 RWE AktiengesellschaftEssenJahresabschluss 2016Jahresabschlussder RWE AGDer Jahresabschluss und der Lagebericht der RWE AG für das Geschäftsjahr 2016 werden beim Betreiber des Bundesanzeigers (Bundesanzeiger Verlag GmbH, Köln) elektronisch eingereicht und im Bundesanzeiger bekannt gemacht. Der Lagebericht der RWE AG ist mit dem Lagebericht des Konzerns zusammengefasst; er ist in unserem Geschäftsbericht auf den Seiten 17 bis 89 veröffentlicht. Bilanz zum 31. Dezember 2016Aktiva scroll
Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Anhang zum 31. Dezember 2016Allgemeine GrundlagenDie RWE Aktiengesellschaft (RWE AG) mit Sitz in Essen ist in dem Handelsregister B des Amtsgerichts Essen unter HRB 14525 eingetragen. Der Jahresabschluss ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) aufgestellt, erstmalig unter Anwendung des Bilanzrichtlinien-Umsetzungsgesetzes (BilRUG). Um die Klarheit der Darstellung zu verbessern, sind einzelne Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt; die Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben. Im Rahmen der Neustrukturierung des RWE-Konzerns wurden die Geschäftsbereiche Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur sowie Vertrieb in der neu errichteten innogy-Gruppe, deren Muttergesellschaft die in Essen ansässige innogy SE ist, gebündelt. Hierzu erfolgten diverse gesellschaftsrechtliche Umstrukturierungsvorgänge. Nach dem erfolgreichen Börsengang der innogy SE im Oktober 2016 hält die RWE AG mittelbar über die 100-prozentige Tochtergesellschaft RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen, noch 76,8% der Anteile an der innogy SE. Bilanzierungs- und BewertungsmethodenDie Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten oder zu niedrigeren beizulegenden Werten angesetzt. Die Wertpapiere des Anlagevermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Ausleihungen sowie Arbeitgeberdarlehen sind zum Nominalwert bzw. mit dem niedrigeren beizulegenden Wert bilanziert. Flüssige Mittel sowie Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit dem Nennwert nach Abzug der erforderlichen Wertberichtigungen bilanziert. Es werden alle erkennbaren Einzelrisiken berücksichtigt. Unverzinsliche Forderungen in den sonstigen Vermögensgegenständen werden auf den Barwert abgezinst. Die Wertpapiere des Umlaufvermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Unter dem aktiven Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwendungen für einen bestimmten Zeitraum danach darstellen. Im Rahmen der körperschaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft sind der RWE AG als Organträger und somit als Steuerschuldner sämtliche latenten Steuern des Organkreises zuzurechnen, sofern die Organschaft voraussichtlich auch künftig fortbesteht. Im Rahmen der Neustrukturierung des RWE-Konzerns ist unter der innogy SE ein eigenständiger Organkreis entstanden. Dementsprechend ist der Organkreis der RWE AG reduziert. Das Aktivierungswahlrecht nach § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wird ausgeübt, so dass grundsätzlich ein sich nach Saldierung von aktiven und passiven latenten Steuern ergebender Aktivüberhang als aktive latente Steuern bilanziert wird. Der Bewertung der latenten Steuern liegt ein unternehmensindividueller Steuersatz von 31,925% zugrunde. Die Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der Richttafeln 2005G von Prof. Dr. Klaus Heubeck - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit-Methode) gebildet. Der Gesetzgeber hat im Rahmen des Gesetzes zur Umsetzung der Wohnimmobilienkreditrichtlinie beschlossen, für Pensionsrückstellungen ab 2016 einen von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre zugrunde zu legen, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt. Der Zinssatz im Dezember 2016 beträgt 4,01 % (Vorjahr: 3,89%). Die gesetzliche Neuregelung ist zum 17. März 2016, dem Tag nach der Verkündung im Bundesgesetzblatt in Kraft getreten. Bis zum 31.12.2015 wurde ein von der deutschen Bundesbank veröffentlichter 7-Jahresdurchschnittszinssatz verwendet. Aus der Verlängerung des Referenzzeitraums für die Ermittlung des durchschnittlichen Marktzinssatzes von sieben auf zehn Jahre ergibt sich ein Unterschiedsbetrag in Höhe von 313 Mio. €, der ausschüttungsgesperrt ist. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,35% (Vorjahr: 2,35%), Rentensteigerungen je nach Versorgungsordnung von 1,0%, 1,60% bzw. 1,75% (Vorjahr: 1,0%, 1,60% bzw. 1,75%) sowie unternehmensindividuelle Fluktuationsannahmen berücksichtigt. Soweit Deckungsvermögen gemäß § 246 Abs. 2 HGB vorliegt, ergibt sich die Rückstellung aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwerts der Verpflichtung und des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens; der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert des verrechneten Deckungsvermögens. Ergebnisauswirkungen aus einer Änderung des Diskontierungszinssatzes, Zeitwertänderungen des Deckungsvermögens und laufende Erträge des Deckungsvermögens werden nach Verrechnung im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Bewertung der Rückstellungen für Jubiläumsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitleistungen wird nach versicherungsmathematischen Grundsätzen mit einem Zinssatz von 3,24% (Vorjahr: 3,89%) für Jubiläumsverpflichtungen bzw. 1,81% (Vorjahr: 2,16%) für Altersteilzeitleistungen vorgenommen. Bei der Bemessung der übrigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken, ungewissen Verbindlichkeiten sowie drohenden Verlusten aus schwebenden Geschäften Rechnung getragen. Die Verbindlichkeiten sind zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Einnahmen des Geschäftsjahres, die Erträge nach dem Bilanzstichtag darstellen, sind als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen. Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Soweit möglich werden Bewertungseinheiten nach § 254 HGB gebildet. Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung erfasst und bei Deckung durch Sicherungsgeschäfte mit dem Sicherungskurs bewertet. Forderungen und Verbindlichkeiten ohne Sicherungsgeschäft werden mit dem Stichtagskurs bewertet, bei Laufzeiten von über einem Jahr unter Beachtung des Imparitätsprinzips. Erläuterungen zur Bilanz(1) AnlagevermögenDie Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten und deren Entwicklung im Berichtsjahr stellen sich wie folgt dar: scroll
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0 = Betrag in geringer Höhe Die Veränderungen bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen resultieren ausschließlich aus der Neustrukturierung des RWE-Konzerns. Die Abgänge betreffen im Wesentlichen die RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen, die innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande (vormals: RWE Gas International N.V.), die RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen, die innogy Gas Storage NWE GmbH, Dortmund (vormals: RWE Gasspeicher GmbH) sowie die RWE Innogy GmbH, Essen. Darüber hinaus hat die Abspaltung der RWE Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande den Buchwert der GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, reduziert. Die Zugänge betreffen vornehmlich die Anteile an der RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen. Bei den Ausleihungen an verbundene Unternehmen resultieren die Zugänge ausschließlich und die Abgänge in Höhe von 4.838 Mio. € aus der Konzernumstrukturierung. Die Zugänge betreffen die innogy SE und die RWE Downstream Beteiligungs GmbH, während die Abgänge im Wesentlichen Ausleihungen an die RWE Generation SE, Essen, RWE Generation UK Holdings plc, Swindon/Großbritannien (vormals: RWE Npower Holdings plc) und Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande, betreffen. Die Wertpapiere des Anlagevermögens beinhalten ausschließlich Anteile an Wertpapierfonds. Bei den Zugängen handelt es sich um den Erwerb von Spezialfondsanteilen, die zum Bilanzstichtag auf den niedrigeren Marktwert abgeschrieben worden sind. Die Angaben zum Anteilsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a HGB sind auf den Seiten 19 bis 45 aufgeführt. (2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenständescroll
Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Ansprüche aus Darlehen, Organschaftsabrechnungen, Dividenden und dem laufenden Verrechnungsverkehr. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen Steuererstattungsansprüche, Ansprüche aus geleisteten Barsicherheiten sowie Zinsabgrenzungen und -forderungen. (3) WertpapiereEs handelt sich um sonstige Wertpapiere; diese betreffen geldmarktorientierte Fonds aus der Anlage flüssiger Mittel. (4) Flüssige MittelDie flüssigen Mittel betreffen ausnahmslos Guthaben bei Kreditinstituten. (5) Rechnungsabgrenzungspostenscroll
Der als Agio ausgewiesene Posten resultiert im Wesentlichen aus der in Vorjahren erfolgten Übernahme von konzerninternen Ausleihungen. (6) Aktive latente Steuernscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Im Berichtsjahr wurde eine Wertberichtigung auf die latenten Steuern aufgrund fehlender Einholungsmöglichkeiten vorgenommen. Insgesamt beträgt die Veränderung der aktiven latenten Steuern 451 Mio. €. (7) Eigenkapitalscroll
Das Grundkapital der RWE AG beläuft sich auf 1.573.748.477,44 € und hat folgende Struktur: Stammaktien: 575.745.499 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Stammaktien mit 575.745.499 Stimmen (93,7 % des gezeichneten Kapitals) Vorzugsaktien: 39.000.000 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Vorzugsaktien ohne Stimmrecht (6,3% des gezeichneten Kapitals) Der rechnerische Wert je Stückaktie beträgt 2,56 €. Den Vorzugsaktien ohne Stimmrecht steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Vorzugsaktie 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 2016 befinden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2016 wurden von der RWE AG bzw. der in ihrem mittelbaren Mehrheitsbesitz stehenden Tochtergesellschaft innogy SE insgesamt 10.880 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 149.339,26 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 27.852,80 € (0,00177 % des gezeichneten Kapitals). Diese Stammaktien wurden an Mitarbeiter der Tochterunternehmen anlässlich von Dienstjubiläen weitergereicht. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 149.339,26 €, der den Anschaffungskosten entspricht. Aus dem im Rahmen der Umstellung des Jahresdurchschnittszinssatzes bei Pensionsrückstellungen entstandenen Unterschiedsbetrag in Höhe von 313 Mio. € sowie aus der über die Anschaffungskosten hinausgehenden Bewertung des Deckungsvermögens zum beizulegenden Zeitwert in Höhe von 30 Mio. € resultiert ein ausschüttungsgesperrter Gesamtbetrag in Höhe von 343 Mio. €; er ist durch frei verfügbare Rücklagen gedeckt. (8) Rückstellungenscroll
Die ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen schließen aufgrund von bestehenden Schuldbeitrittserklärungen auch Ansprüche von aktiven und ehemaligen Mitarbeitern verbundener Unternehmen sowie eines Beteiligungsunternehmens ein. Die anfallenden Aufwendungen für Altersversorgung der betroffenen Gesellschaften werden von diesen erstattet. Der Rückgang der Pensionsrückstellungen wird im Wesentlichen durch Abgänge in Höhe von 493 Mio. € aufgrund gesellschaftsrechtlicher Umstrukturierungen beeinflusst. Es erfolgt die Verrechnung des zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Deckungsvermögens mit den fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen: scroll
Im Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden ferner Rückstellungen für Deputatverpflichtungen in Höhe von 247 Mio. € ausgewiesen. Die Steuerrückstellungen betreffen das Berichtsjahr sowie noch offene Betriebsprüfungszeiträume. Die sonstigen Rückstellungen betreffen überwiegend Zinsverpflichtungen, Risiken aus dem Beteiligungsbereich, drohende Verluste aus schwebenden Finanzgeschäften sowie Verpflichtungen aus dem Personalbereich. (9) Verbindlichkeitenscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Bei den Anleihen handelt es sich um Hybridanleihen und Medium Term Notes der RWE AG mit unterschiedlichen Fälligkeiten und Zinssätzen. Im Rahmen der Konzernumstrukturierung sind Anleihen mit einem Nominalvolumen von 627 Mio. € auf die innogy SE übergegangen. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich im Wesentlichen aus Bankdarlehen, erhaltenen Barsicherheiten sowie aus Zinsabgrenzungen für bestehende Swap-Vereinbarungen zusammen. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen beinhalten die Überlassung von Finanzmitteln, Organschaftsabrechnungen sowie den laufenden Verrechnungsverkehr. Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen überwiegend Geldmarktpapiere (Commercial Paper) sowie Zinsabgrenzungen. (10) RechnungsabgrenzungspostenHierbei handelt es sich ausschließlich um abgegrenzte Zinsausgleichszahlungen. (11) HaftungsverhältnisseDie Haftungsverhältnisse beinhalten Verbindlichkeiten aus Bürgschaften, Gewährleistungsverträgen und solche aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten. Sie sind eingegangen, um Konzerngesellschaften in ihrem Geschäftsbetrieb zu unterstützen und Ansprüche von Mitarbeitern zu sichern. Bei den Verbindlichkeiten aus Bürgschaften handelt es sich um Erfüllungs- und Gewährleistungsbürgschaften in Höhe von insgesamt 318 Mio. € aus dem operativen Geschäft und dem Finanzgeschäft verbundener Unternehmen. Davon bestehen Bürgschaften gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 241 Mio. €. Die Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen betragen insgesamt 15.601 Mio. €, davon 14.887 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Einzelnen handelt es sich um nachfolgende Sachverhalte: Garantien gegenüber Dritten wurden in Höhe von 2.134 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen ausgereicht. Im Zusammenhang mit der Einräumung von Kreditlinien (Bankavale) besteht gemäß der jeweiligen Inanspruchnahme eine gesamtschuldnerische Haftung in Höhe von insgesamt 849 Mio. €. Davon betreffen 744 Mio. € die Haftung zu Gunsten verbundener Unternehmen und Beteiligungsunternehmen im Wesentlichen aus sogenannten Abzweiglinien. Im Rahmen des Debt-Issuance-Programm bestehen zum Bilanzstichtag Zahlungsgarantien gegenüber den Gläubigern der Anleihen der innogy Finance B.V. 's-Hertogenbosch/Niederlande sowie der innogy Finance II B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande (beide 100-prozentige Tochtergesellschaften der innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande), die einen Gesamtbetrag von 9.706 Mio. € umfassen. Im Rahmen der im Berichtsjahr erfolgten Konzernumstrukturierung ist ein wesentlicher Teil bisher holdingbilanzierter Pensionsverpflichtungen durch Aufhebung der im Innenverhältnis bestehenden Erfüllungsübernahme auf Konzerngesellschaften übertragen worden. Aufgrund der im Außenverhältnis fortbestehenden Schuldbeitrittserklärungen haftet RWE AG für Ansprüche der aktiven und ehemaligen Mitarbeiter in Höhe von 2.223 Mio. €. Zu Gunsten verbundener Unternehmen bestehen gesamtschuldnerische Haftungen aus der in Vorjahren erfolgten Übertragung von Pensionsverpflichtungen an fünf verbundene Unternehmen in Höhe von 80 Mio. €. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung der Deckungsvorsorge in Höhe von 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 Anteil bezüglich der Haftung 25,851 % zuzüglich 5% für Schadensabwicklungskosten. Insofern die RWE AG für Verbindlichkeiten von Gesellschaften des innogy Konzerns haftet, besteht seitens der innogy SE eine Freistellungserklärung in Höhe von 1.470 Mio. €. Die Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten betragen insgesamt 68 Mio. € und beinhalten die Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG sowie aus der Führung von Langzeitarbeitszeitkonten gemäß § 7e SGB IV im RWE-Konzern. Hierzu wurden Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von insgesamt 114 Mio. € in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt im Wesentlichen für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften und in geringem Umfang zu Gunsten eigener Mitarbeiter. Einem verbundenen Unternehmen wurde für das Geschäftsjahr 2017 in Form einer Patronatserklärung die Zusage erteilt, für sämtliche zum Abschlussstichtag begründete Verbindlichkeiten einzustehen. Im Zusammenhang mit umwandlungsrechtlichen Vorgängen besteht gemäß § 133 UmwG eine gesamtschuldnerische Haftung für die Verbindlichkeiten der übertragenden Rechtsträger. Haftungsverhältnisse werden nur im Rahmen unserer Geschäftstätigkeit und nach eingehender Prüfung der hiermit zusammenhängenden Risiken eingegangen. Im Rahmen unseres Risikomanagementsystems führen wir ein laufendes Monitoring der vorstehenden Sachverhalte durch. Nach unserer Einschätzung werden die zugrunde liegenden Verbindlichkeiten durch den jeweiligen Hauptschuldner voraussichtlich erfüllt werden können. Vor diesem Hintergrund ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen und somit sind die eingegangenen Eventualverbindlichkeiten nicht zu passivieren. (12) Sonstige finanzielle VerpflichtungenDer Gesamtbetrag der sonstigen finanziellen Verpflichtungen beträgt 75 Mio. € und resultiert aus einer erteilten Finanzierungszusage. Hiernach besteht die Verpflichtung, in Folgejahren weitere Zuzahlungen in das Eigenkapital eines Beteiligungsunternehmens in Höhe von bis zu 75 Mio. € zu erbringen. Weitere sonstige, derzeit nicht quantifizierbare, finanzielle Verpflichtungen können sich aus folgenden Sachverhalten ergeben: Aufgrund der in Vorjahren erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht bei der RWE AG sowie den dem Pensionsfondsvertrag beigetretenen verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschussverpflichtung in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeber. Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsgerichtsverfahren 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. (13) Derivative Finanzinstrumente und BewertungseinheitenZur Absicherung von Währungs- und Zinsrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen werden derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Folgende Übersicht zeigt die zum 31. Dezember 2016 bestehenden derivativen Finanzinstrumente: scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert der derivativen Finanzinstrumente, soweit dieser verlässlich feststellbar ist. Liegt ein verlässlich feststellbarer Marktwert nicht vor, wird der beizulegende Zeitwert aus dem Marktwert gleichartiger derivativer Finanzinstrumente abgeleitet oder mithilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden bestimmt; hierzu zählen z. B. die Discounted-Cash-Flow-Methode und - bei Vorliegen von Optionen - das Black-Scholes-Modell. Dies erfolgt u. a. unter Berücksichtigung aktueller Wechselkursverhältnisse, marktgerechter Zinsstrukturkurven sowie Kreditausfallrisiken der Kontrahenten. Die in der Tabelle oben aufgeführten Derivate sind bis auf zwei Zinsswaps (Nominalvolumen 400 Mio. €) als Grund- oder Sicherungsgeschäfte in nachstehend beschriebenen Bewertungseinheiten enthalten. Die Höhe der mit Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken beläuft sich auf insgesamt 1.428 Mio. €; davon betreffen 828 Mio. € Währungsrisiken, 551 Mio. € Zins- und Währungsrisiken sowie 49 Mio. € Zinsrisiken. Im Rahmen der Währungssicherung wurden u. a. Zins- bzw. Zinswährungsswaps und gegenläufige Grundgeschäfte mit 100-prozentigen Tochtergesellschaften abgeschlossen. Bei der RWE AG bilden die mit Banken abgeschlossenen Derivate und die jeweiligen Grundgeschäfte eine Bewertungseinheit, so dass kein Bewertungsergebnis entsteht. Hierbei handelt es sich um Mikrohedges (d. h. eindeutige Zuordnung von Grund- und Sicherungsgeschäften). Die Tochtergesellschaften setzen diese Swaps bzw. Fremdwährungsverbindlichkeiten u. a. zur Kurssicherung ihrer ausländischen Investitionen ein. Bei der Beendigung eines Swaps wird der positive oder negative Marktwert mit den Anschaffungskosten der Grundgeschäfte erfolgsneutral verrechnet. Zur Absicherung von Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten gegenüber Konzerngesellschaften wurden Währungsswaps und Devisentermingeschäfte abgeschlossen (Mikrohedges). Zinswährungsswaps dienen der Sicherung begebener Anleihen und Schuldscheindarlehen (Mikrohedges). Darüber hinaus wurden für einzelne Zins- bzw. Währungsrisiken bei der RWE AG und Konzerngesellschaften Zinsswaps und Devisenderivate abgeschlossen, die überwiegend an Konzerngesellschaften kongruent weitergeleitet wurden. Hierbei handelt es sich sowohl um Mikrohedges als auch um Portfoliohedges, in denen Derivate mit gleichen Währungsrisiken zusammengefasst werden. Den Marktwertveränderungen der Derivate stehen bei vorhandenen Grundgeschäften entsprechende gegenläufige Marktwertveränderungen gegenüber. Der Nachweis der Effektivität erfolgt durch ein ordnungsgemäßes und angemessenes Risikomanagementsystem. Für negative Salden von Portfoliohedges wurden Rückstellungen für drohende Verluste in Höhe von 90 Mio. € gebildet. Für die RWE AG und ihre Konzernunternehmen sind Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten sowie Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt. Insbesondere dürfen derivative Finanzinstrumente, mit Ausnahme der Eigenhandelsgeschäfte im Energiehandel, vornehmlich zur Absicherung von Risiken im Zusammenhang mit Grundgeschäften und den damit verbundenen Liquiditätsanlagen und Finanzierungsvorgängen eingesetzt werden. Es kommen nur externe Vertragspartner guter Bonität in Frage. Originäre Finanzinstrumente, die mit den vorgenannten derivativen Finanzinstrumenten in Bewertungseinheiten (Mikrohedges) zusammengefasst sind, ergeben sich aus nachfolgender Übersicht: scroll
Die Ergebniseffekte dieser Finanzforderungen und -verbindlichkeiten werden durch gegenläufige Beträge aus Realisationen und Marktwertänderungen der Sicherungsgeschäfte kompensiert. Aufgrund von Betrags-, Risiko- und Fristengleichheit weisen die Bewertungseinheiten eine hohe Wirksamkeit auf, die anhand der Critical Terms Match Methode nachgewiesen wird. Die Bilanzierung der Bewertungseinheiten erfolgt nach der Einfrierungsmethode. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung(14) Ergebnis aus Finanzanlagenscroll
Die Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen enthielten im Vorjahr einen hohen Ertrag aus der Veräußerung von RWE Dea. Darüber hinaus wirkt sich im Berichtsjahr die mit der Konzernumstrukturierung verbundene Änderung des Organkreises aus. Die Erträge aus Beteiligungen an verbundenen Unternehmen betreffen im Wesentlichen die Dividende der RWE Downstream Beteiligungs GmbH. Der Anstieg der Aufwendungen aus Verlustübernahmen von verbundenen Unternehmen resultiert im Wesentlichen aus dem konventionellen Erzeugungsbereich. Die Abschreibungen auf Finanzanlagen betreffen mit 233 Mio. € die Anteile an der RWE Power AG, Köln und Essen, sowie mit 96 Mio. € einen Investmentfonds. (15) Zinsergebnisscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Im Berichtsjahr wurde der Aufwand aus der Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (81 Mio. €) mit den Marktwertveränderungen sowie den übrigen Aufwendungen und Erträgen des für die Pensionsverpflichtungen bestehenden Deckungsvermögens (115 Mio. €) verrechnet. Der daraus resultierende Saldo ist in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen ausgewiesen und ergibt sich aus der nachfolgenden Übersicht: scroll
(16) Sonstige betriebliche ErträgeDie sonstigen betrieblichen Erträgen betreffen mit 1.340 Mio. € Erträge aus gesellschaftsrechtlichen Vorgängen, die im Rahmen der Konzernumstrukturierung entstanden sind. Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 23 Mio. € stellen periodenfremde Erträge dar. (17) Personalaufwandscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Der Aufwand für Altersversorgung umfasst den Dienstzeitaufwand der Pensionszuführung; der Zinsanteil der Pensionszuführung ist im Zinsergebnis enthalten. scroll
