit ebenfalls 25% daran beteiligt und als Konsortialführer für den Bau und Betrieb des Windparks verantwortlich. Auch bei Galloper wird der Großteil der auf 2 Mrd. € veranschlagten Projektkosten durch Fremdmittel abgedeckt, die ein internationales Bankenkonsortium bereitstellt. RWE und Statkraft vereinbaren Partnerschaft für den Offshore-Windpark Triton Knoll. Im Februar 2015 haben wir die Weichen für ein weiteres Offshore-Windkraftprojekt gestellt: Mit dem norwegischen Energieversorger Statkraft haben wir einen Vertrag über die gemeinsame Entwicklung von Triton Knoll vor der Ostküste Englands geschlossen. Die Vereinbarung sieht vor, dass Statkraft die Hälfte der Anteile an dem Projekt übernimmt. Triton Knoll könnte nach seiner Fertigstellung über eine Erzeugungsleistung von bis zu 900 MW verfügen. Dafür wäre eine Gesamtinvestition von bis zu 3 Mrd. € notwendig. Die finale Bauentscheidung soll 2017 getroffen werden. Sie hängt maßgeblich davon ab, ob wir uns erfolgreich um staatliche Förderung für Triton Knoll bewerben können. RWE schließt Kraftwerksneubauprogramm ab. Neun Jahre nach seinem Start haben wir 2015 unser Kraftwerksneubauprogramm abgeschlossen. Das Programm umfasst neun hochmoderne Erzeugungsanlagen. Davon werden sechs mit Gas, zwei mit Steinkohle und eine mit Braunkohle befeuert. Im vergangenen Jahr waren noch Arbeiten an den beiden Steinkohlekraftwerken zu leisten. Die eine Anlage, ein Doppelblock mit 1.554 MW Nettoleistung im niederländischen Eemshaven, hat im Mai bzw. Juli 2015 den kommerziellen Betrieb aufgenommen. Das andere Steinkohlekraftwerk, am Standort Hamm (Westfalen), war ebenfalls als Doppelblock konzipiert. Block E produziert bereits seit Mitte 2014 kommerziell Strom. Bei Block D waren dagegen erhebliche Verspätungen eingetreten, u. a. wegen Mängeln am Dampferzeuger. Im Dezember 2015 haben wir entschieden, dass der Block nicht mehr fertiggestellt wird. Für die gravierenden, von RWE nicht zu vertretenden Sach- und Verzögerungsschäden haben wir gegenüber dem Zulieferer und den Versicherungen Ausgleichsansprüche geltend gemacht. An dem Kraftwerk in Hamm waren neben dem Mehrheitseigentümer RWE zunächst noch 23 Stadtwerke beteiligt, die sich mit uns in der Gesellschaft Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm (GSH) zusammengeschlossen hatten. Da sich die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerksprojekts deutlich verringert hat, haben die Stadtwerke ihre Anteile an der GSH zum 31. Dezember 2015 an uns verkauft und Verträge zum Strombezug aus dem Kraftwerk aufgelöst. RWE bei Kapazitätsauktion in Großbritannien erfolgreich. Bei der zweiten Auktion für den neuen britischen Kapazitätsmarkt konnten sich alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke - mit Ausnahme einer Kleinanlage - für eine Förderung qualifizieren. Zusammen kommen sie auf eine gesicherte Leistung von 8,0 GW. Dabei handelt es sich u. a. um die Gaskraftwerke Pembroke, Staythorpe, Little Barford, Didcot B und Great Yarmouth sowie das Steinkohlekraftwerk Aberthaw. Bei der Auktion, die vom 8. bis 10. Dezember 2015 stattfand, waren Anbieter mit insgesamt 57,7 GW Erzeugungskapazität vertreten. Davon kamen Anlagen mit 46,4 GW zum Zuge. Ihre Betreiber werden in der Förderperiode vom 1. Oktober 2019 bis 30. September 2020 eine Kapazitätsprämie von 18 £ je Kilowatt erhalten. Für Neuanlagen verlängert sich die Förderung auf 15 Jahre. Dies betrifft Erzeugungseinheiten mit einer Gesamtkapazität von 1,0 GW; ein RWE-Kraftwerk ist nicht darunter. Da sich der bei der Auktion ermittelte Prämienbetrag auf das Preisniveau von Oktober 2014 bis April 2015 bezieht und mit dem britischen Verbraucherpreisindex fortgeschrieben wird, dürfte die tatsächliche Förderung über 18 £ liegen. In Großbritannien findet seit 2014 einmal im Jahr eine Kapazitätsauktion statt. Dabei wird eine festgelegte Menge gesicherter Erzeugungsleistung ersteigert. Alle Anbieter, die zum Zuge kommen, erhalten den gleichen Preis, nämlich denjenigen, bei dem die angebotene der nachgefragten Kapazität entspricht. Die Teilnahme an der Auktion ist freiwillig und technologieoffen. Nicht zugelassen sind Anlagen, die künftig bereits auf anderem Wege gefördert werden. Bei der ersten Kapazitätsauktion in Großbritannien, die im Dezember 2014 stattfand, war eine Prämie von 19,40 £/kW (in Preisen von 2012) ermittelt worden, die für die Zeit vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 gewährt wird. Neue Vertriebsaktivitäten in Slowenien, Polen und Ungarn. Beim Ausbau unseres Vertriebsgeschäfts in Zentralosteuropa sind wir weiter vorangekommen. Im Juni 2015 haben wir den Eintritt in den slowenischen Markt bekannt gegeben. Unser Schwerpunkt liegt dort zunächst auf dem Stromgeschäft mit Privathaushalten, denen wir Produkte mit ein-, zwei- oder dreijähriger Laufzeit und eine Vielzahl von Energiesparpaketen anbieten werden. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, in diesem Kundensegment bis 2020 einen Marktanteil von 10% zu erreichen. Auch in Ungarn und Polen, wo wir bereits im Stromgeschäft etabliert sind, haben wir neue Vertriebsaktivitäten gestartet: So verkauft die ungarische ELMÜ-ÉMÁSZ-Gruppe, an der wir die Mehrheit halten, seit Mitte 2015 auch Gas. Ihr Fokus liegt dabei zunächst auf Industriekunden, bei denen sie bis 2020 einen Marktanteil von 10 bis 15% erreichen will. In Polen versorgt unsere Tochtergesellschaft RWE Polska schon einige Großkunden mit Gas und will dieses Geschäft nun auf kleine und mittelgroße Unternehmen ausdehnen. RWE macht Aldi-Märkte zu "Stromtankstellen". Im Rahmen einer Technologiepartnerschaft mit Aldi Süd haben wir von Mai bis Juli rund 50 Filialen des deutschen Lebensmittel-Discounters mit Ladesäulen für Elektrofahrzeuge ausgestattet. Aldi ermöglicht seinen Kunden damit, während des Einkaufs kostenlos "nachzutanken". Der Strom kommt von Solaranlagen auf den Dächern der Einkaufsmärkte. Die RWE-Ladesäulen sind eine Kombination aus hochmodernen Wechsel- und Gleichstrommodellen. Sie ermöglichen damit auch das Schnellladen von entsprechend ausgerüsteten Fahrzeugen. Das Volltanken dauert dann meist nicht länger als ein normaler Einkauf. RWE hat europaweit bereits über 4.900 Ladepunkte eingerichtet, davon mehr als 3.100 in Deutschland. Unser Ziel ist, die Elektromobilität durch den Verkauf und Betrieb von Infrastruktur voranzutreiben. RWE stärkt Präsenz im arabischen Raum. Durch Vereinbarungen mit dem Dubai Supreme Council of Energy (DSCE) und der in Abu Dhabi ansässigen Investitionsgesellschaft Bin Butti International Investment (BBII) haben wir uns neue Möglichkeiten für Aktivitäten im arabischen Raum erschlossen. Mit dem DSCE unterzeichneten wir im September ein MeMôrandum of Understanding. Die Erklärung legt den Grundstein für eine engere Zusammenarbeit bei technischer Beratung und Management-Dienstleistungen. Der DSCE ist das energiepolitische Entscheidungsgremium der Regierung in Dubai. RWE ist im Emirat bereits beratend tätig. Die Vereinbarung mit BBII haben wir im Dezember getroffen. RWE und BBII streben gemeinsame Aktivitäten in der sogenannten MENAT-Region an, d. h. im Nahen Osten, in Nordafrika und in der Türkei. Im Fokus steht die Entwicklung von Windkraft- und Photovoltaikprojekten, gegebenenfalls in Zusammenarbeit mit Dritten. Das Spektrum möglicher Vorhaben umfasst auch die Gebiete Energieeffizienz, Fernkühlung und Kraft-Wärme-Kopplung zur Wasserentsalzung. Europäischer Gerichtshof: Kernbrennstoffsteuer verstößt nicht gegen Europarecht. Der Europäische Gerichtshof (EuGH) in Luxemburg hat Anfang Juni entschieden, dass die seit 2011 erhobene deutsche Kernbrennstoffsteuer europarechtskonform ist. Zum gleichen Ergebnis war der Generalanwalt am EuGH in seinem Schlussantrag vom Februar 2015 gekommen. Derzeit sind bei mehreren deutschen Finanzgerichten Klagen gegen die Erhebung der Kernbrennstoffsteuer anhängig. Das Finanzgericht in Hamburg hat 2013 bekannt gegeben, dass es die Rechtmäßigkeit der Steuer anzweifelt und deshalb zunächst das Bundesverfassungsgericht (BVerfG) und später auch den EuGH eingeschaltet. Das Urteil des BVerfG steht noch aus. Es wird voraussichtlich im laufenden Jahr ergehen. Sollten die Richter die Steuer für verfassungswidrig erklären, könnte sich dies 2016 mit bis zu 1,7 Mrd. € positiv im betrieblichen Ergebnis von RWE niederschlagen. Wesentliche Ereignisse nach Ablauf des Berichtszeitraums. Im Zeitraum vom 1. Januar 2016 bis zur Aufstellung des Lageberichts am 22. Februar 2016 sind keine Ereignisse eingetreten, die wesentliche Auswirkungen auf die Finanz-, Vermögens- und Ertragslage des RWE-Konzerns haben. 1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISERWE-Konzernscroll
RWE Dea (verkauft am 2. März 2015) Interne Dienstleister RWE Consulting RWE Group Business Services RWE IT RWE Service Stand: 31. Dezember 2015 Konzernstruktur mit sieben Unternehmensbereichen. Bei der Berichterstattung über den Geschäftsverlauf 2015 orientieren wir uns an einer gegenüber 2014 unveränderten Konzernstruktur mit sieben Segmenten (Unternehmensbereichen). Diese sind nach nationalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt und stellen sich wie folgt dar:
Position "Sonstige, Konsolidierung". Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche unter "Sonstige, Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie unsere internen Dienstleister RWE IT, RWE Group Business Services, RWE Service und RWE Consulting. In der Position enthalten ist auch unsere Minderheitsbeteiligung am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Ausweis von RWE Dea als "nicht fortgeführte Aktivität". Wie auf Seite 38 dargestellt, haben wir im März 2015 den Verkauf unserer auf das Upstream-Geschäft mit Öl und Gas spezialisierten Gesellschaft RWE Dea abgeschlossen. Die Transaktion wurde mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. Januar 2014 vollzogen. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) zeigen wir RWE Dea in der Gewinn- und Verlustrechnung für 2015 und das Vorjahr nur noch verdichtet im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten. Beim bereinigten Nettoergebnis (vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis", siehe Seite 56) gehen wir folgendermaßen vor: Hier sind ausschließlich die auf das jeweilige Geschäftsjahr entfallenden Zinsen auf den Verkaufspreis für RWE Dea berücksichtigt, die uns der Erwerber LetterOne für die Zeit vom 1. Januar 2014 bis zum Vollzug der Transaktion am 2. März 2015 gezahlt hat. In der Konzernbilanz war das Upstream-Geschäft letztmalig zum 31. Dezember 2014 in den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" enthalten. In der Kapitalflussrechnung auf Seite 97 weisen wir die Cash Flows nicht fortgeführter Aktivitäten gesondert aus. Die Darstellung der Zahlungsströme im Lagebericht weicht davon ab: Hier beziehen wir uns ausschließlich auf unsere fortgeführten Aktivitäten. Auch die Investitionen und die Mitarbeiterzahlen zeigen wir im Lagebericht ohne RWE Dea. Erstmalige Vollkonsolidierung der slowakischen VSE und der niederrheinischen WestEnergie. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir die bilanzielle Erfassung von zwei Beteiligungen geändert. Das betraf die slowakische Východoslovenská energetika Holding a.s. (VSE) mitsamt ihren in der Energieversorgung tätigen Tochterunternehmen und die deutsche Verteilnetzgesellschaft WestEnergie GmbH. VSE und WestEnergie werden seit Ende August bzw. Anfang Juli vollkonsolidiert, nachdem sie zuvor at-Equity-bilanziert wurden. Die in Kosice ansässige VSE ist in der Slowakei die Nr. 3 im Strom- und die Nr. 2 im Gasgeschäft. Wir halten eine Minderheitsbeteiligung von 49% an dem Unternehmen, üben jedoch nunmehr auf vertraglicher Grundlage die alleinige Kontrolle aus. WestEnergie ist aus der vormaligen WestEnergie und Verkehr GmbH hervorgegangen und gehört zum niederrheinischen Versorger NEW, einem vollkonsolidierten Unternehmen des RWE-Konzerns. Gemäß einer Gesellschaftervereinbarung hatte NEW trotz eines Kapitalanteils von 99% zunächst keine Stimmrechtsmehrheit an WestEnergie; diese Vereinbarung ist mit Wirkung vom 1. Juli 2015 erloschen. Weitere Ausführungen zur Bilanzierungsumstellung finden Sie auf Seite 100 f. im Anhang. 1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNGDer RWE-Konzern hat seine operativen Ertragsziele für 2015 erreicht. Das betriebliche Ergebnis lag mit 3,8 Mrd. € im prognostizierten Bereich, ebenso das bereinigte Nettoergebnis in Höhe von 1,1 Mrd. €. Das EBITDA war mit 7,0 Mrd. € höher als erwartet, was jedoch auf Sondereffekte zurückzuführen ist. Gegenüber 2014 hat sich unsere Ertragslage verschlechtert, u. a. wegen operativer und technischer Probleme im britischen Vertriebsgeschäft. Zudem setzte sich der Margenverfall in der konventionellen Stromerzeugung fort. Er war auch der Grund dafür, dass wir hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke vornehmen mussten. Aber es gab auch Lichtblicke: Der Unternehmensbereich Erneuerbare Energien konnte das betriebliche Ergebnis mehr als verdoppeln. Erfolge können wir auch bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms vorweisen: Hier kamen wir erneut schneller voran als geplant. Das veranlasste uns, das 2012 gestartete Programm erheblich aufzustocken. Unser Ziel ist nun, damit einen dauerhaften Ergebnisbeitrag von insgesamt 2,5 Mrd. € zu erzielen, der ab 2018 in voller Höhe zum Tragen kommen soll.Geschäftsentwicklung 2015: Was wir prognostiziert und was wir erreicht habenscroll
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Siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 87 ff;
Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf
prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert. Stromerzeugung 2 % über Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 213,0 Mrd. kWh Strom produziert. Davon entfielen 37 % auf den Energieträger Braunkohle, 22 % auf Steinkohle, 20 % auf Gas und 15 % auf Kernenergie; der Anteil der erneuerbaren Energien lag bei 5 %. Gegenüber 2014 hat sich unsere Erzeugung um 2 % erhöht. Ein Grund dafür ist, dass die beiden Blöcke unseres neuen Steinkohlekraftwerks im niederländischen Eemshaven mit 1.554 MW Nettoleistung am 1. Mai bzw. 1. Juli 2015 den Testbetrieb abgeschlossen und die kommerzielle Stromproduktion aufgenommen haben. Ferner profitierten wir davon, dass unser britisches Steinkohlekraftwerk Aberthaw und einige unserer Gaskraftwerke nach Schäden und Ausfällen im Vorjahr wieder verstärkt eingesetzt werden konnten. Verbessert hat sich auch die Verfügbarkeit unserer deutschen Braunkohlekraftwerke, obwohl 2015 erneut umfangreiche Wartungen und Reparaturen anstanden. Darüber hinaus machten sich der Ausbau unserer Windkraftkapazitäten und das hohe Windaufkommen bemerkbar. Gegenläufig wirkte, dass wir einige der Verträge, die uns ein Nutzungsrecht für in Fremdeigentum stehende deutsche Steinkohlekraftwerke sichern, nicht verlängert haben; die Kontrakte über insgesamt 2,4 GW Erzeugungsleistung sind während der Jahre 2014 und 2015 ausgelaufen. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von Anbietern außerhalb des Konzerns. Diese Bezüge lagen 2015 bei 65,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 64,8 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 278,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 273,1 Mrd. kWh). scroll
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Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen,
die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber
aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; 2015 waren dies
11,1 Mrd. kWh (Vorjahr: 15,9 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Konventionelle
Stromerzeugung, davon 7,7 Mrd. kWh (Vorjahr: 12,9 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken,
und 0,8 Mrd. kWh (Vorjahr: 0,7 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Erneuerbare
Energien. Mit 48,1 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2015 verfügte RWE über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 48,1 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl sind auch Kraftwerke im Konservierungszustand berücksichtigt, die wir derzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht betreiben. Ebenfalls darin enthalten sind Anlagen, die uns nicht gehören, die wir aber auf vertraglicher Basis nutzen können. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,0 GW verringert. Ausschlaggebend dafür war, dass wir Ende März 2015 unser Ölkraftwerk Littlebrook östlich von London stillgelegt haben. Die Anlage mit 1.245 MW Nettoleistung unterlag einer Laufzeitbegrenzung, die sich aus der Umsetzung von EU-Vorgaben zu den Schadstoffemissionen von Großfeuerungsanlagen ergab. Weiter ausgebaut haben wir dagegen unsere Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien. Meilensteine waren die Fertigstellung der Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der Küste von Wales und Nordsee Ost nahe Helgoland (siehe Seite 39). Außerdem haben wir im vergangenen Jahr neue Onshore-Windparks in Deutschland und Polen in Betrieb genommen. Bezogen auf die Kraftwerksleistung ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil daran belief sich Ende 2015 - wie im Vorjahr - auf 32 %. Mit stabilen 23 % liegt Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 22% (Vorjahr: 21 %). Die erneuerbaren Energien kommen auf 9% (Vorjahr: 7%). Sie sind damit an der Kernenergie vorbeigezogen, deren Anteil mit 8% unverändert blieb. Regionaler Schwerpunkt unserer Stromproduktion ist Deutschland: Hier befinden sich 60% unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 21 % und die Niederlande mit 13% nehmen die beiden folgenden Plätze ein. scroll
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Inklusive Erzeugungskapazitäten, die sich
nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund
langfristiger Verträge frei verfügen können; zum 31. Dezember 2015
waren dies 4.629 MW (Vorjahr: 4.607 MW), darunter Steinkohlekraftwerke
mit einer Gesamtleistung von 2.173 MW (Vorjahr: 2.151 MW). CO2 -Emissionen um 3 % unter Vorjahr. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 150,8 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 143,9 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 6,9 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Weil wir mehr Strom aus Gas und erneuerbaren Energien und weniger aus Steinkohle erzeugt haben, lagen unsere CO2 -Emissionen um 4,4 Mio. Tonnen bzw. 3 % unter dem Vorjahresniveau. Die spezifischen Emissionen, also der CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom, verringerten sich von 0,745 auf 0,708 Tonnen. Sie entwickelten sich damit wie prognostiziert. scroll
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Inklusive Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum
befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge
frei verfügen können; im Jahr 2015 emittierten diese Anlagen 6,9 Mio.