Die Angabe der Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt erfolgt in Mitarbeiteräquivalenten. Diese entsprechen Mitarbeitern gemäß dem jeweiligen prozentualen Beschäftigungsgrad. Der Rückgang der Mitarbeiterzahl ist im Wesentlichen auf die Neustrukturierung des RWE-Konzerns zurückzuführen. (18) Sonstige betriebliche AufwendungenIn den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Wesentlichen Verwaltungsaufwendungen enthalten. Aufwendungen aus Währungsumrechnung belaufen sich auf 75 Mio. € (Vorjahr: Erträge 125 Mio. €). Darüber hinaus werden auch sonstige Steuern in Höhe von 1 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €) ausgewiesen; diese stellen im Berichtsjahr periodenfremde Aufwendungen dar. (19) Steuern vom Einkommen und vom ErtragDie Steuern vom Einkommen und vom Ertrag beinhalten neben den laufenden Steuern für das Geschäftsjahr auch periodenfremde Steuern in Höhe von 82 Mio. € für frühere Veranlagungszeiträume. Darüber hinaus wird ein Aufwand aus der Veränderung aktiver latenter Steuern in Höhe von 451Mio. € (Vorjahr: 1.640 Mio. €) ausgewiesen. Sonstige AngabenDie Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats und des Vorstands gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 46 bis 50 aufgeführt. Der Vorstand und der Aufsichtsrat haben die gemäß § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG (www.rwe.com/corporate-governance) dauerhaft zugänglich gemacht. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der individuellen Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts. Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2016 Gesamtbezüge in Höhe von 15.486 Tsd. €. Darin enthalten sind die im Rahmen der aktienbasierten Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (Tranche 2016) mit einem Ausgabezeitwert von 2.987 Tsd. € zugeteilten 126.809 Performance Shares. Die Bezüge des Aufsichtsrats betragen 2.746 Tsd. €. Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Frühere Mitglieder des Vorstands der RWE AG und ihre Hinterbliebenen erhielten 1.897 Tsd. €. Für Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen sind 31.315 Tsd. € zurückgestellt. Das von dem Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Gesamthonorar im Sinne des § 285 Nr. 17 HGB ist in der entsprechenden Anhangangabe des Konzernabschlusses enthalten. Die RWE AG hält zum Bilanzstichtag Anteile von mehr als 10% an nachfolgendem Investmentvermögen: scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Die Anlageschwerpunkte der Immobilienfonds umfassen überwiegend europäische Büro- und Einzelhandelsimmobilien. Die Mischfonds beinhalten im Wesentlichen internationale Aktien- und Rentenwerte. Für die Immobilienfonds sehen die Vertragsbedingungen eine quartalsweise Rückgabemöglichkeit vor. Vorgänge von besonderer Bedeutung nach dem Schluss des Geschäftsjahres haben sich wie folgt ergeben: Nach dem Bilanzstichtag hat die RWE AG eine Bürgschaft für Zahlungsverpflichtungen bestimmter Tochterunternehmen in Großbritannien übernommen. Die Zahlungsverpflichtungen resultieren aus Altersversorgungszusagen und bestehen gegenüber dem mit der Durchführung dieser Altersversorgungszusagen beauftragten Pensionsfonds. Die Bürgschaft ist auf einen Betrag von 200 Mio. GBP begrenzt und hat eine Laufzeit bis zum 31. März 2024. Die Bürgschaftssumme verringert sich jährlich in Höhe der von den Tochterunternehmen an den Pensionsfonds geleisteten Zahlungen. Eine Hypridanleihe über 250 Mio. CHF wurde zum 4. April 2017 gekündigt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren. Mit Wirkung zum 2. Februar bzw. 3. Februar 2017 ist der Emittendenwechsel für drei durch die RWE AG im Wege der Privatplatzierung begebene Anleihen rechtskräftig geworden. Aufgrund dessen hat die innogy SE die Anleihen mit den Nominalvolumen in Höhe von 50 Mio. USD, 100 Mio. € sowie 150 Mio. € übernommen. Hierzu korrespondierend sind die bei RWE AG ausgewiesenen Ausleihungen an innogy SE entfallen. Es liegen die folgenden Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG vor: scroll
GewinnverwendungsvorschlagDer Bilanzgewinn entwickelte sich wie folgt: scroll
Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2016 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,13 € je dividendenberechtigter Vorzugsaktie. Für Stammaktien wird keine Dividende ausgeschüttet. scroll
Versicherung der gesetzlichen VertreterWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt und im Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft beschrieben sind.
Essen, 27. Februar 2017 Der Vorstand Schmitz Krebber Tigges 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 31.12.2016 scroll
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ORGANE (TEIL DES ANHANGS)Stand: 28. Februar 2017AufsichtsratDr. Werner BrandtBad Homburg Vorsitzender seit: 20. April 2016 Unternehmensberater Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Deutsche Lufthansa AG • innogy SE (Vorsitz) • OSRAM Licht AG • ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) Dr. Manfred Schneider2Köln Vorsitzender bis: 20. April 2016 Geburtsjahr: 1938 Mitglied bis: 20. April 2016 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 • innogy SE - KfW Bankengruppe Reiner Böhle1Witten Gesamtbetriebsratsvorsitzender der Westnetz GmbH, Konzernbetriebsratsvorsitzender der innogy SE Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Mandate: • innogy SE Sandra Bossemeyer1Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG, Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit: 20. April 2016 Dieter Faust1,2Eschweiler Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1958 Mitglied bis: 20. April 2016 Mandate: • RWE Generation SE • RWE Power AG Roger Graef2Bollendorf Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Geburtsjahr: 1943 Mitglied bis: 20. April 2016 Arno Hahn1Waldalgesheim Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Gesamtbetriebsratsvorsitzender der innogy SE Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 1. Juli 2012 Mandate: • innogy SE Andreas Henrich1Mülheim an der Ruhr Leiter Human Resources der RWE AG Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2016 Maria van der Hoeven2Maastricht Ehem. Executive Director der International Energy Agency Geburtsjahr: 1949 Mitglied vom 20. April 2016 bis 14. Oktober 2016 Mandate: - Total S.A. Manfred Holz1,2Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1954 Mitglied bis: 20. April 2016 Mandate: • RWE Generation SE Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter KeitelEssen Ehem. Vorsitzender des Vorstands der HOCHTIEF AG Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Airbus Defence and Space GmbH • National-Bank AG • ThyssenKrupp AG • Voith GmbH (Vorsitz) - Airbus Group SE Mag. Dr. h.c. Monika KircherPörtschach (Österreich) Senior Director Industrial Affairs bei Infineon Technologies Austria AG Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit: 15. Oktober 2016 Mandate: - Austrian Airlines AG - Siemens AG Österreich - Andritz AG - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz) - KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG Martina KoederitzStuttgart Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Central Holding GmbH, der IBM Deutschland GmbH und der IBM Deutschland Management & Business Support GmbH sowie Geschäftsführerin der IBM Munich Center GmbH Geburtsjahr: 1964 seit: 20. April 2016 Mandate: • IBM Deutschland Research & Development GmbH • innogy SE Monika Krebber1Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Frithjof Kühn2Sankt Augustin Landrat a. D. Geburtsjahr: 1943 Mitglied bis: 20. April 2016 Hans Peter Lafos1,2Bergheim Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung, ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Landesbezirk NRW Geburtsjahr: 1954 Mitglied bis: 20. April 2016 Mandate: • GEW Köln AG • RWE Generation SE • RWE Power AG • RheinEnergie AG Harald Louis1Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RWE Generation SE • RWE Power AG Christine Merkamp1,2Köln Projektleiterin bei der NWoW Engine der innogy SE Geburtsjahr: 1967 Mitglied bis: 20. April 2016 Dagmar MühlenfeldMülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. der Stadt Mülheim an der Ruhr Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: • RW Holding AG Peter OttmannNettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH, Rechtsanwalt, Landrat a. D. Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RW Holding AG Günther SchartzWincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RW Holding AG (Vorsitz) - A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (stv. Vorsitz) - Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) - Sparkasse Trier (Vorsitz) - Sparkassenverband Rheinland-Pfalz - Trierer Hafengesellschaft mbH - Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier (stv. Vorsitz) Dr. Erhard SchipporeitHannover Selbständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • BDO AG • Deutsche Börse AG • Fuchs Petrolub SE • Hannover Rück SE • HDI V. a. G. • SAP SE • Talanx AG Dagmar Schmeer1,2Saarbrücken Referentin Netzservice bei VSE Verteilnetz GmbH Geburtsjahr: 1967 Mitglied bis: 20. April 2016 Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz2Krefeld Ehem. Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG Geburtsjahr: 1941 Mitglied bis: 20. April 2016 Mandate: • MAN SE • MAN Truck & Bus AG Dr. Wolfgang SchüsselWien Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: - Bertelsmann Stiftung - Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) 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 Marion Weckes1Dormagen Referatsleiterin, Abt. Mitbestimmungsförderung der Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • Stadtwerke Düsseldorf AG Dr. Dieter Zetsche2Stuttgart Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG Geburtsjahr: 1953 Mitglied bis: 20. April 2016 Leonhard Zubrowski1Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE Generation SE Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • RWE Generation SE scroll
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Vertreter der Arbeitnehmer Ausschüsse des AufsichtsratsPräsidium des AufsichtsratsDr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Reiner Böhle - bis 20. April 2016 - Frank Bsirske Sandra Bossemeyer - seit 20. April 2016 - Manfred Holz - bis 20. April 2016 - Prof. Dr. Hans-Peter Keitel - seit 20. April 2016 - Monika Krebber - seit 20. April 2016 - Dagmar Mühlenfeld Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz -bis 20. April 2016 - Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestGDr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Frank Bsirske Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz -bis 20. April 2016 - Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016 - Ralf Sikorski PersonalausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Reiner Böhle Frank Bsirske Dieter Faust - bis 20. April 2016 - Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Hans-Peter Keitel - bis 20. April 2016 - Frithjof Kühn - bis 20. April 2016 - Harald Louis - seit 20. April 2016 - Peter Ottmann - seit 20. April 2016 - Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016 - PrüfungsausschussDr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Dieter Faust - bis 20. April 2016 - Arno Hahn Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz -bis 20. April 2016 - Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016 - Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes - seit 20. April 2016 - NominierungsausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Hans-Peter Keitel Frithjof Kühn - bis 20. April 2016 - Peter Ottmann - seit 20. April 2016 - StrategieausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Arno Hahn Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Ausschuss Börsengang NeugesellschaftDr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016 - Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016 - Reiner Böhle - bis 20. April 2016 - Frank Bsirske Sandra Bossemeyer - seit 20. April 2016 - Prof. Dr. Hans-Peter Keitel - seit 20. April 2016 - Monika Krebber - seit 20. April 2016 - Manfred Holz - bis 20. April 2016 - Dagmar Mühlenfeld Dr. Erhardt Schipporeit - seit 20. April 2016 - Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz -bis 20. April 2016 - Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski VorstandDr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender)Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der RWE AG vom 1. Juli 2012 bis 14. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Mandate: •RWE Generation SE (Vorsitz) •RWE Power AG (Vorsitz) •RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz) •TÜV Rheinland AG -Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH -KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand)Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2019 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH seit dem 1. März 2015 Mitglied der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH seit dem 1. November 2012, ohne Befristung Mandate: •innogy SE •RWE Generation SE •RWE Power AG Uwe Tigges (Personalvorstand und Arbeitsdirektor)Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Januar 2013, bis zum 30. April 2017 Mitglied des Vorstands der innogy SE seit dem 1. April 2016, bestellt bis zum 31. März 2021 Mandate: •Amprion GmbH •RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz) -VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e. V. Aus dem Vorstand ausgeschiedene MitgliederPeter Terium (ehem. Vorstandsvorsitzender)1Vorsitzender des Vorstands der RWE AG bis zum 14. Oktober 2016 Dr. Bernhard Günther (ehem. Finanzvorstand)1Mitglied des Vorstands der RWE AG bis zum 14. Oktober 2016 Mandate: •RWE Generation SE •RWE IT GmbH (Vorsitz) scroll
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Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt
des Ausscheidens. Bestätigungsvermerk DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERSAn die RWE Aktiengesellschaft, Essen Vermerk über die Prüfung des JahresabschlussesPrüfungsurteil zum JahresabschlussWir haben den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2016 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 sowie dem Anhang, einschließlich der dort dargestellten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 zweiter Halbsatz HGB erklären wir, dass nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse der beigefügte Jahresabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften entspricht und unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2016 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 vermittelt. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 erster Halbsatz HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses geführt hat. Grundlage für das Prüfungsurteil zum JahresabschlussWir 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. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen sowie ergänzenden Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses" unseres Vermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und wir haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen. Besonders wichtige PrüfungssachverhalteBesonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Nachfolgend stellen wir die aus unserer Sicht besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: 1 Börsengang der innogy SE 2 Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen 3 Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir wie folgt strukturiert: 1 Sachverhalt und Problemstellung 2 Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse 3 Verweis auf weitergehende Informationen 1 Börsengang der innogy SE1 Die RWE Aktiengesellschaft hält über ihre Tochtergesellschaft RWE Downstream Beteiligungs GmbH, an der die RWE Aktiengesellschaft sämtliche Anteile besitzt, die Mehrheit der Anteile an der im Vorjahr gegründeten innogy SE. Seit Oktober 2016 sind die Aktien der innogy SE am regulierten Markt der Frankfurter Wertpapierbörse notiert. Im Zusammenhang mit der Vorbereitung dieses Börsengangs wurden zahlreiche gesellschaftsrechtliche und organisatorische Verhältnisse bei der RWE Aktiengesellschaft und innerhalb des RWE-Konzerns umstrukturiert. Im Zuge des Börsengangs wurden 73.375.315 Aktien aus dem Bestand der RWE Downstream Beteiligungs GmbH bei neuen Investoren platziert. Der mittelbare Anteil der RWE Aktiengesellschaft an der innogy SE hat sich hierdurch und aufgrund der gleichzeitig durchgeführten Kapitalerhöhung der innogy SE, an der die RWE Downstream Beteiligungs GmbH nicht teilgenommen hat, von vormals 100% auf nunmehr 76,8% verringert. Die gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen beinhalteten dabei Umwandlungs- und Einbringungsvorgänge mit wesentlichen Auswirkungen auf den Bilanzposten "Finanzanlagen", deren bilanzielle Beurteilung mit einer hohen Komplexität verbunden war. Aufgrund der Größenordnung dieser Transaktion sowie der Auswirkungen der vorgenommenen und geplanten Anpassungen der rechtlichen und organisatorischen Verhältnisse auf das interne Kontrollsystem der RWE Aktiengesellschaft war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2 Die rechtlichen und organisatorischen Umstrukturierungen im Zusammenhang mit dem Börsengang der innogy SE haben wir insoweit berücksichtigt, als sie für unsere Abschlussprüfung von Bedeutung waren. Hierzu zählen vor allem die organisatorischen Maßnahmen, die eine vollständige, richtige und zeitnahe Übermittlung der für die Aufstellung des Jahresabschlusses notwendigen Informationen gewährleisten sollen. Bei unserer Prüfung der Finanzanlagen haben wir unter anderem Nachweise über die Bewertungen verschmolzener, abgespaltener oder in sonstiger Weise eingebrachter Unternehmensanteile eingeholt. Hierbei haben wir uns vor allem auf Handelsregisterauszüge, Organbeschlüsse der RWE Aktiengesellschaft und der innogy SE sowie Umwandlungs- und Einbringungsverträge gestützt. Bei unserer Beurteilung der Umwandlungs- und Einbringungsvorgänge haben wir die sachgerechte Darstellung im Jahresabschluss und die Wertansätze nachvollzogen; insoweit verweisen wir auf unsere Ausführungen unter 0. Wir konnten uns davon überzeugen, dass die gesetzlichen Vertreter die Auswirkungen der gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen zur Vorbereitung des Börsengangs der innogy SE ordnungsgemäß im Jahresabschluss abgebildet haben. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Auswirkungen des Börsengangs der innogy SE sind im Anhang insbesondere in den Abschnitten "Allgemeine Grundlagen", "Erläuterungen zur Bilanz" in den Unterpunkten "(1) Anlagevermögen" und "(9) Verbindlichkeiten" und "Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung" im Unterpunkt "(16) Sonstige betriebliche Erträge" enthalten. 2 Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen1 Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Finanzanlagen" Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen in Höhe von € 21,9 Mrd. (48% der Bilanzsumme) ausgewiesen. Die Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen richtet sich nach den Anschaffungskosten und dem niedrigeren beizulegenden Wert. Zur Ermittlung des beizulegenden Werts ist die Sicht der die Beteiligung haltenden Gesellschaft einzunehmen. Grundlage der Bewertungen sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den gesetzlichen Vertretern erstellten Planungsrechnungen ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden mittels Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen Finanzanlage. Es wurden sowohl eigene Bewertungen vorgenommen als auch Bewertungsgutachten von externen Gutachtern verwendet. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsmittelzuflüsse einschätzen, sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen. Die Bewertung ist daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der hohen Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2 Bei unserer Prüfung der beizulegenden Werte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Bewertung nachvollzogen und die Ermittlung der gewichteten Kapitalkosten beurteilt. Zudem haben wir uns davon überzeugt, dass die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelzuflüsse im Zusammenhang mit den angesetzten gewichteten Kapitalkosten insgesamt eine sachgerechte Grundlage für den Werthaltigkeitstest der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen bilden. Bei unserer Einschätzung der Ergebnisse der Bewertungen zum 31. Dezember 2016 haben wir uns unter anderem auf einen Abgleich mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen sowie auf umfangreiche Erläuterungen der gesetzlichen Vertreter zu den wesentlichen Werttreibern gestützt, die den erwarteten Zahlungsmittelzuflüssen zugrunde liegen. Wir haben außerdem vorliegende Bewertungsgutachten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Gutachtern gewürdigt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, haben wir uns intensiv mit den bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parametern einschließlich der gewichteten Kapitalkosten beschäftigt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Bewertung der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sachgerecht vorzunehmen. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(1) Anlagevermögen" enthalten. 3 Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen1 Die gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen zur Vorbereitung und Durchführung des Börsengangs der innogy SE umfassten auch die Begründung eines neuen deutschen steuerlichen Organkreises unter der Organträgerin innogy SE, der neben den fortbestehenden Organkreis der RWE Aktiengesellschaft tritt. Der dadurch neu zusammengesetzte Organkreis der Gesellschaft bildet dabei den Ausgangspunkt der Ermittlung und Bilanzierung sämtlicher Steuerpositionen der RWE Aktiengesellschaft und ihrer Organgesellschaften. Neben den laufenden Steuern umfassen die Steuerpositionen auch latente Steuern. Die gesetzlichen Vertreter sehen die bestehenden Aktivüberhänge aus latenten Steuern aufgrund der erwarteten künftigen steuerlichen Ergebnisse derzeit nicht als werthaltig an. Abzugsfähige temporäre Differenzen sind bei der Bilanzierung latenter Steuern berücksichtigt worden, soweit zu versteuernde temporäre Differenzen bestehen, die sich im selben Zeitraum umkehren. Diese Beurteilung ist in hohem Maße von den Einschätzungen durch die gesetzlichen Vertreter abhängig und daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der hohen Komplexität der steuerlichen Beurteilungen aufgrund der durchgeführten gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen war die Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen insgesamt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2 Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Ermittlung, Bilanzierung und Bewertung sämtlicher Steuerpositionen der Gesellschaft nachvollzogen und beurteilt. In Bezug auf die durch die gesetzlichen Vertreter vorgenommene Werthaltigkeitsprüfung der aktiven latenten Steuern unter Berücksichtigung der neuen Organkreise in Deutschland haben wir uns insbesondere davon überzeugt, dass die den Bewertungen zugrunde liegenden Annahmen hinsichtlich steuerlicher Anerkennung und zeitlicher Umkehrung der temporären Differenzen geeignet sind. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Methoden und Bewertungsannahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht zur sachgerechten Ermittlung und Bilanzierung sämtlicher Steuerpositionen einschließlich der Überprüfung der Werthaltigkeit der latenten Steuerpositionen insgesamt geeignet. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Ertragsteuern sind im Anhang in den Abschnitten "Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden", "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(6) Aktive latente Steuern" und "Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung" im Unterpunkt "(19) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag" enthalten. Zusätzliche InformationenDie gesetzlichen Vertreter sind für die zusätzlichen Informationen verantwortlich. Die zusätzlichen Informationen umfassen
Unser Prüfungsurteil umfasst nicht die zusätzlichen Informationen und wir haben keine dahingehende Beurteilung vorgenommen. Unsere Verantwortung im Rahmen unserer Prüfung des Jahresabschlusses besteht darin, die zusätzlichen Informationen kritisch zu lesen und etwaige wesentliche Unstimmigkeiten zwischen den zusätzlichen Informationen und dem Jahresabschluss oder unseren bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen oder wesentliche falsche Angaben zu berücksichtigen. Wenn wir aufgrund unserer Tätigkeit feststellen, dass die zusätzlichen Informationen wesentliche falsche Angaben enthalten, sind wir verpflichtet, über diese Tatsachen zu berichten. Im Hinblick darauf haben wir nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsorgans für den JahresabschlussDie gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Angaben ist. Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, sofern einschlägig, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit anzugeben sowie dafür, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des JahresabschlussesUnsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Angaben ist, und einen Vermerk zu erteilen, der unser Prüfungsurteil zum Jahresabschluss beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Abschlussprüfung eine wesentliche falsche Angabe stets aufdeckt. Falsche Angaben können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Als Teil einer Abschlussprüfung in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA üben wir während der gesamten Abschlussprüfung pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus
Wir erörtern mit dem Aufsichtsorgan unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Abschlussprüfung feststellen. Wir geben gegenüber dem Aufsichtsorgan eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben und erörtern mit ihm alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit dem Aufsichtsorgan erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche AnforderungenVermerk über die Prüfung des Lageberichts Prüfungsurteil zum LageberichtWir haben den Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft, Essen, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse vermittelt der beigefügte Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht der Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Lageberichts geführt. Grundlage für das Prüfungsurteil zum LageberichtWir haben unsere Prüfung des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB und unter Beachtung der vom IDW festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Lageberichtsprüfung durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsorgans für den LageberichtDie gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen und um angemessene und ausreichende Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Lageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des LageberichtsUnsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, und einen Vermerk zu erteilen, der unser Prüfungsurteil zum Lagebericht beinhaltet. Im Rahmen einer Abschlussprüfung prüfen wir den Lagebericht in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB unter Beachtung der vom IDW festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Lageberichtsprüfung. In diesem Zusammenhang heben wir hervor:
Verantwortlicher WirtschaftsprüferDer für die Prüfung auftragsverantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter.
Essen, den 28. Februar 2017 PricewaterhouseCoopers Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer FINANZKALENDER 2017/2018scroll
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. 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 Jahresabschluss ist am 14. März 2017 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. Satz:CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V. RWE AGInvestor Relations Opernplatz 1 45128 Essen T +49 201 12-00 F +49 201 12-15199 I www.rwe.com 1 ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT1.1 GESCHÄFTSMODELL UND STRATEGIESeit der Gründung und dem Börsengang unserer Tochter innogy SE ruht die operative Verantwortung im RWE-Konzern auf zwei Schultern: innogy führt das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb, während die RWE AG für die konventionelle Stromerzeugung und den Energiehandel zuständig bleibt. Über ihre langfristige Ausrichtung entscheiden beide Gesellschaften unabhängig voneinander. Die RWE AG hat 2016 und Anfang 2017 intensiv an der Weiterentwicklung ihrer Strategie gearbeitet. Die Überlegungen dazu waren bei der Aufstellung des Lageberichts noch nicht abgeschlossen. Sicher ist: Mit unseren flexiblen Kraftwerken und unserem Know-how im Energiehandel stehen wir auch in Zukunft für Kompetenz und Sicherheit in der Energieversorgung. Was wir tun. RWE ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit unseren Konzerngesellschaften decken wir alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab, angefangen bei der Gewinnung von Braunkohle, über die Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Im Geschäftsjahr 2016 haben wir einen Umsatz von 45,8 Mrd. € erwirtschaftet. Unsere wichtigsten Märkte sind Deutschland, Großbritannien, Niederlande/Belgien und Osteuropa. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist der RWE-Konzern auch außerhalb dieser Regionen vertreten, z. B. in Spanien und Italien. Weitere Erläuterungen zu unseren Geschäftsaktivitäten finden Sie auf den beiden folgenden Seiten. 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 Schwankungen bei den Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden können. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke 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. Zentrale Herausforderung im Netzbetrieb ist die Integration der wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen. Sie macht den verstärkten Einsatz komplexer Technologien erforderlich. Im Vertrieb werden die Trends dadurch bestimmt, dass es immer mehr Kunden gibt, die einen effizienteren Energieeinsatz anstreben und die Möglichkeiten nutzen wollen, die ihnen die digitale Revolution eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und übernehmen mitunter sogar die Rolle eines Energiemanagers. Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen. Wir haben erkannt, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Im Vordergrund stand die Frage, wie wir uns auf den Gebieten der Energiewirtschaft noch offensiver aufstellen können, wo wir langfristige unternehmerische Perspektiven sehen - und gleichzeitig in den Bereichen robuster werden, wo uns schwierige Rahmenbedingungen unter Druck setzen. Ende 2015 fassten wir den Beschluss, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Das Vorhaben haben wir 2016 umgesetzt. Bereits am 1. April 2016 nahm die neue Gesellschaft - zunächst als "RWE International SE" -ihre Geschäftstätigkeit auf. Im September erhielt sie ihren endgültigen Namen "innogy SE". Anfang Oktober folgte der Börsengang des Unternehmens: Dabei wurden 73,4 Millionen innogy-Aktien aus dem Bestand der RWE AG und weitere 55,6 Millionen im Zuge einer Kapitalerhöhung der innogy SE breit gestreut bei neuen Investoren platziert. Der Anteil der RWE AG an innogy hat sich dadurch auf 76,8% verringert. Nähere Informationen dazu finden Sie auf Seite 37 f. in diesem Bericht. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Als börsennotierte Gesellschaft hat sie Vorteile bei der Mittelbeschaffung am Kapitalmarkt. Die Einnahmen aus der Kapitalerhöhung in Höhe von 2,0 Mrd. € will innogy überwiegend für Wachstumsprojekte einsetzen. Aber auch die bei der RWE AG verbliebenen Bereiche Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream profitieren von der Reorganisation, denn nun sind wir finanziell flexibler, um sie zu stärken und weiterzuentwickeln. Ihre Erlöse von 2,6 Mrd. € aus dem Verkauf von innogy-Aktien aus dem Eigenbestand wird die RWE AG für die Dotierung des neuen Kernenergiefonds verwenden (siehe Seite 34). Drei Standbeine von RWE. Durch die oben erläuterte Reorganisation ist RWE ein Energieversorger mit drei Standbeinen geworden: den Unternehmensbereichen Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream sowie der Beteiligung an innogy. Die beiden erstgenannten Tätigkeitsfelder bilden unser operatives Kerngeschäft. Dagegen hat innogy für uns den Status einer Finanzbeteiligung. Eine Grundlagenvereinbarung garantiert der neuen Konzerngesellschaft, dass sie unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss als Mehrheitseigentümerin ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Auch über ihre Strategie bestimmt innogy selbst. Im Folgenden geben wir einen Einblick in die operative Ausrichtung der beiden Kerngeschäftsfelder der RWE AG und von innogy. (1) Konventionelle Stromerzeugung: Verlässlicher Partner der erneuerbaren Energien.Stark gesunkene Stromgroßhandelspreise und schwierige politische Rahmenbedingungen setzen uns in der konventionellen Stromerzeugung zu, insbesondere in Deutschland. Viele Kraftwerke sind nur noch schwach ausgelastet und decken ihre Kosten nicht. Wir arbeiten daran, die Profitabilität unserer Anlagen zu verbessern, indem wir ihre laufenden Kosten senken und ihre kommerzielle Verfügbarkeit erhöhen. Sofern wirtschaftlich geboten, legen wir Kraftwerke vorübergehend oder endgültig still. Viele Experten erwarten, dass sich die Lage in der konventionellen Stromerzeugung mit fortschreitendem Abbau von Überkapazitäten wieder stabilisiert und dass Kohle und Gas im deutschen Stromerzeugungsmix auf längere Sicht unverzichtbar bleiben. Unsere großenteils hochmodernen Gaskraftwerke eignen sich besonders gut als Partner der erneuerbaren Energien, weil ihre Fahrweise sehr schnell an Lastschwankungen im Netz angepasst werden kann. Wegen ihrer vergleichsweise geringen Emissionen stoßen sie zudem auf breite gesellschaftliche Akzeptanz. Ihre Bedeutung in unserem Stromerzeugungsportfolio dürfte sich langfristig erhöhen. Auch Kohle bleibt ein wichtiger Energieträger für uns, wird aber an Bedeutung einbüßen. Das ergibt sich in erster Linie aus den langfristigen europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. An ihnen richten wir unsere Strategie aus. Einen wichtigen Beitrag zur Emissionsreduktion wird unsere Braunkohlewirtschaft leisten. Beispielsweise werden wir im Rahmen des deutschen "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" fünf Braunkohleblöcke der 300-MW-Klasse frühzeitig aus dem Markt nehmen (siehe Seite 34) und dadurch den CO2 -Ausstoß im Rheinischen Braunkohlerevier um etwa 15% unter den heutigen Stand senken. Diesen Wert wollen wir im Laufe der kommenden Dekade auf 40% bis 50% steigern, u. a. indem wir nach der Auskohlung des Tagebaus Inden das Kraftwerk Weisweiler stilllegen. In der Folgezeit werden sinkende Auslastungsgrade und weitere Schließungen von Braunkohleblöcken zu einem fortgesetzten Rückgang der CO2 -Emissionen führen, ehe mit Auslaufen der Tagebaue Hambach und Garzweiler etwa Mitte des Jahrhunderts auch die modernsten Braunkohleblöcke vom Netz gehen werden. (2) Trading/Gas Midstream: Kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern.Der Energiehandel ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Unsere Tochter RWE Supply & Trading handelt schwerpunktmäßig Strom, Gas, Kohle, Öl, Emissionsrechte und Biomasse. Diese Aktivitäten will sie vor allem in Nordamerika und Asien ausbauen und hat deshalb bereits Büros in New York, Singapur und Mumbai eröffnet. Zu den Aufgaben der Gesellschaft zählen auch die Beschaffung der für die Produktion von Strom und Wärme benötigten Rohstoffe und die Vermarktung des Stroms aus unseren Kraftwerken. Ihr Ziel dabei ist es, Ertragschancen zu nutzen und Risiken zu begrenzen. Daneben schafft sie zusätzlichen Wert, indem sie den Einsatz unserer Anlagen kommerziell optimiert. Ihr Know-how vermarktet RWE Supply & Trading auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden: Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagementlösungen bis hin zu komplexen Risikomanagementkonzepten. Auf diesem Gebiet will unsere Tochter weiter wachsen. Darüber hinaus tätigt sie in zunehmendem Maße kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen, bei denen sich durch Restrukturierung und Weiterveräußerung attraktive Renditen erzielen lassen. Beispiel für ein solches Investitionsobjekt ist das Steinkohlekraftwerk Lynemouth im Norden Englands: Nach dem Erwerb im Jahr 2012 haben wir die Weichen dafür gestellt, dass die Anlage mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann, und sie Anfang 2016 mit Gewinn an einen Investor weiterverkauft. (3) innogy: Motor der Energiewende.Von unserer Finanzbeteiligung innogy versprechen wir uns eine hohe und stabile Dividende. Damit sich diese Erwartung erfüllen kann, bedarf es einer Strategie, die den operativen Erfolg des Unternehmens in einem sich dramatisch wandelnden Umfeld langfristig sichert. Drei Trends beherrschen derzeit den Energiesektor: Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Digitalisierung. Sie setzen den Rahmen für die strategische Ausrichtung der drei Geschäftsfelder von innogy.