Tonnen CO2 (Vorjahr: 13,1 Mio. Tonnen). Kostenfreie Emissionsrechte decken 4 % des CO2 -Ausstoßes ab. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 149,5 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2015 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 5,6 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Daraus ergibt sich eine Unterausstattung in Höhe von 143,9 Mio. Tonnen. Die fehlenden Emissionsrechte haben wir zugekauft. In sehr geringem Umfang nutzten wir auch Zertifikate, die durch Emissionsminderungen im Rahmen des Kyoto-Mechanismus "Clean Development Mechanism" geschaffen wurden. 95,2 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert. Die in den Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Hauptabbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 95,2 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 93,6 Mio. Tonnen). Davon wurden 82,4 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet. scroll
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Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbst
erzeugten Stroms am Großhandelsmarkt. Wenn diese Verkaufsmengen größer
sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird der
positive Saldo im Absatz erfasst. Im Jahr 2015 gab es einen Saldo
von +4,0 Mrd. kWh, gegenüber +1,5 Mrd. kWh im Vorjahr. Leicht erhöhter Stromabsatz. RWE hat im Berichtsjahr 262,1 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt, und damit etwas mehr als 2014. Zugelegt haben wir im Segment der Industrie- und Geschäftskunden, u. a. weil wir neue Abnehmer gewinnen konnten. Weitere Mengenzuwächse ergaben sich dadurch, dass wir den slowakischen Energieversorger VSE seit Ende August 2015 vollkonsolidieren, nachdem wir ihn zuvor at-Equity-bilanziert haben (siehe Seite 43). Dies schlug sich auch im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe nieder. Dennoch weisen wir bei dieser Kundengruppe einen leichten Absatzrückgang aus. Eine wichtige Rolle spielt dabei der Trend zum sparsameren Energieeinsatz. In Großbritannien kamen Kundenverluste hinzu, denen allerdings Zugewinne in anderen Regionen gegenüberstanden. Rückläufig waren auch die Stromverkäufe an deutsche Weiterverteiler. Dies lag zum einen daran, dass sich einige unserer Kunden verstärkt oder komplett bei anderen Anbietern eingedeckt haben. Zum anderen verringerte sich der Absatz an Übertragungsnetzbetreiber aus dem Weiterverkauf von Strom, der nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in unser Verteilnetz eingespeist wurde; Hintergrund ist, dass die Produzenten ihren EEG-Strom zunehmend direkt vermarkten oder selbst verbrauchen. scroll
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Kunden in Rumänien, Slowenien und der Türkei Zum 31. Dezember 2015 versorgten die vollkonsolidierten Gesellschaften des RWE-Konzerns 16.424 Tsd. Kunden mit Strom, davon 6.788 Tsd. in Deutschland. Gegenüber 2014 hat sich die Zahl unserer Kunden um 466 Tsd. bzw. 3% erhöht. Wesentlich dazu beigetragen hat die erstmalige Vollkonsolidierung von VSE: Zum Jahresende wurden dadurch 472 Tsd. Kunden zusätzlich erfasst. Kundengewinne verzeichneten wir u. a. in unserem Hauptmarkt Deutschland. Aber auch in Ländern wie Belgien, Polen und Tschechien hat sich unsere Marktposition verbessert. Stark verschlechtert hat sie sich dagegen im hart umkämpften britischen Privatkundengeschäft. Neben dem intensiven Wettbewerb trugen Probleme beim Kundenservice von RWE npower dazu bei. Außerdem schwächt das staatliche Programm "Energy Companies Obligation" (ECO) unsere Marktposition: Im Rahmen von ECO werden die großen britischen Stromversorger wie RWE npower zur Finanzierung von Maßnahmen herangezogen, mit denen die Energieeffizienz in Haushalten gesteigert werden soll. Sie haben deshalb einen Kostennachteil gegenüber kleineren Anbietern, die keinen solchen Verpflichtungen unterliegen. scroll
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Gasliefermengen: Plus von 5 %. Unser Gasabsatz ist um 5% auf 296,7 Mrd. kWh gestiegen. Das lag u. a. daran, dass die Witterung in unseren Kernmärkten kühler war als 2014. Unsere Privat- und Gewerbekunden haben deshalb mehr Gas zum Heizen eingesetzt. Bei den Weiterverteilern kam hinzu, dass wir in Deutschland neue Abnehmer gewinnen und unsere Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnten. Der Anstieg unseres Gasabsatzes ist auch auf die erfolgreiche Akquise von Industrie- und Geschäftskunden zurückzuführen. Im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe wurde der positive Witterungseffekt durch ein sparsameres Verbrauchsverhalten abgeschwächt. Außerdem haben wir per saldo Kunden verloren. scroll
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Kunden in Kroatien, Polen und Ungarn Unsere vollkonsolidierten Gesellschaften belieferten zum Bilanzstichtag insgesamt 7.023 Tsd. Kunden mit Gas, die meisten davon in Großbritannien, den Niederlanden, Tschechien und Deutschland. Seit Ende 2014 hat sich die Zahl unserer Gaskunden um 132 Tsd. bzw. 2% verringert. Wie beim Strom verzeichneten wir die größten Einbußen bei britischen Haushalten. Auch unsere Position in Tschechien verschlechterte sich. Allerdings hat sich die Abwanderung von Kunden, die wir dort seit der Marktliberalisierung im Jahr 2007 hinnehmen mussten, inzwischen stark abgeschwächt. Erreicht haben wir das u. a. durch das Angebot von attraktiven Langfristverträgen und durch Erfolge bei der Rückgewinnung von Kunden. Leicht vergrößert hat sich unser Kundenstamm in Deutschland, Belgien und der Slowakei. scroll
Außenumsatz nahezu unverändert. Unser Außenumsatz ist 2015 geringfügig auf 48.599 Mio. € gestiegen. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Die Stromerlöse erhöhten sich um 1 % auf 33.840 Mio. € und die Gaserlöse um 2% auf 12.118 Mio. €. Hauptgrund dafür war die positive Absatzentwicklung. Allerdings haben einige unserer Vertriebsgesellschaften die Preise gesenkt und dadurch an Umsatz eingebüßt. Die Erlösentwicklung war auch durch Effekte aus der Währungsumrechnung beeinflusst. Am meisten wirkte sich die Aufwertung des britischen Pfunds aus, das 2015 durchschnittlich 1,38 € kostete, gegenüber 1,25 € im Vorjahr. Auch der US-Dollar hat sich gemessen am Euro verteuert, während sich bei den anderen für uns wichtigen Währungen nur geringe Wertveränderungen ergaben. Bereinigt um die Effekte aus der Vollkonsolidierung von VSE und der Währungsumrechnung sind unsere Erlöse um 2 % gesunken. scroll
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Betriebliches Ergebnis mit 3.837 Mio. € im prognostizierten Korridor. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) von 7.017 Mio. € erwirtschaftet. Unsere Prognose, die wir im März 2015 veröffentlicht haben, sah eine Bandbreite von 6,1 bis 6,4 Mrd. € vor (siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 88). Dass das EBITDA oberhalb des Korridors lag, beruht im Wesentlichen auf Sondereffekten. Ein solcher Effekt ergab sich dadurch, dass wir den bislang at-Equity-bilanzierten slowakischen Energieversorger VSE seit Ende August vollkonsolidieren. Dem ist eine Neubewertung der Beteiligung vorausgegangen, bei der stille Reserven in Höhe von 185 Mio. € aufgedeckt wurden. Ein weiterer Grund für die Planüberschreitung waren Einmalerträge im Zusammenhang mit dem Kraftwerksprojekt in Hamm, die u. a. auf Versicherungsleistungen zurückzuführen sind (siehe Seite 40). Unser Entschluss, Block D nicht fertigzubauen, machte zugleich eine Wertberichtigung in Höhe von 654 Mio. € erforderlich, die aber nicht ins EBITDA einging. Wir erfassen sie im betrieblichen Ergebnis, das somit nicht nur die Einmalerträge, sondern auch die - höheren - Belastungen aus dem Kraftwerksprojekt enthält. Mit 3.837 Mio. € entsprach das betriebliche Ergebnis unseren Erwartungen. Prognostiziert hatten wir einen Korridor von 3,6 bis 3,9 Mrd. €. Gegenüber 2014 hat sich das EBITDA um 2% und das betriebliche Ergebnis um 4% verringert. Dabei machte sich der preisbedingte Margenrückgang in der konventionellen Stromerzeugung bemerkbar. Stark verbessert hat sich unsere Ertragslage auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Im Vertriebsgeschäft, das europaweit 824 Mio. € (Vorjahr: 912 Mio. €) zum betrieblichen Ergebnis beisteuerte, kam uns zugute, dass sich negative Witterungseinflüsse abschwächten; allerdings mussten wir hohe Belastungen durch operative und technische Probleme bei RWE npower verkraften. In den Unternehmensbereichen entwickelte sich das betriebliche Ergebnis wie folgt:
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Durchschnitt der Jahresendbestände von 2014
und 2015 RWE erzielt Kapitalrendite von 8,0 %. Die Rendite auf das eingesetzte Vermögen (Return on Capital Employed, kurz: ROCE), die wir mit unserem Wertmanagementkonzept ermitteln, belief sich 2015 auf 8,0%. Sie lag damit nicht nur unter dem Vorjahreswert (8,4%), sondern auch unter dem Kapitalkostensatz vor Steuern in Höhe von 8,75%. Zieht man vom ROCE die Kapitalkosten ab und multipliziert das Ergebnis mit dem betrieblichen Vermögen, erhält man den absoluten Wertbeitrag. Dieser war mit -384 Mio. € um 107 Mio. € niedriger als der bereits negative Vorjahreswert (-277 Mio. €). Den Ausschlag dafür gab die verschlechterte operative Ertragslage. Positiv schlug zu Buche, dass wir mit 8,75 % einen etwas niedrigeren Kapitalkostensatz zugrunde gelegt haben als 2014 (9%). Ein Grund dafür ist das gesunkene Marktzinsniveau. Ausführliche Informationen zu unserem Wertmanagementkonzept finden Sie auf den beiden folgenden Seiten. Wertmanagementkonzept des RWE-KonzernsWertbeitrag als Gradmesser des wirtschaftlichen Erfolgs. Das Wertmanagementkonzept von RWE ist ein Instrument zur Messung des wirtschaftlichen Erfolgs unserer Geschäftstätigkeit und zur Beurteilung der Attraktivität von Investitionsvorhaben. Von zentraler Bedeutung ist dabei der Wertbeitrag, den wir mit einer Aktivität erzielen. Dieser ist positiv, wenn die Rendite auf das eingesetzte Vermögen, also der ROCE, die Kapitalkosten übersteigt. Der ROCE entspricht dem Verhältnis des betrieblichen Ergebnisses zum betrieblichen Vermögen. Wir ermitteln die Kapitalkosten als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und der Fremdkapitalkosten. Dabei spiegeln die Eigenkapitalkosten die Renditeerwartung am Kapitalmarkt bei einer Investition in die RWE-Aktie wider, während sich die Fremdkapitalkosten an unseren langfristigen Finanzierungskonditionen orientieren. Bei der Berechnung der Kapitalkosten für 2015 haben wir Werte verwendet, die von denen des Vorjahres abweichen und insgesamt zu einem niedrigeren Kostensatz führen. Den Ausschlag dafür gibt das gesunkene Marktzinsniveau. Allerdings ist unser Geschäft auch risikoreicher geworden. Die Eigenkapitalkosten erhält man, indem man zunächst den Zins für eine risikolose langfristige Anlage bestimmt. Unser Wert für 2015 beträgt 2,5%. Im nächsten Schritt haben wir konzern- und bereichsspezifische Risikoaufschläge (Marktprämien) festgelegt und mit dem sogenannten Betafaktor multipliziert. Letzterer geht auf das in den 1960er-Jahren entwickelte Capital Asset Pricing Model zurück und misst das mit einer Investitions- oder Finanzierungsmaßnahme übernommene systematische Risiko, auch Marktrisiko genannt. Unter Berücksichtigung der Kapitalstruktur haben wir für 2015 einen Betafaktor von 1,07 verwendet. Die Marktprämie beträgt 6,5%. Durch Addition des risikolosen Zinses mit dem Produkt aus Marktprämie und Betafaktor lassen sich die Eigenkapitalkosten in Höhe von 9,46% herleiten. Da diese nicht steuerlich abzugsfähig sind, handelt es sich um einen Wert vor und nach Steuern. Für das Fremdkapital haben wir einen Kapitalkostensatz von 3,75% vor Steuern veranschlagt. Der kalkulatorische Steuersatz beträgt 30%. Das Produkt beider Werte entspricht dem Tax Shield, also dem Betrag, um den sich die Fremdkapitalkosten durch ihre steuerliche Abzugsfähigkeit verringern. Beim Tax Shield von 1,12 Prozentpunkten ergeben sich Fremdkapitalkosten nach Steuern in Höhe von 2,63%. Das Verhältnis von Eigen- zu Fremdkapital setzen wir nach Maßgabe unserer langfristigen Zielkapitalstruktur mit 50:50 an. Insgesamt kommen wir damit für 2015 auf Kapitalkosten von 6% nach Steuern und 8,75% vor Steuern. Die entsprechenden Vorjahreswerte lagen bei 6,25 bzw. 9%. Bei der Ermittlung des betrieblichen Vermögens gehen wir so vor, dass abnutzbare Gegenstände des Anlagevermögens nicht mit ihren Buchwerten, sondern mit der Hälfte der historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten angesetzt werden, und zwar über die gesamte Nutzungsdauer. Dieses Vorgehen hat den Vorteil, dass durch den Investitionszyklus verursachte Schwankungen der Wertbeiträge begrenzt werden. Geschäfts- oder Firmenwerte aus Akquisitionen gehen dagegen mit ihrem vollen Betrag ins Vermögen ein; Abschreibungen werden hier im Folgejahr wertmindernd berücksichtigt. Der ROCE abzüglich Kapitalkosten ergibt den relativen Wertbeitrag. Durch Multiplikation mit dem eingesetzten betrieblichen Vermögen erhält man den absoluten Wertbeitrag. Je höher er ausfällt, desto wirtschaftlich erfolgreicher ist die jeweilige Aktivität. Abnehmende Bedeutung des Wertbeitrags bei der Unternehmenssteuerung. Der Wertbeitrag war lange Zeit unsere zentrale Steuerungsgröße, hat aber für uns - wie in der betrieblichen Praxis allgemein - an Bedeutung eingebüßt. Seit 2013 bemisst sich die Tantieme des Vorstands der RWE AG nicht mehr am Wertbeitrag, sondern am betrieblichen Ergebnis. Inzwischen trifft dies auch auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten zu. Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return) als Renditekennzahl. Bei der Planung des künftigen Geschäftsverlaufs liegt unser besonderes Augenmerk auf der Entwicklung von EBITDA, betrieblichem Ergebnis, operativem Cash Flow, Haushaltsüberschuss/-defizit (siehe dazu Seite 61) und Nettoschulden. Vor diesem Hintergrund werden wir künftig in unseren Finanzberichten auf eine Darstellung des Wertmanagementkonzepts verzichten. scroll
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Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
werden mit hälftigen Anschaffungs- und Herstellungskosten angesetzt
(siehe Anlagespiegel auf Seite 116 ff.); Geschäfts- oder Firmenwerte
und Kundenbeziehungen werden mit ihren Buchwerten erfasst. Für 2014
und 2015 ist nicht mehr produktives Anlagevermögen in Höhe von 808
Mio. € herausgerechnet worden. Überleitung zum Nettoergebnis: Hohe Belastungen durch Wertberichtigungen. Die schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung hat auch in der Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Nettoergebnis deutliche Spuren hinterlassen. Sie zeigte sich vor allem im neutralen Ergebnis, das sich gegenüber 2014 um 2.962 Mio. € auf -2.885 Mio. € verringerte. Mit Wertberichtigungen auf deutsche und britische Kraftwerke in Höhe von 2,1 Mrd. € haben wir den zuletzt weiter verschlechterten Ertragsperspektiven dieser Anlagen Rechnung getragen. Abschreibungen nahmen wir auch auf das niederländische Kernkraftwerk Borssele vor, an dem wir mit 30% beteiligt sind, und auf die IT-Infrastruktur von RWE npower. Weitere Belastungen ergaben sich aus einem außergerichtlichen Vergleich, mit dem wir ein Schiedsverfahren beilegen konnten. Positiv wirkte sich dagegen die Bilanzierung bestimmter Derivate aus, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern: Sie führte per saldo zu einem Ertrag von 296 Mio. €, nachdem im Vorjahr ein geringer Verlust entstanden war (-29 Mio. €). Die im neutralen Ergebnis ausgewiesenen Buchgewinne aus der Veräußerung von Beteiligungen und Vermögenswerten fielen mit 31 Mio. € nicht ins Gewicht (Vorjahr: 154 Mio. €). scroll
Das Finanzergebnis hat sich um 259 Mio. € auf -1.589 Mio. € verbessert. Ausschlaggebend dafür waren Entlastungen bei den Zinsanteilen an den Zuführungen zu den langfristigen Rückstellungen. Hier wirkte sich der Wegfall eines Einmaleffekts aus dem Vorjahr aus: 2014 hatten Absenkungen der Diskontierungssätze zu einer Anhebung der "Sonstigen langfristigen Rückstellungen" geführt, die bei den Zinsanteilen berücksichtigt wurde. Obwohl wir höhere Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren erzielten, ist das "Übrige Finanzergebnis" gesunken. Einen wesentlichen Einfluss hatte hierbei die Tatsache, dass die Bewertung von Finanzgeschäften per saldo zu einem Aufwand führte, nachdem im Vorjahr noch ein Ertrag zu verzeichnen war. Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern lag mit -637 Mio. € im negativen Bereich. Trotzdem weisen wir Ertragsteuern in Höhe von 603 Mio. € aus. Hintergrund ist, dass wir im Organkreis der RWE AG aktive latente Steuern abgeschrieben haben, weil wir sie voraussichtlich nicht nutzen können. Aktive latente Steuern sind ein Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der sich aus Unterschieden im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden zwischen der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz ergibt. Die Aktivierung latenter Steuern setzt voraus, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung der Steuerermäßigungen erlauben. Für den Organkreis der RWE AG ist das derzeit nicht absehbar, u. a. wegen der stark verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Verlust von 1.240 Mio. €, nachdem wir im Vorjahr noch einen Gewinn von 1.693 Mio. € ausgewiesen hatten. Die nicht fortgeführten Aktivitäten trugen 1.524 Mio. € zum Nachsteuerergebnis bei (Vorjahr: 364 Mio. €). Mit 1.453 Mio. € entfällt der Großteil dieses Betrags auf den Buchgewinn aus der Veräußerung von RWE Dea. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 111 Mio. € auf 356 Mio. € gestiegen, weil einige vollkonsolidierte Gesellschaften, an denen Konzernfremde beteiligt sind, über Vorjahr abgeschlossen haben. Das betrifft vor allem unsere deutschen Regionalversorger und ist u. a. auf die erwähnten Einmalerträge aus Wertpapierverkäufen zurückzuführen. Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 98 Mio. € (Vorjahr: 108 Mio. €). Der Betrag entspricht unseren Finanzierungskosten nach Steuern. Berücksichtigt werden hier lediglich jene Hybridanleihen, die gemäß IFRS dem Eigenkapital zuzuordnen sind. Dabei handelt es sich um unsere Anleihen über 1.750 Mio. € und 750 Mio. £, von denen wir die erstgenannte zum 28. September 2015 abgelöst haben. In den Zwischenberichten des vergangenen Jahres waren wir davon ausgegangen, dass wir den Finanzierungsaufwand für das Hybridkapital nicht steuermindernd nutzen können, und hatten deshalb mit höheren Ergebnisanteilen gerechnet. Diese Annahme hat sich aber für 2015 als unzutreffend erwiesen. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2014 um 1.874 Mio. € verschlechtertes Nettoergebnis von -170 Mio. €. Bei 614,7 Millionen ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von -0,28 € (Vorjahr: 2,77 €). Bereinigtes Nettoergebnis mit 1.125 Mio. € im Rahmen der Erwartungen. Unser bereinigtes Nettoergebnis belief sich auf 1.125 Mio. € und lag damit im unteren Bereich des prognostizierten Korridors (1,1 bis 1,3 Mrd. €). Wie auf Seite 43 erläutert, enthält es nicht das gesamte Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten, sondern lediglich den auf 2015 entfallenden Teil der Zinsen auf den Verkaufspreis von RWE Dea. Bei der Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses gehen wir grundsätzlich so vor, dass wir wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern herausrechnen. Im betrieblichen Ergebnis erfasste Einmaleffekte, z. B. die Wertberichtigung auf das Steinkohlekraftwerk in Hamm, werden aber i. d. R. nicht eliminiert. Wir haben daher die bisher verwendete Bezeichnung "Nachhaltiges Nettoergebnis" in "Bereinigtes Nettoergebnis" geändert. Verglichen mit 2014 hat sich das bereinigte Nettoergebnis um 12% verringert. Ausschlaggebend dafür war die verschlechterte operative Ertragslage. scroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges
Nettoergebnis"; siehe Erläuterung im Text Effizienzsteigerungsprogramm: Zielvorgabe für 2015 übererfüllt. Mit der Umsetzung unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms sind wir gut vorangekommen. Gestartet hatten wir es im Jahr 2012. Das Programm umfasst eine Vielzahl von Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung, mit denen wir zusätzliches Ergebnispotenzial erschließen - und zwar von Jahr zu Jahr mehr. Wir setzen dabei auf umfassende Verbesserungen der operativen Prozesse sowie auf Einsparungen bei Verwaltung und IT. Für 2015 hatten wir uns zum Ziel gesetzt, mit dem Programm einen zusätzlichen Ergebniseffekt von 100 Mio. € zu erzielen. Erreicht haben wir sogar rund 200 Mio. € - trotz operativer Fehlentwicklungen im britischen Vertriebsgeschäft. Vor allem im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung konnten wir höhere Performance-Verbesserungen als erwartet erzielen. Das Effizienzsteigerungsprogramm war bisher auf den Zeitraum bis 2017 ausgelegt und sollte insgesamt ein zusätzliches Ergebnispotenzial von 2,0 Mrd. € erschließen. Mit den seit 2012 ergriffenen Maßnahmen haben wir bis Ende vergangenen Jahres bereits 1,6 Mrd. € erreicht; geplant waren 1,5 Mrd. €. Da wir mit dem Programm besser als erwartet vorankommen, planen wir nun neue Schritte zur Erhöhung unserer operativen Schlagkraft, weiterhin mit Schwerpunkt auf der konventionellen Stromerzeugung. Außerdem wollen wir unser britisches Vertriebsgeschäft umfassend restrukturieren. Inklusive der zusätzlichen Maßnahmen streben wir mit unserem Effizienzsteigerungsprogramm nun einen Ergebniseffekt von 2,5 Mrd. € an, der 2018 in vollem Umfang zum Tragen kommen soll. scroll
Investitionen leicht unter Vorjahr. Unsere Investitionen haben sich um 137 Mio. € auf 3.303 Mio. € verringert. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte setzten wir 2.898 Mio. € ein, 347 Mio. € weniger als 2014. Damit blieben wir im Rahmen der Erwartungen: Prognostiziert hatten wir eine Größenordnung von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Die Ausgaben für Finanzanlagen haben sich zwar deutlich erhöht, bewegten sich mit 405 Mio. € aber noch auf moderatem Niveau. 2015 haben wir einige kleinere Akquisitionen getätigt, darunter der Erwerb der kommunalen Anteile an der Gesellschaft Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm (siehe Seite 40). Deutlich verringert haben sich die Sachinvestitionen im Bereich Konventionelle Stromerzeugung, der einen Großteil der Mittel für die neuen Steinkohlekraftwerke in Hamm und im niederländischen Eemshaven einsetzte. Da wir das Projekt in Eemshaven 2015 abschließen konnten, waren die Ausgaben dafür nicht mehr so hoch. Ebenfalls stark gesunken sind die Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien. Sie entfielen u. a. auf die neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr, die im Mai bzw. Juni 2015 eingeweiht wurden. Im Vorjahr befanden sich die Windparks noch im Bau. Einen Anstieg der Investitionen verzeichneten wir im Bereich Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, der seine Maßnahmen zur Verbesserung der Strom- und Gasnetzinfrastruktur intensivierte. Auch der Unternehmensbereich Zent-ralost-/Südosteuropa setzte den Großteil der Mittel im Netzgeschäft ein. Der Bereich Vertrieb Niederlande/Belgien konzentrierte sich auf IT-Projekte. Im britischen Endkundengeschäft lag der Fokus auf der Entwicklung und Einführung intelligenter Stromzähler. scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen Wegen Erstkonsolidierung von VSE: Mitarbeiterzahl trotz Rationalisierungsmaßnahmen unverändert. Zum 31. Dezember 2015 beschäftigte RWE 59.762 Mitarbeiter und damit etwa so viele wie ein Jahr zuvor. Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Durch operative Veränderungen haben per saldo 1.859 Mitarbeiter den Konzern verlassen; dabei spielten Rationalisierungsmaßnahmen eine zentrale Rolle, insbesondere im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung. Erst- und Entkonsolidierungen von Gesellschaften hatten dagegen einen positiven Nettoeffekt von 1.837 Stellen. Allein durch die Vollkonsolidierung von VSE wurden 1.559 Mitarbeiter zusätzlich erfasst. Der im März abgeschlossene Verkauf von RWE Dea brachte dagegen keine Veränderungen des Personalbestands, weil die Beschäftigten der Gesellschaft bereits seit Mitte 2014 nicht mehr in den Konzernzahlen berücksichtigt waren. Die Zahl der Mitarbeiter an unseren deutschen Standorten hat sich gegenüber dem Vorjahresende um 1.241 auf 35.170 verringert, während die unserer Mitarbeiter im Ausland um 1.219 auf 24.592 gestiegen ist. Ende 2015 erlernten 2.339 junge Menschen bei uns einen Beruf. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. 1.8 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGEIm Geschäftsjahr 2015 haben wir mit dem Verkauf von RWE Dea einen wichtigen Schritt zur Stärkung unserer Finanzkraft getan. Die Transaktion war ausschlaggebend dafür, dass wir unsere Nettoschulden um fast ein Fünftel auf 25,1 Mrd. € senken konnten. Unser Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit lag mit 3,3 Mrd. € allerdings deutlich unter dem hohen Vorjahreswert. Er reichte erwartungsgemäß nicht aus, um unsere Investitionen und Ausschüttungen zu finanzieren. Kurzfristige Schwankungen im Nettoumlaufvermögen spielten dabei eine wichtige Rolle. Wir haben weiterhin das Ziel eines über die Jahre ausgeglichenen Haushalts, auch wenn wir es nicht in jedem einzelnen Jahr erreichen. Ebenso halten wir am Kurs der finanziellen Konsolidierung fest. Allerhöchste Priorität hat dabei für uns, dass wir uns jederzeit - selbst im Falle von Finanzkrisen - zu akzeptablen Konditionen am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können.Zentrale Finanzierung. Die Verantwortung für die Finanzierung des RWE-Konzerns liegt bei der RWE AG. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG tätigt. Andere Tochtergesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Die RWE AG übernimmt außerdem die Koordination, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Sie entscheidet, in welcher Höhe Garantien oder Patronatserklärungen abgegeben werden. Durch die Bündelung dieser Aufgaben können wir Finanzrisiken zentral steuern und überwachen. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Flexible Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital. Unseren Finanzbedarf decken wir überwiegend mit den Mittelzuflüssen aus der laufenden Geschäftstätigkeit. Darüber hinaus verfügen wir über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Langfristiges Fremdkapital nehmen wir hauptsächlich im Rahmen unseres Debt-Issuance-Programms auf, das uns erlaubt, Standardanleihen (Senior Bonds) im Gesamtwert von bis zu 30 Mrd. € zu begeben. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir keine Emissionen im Rahmen dieses Programms getätigt. Daneben bietet uns ein Commercial-Paper-Programm einen Spielraum von 5 Mrd. US$ für die kurzfristige Finanzierung am Geldmarkt, den wir 2015 nur in geringem Umfang genutzt haben. Als Liquiditätsreserve können wir zudem eine syndizierte Kreditlinie über 4 Mrd. € nutzen, die uns ein internationales Bankenkonsortium gewährt. Die Kreditlinienvereinbarung gilt bis Ende März 2020, kann allerdings um ein Jahr verlängert werden. In Anspruch genommen haben wir sie bislang nicht. Weder die genannten Finanzierungsinstrumente noch die laufenden Kreditlinien verpflichten uns, bestimmte Zinszahlungs-, Verschuldungs- oder Mindestkapitalgrenzen zu beachten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Tilgung, zum Stellen von Sicherheiten oder zu erhöhten Zinszahlungen verpflichtet wären. Ebenso wenig sind wir an ein bestimmtes Rating gebunden. RWE nimmt neues Hybridkapital auf. Im vergangenen Jahr haben wir drei Hybridanleihen begeben, zwei im April mit einem Volumen von 700 bzw. 550 Mio. € und eine im Juli über 500 Mio. US$. Die Laufzeit der Papiere ist auf 60 Jahre begrenzt. Die erste April-Anleihe hat einen Kupon von 2,75 % und kann seitens RWE erstmals im Oktober 2020 gekündigt werden; sie wurde zum Kurs von 99,38 % emittiert. Bei der zweiten April-Anleihe mit einem Kupon von 3,5 % ist eine Kündigung frühestens im April 2025 möglich. Der Ausgabekurs lag hier bei 100 %. Die im Juli emittierte Anleihe hat einen Kupon von 6,625 %. Wir können sie erstmals im März 2026 kündigen. Bei einem Ausgabekurs von 99,117% ergibt sich für diese Anleihe eine US-Dollar-Rendite von 6,75%. Unsere Finanzierungskosten in Euro liegen aufgrund von Swapgeschäften aber deutlich darunter. Hybridanleihen sind eine Mischform von Eigen- und Fremdkapital. Da sie nachrangig gegenüber allen anderen Finanzschulden sind, ist ihr Kupon höher als bei herkömmlichen Papieren. Derzeit stehen sieben Hybridanleihen von RWE aus. Die führenden Ratingagenturen Standard & Poor's und Moody's rechnen sie nur hälftig den Schulden zu. Den dargestellten Anleiheemissionen standen im Berichtsjahr zwei Tilgungen gegenüber. Im Februar 2015 wurde eine sechsjährige Anleihe über 2 Mrd. € mit einem Kupon von 5 % fällig; davon hatten wir bereits Ende 2014 Papiere mit einem Nominalwert von fast 200 Mio. € zurückgekauft. Bei der zweiten Tilgung handelte es sich um eine Hybridanleihe über 1.750 Mio. €, die wir im September 2010 begeben und fünf Jahre später - zum erstmöglichen Termin - gekündigt haben. Mit den drei Hybridanleiheemissionen des vergangenen Jahres haben wir sie durch gleichwertiges Kapital ersetzt. RWE-Anleihen: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2015) Anleihevolumen auf 16,4 Mrd. € gesunken. Das Nominalvolumen der ausstehenden RWE-Anleihen (inklusive Hybridanleihen) ist 2015 um 1,5 Mrd. € auf 16,4 Mrd. € zurückgegangen. Unsere Fälligkeiten waren mit 3,8 Mrd. € wesentlich höher als die Neuemissionen mit umgerechnet 1,7 Mrd. €. Darüber hinaus beeinflusste die Aufwertung des britischen Pfunds das Anleihevolumen: Sie hatte zur Folge, dass sich unsere in dieser Währung begebenen Papiere auf Euro-Basis verteuerten. Die RWE-Anleihen lauten auf Euro, britisches Pfund, Schweizer Franken, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, waren wir zum Jahresende zu 61 % in Euro und zu 39% in britischen Pfund verschuldet. Das heißt, ein Fremdwährungsrisiko aus Kapitalmarktschulden in US-Dollar, Schweizer Franken oder Yen bestand nicht. Die Ursprungslaufzeiten unserer Anleihen reichten Ende 2015 von sieben bis zu 30 Jahren. Die gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit betrug 10,1 Jahre. Hybridanleihen sind hier nicht berücksichtigt. Unsere Fälligkeiten im Jahr 2016 beschränken sich auf eine im April auslaufende Anleihe mit einem Nominalvolumen von 850 Mio. € und einem Kupon von 6,25%. scroll