Weiterentwicklung der RWE-Strategie. Unsere neue Konzernstruktur mit zwei selbstständig agierenden Unternehmen hat zur Folge, dass es kein konzernumspannendes strategisches Leitbild mehr gibt. Das frühere Leitbild von RWE hatten wir im Geschäftsbericht 2015 auf den Seiten 20 bis 22 dargestellt. Entscheidungen zur Weiterentwicklung des Geschäfts beziehen sich bei der RWE AG nun ausschließlich auf die Bereiche Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream, während innogy den Kurs bei den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb absteckt. 2016 und Anfang 2017 haben wir intensiv an der Weiterentwicklung der Strategie der RWE AG gearbeitet. Die Ergebnisse werden wir Ende März 2017 der Öffentlichkeit vorstellen. Das Steuerungssystem der RWE AG. Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wertorientierten Steuerung der Konzerngesellschaften setzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controlling-System ein, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht. Auf Basis von Zielvorgaben des RWE-Vorstands und unseren Erwartungen zur operativen Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung nach ihrer Fertigstellung dem Aufsichtsrat vor, der sie begutachtet und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerte und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen. Wesentliche Kennzahlen zur Steuerung unseres operativen Geschäfts und zur Beurteilung der Finanzlage sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis, der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit und die Nettoschulden. Das EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf die betriebliche Entwicklung zu verbessern, bereinigen wir es um nicht-operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden u. a. Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Restrukturierungskosten und Wertberichtigungen. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT (bislang als "betriebliches Ergebnis" bezeichnet, siehe Seite 41). Die Entwicklung des bereinigten EBIT hat maßgeblichen Einfluss auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das bereinigte Nettoergebnis. Wir ermitteln es, indem wir das Nettoergebnis um wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern korrigieren. Seit 2016 verwenden wir die Kennzahl als einen Bestimmungsfaktor für die aktienbasierte Vergütung unserer leitenden Angestellten. Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return) als Renditekennzahl. Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flows aus laufender Geschäftstätigkeit. Zieht man von diesem die Investitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich der Haushaltsüberschuss bzw. das Haushaltsdefizit. Wir verfolgen das Ziel, unsere Investitionen und Ausschüttungen vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit zu finanzieren, wenngleich Schwankungen beim Mittelzufluss dazu führen können, dass uns dies nicht in jedem Jahr gelingt. Ein weiterer Indikator für die Finanzlage von RWE sind die Nettoschulden. Im Wesentlichen sind das die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen und für den Rückbau von Windparks. Unsere Verbindlichkeiten aus Hybridanleihen rechnen wir zur Hälfte den Nettoschulden zu. Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst. Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir uns durch Wahrnehmung unserer Verantwortung als Unternehmen (Corporate Responsibility, kurz: CR) die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, haben wir in der Vergangenheit Handlungsfelder definiert, in denen nach unserem Verständnis die wichtigsten Herausforderungen für RWE lagen. Unsere CR-Strategie erstreckte sich bisher auf zehn solcher Themengebiete, die wir im Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern und Nichtregierungsorganisationen festgelegt hatten. Seit der Reorganisation des RWE-Konzerns liegen einige dieser Handlungsfelder nun ganz oder teilweise im Verantwortungsbereich von innogy. Die RWE AG hat deshalb neue Prioritäten auf dem Gebiet der CR definiert, die sich auf das bei ihr verbliebene Geschäft beziehen. Unsere Hauptaufgabe sehen wir darin, Partner für die Energiewende in Europa zu sein. Mit unseren flexiblen Kraftwerken wollen wir maßgeblich dazu beitragen, dass die Sicherheit der Stromversorgung auch bei weiter steigenden Wind- und Solarstrom-einspeisungen gewährleistet bleibt. Große Bedeutung messen wir auch dem Umweltmanagement und der Arbeitssicherheit bei. Hier haben wir bereits ein hohes Niveau erreicht, das wir sichern wollen. Weitere zentrale Anliegen von uns sind, dass der Verhaltenskodex und die Compliance-Regeln von RWE eingehalten werden und dass unsere Zulieferer international anerkannte Umwelt- und Sozialstandards berücksichtigen. Als Europas größter Einzelemittent von Kohlendioxid (CO2 ) sind wir auf dem Gebiet des Klimaschutzes besonders gefordert, zumal mit hohen Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken einhergehen. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien hat der RWE-Konzern bereits einen wichtigen Beitrag zur Emissionssenkung geleistet. Außerdem haben wir mit dem 2015 abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. Unsere Maßnahmen zur Senkung des CO2 -Ausstoßes werden zunehmend durch politische Vorgaben bestimmt, die sich aus europäischen und nationalen Minderungszielen ergeben. Ein Beispiel dafür ist die frühzeitige Stilllegung von Braunkohlekraftwerken im Rahmen des Aktionsprogramms Klimaschutz 2020. Weil unser Handlungsspielraum in der konventionellen Stromerzeugung immer kleiner geworden ist und wir die Verantwortung für den Ausbau der erneuerbaren Energien auf innogy übertragen haben, geben wir für den Konzern keine konkreten Emissionsminderungsziele mehr aus. Bislang hatten wir angestrebt, den CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom bis 2020 auf 0,62 Tonnen zu senken. Im vergangenen Jahr lag der Emissionsfaktor noch bei 0,69 Tonnen. Wie hoch er zukünftig sein wird, hängt u. a. vom politischen Rahmen ab. Eine große Rolle spielt auch die Entwicklung der Margen in den einzelnen Erzeugungstechnologien. Beispielsweise konnten unsere Gaskraftwerke, die wesentlich weniger CO2 ausstoßen als Kohlekraftwerke, in den vergangenen Jahren wegen ungünstiger Marktbedingungen noch nicht im gewünschten Maß zur Verbesserung unserer CO2 -Bilanz beitragen. Die Margen der Anlagen haben sich zuletzt jedoch etwas erholt. Sollte dieser Trend anhalten, könnte sich das in einem deutlich verringerten Emissionsfaktor niederschlagen. Weiter gehende Informationen zu unserer Strategie und unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie im Bericht "Unsere Verantwortung", dessen neue Ausgabe im April 2017 erscheint und im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden kann. 1.2 INNOVATIONNur wer innovativ ist, kann sich im Markt behaupten. Unsere Forschungs- und Entwicklungsprojekte - allein 240 im vergangenen Jahr - machen uns wettbewerbsfähiger und sind zugleich Bausteine für ein modernes, nachhaltiges Energiesystem. Durch sie werden Kraftwerke flexibler und emissionsärmer, Netze intelligenter und Energienutzungen effizienter. Innovativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Wir wollen damit sicherstellen, dass wir schon heute überzeugende Angebote für die Kundenbedürfnisse von morgen haben. Im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Auch 2016 hatten sie Tausende guter Ideen, mit denen wir Einsparungen erzielen und in Einzelfällen sogar neue Geschäftsfelder erschließen. Mit rund 390 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Der RWE-Konzern ist in vielfältiger Weise innovativ. Wichtigste Triebfeder ist dabei das Ziel, in einem sich dramatisch wandelnden Umfeld langfristig wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit konzernweit rund 1.100 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 390 Erfindungen basieren, sind wir in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Im vergangenen Jahr haben wir an rund 240 Projekten zur Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet und über 60 Erfindungen zum Patent angemeldet. Bei F & E-Vorhaben tun wir uns häufig mit externen Partnern aus Anlagenbau, chemischer Industrie oder Forschungseinrichtungen zusammen. Das finanzielle Volumen der Projekte übersteigt den uns selbst zuzurechnenden Anteil dann meist deutlich. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2016 auf 165 Mio. € (Vorjahr: 101 Mio. €). Von unseren Mitarbeitern waren 380 ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. RWE AG: Lösungen für flexiblere Kraftwerke, wirtschaftlichere Tagebaue und neue Nutzungen von Braunkohle. Seit dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 konzentriert sich die RWE AG im operativen Geschäft auf die Gewinnung von Braunkohle, die Stromerzeugung mit konventionellen Kraftwerken und den Energiehandel. Dies spiegelt sich auch in ihren Schwerpunkten bei der Forschung und Entwicklung wider. Die F & E-Projekte der RWE AG zielen darauf ab, fossil befeuerte Kraftwerke flexibler und emissionsärmer zu machen, Tagebaue wirtschaftlicher zu betreiben und die dort gewonnene Braunkohle für innovative Zwecke zu nutzen, die weit über die Stromerzeugung hinausgehen. Im Folgenden stellen wir eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte der RWE AG vor. Big Data macht's möglich: Kraftwerke werden effizienter und zuverlässiger. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien steigen die Anforderungen an unsere Kraftwerke: Sie sollen Strom bedarfsorientiert und flexibel bereitstellen und dabei absolut zuverlässig sein. Doch die Flexibilität hat ihren Preis. Denn wenn Kraftwerke immer häufiger hoch- und runtergefahren werden müssen, sind bestimmte Komponenten starken Belastungen ausgesetzt. Umso wichtiger ist für uns, jederzeit darüber informiert zu sein, welche Komponenten sich dem Ende ihrer Lebensdauer nähern; nur dann können wir sie rechtzeitig ersetzen und Schäden durch ihren Ausfall vermeiden. Im Rahmen unseres Projekts "rLife" haben wir ein am Markt erhältliches IT-Tool weiterentwickelt und können damit nun online von einer Warte aus bei allen Kraftwerken überwachen, wie stark sich Komponenten abnutzen. Wir haben es hier mit einer sogenannten "Big Data"-Anwendung zu tun, bei der große Mengen von Informationen erfasst, aufbereitet, analysiert und genutzt werden. Im konkreten Fall handelt es sich um Daten, die wir ohnehin erheben müssen. Wir setzen das IT-Tool seit Ende 2016 ein - und profitieren davon gleich in zweifacher Hinsicht: Zum einen können wir Schäden wirksamer vorbeugen, zum anderen erzielen wir Kosteneinsparungen, weil wir weniger Vor-Ort-Prüfungen vornehmen müssen. Wissen bündeln: Neue Verfahren für einen geringeren Quecksilberausstoß von Kohlekraftwerken. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, unsere Kraftwerke möglichst umweltverträglich zu betreiben. Der Gesetzgeber macht uns dazu bereits strenge Vorgaben, beispielsweise bei den Quecksilber-Emissionen. Auf Drängen der EU sollen hier die Grenzwerte noch niedriger werden. Quecksilber wird mit den Techniken, die derzeit bei der Rauchgasreinigung im Einsatz sind, schon heute zum allergrößten Teil aus dem Rauchgas abgeschieden. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die zulässigen Obergrenzen deutlich. Unabhängig davon forschen wir seit Jahren intensiv daran, wie wir noch mehr Quecksilber auffangen können. Im Mittelpunkt stehen dabei Verfahren, die wir speziell für den Einsatz in unseren Braunkohlekraftwerken entwickeln. Ein Ansatz sieht die Nutzung von Herdofenkoks aus RWE-eigener Herstellung vor. In einem Langzeittest wollen wir das neue Verfahren großtechnisch erproben und optimieren. Beginnen werden wir damit voraussichtlich in der zweiten Jahreshälfte 2017. Wegen der komplexen chemischen Zusammenhänge sind F & E-Maßnahmen zur Minderung der Quecksilberemissionen generell sehr zeitaufwendig. Deshalb haben zahlreiche Kraftwerksbetreiber - darunter RWE - und der Fachverband der Strom- und Wärmeerzeuger VGB PowerTech ihre Aktivitäten gebündelt: In einer gemeinsamen Initiative tragen sie ihr Wissen und ihre Erfahrungen zusammen und tauschen sich intensiv mit Wissenschaft und Politik aus, um möglichst schnell effektive Lösungen für eine weitere Senkung der Quecksilberemissionen zu finden. Aus Bewährtem wird Neues: Innovative Nutzungsmöglichkeiten für Braunkohle. Braunkohle ist eine Ressource, die uns noch viele Jahre zur Verfügung stehen wird. Dass sie mehr ist als eine Energiequelle, wollen wir mit unserem Projekt "Fabiene" zeigen. Der Grundgedanke: Auf Basis von Braunkohle lassen sich Ausgangsstoffe für die chemische Industrie herstellen - hochwertige Treibstoffe, die helfen können, Emissionen im Verkehr zu senken, aber auch Vorprodukte für Kunststoffe, Klebstoffe und Farben. Technisch möglich wird die stoffliche Kohlenutzung, indem wir die Braunkohle in einen gasförmigen Zustand bringen und das so gewonnene Synthesegas, das vor allem aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid besteht, in die gewünschten Produkte umwandeln. RWE verfügt über langjährige Erfahrung in der Herstellung, Aufbereitung und Nutzung des aus Braunkohle gewonnenen Synthesegases. Unser Forschungsziel ist, diese Verfahren weiterzuentwickeln und sie kommerziell nutzbar zu machen. Im Frühjahr 2016 haben wir in unserem Innovationszentrum in Niederaußem damit begonnen, die Herstellung von Naphtha, Wachsen und Treibstoffen wie Diesel und Kerosin zu testen. Unser nächstes Etappenziel ist, die in unseren Laboratorien entstandenen Produkte bis Mitte 2017 potenziellen Kunden, z. B. Raffineriebetreibern, für weitere Tests und Analysen zur Verfügung zu stellen. Das Projekt Fabiene wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert. Unsere Projektpartner sind die TU Darmstadt und thyssenkrupp Industrial Solutions. Robustere Großgeräte im Tagebau - geringere Kosten. In den Braunkohletagebauen von RWE leisten 20 Schaufelradbagger und 19 sogenannte Absetzer jeden Tag Schwerstarbeit: Die riesigen Bagger holen gewaltige Mengen von Kohle und Abraum (nicht nutzbare Erd- und Gesteinsschichten) aus der Erde und laden sie auf Förderbändern ab, die die Kohle ins Zwischenlager transportieren und den Abraum zum Absetzer, der diesen verkippt. Die Großgeräte haben ein enormes Gewicht; entsprechend großen Belastungen sind ihre Raupenfahrwerke ausgesetzt, wenn sie innerhalb der Tagebaue von einem Einsatzort zum anderen fahren. Infolgedessen kommt es zu erheblichem Verschleiß und hohen Instandhaltungskosten. Um diese Kosten zu verringern, hat unser "Technikzentrum Tagebaue" gemeinsam mit der RWTH Aachen ein sogenanntes Multikörpersimulationsmodell entwickelt. Mit ihm können Bewegungsabläufe von Körpern und insbesondere die in Gelenken auftretenden Kräfte und Spannungen berechnet und simuliert werden. Mithilfe des Modells haben wir Anpassungen bei den Fahrwerkskomponenten unserer Großgeräte vorgenommen und testen ihren Nutzen nun in der Praxis. Erste, sehr positive Ergebnisse liegen bereits vor. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten der RWE AG finden Sie unter www.rwe.com/innovation. innogy SE: Fokus auf erneuerbare Energien, intelligente Netze und neue Vertriebsprodukte. Innovativ ist der RWE-Konzern auch auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, der Verteilnetze und des Vertriebs. Für die F & E-Aktivitäten in diesen Geschäftsfeldern ist innogy SE verantwortlich, die für uns den Status einer Finanzbeteiligung hat. innogy verfolgt ein breites Spektrum von Innovationsvorhaben, über die Sie sich unter www.innogy.com/innovation informieren können. Exemplarisch herausgegriffen sei das Projekt "Designetz": Hier erarbeitet ein Forschungskonsortium unter der Federführung unserer Tochter ein Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das deutsche Versorgungssystem; das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie misst Designetz eine so große Bedeutung bei, dass es dafür Fördermittel in zweistelliger Millionenhöhe bereitgestellt hat. Im Zentrum eines anderen F & E-Projekts von innogy steht der Test eines mobilen Batteriespeichers. Der Speicher nimmt dezentral erzeugten Wind- oder Solarstrom auf, der nicht sofort benötigt wird, und gibt ihn später wieder ins Netz ab. Da er das Format eines Frachtcontainers hat, lässt er sich zudem per LKW von einem Ort zum anderen transportieren. Solche Speicher können im ländlichen Raum den Ausbau des Netzes ersetzen oder die Zeit bis zum Netzausbau überbrücken. Im Rahmen des F & E-Projekts werden derzeit mögliche Betreibermodelle erarbeitet. Innovation Hub bei innogy: Plattform für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Innovation geht bei uns weit über die technisch ausgerichtete F & E-Tätigkeit hinaus. Kreativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Organisiert und vorangetrieben wird sie vom 2014 gegründeten "Innovation Hub", einer Innovationsplattform, die nun bei innogy angesiedelt ist und von einem rund 130-köpfigen Team mit Leben gefüllt wird. Unternehmen, die in einem sich dynamisch wandelnden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für zukünftige Kundenbedürfnisse haben. Der Innovation Hub bringt Menschen zusammen, die dazu beitragen können. Sie bekommen die Chance, Geschäftsideen ohne Denkverbote zu sondieren und vielversprechende Neuerungen direkt am Markt zu erproben. Im Mittelpunkt steht dabei die Entwicklung digitaler Geschäftsmodelle. Der Anspruch lautet hier, Produkte und Dienstleistungen zur Marktreife zu bringen, mit denen Kunden Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Ein Beispiel dafür ist "shine": Hier ist aus einer Idee bereits ein Start-up-Unternehmen geworden, dessen Produkt - der "shine Energiemanager" - Kunden mit Solaranlagen in die Lage versetzt, ihre Stromproduktion und ihren Energieverbrauch selbst zu optimieren. Ein weiteres Beispiel ist das "eCarSharing", ein Angebot speziell für Geschäftskunden und Kommunen, die ihren Fuhrpark verkleinern oder ganz abschaffen, aber mobil bleiben wollen. Über einen monatlichen Tarif können sie Zeitkontingente für moderne Elektrofahrzeuge buchen; getankt wird Ökostrom aus innogy-Ladesäulen. Einsparungen und neue Geschäftsideen dank Erfahrung und Know-how unserer Mitarbeiter. Ein wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter nutzen ihre Erfahrungen im täglichen Geschäft, um das Unternehmen mit Innovationen voranzubringen. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns insgesamt rund 2.800 Verbesserungsvorschläge bei den zuständigen Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Anregungen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf 13 Mio. €. Manche Ideen gehen über Prozessverbesserungen hinaus und betreffen mögliche neue Geschäftsfelder für RWE. Beispielsweise schlug ein Mitarbeiter der RWE Power AG vor, einen Dünger zu produzieren und zu vermarkten, der aus Gülle und Braunkohle besteht. Dazu wird die Gülle direkt bei Schweine- oder Rinderzüchtern in einem Behälter mit Braunkohle gemischt. Die für das Pflanzenwachstum wichtigen Nährstoffe Stickstoff, Phosphor und Kalium, die in der Gülle enthalten sind, lagern sich dabei an der Braunkohle an. Der feste Teil der Mischung wird nun kompostiert - es entsteht ein körniges Düngesubstrat, ähnlich wie Blumenerde, das in Beutel abgefüllt und vermarktet werden kann. Als Kultursubstrat für Gartenbaubetriebe ist es ebenso geeignet wie als Humusbildner bei sandigen Böden in der Landwirtschaft. Der neue organische Dünger ist hochwirksam, ökologisch und preisgünstig. Weil die Nährstoffe an die Braunkohle gebunden sind, bleiben sie für die Pflanzen gut im Boden verfügbar. Das ist ein wesentlicher Vorteil gegenüber der weit verbreiteten exzessiven Düngung mit Gülle, bei der das darin enthaltene Nitrat nicht vollständig von den Pflanzen aufgenommen, sondern teilweise ins Grundwasser geschwemmt wird. Die Trinkwasseraufbereitung wird dadurch aufwendiger. Nach einem Bericht des Bundesumweltministeriums vom Januar 2017 ist der zulässige Nitrat-Grenzwert im Zeitraum 2012 bis 2014 an fast einem Drittel der Messstellen überschritten worden. Das Ministerium will nun mit einer Verschärfung der Düngeverordnung gegensteuern. Vor diesem Hintergrund gewinnt das neue Verfahren zusätzlich an Attraktivität. Seit September 2016 wird seine Praxistauglichkeit bei einem Schweinezüchter am Niederrhein getestet. Das Substrat könnte weltweit eingesetzt werden und dazu beitragen, das Ungleichgewicht der Nährstoffverteilung in den verschiedenen Regionen auf umweltverträgliche Weise zu verringern. Durch den Export würden zudem neue Arbeitsplätze entstehen. Für RWE wäre der Verkauf der Braunkohle für diese Art der stofflichen Verwertung ein neues Geschäftsfeld mit beachtlichem Potenzial. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENTrotz robuster Konjunktur bleiben die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für RWE schwierig. Die Preise für Energierohstoffe und Strom liegen nach wie vor weit unter dem Niveau, das sie vor einigen Jahren hatten. Wer sich 2016 am deutschen Großhandelsmarkt für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste nur durchschnittlich 27 €/MWh bezahlen - so wenig wie seit über zehn Jahren nicht. Allerdings zeigte sich im Jahresverlauf ein leichter Aufwärtstrend. Impulse kamen dabei von einer Erholung der Steinkohlepreise. 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. Die Margen, die wir bei solchen Terminkontrakten für 2016 erzielten, lagen insgesamt deutlich unter dem Vorjahresniveau. Wirtschaftsleistung der Eurozone um 1,7% gestiegen. Nach ersten Schätzungen für 2016 lag die globale Wirtschaftsleistung um etwa 2,5% über der des Vorjahres. Für die Eurozone wird ein Wachstum von 1,7% veranschlagt. In Deutschland, der größten Volkswirtschaft des Währungsraums, ist das Bruttoinlandsprodukt (BIP) wohl um etwa 2% gestiegen. Konjunkturmotoren waren hier der robuste private Verbrauch und gestiegene Staatsausgaben. Die Niederlande kamen auf ein ähnliches Expansionstempo wie Deutschland, während Belgien nicht ganz Schritt halten konnte. Großbritannien, unser größter Markt außerhalb der Eurozone, hat nach aktuellen Daten ein Plus von ebenfalls 2% erreicht, das zum großen Teil dem expandierenden Dienstleistungssektor zuzurechnen ist. Allerdings erhielt die Konjunktur des Landes durch das Brexit-Votum einen leichten Dämpfer. In unseren wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten scheint sich die positive Entwicklung des Vorjahres fortgesetzt zu haben. Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass das BIP in Tschechien und Polen um jeweils 2,5% gestiegen ist und in Ungarn um 2%. In der Slowakei könnte es sich sogar um 3,5% erhöht haben. Witterung etwas kühler als 2015. 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 niedriger die Außentemperaturen, desto mehr Energie wird zum Heizen benötigt. Meteorologische Aufzeichnungen für 2016 belegen, dass in nahezu ganz Europa relativ milde Witterung herrschte. Die Durchschnittstemperaturen in unseren Kernmärkten bewegten sich etwas über dem jeweiligen Zehnjahresmittel. Gegenüber 2015 fielen sie aber zumeist niedriger aus. Vor allem das vierte Quartal war vergleichsweise kühl. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen, insbesondere die aus regenerativen Quellen. Beispielsweise hängt die Auslastung von Windkraftanlagen davon ab, wie hoch das Windaufkommen ist. Das vergangene Jahr war an den meisten Erzeugungsstandorten von innogy windschwächer als 2015. Dies traf vor allem auf Großbritannien, Deutschland und die Niederlande zu. Auch die Laufwasserkraftwerke von innogy, von denen sich die meisten in Deutschland befinden, sind Wettereinflüssen ausgesetzt. Ihre Erzeugung richtet sich u. a. nach den Niederschlags- und Schmelzwassermengen. Im Gegensatz zu den Windkraftanlagen waren die deutschen Laufwasserkraftwerke insgesamt besser ausgelastet als 2015. Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten. Das Wirtschaftswachstum und die gegenüber 2015 etwas kühlere Witterung regten den Energieverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie gegenläufigen Einfluss hatte. Beim Vergleich der Verbrauchsmengen mit denen des Vorjahres kommt außerdem zum Tragen, dass 2016 als Schaltjahr einen zusätzlichen Tag enthielt. Nach vorläufigen Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) blieb die deutsche Stromnachfrage gegenüber 2015 unverändert. Expertenschätzungen für die Niederlande und Großbritannien deuten dagegen auf gestiegene Verbräuche hin. In den osteuropäischen Märkten Polen, Slowakei und Ungarn dürfte gleich viel oder mehr Strom eingesetzt worden sein als 2015. Vergleichsweise dynamisch entwickelte sich die Nachfrage nach Gas. Dabei kam der witterungsbedingt höhere Heizwärmebedarf zum Tragen. Außerdem ist Gas preisgünstiger geworden und wurde deshalb wieder verstärkt zur Erzeugung von Strom genutzt. Nach Erhebungen des BDEW lag der deutsche Gasverbrauch 2016 um 9% über dem des Vorjahres. Großbritannien kommt nach vorliegenden Daten sogar auf ein Plus von 14%. Für die Niederlande und Tschechien wird ein Anstieg um 5% veranschlagt. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Niedrigere Gaspreise im Großhandel und im Endkundengeschäft. Das Preisniveau im europäischen Gashandel war 2016 wesentlich niedriger als im Jahr zuvor. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen Leitmarkt, lagen die Spotnotierungen im Jahresdurchschnitt bei 14 €/MWh. Das sind 6 € weniger als 2015. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2017) mit durchschnittlich 15 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2016 waren 2015 noch 20 € bezahlt worden. Die Baisse am Gasmarkt spiegelte sich in den Endkundenpreisen wider. Allerdings reagieren die Privatkundentarife typischerweise mit einigem Zeitverzug auf die Entwicklung im Großhandel. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas in Deutschland für Privathaushalte um 3% und für Industriekunden um 15% verbilligt. In Großbritannien und Tschechien zeigte sich ein ähnliches Bild: Die Privatkundentarife sind in diesen Ländern um schätzungsweise 6% bzw. 2% gesunken und die EntgeIte für Industrieunternehmen um 16% bzw. 15%. In den Niederlanden mussten Haushalte und Industrie gegen den Trend am Großhandelsmarkt geringfügig mehr bezahlen als 2015. Grund dafür ist, dass sich die Belastungen aus Steuern und Abgaben erhöht haben. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Steinkohlepreise: Leichte Erholung nach Rekordtief zu Jahresbeginn. Die Notierungen im internationalen Steinkohlehandel fielen Anfang 2016 auf ein neues Rekordtief, zeigten dann aber eine deutliche Aufwärtstendenz. Kohleeinfuhren über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit jahresdurchschnittlich 60 US$/ Tonne (54 €) abgerechnet. Das sind 3 US$ mehr als 2015. Der Forward 2017 (Index API 2) handelte mit 54 US$/Tonne knapp unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Steinkohle hat sich in den vergangenen Jahren stark verbilligt, weil zahlreiche Länder Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrageentwicklung nicht Schritt halten konnte. Allerdings sorgten staatliche Beschränkungen der chinesischen Kohleproduktion dafür, dass sich die Notierungen 2016 wieder etwas erholten. Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Diese liegen heute ebenfalls weit unter dem Niveau früherer Jahre. Hintergrund ist, dass auch in der Frachtschifffahrt hohe Überkapazitäten aufgebaut worden sind und sich Treibstoffe verbilligt haben. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2016 jahresdurchschnittlich 4 US$/Tonne in Rechnung gestellt, gegenüber 5 US$ im Vorjahr. Ähnlich wie die Steinkohlepreise haben auch die Frachtraten zu Jahresbeginn eine Talsohle erreicht und sich danach etwas erholt. Preiserhöhend wirkte, dass Treibstoffe wieder teurer geworden sind und konjunkturbedingt mehr Transportleistung nachgefragt wurde. Außerdem sind in steigendem Maße unrentable Schiffe verschrottet worden. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Rückkehr der Baisse im CO2 -Emissionshandel. Im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten haben die Preise nach längerem Aufwärtstrend wieder nachgegeben. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde 2016 mit durchschnittlich 5 € abgerechnet. Der Wert bezieht sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2017 fällig werden. Zum Vergleich: 2015 kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2016 durchschnittlich 8 €. Experten bringen den Preisverfall im Emissionshandel mit der Entwicklung der Stromnotierungen in Verbindung, die zu Jahresbeginn neue Tiefststände erreichten. Es wird vermutet, dass zahlreiche Versorger des halb ihre Stromterminverkäufe zurückgefahren und dementsprechend weniger CO2 -Emissionsrechte nachgefragt haben. Hinzu kam, dass die Marktbedingungen von Gaskraftwerken besser geworden sind und sich der Anteil dieser relativ emissionsarmen Erzeugungstechnologie an der Stromproduktion vergrößert hat. Auch dies minderte den Bedarf an EUAs. Darüber hinaus sorgte das Brexit-Votum für Verunsicherung: Sollte Großbritannien aus dem Europäischen Emissionshandelssystem ausscheiden, würden die dort ansässigen Unternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und die Preise damit unter Druck setzen. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Weiterhin niedrige Notierungen im Stromgroßhandel. In Deutschland ist die Preisentwicklung im Stromgroßhandel in starkem Maße von den steigenden Stromeinspeisungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz geprägt. Diese verdrängen konventionelle Erzeugungsanlagen und mindern die am Markt erzielbaren Preise. Hinzu kommt, dass Steinkohlekraftwerke, die traditionell einen hohen Einfluss auf die Strompreisbildung haben, ihren Strom wegen niedriger Brennstoffkosten zu sehr günstigen Konditionen anbieten können. Aufgrund dieser Faktoren liegen die aktuellen Notierungen am deutschen Stromgroßhandelsmarkt weit unter dem Niveau, das sie noch vor einigen Jahren hatten. Auch gegenüber 2015 haben sie sich verringert, wenn auch nur leicht. Der Spotpreis für das Grundlastprodukt lag im vergangenen Jahr bei durchschnittlich 29 €/MWh und damit 3 € unter dem Vorjahreswert. Im Terminhandel fielen die Notierungen zu Jahresbeginn auf neue Tiefststände, ehe sie - getrieben von der Entwicklung an den Steinkohlemärkten - wieder etwas anzogen. Der Grundlast-Forward 2017 kostete im Jahresdurchschnitt 27 €/MWh. Zum Vergleich: 2015 war der Forward 2016 noch mit 31 € gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitwichtigsten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Einfluss auf den Preis. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2 -Steuer sind die Notierungen dort vergleichsweise hoch. Im vergangenen Jahr wurde Grundlaststrom am britischen Spotmarkt mit durchschnittlich 40 £/MWh (49 €) abgerechnet; das ist genauso viel wie 2015. Der Forward 2017 lag mit 41 £/MWh (50 €) um 2 £ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Wegen der Abwertung des britischen Pfunds fiel der Preisrückgang in Euro deutlicher aus (siehe Grafik oben). In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Gleichzeitig drücken deutsche Stromexporte das Preisniveau. Grundlaststrom kostete am niederländischen Spotmarkt durchschnittlich 32 €/MWh. Gegenüber 2015 hat er sich um 8 € verbilligt. Der Forward für 2017 wurde mit 31 €/MWh gehandelt und damit 7 € unter dem Preis, der im Vorjahr für den Forward 2016 bezahlt worden war. Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, indem 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 oben zeigen, wie sich die Margen in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2014 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, waren die Clean Dark Spreads, die 2016 für das folgende Jahr erzielt werden konnten, niedriger als 2015. Insbesondere in Großbritannien und den Niederlanden gab es deutliche Rückgänge. Die Margen der Gaskraftwerke haben sich 2016 dagegen weiter erholt. Auftrieb erhielten sie vor allem in der zweiten Jahreshälfte. In Großbritannien überflügelten sie die Margen der Steinkohlekraftwerke. In Deutschland und den Niederlanden lagen sie dagegen weiterhin deutlich unter diesen. In der Stromerzeugung aus Kernenergie und Braunkohle sind die Brennstoffkosten generell stabiler, auch bei RWE. 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 ihrer relativ stabilen Brennstoffkosten entwickeln sich die Margen der Kern- und Braunkohlekraftwerke i. d. R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. In den vergangenen Jahren sind sie daher stark gefallen. RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 35 €/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 2016, 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 2016 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 35 €/MWh (Vorjahr: 41 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen waren somit deutlich niedriger als 2015. Bei unseren Steinkohle-, vor allem aber unseren Gaskraftwerken standen den strompreisbedingten Erlöseinbußen Entlastungen infolge niedrigerer Brennstoffkosten gegenüber. Strom-Endkundengeschäft: Uneinheitliche Preisentwicklung in den Vertriebsmärkten von innogy. Die Strompreisentwicklung im Endkundengeschäft wird nicht nur durch die Großhandelsnotierungen beeinflusst, sondern auch durch Netzkosten, Umlagen und Steuern. Das gilt vor allem für Haushalte. In Deutschland, wo der Anteil dieser Preiskomponenten immer größer wird, haben sich die Stromentgelte für Privat- und Industriekunden im vergangenen Jahr leicht erhöht. Für britische Haushalte blieben die Preise stabil, für die britische Industrie sind sie geringfügig gestiegen. In den Niederlanden führten Steuersenkungen dazu, dass Haushalte etwa 15% und Industrieunternehmen etwa 11 % weniger bezahlen mussten. In unseren osteuropäischen Strommärkten war folgende Entwicklung zu beobachten: In Polen und Ungarn verringerten sich die Privatkundentarife etwas, während sie in der Slowakei leicht anstiegen. Für Industrieunternehmen hat sich Strom in allen drei Ländern verbilligt: Die geschätzten Preisrückgänge liegen in der Slowakei bei 3%, in Polen bei 5% und in Ungarn bei 13%. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGENDer Klimaschutz stand auch 2016 ganz oben auf der energiepolitischen Agenda. Im November 2016 trat das Pariser Abkommen zur Begrenzung der globalen Erwärmung in Kraft, nachdem es die großen Industrienationen ratifiziert hatten. Auf EU-Ebene widmete sich die Politik der Frage, wie das europäische Emissionshandelssystem gestärkt werden kann, während die deutsche Regierung im Klimaschutzplan 2050 konkretisierte, mit welchen Maßnahmen die nationalen Ziele zur Senkung des Treibhausgasausstoßes erreicht werden sollen. In Deutschland war auch die Kernenergie ein beherrschendes Thema. Im Dezember verabschiedeten Bundestag und Bundesrat ein Gesetz, das die Verantwortung für die Entsorgung neu aufteilt: Künftig wird der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernehmen. Die Mittel dafür erhält er aus einem Fonds, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. Die Regelung ist sachgerecht, bedeutet für RWE aber eine gewaltige finanzielle Kraftanstrengung. Pariser Klimaschutzabkommen nimmt letzte Hürden. Am 4. November 2016, knapp ein Jahr nach der Pariser Klimakonferenz, ist das dort vereinbarte globale Abkommen zur Bekämpfung der Erderwärmung in Kraft getreten. Voraussetzung dafür war, dass mindestens 55 Staaten es ratifizieren, die für mindestens 55% des weltweiten Ausstoßes von Treibhausgasen verantwortlich sind. Im September hatten mit den USA und China die beiden größten Emittenten den Weltklimavertrag ratifiziert. Deutschland zog im Oktober nach. Der Vertrag 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 insoweit möglich, als die Emissionen neutralisiert werden können. Zur Erreichung dieser Ziele haben die Vertragsstaaten Zusagen über nationale Emissionsminderungen gemacht. Diese sollen alle fünf Jahre überprüft und möglichst in Richtung ambitionierterer Werte angepasst werden. Armen Ländern sichert der Vertrag finanzielle Unterstützung zu: Sie sollen Hilfen für Maßnahmen zum Klimaschutz und zur Anpassung an die Erderwärmung erhalten. EU-Parlament tritt für Stärkung des Emissionshandelssystems ein. Der Klimaschutz nach 2020 war auch auf EU-Ebene eines der zentralen energiepolitischen Themen. Breiten Raum nahm dabei die künftige Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) ein. Bereits Mitte 2015 hatte die EU-Kommission einen Richtlinien-Entwurf vorgelegt, der darauf abzielt, das ETS auf die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 auszurichten. Im vergangenen Jahr haben sich der Industrieausschuss und der Umweltausschuss des EU-Parlaments intensiv mit dem Thema befasst und eigene Vorschläge gemacht. Auf Basis des Kommissionsentwurfs und der Ausschussempfehlungen hat das Parlament im Februar 2017 seine Pläne zur Reform des ETS verabschiedet. Sie sind teilweise deutlich ehrgeiziger als die der Kommission. So will das Parlament den bestehenden Zertifikatüberschuss im Markt zügiger abbauen. Erreicht werden soll das dadurch, dass pro Jahr doppelt so viele überschüssige Zertifikate wie bisher vorgesehen in die sogenannte Marktstabilitätsreserve überführt werden. Diese war 2015 von der EU beschlossen worden; sie wird ab 2019 zum Einsatz kommen, um eine flexiblere Steuerung des Angebots an Emissionsrechten zu ermöglichen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 33). Außerdem tritt das Parlament dafür ein, dass in der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 insgesamt 800 Mio. Zertifikate aus der Reserve gelöscht werden. Wie bereits von der Kommission vorgeschlagen, soll die Menge der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate während der vierten Handelsperiode um jährlich 2,2% statt wie derzeit um 1,74% gesenkt werden. Bei der Zuteilung kostenloser Emissionsrechte an energieintensive Unternehmen will das Parlament großzügiger verfahren als die Kommission, um die Kostennachteile der Industrie gegenüber Konkurrenten aus Drittländern zu begrenzen. Mit dem Parlamentsbeschluss ist der legislative Prozess noch nicht beendet. Erst wenn sich der Umweltministerrat und das Parlament auf eine gemeinsame Position verständigt haben, wird die Reform des Emissionshandelssystems wirksam. EU legt Reformpaket für mehr Energieeffizienz und bessere Marktintegration von Ökostrom vor. Ende November 2016 hat die EU-Kommission einen umfangreichen Katalog zur Neugestaltung des Energierechts in der kommenden Dekade vorgelegt. Im sogenannten "Winterpaket" enthalten sind u. a. Vorschläge zur Reform der Richtlinien für die Förderung erneuerbarer Energien und für die Energieeffizienz sowie der Entwurf einer neuen Strommarkt-Verordnung. Mit dem Paket will die EU-Kommission den Energiebinnenmarkt stärken und sicherstellen, dass die 2014 vom Europäischen Rat beschlossenen Klima- und Energieziele für 2030 erreicht werden. Noch einen Schritt weiter geht die Kommission bei der Energieeffizienz: Diese soll gegenüber einer normalen Entwicklung ohne zusätzliche Maßnahmen um 30% statt bisher 27% verbessert werden, u. a. durch verstärkte Gebäudesanierung. Die Kommission bekräftigt das Ziel, dass der Energiebedarf der EU 2030 zu 27% aus erneuerbaren Quellen gedeckt wird. Gleichzeitig will sie größeren Spielraum für Marktkräfte schaffen und u. a. den Einspeisevorrang für Ökostrom einschränken. Die Kommission tritt auch für eine verstärkte grenzüberschreitende Zusammenarbeit der Netzbetreiber ein, damit die nationalen Energiesysteme enger miteinander verzahnt und Schwankungen des Stromangebots besser abgefedert werden können. Mehr Wettbewerb auf dem Strommarkt soll helfen, die Kosten für die Bürger trotz Milliarden-Investitionen in Grenzen zu halten. Darüber hinaus enthält das Winterpaket Vorgaben, an denen sich EU-Staaten orientieren müssen, wenn sie Kapazitätsmärkte einführen wollen. Kapazitätsmärkte sollen gewährleisten, dass trotz des Ausbaus der wetter- und tageszeitabhängigen erneuerbaren Energien stets genügend Strom vorhanden ist, um die Nachfrage zu decken. Kraftwerksbetreiber erhalten dabei zusätzlich zu den Erlösen aus der Erzeugung eine Vergütung dafür, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und somit zur Absicherung der Stromversorgung beitragen. Die Kommission spricht sich dafür aus, dass nur solche Kraftwerke an Kapazitätsmärkten teilnehmen dürfen, die höchstens 550 Gramm CO2 je Kilowattstunde ausstoßen. Diese Schwelle soll zunächst nur für neue, ab 2025 dann aber für alle Anlagen gelten. Damit wären Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten in der EU ausgeschlossen. Wir sehen dies als Rückschritt gegenüber der früheren Position der EU, dass Kapazitätsmärkte technologieoffen, diskriminierungsfrei und marktbasiert sein sollen. Unseres Erachtens sind diese Merkmale Voraussetzung dafür, dass der Kapazitätsbedarf zu den geringstmöglichen Kosten gedeckt wird. Das Paket der EU-Kommission ist zunächst nur ein Vorschlag. Nun stehen Verhandlungen mit dem EU-Parlament und den Mitgliedstaaten an. Wirksam werden die Reformmaßnahmen wohl erst ab 2020. Bundeskabinett beschließt Eckpfeiler der deutschen Klimaschutzpolitik. Nach zähem Ringen zwischen den Ministerien hat die Bundesregierung Mitte November 2016 den Klimaschutzplan 2050 vorgelegt. Er konkretisiert, mit welchen Maßnahmen und Strategien die deutschen Klimaschutzziele erreicht werden sollen. Diese sehen für 2030 eine Absenkung des Ausstoßes von Treibhausgasen um mindestens 55% gegenüber dem Stand von 1990 vor und für 2050 eine Reduktion um 80% bis 95%. Der Plan bricht