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Inklusive der nicht fortgeführten Aktivitäten
haben sich die flüssigen Mittel 2015 um 721 Mio. € und im Vorjahr
um 693 Mio. € verringert. Operativer Cash Flow 40% unter Vorjahr. Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, den wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten erzielten, war mit 3.339 Mio. € um 40% niedriger als 2014. Hier spiegelt sich u. a. die Margenverschlechterung in der konventionellen Stromerzeugung wider, die durch Effizienzverbesserungen nur teilweise aufgefangen werden konnte. Außerdem mussten wir höhere Sicherheitsleistungen für bestimmte Commodity-Derivatgeschäfte erbringen. Großen Einfluss hatten auch Vorgänge, die sich in Veränderungen des Nettoumlaufvermögens niederschlugen. Beispielsweise waren 2014 wegen einer Umstellung des Zahlungsrhythmus nur sehr geringe Ausgaben für die Beschaffung von CO2 -Emissionsrechten angefallen. Dieser Einmaleffekt ist 2015 weggefallen. Durch die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind per saldo 1.795 Mio. € abgeflossen. Das sind 2.399 Mio. € weniger als im Vorjahr, vor allem wegen unserer hohen Einnahmen aus dem Verkauf von RWE Dea und anderen Geschäftsaktivitäten. Die Mittel haben wir teilweise in Wertpapiere und andere Geldanlagen reinvestiert. Daneben erhöhten wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen, indem wir flüssige Mittel in Höhe von 1,3 Mrd. € auf Treuhänder oder Einrichtungen zur betrieblichen Altersversorgung übertrugen. Aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten ergab sich ein Mittelabfluss von 2.303 Mio. € (Vorjahr: 2.138 Mio. €). Ausschlaggebend dafür war, dass das Volumen der getilgten Anleihen wesentlich höher war als das der Neuemissionen. Auch Ausschüttungen an die RWE-Aktionäre, an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an Hybridkapitalgeber minderten den Cash Flow. Gegenläufig wirkte, dass wir zusätzliche Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten eingegangen sind und weniger Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften erbringen mussten. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit hat sich unser Bestand an flüssigen Mitteln per saldo um 745 Mio. € verringert. Unser Free Cash Flow - das ist der operative Mittelzufluss verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte - blieb mit 441 Mio. € deutlich hinter dem Vorjahreswert (2.311 Mio. €) zurück. Ausschlaggebend dafür war der stark verringerte operative Mittelzufluss. Zieht man vom Free Cash Flow auch die Finanzanlageinvestitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich ein "Haushaltsdefizit" von 904 Mio. €. Im Vorjahr hatten wir noch einen Überschuss von 1.145 Mio. € erzielt. Wir verfolgen das Ziel, unsere Investitionen und Ausschüttungen vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit zu finanzieren und damit zumindest einen ausgeglichenen Haushalt auszuweisen. Allerdings können wir dieses Ziel nicht in jedem Geschäftsjahr erreichen. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass Veränderungen des Nettoumlaufvermögens zu starken Schwankungen beim operativen Cash Flow führen können. scroll
Deutlicher Rückgang der Nettoschulden wegen des Verkaufs von RWE Dea. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2015 bei 25,1 Mrd. €. Gegenüber Ende 2014 (31,0 Mrd. €) haben sie sich stark verringert. Ausschlaggebend dafür war der Verkauf von RWE Dea, der inklusive Zinsen auf den Verkaufspreis mit 5,3 Mrd. € zum Schuldenabbau beitrug. Hinzu kamen 1,4 Mrd. € aus weiteren Desinvestitionen, so u. a. der Veräußerung der Netzinfrastruktur des neuen Offshore-Windparks Gwynt y Môr sowie von Anteilen an Gwynt y Môr und an der tschechischen Tochtergesellschaft RWE Grid Holding. Über diese und weitere Verkaufstransaktionen informieren wir auf Seite 38 f. Ein weiterer Grund für den Schuldenrückgang ist, dass wir etwas höhere Diskontierungssätze zur Berechnung der Pensionsrückstellungen zugrunde legen. Unsere Pensionsrückstellungen fallen dadurch niedriger aus. Die im Jahresabschluss 2015 verwendeten Zinssätze belaufen sich auf 2,4% in Deutschland und 3,6% in Großbritannien (Vorjahr: 2,1 bzw. 3,4%). Sie spiegeln die jüngste Entwicklung der Marktzinsen wider. Dass sich die Pensionsrückstellungen um 2,0 Mrd. € verringerten, beruht auch darauf, dass wir die Kapitaldeckung für unsere Versorgungszusagen um 1,3 Mrd. € aufgestockt haben; weil dies mit entsprechenden Mittelabflüssen einherging, hatte es aber keinen Einfluss auf die Nettoschulden. Dagegen schwächte das auf der Vorseite erläuterte Haushaltsdefizit unsere Finanzposition. Höhere außerbilanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Gasbezugsverträgen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen über den Bezug von Gas und Strom. Während sich unsere Zahlungsverpflichtungen aus Gaskontrakten 2015 gegenüber dem Vorjahr erhöht haben, sind die aus Stromkontrakten gesunken. Bei ihrer Ermittlung stützen wir uns auf Annahmen zur voraussichtlichen Entwicklung der Commodity-Preise. Weitere Erläuterungen zu unseren außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 144 im Anhang. scroll
Standard & Poor's und Moody's stufen langfristiges Kreditrating von RWE herab. Bonitätsbeurteilungen durch unabhängige Ratingagenturen haben maßgeblichen Einfluss auf die Möglichkeiten eines Unternehmens, sich Fremdkapital zu beschaffen. Im Allgemeinen gilt: Je besser die Bewertung, desto leichter der Zugang zu den internationalen Kapitalmärkten und desto kostengünstiger die Aufnahme von Fremdmitteln. Daher profitieren wir davon, dass uns führende Ratingagenturen eine hohe Bonität bescheinigen. Allerdings haben die ungünstigen wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung dazu geführt, dass die beiden führenden Häuser Standard & Poor's und Moody's unser langfristiges Kreditrating im August bzw. Oktober 2015 um eine Stufe gesenkt haben: Für unsere Senior Bonds wurde es auf BBB bzw. Baa2 angepasst und für die Hybridanleihen auf BB+ bzw. Ba1. Im Vorfeld hatten beide Agenturen ihren Ratingausblick von "stabil" auf "negativ" geändert; daran hielten sie trotz der Ratingabsenkung fest. Für RWE hat die nachhaltige Stärkung der Finanzkraft weiterhin hohe Priorität. Dabei streben wir an, bei den Senior Bonds ein Rating der Kategorie "Investment Grade" zu behalten, die bis BBB- bzw. Baa3 reicht. Unser wichtigstes Ziel aber ist, dass wir jederzeit - selbst im Falle von Finanzkrisen - in der Lage sind, uns am Fremdkapitalmarkt zu akzeptablen Konditionen zu refinanzieren. Verschuldungsfaktor leicht unter Vorjahr. Wir steuern unsere Verschuldung u. a. anhand von Kennziffern. Eine wichtige Orientierungsgröße ist das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, das als "Verschuldungsfaktor" bezeichnet wird. Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Verbindlichkeiten, da sie die Ertragskraft des Unternehmens mit einbezieht - und damit dessen Fähigkeit, die Schulden zu bedienen. Unser Verschuldungsfaktor lag 2015 bei 3,6 und damit unter dem Vorjahreswert (3,8). Ursprünglich hatten wir mit einem Anstieg gerechnet. Die Planabweichung ist im Wesentlichen auf die Entwicklung beim EBITDA zurückzuführen (siehe Seite 51). Fremdkapitalkosten auf 4,8% gesunken. Unsere Fremdkapitalkosten beliefen sich 2015 auf 4,8%, gegenüber 5,0 % im Vorjahr. Ermittelt wurden sie für den jahresdurchschnittlichen Bestand ausstehender Schulden wie Anleihen, Commercial Paper und Bankkredite. In die Fremdkapitalkosten eingeflossen sind Zinsswapgeschäfte mit Banken, bei denen wir fixe in variable Zinsverpflichtungen umwandeln. Von unseren Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß IFRS den Schulden zuzurechnen sind. Maßgeblich für den Rückgang unserer Fremdkapitalkosten war, dass die Anleihen, die wir in jüngster Zeit begeben haben, im Durchschnitt niedrigere Kupons aufwiesen als jene, die getilgt worden sind. Bilanzstruktur: Abschreibungen mindern Eigenkapitalquote. Unsere Bilanzsumme zum 31. Dezember 2015 betrug 79,3 Mrd. €, gegenüber 86,3 Mrd. € zum Ende des Vorjahres. Wesentlichen Einfluss hatte der Verkauf von RWE Dea: Durch ihn sind zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte in Höhe von 5,2 Mrd. € und zur Veräußerung bestimmte Schulden in Höhe von 2,6 Mrd. € abgegangen. Weitere größere Bilanzveränderungen ergaben sich durch unsere Wertberichtigungen auf Kraftwerke, die maßgeblich dazu beitrugen, dass sich die Sachanlagen um 1,7 Mrd. € verringerten. Die aktiven latenten Steuern sanken - im Wesentlichen abschreibungsbedingt - um 1,4 Mrd. € und die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 0,9 Mrd. €. Unser Wertpapierbestand erhöhte sich dagegen um 3,0 Mrd. €. Auf der Passivseite der Bilanz gingen die Pensionsrückstellungen um 2,0 Mrd. € zurück. Das Eigenkapital verringerte sich um 2,9 Mrd. €. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) belief sich auf 11,2 %; das sind 2,4 Prozentpunkte weniger als Ende 2014. scroll
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Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus
Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche 1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)Als Management-Holding des RWE-Konzerns nimmt die RWE AG zentrale Leitungsfunktionen wahr und beschafft Finanzmittel für die Geschäftstätigkeit der Tochtergesellschaften. Ihre Vermögens- und Ertragslage hängt maßgeblich vom wirtschaftlichen Erfolg der Konzernunternehmen ab. Ihr Einzelabschluss 2015 war durch Verluste in der konventionellen Stromerzeugung, hohe Wertberichtigungen bei Tochtergesellschaften und Abschreibungen auf latente Steuern geprägt. Diese Belastungen trugen wesentlich dazu bei, dass die RWE AG einen Jahresfehlbetrag auswies.Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/ir zur Verfügung. scroll
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Vermögenslage. Die RWE AG weist zum 31. Dezember 2015 eine Bilanzsumme von 43,9 Mrd. € aus. Das sind 7,5 Mrd. € weniger als im Vorjahr. Der Rückgang beruht hauptsächlich darauf, dass die RWE AG eine konzerninterne Umfinanzierung vorgenommen hat, bei der sie insbesondere Ausleihungen, eine Anleihe und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen auf Tochtergesellschaften übertragen hat. Hinzu kam, dass aktive latente Steuern abgeschrieben wurden. Stark erhöht hat sich dagegen der Bestand an Wertpapieren des Anlagevermögens, vor allem wegen der Erlöse aus dem Verkauf von RWE Dea. Die Eigenkapitalquote war mit 13,0 % wesentlich niedriger als 2014 (18,6 %). Das ergibt sich aus der weiter unten erläuterten Ergebnisentwicklung. Finanzlage. Die Finanzierung des Konzerns ist bei der RWE AG zentralisiert. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der Konzerngesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG vornimmt. Eine ausführliche Darstellung der Finanzlage und der Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr findet sich auf Seite 59 ff. Ertragslage. Das Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit fiel mit -1.544 Mio. € negativ aus, nachdem es im Vorjahr noch bei 796 Mio. € gelegen hatte. Zuzuordnen ist das u. a. dem Ergebnis aus Finanzanlagen, das sich um 1.607 Mio. € auf -74 Mio. € verschlechterte. Hier kamen hohe Verluste in der konventionellen Stromerzeugung zum Tragen. Außerdem haben sowohl die RWE AG als auch Tochtergesellschaften außerplanmäßige Abschreibungen auf Anteile an in- und ausländischen Konzerngesellschaften vorgenommen. Gegenläufig wirkte, dass auf einzelne Beteiligungen nach außerplanmäßigen Abschreibungen in Vorjahren wieder Zuschreibungen gemacht werden konnten. Das Zinsergebnis der RWE AG hat sich um 186 Mio. € auf -1.038 Mio. € verringert. Hauptursache dafür sind kursbedingte Abschreibungen auf Wertpapiere, die wir zur Finanzierung unserer Pensionsverpflichtungen halten. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen ist ebenfalls gesunken, und zwar um 547 Mio. € auf -432 Mio. €. Dies ergibt sich im Wesentlichen aus der Entwicklung der konzerninternen Steuerumlagen. Trotz der schwachen Ertragslage fiel ein ungewöhnlich hoher Steueraufwand von 1.706 Mio. € an (Vorjahr: 146 Mio. €). Ursache dafür war, dass Wertberichtigungen auf die aktiven latenten Steuern vorgenommen wurden. Aufgrund der dargestellten Entwicklungen schloss die RWE AG das Geschäftsjahr 2015 mit einem Jahresfehlbetrag von 3.250 Mio. € ab. Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015. Der Vorstand der RWE AG hat beschlossen, der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorzuschlagen, die Zahlung einer Dividende auf Stammaktien für das Geschäftsjahr 2015 auszusetzen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Hintergrund sind die zuletzt drastisch verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung. Auch die aktuellen politischen Risiken haben den Vorstand zu dieser Entscheidung bewogen. Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB. Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2016 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB abgegeben und auf folgender Internetseite veröffentlicht: www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung. 1.10 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABENGegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315 Abs. 4 und 289 Abs. 4 des Handelsgesetzbuchs sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden u. a. Regelungen, die bei RWE im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle zum Tragen kommen und die Befugnisse des Vorstands zur Veränderung der Kapitalstruktur betreffen. Diese Regelungen stehen im Einklang mit den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen.Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren; 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie; 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie; 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2015 gab es eine einzige Beteiligung an der RWE AG von über 10 % der Stimmrechte. Gehalten wurde sie von der RWEB GmbH mit Sitz in Dortmund. Die Gesellschaft hatte am 25. September 2013 eine Meldeschwelle nach § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz überschritten und uns daraufhin mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil zu diesem Zeitpunkt 16,15 % betrug. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands richtet sich nach den §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz. Satzungsänderungen richten sich nach den Bestimmungen der §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Gemäß § 16 Abs. 6 der Satzung werden die Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Stimmenmehrheit und - soweit eine Kapitalmehrheit erforderlich ist - mit einfacher Kapitalmehrheit gefasst, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes vorschreiben. Damit wurde von der gesetzlich eingeräumten Möglichkeit Gebrauch gemacht, eine andere Kapitalmehrheit für eine Satzungsänderung zu bestimmen als vom Gesetz vorgegeben. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form und nicht den Inhalt, betreffen. Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen anschließend eingezogen werden. Ferner dürfen die erworbenen Aktien im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien. Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20% erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Das trifft u. a. auf unsere Anleihen zu. Handelt es sich um nicht nachrangige Papiere, gilt folgende Regelung: Im Falle eines Kontrollwechsels in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings der RWE AG unter die Kategorie "Investment Grade" können die Gläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in einem solchen Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen. Falls die Hybridanleihen nicht abgelöst werden und zugleich das Kreditrating von RWE innerhalb des Kontrollwechselzeitraums unter die Kategorie "Investment Grade" fällt, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 4 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Eine ähnliche Regelung gilt für die Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) im Oktober 2011 bzw. September 2013 zugesagt hat. Auch hier ist vertraglich festgelegt, dass innerhalb einer 30-Tage-Frist über die Fortführung des jeweiligen Darlehens verhandelt wird. Verlaufen die Gespräche ergebnislos, kann die EIB die Darlehen kündigen. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle das Recht, ihren Arbeitsvertrag vorzeitig zu kündigen. Üben sie dieses Recht aus, erhalten sie als Ersatz für die entgangenen Bezüge eine Einmalzahlung, die mindestens zwei und maximal drei Jahresgesamtvergütungen entspricht. Diese Regelung steht in Einklang mit den seit 2008 geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und gegebenenfalls ausgezahlt. Hierzu wird der durchschnittliche Bonus-Malus-Faktor der vorangegangenen drei Jahre herangezogen. Von ihm hängt ab, ob und in welcher Höhe zurückbehaltene Tantiemen ausgezahlt werden. Im Long-Term Incentive Plan Beat 2010 für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen ist festgelegt, dass alle Inhaber von Performance Shares im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle eine Entschädigung erhalten. Der zu zahlende Betrag ergibt sich durch Multiplizieren des Preises, der im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlt wurde, mit der Anzahl der Performance Shares, die nach den Planbedingungen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt wird. Auch der Mid-Term Incentive Plan (MTIP) für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen kann im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle vor Ablauf der Planlaufzeit zu einer Entschädigungszahlung für die Teilnehmer führen. Maßgeblich für die Höhe dieser Zahlung ist der zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels prognostizierte Verschuldungsfaktor des RWE-Konzerns am 31. Dezember 2016; der auf dieser Grundlage ermittelte Betrag wird für den Zeitraum bis zum Kontrollwechsel zeitanteilig ausbezahlt. Ausführliche Informationen zur Vergütung von Vorstand und Führungskräften finden Sie auf den Seiten 71 ff. und 126 f. 1.11 VERGÜTUNGSBERICHTEine transparente Berichterstattung über die Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört für uns zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden informieren wir Sie über die Grundsätze des Vergütungssystems der RWE AG sowie über die Struktur und Höhe der Leistungen. Der Vergütungsbericht 2015 berücksichtigt alle gesetzlichen Vorgaben und folgt vollumfänglich den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.Struktur der Vergütung des AufsichtsratsDie Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält pro Geschäftsjahr eine Festvergütung in Höhe von 300 Tsd. €, sein Stellvertreter 200 Tsd. €. Die Vergütung der übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats setzt sich aus der Festvergütung in Höhe von 100 Tsd. € pro Geschäftsjahr sowie einer zusätzlichen Vergütung für Ausschusstätigkeiten zusammen, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses erhalten ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25% der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und die Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im Geschäftsjahr 2015 sind sämtliche Mitglieder des Aufsichtsrats, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung nachgekommen. Höhe der Vergütung des AufsichtsratsDie Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten) summierte sich für das Geschäftsjahr 2015 auf 2.720 Tsd. € (Vorjahr: 2.729 Tsd. €). Davon wurden 420 Tsd. € (Vorjahr: 428 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt. Hinzu kommen Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 265 Tsd. € (Vorjahr: 217 Tsd. €) und 167 Tsd. € (Vorjahr: 120 Tsd. €) zur Erstattung von Auslagen (inklusive Umsatzsteuer). Insgesamt betragen die Bezüge 3.152 Tsd. € (Vorjahr: 3.066 Tsd. €). Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für alle Personen, die dem Aufsichtsrat in den Jahren 2014 und 2015 angehört haben, und die darin enthaltene Vergütung für Tätigkeiten in Ausschüssen des Aufsichtsrats. scroll
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Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf
aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten
eine zeitanteilige Vergütung. Struktur der Vergütung des VorstandsMarktübliches Vergütungssystem. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig überprüft. Das bestehende, von der Hauptversammlung 2014 mit großer Mehrheit gebilligte Vergütungssystem gewährleistet eine Vergütung der Vorstandsmitglieder, die im Hinblick auf Ausgestaltung und Höhe konzernintern als angemessen und im Marktvergleich als üblich einzustufen ist. Neben der persönlichen Leistung werden auch die wirtschaftliche Lage und die Zukunftsaussichten von RWE berücksichtigt. Erfolgsunabhängige und erfolgsabhängige Bestandteile. Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere umfassen das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Bei Letzteren handelt es sich um die Tantieme, um die aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 und um den 2014 neu eingeführten Mid-Term Incentive Plan zur Reduzierung des Verschuldungsgrades. Diese Vergütungsbestandteile werden im Folgenden näher erläutert. Erfolgsunabhängige Vergütung:
Erfolgsabhängige Vergütung:
Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhalten außerdem Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung. Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben für das jeweilige Geschäftsjahr zu 100% erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Die erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteile - also Festgehalt, Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge - machten im Berichtsjahr 44% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die unmittelbar ausgezahlte Tantieme, entfielen 33%. Die mittel- und langfristigen Vergütungskomponenten - Tantiemerückbehalt und Beat - summierten sich auf 23 % der Gesamtvergütung. Leistungen im Fall der Beendigung der Tätigkeit. Mitglieder des Vorstands erhalten unter bestimmten Voraussetzungen auch nach Beendigung ihrer Vorstandstätigkeit Leistungen von RWE. Diese dienen u. a. der Altersversorgung - sofern die Bestellung vor dem 1. Januar 2011 stattfand und somit kein Anspruch auf das Versorgungsentgelt besteht - oder können sich durch einen Wechsel der Unternehmenskontrolle ergeben. Altregelung zur Altersversorgung. Vor Einführung des Versorgungsentgelts zum 1. Januar 2011 erhielten die Mitglieder des Vorstands eine Pensionszusage. Von den aktuellen Vertretern im Gremium wurde nur Dr. Rolf Martin Schmitz eine solche Zusage erteilt; sie besteht unverändert fort. Die Zusage gewährt Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei altersbedingtem Ausscheiden, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder bei einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder einer Nichtverlängerung des Dienstvertrags gewährt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der geleisteten Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Die Mitglieder des Vorstands haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach Bekanntwerden des Kontrollerwerbs niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Sofern das Wohl der Gesellschaft es erfordert, kann der Aufsichtsrat jedoch die Fortführung des Amtes bis zum Ablauf der Sechsmonatsfrist verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der Stimmrechte auf sich vereinigen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache und mindestens das Zweifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Zusätzlich verfallen bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle sämtliche Performance Shares. Stattdessen wird eine Entschädigungszahlung geleistet. Ihre Höhe richtet sich bei einer Übernahme nach dem für die RWE-Aktien gezahlten Preis, multipliziert mit der Anzahl der zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels gehaltenen Performance Shares. Auch bei einer Verschmelzung mit einer anderen Gesellschaft verfallen die Performance Shares. In diesem Fall bemisst sich die Entschädigungszahlung nach dem Erwartungswert der Performance Shares zum Zeitpunkt der Verschmelzung. Dieser Erwartungswert wird mit der Anzahl der gewährten Performance Shares multipliziert, die dem Verhältnis der Wartezeit bis zur Verschmelzung zur gesamten Wartezeit der Performance Shares entspricht. Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und gegebenenfalls ausgezahlt. Die Höhe der Zahlungen richtet sich nach dem durchschnittlichen Bonus-Malus-Faktor der vorangegangenen drei Jahre. Abfindungsobergrenze. Im Falle einer sonstigen vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund wird eine Abfindung gezahlt, die auf zwei Jahresgesamtvergütungen begrenzt ist und keinen längeren Zeitraum als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet. Höhe der Vergütung des VorstandsGesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2015. Dem Vorstand der RWE AG wurde für das Geschäftsjahr 2015 eine nach dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) ermittelte Vergütung von insgesamt 1 1.373 Tsd. € gewährt. Der entsprechende Vorjahreswert betrug 11.150 Tsd. €. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten summierten sich auf 4.943 Tsd. € (Vorjahr: 4.946 Tsd. €). Das darunter fallende Versorgungsentgelt betrug wie im Vorjahr für Peter Terium 480 Tsd. €, für Dr. Bernhard Günther 255 Tsd. € und für Uwe Tigges ebenfalls 255 Tsd. €. Dr. Bernhard Günther hat seinen Betrag durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile beliefen sich auf insgesamt 6.430 Tsd. € (Vorjahr: 6.204 Tsd. €). Davon entfielen 3.925 Tsd. € (Vorjahr: 4.205 Tsd. €) auf die ausgezahlte Tantieme für das Geschäftsjahr 2015. Nach den Offenlegungsvorschriften des HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen nicht zu den Vergütungen, wohl aber das Versorgungsentgelt. Zurückbehaltene Tantiemen und die Zuteilungen aus dem MTIP sind erst bei Eintreten der Auszahlungsbedingungen zu berücksichtigen. Die für das Geschäftsjahr 2015 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. scroll
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Der Vorstand der RWE AG hat für das Geschäftsjahr
2014 auf einen Teil seiner Vergütung in Höhe von insgesamt 500 Tsd.
€ verzichtet. Der Betrag wurde anteilig von der Tantieme abgezogen. Auszahlung des Tantiemerückbehalts von 2012. Die folgende Übersicht zeigt auf individueller Basis, in welcher Höhe die für 2012 zurückbehaltene Tantieme ausgezahlt wird. Von den aktuellen Vorstandsmitgliedern waren Peter Terium, Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Bernhard Günther vom damaligen Rückbehalt betroffen. Um ein vollständiges Bild zu vermitteln, zeigen wir auch die zurückbehaltenen Tantiemen für die Geschäftsjahre 2013 bis 2015. scroll
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Long-Term Incentive Plan Beat 2010. Am 31. Dezember 2015 endete die Wartezeit für die 2012er-Tranche des Long-Term Incentive Plan Beat. Die Tranche war zu diesem Zeitpunkt nicht werthaltig. Somit sind keine Auszahlungen aus dem Programm Beat geleistet worden. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Wert den Mitgliedern des Vorstands für 2015 und das Vorjahr Performance Shares zugeteilt wurden. scroll
In der folgenden Tabelle ist dargestellt, in welchem Umfang Rückstellungen für die Verpflichtungen aus den laufenden Beat-Tranchen gebildet oder aufgelöst worden sind. scroll
Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung. Der nach deutschem Handelsrecht nicht zur Vergütung zählende Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Dr. Rolf Martin Schmitz (siehe Tabelle unten) lag 2015 bei 581 Tsd. € (Vorjahr: 475 Tsd. €). Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 1 1.900 Tsd. € (Vorjahr: 1 1.900 Tsd. €). Der Pensionswert nach HGB belief sich auf 9.459 Tsd. € (Vorjahr: 8.055 Tsd. €). Für 2015 wurden Zuführungen zum Pensionswert in Höhe von 1.404 Tsd. € (Vorjahr: 735 Tsd. €) geleistet. Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2015 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei Erreichen der Regelaltersgrenze 484 Tsd. € (Vorjahr: 484 Tsd. €). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern. Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder. Die Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen summierten sich 2015 auf 1 1.634 Tsd. € (Vorjahr: 12.494 Tsd. €). Zum 31. Dezember 2015 waren 153.100 Tsd. € (Vorjahr: 171.481 Tsd. €) für Pensionsansprüche dieser Personengruppe zurückgestellt. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance KodexNach dem Deutschen Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen (insbesondere für den Fall der Beendigung der Tätigkeit), Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit zugesagt oder im Geschäftsjahr gewährt wurden. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten für jedes Vorstandsmitglied offengelegt werden sollen. Konkretisiert wird die empfohlene Darstellung durch Mustertabellen, die im Folgenden verwendet werden. Die Übersichten zeigen, welche Zuwendungen den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für 2015 und das Vorjahr gewährt wurden. Allerdings gingen mit diesen Zuwendungen teilweise noch keine Zahlungen einher. Daher wird separat dargestellt, in welcher Höhe den Vorstandsmitgliedern Mittel zugeflossen sind. scroll
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1.12 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENDas Risikomanagement ruht bei RWE auf mehreren Säulen. Dazu gehören unsere konzernübergreifenden Berichts- und Kontrollsysteme, unsere Richtlinien für den Umgang mit Risiken sowie die Risikoanalyse im Rahmen der Strategie-, Planungs- und Controllingprozesse. Tragende Pfeiler sind auch die Tätigkeiten der Risikokomitees und der internen Revision sowie die Berichterstattung auf Basis des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich. Die Risikolage von RWE ist in erheblichem Maße von den unsicheren wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Diese Unsicherheiten stellen uns vor große unternehmerische Herausforderungen. Existenzgefährdende Risiken sind jedoch weiterhin nicht erkennbar.Organisation des Risikomanagements im RWE-Konzern. Hauptverantwortlich für unser Risikomanagementsystem ist der Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko des Konzerns. Dazu bestimmt er den Risikoappetit des Unternehmens, definiert Obergrenzen für aggregierte Risikopositionen (z. B. Commodity-Risiken) und prüft deren Einhaltung. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands liegt die Verantwortung für die Anwendung und Weiterentwicklung des Risikomanagementsystems beim Bereich Konzerncontrolling der RWE AG. Dieser Bereich prüft die erhobenen wesentlichen Risiken auf Plausibilität und Vollständigkeit, fasst sie in einer Gesamtschau zusammen und legt Limite für Risiken der operativen Konzerngesellschaften fest. Unterstützt wird er vom Risikomanagement-Ausschuss. Dieser besteht aus den Leitern folgender Bereiche der RWE AG mit konzernweiter Zuständigkeit: Controlling (Vorsitz), Finanzen, Rechnungswesen & Steuern, Recht & Compliance sowie Strategie & Innovation. Das Controlling berichtet dem Risikomanagement-Ausschuss, dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Konzerns. Darüber hinaus sind eine Reihe weiterer Organisationseinheiten mit konzernweiten Risikomanagement-Aufgaben betraut:
Daneben gibt es bei RWE Komitees, die konzernweite Risikomanagement-Aufgaben übernehmen. Sie überprüfen und genehmigen Absicherungsstrategien unter Berücksichtigung des vom Vorstand der RWE AG festgelegten Risikoappetits. Folgende Komitees haben bei RWE Risikomanagement-Funktionen inne:
Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten und unter Beachtung der allgemeinen Richtlinien sind unsere Konzerngesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, korrekt bewertet und den Konzernvorgaben entsprechend gesteuert werden. Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Das Risikomanagement ist als kontinuierlicher Vorgang in unsere betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken und Chancen - definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten - im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Bei wesentlichen Veränderungen wird der Vorstand der RWE AG unverzüglich in Kenntnis gesetzt. Die Führungs- und Aufsichtsgremien werden im Rahmen der Quartalsberichterstattung über die Risikolage informiert. Unsere Risikoanalyse erstreckt sich i. d. R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken zum einen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Ergebnis und zum anderen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf den Free Cash Flow und die Nettoschulden. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einer Position zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Dort sind sie mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe erfasst, d. h. unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen wie dem Abschluss von Versicherungen oder der Bildung von Rückstellungen. Je nach Position in der Matrix werden Risiken als "gering", "mittel" oder "hoch" eingestuft. Auf Basis dieser Analyse können wir ermitteln, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten. RWE-Risikomatrix scroll
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Bezogen auf das Jahr, in dem die maximale
Schadenshöhe eintreten könnte Unsere Interne Revision begutachtet regelmäßig die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems. Funktional ist sie an den Gesamtvorstand angebunden und untersteht disziplinarisch dem Finanzvorstand. Sie ist zertifiziert nach dem vom Deutschen Institut für Interne Revision e.V. empfohlenen Standard "Qualitätsmanagement in der Internen Revision". Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung. Die Risikolage von RWE ist in erheblichem Maße von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen geprägt. Ein großes Risiko sehen wir in der ausstehenden politischen Entscheidung zur Frage, wie die Finanzierung der Entsorgungsverpflichtungen der deutschen Kernkraftwerksbetreiber langfristig gesichert werden soll (siehe Seite 35). Im Raum steht u. a. die Dotierung einer Stiftung oder eines Fonds durch die Versorger. Dadurch könnten neue Belastungen auf uns zukommen, aber es gibt auch Chancen. Zwar ist politisch unstrittig, dass die Versorger verursachergerecht für ihre Kernenergieverpflichtungen haften müssen. Offen ist aber, inwieweit sie zukünftig noch für darüber hinausgehende, überwiegend politisch verursachte Kostensteigerungen im Rahmen einer Nachschusspflicht aufkommen sollen. Auch außerhalb der Kernenergie sind wir regulatorischen Risiken ausgesetzt. Ein Beleg dafür sind die später fallen gelassenen Pläne des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), eine Klimaabgabe für Kraftwerke einzuführen. In den Niederlanden und Großbritannien haben politische Kräfte an Einfluss gewonnen, die für einen frühzeitigen Kohleausstieg eintreten. Risiken gibt es auch im Vertriebsgeschäft, insbesondere in Großbritannien: Hier könnten staatliche Eingriffe zum Schutz nicht wechselwilliger Kunden die bereits niedrigen Margen weiter verringern. Neben dem regulatorischen Rahmen hat auch die künftige Entwicklung der Commodity-Preise erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage. Wie auf Seite 30 erläutert, haben der subventionierte Ausbau der erneuerbaren Energien und die seit Jahren anhaltende Baisse am Steinkohlemarkt zu einem Preiseinbruch im deutschen Stromgroßhandel geführt. Deshalb mussten wir wiederholt hohe außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke vornehmen, u. a. im vorliegenden Jahresabschluss. Sollte der Druck auf die Stromgroßhandelspreise anhalten, könnte dies zu weiteren Ertragseinbußen und Wertberichtigungen führen, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und steigenden Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Preise wieder anziehen und sich die Krise der konventionellen Stromerzeugung abschwächt. Den Auswirkungen stark verschlechterter Rahmenbedingungen im Energiesektor begegnen wir mit umfangreichen effizienzverbessernden Maßnahmen, strikter Investitionsdisziplin, vereinzelten Beteiligungsverkäufen und der Erschließung von Ertragspotenzialen, die sich aus dem Umbau des Energiesystems und sich verändernden Kundenbedürfnissen ergeben. Auch organisatorisch stellen wir uns krisenfester auf, indem wir die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft zusammenführen und an die Börse bringen. Wir schaffen damit eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Durch die Möglichkeit, Anteile an der neuen Gesellschaft zu verkaufen, erhöhen wir zudem unsere finanzielle Flexibilität. Durch die Analyse der Liquiditätswirkungen von Risiken und eine konservative Finanzierungsstrategie stellen wir sicher, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Solche Verpflichtungen ergeben sich insbesondere aus unseren Finanzschulden, die wir bedienen müssen. Wir verfügen über einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und ungenutzte Kreditlinien sowie weiteren finanziellen Spielraum dank unseres Commercial-Paper-Programms und unseres Debt-Issuance-Programms (siehe Seite 59). Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine erhebliche Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unserem umfassenden Risikomanagementsystem und den beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir gegenwärtig keine Gefahren für den Fortbestand der RWE AG oder des RWE-Konzerns. Wesentliche Risiken von RWE. Wie die Übersicht auf der folgenden Seite zeigt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrer Art in fünf Klassen einteilen. Die Höhe eines Risikos bemessen wir nach den Auswirkungen, die es auf das Ergebnis und/oder auf die Verschuldung und Liquidität haben kann. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko über die Einstufung des Risikos der gesamten Risikoklasse. Das größte Schadenspotenzial sehen wir derzeit bei den Umfeldrisiken. Im Folgenden erläutern wir die oben aufgeführten Risiken, aber auch die Chancen, die mit ihnen einhergehen. Außerdem zeigen wir auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen. scroll
Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach § 315 Abs. 2 Nr. 5 und § 289 Abs. 5 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die möglicherweise einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, mögliche Fehlerquellen zu erkennen und die daraus resultierenden Risiken zu begrenzen. So können wir mit hinreichender Sicherheit gewährleisten, dass ein den gesetzlichen Vorschriften entsprechender Jahres- und Konzernabschluss erstellt wird. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren -sowie die konzernweit geltenden Richtlinien des Unternehmens. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme für die Zuverlässigkeit der Erhebung und Verarbeitung von Daten sorgen. In den vergangenen Jahren haben wir zentrale Aufgaben unseres Rechnungswesens in einem Kompetenzzentrum (Center of Expertise) unter dem Dach der RWE Group Business Services gebündelt. Für transaktionsbezogene Rechnungswesenaktivitäten ist ein Dienstleistungszentrum (Shared Service Center) in Krakau zuständig, das ebenfalls zur RWE Group Business Services gehört. Die fachliche Führung des Rechnungswesens obliegt dem Bereich Rechnungswesen & Steuern der RWE AG; dieser Bereich verantwortet auch die Aufstellung des Konzernabschlusses von RWE. Der neuen Aufgabenteilung entsprechend wurde das IKS im RWE-Konzern im Geschäftsjahr 2015 weiterentwickelt: Für seine Ausgestaltung und Überwachung ist nun eine eigens dafür geschaffene Abteilung der RWE AG zuständig. Darüber hinaus haben wir ein IKS-Komitee ins Leben gerufen, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder des Komitees sind Verantwortliche aus dem Rechnungswesen und aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Darüber hinaus haben wir ein konzernweit gültiges Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS geschaffen. Um die Wirksamkeit des IKS zu überprüfen, gehen wir folgendermaßen vor: Für den Bereich Rechnungswesen untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. In einem zweiten Schritt wird die Wirksamkeit der Kontrollen überprüft. Mit dieser Aufgabe sind Mitarbeiter aus dem Rechnungswesen und der Konzernrevision sowie externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften betraut. Sie nutzen dabei ein IT-System, das wir 2015 zu diesem Zweck eingeführt haben. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT bescheinigen die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Die Ergebnisse der Prüfungen werden an den Vorstand berichtet. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab und unterzeichnen die Versicherung der gesetzlichen Vertreter. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht über die Angemessenheit der Ausgestaltung und die Wirksamkeit des IKS vor. Bei den Beurteilungen und Prüfungen, die 2015 stattgefunden haben, hat sich das rechnungslegungsbezogene IKS in den Funktionen Rechnungswesen, Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT erneut als wirksam erwiesen. Allerdings können wir damit das Risiko gravierender Falschdarstellungen in der Rechnungslegung nur verringern; ganz eliminieren lässt es sich nicht. Auch im Geschäftsjahr 2016 entwickeln wir unser IKS weiter. Ein Schwerpunkt dabei sind die Abrechnungsprozesse aller großen Vertriebsgesellschaften von RWE. Dazu haben uns u. a. die Probleme veranlasst, die in Großbritannien bei der zeitgerechten und korrekten Rechnungsstellung für Privatkunden aufgetreten sind. 1.13 PROGNOSEBERICHTTrotz großer Erfolge bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms bleibt die Krise der konventionellen Stromerzeugung zentraler Bestimmungsfaktor für die Ertragsentwicklung von RWE. Für 2016 erwarten wir ein betriebliches Konzernergebnis von 2,8 bis 3,1 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 0,5 bis 0,7 Mrd. €. Gegenüber 2015 ist das ein deutlicher Rückgang. Dabei wirkt sich auch der Wegfall von Sondereffekten aus, die uns im vergangenen Jahr zugutekamen. Unsere operativen und technischen Probleme im britischen Vertrieb gehen wir entschlossen an, rechnen aber auch für 2016 noch mit Belastungen. Neben dem operativen Geschäft gilt unser besonderes Augenmerk der Umsetzung der Ende 2015 beschlossenen Umstrukturierung des Konzerns. Wir stellen damit die Weichen für eine stärkere RWE, die sich in einem schwierigen Marktumfeld neue Perspektiven erschließen kann.Experten erwarten leichten Konjunkturaufschwung. Nach ersten Prognosen wird die globale Wirtschaftsleistung 2016 - wie im vergangenen Jahr - um rund 2,5% steigen. Auch im Euroraum könnte das Wachstum ähnlich ausfallen wie 2015 (1,5%). Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Plus von 1,6%. Impulse dürften weiterhin vom privaten Verbrauch ausgehen. Auch die niederländische Wirtschaft wird voraussichtlich stärker expandieren als die der Eurozone, die belgische dagegen etwa ebenso stark. Im Falle Großbritanniens ist ein Anstieg in der Größenordnung von 2% möglich, falls es nicht durch ein Ausscheiden des Landes aus der EU zu einem Wachstumseinbruch kommt. Die Konjunkturprognosen für unsere zentralosteuropäischen Märkte sind noch günstiger. Experten erwarten, dass Polen und die Slowakei ein Wachstum von 3% erreichen können, während Tschechien und Ungarn wohl mit ca. 2,5% etwas dahinter zurückbleiben werden. Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2015. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen 2016 auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen werden als im milden Vorjahr. Unter diesen Voraussetzungen rechnen wir für Deutschland, die Niederlande und Großbritannien mit einer stabilen bis leicht steigenden Stromnachfrage. Den Impulsen, die vom Wirtschaftswachstum und einer möglicherweise kühleren Witterung erwartet werden, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. In Zentralosteuropa dürfte der Stromverbrauch zunehmen: Für Polen, die Slowakei und Ungarn wird ein Wachstum von jeweils 1 bis 2 % veranschlagt. Beim Gas rechnen wir mit einem allgemeinen Verbrauchsanstieg. Treibende Kraft könnte eine Normalisierung der Temperaturen in Kontinentaleuropa sein, die sich in einem höheren Heizwärmebedarf niederschlagen würde. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor leichte Impulse aus, denn die Marktbedingungen für Gaskraftwerke haben sich zuletzt etwas verbessert. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen. Weiterhin niedrige Commodity-Preise. Ein Ende der Baisse an den internationalen Rohstoffmärkten ist nicht in Sicht. Anfang 2016 haben sich Kohle und Gas weiter verbilligt. Die Preise für CO2 -Emissionsrechte, die in den beiden vergangenen Jahren auf Erholungskurs waren, sind zuletzt wieder stark gefallen. All dies trug dazu bei, dass sich der Preisverfall im Stromterminhandel fortsetzte. Für unsere diesjährige Ertragslage ist die jüngste Entwicklung an den Commodity-Märkten allerdings von untergeordneter Bedeutung, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2016 bereits nahezu vollständig verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der deutlich unter dem Vorjahresdurchschnitt von 41 €/MWh liegt. Geänderte Berichtsstruktur zum 1. Januar 2016. Unsere Berichterstattung über das laufende Geschäftsjahr basiert auf einer neuen Segmentstruktur, die sich an den energiewirtschaftlichen Wertschöpfungsstufen orientiert. Hintergrund ist, dass wir unser Steuerungsmodell angepasst haben. Künftig berichten wir über folgende fünf Unternehmensbereiche: (1) Konventionelle Stromerzeugung, (2) Erneuerbare Energien, (3) Trading/Gas Midstream, (4) Netze/Beteiligungen/Sonstige und (5) Vertrieb. Neu sind die beiden letztgenannten Bereiche. Auf sie übertragen wir die Aktivitäten, die bislang unter den Segmenten (1) Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, (2) Vertrieb Niederlande/Belgien, (3) Vertrieb Großbritannien und (4) Zentral-ost-/Südosteuropa erfasst waren. Um die Vergleichbarkeit der Prognoseangaben für 2016 mit den Vorjahreszahlen zu gewährleisten, haben wir Letztere auf Pro-forma-Basis in die neue Struktur überführt. Unser Vorhaben, das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb in eine neue, börsennotierte Gesellschaft einzubringen, hat vorerst keine Auswirkungen auf die Berichtsweise. Betriebliches Ergebnis 2016: Erwartete Bandbreite von 2,8 bis 3,1 Mrd. €. Für das laufende Geschäftsjahr prognostizieren wir ein EBITDA zwischen 5,2 und 5,5 Mrd. € und ein betriebliches Ergebnis zwischen 2,8 und 3,1 Mrd. €. Das bereinigte Nettoergebnis liegt voraussichtlich in einem Korridor von 0,5 bis 0,7 Mrd. €. Die genannten Ergebniskennzahlen würden damit deutlich niedriger ausfallen als 2015. Ein wesentlicher Grund dafür ist der preisbedingte Margenverfall in der konventionellen Stromerzeugung, den wir mit effizienzsteigernden Maßnahmen nur teilweise auffangen können. Außerdem rechnen wir für 2016 mit erhöhtem Aufwand für den Betrieb und die Instandhaltung unserer Verteilnetze. Darüber hinaus hatten wir im vergangenen Jahr noch von positiven Einmaleffekten (u. a. der Neubewertung von VSE) profitiert, die nun wegfallen. In der Prognose nicht berücksichtigt ist die Möglichkeit, dass die Kernbrennstoffsteuer 2016 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft wird. Sollte dieser Fall eintreten, könnten das EBITDA, das betriebliche Ergebnis und das bereinigte Nettoergebnis um bis zu 1,7 Mrd. € höher ausfallen. scroll
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Teilweise Pro-forma-Zahlen wegen geänderter
Berichtsstruktur Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung:
Dividende für 2016. Unsere Ausschüttungspolitik bleibt auf Nachhaltigkeit und Kontinuität ausgerichtet. Der Dividendenvorschlag für 2016 wird sich insbesondere an der Ertragslage, den operativen Mittelzuflüssen und der Verschuldung von RWE orientieren. Über seine Höhe entscheiden Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG voraussichtlich erst Ende 2016 oder Anfang 2017. Konstanter Personalbestand. Die Zahl unserer Mitarbeiter wird sich 2016 aller Voraussicht nach nicht wesentlich verändern. Einerseits werden Restrukturierungsmaßnahmen zu weiterem Personalabbau in der konventionellen Stromerzeugung führen. Andererseits wollen wir auch neue Stellen schaffen, insbesondere im Vertriebsgeschäft. Investitionen für 2016 auf 2,0 bis 2,5 Mrd. € veranschlagt. Unsere Investitionen werden im laufenden Jahr voraussichtlich bei 2,0 bis 2,5 Mrd. € liegen. Darin eingeschlossen sind die Ausgaben für Finanzanlagen. Etwa die Hälfte des Investitionsbudgets entfällt auf die Instandhaltung und Erweiterung unserer Netze. Für die Aufrechterhaltung der Betriebsbereitschaft unserer Kraftwerke und Tagebaue sind rund 0,4 Mrd. € eingeplant. Wir wollen aber auch in Wachstum investieren, insbesondere auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Wie viele Mittel uns dafür künftig zur Verfügung stehen, hängt in starkem Maße vom geplanten Börsengang unserer neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb ab. Nettoschulden voraussichtlich auf Vorjahresniveau. Unsere Nettoschulden dürften Ende 2016 in der Größenordnung des Vorjahres (25,1 Mrd. €) liegen. Positive Effekte aus einer möglichen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer und dem Börsengang unserer neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb sind hier nicht berücksichtigt. Außerdem unterstellen wir, dass das Zinsniveau stabil bleibt - und damit auch die Abzinsungsfaktoren für die langfristigen Rückstellungen. Weiterer Rückgang der CO2 -Emissionen erwartet. Wie auf Seite 22 dargelegt, wollen wir den Kohlendioxid-Ausstoß unseres Kraftwerksparks bis 2020 auf 0,62 Tonnen je erzeugte Megawattstunde Strom senken. Im vergangenen Jahr haben wir ihn bereits von 0,75 (2014) auf 0,71 Tonnen abgesenkt. Für 2016 erwarten wir einen weiteren, moderaten Rückgang. Basis dafür ist die Annahme, dass sich der Anteil der Kohle an unserer Stromerzeugung verringern und der von Gas und regenerativen Energieträgern erhöhen wird. Eine Rolle spielt dabei, dass wir zum 1. Januar 2016 das niederländische Steinkohlekraftwerk Amer 8 stillgelegt haben und mit längeren revisionsbedingten Stillständen unserer Kohlekraftwerke rechnen. Daneben erwarten wir eine bessere Auslastung unserer Gaskraftwerke, nachdem sich die Margen dieser Anlagen zuletzt etwas erholt haben. Auch der fortgesetzte Ausbau unserer Windkraftkapazitäten wird sich positiv bemerkbar machen. 2 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETERWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht der 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.
Essen, 22. Februar 2016 Der Vorstand Terium Schmitz Günther Tigges 3 KONZERNABSCHLUSS3.1 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNGscroll
3.2 GESAMTERGEBNISRECHNUNG1scroll
3.3 BILANZAktiva scroll
3.4 KAPITALFLUSSRECHNUNGscroll
3.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALSscroll
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Nach Umgliederung von nicht beherrschenden
Anteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß lAS 32 3.6 ANHANGAllgemeine GrundlagenDie RWE AG mit Sitz am Opernplatz 1 in 45128 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern"). RWE ist ein Strom- und Gasanbieter in Europa. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2015 ist am 22. Februar 2016 vom Vorstand der RWE AG zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (lFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften. Die Vorjahreszahlen sind nach denselben Grundsätzen ermittelt worden. Neben der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Der Anhang enthält zudem eine Segmentberichterstattung. Zum Zwecke einer klareren Darstellung sind verschiedene Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst worden. Im Anhang werden diese Posten gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert. Der Konzernabschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge sind - soweit nicht anders angegeben - in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015. Aufstellung, Vollständigkeit und Richtigkeit des Konzernabschlusses sowie des - mit dem Lagebericht der RWE AG zusammengefassten -Konzernlageberichts liegen in der Verantwortung des Vorstands der RWE AG. Durch interne Kontrollsysteme, den Einsatz konzernweit einheitlicher Richtlinien sowie Maßnahmen zur Aus- und Weiterbildung der Mitarbeiter gewährleisten wir die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften und der konzerninternen Richtlinien sowie die Zuverlässigkeit und Funktionsfähigkeit der Kontrollsysteme werden kontinuierlich konzernweit geprüft. Das Risikomanagementsystem des Konzerns ist entsprechend den Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) darauf ausgerichtet, dass der Vorstand Risiken frühzeitig erkennen und bei Bedarf Gegenmaßnahmen ergreifen kann. Der Konzernabschluss, der zusammengefasste Lagebericht und der Prüfungsbericht werden in Anwesenheit des Abschlussprüfers im Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats eingehend erörtert. Aus dem Bericht des Aufsichtsrats auf Seite 8 ff. geht das Ergebnis der Prüfung durch den Aufsichtsrat hervor. KonsolidierungskreisIn den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die von der RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht werden. Bei der Beurteilung, ob Beherrschung vorliegt, werden neben Stimmrechten auch sonstige gesellschaftsvertragliche oder satzungsmäßige Rechte sowie potenzielle Stimmrechte berücksichtigt. Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den RWE zustehenden Rechten und Pflichten. Assoziierte Unternehmen liegen vor, wenn maßgeblicher Einfluss aufgrund einer Stimmrechtsquote zwischen 20 und 50% oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen gegeben ist. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder Gemeinschaftsunternehmen werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände, insbesondere Lieferbeziehungen zwischen der gemeinsamen Vereinbarung und den daran beteiligten Parteien, berücksichtigt. Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen, an gemeinschaftlichen Tätigkeiten oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach lAS 39 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 151 ff. dargestellt. Die folgenden Übersichten zeigen, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben: scroll
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Zudem werden fünf Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. Davon ist Greater Gabbard Offshore Winds Ltd., Großbritannien, eine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit für den RWE-Konzern. Greater Gabbard unterhält einen 500-MW-Offshore-Windpark, den RWE zusammen mit Scottish and Southern Energy (SSE) Renewables Holdings betreibt. RWE Innogy UK hält 50% der Anteile und bezieht 50% der Stromerzeugung (inkl. Grünstromzertifikate) zum konzerninternen Weiterverkauf. Der Windpark stellt einen wesentlichen Bestandteil des Offshore-Portfolios des Segments Erneuerbare Energien dar. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen. UnternehmenserwerbeWestEnergie GmbHIm Juli 2015 hat RWE aufgrund des Auslaufens eines Stimmrechtsverzichts die Beherrschung über die bisher als at-Equity-bilanzierte Beteiligung ausgewiesene WestEnergie GmbH erlangt. Die Gesellschaft betreibt im Wesentlichen Verteilnetze für Strom und Gas. In der folgenden Tabelle sind die übernommenen Vermögenswerte und Schulden dargestellt: scroll
Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 87 Mio. €. Der Bewertung der nicht beherrschenden Anteile lag das anteilige Nettovermögen des erstkonsolidierten Unternehmens zugrunde. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Východoslovenská energetika Holding a.s.Im August 2015 hat RWE aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung die Beherrschung über die Gesellschaft Východoslovenská energetika Holding a.s. erlangt, die bisher nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen wurde. Die Gesellschaft ist die Holding einer Unternehmensgruppe mit Strom- und Gasvertriebsgeschäft (einschließlich Verteilnetzbetrieb) in der Slowakei. Die übernommenen Vermögenswerte und Schulden sind in der folgenden Tabelle dargestellt: scroll
Teil der dem Kontrollerwerb zugrunde liegenden vertraglichen Vereinbarung war eine Beteiligungstransaktion, die zu einem Nettovermögenszuwachs in Höhe von 44 Mio. € bei der tschechischen Gesellschaft RWE Ceská republika a.s. führte. Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 341 Mio. €. Aus deren Erstkonsolidierung resultierte ein Ertrag in Höhe von 185 Mio. €, der in der Gewinn- und Verlustrechnung in Höhe von 159 Mio. € unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" und in Höhe von 26 Mio. € unter dem Posten "Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen" ausgewiesen wird. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 67 Mio. €. Der Bewertung der nicht beherrschenden Anteile lag das anteilige Nettovermögen der erstkonsolidierten Unternehmensgruppe zugrunde. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 179 Mio. € zum Umsatz und 13 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar 2015 erfolgt, würde das Ergebnis des Konzerns 329 Mio. € und der Konzernumsatz 46.644 Mio. € betragen. VeräußerungenOffshore-Installationsschiff Victoria MathiasAnfang Januar 2015 hat RWE Innogy das Spezialschiff Victoria Mathias für die Installation von Offshore-Windkraftanlagen an das niederländische Unternehmen MPI Offshore veräußert. Das Installationsschiff war dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnet und wurde zum 31. Dezember 2014 mit einem Buchwert von 69 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. Netzanbindung Offshore-Windpark Gwynt y MôrAus regulatorischen Gründen hat der dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnete Offshore-Windpark Gwynt y Môr im Februar 2015 seine selbst errichtete Netzanbindung nebst Trafostation an die Finanzinvestoren Balfour Beatty Investments Ltd. und Equitix Ltd. veräußert. Zum 31. Dezember 2014 wurde der Buchwert der Netzanbindung einschließlich Trafostation in Höhe von 241 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. RWE Grid HoldingIm März 2015 hat eine Gruppe von Fonds, die von Macquarie verwaltet werden, ihren Anteil an der tschechischen Gesellschaft RWE Grid Holding um 15% aufgestockt. RWE bleibt an der dem Segment Zent-ralost-/Südosteuropa zugeordneten Gesellschaft, die die tschechischen Gasverteilnetzaktivitäten von RWE bündelt, mit 50,04% beteiligt. Durch den Verkauf erhöhten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Eigenkapital um 97 Mio. € und die Anteile anderer Gesellschafter um 73 Mio. €. RWE DeaIm März 2015 wurde die RWE Dea AG (Segment Upstream Gas & Öl), in der die konzernweiten Aktivitäten der Gas- und Erdölgewinnung gebündelt waren, an die in Luxemburg ansässige Investmentgesellschaft LetterOne veräußert. RWE Dea wurde bis zum 28. Februar 2015 als nicht fortgeführte Aktivität bilanziert und anschließend entkonsolidiert. Der Entkonsolidierungsgewinn betrug 1.453 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten" ausgewiesen. Nachfolgend sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten dargestellt: scroll
Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen 0 Mio. € (31.12.2014: -40 Mio. €). Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) entfallen -2.569 Mio. € (Vorjahreszeitraum: -130 Mio. €) auf fortgeführte Aktivitäten und 1.563 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 381 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten. Zum 31. Dezember 2014 entfielen auf RWE Dea langfristige Vermögenswerte in Höhe von 4.418 Mio. €, kurzfristige Vermögenswerte von 812 Mio. €, langfristige Schulden von 1.490 Mio. € und kurzfristige Schulden von 1.145 Mio. €. In den zur Veräußerung gehaltenen Verbindlichkeiten waren auch Transaktionen mit RWE-Konzernunternehmen enthalten. Wären diese entsprechend der Agenda-Entscheidung des IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) vom 25. Januar 2016 eliminiert worden, wären die zur Veräußerung gehaltenen Verbindlichkeiten um 467 Mio. € niedriger ausgefallen. In den Bilanzposten der fortgeführten Aktivitäten hätten sich folgende Auswirkungen ergeben: scroll