die Klimaschutzziele auf einzelne Wirtschaftszweige herunter. Demnach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60% unter das Niveau von 1990 absenken. Sein Ausstoß von Treibhausgasen würde dann nur noch bei etwa 180 Mio. Tonnen liegen. Die Industrie soll die Hälfte und die Landwirtschaft ein Drittel ihrer Emissionen einsparen. Für den Gebäudesektor wird eine Reduktion um zwei Drittel und für den Verkehr um rund 40% angestrebt. Diese Ziele sollen allerdings noch einer umfassenden Folgenabschätzung unterzogen und gegebenenfalls angepasst werden. Im Klimaschutzplan werden erneuerbare Energien und Energieeffizienz als künftiger "Standard für Investitionen" eingestuft, während sich der Anteil der Kohle im Energiemix schrittweise verringern soll. Nach dem Willen der Bundesregierung wird eine Kommission bis Ende 2018 einen Instrumentenkatalog zur Unterstützung des Strukturwandels in den vom Transformationsprozess betroffenen Branchen und Regionen entwickeln. Neben ökologischen hat sie dabei auch wirtschaftliche und soziale Aspekte zu berücksichtigen. Der Klimaschutzplan soll regelmäßig fortgeschrieben werden, damit der technische Fortschritt und unvorhersehbare ökonomische Entwicklungen einfließen können. Bei der Weiterentwicklung des Plans setzt die Regierung auf einen breiten Dialog mit den betroffenen Unternehmen, Arbeitnehmervertretern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen. Auf Basis dieses Dialogs soll der Maßnahmenkatalog überprüft und gegebenenfalls angepasst werden. Deutschland schafft gesetzlichen Rahmen zur Ertüchtigung des Strommarktes für die Energiewende. Ende Juni 2016 hat der Deutsche Bundestag mit dem "Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes" ein Maßnahmenpaket beschlossen, das die Zuverlässigkeit der Stromversorgung bei zunehmenden Wind- und Solarstromeinspeisungen langfristig sicherstellen soll. Der Bundesrat gab Anfang Juli grünes Licht. Die Gesetzesnovelle ist das Ergebnis eines langen Konsultationsprozesses zur Ausgestaltung des Strommarktes, in dessen Mittelpunkt die Frage stand, ob Deutschland dem Beispiel Großbritanniens und Frankreichs folgen und einen Kapazitätsmarkt einführen soll. Die Bundesregierung hat beschlossen, dies nicht zu tun, sondern lediglich die Funktionsfähigkeit des bestehenden Marktmodells zu verbessern. Dementsprechend werden mit dem Strommarktgesetz Beschränkungen der Preisbildung im Stromgroßhandel abgeschafft, das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem gestärkt, der Regelenergiemarkt für weitere Anbieter geöffnet, Anreize für mehr Flexibilität auf der Verbraucherseite geschaffen und die Markttransparenz verbessert. Zur Absicherung der Stromversorgung sieht das Gesetz vor, dass die bestehende Netzreserve ("Winterreserve") über das Jahr 2017 hinaus verlängert und zusätzlich eine Kapazitätsreserve eingeführt wird. Letztere soll zunächst 2 GW betragen. Gedacht ist sie für Engpasssituationen, wenn es am Strommarkt nicht zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage kommt. Mit dem Strommarktgesetz ist auch die sogenannte "Sicherheitsbereitschaft" von Braunkohlekraftwerken rechtlich verankert worden. Im Jahr 2015 hatte die Bundesregierung beschlossen, dass acht Braunkohleblöcke im Zeitraum von 2016 bis 2019 schrittweise vom Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zu ihrer endgültigen Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt werden. Die Betreiber der Anlagen erhalten dafür eine Vergütung, die sich an der Höhe der Erlöse orientiert, die der jeweilige Block im Normalbetrieb erzielt hätte, abzüglich der kurzfristig variablen Erzeugungskosten. Im Mai 2016 wurde die Maßnahme von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt. Die Bundesregierung will damit die jährliche Emissionsbilanz um 12,5 Mio. Tonnen CO2 verbessern. RWE wird fünf Kraftwerke der 300-MW-Klasse in die Sicherheitsbereitschaft überführen: zunächst die Blöcke P und Q in Frimmersdorf zum 1. Oktober 2017, zwölf Monate später die Blöcke E und F in Niederaußem und nach weiteren zwölf Monaten den Block C in Neurath. Bundestag verabschiedet Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung. Am 15. Dezember 2016 hat der Deutsche Bundestag ein Gesetz verabschiedet, das die Verantwortung für die Entsorgung im Kernenergiebereich zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern neu aufteilt. Am Tag darauf gab auch der Bundesrat grünes Licht. Das Gesetz entspricht weitgehend den im April 2016 vorgelegten Empfehlungen der "Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs", die von der Bundesregierung eingesetzt worden war. Künftig wird der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernehmen, während die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen verbleibt. Die auf den Bund übergegangenen Aufgaben werden aus einem Fonds finanziert, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. Nach dem Gesetz müssen sie einen Grundbetrag von insgesamt 17,4 Mrd. € entrichten. Gegen Zahlung eines Aufschlags in Höhe von 35,47% bzw. 6,2 Mrd. € können sie sich von Haftungsrisiken aus etwaigen Kostensteigerungen befreien lassen. Daraus ergibt sich ein Gesamtbetrag von 23,6 Mrd. €. Die Zahlen beziehen sich auf den 1. Januar 2017. Nach dem Gesetz muss der Grundbetrag am 1. Juli 2017 entrichtet werden. Bis dahin soll er gegenüber dem Stand zum 1. Januar 2017 mit einem Jahreszins von 4,58% fortgeschrieben werden. Die Kraftwerksbetreiber können allerdings zwischenzeitlich geleistete Entsorgungsausgaben gegenrechnen lassen. Für den Risikoaufschlag ist eine Zahlungsfrist bis Ende 2022 vorgesehen; ausstehende Beträge sind ab Mitte 2017 mit ebenfalls 4,58% pro Jahr zu verzinsen. RWE hat sich entschieden, den gesamten Risikoaufschlag gemeinsam mit dem Grundbetrag am 1. Juli 2017 zu entrichten. In Summe werden damit rund 6,8 Mrd. € fällig. Das Gesetz tritt in Kraft, sobald die EU es beihilferechtlich genehmigt hat. Dies wird voraussichtlich im Frühjahr 2017 der Fall sein. Darüber hinaus soll auf der Grundlage des Gesetzes ein öffentlich-rechtlicher Vertrag zwischen dem Bund und den Kernkraftwerksbetreibern geschlossen werden, der den Unternehmen Vertrauensschutz gewährt. Die Gespräche dazu waren bei der Aufstellung des Lageberichts noch nicht abgeschlossen. Landesregierung legt Rahmen für Braunkohleförderung in Garzweiler II fest. Die nordrhein-westfälische Landesregierung hat Anfang Juli 2016 ihre Leitentscheidung zur künftigen Braunkohleförderung im Tagebau Garzweiler II bekannt gegeben. Darin hebt sie die langfristige Bedeutung der heimischen Braunkohle für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung hervor. Dem Tagebau in Garzweiler bescheinigt sie, dass er auch nach 2030 energiewirtschaftlich notwendig ist. Eine solche Feststellung ist Grundvoraussetzung für die langfristige Fortführung der Braunkohleförderung. Allerdings wird das Abbaugebiet verkleinert. So soll auf eine Umsiedlung einiger Ortschaften verzichtet werden, darunter Holzweiler mit rund 1.500 Einwohnern. Vorgesehen ist auch, dass ein größerer als der übliche Abstand zwischen dem Abbaugebiet und Holzweiler eingehalten werden soll. Die planungsrechtlich genehmigten Kohlevorräte von Garzweiler II, die bisher auf 1,2 Mrd. Tonnen veranschlagt wurden, verringern sich damit um schätzungsweise ein Drittel. Für die Tagebaue Hambach und Inden sind keine solchen Beschränkungen vorgesehen: Die Landesregierung stuft sie als energiewirtschaftlich notwendig ein und bestätigt die bereits genehmigten Abbaugrenzen. Mit der Bekanntgabe der Leitentscheidung hat ein langwieriger Prozess seinen Abschluss gefunden, in den neben Bürgervertretern und RWE auch zahlreiche Interessengruppen und Experten einbezogen waren. Für RWE Power und die vielen Tausend Beschäftigten im rheinischen Braunkohlerevier bringt die Leitentscheidung Planungssicherheit. Sie muss nun im Rahmen eines mehrjährigen Braunkohleplanänderungsverfahrens umgesetzt werden. Deutschland setzt auf eine wettbewerbsorientiertere Förderung der erneuerbaren Energien. Der Deutsche Bundestag hat am 8. Juli eine grundlegende Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) beschlossen, mit dem die Fördereffizienz erhöht und der Ausbau der Erzeugungskapazitäten besser an der vorhandenen Netzinfrastruktur ausgerichtet werden soll. Das neue EEG ist am 1. Januar 2017 in Kraft getreten, nachdem es die EU beihilferechtlich genehmigt hat. Betreiber von Neuanlagen werden im Regelfall nur noch dann eine Förderung erhalten, wenn sie sich in öffentlichen Ausschreibungen dafür qualifizieren. Bisher gab es für die Erzeugung von EEG-Strom die Garantie auf eine feste Einspeisevergütung. Dieses Recht wird nur bei kleineren Anlagen fortbestehen. Künftig gibt der Staat den gewünschten Kapazitätszubau vor und schreibt diese Menge aus. Potenzielle Investoren bieten mit einem bestimmten Förderbetrag, zu dem sie Teilmengen der ausgeschriebenen Leistung realisieren können. Die niedrigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis der gewünschte Zubau erreicht ist. Dieser soll für Onshore-Windkraft auf zunächst 2.800 MW und ab 2020 auf 2.900 MW pro Jahr beschränkt sein. Die Zahl ist als Bruttogröße zu verstehen, d. h., der Ersatz bestehender durch leistungsfähigere Anlagen ist eingerechnet. Für Offshore-Windparks strebt die Bundesregierung einen Zubau von durchschnittlich 730 MW pro Jahr an. Auf dem Gebiet der Photovoltaik wird die jährlich auszuschreibende Kapazität auf 600 MW begrenzt und bei Biomasse auf 150 bis 200 MW. Anlagenbetreiber, die sich erfolgreich um eine Förderung beworben haben, erhalten einen Betrag in Höhe ihres Auktionsgebots. Bei Onshore-Windkraftprojekten kann ein standortabhängiger Auf- oder Abschlag vorgenommen werden. Liegt der Preis, den die Anlagenbetreiber am Großhandelsmarkt für ihren Strom erzielen, unter dem genehmigten Fördersatz, erhalten sie eine Marktprämie in Höhe der Differenz. Das neue System erfüllt die Vorgabe der EU-Kommission, dass die Mitgliedstaaten die Förderung erneuerbarer Energien marktnäher gestalten und verstärkt auf wettbewerbliche Mechanismen wie Ausschreibungsverfahren setzen sollen. Deutschland ändert Förderbedingungen für neue Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Neben dem EEG ist 2016 auch das deutsche Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) grundlegend reformiert worden, um den EU-Vorgaben für eine wettbewerbliche, marktnahe Förderung zu entsprechen. Die Änderungen sind am 1. Januar 2017 in Kraft getreten. Neue KWK-Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung zwischen 1 MW und 50 MW müssen sich nun ebenfalls in Ausschreibungen für eine Förderung qualifizieren. Außerdem gilt für sämtliche Neuanlagen mit mehr als 100 kW, dass ihre Betreiber die Strom- und Wärmeerzeugung selbst vermarkten müssen und für den Eigenverbrauch von Strom i. d. R. keine Mittel erhalten. Beim Einsatz fester Brennstoffe wie z. B. Kohle ist eine KWK-Förderung fortan gänzlich ausgeschlossen. Bundesregierung verbessert Rahmenbedingungen für Netzinvestitionen. Anfang August hat die Bundesregierung eine Novellierung der Anreizregulierungsverordnung beschlossen, durch die sich die Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber verbessern sollen. Der Bundesrat hatte im Juli grünes Licht dafür gegeben. Kern der Reform ist, dass die Kosten der Finanzierung von Investitionen ohne Zeitverzug in den Erlösobergrenzen und damit auch in den Netzentgelten berücksichtigt werden. Dies war in der Vergangenheit nicht der Fall: Anlagevermögen und Kapitalkosten der Netzbetreiber wurden i. d. R. nur dann ermittelt, wenn die nächste fünfjährige Regulierungsperiode bevorstand. Da die Kostenermittlung mit zweijährigem Vorlauf erfolgte, konnte es bis zu sieben Jahre dauern, bis sich Investitionen in den Netzerlösen niederschlugen. Allerdings wurden auch abschreibungsbedingte Kapitalkostenminderungen nur zeitverzögert berücksichtigt (sogenannter Sockeleffekt). Wirksam werden soll die Reform zur kommenden fünfjährigen Regulierungsperiode, die für Gasnetze am 1. Januar 2018 beginnt und für Stromnetze am 1. Januar 2019. Netzbetreiber profitieren von der Neuregelung, sofern ihre Investitionen höher sind als die Abschreibungen. Ist dies nicht der Fall, kann es zu Mindererlösen kommen. Nachteilig könnte sich die Reform auch für Unternehmen auswirken, die für bereits getätigte Investitionen den Nachteil der verspäteten Erlösanpassung hinnehmen mussten und auf die Vorteile aus dem Sockeleffekt vertrauten. Die Bundesregierung hat daher festgelegt, dass der Sockeleffekt für Investitionen der Jahre 2007 bis 2016 erst nach Ablauf der kommenden Regulierungsperiode wegfallen wird. Neben der unverzüglichen Anpassung der Kapitalkosten gewährleistet die neue Anreizregulierungsverordnung auch eine erhöhte Transparenz, indem sie den Regulierungsbehörden zusätzliche Veröffentlichungspflichten auferlegt. Absenkung der Eigenkapitalzinsen für Netzinvestitionen in Deutschland. Mitte Oktober hat die Bundesnetzagentur bekannt gegeben, welche Eigenkapitalverzinsung den deutschen Netzbetreibern in der kommenden fünfjährigen Regulierungsperiode ab 2018 (Gas) bzw. 2019 (Strom) zugestanden wird. Bei Netzanlagen, die nach 2005 aktiviert wurden (Neuanlagen), ist künftig ein Satz von 6,91 % (vor Körperschaftsteuer) anzuwenden und bei Altanlagen von 5,12%. Derzeit sind 9,05% bzw. 7,14% erlaubt. Bei der Festlegung der Sätze ließ sich die Bundesnetzagentur von dem zuletzt stark gesunkenen Zinsniveau auf den Kapitalmärkten leiten. Britisches Kartellamt will Wettbewerbsintensität im Vertrieb mit Privatkunden erhöhen. Das britische Kartellamt CMA (Competition and Markets Authority) hat Mitte 2016 die Ergebnisse seiner Analyse der Wettbewerbssituation im britischen Energiesektor veröffentlicht. Mit der Untersuchung war es zwei Jahre zuvor von der Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) beauftragt worden. In seinem Abschlussbericht stuft das CMA die nationalen Großhandelsmärkte als funktionsfähig ein. Auch gebe es keine Anhaltspunkte dafür, dass große Energie-versorger durch vertikale Integration Wettbewerbsvorteile erzielen. Im Vertriebsgeschäft mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben sieht das Kartellamt dagegen Hinweise auf unzureichenden Wettbewerb. Dies betreffe insbesondere jene Marktteilnehmer, die sich nicht darum bemühen, durch den Abschluss eines neuen Vertrags günstigere Konditionen zu erlangen. Nach Berechnungen des CMA hat sich der jährliche Preisvorteil, den Kunden der sechs großen Energieversorger des Landes durch einen Anbieterwechsel erzielen können, von 164 £ im Jahr 2012 auf 330 £ im Jahr 2015 verdoppelt. Das Kartellamt will die Unternehmen daher dazu verpflichten, Ofgem über jene Kunden zu informieren, die Strom oder Gas seit mehr als drei Jahren auf Basis des gleichen Standardtarifs beziehen. Ofgem soll die Kundendaten allen Wettbewerbern zur Verfügung stellen, damit diese den betroffenen Personen Alternativangebote unterbreiten können. Derzeit laufen Vorarbeiten zur Umsetzung der Maßnahme, die allerdings bei Datenschützern auf Widerstand stößt. Eine weitere Vorgabe des Kartellamts besteht in einer Deckelung der Tarife für Kunden mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung des Stroms per Geldkarte ermöglichen. Üblicherweise werden solchen Kunden etwas erhöhte Tarife in Rechnung gestellt, was die Versorger mit Mehraufwendungen begründen. Die Preiskappung gilt ab dem 1. April 2017 und ist auf drei Jahre befristet. Bei der Anzahl der angebotenen Tarife räumt das CMA den Vertriebsgesellschaften wieder größere Freiheit ein. Bisher durften einzelne Unternehmen nur mit maximal vier verschiedenen Strom- und vier verschiedenen Gastarifen am Markt präsent sein. Diese Beschränkung ist zum November 2016 aufgehoben worden. Neues Fördersystem für erneuerbare Energien in Polen. Neben Deutschland hat auch Polen sein System zur Förderung erneuerbarer Energien grundlegend reformiert. Mitte 2016 trat ein neues Gesetz in Kraft, das die bisherige Subventionierung mit Grünstromzertifikaten durch ein auktionsgestütztes Verfahren ersetzt. Das neue Fördersystem ähnelt dem britischen. Der Staat schließt dabei mit Betreibern von Neuanlagen sogenannte "Contracts for Difference" (CfD), 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, werden spätere Vergütungen entsprechend gekürzt. Wer gefördert wird und wer nicht, entscheidet sich in Auktionen. Diese werden separat für verschiedene Kategorien von Projekten durchgeführt, wobei die Erzeugungstechnologie ein wichtiges Unterscheidungskriterium ist. Die polnische Regierung legt für einzelne Projektkategorien jährliche Förderbudgets fest. Für die 2017er-Auktionen ist dies im November 2016 geschehen. Die für Onshore-Windkraftvorhaben mit mehr als 1 MW verfügbaren Mittel wurden dabei so bemessen, dass mit ihnen nur rund 100 MW Erzeugungsleistung finanziert werden können. Eine technologieübergreifende Sonderregelung gilt für kleine Erzeugungseinheiten mit bis zu 40 kW: Sie erhalten vertriebspreisabhängige Zuschüsse für den ins Netz eingespeisten Strom, ohne sich dafür in Auktionen qualifizieren zu müssen. Betreiber bestehender Anlagen haben die Wahl, das alte Fördersystem über Grünstromzertifikate weiter zu nutzen oder durch die Teilnahme an einer Auktion in das neue CfD-Regime zu wechseln. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSEDas vergangene Geschäftsjahr stand im Zeichen der organisatorischen Neuaufstellung des RWE-Konzerns. Ein Meilenstein war im April der operative Start unserer neuen Tochter innogy, in der wir das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb gebündelt haben. Im Oktober brachten wir innogy an die Börse. Mit großem Erfolg: Die Ausgabe neuer und der Verkauf bestehender innogy-Aktien führten zu Erlösen von 4,6 Mrd. €. Der Börsengang von innogy war damit der größte in Deutschland seit Ende 2000. Aber auch auf anderen Gebieten gab es Erfolge zu vermelden: In Großbritannien konnte sich nahezu die gesamte RWE-Kraftwerksflotte bei den britischen Kapazitätsmarkt-Auktionen für eine Prämienzahlung qualifizieren, und in den Niederlanden erhielten wir den Zuschlag für eine Förderung der Mitverbrennung von Biomasse in unseren Steinkohlekraftwerken. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2016 und Anfang 2017 eingetreten sind. Dabei beschränken wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im BerichtsjahrRWE bringt Geschäft mit erneuerbaren Energien, Netzen und Vertrieb an die Börse. Der RWE-Konzern hat 2016 einen tiefgreifenden Restrukturierungsprozess durchlaufen, mit dem er sich organisatorisch und finanziell für die aktuellen energiewirtschaftlichen Herausforderungen gerüstet hat. Im Zuge der Restrukturierung sind die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft mit dem Namen innogy zusammengeführt und an die Börse gebracht worden. Ende 2015 hatte der RWE-Vorstand die Öffentlichkeit über das Vorhaben informiert. Der Aufsichtsrat gab in seiner Sitzung vom 11. Dezember grünes Licht. Bereits am 1. April 2016 nahm innogy - zunächst noch unter dem Namen "RWE International SE" - die Geschäftstätigkeit auf. Einige Monate später folgte der Börsengang des Unternehmens: Am 7. Oktober wurde die Aktie von innogy erstmals an der Frankfurter Wertpapierbörse gehandelt. Der erste Kurs von 37,30 € lag über dem Platzierungspreis. Dieser war mit 36 € am oberen Ende der Preisspanne festgesetzt worden. Trotzdem war das Angebot mehrfach überzeichnet. Inklusive der Titel, die durch Ausübung der Mehrzuteilungsoption (Greenshoe) an den Markt kamen, wurden 128.930.315 innogy-Aktien breit gestreut bei Investoren platziert. Davon stammen 73.375.315 aus dem Bestand der RWE AG und 55.555.000 aus einer Kapitalerhöhung von innogy. Die Bestandsverkäufe führten zu einem Zufluss von 2,6 Mrd. €, während innogy durch die Kapitalerhöhung 2,0 Mrd. € vereinnahmte. Der Anteil von RWE an innogy hat sich von 100% auf 76,8% verringert. Bei dem Platzierungspreis von 36 € und insgesamt 555.555.000 Aktien ergab sich für innogy zum Zeitpunkt des Börsengangs eine Marktkapitalisierung von 20 Mrd. €. Die Aktien des Unternehmens werden im regulierten Markt ("Prime Standard") der Frankfurter Wertpapierbörse unter den Wertpapierkennnummern DE000A2AADD2 (ISIN) und A2AADD (WKN) gehandelt. Die neue Konzerngesellschaft innogy ist wie die RWE AG in Essen ansässig. Im vergangenen Jahr haben ihre knapp 41.000 Mitarbeiter einen Umsatz von mehr als 40 Mrd. € erwirtschaftet. Mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb vereinigt innogy Geschäftsaktivitäten unter einem Dach, für die sich durch die Energiewende neue Chancen eröffnen. Der direkte Zugang zum Kapitalmarkt ermöglicht es der Gesellschaft, zusätzliche Mittel für Investitionen zu akquirieren. Die Erlöse aus der Kapitalerhöhung sollen überwiegend für Wachstumsprojekte verwendet werden. Der RWE AG bietet die neue Konzernstruktur den Vorteil einer größeren finanziellen Flexibilität, den sie nutzen kann, um die bei ihr verbliebenen Geschäftsfelder Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream zu stärken und weiterzuentwickeln. Geleitet wird innogy von einem sechsköpfigen Vorstandsteam mit Peter Terium an der Spitze. Terium war von Juli 2012 bis Oktober 2016 Vorstandsvorsitzender der RWE AG. Dieses Amt hat er nach dem Börsengang niedergelegt, um sich ganz seinen Aufgaben bei innogy zu widmen. Finanzvorstand ist Dr. Bernhard Günther, der bis Oktober 2016 in gleicher Funktion für die RWE AG tätig war. Auch Uwe Tigges, der das Personalressort von innogy führt, kommt aus dem Vorstand der RWE AG. Er wird die RWE AG aber erst Ende April 2017 verlassen und sich bis dahin noch um ausstehende Mitarbeitertransfers zwischen beiden Unternehmen kümmern. Darüber hinaus gehören auch Dr. Hans Bünting, Hildegard Müller und Martin Herrmann dem Vorstand von innogy an. Sie tragen die operative Verantwortung für die erneuerbaren Energien (Bünting), die Netze (Müller) und den Vertrieb (Herrmann). Hans Bünting bekleidete zuvor das Amt des Vorsitzenden der Geschäftsführung bei unserer früheren Ökostromtochter RWE Innogy; Hildegard Müller war Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und Martin Herrmann Vorsitzender der Geschäftsführung von RWE East. Die RWE AG führt innogy als Finanzbeteiligung und übt ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung aus. Basis dafür ist eine Grundlagenvereinbarung zwischen beiden Unternehmen, die an die Stelle des zum 30. September 2016 gekündigten Beherrschungsvertrags getreten ist. Die Vereinbarung regelt das künftige Verhältnis zwischen den Gesellschaften und ihren Umgang miteinander. Sie legt fest, dass innogy in hohem Maße unabhängig und eigenverantwortlich agieren kann. Wir sehen darin eine wichtige Voraussetzung für eine optimale Bewertung des Unternehmens durch den Kapitalmarkt. Die RWE AG verpflichtet sich, bis Ende 2019 weder direkt noch über eine von ihr kontrollierte Gesellschaft mit innogy auf deren aktuellen Kerngeschäftsfeldern in Wettbewerb zu treten. Geschäfte zwischen beiden Seiten sollen zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen werden. Entsprechend der Vereinbarung hat innogy zudem den Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE übernommen (siehe Seite 52 f.). Rolf Martin Schmitz neuer Vorstandsvorsitzender der RWE AG - Markus Krebber übernimmt Finanzressort. Im Zuge des Börsengangs von innogy hat sich der Vorstand der RWE AG neu formiert. Mit Wirkung zum 15. Oktober 2016 hat der Aufsichtsrat Dr. Rolf Martin Schmitz zum Nachfolger von Peter Terium als Vorstandsvorsitzendem und Dr. Markus Krebber zum Nachfolger von Dr. Bernhard Günther als Finanzvorstand bestellt. Schmitz ist bereits seit 2009 Mitglied des Vorstands. 2012 wurde er zum stellvertretenden Vorsitzenden ernannt. Krebber rückte zum 1. Oktober 2016 in das Gremium auf. Seine bisherige Tätigkeit als Vorsitzender der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading führt Krebber bis auf Weiteres fort. Komplettiert wird die Führungsspitze der RWE AG durch Uwe Tigges, der dem Vorstand seit 2013 angehört und das Personalressort verantwortet. Wie bereits erwähnt, wird Tigges die RWE AG Ende April 2017 verlassen, um danach - wie Terium und Günther -ausschließlich für innogy tätig zu sein. Kernenergieausstieg: Bundesverfassungsgericht spricht RWE Anspruch auf Entschädigung zu. Anfang Dezember hat das Bundesverfassungsgericht verkündet, dass die 2011 beschlossene Verkürzung der Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke in Teilen verfassungswidrig war. Die Richter gaben damit einer Beschwerde von RWE, E.ON und Vattenfall statt. Zwar habe der Gesetzgeber nach der Reaktorkatastrophe im japanischen Fukushima den Kernenergieausstieg beschleunigen dürfen, ohne damit zwangsläufig gegen geschützte Eigentumsrechte der Kraftwerksbetreiber zu verstoßen. Im konkreten Fall stünden den Unternehmen aber Entschädigungen zu. Ein solcher Anspruch bestehe zum einen für Erzeugungskontingente, die im Rahmen der ersten Atomausstiegsvereinbarung aus dem Jahr 2000 festgelegt wurden und wegen der 2011 eingeführten Abschalttermine nicht mehr genutzt werden können, und zum anderen für wertlos gewordene Investitionen, die die Kraftwerksbetreiber im Vertrauen auf die gesetzliche Laufzeitverlängerung von 2010 getätigt hatten. Der Gesetzgeber habe bis Mitte 2018 entsprechende Ausgleichsregelungen zu treffen. Wir veranschlagen unseren Kompensationsanspruch auf einen Betrag in dreistelliger Millionenhöhe. Hintergrund der Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts war der mehrfache politische Kurswechsel auf dem Gebiet der Kernenergie. Im Jahr 2000 hatte sich die von SPD und Grünen geführte Bundesregierung mit den Versorgern auf eine Laufzeitverkürzung verständigt und ihnen Reststromkontingente zugesprochen. RWE erhielt dabei zusätzliche Mengen zum Ausgleich dafür, dass das Kernkraftwerk Mülheim-Kärlich wegen Genehmigungsfehlern nach nur zweieinhalbjährigem Betrieb vom Netz gehen musste. Die Reststrommengen wurden 2002 im Atomgesetz verankert. Die spätere Bundesregierung aus CDU/CSU und FDP legte 2010 eine Erhöhung der Mengen fest, machte diesen Schritt nach dem Atomunfall von Fukushima aber wieder rückgängig. Mit der 2011 verabschiedeten 13. Novelle des Atomgesetzes wurden für die einzelnen Anlagen außerdem konkrete Termine festgelegt, an denen sie spätestens abzuschalten sind. Aufgrund dieser Termine wird ein Teil unseres Stromkontingents für Mülheim-Kärlich ungenutzt verfallen. Das Gericht hat diesen Umstand als verfassungswidrigen Eingriff in unser Eigentum gewertet. Großbritannien: RWE bei Kapazitätsauktion erfolgreich. Bei der nach 2014 und 2015 dritten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt konnten sich im Dezember 2016 erneut fast alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke für eine Prämienzahlung qualifizieren. Zusammen kommen sie auf eine gesicherte Leistung von 8,0 GW. Darunter sind die Gaskraftwerke Pembroke, Staythorpe, Little Barford, Didcot B und Great Yarmouth sowie das Steinkohlekraftwerk Aberthaw. Lediglich einige Kleinanlagen von RWE kamen nicht zum Zuge. Bei der Auktion waren insgesamt 69,8 GW Erzeugungskapazität vertreten. Qualifizieren konnten sich Anlagen mit 52,4 GW. Ihre Betreiber werden eine Prämie von 22,50 £ je Kilowatt dafür erhalten, dass ihre Anlagen im Zeitraum vom 1. Oktober 2020 bis 30. September 2021 verfügbar sind und zur Sicherheit der Stromversorgung beitragen. Bei Neuanlagen verlängert sich der Zeitraum auf bis zu 15 Jahre, wobei die Prämie für jedes Jahr aufs Neue gezahlt wird. Dies betrifft Erzeugungseinheiten mit einer Gesamtkapazität von 2,6 GW, darunter eine Kleinanlage von RWE. Da sich der bei der Auktion ermittelte Prämienbetrag auf das Preisniveau von Oktober 2015 bis April 2016 bezieht und mit dem britischen Verbraucherpreisindex fortgeschrieben wird, dürfte die tatsächliche Vergütung über 22,50 £ 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 bereits auf anderem Wege gefördert werden. Die erste Kapazitätsauktion vom Dezember 2014 bezog sich auf den Zeitraum von Oktober 2018 bis September 2019. Da sich die Marktbedingungen für britische Steinkohlekraftwerke verschlechtert haben und die Regierung Versorgungsengpässe aufgrund einer frühzeitigen Stilllegung der Anlagen vermeiden will, hat sie beschlossen, den Start des Kapazitätsmarktes um ein Jahr vorzuverlegen. Deshalb ist Anfang 2017 eine vierte Auktion veranstaltet worden, die sich auf den Zeitraum von Oktober 2017 bis September 2018 bezieht (siehe Seite 40). Niederlande: RWE qualifiziert sich für Förderung der Biomasse-Mitverbrennung. In den Niederlanden hat sich RWE erfolgreich um eine staatliche Förderung der Mitverbrennung von Biomasse in den beiden Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven beworben. Bei zwei Ausschreibungen wurden uns 2016 insgesamt 2,6 Mrd. € bewilligt. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80% erreicht werden kann und bei Eemshaven von etwa 15%. Die Förderung deckt zum einen die Mehrausgaben bei der Brennstoffbeschaffung ab; zum anderen finanzieren wir damit Maßnahmen zur Umrüstung der Kraftwerke. Wir planen, die benötigte Biomasse in Europa und Nordamerika zu beschaffen und dabei sicherzustellen, dass ihre Gewinnung nachhaltig ist. Damit entsprechen wir ethischen Vorgaben, die niederländische Nichtregierungsorganisationen für den Einsatz von Biomasse zur Stromerzeugung machen. Schadensregulierung beim neuen Steinkohlekraftwerk in Hamm abgeschlossen. Anfang Juli konnte die Regulierung des Versicherungsschadens am Block D unseres neuen Steinkohlekraftwerks in Hamm (Westfalen) einvernehmlich beendet werden. Die Versicherer haben uns daraufhin eine abschließende Entschädigungsleistung gewährt. Das Kraftwerk sollte ursprünglich über zwei Blöcke (D/E) verfügen, von denen nur Block E in Betrieb gegangen ist. Bei Block D waren noch in der Bauphase erhebliche Schäden aufgetreten, die seine Wirtschaftlichkeit beeinträchtigten. Vor diesem Hintergrund haben wir uns im Dezember 2015 dafür entschieden, den Block nicht mehr fertigzustellen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 40). Einigung zum Gasbezugsvertrag mit Gazprom. Unsere für die Gasbeschaffung zuständige Konzerngesellschaft RWE Supply & Trading hat sich Ende Mai mit Gazprom über eine Anpassung der Konditionen ihres langfristigen Bezugsvertrags mit dem russichen Gaskonzern verständigt. Damit ist sichergestellt, dass der Kontrakt in den kommenden Jahren keine Ergebnisrisiken für uns birgt. Über die Details haben die Vertragspartner Stillschweigen vereinbart. Die einvernehmliche Regelung wurde im Vorfeld einer Preisrevision getroffen, die für Mitte 2016 terminiert war und durch die Einigung gegenstandslos geworden ist. Qatargas wird Gaslieferant von RWE. Mit Qatargas, einem der weltweit größten Anbieter von verflüssigtem Erdgas (LNG), hat RWE Supply & Trading im Juni einen flexiblen Vertrag zum Bezug von LNG geschlossen. Vereinbart wurde, dass uns das im arabischen Emirat ansässige Unternehmen bis Ende 2023 jährlich bis zu 1,1 Mio. Tonnen Flüssiggas nach Nordwesteuropa liefert. Wir sehen den Kontrakt als gute Ergänzung unseres Gasbezugsportfolios. Beteiligung an britischem Windkraftportfolio Zephyr veräußert. Ende Juli hat innogy ihre 33,3%-Beteiligung an der britischen Zephyr Investments Limited mitsamt einigen Gesellschafterdarlehen an einen Finanzinvestor verkauft. Zephyr ist 2003 gegründet worden. Die Gesellschaft besitzt und betreibt ein Portfolio aus 17 Windparks, davon 16 auf dem britischen Festland und einer vor der Küste von Wales (North Hoyle). Die Anlagen kommen zusammen auf eine Leistung von 391 MW. Mit dem Verkaufserlös sollen neue Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien finanziert werden. RWE steigt bei Luxemburger Versorger Enovos aus. Anfang März haben wir unseren 18,4%-Anteil am Luxemburger Energieversorger Enovos verkauft. Erworben wurde er von einem Konsortium unter der Führung des Großherzogtums Luxemburg und der Investmentgesellschaft Ardian. Ein Beweggrund für die Veräußerung war, dass wir nur begrenzten Einfluss auf die Geschäftspolitik des Unternehmens hatten. innogy baut ungarischen Gasvertrieb aus. In Ungarn hat die innogy-Tochter MÄSZ zum 1. April die Industrie- und Geschäftskunden des zum italienischen ENI-Konzern gehörenden Gasversorgers TIGÁZ übernommen. Der Anteil von innogy am dortigen Gas-Wettbewerbsmarkt hat sich damit auf rund 10% erhöht. Der RWE-Konzern ist seit 2015 wieder im ungarischen Gasvertrieb aktiv; ein Jahr zuvor hatten wir unsere Minderheitsbeteiligung am Budapester Gasversorger FÖGÄZ an den staatlichen ungarischen Energiekonzern MVM verkauft. Grund dafür waren die ungünstigen Rahmenbedingungen im regulierten Endkundengeschäft. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahresinnogy übernimmt deutschen Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery. Unsere Tochter innogy ist ihrem Ziel, sich als internationaler Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern aufzustellen, einen großen Schritt näher gekommen. Im Januar 2017 erwarb sie von der Belectric Holding die Belectric Solar & Battery Holding GmbH. Der Kaufpreis lag im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich. Belectric Solar & Battery entwickelt, baut und betreibt Freiflächen-Solarkraftwerke. Regionale Schwerpunkte sind dabei Europa, der Nahe Osten, Nordafrika, Indien, Südamerika und die USA. Seit seiner Gründung im Jahr 2001 hat das Unternehmen mehr als 280 Freiflächen-Solarkraftwerke und Dachanlagen errichtet, deren Kapazität sich auf über 1,5 GW summiert. Es verantwortet zudem den Betrieb und die Wartung von Solaranlagen mit mehr als 1,0 GW Gesamtleistung. Darüber hinaus konzentriert es sich auf die Entwicklung schlüsselfertiger Großbatteriespeicherlösungen. Vierte Kapazitätsauktion in Großbritannien: Sämtliche RWE-Anlagen qualifiziert. Bei der vierten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, die vom 31. Januar bis 3. Februar 2017 stattfand, haben wir erreicht, dass alle beteiligten RWE-Anlagen mit 7,9 GW gesicherter Leistung eine Prämie erhalten. Diese liegt allerdings mit 6,95 £ je Kilowatt weit unter dem Niveau, das sich bei den drei vorangegangenen Auktionen ergeben hatte. Die Vergütung wird für die Zeit vom 1. Oktober 2017 bis 30. September 2018 gewährt. An der Auktion haben Anbieter mit insgesamt 59,3 GW Erzeugungskapazität teilgenommen. Davon konnten sich Anlagen mit 54,4 GW für eine Prämienzahlung qualifizieren. RWE kündigt Hybridanleihe über 250 Mio. CHF. Mitte Februar 2017 haben wir bekannt gegeben, dass wir unsere Hybridanleihe über 250 Mio. CHF zum 4. April 2017 kündigen werden. Die Anleihe war im November 2011 begeben worden. Sie hat einen Kupon von 5,25% und eine theoretische Laufzeit von etwas über 60 Jahren. RWE macht nun vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch. Damit nutzen wir den zusätzlichen finanziellen Spielraum, den wir durch den erfolgreichen Börsengang von innogy erhalten haben. Kurz nach unserer Ankündigung teilte die Ratingagentur Standard & Poor's mit, dass sie uns den sogenannten Equity Credit für alle sieben ausstehenden Hybridanleihen komplett entzieht, die Papiere also nicht mehr - wie bisher - zur Hälfte dem Eigenkapital zurechnet. Obwohl wir dadurch aus Sicht von Standard & Poor's einen höheren Verschuldungsgrad haben, nahm die Agentur keine Anpassung unseres Ratings (BBB-) vor und beließ den Ratingausblick bei "stabil". Als Grund nannte sie u. a. den positiven Einfluss des Börsengangs von innogy auf unsere Finanzkraft. 1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISENeue Berichtsstruktur mit drei Segmenten. Wie auf Seite 37 f. dargelegt, haben wir große Teile unseres Geschäfts in der neuen Konzerngesellschaft innogy gebündelt und diese Anfang Oktober 2016 an die Börse gebracht. Seither halten wir 76,8% an innogy und führen die Gesellschaft als Finanzbeteiligung. Das hat Auswirkungen auf unsere Segmentstruktur: Im Geschäftsbericht 2016 unterscheiden wir die folgenden drei Segmente (Unternehmensbereiche): Konventionelle Stromerzeugung, Trading/Gas Midstream und innogy. Neu ist das letztgenannte Segment: Es umfasst die früheren Unternehmensbereiche Erneuerbare Energien, Netze/Beteiligungen/Sonstige und Vertrieb, die in den Zwischeninformationen des vergangenen Jahres separat gezeigt wurden. Vor 2016 basierte die Berichterstattung noch auf sieben Unternehmensbereichen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 42 f.). Um die Vergleichbarkeit der 2016er-Zahlen mit denen des Vorjahres zu gewährleisten, haben wir Letztere in die neue Struktur überführt. Die drei Segmente im vorliegenden Konzernabschluss umfassen folgende Aktivitäten:
Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche unter der Position "Sonstige/Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie unsere internen Dienstleister RWE Group Business Services und RWE Service. In der Position enthalten ist auch unser 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Nettoausweis von Handelsgeschäften. Weitere Anpassungen der Berichtsweise betreffen die Art und Weise, wie Absatzmengen und Umsätze aus Handelsgeschäften erfasst werden. Dabei wenden wir für noch mehr Transaktionsarten als bisher die Methode des Nettoausweises an. Dies betrifft vor allem den Gashandel, in geringem Umfang aber auch den Stromhandel. Beim Nettoausweis werden Käufe und Verkäufe saldiert. Daher haben reine Handelsgeschäfte - anders als bei der Bruttobetrachtung - keinen Einfluss auf den Absatz. In die Erlöse gehen sie nur mit der Marge ein. Absatz und Umsatz im Bereich Trading/Gas Midstream fallen dementsprechend niedriger aus. Die Zahlen für 2015 haben wir angepasst. Auf das Ergebnis hat die Umstellung keinen Einfluss. Terminologische Anpassung beim EBITDA und beim betrieblichen Ergebnis. Im Juli 2016 sind Leitlinien der Europäischen Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde ESMA zur Anwendung sogenannter alternativer Leistungskennzahlen in Kraft getreten. Sie zielen u. a. darauf ab, dass bei der Verwendung von Kennzahlen, die nicht in Rechnungslegungsstandards verbindlich definiert sind, die Grundsätze der Transparenz und Vergleichbarkeit beachtet werden. Unter anderem wird der Gebrauch eindeutiger Bezeichnungen empfohlen. Vor diesem Hintergrund haben wir das EBITDA in "bereinigtes EBITDA" und das betriebliche Ergebnis in "bereinigtes EBIT" umbenannt. Damit machen wir deutlich, dass wesentliche Sondersachverhalte aus diesen Kennzahlen herausgerechnet und im neutralen Ergebnis erfasst werden. Mit der Verwendung der neuen Begriffe ist keine inhaltliche Änderung verbunden. 1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNGDie anhaltend schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung hat deutliche Spuren im Konzernabschluss hinterlassen. Hohe Wertberichtigungen auf unseren deutschen Kraftwerkspark und Belastungen aus der gesetzlichen Neuregelung der kerntechnischen Entsorgung hatten zur Folge, dass das Nettoergebnis des RWE-Konzerns auf -5,7 Mrd. € einbrach. Unsere operativen Ertragsziele für 2016 haben wir aber erreicht. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte EBIT des Konzerns lagen mit 5,4 Mrd. € bzw. 3,1 Mrd. € im oberen Bereich der von uns prognostizierten Bandbreiten. Eine Schlüsselrolle spielten dabei effizienzverbessernde Maßnahmen in der konventionellen Stromerzeugung, die wir schneller als geplant umsetzen konnten. Ergebnisentwicklung 2016: Was wir prognostiziert und was wir erreicht habenscroll
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Siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 89; zur
Prognose für innogy siehe unsere Zwischenmitteilung über die ersten
drei Quartale 2016, Seite 14 Klassifizierungen wie "moderat" oder
"deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen
Vorjahreswert. Stromerzeugung leicht über Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 216,1 Mrd. kWh Strom produziert. Davon entfielen 34% auf den Energieträger Braunkohle, 25% auf Gas, 20% auf Steinkohle und 14% auf Kernenergie; der Anteil der erneuerbaren Energien lag bei 5%. Gegenüber 2015 hat sich unsere Erzeugung geringfügig erhöht. Ausschlaggebend dafür war, dass die Marktbedingungen für unsere Gaskraftwerke günstiger geworden sind und die Anlagen deshalb besser ausgelastet waren, insbesondere in Großbritannien. Bei den anderen für uns wichtigen Erzeugungstechnologien verzeichneten wir dagegen Mengenrückgänge. In der Braunkohleverstromung kamen planmäßige Revisionen und schadensbedingte Anlagenstillstände zum Tragen. Bei der Steinkohle hat sich zwar die technische Verfügbarkeit unserer Anlagen verbessert; dem standen aber Mengenrückgänge infolge ungünstiger Marktbedingungen in Großbritannien gegenüber. Hinzu kam, dass wir unser niederländisches Steinkohlekraftwerk Amer 8 zum 1. Januar 2016 wegen energiepolitischer Vorgaben stillgelegt haben. Weitere Mengeneinbußen ergaben sich aus der Veräußerung des britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth: Die Anlage war 2012 von RWE Supply & Trading erworben worden; wir haben erreicht, dass sie mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann, und sie Anfang 2016 an einen Investor weiterverkauft. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien war etwas niedriger als 2015, u. a. wegen des niedrigeren Windaufkommens in weiten Teilen Europas. Daneben machte sich der Verkauf unserer 33,3 %-Beteiligung an Zephyr Investments Limited bemerkbar: Aufgrund vertraglich vereinbarter Strombezüge hatten wir uns bis zum Abschluss der Transaktion Mitte 2016 einen Teil der Erzeugung und der Kapazität von Zephyrs britischem Windkraftportfolio zugerechnet. Positiv wirkte, dass die beiden neu errichteten Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der walisischen Küste und Nordsee Ost nahe Helgoland im Berichtsjahr erstmals durchgehend mit ihrer vollen Kapazität am Netz waren. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von Anbietern außerhalb des Konzerns. Diese Bezüge lagen 2016 bei 65,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 64,7 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 281,4 Mrd. kWh (Vorjahr: 277,7 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; 2016 waren dies