RWE Innogy GyM 1 Ltd.Ende Oktober 2015 hat RWE Innogy UK Ltd. die Gesellschaft RWE Innogy GyM 1 Ltd. an die UK Green Investment Bank veräußert. Die Gesellschaft hielt ein Bruchteilseigentum von 10% an dem im Segment Erneuerbare Energien zugeordneten Offshore-Windpark Gwynt y Môr. Die Verkaufstransaktion war bereits im Frühjahr 2014 mit der UK Green Investment Bank vereinbart worden. Nach Fertigstellung und erfolgreicher Inbetriebnahme des Windparks wurde sie nun endgültig abgeschlossen. Der Entkonsolidierungsverlust betrug 7 Mio. € und wurde unter dem Posten "Sonstige betriebliche Aufwendungen" ausgewiesen. Windkraftprojekt GalloperEnde Oktober 2015 hat RWE Innogy UK Ltd. einen Anteil von 75% an dem im Segment Erneuerbare Energien zugeordneten Offshore-Windkraftprojekt Galloper zu gleichen Teilen an die Siemens Financial Services, Macquarie Capital und die UK Green Investment Bank veräußert. Der Ertrag aus der Transaktion betrug 93 Mio. € und wurde in Höhe von 87 Mio. € unter dem Posten "Übriges Beteiligungsergebnis" und in Höhe des Entkonsolidierungsgewinns von 6 Mio. € unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" erfasst. Darin enthalten sind Erträge in Höhe von 23 Mio. € aus der Neubewertung des verbleibenden Anteils von 25%. Insgesamt wurden durch Anteilsverkäufe, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von 64 Mio. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen, sonstigen betrieblichen Aufwendungen und im Beteiligungsergebnis erfasst (Vorjahr: -41 Mio. €). Davon entfielen 23 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €) auf Neubewertungen verbleibender Anteile. Im Rahmen von Käufen bzw. Verkäufen von Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten, die zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, wurden Kaufpreise in Höhe von 45 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) und Verkaufspreise in Höhe von 4.325 Mio. € (Vorjahr: 72 Mio. €) erzielt; sie wurden ausschließlich in Zahlungsmitteln entrichtet. Damit verbunden wurden flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) erworben und in Höhe von 126 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €) veräußert. Aus Änderungen des Konsolidierungskreises sind langfristige Vermögenswerte (inkl. latenter Steuern) von 863 Mio. € (Vorjahr: Abgang von 3.863 Mio. €) zugegangen und kurzfristige Vermögenswerte (ohne flüssige Mittel) von 5.453 Mio. € (Vorjahr: Zugang von 3.699 Mio. €) abgegangen; die lang- und kurzfristigen Schulden haben sich um 2.596 Mio. € (Vorjahr: 147 Mio. €) vermindert. Die flüssigen Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") haben sich im Saldo um 49 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €) vermindert. Die Einflüsse von Änderungen des Konsolidierungskreises sind - soweit von besonderer Bedeutung - im Anhang vermerkt. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und VeräußerungsgruppenLynemouthIm Januar 2016 hat RWE Supply & Trading GmbH eine Vereinbarung zur Veräußerung der Gesellschaft Lynemouth Power Ltd., des Betreibers des 420-MW-Kohlekraftwerks Lynemouth, an EP UK Investment Ltd., eine Tochtergesellschaft der Energetický a prumyslový holding, geschlossen. Anfang Dezember 2015 erhielt Lynemouth Power Ltd. die Genehmigung der Europäischen Kommission für den Investitionsförderungsvertrag der britischen Regierung zur vollständigen Umstellung des Kraftwerks in England auf Biomassebetrieb. Die Beteiligung ist dem Segment Trading/Gas Midstream zugeordnet. Es wurden Buchwerte in Höhe von 41 Mio. € als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und in Höhe von 19 Mio. € als zur Veräußerung bestimmte Schulden in der Bilanz ausgewiesen. KonsolidierungsgrundsätzeDie in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Tochterunternehmen, deren Geschäftsjahr nicht am Konzernabschlussstichtag (31. Dezember) endet, stellen grundsätzlich zu diesem Termin einen Zwischenabschluss auf. Vier (Vorjahr: vier) Tochtergesellschaften haben mit dem 31. Oktober, 30. November bzw. 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre sind auf wirtschaftliche bzw. steuerliche Gründe oder länderspezifische Vorschriften zurückzuführen. Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der nicht beherrschenden Anteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei können die nicht beherrschenden Anteile entweder mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens oder mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden - unabhängig von der Höhe des nicht beherrschenden Anteils - mit ihren vollen beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Immaterielle Vermögenswerte sind gesondert vom Geschäfts- oder Firmenwert zu bilanzieren, wenn sie vom Unternehmen abtrennbar sind oder aus einem vertraglichen oder anderen Recht resultieren. Bei der Kaufpreisallokation werden gemäß IFRS 3 Restrukturierungsrückstellungen nicht neu gebildet. Übersteigt der Kaufpreis das neu bewertete anteilige Nettovermögen der erworbenen Tochtergesellschaft, wird der Unterschiedsbetrag als Geschäfts- oder Firmenwert aktiviert. Liegt der Kaufpreis darunter, wird der Unterschiedsbetrag erfolgswirksam aufgelöst. Im Fall einer Entkonsolidierung wird ein zugehöriger Geschäfts- oder Firmenwert ergebniswirksam ausgebucht. Anteilsänderungen, bei denen die Möglichkeit der Beherrschung des Tochterunternehmens fortbesteht, werden ergebnisneutral erfasst. Kommt es dagegen zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus, werden die verbleibenden Anteile erfolgswirksam neu bewertet. Aufwendungen und Erträge sowie Forderungen und Verbindlichkeiten zwischen den konsolidierten Unternehmen werden eliminiert. Zwischenergebnisse werden herausgerechnet. Bei at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden Geschäfts- oder Firmenwerte nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung erfasst. Im Übrigen gelten die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze analog. Falls außerplanmäßige Abschreibungen des Equity-Wertes erforderlich werden, weisen wir diese im Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen aus. Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Bei gemeinschaftlichen Tätigkeiten werden die RWE zuzurechnenden Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge der betreffenden Gesellschaften bilanziert. WährungsumrechnungDie Gesellschaften bewerten in ihren Einzelabschlüssen nicht monetäre Posten in fremder Währung zum Bilanzstichtag mit dem Wechselkurs, der am Tag der Erstverbuchung galt. Monetäre Posten werden mit dem Kurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Bis zum Bilanzstichtag eingetretene Kursgewinne und -verluste aus der Bewertung von monetären Bilanzposten in fremder Währung werden ergebniswirksam in den sonstigen betrieblichen Erträgen oder Aufwendungen berücksichtigt. Als Umrechnungsverfahren für Abschlüsse von Gesellschaften außerhalb der Eurozone wird die funktionale Währungsumrechnung angewendet. Da die in den Konzernabschluss einbezogenen wesentlichen Auslandsgesellschaften ihr Geschäft selbstständig in ihrer Landeswährung betreiben, werden ihre Bilanzposten im Konzernabschluss zu Tagesmittelkursen am Bilanzstichtag in Euro umgerechnet. Dies gilt auch für die Geschäfts- oder Firmenwerte, die als Vermögenswerte der wirtschaftlich selbstständigen ausländischen Teileinheiten betrachtet werden. Differenzen gegenüber der Vorjahresumrechnung weisen wir als erfolgsneutrale Veränderung im Other Comprehensive Income aus. Aufwands- und Ertragsposten werden mit Jahresdurchschnittskursen umgerechnet. Bei der Umrechnung der Eigenkapitalfortschreibung ausländischer Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, gehen wir entsprechend vor. Für die Währungsumrechnung wurden u. a. folgende Wechselkurse zugrunde gelegt: scroll
RechnungslegungsmethodenImmaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sämtliche immaterielle Vermögenswerte mit Ausnahme von Geschäfts- oder Firmenwerten weisen eine bestimmbare Nutzungsdauer auf und werden planmäßig linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Software für kaufmännische und technische Anwendungen wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben. Die Summe der zum Betrieb einer Kraftwerksanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right oder Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft laufen i. d. R. über einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) unterzogen. Entwicklungsausgaben werden aktiviert, wenn ein neu entwickeltes Produkt oder Verfahren eindeutig abgegrenzt werden kann, technisch realisierbar ist und entweder die eigene Nutzung oder die Vermarktung vorgesehen ist. Weiterhin setzt die Aktivierung voraus, dass den Entwicklungsausgaben mit hinreichender Wahrscheinlichkeit künftige Finanzmittelzuflüsse gegenüberstehen. Aktivierte Entwicklungsausgaben werden planmäßig über den erwarteten Zeitraum des Verkaufs der Produkte abgeschrieben. Forschungsausgaben werden in der Periode ihrer Entstehung als Aufwand erfasst. Immaterielle Vermögenswerte werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag des Vermögenswertes den Buchwert unterschreitet. Eine gesonderte Regelung gilt für den Fall, dass der Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ist. Letztere ist definiert als die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten, die Mittelzuflüsse erzeugen; dabei müssen die Mittelzuflüsse weitestgehend unabhängig von denen anderer Vermögenswerte oder anderer Gruppen von Vermögenswerten sein. Ist ein immaterieller Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit, wird die Abschreibung auf der Basis des erzielbaren Betrags der Einheit ermittelt. Wurde einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet und übersteigt ihr Buchwert den erzielbaren Betrag, so wird zunächst der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe des Differenzbetrags außerplanmäßig abgeschrieben. Ein darüber hinausgehender Abwertungsbedarf wird durch anteilige Reduzierung der Buchwerte der übrigen Vermögenswerte der Zahlungsmittel generierenden Einheit berücksichtigt. Wenn der Grund für eine früher vorgenommene außerplanmäßige Abschreibung entfallen ist, werden die immateriellen Vermögenswerte zugeschrieben. Allerdings darf der durch Zuschreibung erhöhte Buchwert nicht die fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten übersteigen. Bei Geschäfts- oder Firmenwerten werden keine Zuschreibungen vorgenommen. Sachanlagen werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Fremdkapitalkosten werden als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert, wenn sie unmittelbar dem Erwerb oder der Herstellung eines "qualifizierten Vermögenswertes" zugeordnet werden können, bei dem ein beträchtlicher Zeitraum erforderlich ist, um ihn in seinen beabsichtigten gebrauchs- oder verkaufsfähigen Zustand zu versetzen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten ggf. auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Instandhaltungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst. Sachanlagen - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - werden grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf eher entspricht. Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde: scroll
Im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Sachanlagen werden mit dem beizulegenden Zeitwert oder mit dem Barwert der Mindestleasingraten aktiviert, je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Sie werden linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Vertragslaufzeit abgeschrieben. Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen RWE Leasingnehmer ist, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Sachanlagen folgt den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen. Investment Property (als Finanzinvestition gehaltene Immobilien) umfasst alle Immobilien, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder langfristigen Wertsteigerungen gehalten und weder in der Produktion noch für Verwaltungszwecke eingesetzt werden. Es wird zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Bei der erstmaligen Bewertung sind auch Transaktionskosten einzubeziehen. Abnutzbares Investment Property wird über eine Laufzeit von 16 bis 50 Jahren linear abgeschrieben. Der beizulegende Zeitwert des Investment Property ist im Anhang angegeben. Er wird nach international anerkannten Bewertungsmethoden, z. B. der Discounted-Cash-Flow-Methode, ermittelt oder aus den aktuellen Marktpreisen vergleichbarer Immobilien abgeleitet. Auch bei Investment Property folgt die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen. At-Equity-bilanzierte Beteiligungen werden zunächst mit den Anschaffungskosten und in den Folgeperioden mit dem fortgeschriebenen anteiligen Nettovermögen bilanziert. Dabei werden die Buchwerte jährlich um die anteiligen Ergebnisse, die Ausschüttungen und alle weiteren Eigenkapitalveränderungen erhöht oder vermindert. Geschäfts- oder Firmenwerte sind nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung enthalten. Eine planmäßige Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte findet nicht statt. Nach der Equity-Methode bilanzierte Beteiligungen werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet. Die unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen/Gemeinschaftsunternehmen sowie die übrigen Beteiligungen und die langfristigen Wertpapiere gehören der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an. In diese Kategorie fallen Finanzinstrumente, die keine Kredite und Forderungen oder bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen darstellen und nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Zugangsbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Liegen wesentliche objektive Anzeichen für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vor, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Solche Anzeichen könnten sein, dass es für einen finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt oder dass sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten befindet und möglicherweise bereits mit den Zins- und Tilgungszahlungen in Verzug ist. Die Forderungen umfassen die Finanzforderungen, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Von derivativen Finanzinstrumenten abgesehen werden Forderungen und sonstige Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Erforderliche Wertberichtigungen orientieren sich am tatsächlichen Ausfallrisiko. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze bei Forderungen grundsätzlich über ein Wertberichtigungskonto korrigiert. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Versorgungsbetrieben sind erhaltene Abschlagszahlungen auf den abgegrenzten, noch nicht abgelesenen Verbrauch unserer Kunden verrechnet. Die unter den Finanzforderungen ausgewiesenen Ausleihungen sind mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Marktüblich verzinsliche Ausleihungen werden zum Nominalwert bilanziert, zinslose oder niedrigverzinsliche Ausleihungen dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes. CO2 -Emissionsrechte und Zertifikate alternativer Energien werden als immaterielle Vermögenswerte bilanziert und unter den sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Sowohl entgeltlich erworbene als auch frei zugeteilte Rechte werden zu Anschaffungskosten bewertet; eine planmäßige Abschreibung findet nicht statt. Latente Steuern resultieren aus temporären Unterschieden zwischen IFRS- und Steuerbilanzen der Einzelgesellschaften sowie aus Konsolidierungsvorgängen. Die aktiven latenten Steuern umfassen auch Steuerminderungsansprüche, die sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren ergeben. Latente Steuern sind dann zu aktivieren, wenn damit verbundene wirtschaftliche Vorteile mit hinreichender Sicherheit genutzt werden können. Ihre Höhe richtet sich nach den Steuersätzen, die im betreffenden Land zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. voraussichtlich gelten werden. Maßgeblich sind die am Bilanzstichtag gültigen bzw. verabschiedeten steuerlichen Vorschriften. Für die Berechnung der latenten Steuern in Deutschland wird ein Steuersatz von 31,4% (Vorjahr: 31,4%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag in Höhe von 5,5% und dem konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz. Aktive und passive latente Steuern werden je Gesellschaft bzw. Organkreis saldiert. Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe einschließlich Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus). Sofern die Vorräte nicht hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden sie zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten oder zu niedrigeren Nettoveräußerungswerten angesetzt. Die Herstellungskosten entsprechen den produktionsorientierten Vollkosten; sie werden auf der Grundlage einer normalen Kapazitätsauslastung ermittelt und enthalten neben den direkt zurechenbaren Kosten auch angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Fertigungsbedingte Abschreibungen sind ebenfalls berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Ermittlung der Anschaffungskosten werden i. d. R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Prinzip "First in - first out" (Fifo-Verfahren) ermittelt. Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands erfasst. Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Abschreibungen werden arbeitsabhängig nach dem Verbrauch und leistungsabhängig nach der Nutzungsdauer des Reaktors ermittelt. Vorräte, die hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Vertriebsaufwendungen bilanziert. Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst. Zu den als kurzfristig ausgewiesenen Wertpapieren zählen im Wesentlichen die Wertpapiere in Spezialfonds sowie festverzinsliche Titel, die beim Erwerb eine Restlaufzeit von mehr als drei Monaten und weniger als einem Jahr haben. Die Wertpapiere gehören ausnahmslos der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an und werden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Zugangsbewertung werden Transaktionskosten berücksichtigt, die direkt dem Erwerb des Wertpapiers zuzurechnen sind; die Zugangsbewertung erfolgt zum Erfüllungstag. Nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Liegen wesentliche objektive Hinweise auf eine Wertminderung vor, wird erfolgswirksam abgeschrieben. Erfolgswirksam sind auch die Ergebnisse aus der Veräußerung von Wertpapieren. Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten. Als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte sind Vermögenswerte ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können und deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist. Dabei kann es sich um einzelne langfristige Vermögenswerte, um Gruppen von Vermögenswerten (Veräußerungsgruppen) oder um Geschäftsbereiche (nicht fortgeführte Aktivitäten bzw. Discontinued Operations) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als zur Veräußerung bestimmte Schulden gesondert ausgewiesen. Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die konzernweiten Aktienoptionsprogramme werden als aktienbasierte Vergütungen mit Barausgleich bilanziert. Zum Bilanzstichtag wird eine Rückstellung in Höhe des zeitanteiligen beizulegenden Zeitwertes der Zahlungsverpflichtung gebildet. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes werden erfolgswirksam erfasst. Der beizulegende Zeitwert der Optionen wird mithilfe anerkannter finanzwirtschaftlicher Modelle bestimmt. Rückstellungen werden für sämtliche am Bilanzstichtag gegenüber Dritten bestehenden rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gebildet, die sich daraus ergeben, dass vergangene Ereignisse wahrscheinlich zu einem Ressourcenabfluss führen werden, dessen Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn eine Rückstellung eine große Anzahl von Positionen umfasst, wird die Verpflichtung durch Gewichtung aller möglichen Ergebnisse mit ihren jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeiten geschätzt (Erwartungswertmethode). Alle langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten voraussichtlichen Erfüllungsbetrag bilanziert. Bei der Ermittlung dieses Betrags sind auch die bis zum Erfüllungszeitpunkt voraussichtlich eintretenden Kostensteigerungen zu berücksichtigen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten ggf. auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Für diese Ausgaben werden Stilllegungs-, Rekultivierungs- und ähnliche Rückstellungen gebildet. Falls Änderungen beim Zinssatz oder bei den Schätzungen zum zeitlichen Anfall oder zur Höhe der Auszahlungen eine Anpassung der Rückstellungen erforderlich machen, wird der Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes in entsprechendem Umfang erhöht oder vermindert. Fällt die Verminderung höher aus als der Buchwert, ist der überschießende Betrag direkt erfolgswirksam zu erfassen. Rückstellungen werden grundsätzlich gegen den Aufwandsposten aufgelöst, gegen den sie gebildet wurden. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden für leistungsorientierte Versorgungspläne gebildet. Dabei handelt es sich um Verpflichtungen des Unternehmens aus Anwartschaften und laufenden Leistungen an berechtigte aktive und ehemalige Mitarbeiter sowie deren Hinterbliebene. Die Verpflichtungen beziehen sich insbesondere auf Ruhegelder. Die individuellen Zusagen richten sich i. d. R. nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit und der Vergütung der Mitarbeiter. Bei der Bewertung von Rückstellungen für leistungsorientierte Versorgungspläne wird der versicherungsmathematische Barwert der jeweiligen Verpflichtung zugrunde gelegt. Dieser wird mithilfe der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected-Unit-Credit-Methode) ermittelt. Bei diesem Anwartschaftsbarwertverfahren werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch erwartete künftige Steigerungen von Gehältern und Renten berücksichtigt. Die Berechnung stützt sich auf versicherungsmathematische Gutachten unter Berücksichtigung biometrischer Daten (für Deutschland insbesondere die Richttafeln 2005 G von Klaus Heubeck, für Großbritannien Standard Table A92 und S1PA). Die Rückstellung ergibt sich aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwertes der Verpflichtung und dem beizulegenden Zeitwert des zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Planvermögens. Der Dienstzeitaufwand ist im Personalaufwand enthalten. Das Nettozinsergebnis geht in das Finanzergebnis ein. Gewinne und Verluste aus Neubewertungen der Nettoschuld oder des Nettovermögenswertes werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie anfallen. Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung als Bestandteil des Other Comprehensive Income in der Gesamtergebnisrechnung ausgewiesen und unmittelbar in die Gewinnrücklagen gebucht. Auch in den Folgeperioden werden sie nicht mehr erfolgswirksam. Bei beitragsorientierten Versorgungsplänen geht das Unternehmen über die Entrichtung von Beitragszahlungen an zweckgebundene Fonds hinaus keine weiteren Verpflichtungen ein. Die Beitragszahlungen werden im Personalaufwand ausgewiesen. Die Entsorgungsrückstellungen im Kernenergiebereich basieren auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen, insbesondere dem Atomgesetz, sowie auf Auflagen, die in den Betriebsgenehmigungen festgeschrieben sind. Ihrer Bewertung liegen Schätzungen zugrunde, die zum einen auf konkretisierenden Verträgen, zum anderen auf Angaben interner und externer Experten und Fachgutachter sowie des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) beruhen. Die am Bilanzstichtag bestehenden und bei Bilanzaufstellung erkennbaren Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung von Flächen sowie aus verursachten oder bereits eingetretenen Bergschäden werden durch bergbaubedingte Rückstellungen berücksichtigt. Die Rückstellungen sind aufgrund öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen zu bilden, die auf entsprechenden gesetzlichen Regelungen wie dem Bundesberggesetz basieren und vor allem in Betriebsplänen und wasserrechtlichen Erlaubnisbescheiden konkretisiert sind. Die Rückstellungen werden grundsätzlich mit zunehmendem Verpflichtungsumfang, u. a. entsprechend der Braunkohleförderung, gebildet. Bewertet werden sie mit den zu erwartenden Vollkosten bzw. den geschätzten Schadenersatzleistungen. Für die Verpflichtung zur Einreichung von CO2 -Emissionsrechten und Zertifikaten alternativer Energien bei den zuständigen Behörden wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten CO2 -Rechte bzw. Zertifikate alternativer Energien bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Emissionsrechte bzw. der Zertifikate alternativer Energien am Stichtag bewertet. Verbindlichkeiten umfassen die Ertragsteuerverbindlichkeiten, die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten. Sie werden bei erstmaligem Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert einschließlich Transaktionskosten erfasst und in den Folgeperioden - mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente - mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing werden entweder mit dem beizulegenden Zeitwert des Leasinggegenstands oder dem Barwert der Mindestleasingraten passiviert - je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Zu den übrigen Verbindlichkeiten zählen von Versorgungsbetrieben passivierte Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind in den übrigen Verbindlichkeiten auch bestimmte nicht beherrschende Anteile enthalten. Dabei handelt es sich um Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. Derivative Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten bilanziert und - unabhängig von ihrem Zweck - mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet. Änderungen dieses Wertes werden erfolgswirksam erfasst, es sei denn, die derivativen Finanzinstrumente stehen in einer bilanziellen Sicherungsbeziehung. In diesem Fall richtet sich die Erfassung von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes nach der Art des Sicherungsgeschäfts. Mit Fair Value Hedges werden bilanzierte Vermögenswerte oder Schulden gegen das Risiko einer Änderung des beizulegenden Zeitwertes abgesichert. Dabei gilt: Bei Änderungen der beizulegenden Zeitwerte des Sicherungsgeschäfts und des gesicherten Teils des dazugehörigen Grundgeschäfts werden diese unter derselben Position in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Auch die Absicherung von bilanzunwirksamen festen Verpflichtungen wird als Fair Value Hedge bilanziert. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der festen Verpflichtung im Hinblick auf das abgesicherte Risiko führen zum erfolgswirksamen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld. Cash Flow Hedges dienen der Absicherung des Risikos, dass die mit einem bilanzierten Vermögenswert, einer bilanzierten Schuld oder einer mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden geplanten Transaktion verbundenen zukünftigen Zahlungsströme schwanken. Liegt ein Cash Flow Hedge vor, werden die nicht realisierten Gewinne und Verluste des Sicherungsgeschäfts zunächst im Other Comprehensive Income erfasst. Sie gehen erst dann in die Gewinn- und Verlustrechnung ein, wenn das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Werden geplante Transaktionen gesichert und führen diese Transaktionen in späteren Perioden zum Ansatz eines finanziellen Vermögenswertes oder einer finanziellen Verbindlichkeit, sind die bis zu diesem Zeitpunkt im Eigenkapital erfassten Beträge in derjenigen Periode erfolgswirksam aufzulösen, in der auch der Vermögenswert oder die Verbindlichkeit das Periodenergebnis beeinflusst. Führen die Transaktionen zum Ansatz von nicht finanziellen Vermögenswerten oder Verbindlichkeiten, z. B. zum Erwerb von Sachanlagevermögen, werden die erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Beträge mit dem erstmaligen Wertansatz des Vermögenswertes oder der Verbindlichkeit verrechnet. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten zielen darauf ab, das Fremdwährungsrisiko aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung abzusichern. Nicht realisierte Gewinne und Verluste aus solchen Sicherungsgeschäften werden bis zur Veräußerung der ausländischen Teileinheit im Other Comprehensive Income erfasst. IAS 39 legt fest, unter welchen Voraussetzungen Sicherungsbeziehungen bilanziell erfasst werden dürfen. Unter anderem müssen sie ausführlich dokumentiert und effektiv sein. Effektivität im Sinne von IAS 39 liegt dann vor, wenn die Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Sicherungsgeschäfts sowohl prospektiv als auch retrospektiv in einer Bandbreite von 80 bis 125% der gegenläufigen Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Grundgeschäfts liegen. Nur der effektive Teil einer Sicherungsbeziehung darf nach den beschriebenen Regeln bilanziert werden. Der ineffektive Teil wird sofort erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Verträge, die den Empfang oder die Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens zum Gegenstand haben (Eigenverbrauchverträge), werden nicht als derivative Finanzinstrumente, sondern als schwebende Geschäfte bilanziert. Enthalten die Verträge eingebettete Derivate, werden die Derivate getrennt vom Basisvertrag bilanziert, sofern die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit den wirtschaftlichen Merkmalen und Risiken des Basisvertrags verbunden sind. Geschriebene Optionen auf den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Posten, die durch Barausgleich erfüllt werden können, sind keine Eigenverbrauchverträge. Eventualschulden sind mögliche Verpflichtungen gegenüber Dritten oder bereits bestehende Verpflichtungen, die wahrscheinlich nicht zu einem Ressourcenabfluss führen oder in ihrer Höhe nicht verlässlich bestimmt werden können. Eventualschulden werden in der Bilanz nur dann erfasst, wenn sie im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses übernommen wurden. Die im Anhang angegebenen Verpflichtungsvolumina der Eventualschulden entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden. Bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind Ermessensentscheidungen zu treffen. Dies gilt insbesondere für folgende Sachverhalte:
Schätzungen und Beurteilungen des Managements. Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS erfordert, dass Annahmen getroffen und Schätzungen gemacht werden, die sich auf den Wertansatz der bilanzierten Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie die Angabe von Eventualschulden auswirken. Diese Annahmen und Schätzungen beziehen sich u. a. auf die Bilanzierung und Bewertung von Rückstellungen. Bei langfristigen Rückstellungen stellt neben der Höhe und dem Zeitpunkt zukünftiger Zahlungsströme auch die Bestimmung des Abzinsungsfaktors eine wichtige Schätzgröße dar. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt. Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte und Anlagevermögen stützt sich auf zukunftsbezogene Annahmen, die regelmäßig angepasst werden. Für das Anlagevermögen ist zu jedem Stichtag zu prüfen, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt. Kraftwerke werden zu einer Zahlungsmittel generierenden Einheit zusammengefasst, wenn ihre Erzeugungskapazität und ihr Brennstoffbedarf als Teil eines Portfolios zentral gesteuert werden, ohne dass eine Zurechnung einzelner Verträge und Zahlungsströme auf einzelne Kraftwerke möglich ist. Bei der Erstkonsolidierung eines erworbenen Unternehmens werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden mit ihrem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes liegen u. a. Bewertungsmethoden zugrunde, die eine Prognose der zukünftig erwarteten Cash Flows erfordern. Aktive latente Steuern werden angesetzt, wenn die Realisierbarkeit künftiger Steuervorteile wahrscheinlich ist. Die tatsächliche Entwicklung im Hinblick auf die steuerliche Ergebnissituation und damit die Nutzbarkeit aktiver latenter Steuern kann allerdings von der Einschätzung zum Zeitpunkt der Aktivierung der latenten Steuern abweichen. Weitere Informationen zu den Annahmen und Schätzungen, die diesem Konzernabschluss zugrunde liegen, finden sich in den Erläuterungen zu den einzelnen Abschlussposten. Sämtliche Annahmen und Schätzungen basieren auf den Verhältnissen und Beurteilungen am Bilanzstichtag. Bei der Einschätzung der voraussichtlichen Geschäftsentwicklung wurde außerdem das zu diesem Zeitpunkt als realistisch unterstellte künftige wirtschaftliche Umfeld in den Branchen und Regionen, in denen RWE tätig ist, berücksichtigt. Sollten sich die Rahmenbedingungen anders als erwartet entwickeln, können die tatsächlichen Beträge von den Schätzwerten abweichen. In solchen Fällen werden die Annahmen und, falls erforderlich, die Buchwerte der betroffenen Vermögenswerte und Schulden angepasst. Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses ist nicht davon auszugehen, dass sich wesentliche Änderungen gegenüber den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen ergeben. Kapitalmanagement. Die Kapitalstruktur des RWE-Konzerns hat sich im Berichtsjahr vor allem durch den Verkauf der RWE Dea geändert. Die Erlöse aus dem Verkauf haben signifikant zur Reduzierung der Nettofinanzschulden auf 7,4 Mrd. € (Vorjahr: 8,5 Mrd. €) beigetragen. Somit bestehen die Nettoschulden von RWE etwa zu drei Vierteln aus den Rückstellungen von 18,8 Mrd. € (Vorjahr: 20,6 Mrd. €), die im Durchschnitt eine sehr lange Duration aufweisen und wesentlich durch externe Faktoren wie das allgemeine Zinsniveau getrieben werden. Im Vordergrund der Finanzpolitik von RWE steht die Gewährleistung des permanenten Zugangs zum Kapitalmarkt, um die effiziente Refinanzierung der fälligen Schulden zu jeder Zeit zu ermöglichen. Diesem Ziel dienen das solide Rating im Investment-Grade-Bereich, der angestrebte positive Cash Flow und eine teilweise Vorfinanzierung der langfristigen Rückstellungen durch angelegtes Finanzvermögen. RWE steuert die Kapitalstruktur u. a. anhand von Finanzkennzahlen. Eine Orientierungsgröße ist der "Verschuldungsfaktor", der bei den Nettoschulden ansetzt. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird; darüber hinaus wird mit einer Korrektur beim Hybridkapital erreicht, dass Letzteres hälftig in die Nettoschulden einfließt. Der Verschuldungsfaktor gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA an. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 3,6 (Vorjahr: 3,8). Unser Kreditrating wird durch eine Vielzahl qualitativer und quantitativer Faktoren beeinflusst. Hierzu zählen die Finanzmittelzuflüsse und die Verschuldung ebenso wie das Marktumfeld, die Wettbewerbsposition und die politischen Rahmenbedingungen. Auch die begebenen Hybridanleihen über insgesamt 1,25 Mrd. €, 1,5 Mrd. US$, 0,75 Mrd. £ und 0,4 Mrd. CHF unterstützen unser Rating. Die beiden führenden Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's stufen Hybridkapital zur Hälfte als Eigenkapital ein. Die ratingrelevanten Verschuldungskennziffern des Konzerns fallen daher günstiger aus, als sie gewesen wären, wenn wir ausschließlich klassische Anleihen begeben hätten. Die von RWE ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen werden derzeit von Moody's mit "Baa2" und von Standard & Poor's mit "BBB" bewertet, bei jeweils "negativem" Ausblick. Damit bewegt sich unser Rating weiterhin im Bereich "Investment Grade". Die Bonitätsnoten für kurzfristige RWE-Anleihen lauten "P-2" bzw. "A-2". Änderung der RechnungslegungsmethodenDer International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie eine neue Interpretation verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2015 verpflichtend anzuwenden sind:
Neue RechnungslegungsvorschriftenDer IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2015 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt. IFRS 9 "Financial Instruments" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Er beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält kleinere Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Für bestimmte Fremdkapitalinstrumente der Aktivseite ist eine ergebnisneutrale Fair-Value-Bewertung vorgesehen. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen von Vermögenswerten und zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting). Die Vorschriften zur Wertminderung stellen erstmals auf erwartete Ausfälle ab. Die neuen Regelungen zum Hedge Accounting sollen dazu führen, dass Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abgebildet werden können. Dazu erweitert IFRS 9 (2014) u. a. die für Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und erleichtert die Effektivitätstests. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 9 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft. IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers" (2014) including amendments to IFRS 15, effective date of IFRS 15 (2015) ersetzt zukünftig sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge". Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- und zeitraumbezogen zu realisieren sind. Dies ist dann der Fall, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann. Der neue Standard ist erstmals für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 15 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft. IFRS 16 "Leases" (2016) ersetzt zukünftig die Inhalte des IAS 17 "Leasingverhältnisse" sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC-15 und SIC-27. Nach dem neuen Leasingstandard sollen abgesehen von kurzfristigen Leasingverhältnissen (bis zu zwölf Monaten) und Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte alle Leasingverhältnisse in der Bilanz erfasst werden. Daher hat der Leasingnehmer unabhängig vom wirtschaftlichen Eigentum an dem geleasten Vermögenswert ein Nutzungsrecht für den Vermögenswert zu aktivieren und eine korrespondierende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der fest vereinbarten Leasingzahlungen zu passivieren. Für den Leasinggeber ergeben sich keine wesentlichen Änderungen zur aktuellen Bilanzierung nach IAS 17, insbesondere im Hinblick auf die weiterhin erforderliche Klassifizierung von Leasingverhältnissen. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 16 (2016) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft. Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben:
Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung(1) UmsatzerlöseUmsatzerlöse werden grundsätzlich dann erfasst, wenn die Güter geliefert oder Dienstleistungen erbracht wurden und die mit den Gütern oder Diensten verbundenen Risiken auf den Kunden übergegangen sind. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir die Energiehandelsumsätze netto aus, d. h. mit der realisierten Rohmarge. Die auf physische Erfüllung ausgerichteten Strom-, Gas-, Kohle- und Ölgeschäfte zeigen wir dagegen auf Bruttobasis. Energiehandelsumsätze werden im Segment Trading/Gas Midstream getätigt. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2015 auf 103.169 Mio. € (Vorjahr: 101.503 Mio. €). Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 145 f. nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Durch Erst- und Entkonsolidierungen haben sie sich im Saldo um 226 Mio. € erhöht. Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat RWE mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10% der Umsatzerlöse erzielt. Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer. (2) Sonstige betriebliche Erträgescroll
Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen und Ausleihungen werden, soweit sie Beteiligungen betreffen, im Beteiligungsergebnis ausgewiesen und ansonsten - ebenso wie Erträge aus dem Abgang kurzfristiger Wertpapiere - im Finanzergebnis gezeigt. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Erträge um 175 Mio. €. (3) Materialaufwandscroll
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe umfassen auch die Aufwendungen für den Einsatz und die Entsorgung von Kernbrennstoffen. Ebenfalls darin enthalten sind Aufwendungen für CO2 -Emissionsrechte. Insgesamt wurden Energiehandelsumsätze in Höhe von 54.570 Mio. € (Vorjahr: 53.035 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Materialaufwand um 153 Mio. €. (4) Personalaufwandscroll
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Die Anzahl der Mitarbeiter ergibt sich durch Umrechnung in Vollzeitstellen. Das heißt, Teilzeitbeschäftigte und befristete Beschäftigungsverhältnisse werden mit ihrer Teilzeitquote bzw. mit ihrer Beschäftigungszeit im Verhältnis zur Jahresbeschäftigungszeit erfasst. Im Jahresdurchschnitt wurden 2.140 (Vorjahr: 2.297) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Personalaufwand um 18 Mio. €. (5) Abschreibungenscroll
Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 24 Mio. € (Vorjahr: 30 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die Abschreibungen um 31 Mio. €. scroll
Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 1.510 Mio. € entfielen auf den deutschen Kraftwerkspark des Segments Konventionelle Stromerzeugung, im Wesentlichen aufgrund der aktuellen Einschätzung der kurz-, mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der geringeren Auslastung des Kraftwerksparks (erzielbarer Betrag: 6,1 Mrd. €). Auf einen Kraftwerksblock in Deutschland des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 654 Mio. € (Vorjahr: 387 Mio. €), da dieser Kraftwerksblock stillgelegt wurde. Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 568 Mio. € (Vorjahr: 183 Mio. €) entfielen auf britische Kraftwerksanlagen des Segments Konventionelle Stromerzeugung aufgrund veränderter Marktsituation in Folge der Kapazitätsmarktauktion (erzielbarer Betrag: 1,9 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 173 Mio. € entfielen auf IT-Systeme im Segment Vertrieb Großbritannien aufgrund fehlender Werthaltigkeit (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Auf die immateriellen Vermögenswerte und Sachanlagen der als gemeinschaftliche Tätigkeit abgebildeten EPZ des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 101 Mio. € (davon 16 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte und 85 Mio. € auf Sachanlagen) aufgrund geänderter Preiserwartungen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen und geänderten Preiserwartungen durchgeführt. Die erzielbaren Beträge ermitteln wir auf Basis beizulegender Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten, die mithilfe von Bewertungsmodellen unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen hergeleitet werden. Der Wertermittlung des deutschen Kraftwerksparks lag ein Diskontierungszinssatz von 4,75% zugrunde und den sonstigen Bewertungsmodellen Diskontierungszinssätze in einer Bandbreite von 1,25 bis 5,5% (Vorjahr: 4,25 bis 5,75%). Unsere zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissions-rechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. (6) Sonstige betriebliche Aufwendungenscroll
Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 321 Mio. €. (7) BeteiligungsergebnisDas Beteiligungsergebnis enthält sämtliche Erträge und Aufwendungen, die im Zusammenhang mit den betrieblich veranlassten Beteiligungen entstanden sind. Es umfasst das Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen und das übrige Beteiligungsergebnis. scroll
Die Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen entfallen ausschließlich auf Abschreibungen. Von den Abschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfielen 102 Mio. € auf eine Beteiligung im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland aufgrund aktueller Verkaufsverhandlungen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Der erzielbare Betrag wurde auf Basis des beizulegenden Zeitwertes abzüglich Veräußerungskosten ermittelt und ist der Stufe 1 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. (8) Finanzergebnisscroll
Das Finanzergebnis setzt sich aus dem Zinsergebnis, den Zinsanteilen an Rückstellungszuführungen sowie den anderen Finanzerträgen und Finanzaufwendungen zusammen. Die Zinsanteile an Rückstellungszuführungen enthalten die jährlichen Aufzinsungsbeträge. Sie werden um die erwarteten Erträge aus Planvermögen zur Deckung von Pensionsverpflichtungen gekürzt. Das Zinsergebnis enthält im Wesentlichen Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Erträge und Aufwendungen aus Wertpapieren sowie Zinsaufwendungen. Im Zusammenhang mit dem Erwerb und der Herstellung qualifizierter Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr Fremdkapitalkosten in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 5,0 und 5,1 % (Vorjahr: 4,9 und 5,25%). scroll
Das Zinsergebnis resultiert aus finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die den folgenden Bewertungskategorien zugeordnet sind: scroll
Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 297 Mio. € (Vorjahr: 68 Mio. €). Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 129 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren. (9) Ertragsteuernscroll
Von den latenten Steuern entfallen 637 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr ergaben sich Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern in Höhe von 777 Mio. € (Vorjahr: 237 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Erträge von 75 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 7 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €). Die Aufwendungen aus latenten Steuern verringerten sich aufgrund neu einzuschätzender und bisher nicht erfasster steuerlicher Verlustvorträge um 100 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €). Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Ertragsteuern um 10 Mio. €. scroll
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Einschließlich Wertberichtigung Im Zusammenhang mit als Eigenkapital ausgewiesenem Hybridkapital wurden Steuern in Höhe von 38 Mio. € (Vorjahr: 40 Mio. €) direkt mit dem Eigenkapital verrechnet. scroll
Erläuterungen zur Bilanz(10) Immaterielle Vermögenswertescroll
In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Konzessionen mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 700 Mio. €) und Geschäfts- oder Firmenwerte mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 25 Mio. €) enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 268 Mio. € (Vorjahr: 110 Mio. €) aufgewendet. Entwicklungsausgaben wurden in Höhe von 209 Mio. € (Vorjahr: 145 Mio. €) aktiviert. Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen: scroll
Im Berichtsjahr sind Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 22 Mio. € abgegangen (Vorjahr: 14 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland zu einer ergebnisneutralen Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwertes; sie sind mit 197 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) in den Zugängen enthalten. Regelmäßig im dritten Quartal führen wir einen Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) durch, um einen möglichen Abschreibungsbedarf bei Geschäfts- oder Firmenwerten zu ermitteln. Dabei werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten auf Ebene der Segmente zugeordnet. Der erzielbare Betrag einer Zahlungsmittel generierenden Einheit wird entweder durch den beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten oder durch den Nutzungswert bestimmt - je nachdem, welcher Wert höher ist. Der beizulegende Zeitwert ist definiert als bestmögliche Schätzung des Preises, für den ein unabhängiger Dritter die Zahlungsmittel generierende Einheit am Bilanzstichtag erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem Barwert der zukünftigen Cash Flows, die voraussichtlich mit einer Zahlungsmittel generierenden Einheit erzielt werden können. Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wird aus unternehmensexterner, der Nutzungswert aus unternehmensinterner Sicht bestimmt. Die Wertermittlung erfolgt mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung. Sie beziehen sich auf einen Detailplanungszeitraum von bis zu fünf Jahren. Sofern wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen es erfordern, wird in begründeten Ausnahmefällen ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt. In die Cash-Flow-Planungen fließen Erfahrungen ebenso ein wie Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes werden - falls vorhanden - Markttransaktionen innerhalb derselben Branche oder Bewertungen Dritter berücksichtigt. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Die Mittelfristplanung stützt sich auf länderspezifische Annahmen über die Entwicklung wichtiger makroökonomischer Größen, z. B. des Bruttoinlandsprodukts, der Verbraucherpreise, des Zinsniveaus und der Nominallöhne. Diese Einschätzungen werden u. a. aus volks- und finanzwirtschaftlichen Studien abgeleitet. Unsere zentralen Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche betreffen die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungszinssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 4,5 bis 6,0% (Vorjahr: 5,5 bis 7,3%) nach Steuern. Zur Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus legen wir konstante Wachstumsraten zwischen 0,0 und 1,0 % (Vorjahr: 0,0 und 1,0%) zugrunde. Diese Werte sind bereichsspezifisch aus Erfahrungen und Zukunftserwartungen abgeleitet und überschreiten nicht die langfristigen durchschnittlichen Wachstumsraten der jeweiligen Märkte, in denen die Konzernunternehmen tätig sind. Bei der Ermittlung der Wachstumsraten der Cash Flows werden die Ausgaben für Investitionen abgezogen, die notwendig sind, um das angenommene Wachstum zu erzielen. Die erzielbaren Beträge der Segmente lagen zum Bilanzstichtag über den Buchwerten der Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente. Das Segment Vertrieb Großbritannien wies von allen Segmenten die geringste Überdeckung des Buchwertes durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag lag um 0,7 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 0,8 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 6,5%, eine um mehr als 0,9 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter 0,1 % oder ein um mehr als 36 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis nach Steuern in der ewigen Rente angesetzt worden wäre. (11) Sachanlagenscroll
In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Grundstücke mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 37 Mio. €) und technische Anlagen und Maschinen mit einem Buchwert von 10 Mio. € (Vorjahr: 1.342 Mio. €) enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Sachanlagen in Höhe von 13 Mio. € (Vorjahr: 75 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte oder Sicherungsübereignungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 282 Mio. € (Vorjahr: 267 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Hierbei handelte es sich im Wesentlichen um technische Anlagen und Maschinen. Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung. (12) Investment Propertyscroll
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In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises ist Investment Property mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €) enthalten, das als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurde. Zum 31. Dezember 2015 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 150 Mio. € (Vorjahr: 152 Mio. €), davon sind 27 Mio. € der Stufe 2 (Vorjahr: 126 Mio. €) und 123 Mio. € der Stufe 3 (Vorjahr: 26 Mio. €) der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Vom beizulegenden Zeitwert beruhen 57 Mio. € (Vorjahr: 49 Mio. €) auf einer Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter. Vom Buchwert des Investment Property entfielen 5 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 12 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 8 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €). (13) At-Equity-bilanzierte BeteiligungenDie folgenden Übersichten enthalten Angaben zu wesentlichen und nicht wesentlichen at-Equity-bilanzierten Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen: scroll
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Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 92 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestim mungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen. (14) Übrige Finanzanlagenscroll
Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Titel und börsennotierte Aktien. Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG (Altersteilzeitgesetz) sowie aus der Führung von Langzeitarbeitskonten gemäß § 7e SGB (Sozialgesetzbuch) IV wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 116 Mio. € bzw. 15 Mio. € (Vorjahr: 271 Mio. € bzw. 16 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften. (15) Finanzforderungenscroll
Gesellschaften des RWE-Konzerns erbrachten bei börslichen und außerbörslichen Handelsgeschäften die oben ausgewiesenen Sicherheitsleistungen. Diese sollen garantieren, dass die Verpflichtungen aus den Handelsgeschäften auch bei einem für RWE ungünstigen Kursverlauf erfüllt werden. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. Für die übrigen sonstigen Finanzforderungen besteht in Höhe von 87 Mio. € eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von zwei RWE-Konzernunternehmen. (16) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswertescroll
Die unter den übrigen sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die derivativen Finanzinstrumente werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst. Die Bilanzwerte börsengehandelter Derivate mit Aufrechnungsvereinbarung sind miteinander verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen Forderungen und sonstigen Vermögenswerte um 2 Mio. €. (17) Latente SteuernDie aktiven und passiven latenten Steuern ergeben sich überwiegend dadurch, dass sich Wertansätze im IFRS-Abschluss von denen in der Steuerbilanz unterscheiden. Passive latente Steuern für den Unterschiedsbetrag zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften bzw. assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") wurden insoweit nicht bilanziert, als die Gesellschaft in der Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Auflösung der temporären Differenz zu steuern, und es daher wahrscheinlich ist, dass sich die temporäre Differenz in absehbarer Zeit nicht auflösen wird. Aus diesen Gründen wurden für temporäre Differenzen von Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe von 245 Mio. € (Vorjahr: 245 Mio. €) passive latente Steuern nicht gebildet. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 1.715 Mio. € bzw. 1.231 Mio. € (Vorjahr: 2.657 Mio. € bzw. 2.346 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen: scroll
Zum 31. Dezember 2015 hat RWE für Gesellschaften, die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erlitten haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 1.325 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 236 Mio. €). Grundlage für die Bildung aktiver latenter Steuern ist die Einschätzung des Managements, dass es wahrscheinlich ist, dass die jeweiligen Gesellschaften zu versteuernde Ergebnisse erzielen werden, mit denen noch nicht genutzte steuerliche Verluste und abzugsfähige temporäre Differenzen verrechnet werden können. Die aktivierten Steuerminderungsansprüche aus Verlustvorträgen ergeben sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren. Es besteht hinreichende Sicherheit, dass die Verlustvorträge realisiert werden. Die körperschaftsteuerlichen und die gewerbesteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, betrugen zum Ende des Berichtsjahres 2.975 Mio. € bzw. 423 Mio. € (Vorjahr: 3.203 Mio. € bzw. 524 Mio. €). Davon werden körperschaftsteuerliche Verlustvorträge in Höhe von 1.602 Mio. € innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Die übrigen Verlustvorträge können im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt genutzt werden. Zum 31. Dezember 2015 betrugen die temporären Differenzen, für die keine aktiven latenten Steuern angesetzt wurden, 9.836 Mio. € (Vorjahr: 3.004 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von -1 Mio. € (Vorjahr: Steuererträge von 4 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet. (18) Vorrätescroll
Im Berichtsjahr wurden Vorräte in Höhe von 143 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) an ein nicht konsolidiertes strukturiertes Unternehmen zu marktüblichen Konditionen verkauft. Dabei wurden Umsatzerlöse von 154 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) erzielt. RWE fördert dieses Unternehmen aufgrund ihrer Beteiligung an der Strukturierung der Produkte des Unternehmens und hält keine Anteile an dem Unternehmen. Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 37 Mio. € (Vorjahr: 52 Mio. €). Davon entfielen auf Gasvorräte 6 Mio. € (Vorjahr: 29 Mio. €), auf Kohlevorräte 5 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) und auf Biomassevorräte 26 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €). Der beizulegende Zeitwert der Gas- und Kohlevorräte wird monatlich auf Basis aktueller Preiskurven der relevanten Indizes für Gas (z. B. NCG) und Kohle (z. B. API2) ermittelt. Die Biomassevorräte werden ebenfalls am Monatsende mit den entsprechenden Indexpreisen in Abhängigkeit des jeweiligen Lagerorts (z. B. ARA) bewertet. Der Bewertung liegen unmittelbar oder mittelbar zu beobachtende Marktpreise zugrunde (Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie). Unterschiede zwischen dem beizulegenden Zeitwert und dem Buchwert der zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte zum Monatsende werden erfolgswirksam erfasst. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Vorräte um 67 Mio. €. (19) Forderungen aus Lieferungen und LeistungenDurch Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 15 Mio. €. (20) WertpapiereVon den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 5.630 Mio. € (Vorjahr: 3.813 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 1.807 Mio. € (Vorjahr: 597 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Zum 31. Dezember 2015 betrug die durchschnittliche Marktrendite der festverzinslichen Wertpapiere 0,9% (Vorjahr: 0,4%). Wertpapiere in Höhe von 708 Mio. € (Vorjahr: 585 Mio. €) wurden als Sicherheitsleistung bei Clearingbanken hinterlegt. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. (21) Flüssige Mittelscroll
RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition. Für Geldanlagen werden Banken anhand verschiedener Bonitätskriterien ausgewählt. Hierzu zählen beispielsweise ihr Rating durch eine der drei renommierten Ratingagenturen Moody's, Standard & Poor's und Fitch, ihr Eigenkapital sowie Preise für Credit Default Swaps. Die Verzinsung der flüssigen Mittel bewegte sich 2015 wie im Vorjahr auf Marktniveau. (22) EigenkapitalDie Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 98 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert: scroll
Bei den Stamm- und Vorzugsaktien handelt es sich um nennbetragslose Inhaber-Stückaktien. Vorzugsaktien gewähren grundsätzlich kein Stimmrecht. Den Vorzugsaktionären steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie zu. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10% des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2015 befinden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2015 wurden von der RWE AG 162.625 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 1.854.776,14 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 413.320,00 € (0,03% des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 151.050 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 11.575 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 1.856.470,91 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Nach IAS 32 ist die folgende durch Konzerngesellschaften begebene Hybridanleihe als Eigenkapital zu klassifizieren: scroll
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Bis zum ersten Kündigungstermin Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinszahlungen an die Anleiheinhaber werden, vermindert um Ertragsteuern, direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Sie können von der Gesellschaft ausgesetzt werden; sie sind aber unter bestimmten Voraussetzungen nachzuholen, etwa wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, eine Dividende zu zahlen. Im September 2015 wurde eine als Eigenkapital klassifizierte Hybridanleihe mit einem Buchwert von 1.750 Mio. € und einem Kupon von 4,625% p. a. zurückgezahlt. Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital um 98 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um 71 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €). Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumente, der Cash Flow Hedges und der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten sowie die Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Zum 31. Dezember 2015 betrug der auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfallende Anteil am Accumulated Other Comprehensive Income 43 Mio. € (Vorjahr: 39 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden 33 Mio. € Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung (Vorjahr: 9 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Aufwand realisiert. Bislang erfolgsneutral berücksichtigte anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen wurden im Berichtsjahr in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) als Ertrag realisiert. GewinnverwendungsvorschlagWir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2015 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,13 € je dividendenberechtigter Vorzugsaktie. Für Stammaktien wird keine Dividende ausgeschüttet. scroll
Die für das Geschäftsjahr 2014 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 23. April 2015 auf 1,00 € je dividendenberechtigte Stamm- und Vorzugsaktie. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug 615 Mio. €. Anteile anderer GesellschafterUnter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst. Von den direkt im Eigenkapital erfassten Erträgen und Aufwendungen (Other Comprehensive Income - OCI) entfallen die folgenden Anteile auf andere Gesellschafter: scroll
Die folgende Übersicht enthält Angaben zu Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter: scroll
(23) Aktienkursbasierte VergütungenFür Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen gibt es ein konzernweites aktienkursbasiertes Vergütungssystem mit der Bezeichnung "Beat 2010". Die Aufwendungen daraus werden von den Konzerngesellschaften getragen, bei denen die Bezugsberechtigten beschäftigt sind. scroll
Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Beat bedingt zugeteilten Performance Shares umfasste zum Zeitpunkt der Zuteilung die nachfolgend aufgeführten Beträge: scroll
Die beizulegenden Zeitwerte wurden von einer externen Berechnungsstelle mithilfe eines stochastischen, multivariaten Black-Scholes-Standardmodells per Monte-Carlo-Simulation auf Basis von jeweils einer Million Szenarien ermittelt. Bei ihrer Ermittlung wurden die in den Programmbedingungen festgelegte maximale Auszahlung je bedingt zugeteilter Performance Share, die restlaufzeitbezogenen Diskontierungszinssätze, die Volatilitäten und die erwarteten Dividenden der RWE AG und ihrer Vergleichsunternehmen berücksichtigt. Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der Performance Shares: scroll
Die Restlaufzeit beträgt vier Jahre für die Tranche 2015, drei Jahre für die Tranche 2014, zwei Jahre für die Tranche 2013 und ein Jahr für die Tranche 2012. Die Vertragslaufzeit für die Tranche 2011 endete mit Ablauf des Berichtsjahres. Da die Auszahlungsbedingungen nicht erfüllt waren, findet eine Auszahlung nicht statt. Aus dem konzernweiten aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 1 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €). Die Ansprüche wurden ausschließlich durch Barausgleich abgegolten. Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 1 Mio. € (Vorjahr: 36 Mio. €). (24) Rückstellungenscroll
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.Die betriebliche Altersversorgung umfasst beitragsorientierte und leistungsorientierte Versorgungssysteme. Die leistungsorientierten Versorgungszusagen betreffen im Wesentlichen endgehaltsabhängige Versorgungszusagen. In beitragsorientierte Versorgungssysteme sind im Berichtsjahr 48 Mio. € (Vorjahr: 74 Mio. €) eingezahlt worden. Mit erfasst sind Beiträge von RWE im Rahmen eines Versorgungsplans in den Niederlanden, der Zusagen verschiedener Arbeitgeber umfasst. Hier stellt der Versorgungsträger den teilnehmenden Unternehmen keine Informationen zur Verfügung, die die anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand erlauben. Im RWE-Konzernabschluss erfolgt daher die Berücksichtigung der Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage, obwohl es sich um einen leistungsorientierten Pensionsplan handelt. Der Pensionsplan für Arbeitnehmer in den Niederlanden wird von der Stichting Pensioenfonds ABP (vgl. http://www.abp.nl/) verwaltet. Die Beiträge zum Pensionsplan bemessen sich als Prozentsatz des Gehalts und werden von Arbeitnehmern und Arbeitgebern getragen. Der Beitragssatz wird von ABP festgelegt. Mindestdotierungspflichten bestehen nicht. In den ABP Pensionsfonds werden im Geschäftsjahr 2016 voraussichtlich ca. 22 Mio. € eingezahlt. Die Beiträge werden für die Gesamtheit der Begünstigten verwendet. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls RWE den ABP Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung erheben. Diese ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2015 betrug die Anzahl der aktiven Planteilnehmer rund 2.400. RWE hat im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement (CTA) Vermögenswerte auf den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragen. Es besteht keine Verpflichtung zu weiteren Dotierungen. Aus dem Treuhandvermögen wurden Mittel auf die RWE Pensionsfonds AG übertragen, mit denen Pensionsverpflichtungen gegenüber dem wesentlichen Teil der Mitarbeiter gedeckt werden, die bereits in den Ruhestand getreten sind. Die RWE Pensionsfonds AG unterliegt dem Versicherungsaufsichtsgesetz und der Beaufsichtigung durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Soweit im Pensionsfonds eine aufsichtsrechtliche Unterdeckung entsteht, ist eine Nachschussforderung an den Arbeitgeber zu stellen. Unabhängig von den genannten Regelungen bleibt die Haftung des Arbeitgebers erhalten. Die Organe des RWE Pensionstreuhand e.V. und der RWE Pensionsfonds AG haben für eine vertragskonforme Verwendung der verwalteten Mittel zu sorgen und damit die Voraussetzung für die Anerkennung als Planvermögen zu erfüllen. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den Electricity Supply Pension Scheme (ESPS). Betriebliche, leistungsorientierte Versorgungspläne, die mit ausreichenden und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsrückstellungen ausgestattet werden, sind in Großbritannien gesetzlich vorgeschrieben. Die Pensionsrückstellungen werden auf Basis konservativer Annahmen bewertet; dabei finden die demografischen Besonderheiten der Mitglieder des Planes ebenso Berücksichtigung wie Annahmen zu Marktrenditen des Planvermögens. Die letzte Bewertung des ESPS wurde zum 31. März 2013 durchgeführt und ergab ein Defizit von 563 Mio. £. RWE und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan über jährliche Einzahlungen aufgestellt, mit denen das Defizit ausgeglichen werden soll. Diese Einzahlungen wurden für den Zeitraum von 2014 bis 2017 vorausberechnet. Für 2014 ist ein Betrag von 93 Mio. £, für 2015 von 186 Mio. £, für 2016 von 156 Mio. £ und für 2017 von 151 Mio. £ festgelegt worden. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2016 erfolgen. Die Gesellschaft und die Treuhänder haben von diesem Zeitpunkt an 15 Monate Zeit, um der Bewertung zuzustimmen. Der ESPS wird von neun Treuhändern verwaltet. Diese sind für das Management des Planes verantwortlich. Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Die leistungsorientierten Kosten des ESPS werden den teilnehmenden Gesellschaften basierend auf einer vertraglichen Vereinbarung in Rechnung gestellt. Die Vereinbarung sieht vor, dass - mit Ausnahme der RWE npower-Gesellschaften - alle Gesellschaften, die an dem ESPS teilnehmen, zuvor festgelegte, reguläre Zahlungen leisten. Daher müssen die RWE npower-Gesellschaften die Differenzen ausgleichen, die zwischen den leistungsorientierten Kosten des Planes und den regulären Zahlungen der Gesellschaften entstehen. Zur externen Finanzierung der betrieblichen Altersversorgung wurden 2015 im Rahmen von CTAs rund 1.044 Mio. € auf den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragen. Da die übertragenen Vermögenswerte als Planvermögen im Sinne des IAS 19 zu qualifizieren sind, wurden zum 31. Dezember 2015 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen mit den übertragenen Vermögenswerten saldiert. Die Rückstellungen haben sich in entsprechendem Umfang vermindert. Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde: scroll
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Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte
des RWE-Konzerns in Großbritannien Die Methode zur Herleitung des Rechnungszinses für inländische Pensionsverpflichtungen nach IFRS haben wir zum Jahresende angepasst. Das Bonduniversum wurde nunmehr auch für Restlaufzeiten unter 10 Jahren auf Anleihen mit einem Anleihenominal von größer 50 Mio. € ausgeweitet. Zuvor wurden für diese Restlaufzeiten nur Anleihen mit einem Anleihenominal von größer 500 Mio. € berücksichtigt. Ferner verzichten wir auf die bisherige aufwändige Identifizierung und Eliminierung von Ausreißerwerten. Es ergibt sich ein Rechnungszins in Höhe von 2,40%; gegenüber der bisherigen Ableitungsmethodik liegt dieser um 20 Basispunkte höher und führt in der Bilanzierung zu einer um rund 600 Mio. € niedrigeren Pensionsverpflichtung. Im Folgejahr führt dies zu einer Verringerung des Dienstzeitaufwands in Höhe von 14 Mio. € sowie des Zinsaufwands von 3 Mio. €. scroll
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Beim Planvermögen im Inland handelt es sich
im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V.
verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer Konzernunternehmen sowie
Vermögen der RWE Pensionsfonds AG. scroll
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Beim Planvermögen im Inland handelt es sich
im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V.
verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer Konzernunternehmen sowie
Vermögen der RWE Pensionsfonds AG. Grundlage der Kapitalanlagepolitik sind eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen und deren Verhältnis zueinander, um die bestmögliche Anlagestrategie festzulegen (Asset-Liability-Management-Studie). Über einen Optimierungsprozess werden diejenigen Portfolios identifiziert, die für ein gegebenes Risiko den jeweils besten Zielwert erwirtschaften. Aus diesen effizienten Portfolios wird eines ausgewählt und die strategische Asset-Allokation bestimmt; außerdem werden die damit verbundenen Risiken detailliert analysiert. Der Schwerpunkt der strategischen Kapitalanlage liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein niedrigeres Gewicht als Rentenpapiere. Die Anlage erfolgt in verschiedenen Regionen. Aus der Anlage in Aktien soll langfristig eine Risikoprämie gegenüber Rentenanlagen erzielt werden. Um zusätzlich möglichst gleichmäßig hohe Erträge zu erreichen, wird auch in Produkte investiert, die im Zeitablauf relativ gleichmäßig positive Erträge erzielen sollen. Darunter werden Produkte verstanden, die wie Rentenanlagen schwanken, jedoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sogenannte Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedge-Fonds). Als Teil der Investmentstrategie nutzt der britische ESPS das Asset Liability Management und investiert in "liability matching investments", Zinsswaps und Inflationsswaps. Zum 30. September 2015 wurde das Zinsrisiko zu 63% und das Inflationsrisiko zu 63% abgesichert. Die Pensionsrückstellungen für Versorgungsansprüche haben sich folgendermaßen verändert: scroll
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Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche beträgt 4.199 Mio. € (Vorjahr: 5.342 Mio. €) bzw. 1.643 Mio. € (Vorjahr: 2.529 Mio. €). Der nachverrechnete Dienstzeitaufwand enthielt im Geschäftsjahr 2015 wie im Vorjahr im Wesentlichen eine Erhöhung der Leistungszusagen und betrifft die Zusagen in Großbritannien. Der Barwert der Versorgungsansprüche abzüglich des beizulegenden Zeitwertes des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsansprüchen. Inländische Betriebsrenten unterliegen einer im Dreijahresrhythmus stattfindenden Anpassungsprüfungspflicht nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (§ 16 BetrAVG (Betriebsrentengesetz)). Einige Zusagen gewähren daneben jährliche Rentenanpassungen, die die gesetzliche Anpassungspflicht übersteigen können. Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit zu höheren Rentenzahlungen durch RWE führen. Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) beträgt in Deutschland 17 Jahre (Vorjahr: 18 Jahre) und in Großbritannien 15 Jahre (Vorjahr: 15 Jahre). Eine Erhöhung oder Verminderung des Abzinsungsfaktors um einen halben Prozentpunkt würde den Barwert der Verpflichtung aus betrieblichen Altersversorgungsplänen in Deutschland um 1.260 Mio. € (Vorjahr: 1.175 Mio. €) reduzieren bzw. um 1.617 Mio. € (Vorjahr: 1.518 Mio. €) erhöhen. Die gleiche Variation der Gehalts- oder der Rentensteigerungsrate um einen halben Prozentpunkt würde den Barwert der Verpflichtung um 253 Mio. € oder 1.007 Mio. € (Vorjahr: 283 Mio. € oder 1.061 Mio. €) erhöhen bzw. um 238 Mio. € oder 900 Mio. € (Vorjahr: 266 Mio. € oder 948 Mio. €) reduzieren. Bei den Konzerngesellschaften in Großbritannien würde eine solche Veränderung des Abzinsungsfaktors den Barwert der Verpflichtung um 461 Mio. € (Vorjahr: 458 Mio. €) reduzieren bzw. um 520 Mio. € erhöhen (Vorjahr: 519 Mio. €). Die gleiche Veränderung der Gehalts- oder Rentensteigerungsrate würde den Barwert der Verpflichtung um 61 Mio. € oder 365 Mio. € (Vorjahr: 64 Mio. € oder 367 Mio. €) erhöhen bzw. um 53 Mio. € oder 327 Mio. € (Vorjahr: 55 Mio. € oder 327 Mio. €) reduzieren. Eine Erhöhung der Lebenserwartung um ein Jahr würde den Barwert der Verpflichtungen in Deutschland um 708 Mio. € (Vorjahr: 773 Mio. €) und in Großbritannien um 226 Mio. € (Vorjahr: 209 Mio. €) erhöhen. Die Sensitivitätsanalysen basieren auf der Änderung jeweils einer Annahme, wobei alle anderen Annahmen konstant gehalten werden. Die Realität wird wahrscheinlich davon abweichen. Die Methoden zur Berechnung der zuvor genannten Sensitivitäten und zur Berechnung der Pensionsrückstellung stimmen überein. Die Abhängigkeit der Pensionsrückstellungen vom Marktzinsniveau wird durch einen gegenläufigen Effekt begrenzt. Hintergrund ist, dass die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen überwiegend fondsgedeckt sind und das Planvermögen zum großen Teil negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert. Deshalb schlagen sich rückläufige Marktzinsen typischerweise in einem Anstieg des Planvermögens nieder und umgekehrt. Im Geschäftsjahr 2016 werden voraussichtlich 615 Mio. € (Vorjahr: 570 Mio. €) in leistungsorientierte Pläne eingezahlt. scroll
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Inkl. Verrechnung versicherungsmathematischer
Gewinne und Verluste gemäß IAS 19.127 Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Bei der Ermittlung der langfristigen Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich werden in einem ersten Schritt die voraussichtlichen Ausgaben mit Preisen zum Bilanzstichtag erhoben. Dann werden diese geschätzten Ausgaben dem Jahr der Erfüllung der Verpflichtung zugeordnet. Im nächsten Schritt werden die künftig erwarteten Ausgaben mit einer rückstellungsspezifischen Eskalationsrate inflationiert. In der Eskalationsrate sind sowohl künftig erwartete Preissteigerungen als auch ein Risikozuschlag berücksichtigt. Schließlich werden die eskalierten Ausgaben mit einem fristenadäquaten Diskontierungszinssatz abgezinst. Aufgrund der Langfristigkeit der Verpflichtung werden sowohl die Eskalationsrate als auch der Diskontierungszinssatz als Durchschnittswerte über einen langen Vergleichszeitraum in der Vergangenheit ermittelt. Da sich die Inflationsentwicklung sowohl auf die Erfüllungsbeträge als auch auf das Zinsniveau auswirkt, ergibt sich durch diese Vorgehensweise ein konsistenter rückstellungsspezifischer Realabzinsungssatz als Differenz von Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden für die Kernkraftwerke Biblis A und B, Mülheim-Kärlich, Emsland und Lingen in voller Höhe angesetzt und für das Kernkraftwerk Gundremmingen A, B und C entsprechend dem RWE-Anteil an den Kernenergieverpflichtungen mit 75%. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Nach heutigem Stand der Planung werden sie zum großen Teil im Zeitraum von 2020 bis 2050 in Anspruch genommen. Der Rest verteilt sich auf weitere 50 Jahre. Aufgrund der Entwicklung der langfristigen Kapitalmarktzinsen wurde der Diskontierungszinssatz von 4,6 auf 4,5% gesenkt. Die Eskalationsrate, die erwartete Preissteigerungen sowie einen Risikozuschlag widerspiegelt, verringerte sich in gleichem Maße von 3,7 auf 3,6%. Der kernenergiespezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, blieb daher mit 0,9% unverändert. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 210 Mio. € verringern (erhöhen). Mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens werden mit dem Barwert zugeführt. Im Berichtsjahr waren dies 62 Mio. € (Vorjahr: 50 Mio. €). Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 185 Mio. € (Vorjahr: 323 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass jüngste Schätzungen per saldo zu einer Verringerung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Die Zuführung zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich besteht ferner vor allem aus dem jährlichen Zinsanteil in Höhe von 461 Mio. € (Vorjahr: 458 Mio. €). Von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen in Höhe von 856 Mio. € (Vorjahr: 820 Mio. €) abgesetzt, die im Wesentlichen an das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) für die Errichtung der Endlager entrichtet worden sind. Im Geschäftsjahr 2015 wurden im Rahmen der Entsorgung im Kernenergiebereich für die Stilllegung von Kernkraftwerken Rückstellungen in Höhe von 130 Mio. € (Vorjahr: 138 Mio. €) in Anspruch genommen. Hierfür waren Stilllegungs- und Rückbaukosten in entsprechender Höhe aktiviert worden, und zwar bei den Anschaffungskosten für die betreffenden Kernkraftwerke. Das Atomgesetz (AtG) verpflichtet RWE dazu, radioaktive Reststoffe sowie ausgebaute oder abgebaute radioaktive Anlagenteile schadlos zu verwerten oder als radioaktive Abfälle geordnet zu beseitigen (direkte Endlagerung). Danach gliedern sich die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich wie folgt: scroll
Im Auftrag des Kernkraftwerksbetreibers bewertet die international renommierte NIS Ingenieurgesellschaft mbH (NIS), Alzenau, jährlich die voraussichtlichen Stilllegungs- und Abbaukosten für die Kernkraftwerke. Die Kosten werden anlagenspezifisch ermittelt. Die Stilllegung umfasst alle Tätigkeiten nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs des Kernkraftwerks bis zur Entlassung des Kraftwerksstandorts aus dem Regelungsbereich des Atomgesetzes. Der eigentliche Rückbau beginnt im Anschluss an eine mehrjährige Nachbetriebsphase, in der die Brennelemente, die Betriebsmedien und die radioaktiven Betriebsabfälle aus der Anlage entfernt und die Rückbauplanung und das Genehmigungsverfahren abgeschlossen werden. Die Rückbautätigkeiten umfassen im Wesentlichen den Abbau der Einrichtungen, das Entfernen der radioaktiven Kontamination aus den Gebäudestrukturen, den Strahlenschutz, die behördliche Begleitung der Abbaumaßnahmen und des Restbetriebs sowie die Entsorgung der radioaktiven Abfälle. Hierzu gehören die verschiedenen Verfahren der Abfallkonditionierung nach den derzeit geltenden Endlagerungsbedingungen, das Verpacken der Abfälle in Behälter, die Zwischenlagerung und alle notwendigen Transporte. Die Rückstellung für die Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen umfasst auch die Kosten für die Endlagerung der radioaktiven Stilllegungsabfälle. Als Endlager für Abfälle mit geringer Wärmeentwicklung, sogenannte schwach- und mittelradioaktive Abfälle, ist der Schacht Konrad vorgesehen. Die Kalkulation der Endlagerkosten basiert auf den aktuellen Kostenschätzungen der für die Errichtung des Endlagers zuständigen Behörde BfS. Sie umfasst die noch ausstehenden Arbeiten zur Errichtung des Lagers, den Betrieb und die spätere Stilllegung. Durch die jährliche Aktualisierung der Endlagerkosten bzw. der Stilllegungsgutachten ist sichergestellt, dass die jeweiligen Preisentwicklungen und Erfahrungen aus den laufenden Rückbauprojekten in die Kostenschätzungen einfließen. Bei der Entsorgung von Kernbrennelementen ist zwischen dem Entsorgungspfad Wiederaufarbeitung und der direkten Endlagerung hochradioaktiver Abfälle zu unterscheiden. Die Kostenschätzungen basieren auf Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und anderen Entsorgungsunternehmen. Außerdem liegen ihnen Konzepte interner und externer Experten zugrunde, insbesondere der GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH mit Sitz in Essen. Die Entsorgung durch Wiederaufarbeitung beinhaltet die zu erwartenden restlichen Kosten für die Wiederaufarbeitung, die Rücknahme der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle und für deren Zwischenlagerung sowie die Mehrkosten für die Verwertung von Uran und Plutonium aus der Wiederaufarbeitung. Unter der sogenannten direkten Endlagerung sind zum einen die Kosten für die Anschaffung der Transport- und Zwischenlagerbehälter sowie die Kosten für die Zwischenlagerung von abgebrannten Brennelementen erfasst. Weiterhin werden die Beträge für die Transporte der abgebrannten Brennelemente und ihre endlagergerechte Konditionierung berücksichtigt. Darüber hinaus gehen in die Position "Entsorgung von Kernbrennelementen" auch die Kosten der Endlagerung wärmeentwickelnder Abfälle ein. Neben den Kosten für die Erkundung, die Errichtung, den Betrieb und die Stilllegung des Endlagers, die anhand von Angaben des BfS kalkuliert werden, sind ferner auch die im Standortauswahlgesetz festgelegten Kosten eines erneuten Standortauswahlverfahrens für ein solches Endlager enthalten. In der Position "Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle" sind im Wesentlichen die Kosten für die Behandlung der radioaktiven Betriebsabfälle erfasst. Darin enthalten sind Aufwendungen für Konditionierung, Behälter, Zwischenlagerung und die jeweiligen Transporte. In der Position sind außerdem die Kosten für die Endlagerung der radioaktiven Betriebsabfälle berücksichtigt. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern: scroll
Die Rückstellungen für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfassen - soweit sie sich auf die Entsorgung von Brennelementen beziehen - vor allem die langfristig zu erwartenden Kosten für Transporte zur Konditionierungsanlage bzw. zum Endlager sowie die Kosten für die endlagergerechte Konditionierung und die Kosten der Behälter. Hinsichtlich der Stilllegung von Kernkraftwerken enthalten sie die Kosten für den Restbetrieb der laufenden Anlagen und für den Rückbau. Ferner sind die gesamten Kosten für die Endlagerung radioaktiver Abfälle unter der Position erfasst. Für die Endlagerung der Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung sowie der wärmeentwickelnden Abfälle ist gemäß § 9a Abs. 3 Satz 1 AtG der Bund verantwortlich. Diese Aufgabe wird vom BfS übernommen. Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen betrifft sämtliche Verpflichtungen zur Entsorgung von Brennelementen und radioaktiven Abfällen sowie zur Stilllegung von Kernkraftwerken, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist. Sie beinhaltet die zu erwartenden restlichen Kosten für die Wiederaufarbeitung, die Rücknahme und Zwischenlagerung der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle sowie die Mehrkosten für die Verwertung von Uran und Plutonium aus der Wiederaufarbeitung. Die Kosten ergeben sich aus bestehenden Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und mit der GNS. Daneben sind die Kosten für die Transporte und die standortnahe Zwischenlagerung von abgebrannten Brennelementen im Rahmen der direkten Endlagerung berücksichtigt. Weiterhin werden hier die Beträge für die Konditionierung und Zwischenlagerung radioaktiver Betriebsabfälle sowie die Restbetriebskosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen erfasst. Auch die bergbaubedingten Rückstellungen sind größtenteils langfristig. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon wird über die kontinuierliche Rekultivierung der Tagebauflächen bis 2045 hinaus ein Großteil der Inanspruchnahmen zur Wiedernutzbarmachung der Braunkohlentagebaue für den Zeitraum von 2045 bis 2100 erwartet. Der Diskontierungszinssatz wurde im Jahr 2015 marktzinsbedingt von 4,6 auf 4,5% gesenkt. Die Eskalationsrate verringerte sich im gleichen Maße von 3,3 auf 3,2%, sodass der bergbauspezifische Realabzinsungssatz mit 1,3% unverändert blieb. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 70 Mio. € verringern (erhöhen). Im Berichtsjahr sind den bergbaubedingten Rückstellungen für mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens 116 Mio. € (Vorjahr: 68 Mio. €) zugeführt worden. Davon wurden 50 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert. Weitere Zuführungen von 37 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass aktuelle Schätzungen per saldo zu einer Erhöhung der erwarteten Kosten der Wiedernutzbarmachung geführt haben. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 109 Mio. € (Vorjahr: 102 Mio. €). Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Die Rückstellungen für Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften. (25) Finanzverbindlichkeitenscroll
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Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender
Hybridanleihen Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 15.346 Mio. € (Vorjahr: 14.594 Mio. €) verzinslich. Die ausstehenden Anleihen sind im Wesentlichen von der RWE AG, der RWE Finance B.V. oder der RWE Finance II B.V. begeben worden. Im Februar 2015 wurde eine sechsjährige Anleihe mit einem Buchwert von 1.801 Mio. € und einem Kupon von 5% p. a. fällig. Im April 2015 hat die RWE AG zwei Hybridanleihen über insgesamt 1.250 Mio. € mit einer Laufzeit bis 2075 begeben. Die erste Hybridanleihe über 700 Mio. € kann erstmals im Jahr 2020 von der RWE AG gekündigt werden; die zweite Hybridanleihe über 550 Mio. € erstmals 2025. Die Kupons betragen 2,75% p. a. bzw. 3,5% p. a. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Im Juli 2015 hat die RWE AG eine Hybridanleihe über 500 Mio. US$ mit einem Kupon über 6,625% p. a. und einer Laufzeit von 60 Jahren begeben, die erstmals im März 2026 gekündigt werden kann. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen RWE-Anleihen, wie sie sich zum 31. Dezember 2015 darstellten: scroll
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Abzüglich zurückgekaufter Teile der Anleihe Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten: scroll
Von den Finanzverbindlichkeiten sind 56 Mio. € (Vorjahr: 41 Mio. €) durch Grundpfandrechte und 8 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €) durch ähnliche Rechte gesichert. (26) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und LeistungenÄnderungen des Konsolidierungskreises minderten die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen um 15 Mio. €. (27) Übrige Verbindlichkeitenscroll
Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die übrigen Verbindlichkeiten um 67 Mio. €. Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfielen 1.395 Mio. € (Vorjahr: 1.200 Mio. €) auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. Sonstige Angaben(28) Ergebnis je AktieDas unverwässerte und das verwässerte Ergebnis je Aktie ergeben sich, indem der den RWE-Aktionären zustehende Teil des Nettoergebnisses durch die durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Auf Stammaktien und auf Vorzugsaktien entfällt das gleiche Ergebnis je Aktie. scroll
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Vorschlag für das Geschäftsjahr 2015 (29) Berichterstattung zu FinanzinstrumentenFinanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten. Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten Börsenkurs, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle rest- bzw. laufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen. Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS 39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert. Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
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Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: scroll
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Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: scroll
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/- 10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 5 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 5 Mio. € führen. Auf die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen: scroll
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Zum Abschlussstichtag lagen im Anwendungsbereich von IFRS 7 überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen in folgender Höhe vor: scroll
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Die finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten lassen sich in Bewertungskategorien mit den folgenden Buchwerten untergliedern: scroll
Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 19.079 Mio. € (Vorjahr: 18.566 Mio. €), der beizulegende Zeitwert auf 20.161 Mio. € (Vorjahr: 21.183 Mio. €). Hiervon entfielen 15.609 Mio. € (Vorjahr: 16.629 Mio. €) auf Stufe 1 und 4.552 Mio. € (Vorjahr: 4.554 Mio. €) auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie. Finanzinstrumente wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Bewertungskategorie mit folgenden Nettoergebnissen gemäß IFRS 7 erfasst: scroll
Das Nettoergebnis gemäß IFRS 7 umfasst im Wesentlichen Zinsen, Dividenden und Ergebnisse aus der Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert. Bei den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten wurden im Berichtsjahr Wertänderungen in Höhe von -47 Mio. € (Vorjahr: 129 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Darüber hinaus wurden ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten in Höhe von 204 Mio. € (Vorjahr: 51 Mio. €) als Ertrag realisiert. Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen: scroll
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Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen, die auch in Form sicherheitsübereigneter Wertpapiere erbracht werden. Der RWE-Konzern ist als international tätiges Versorgungsunternehmen im Rahmen seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Markt-, Kredit- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt. Wir begrenzen diese Risiken durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben. Marktrisiken ergeben sich durch Änderungen von Währungs- und Aktienkursen sowie von Zinssätzen und Commodity-Preisen, die das Ergebnis aus der Geschäftstätigkeit beeinflussen können. Wegen der internationalen Präsenz des RWE-Konzerns kommt dem Management von Wechselkursänderungen große Bedeutung zu. Das britische Pfund und der US-Dollar sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Brennstoffe notieren in diesen beiden Währungen, zudem ist RWE im britischen Währungsraum geschäftlich aktiv. Die Gesellschaften des RWE-Konzerns sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Fremdwährungsrisiken mit der RWE AG zu sichern. Nur die RWE AG selbst darf im Rahmen vorgegebener Limite Fremdwährungspositionen offen halten oder Konzerngesellschaften entsprechende Limite genehmigen. Zinsrisiken resultieren hauptsächlich aus den Finanzschulden und den zinstragenden Anlagen des Konzerns. Gegen negative Wertänderungen aus unerwarteten Zinsbewegungen sichern wir uns fallweise durch originäre und derivative Finanzgeschäfte ab. Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement gesteuert. Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer zentralen Risikomanagement-Software erfasst und von der RWE AG überwacht. Für Commodity-Geschäfte hat die zum Bereich Konzerncontrolling gehörende Abteilung Group Risk Control Richtlinien aufgestellt. Demnach dürfen Derivate zur Absicherung gegen Preisrisiken, zur Optimierung des Kraftwerkseinsatzes und zur Margenerhöhung eingesetzt werden. Darüber hinaus ist der Handel mit Commodity-Derivaten im Rahmen von Limiten erlaubt. Die Einhaltung dieser Obergrenzen wird täglich überwacht. Risiken aus Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken (Fremdwährungsrisiken, Zinsrisiken, Risiken aus Wertpapieranlagen) werden bei RWE u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk (CFaR) ermittelt. Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen wir das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit innerhalb bestimmter Fristen ergibt. Bei der Berechnung werden historische Preisschwankungen zugrunde gelegt. Bis auf den CFaR werden alle VaR-Angaben mit einem Konfidenzintervall von 95% und einer Haltedauer von einem Tag ermittelt. Für den CFaR werden ein Konfidenzintervall von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr unterstellt. RWE unterscheidet bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem RWE-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt. Dieser belief sich zum 31. Dezember 2015 auf 17,0 Mio. € (Vorjahr: 3,3 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2015 bei 0,5 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €). Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2015 bei unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €). Er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl, in die auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen eingehen. Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im RWE-Portfolio lag zum 31. Dezember 2015 bei 7,1 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €). Zum 31. Dezember 2015 betrug der VaR für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 19,2 Mio. € (Vorjahr: 8,2 Mio. €); er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl. Im Handelsgeschäft der RWE Supply & Trading werden zudem auf monatlicher Basis Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen von Commodity-Preisänderungen auf die Ertragslage zu simulieren und ggf. risikomindernde Maßnahmen zu ergreifen. Bei diesen Tests werden Marktpreiskurven modifiziert und auf dieser Basis eine Neubewertung der Commodity-Position vorgenommen. Abgebildet werden neben historischen Extrempreisszenarien auch realistische fiktive Preisszenarien. Falls Stresstests interne Schwellen überschreiten, werden diese Szenarien genauer hinsichtlich ihrer Wirkung und Wahrscheinlichkeit analysiert und ggf. risikomindernde Maßnahmen erwogen. Die Commodity-Risiken der stromerzeugenden Konzerngesellschaften werden gemäß Konzernvorgaben basierend auf der verfügbaren Marktliquidität zu Marktpreisen auf das Segment Trading/Gas Midstream übertragen und dort gesichert. Entsprechend der Vorgehensweise bei z. B. langfristigen Investitionen können Commodity-Risiken aus langfristigen Positionen oder aus Positionen, die sich aufgrund ihrer Größe bei gegebener Marktliquidität noch nicht absichern lassen, nicht über das VaR-Konzept gesteuert und deshalb nicht in den VaR-Werten berücksichtigt werden. Über die noch nicht übertragenen offenen Erzeugungspositionen hinaus sind die Konzerngesellschaften gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten. Zu den wichtigsten Instrumenten zur Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate als Sicherungsgeschäft orientiert sich an der Laufzeit der jeweiligen Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen betragen die Laufzeiten bis zu 23 Jahre. Alle derivativen Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Interpretation ihrer positiven und negativen beizulegenden Zeitwerte ist zu beachten, dass den Finanzinstrumenten - außer beim Handel mit Commodities - i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 dienen in erster Linie zur Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Risiken aus Fremdwährungsposten, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften. Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken bei festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten zu begrenzen. Die festverzinslichen Instrumente sollen in variabel verzinsliche Instrumente transformiert und dadurch soll ihr beizulegender Zeitwert gesichert werden. Als Sicherungsinstrumente dienen Zinsswaps und Zins-Währungs-Swaps. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf 42 Mio. € (Vorjahr: -11 Mio. €). Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte entstanden im Berichtsjahr Gewinne von 13 Mio. € (Vorjahr: 27 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten von 12 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €) führten. Beides ist im Finanzergebnis erfasst. Cash Flow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Fremdwährungs- und Preisrisiken aus künftigen Umsätzen und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Änderungen des Fair Value der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, im Other Comprehensive Income berücksichtigt, und zwar so lange, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Der ineffektive Teil der Wertänderung wird erfolgswirksam erfasst. Bei Realisation des Grundgeschäfts geht der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente betrug zum Abschlussstichtag -1.223 Mio. € (Vorjahr: -1.140 Mio. €). Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden fünf Jahren fällig und ergebniswirksam. Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von -1.075 Mio. € (Vorjahr: -587 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar. Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges in Höhe von -3 Mio. € (Vorjahr: Aufwand von 4 Mio. €) gingen als Ertrag in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 912 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: 209 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Aufwand realisiert. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen, deren Funktionalwährung nicht der Euro ist. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen, Zins-Währungs-Swaps und andere Währungsderivate ein. Ändern sich die Kurse von Währungen, auf die die sichernden Anleihen lauten, oder ändert sich der Fair Value der sichernden Zins-Währungs-Swaps, wird dies in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug zum Abschlussstichtag 1.984 Mio. € (Vorjahr: 1.515 Mio. €), der Zeitwert der Swaps 208 Mio. € (Vorjahr: 241 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von -27 Mio. € als Aufwand (Vorjahr: Ertrag von 36 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Kreditrisiken. Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern mit guter Bonität. Die sich daraus ergebenden Kontrahentenrisiken werden bei Vertragsabschluss geprüft und laufend überwacht. Wir begegnen ihnen durch Festlegung von Limiten für das Handeln mit Geschäftspartnern und ggf. durch Einfordern zusätzlicher Sicherheiten wie z. B. Barsicherheiten. Das Kreditrisiko wird sowohl im Commodity-Bereich als auch im Finanzbereich täglich überwacht. In unserem Vertriebsgeschäft sind wir Kreditrisiken ausgesetzt, weil Kunden möglicherweise ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen. Wir identifizieren solche Risiken durch regelmäßige Analyse der Bonität unserer wesentlichen Kunden und leiten bei Bedarf Gegenmaßnahmen ein. Im Finanz-, Handels- und Vertriebsbereich setzen wir zur Absicherung von Kreditrisiken auch Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen ein. Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich aus den Buchwerten der in der Bilanz angesetzten Forderungen. Soweit sich Ausfallrisiken konkretisieren, werden diese durch Wertberichtigungen erfasst. Bei den Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Risiken können sich auch aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen zugunsten konzernfremder Gläubiger ergeben. Zum 31. Dezember 2015 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 127 Mio. € (Vorjahr: 154 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2015 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 2,0 Mrd. € (Vorjahr: 1,9 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) auf Finanzforderungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen und 1,1 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €) auf sonstige Derivate. Weder im Geschäftsjahr 2015 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen. Liquiditätsrisiken. Die RWE-Konzerngesellschaften refinanzieren sich i. d. R. zentral bei der RWE AG. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2016 werden Kapitalmarktschulden (abzüglich zurückgekaufter Anleiheteile) mit einem Nominalvolumen von rund 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,8 Mrd. €) und Bankschulden in Höhe von 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,4 Mrd. €) fällig. Außerdem sind kurzfristige Schulden zu begleichen. Am 31. Dezember 2015 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 9.959 Mio. € (Vorjahr: 7.581 Mio. €). Zudem konnte die RWE AG am Bilanzstichtag über eine vertraglich vereinbarte ungenutzte syndizierte Kreditlinie von 4 Mrd. € (Vorjahr: 4 Mrd. €) verfügen. Das Commercial-Paper-Programm über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0 Mrd. €) in Anspruch genommen. Darüber hinaus können wir uns im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms über 30 Mrd. € finanzieren; die ausstehenden Anleihen aus diesem Programm summierten sich zum Bilanzstichtag auf 12,4 Mrd. € (Vorjahr: 14,0 Mrd. €). Das mittelfristige Liquiditätsrisiko ist daher als gering einzustufen. Aus den finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 ergeben sich in den nächsten Jahren voraussichtlich die folgenden (nicht diskontierten) Zahlungen: scroll
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Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender
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Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender
Hybridanleihen Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2015 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger über insgesamt 100 Mio. € (Vorjahr: 88 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 27 Mio. € gegeben (Vorjahr: 66 Mio. €), die im Jahr 2016 abrufbar sind. Weitere Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements sind auf Seite 78 ff. im Lagebericht aufgeführt. (30) Eventualschulden und finanzielle VerpflichtungenDas Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2015 auf 714 Mio. € (Vorjahr: 914 Mio. €). Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur: scroll
Für die Beschaffung von Brennstoffen, insbesondere Erdgas und Steinkohle, sind wir langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen eingegangen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2015 auf 42,0 Mrd. € (Vorjahr: 38,5 Mrd. €), wovon 2,2 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 2,3 Mrd. €). Die Gasbeschaffung des RWE-Konzerns basiert größtenteils auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen. Die Konditionen dieser Kontrakte - die Laufzeiten reichen im Einzelfall bis 2036 - werden in gewissen Abständen von den Vertragspartnern nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde. Weiterhin hat RWE langfristige finanzielle Verpflichtungen durch Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2015 auf 7,9 Mrd. € (Vorjahr: 9,1 Mrd. €), davon werden 0,5 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig (Vorjahr: 0,4 Mrd. €). Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. Aus der Mitgliedschaft in verschiedenen Gesellschaften, die u. a. im Zusammenhang mit Kraftwerksobjekten, mit Ergebnisabführungsverträgen und zur Abdeckung des nuklearen Haftpflichtrisikos bestehen, obliegt uns eine gesetzliche bzw. vertragliche Haftung. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung einer Deckungsvorsorge in Höhe von rund 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Haftungsanteil 25,851 % zuzüglich 5% für Schadensabwicklungskosten. Die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. (31) SegmentberichterstattungRWE ist in sieben Segmente untergliedert, die nach regionalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind. Im Segment Konventionelle Stromerzeugung sind im Wesentlichen das deutsche, britische, niederländische und türkische Stromerzeugungsgeschäft, der rheinische Braunkohletagebau und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International gebündelt. Das Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland umfasst im Wesentlichen das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft. Im Segment Vertrieb Niederlande/Belgien berichten wir über das Endkundengeschäft mit Strom und Gas in dieser Region. Entsprechend enthält das Segment Vertrieb Großbritannien den britischen Vertrieb von Strom und Gas. Die zentralost- und südosteuropäischen Netz- und Vertriebsaktivitäten sind gemeinsam mit dem ungarischen Erzeugungsgeschäft im Segment Zentralost-/Südosteuropa zusammengefasst. Die bei RWE Innogy angesiedelte Erzeugung von Strom aus regenerativen Quellen wird im Segment Erneuerbare Energien dargestellt. Im Segment Trading/Gas Midstream sind der Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie das Gas-Midstream-Geschäft angesiedelt. Verantwortet wird es von RWE Supply & Trading, die auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas beliefert. Unter "Sonstige, Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und die RWE AG erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche. Dazu gehören u. a. die konzerninternen Dienstleister RWE Group Business Services, RWE Service, RWE IT und RWE Consulting. scroll
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Davon Konsolidierung Innenumsatz -33.676 Mio.
€ und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.240 Mio. € scroll
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Davon Konsolidierung Innenumsatz -37.870 Mio.
€ und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.452 Mio. € scroll
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Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer Erläuterungen zu den Segmentdaten. Als Innenumsätze des RWE-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden. Das betriebliche Ergebnis wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern dargestellt: scroll
Erträge und Aufwendungen, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind, erschweren die Beurteilung der laufenden Geschäftstätigkeit. Sie werden in das neutrale Ergebnis umgegliedert. Dabei kann es sich u. a. um Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder nicht betriebsnotwendigen langfristigen Vermögenswerten, Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen sowie Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate handeln. Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf Seite 55 des Lageberichts. (32) Angaben zur KapitalflussrechnungDie Kapitalflussrechnung ist nach den Zahlungsströmen aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Der Betrag der flüssigen Mittel in der Kapitalflussrechnung stimmt mit dem in der Bilanz ausgewiesenen Wert überein. Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten. Im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit sind u. a. enthalten:
Mittelveränderungen aus dem Erwerb und der Veräußerung konsolidierter Gesellschaften gehen in den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit ein. Effekte aus Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen werden gesondert gezeigt. Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an RWE-Aktionäre in Höhe von 615 Mio. € (Vorjahr: 615 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 302 Mio. € (Vorjahr: 302 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 153 Mio. € (Vorjahr: 144 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 58 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 170 Mio. € (Vorjahr: 29 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten. Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 22 Mio. € (Vorjahr: 28 Mio. €). (33) Angaben zu KonzessionenZwischen Unternehmen des RWE-Konzerns und Gebietskörperschaften in unseren Versorgungsregionen gibt es eine Reihe von Wegenutzungsverträgen und Konzessionsvereinbarungen, die die Strom-, Gas- und Wasserversorgung betreffen. Im Strom- und Gasgeschäft regeln Wegenutzungsverträge die Nutzung von öffentlichen Verkehrswegen für das Verlegen und den Betrieb von Leitungen, die der allgemeinen Energieversorgung dienen. Die Laufzeit dieser Verträge beträgt i. d. R. 20 Jahre. Nach ihrem Ablauf besteht die gesetzliche Pflicht, die örtlichen Verteilungsanlagen ihrem neuen Betreiber gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung zu überlassen. Mit Wasser-Konzessionsvereinbarungen werden das Recht und die Verpflichtung zur Bereitstellung von Wasser- und Abwasserdienstleistungen, zum Betrieb der dazugehörigen Infrastruktur (z. B. Wasserversorgungsanlagen) und zur Investitionstätigkeit geregelt. Die Konzessionen im Wassergeschäft gelten i. d. R. für einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. (34) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und PersonenIm Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Dazu gehören auch assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. In diese Kategorie fallen insbesondere wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen des RWE-Konzerns. Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten: scroll
Den Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen lagen im Wesentlichen Liefer- und Leistungsbeziehungen zugrunde. Mit Gemeinschaftsunternehmen gab es neben betrieblichen Liefer- und Leistungsbeziehungen auch finanzielle Verflechtungen. Aus verzinslichen Ausleihungen an Gemeinschaftsunternehmen resultierten im Berichtsjahr Erträge in Höhe von 4 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 177 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 156 Mio. €). Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen; das heißt, die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 352 Mio. € (Vorjahr: 304 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 107 Mio. € (Vorjahr: 135 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.293 Mio. € (Vorjahr: 1.212 Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des Lageberichts. Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 11.373 Tsd. € (Vorjahr: 11.150 Tsd. €) zuzüglich Dienstzeitaufwand für Pensionen in Höhe von 581 Tsd. € (Vorjahr: 475 Tsd. €). Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2015 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 8.868 Tsd. € (Vorjahr: 9.151 Tsd. €). Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 755 Tsd. € (Vorjahr: 249 Tsd. €) ausgezahlt sowie im Rahmen des Beat (Tranche 2015) mit einem Ausgabezeitwert von 1.750 Tsd. € zugeteilt (im Vorjahr für die Beat-Tranche 2014: 1.750 Tsd. €). Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2015 auf 2.720 Tsd. € (Vorjahr: 2.729 Tsd. €). Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 265 Tsd. € (Vorjahr: 217 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften. Die Auszahlung der Vergütungen erfolgt entsprechend der dienstvertraglichen Regelungen. Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Für einen Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat besteht ein Mitarbeiterdarlehen aus der Zeit vor der Organzugehörigkeit. Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 11.634 Tsd. € (Vorjahr: 12.494 Tsd. €), davon 1.229 Tsd. € (Vorjahr: 2.016 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 153.100 Tsd. € (Vorjahr: 171.481 Tsd. €). Davon entfielen 13.978 Tsd. € (Vorjahr: 22.663 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften. Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 177 ff. aufgeführt. (35) Honorare des AbschlussprüfersRWE hat für Dienstleistungen, die der Abschlussprüfer des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC) und Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks erbrachten, folgende Honorare als Aufwand erfasst: scroll
Die Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen. Zu den anderen Bestätigungsleistungen, die vergütet wurden, zählen die prüferische Durchsicht von Zwischenfinanzberichten, die Prüfung des internen Kontrollsystems (hier vor allem von IT-Systemen), (36) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGBDie folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2015 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht:
Due-Diligence-Prüfungen und Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen und in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. (37) Ereignisse nach dem BilanzstichtagAusführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Lagebericht. (38) Erklärung gemäß § 161 AktGFür die RWE AG und ihre börsennotierten deutschen Tochterunternehmen sind die nach § 161 AktG vorgeschriebenen Erklärungen zum Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG bzw. ihrer börsennotierten deutschen Tochterunternehmen dauerhaft und öffentlich zugänglich gemacht worden.
Essen, 22. Februar 2016 Der Vorstand Terium Schmitz Günther Tigges 3.7 AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS)Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 a I) HGB zum 31.12.2015scroll
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3.8 ORGANE (TEIL DES ANHANGS)Stand: 23. Februar 2016AufsichtsratDr. Manfred SchneiderKöln Vorsitzender Geburtsjahr: 1938 Mitglied seit: 10. Dezember 1992 Mandate: • Linde AG (Vorsitz) Frank Bsirske1Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: • Deutsche Bank AG • Deutsche Postbank AG • IBM Central Holding GmbH - KfW Bankengruppe Reiner Böhle1Witten Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Deutschland Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Mandate: • RWE Deutschland AG Dr. Werner BrandtBad Homburg Unternehmensberater, ehem. Mitglied des Vorstands der SAP SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Deutsche Lufthansa AG • OSRAM Licht AG • ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) - Qiagen N.V. (Vorsitz) - bis 21. Juni 2016 - Dieter Faust1Eschweiler Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1958 Mitglied seit: 1. August 2005 Mandate: • RWE Generation SE • RWE Power AG Roger GraefBollendorf Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Geburtsjahr: 1943 Mitglied seit: 20. April 2011 Arno Hahn1Waldalgesheim Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 1. Juli 2012 Mandate: • RWE Vertrieb AG Manfred Holz1Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: • RWE Generation SE Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter KeitelEssen Vizepräsident des Bundesverbands der Deutschen Industrie Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Airbus Defence and Space GmbH • National-Bank AG • ThyssenKrupp AG • Voith GmbH (Vorsitz) - Airbus Group SE Frithjof KühnSankt Augustin Landrat a. D. Geburtsjahr: 1943 Mitglied seit: 1. Februar 2010 Hans Peter Lafos1Bergheim Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung, ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Landesbezirk NRW Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 28. Oktober 2009 Mandate: • GEW Köln AG • RWE Generation SE • RWE Power AG Christine Merkamp1Köln NWoW Engine Expert Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2011 Dagmar MühlenfeldMülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: • RW Holding AG Dagmar Schmeer1Saarbrücken Referentin Netzservice der VSE Verteilnetz GmbH Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 9. August 2006 Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. SchulzKrefeld Ehem. Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG Geburtsjahr: 1941 Mitglied seit: 13. April 2006 Mandate: • MAN SE • MAN Truck & Bus AG Dr. Wolfgang SchüsselWien Bundeskanzler a. D. Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: - Bertelsmann Stiftung Ullrich SierauDortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: • Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz) • Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) • KEB Holding AG (Vorsitz) - Klinikum Dortmund gGmbH (Vorsitz) - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH - Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG - Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski1Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG • KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH • Lanxess AG • Lanxess Deutschland GmbH • RAG AG • RAG Deutsche Steinkohle AG • RWE Generation SE • RWE Power AG Dr. Dieter ZetscheStuttgart Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG Geburtsjahr: 1953 Mitglied seit: 16. Juli 2009 Leonhard Zubrowski1Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Generation Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • RWE Generation SE
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Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden
Aufsichtsräten Ausschüsse des AufsichtsratsPräsidium des AufsichtsratsDr. Manfred Schneider (Vorsitz) Reiner Böhle Frank Bsirske Manfred Holz Dagmar Mühlenfeld Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestGDr. Manfred Schneider (Vorsitz) Frank Bsirske Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Ralf Sikorski PersonalausschussDr. Manfred Schneider (Vorsitz) Reiner Böhle Frank Bsirske Dieter Faust Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Frithjof Kühn PrüfungsausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Dieter Faust Arno Hahn Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Ullrich Sierau Ralf Sikorski NominierungsausschussDr. Manfred Schneider (Vorsitz) Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Frithjof Kühn Ausschuss Börsengang NeugesellschaftDr. Manfred Schneider (Vorsitz) Reiner Böhle Dr. Werner Brandt Frank Bsirske Manfred Holz Dagmar Mühlenfeld Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski VorstandPeter Terium (Vorstandsvorsitzender)Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012, bestellt bis zum 28. Februar 2021 Mandate: • RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz) Dr. Rolf Martin Schmitz (Stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Vorstand Operative Steuerung)Stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 31. Januar 2019 Mandate: • RheinEnergie AG • RWE Deutschland AG (Vorsitz) • RWE Generation SE (Vorsitz) • RWE Power AG (Vorsitz) • TÜV Rheinland AG - Essent N.V. - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH - KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG Dr. Bernhard Günther (Finanzvorstand)Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012, bestellt bis zum 30. Juni 2017 Mandate: • RWE Deutschland AG • RWE Generation SE • RWE IT GmbH (Vorsitz) Uwe Tigges (Personalvorstand und Arbeitsdirektor)Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Januar 2013, bestellt bis zum 31. Dezember 2020 Mandate: • Amprion GmbH • RWE Group Business Services GmbH (Vorsitz) • RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz) • RWE Service GmbH (Vorsitz) - VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e.V.
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Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden
Aufsichtsräten 3.9 BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERSAn die RWE Aktiengesellschaft, EssenVermerk zum KonzernabschlussWir haben den beigefügten Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung, Bilanz, Kapitalflussrechnung, Veränderung des Eigenkapitals und Anhang für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 -geprüft. Verantwortung des Vorstands für den KonzernabschlussDer Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung dieses Konzernabschlusses. Diese Verantwortung umfasst, dass dieser Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften aufgestellt wird und unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Der Vorstand ist auch verantwortlich für die internen Kontrollen, die er als notwendig erachtet, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Verantwortung des AbschlussprüfersUnsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage unserer Prüfung ein Urteil zu diesem Konzernabschluss abzugeben. Wir haben unsere Abschlussprüfung in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Danach haben wir die Berufspflichten einzuhalten und die Abschlussprüfung so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der Konzernabschluss frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Eine Abschlussprüfung umfasst die Durchführung von Prüfungshandlungen, um Prüfungsnachweise für die im Konzernabschluss enthaltenen Wertansätze und sonstigen Angaben zu erlangen. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Abschlussprüfers. Dies schließt die Beurteilung der Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss ein. Bei der Beurteilung dieser Risiken berücksichtigt der Abschlussprüfer das interne Kontrollsystem, das relevant ist für die Aufstellung eines Konzernabschlusses, der ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt. Ziel hierbei ist es, Prüfungshandlungen zu planen und durchzuführen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit des internen Kontrollsystems des Konzerns abzugeben. Eine Abschlussprüfung umfasst auch die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden und der Vertretbarkeit der von dem Vorstand ermittelten geschätzten Werte in der Rechnungslegung sowie die Beurteilung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen. PrüfungsurteilGemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des Konzernabschlusses zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2015 sowie der Ertragslage für das an diesem Stichtag endende Geschäftsjahr. Vermerk zum KonzernlageberichtWir haben den beigefügten Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 geprüft. Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit den nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften. Wir haben unsere Prüfung in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB und unter Beachtung der für die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Danach ist die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der zusammengefasste Lagebericht mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Abschlussprüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des zusammengefassten Lageberichts zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung des Konzernabschlusses und zusammengefassten Lageberichts gewonnenen Erkenntnisse steht der zusammengefasste Lagebericht 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.
Essen, den 23. Februar 2016 PricewaterhouseCoopers Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer FÜNFJAHRESÜBERSICHTscroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges
Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56 scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen scroll
IMPRESSUMRWE AktiengesellschaftOpernplatz 1 45128 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail contact@rwe.com Investor Relations:Telefon +49 201 12-15025 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail invest@rwe.com Konzernkommunikation:Telefon +49 201 12-15250 Telefax +49 201 12-15094 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 8. März 2016 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. Satz und Produktion:CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf Fotografie:Jörg Mettlach, RWE Lektorat:Textpertise Heike Virchow, Hamburg Anne Fries | Lektorat & Übersetzungen, Düsseldorf Druck:D+L Printpartner GmbH, Bocholt RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V. Zukunftsbezogene Aussagen. Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie die wirtschaftliche und politische Entwicklung beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichts zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, so können die tatsächlichen von den erwarteten Ergebnissen abweichen. Eine Gewähr können wir für diese Angaben daher nicht übernehmen. Internetverweise. Inhalte von Internetseiten, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB. Weitere InformationenFINANZKALENDERscroll
Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. RWE Aktiengesellschaft Opernplatz 1 45128 Essen T +49 201 12-00 F +49 201 12-15199 I www.rwe.com CORPORATE GOVERNANCEEine verantwortungsvolle Führung und Kontrolle zählt zu den Eckpfeilern des langfristigen Erfolgs eines Unternehmens. Unser Leitbild ist der Deutsche Corporate Governance Kodex in seiner jeweils aktuellen Fassung. Den aktuellen Empfehlungen des Kodex entsprechen wir uneingeschränkt - und stärken damit das Vertrauen, das uns Anleger, Kunden, Mitarbeiter und Öffentlichkeit entgegenbringen.Der Deutsche Corporate Governance Kodex. Der Begriff Corporate Governance bezeichnet den Ordnungsrahmen für die Leitung und Überwachung von Unternehmen. Dieser muss nach breiter Auffassung darauf ausgerichtet sein, dass Vorstand und Aufsichtsrat im Einklang mit den Prinzipien der sozialen Marktwirtschaft für den Bestand des Unternehmens und seine nachhaltige Wertschöpfung sorgen. Empfehlungen und Anregungen, wie dieser Anspruch bei der Führung und Kontrolle von Unternehmen umgesetzt werden kann, sind im Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) zusammengefasst. Der Kodex, an dem auch wir uns orientieren, soll das Vertrauen von Anlegern, Kunden, Mitarbeitern und Öffentlichkeit in deutsche börsennotierte Unternehmen stärken. Vorgelegt wird er von der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex: Sie hat ihn in erster Fassung im Februar 2002 bekannt gemacht. Seitdem überprüft sie den Kodex Jahr für Jahr vor dem Hintergrund nationaler und internationaler Entwicklungen und passt ihn bei Bedarf an. Im vergangenen Jahr hat die Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex am 5. Mai 2015 eine Kodexanpassung mit dem Themenschwerpunkt "Professionalisierung der Aufsichtsratsarbeit" beschlossen, über deren Umsetzung bei RWE wir im Folgenden berichten. Die aktuelle Fassung des Kodex ist am 12. Juni 2015 im Bundesanzeiger veröffentlicht worden. Regelgrenze für die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat. Gemäß der neuen Empfehlung in Ziffer 5.4.1 Abs. 2 Satz 1 DCGK soll der Aufsichtsrat künftig eine Regelgrenze für die Dauer der Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat festlegen. Hierdurch soll eine stetige Erneuerung des Gremiums sichergestellt werden. Der Aufsichtsrat hat mit Beschluss vom 11. Dezember 2015 festgelegt, dass bei den Vorschlägen an die Wahlgremien darauf geachtet werden soll, dass die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat für eine ausreichende Anzahl von Kandidaten einen Zeitraum von 15 Jahren nicht überschreitet. Er hat zugleich klargestellt, dass die Wählbarkeit der Arbeitnehmervertreter dadurch rechtlich nicht eingeschränkt wird. Zudem hat der Aufsichtsrat beschlossen, dass Kandidaten insbesondere zur Sicherung wertvoller Erfahrungen aus der Aufsichtsratsarbeit bei RWE oder zur Erfüllung anderer Diversity-Ziele auch dann nominiert werden können, wenn damit die Regelzugehörigkeitsdauer überschritten wird. Der Aufsichtsrat erfüllt diese Vorgabe bereits in seiner derzeitigen Zusammensetzung. Lediglich ein Mitglied ist länger als 15 Jahre im Gremium vertreten. Bei der betroffenen Person ist dies dadurch gerechtfertigt, dass der Aufsichtsrat in besonderem Maße von der Erfahrung dieses Mitglieds profitiert hat. Zeitaufwand für die Aufsichtsratsarbeit. Gemäß der neuen Empfehlung in Ziffer 5.4.1 Abs. 4 DCGK soll sich der Aufsichtsrat bei seinen Vorschlägen zur Wahl neuer Aufsichtsratsmitglieder beim jeweiligen Kandidaten vergewissern, dass er den zu erwartenden Zeitaufwand erbringen kann. Das vom Aufsichtsrat verabschiedete Anforderungsprofil für den Aufsichtsrat von RWE sah schon bisher vor, dass vor einem Nominierungsvorschlag hinreichende Gewissheit bestehen soll, dass der vorgeschlagene Kandidat genug Zeit hat, um das Aufsichtsratsmandat mit der gebotenen Intensität und Sorgfalt wahrnehmen zu können. Der Aufsichtsrat hat die Kodexänderung zum Anlass genommen, mit Beschluss vom 18. September 2015 im Anforderungsprofil nunmehr ausdrücklich festzulegen, dass ein Mitglied des Nominierungsausschusses vor dem Wahlvorschlag ein persönliches Gespräch mit dem jeweiligen Kandidaten führt, in dem es sich vergewissert, dass dieser die zeitlichen Anforderungen erfüllen kann. Dies entspricht der bereits in der Vergangenheit geübten Praxis bei RWE. Berichterstattung über die Sitzungsteilnahme. Die geänderte Empfehlung in Ziffer 5.4.7 DCGK sieht vor, dass im Bericht des Aufsichtsrats vermerkt werden soll, falls ein Mitglied des Aufsichtsrats in einem Geschäftsjahr nur an der Hälfte oder weniger der Sitzungen des Aufsichtsrats und der Ausschüsse, denen es angehört, teilgenommen hat. Für 2015 war ein solcher Vermerk bei RWE nicht erforderlich. Zur weiteren Steigerung der Transparenz der Aufsichtsratsarbeit weisen wir gleichwohl im Bericht des Aufsichtsrats für das vergangene Geschäftsjahr erstmalig die Teilnahme der Aufsichtsratsmitglieder an den Sitzungen individualisiert aus (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 9). Umsetzung der Diversity-Ziele. Gemäß Ziffer 5.4.1 DCGK soll der Aufsichtsrat nicht nur konkrete Ziele für seine Zusammensetzung benennen, sondern über die Zielsetzung und den Stand der Umsetzung auch im Corporate-Governance-Bericht informieren. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat im Dezember 2011 ein Anforderungsprofil für Mitglieder des Gremiums verabschiedet und seitdem fortlaufend aktualisiert. Über die darin formulierten Zielsetzungen im Hinblick auf die soziale Vielfalt (Diversity) haben wir in früheren Corporate-Governance-Berichten informiert. Neu hinzugekommen ist nunmehr die vorgenannte Regelgrenze für die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat von 15 Jahren. Im Jahr 2015 gab es keine Änderungen in der Besetzung des Aufsichtsrats der RWE AG, so dass es keine Änderungen in Bezug auf den bereits berichteten Stand der Umsetzung unserer sonstigen Diversity-Ziele gibt. Directors' Dealings und mögliche Interessenkonflikte. Ein Kernelement guter Corporate Governance ist Transparenz. Sie ist gerade dann unverzichtbar, wenn Transaktionen des Vorstands zu Interessenkonflikten führen können. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats haben uns keine solchen Interessenkonflikte gemeldet. Darüber hinaus wurden keine Verträge zwischen Mitgliedern des Aufsichtsrats und der RWE AG geschlossen. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats sind verpflichtet, uns über Erwerbe und Veräußerungen von RWE-Aktien zu informieren. Für 2015 wurden uns Käufe und Verkäufe gemeldet. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie ein Viertel ihrer Festvergütung - sofern diese nicht abgeführt wird - zum Erwerb von RWE-Aktien einsetzen und die Anteile während ihrer Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat halten. Auf die Erfüllung dieser Selbstverpflichtung entfällt der Großteil der Aktienkäufe dieser Personengruppe. Sämtliche uns gemeldeten Aktiengeschäfte von Vorstands- und Aufsichtsratsmitgliedern sind durch Mitteilungen gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz bekannt gemacht worden. Wir haben europaweit darüber informiert. Die direkt oder indirekt von den Mitgliedern des Vorstands oder Aufsichtsrats gehaltenen RWE-Aktien und sich darauf beziehenden Finanzinstrumente machen in Summe weniger als 1 % des Aktienkapitals der RWE AG aus. Weitergehende Informationen. Über unsere Corporate-Governance-Praxis informieren wir im Internet unter www.rwe.com/corporate-governance. Hier finden Sie auch unsere Satzung, die Geschäftsordnungen des Aufsichtsrats und des Vorstands, den RWE-Verhaltenskodex, sämtliche Corporate-Governance-Berichte und Entsprechenserklärungen sowie die Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB. Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE Aktiengesellschaft geben nach pflichtgemäßer Prüfung die folgende Erklärung ab: Die RWE Aktiengesellschaft entspricht den vom Bundesministerium der Justiz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers am 12. Juni 2015 bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex vollumfänglich.
Essen, 3. März 2016 RWE Aktiengesellschaft Für den Aufsichtsrat Dr. Manfred Schneider Peter Terium Für den Vorstand Dr. Rolf Martin Schmitz |
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