im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung 11,0 Mrd. kWh
(Vorjahr: 11,1 Mrd. kWh), davon 7,8 Mrd. kWh (Vorjahr: 7,7 Mrd. kWh)
aus Steinkohlekraftwerken. Mit 46,4 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2016 verfügte RWE über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 46,4 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. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,6 GW verringert. Der Rückgang betraf hauptsächlich den Energieträger Steinkohle. Er resultierte u. a. aus der Stilllegung von Amer 8 mit einer Nettoleistung von 611 MW und dem Verkauf des Kraftwerks Lynemouth mit 395 MW. Außerdem haben wir Ende März 2016 den Steinkohleblock Westfalen C in Hamm mit 284 MW wegen ungünstiger Marktbedingungen vom Netz genommen. Bei innogy führte der Verkauf der Beteiligung an Zephyr Investments Limited zu Kapazitätseinbußen; teilweise konnte unsere Tochter das dadurch ausgleichen, dass sie weitere Onshore-Windkraftanlagen in Betrieb nahm, vor allem in den Niederlanden. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2016 auf 33%. Mit 24% lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 20%. Die erneuerbaren Energien und die Kernenergie kamen auf jeweils 9%. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 62% unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 21 % und die Niederlande mit 12% 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; Ende 2016 waren dies
im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung 4.373 MW (Vorjahr:
4.629 MW), darunter Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung
von 2.173 MW (unverändert). Leichter Rückgang der CO2 -Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 148,3 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 141,2 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 7,1 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Gegenüber 2015 haben sich unsere CO2 -Emissionen um 2,5 Mio. Tonnen bzw. 2% verringert. Einen moderaten Rückgang verzeichneten wir erwartungsgemäß auch bei den spezifischen Emissionen, also dem CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom. Dieser ist von 0,708 auf 0,686 Tonnen gesunken. Hintergrund ist, dass wir im vergangenen Jahr weniger Kohle und dafür mehr Gas verstromt haben. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 147,1 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2016 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 4,5 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Für die übrigen 142,6 Mio. Tonnen haben wir Emissionsrechte am Markt erworben. 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; im Jahr 2016 emittierten
diese Anlagen 7,1 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 6,9 Mio. Tonnen). 90,5 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 90,5 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 95,2 Mio. Tonnen). Davon wurden 78,9 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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Methodische Änderungen bei der Erfassung von
Handelsgeschäften haben zu Anpassungen von Vorjahreswerten geführt;
siehe Erläuterung auf Seite 41. Leicht erhöhter Stromabsatz. RWE hat im Berichtsjahr 264,6 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt. Damit lagen wir geringfügig über dem Vorjahreswert, u. a. weil RWE Supply & Trading mehr Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt verkaufte. Der Großteil des Konzernabsatzes wird im Vertriebsgeschäft von innogy erzielt. Positiv wirkte hier, dass unsere Tochter bei deutschen Weiterverteilern neue Kunden gewinnen und ihre Lieferbeziehungen mit bestehenden Kunden intensivieren konnte. Weitere Mengenzuwächse ergaben sich dadurch, dass wir im August 2015 aufgrund vertraglicher Regelungen die alleinige Kontrolle über den slowakischen Energieversorger VSE erlangt haben und unsere - jetzt von innogy gehaltene - Beteiligung an VSE seither vollkonsolidieren. VSE trug deshalb 2016 erstmals im gesamten Berichtszeitraum zum Stromabsatz bei. Das schlug sich in den Mengen nieder, die wir bei den Privat- und Gewerbekunden sowie den Industrie- und Geschäftskunden ausweisen. Dennoch hat sich der Stromabsatz in diesen beiden Vertriebssegmenten verringert. Ein Grund dafür sind wettbewerbsbedingte Kundenverluste in Großbritannien und den Niederlanden, die durch Zugewinne in Osteuropa nicht ausgeglichen werden konnten. Daneben machte sich der Trend zu einem sparsameren Energieeinsatz bemerkbar. scroll
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Gasliefermengen 3% unter Vorjahr. Unser Gasabsatz hat sich um 3 % auf 265,1 Mrd. kWh verringert. Hauptgrund dafür war, dass sich einige deutsche Weiterverteiler, die bislang von innogy beliefert wurden, verstärkt oder komplett bei anderen Anbietern eingedeckt haben. Gegenläufig wirkte, dass die innogy-Tochter MÁSZ zum 1. April 2016 die Industrie- und Geschäftskunden des ungarischen Gasversorgers TIGÁZ übernommen hat (siehe Seite 40). Im Segment der Haushalte und Gewerbebetriebe machte sich die kühlere Witterung bemerkbar. Dem standen Mengeneinbußen durch Kundenverluste und einen effizienteren Energieeinsatz gegenüber. Im Unternehmensbereich Trading/Gas Midstream war der Gasabsatz an Weiterverteiler in starkem Maße durch methodische Anpassungen beim Mengenausweis beeinflusst. scroll
Außenumsatz spiegelt rückläufigen Absatz an Endkunden und schwachen Pfundkurs wider. Der RWE-Konzern hat 2016 einen Außenumsatz von 45.833 Mio. € erwirtschaftet. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahr haben sich unsere Erlöse um 5% verringert. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom ist um 4% auf 32.534 Mio. € zurückgegangen. Eine wichtige Rolle spielte hier der rückläufige Absatz an Privat-, Gewerbe- und Industriekunden; die damit verbundenen Erlöseinbußen konnten durch gestiegene Lieferungen an deutsche Weiterverteiler nicht ausgeglichen werden. Positiven Einfluss hatte, dass der slowakische Versorger VSE 2016 erstmals ganzjährig zum Konzernumsatz beitrug. Unsere Gaserlöse sind um 11 % auf 10.330 Mio. € zurückgegangen, u. a. wegen der gesunkenen Liefermengen. Darüber hinaus haben einige unserer Vertriebsgesellschaften die Preise gesenkt. Die Umsatzentwicklung im RWE-Konzern war auch durch Wechselkurseinflüsse geprägt: Der Jahresdurchschnittskurs des britischen Pfunds verringerte sich von 1,38 € auf 1,22 €, sodass die in Großbritannien erzielten Erlöse umgerechnet in Euro niedriger ausfielen. Bereinigt um die Sondereffekte aus VSE und dem schwächeren Pfundkurs sank unser Außenumsatz um 3 %. scroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe
Erläuterung auf Seite 41 scroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "betriebliches
Ergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 41 Operative Ergebniskennzahlen im oberen Prognosebereich. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) von 5.403 Mio. € erwirtschaftet. Da wir bei der Ermittlung dieser Kennzahl wesentliche nicht-operative und aperiodische Effekte unberücksichtigt lassen, sprechen wir fortan der Klarheit halber vom "bereinigten EBITDA". Beim betrieblichen Ergebnis - das aus dem gleichen Grund nun "bereinigtes EBIT" heißt - erreichten wir einen Wert von 3.082 Mio. €. Beide Kennzahlen liegen damit im oberen Bereich des Prognosekorridors. Unser Ausblick, den wir im März 2016 veröffentlicht hatten, sah für das bereinigte EBITDA eine Bandbreite von 5,2 Mrd. € bis 5,5 Mrd. € vor und für das bereinigte EBIT von 2,8 Mrd. € bis 3,1 Mrd. € (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 89). Verglichen mit dem Vorjahr hat sich unsere Ertragslage deutlich verschlechtert. Beim bereinigten EBITDA verzeichneten wir einen Rückgang um 23% und beim bereinigten EBIT von 20%. Hauptursachen dafür waren rückläufige Margen in der konventionellen Stromerzeugung, eine negative Performance im Handelsgeschäft und bei innogy der Wegfall von Einmalerträgen aus dem Vorjahr. Dem standen positive Effekte aus Effizienzverbesserungen in der konventionellen Stromerzeugung gegenüber. In den Unternehmensbereichen entwickelte sich das bereinigte EBIT wie folgt:
Der beschriebene Effekt trug wesentlich dazu bei, dass innogy im Netzgeschäft deutlich unter dem Vorjahresergebnis abschloss. Hinzu kamen Mehraufwendungen für die Instandhaltung der Netzinfrastruktur und Belastungen aus der Bildung von Rückstellungen für Altersteilzeitmaßnahmen in Deutschland. Stark verringert hat sich auch das Ergebnis im Geschäft mit den regenerativen Energien. Hauptgründe dafür waren Produktionseinbußen infolge des niedrigen Windaufkommens in der zweiten Jahreshälfte und das gesunkene Preisniveau im Stromgroßhandel. Auch die Abwertung des britischen Pfunds gegenüber dem Euro wirkte sich negativ aus. Außerdem waren im Vorjahresergebnis noch Einmalerträge aus dem Verkauf der Netzinfrastruktur des Offshore-Windparks Gwynt y Mör und von Anteilen am Offshore-Windkraft-Projekt Galloper enthalten. Positiven Einfluss hatte, dass die neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Mör 2016 erstmals ganzjährig mit ihrer vollen Kapazität am Netz waren. Im Vertrieb, der dritten Säule des Geschäfts von innogy, konnte unsere Tochter leicht zulegen - trotz des beschriebenen Effekts aus der Neubewertung von VSE. Positiv wirkte, dass der slowakische Versorger 2016 erstmals ganzjährig zum Vertriebsergebnis beitrug. Daneben profitierte innogy von effizienzsteigernden Maßnahmen. Überdies konnten sich die Vertriebsgesellschaften von innogy teilweise zu günstigeren Preisen mit Strom und Gas eindecken. In Deutschland gab es allerdings auch einen Anstieg der Vorkosten aus Netznutzungsentgelten, Steuern und Abgaben, der die Vorteile aus den rückläufigen Beschaffungspreisen überwog. Im britischen Vertriebsgeschäft, das 2015 noch durch Aufwendungen im Zusammenhang mit Prozess- und Systemproblemen bei der Rechnungsstellung belastet war, zeigte das Anfang 2016 gestartete Restrukturierungsprogramm bereits erste Erfolge. Dem standen Ertragseinbußen durch den Verlust von Gewerbekunden gegenüber. Außerdem sind im IT-Bereich nach umfangreichen Investitionen die Abschreibungen angestiegen. Im tschechischen Gasvertrieb profitierte innogy von der kühleren Witterung. scroll
Überleitung zum Nettoergebnis: Hohe Belastungen durch Wertberichtigungen und Kernenergiegesetz. Die Überleitung vom bereinigten EBIT zum Nettoergebnis war durch hohe Einmalbelastungen auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Sie gaben den Ausschlag dafür, dass sich das neutrale Ergebnis gegenüber dem bereits negativen Vorjahreswert (-2.885 Mio. €) deutlich auf -6.661 Mio. € verschlechterte. Seine einzelnen Positionen entwickelten sich wie folgt:
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Das Finanzergebnis des RWE-Konzerns ist um 639 Mio. € auf -2.228 Mio. € gesunken. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen:
Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern beläuft sich auf -5.807 Mio. € (Vorjahr: -637 Mio. €). Bei einem Steuerertrag in Höhe von 323 Mio. € ergibt sich eine Steuerquote von 6%. Dieser ungewöhnlich niedrige Wert erklärt sich dadurch, dass wir im Organkreis der RWE AG keine latenten Steuern aktiviert 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 Vermögen 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 schwachen Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung. Dass im Konzernabschluss überhaupt ein Steuerertrag ausgewiesen wird, beruht maßgeblich darauf, dass die innogy SE für ihren Organkreis latente Steuern aktiviert hat. Grund dafür war die steuerwirksame Aufdeckung stiller Reserven im Rahmen der Reorganisation des RWE-Konzerns. Nach Steuern erwirtschafteten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Verlust von 5.484 Mio. € (Vorjahr: 1.240 Mio. €). Im Berichtsjahr fiel kein Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten an, nachdem für 2015 noch ein Betrag von 1.524 Mio. € ausgewiesen werden konnte; dieser stammte größtenteils aus dem Buchgewinn, den wir bei der Veräußerung von RWE Dea im März 2015 erzielt hatten. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sanken um 189 Mio. € auf 167 Mio. €, u. a. weil einige vollkonsolidierte deutsche Regionalversorger, an denen Konzernfremde beteiligt sind, mit einem niedrigeren Nettoergebnis abschlossen als 2015. Eine Rolle spielte auch die Wertberichtigung auf das Gaskraftwerk in Denizli, das zu 30% dem türkischen Energieunternehmen Turcas gehört. Außerdem weisen wir für innogy, an der außenstehende Aktionäre seit Oktober vergangenen Jahres 23,2% halten, im RWE-Konzernabschluss für das vierte Quartal ein negatives Nettoergebnis aus. Hauptgrund dafür waren die erwähnten temporären Effekte aus der Marktbewertung von Derivaten. Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 59 Mio. € (Vorjahr: 98 Mio. €). Berücksichtigt wird hier nur eine unserer sieben ausstehenden Hybridanleihen, nämlich jene über 750 Mio. £, die gemäß IFRS wegen ihrer theoretisch unendlichen Laufzeit dem Eigenkapital zuzuordnen ist. Eine zweite Anleihe, die das Kriterium ebenfalls erfüllte, ist zum 28. September 2015 abgelöst worden. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2015 erheblich verschlechtertes Nettoergebnis von -5.710 Mio. € (Vorjahr: -170 Mio. €). Bei 614,7 Millionen ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von -9,29 € (Vorjahr: -0,28 €). Bereinigtes Nettoergebnis mit 777 Mio. € etwas besser als prognostiziert. Unser bereinigtes Nettoergebnis belief sich auf 777 Mio. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis inklusive der darauf entfallenden Steuern herausgerechnet wird. Sofern weitere wesentliche Einmaleffekte auftreten, werden auch diese eliminiert. 2016 betraf dies u. a. die Auswirkungen der Zinsanpassungen bei den Kernenergierückstellungen. Vor allem aufgrund der schwächeren operativen Ertragslage ist das bereinigte Nettoergebnis gegenüber 2015 um 31 % zurückgegangen. Den prognostizierten Korridor von 0,5 bis 0,7 Mrd. € hat es allerdings leicht übertroffen, u. a. wegen positiver Steuereffekte. scroll
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Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe
Erläuterung auf Seite 41 Effizienzsteigerungen von rund 300 Mio. € erreicht. Auch im vergangenen Geschäftsjahr haben wir umfassende Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung ergriffen. Dies geschah größtenteils im Rahmen unseres 2012 gestarteten Effizienzsteigerungsprogramms, dessen Schwerpunkt auf der Verbesserung operativer Prozesse und auf Einsparungen bei Verwaltung und IT lag. Im vergangenen Jahr konnten wir damit einen positiven Ergebniseffekt von rund 300 Mio. € erzielen. Das ist mehr, als wir erwartet hatten. Wie schon erwähnt, sind wir im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung mit der Umsetzung des Programms schneller als geplant vorangekommen. Das Effizienzsteigerungsprogramm war bisher auf den Zeitraum bis 2018 ausgelegt und sollte zusätzliches Ergebnispotenzial von insgesamt 2,5 Mrd. € erschließen. Mit den seit 2012 ergriffenen Maßnahmen haben wir bis Ende vergangenen Jahres 1,9 Mrd. € erreicht, davon allein 1,3 Mrd. € im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung. Unsere Anstrengungen zur Verbesserung der Kosten- und Erlössituation setzen wir unvermindert fort. Allerdings werden die RWE AG und innogy ihre Effizienzmaßnahmen künftig separat und nicht mehr im Rahmen eines konzernweiten Programms planen und umsetzen. Das ergibt sich aus der operativen Selbstständigkeit unserer Tochtergesellschaft. scroll
Investitionen erwartungsgemäß deutlich unter Vorjahr. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir 2.382 Mio. € investiert, 28% weniger als 2015. Der prognostizierte Korridor von 2,0 bis 2,5 Mrd. € wurde damit eingehalten. Mit 2.027 Mio. € (Vorjahr: 2.898 Mio. €) setzten wir den Großteil der Mittel für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte ein. Die Ausgaben für Finanzanlagen in Höhe von 355 Mio. € (Vorjahr: 405 Mio. €) entfielen größtenteils auf innogy. Sie ergaben sich u. a. dadurch, dass neu gegründete oder bestehende Tochtergesellschaften mit Kapital ausgestattet wurden. Unsere Sachinvestitionen im Bereich Konventionelle Stromerzeugung dienen im Wesentlichen der Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauanlagen. Im Berichtsjahr blieben sie weit unter dem Niveau von 2015 zurück, das noch durch hohe Ausgaben für die neuen Steinkohlekraftwerke in Hamm und im niederländischen Eemshaven geprägt war. Außerdem hatten wir im Vorjahr umfangreiche Investitionen zur Modernisierung der britischen Gaskraftwerke Pembroke und Staythorpe getätigt. innogy investiert schwerpunktmäßig in die Instandhaltung und Erweiterung der Verteilnetze, den Bau neuer Stromerzeugungskapazitäten auf Basis regenerativer Energien und die Entwicklung neuer Vertriebsprodukte. Die Sachausgaben unserer Tochter haben sich ebenfalls deutlich verringert, u. a. weil 2015 mit den Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Mör zwei Großprojekte abgeschlossen werden konnten. Außerdem wurden im Berichtsjahr weniger Mittel für die deutsche Netzinfrastruktur und für IT-Projekte im britischen Vertrieb eingesetzt. scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen Rund 1.100 Stellen abgebaut. Zum 31. Dezember 2016 beschäftigte der RWE-Konzern 58.652 Mitarbeiter, davon 34.835 an deutschen und 23.817 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Im vergangenen Jahr haben per saldo 1.110 Mitarbeiter das Unternehmen verlassen. In Deutschland sind 735 und im Ausland 375 Stellen weggefallen. Rationalisierungsmaßnahmen spielten dabei eine zentrale Rolle, insbesondere in der konventionellen Stromerzeugung. Im Unternehmensbereich Trading/Gas Midstream kam die Veräußerung des britischen Kraftwerks Lynemouth zum Tragen. Leicht angestiegen ist der Personalbestand von innogy, was aber hauptsächlich darauf beruht, dass Beschäftigte der RWE AG und der RWE Group Business Services GmbH im Zuge der Konzernreorganisation zu unserer Tochter gewechselt sind. Unsere Auszubildenden werden in den Mitarbeiterzahlen nicht erfasst. Ende 2016 erlernten 2.258 junge Menschen bei uns einen Beruf und damit etwa so viele wie ein Jahr zuvor. 1.8 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGEDie Finanzlage des RWE-Konzerns hat sich durch den Börsengang von innogy stark verbessert. Die dabei erzielten Erlöse waren ausschlaggebend dafür, dass unsere Nettofinanzschulden 2016 auf 1,7 Mrd. € gefallen sind. Das ist weniger als ein Viertel des Vorjahreswerts. Unsere Nettoschulden, die einen Großteil der langfristigen Rückstellungen enthalten, gingen um 2,8 Mrd. € auf 22,7 Mrd. € zurück - trotz Belastungen aus dem neuen Gesetz zur kerntechnischen Entsorgung. Mit der organisatorischen Neuaufstellung von RWE haben wir auch die Finanzstruktur innerhalb des Konzerns optimiert, indem wir den Großteil unserer Kapitalmarktschulden auf unsere Tochter innogy übertragen haben. Finanzierung des RWE-Konzerns. Mit der Reorganisation des RWE-Konzerns ist auch die Finanzierungsverantwortung neu geregelt worden. Unserer Tochter innogy obliegt die Mittelbeschaffung für das auf sie übertragene Geschäft, während die RWE AG für die Finanzierung der Aktivitäten zuständig ist, die unter ihrer operativen Kontrolle verblieben sind. Gesellschaften, die von der RWE AG oder innogy SE gesteuert werden, nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Gehen sie Haftungsverhältnisse ein, übernehmen die RWE AG bzw. die innogy SE die Koordination. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. 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. Für die kurzfristige Refinanzierung verfügt die RWE AG über ein Commercial-Paper-Programm, das ihr erlaubt, Mittel im Gegenwert von bis zu 5 Mrd. US$ am Geldmarkt zu beschaffen. Das Programm wurde 2016 rege genutzt: Zeitweise standen bis zu 3,5 Mrd. € aus. Als Liquiditätsreserve können wir außerdem auf eine syndizierte Kreditlinie über 4 Mrd. € zurückgreifen, von der wir 1,5 Mrd. € im Innenverhältnis auf innogy übertragen haben. Gewährt wird sie uns von einem internationalen Bankenkonsortium. Die Kreditlinienvereinbarung gilt bis Ende März 2021. Wir haben sie bislang nicht in Anspruch genommen. Langfristiges Fremdkapital haben wir in der Vergangenheit im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms aufgenommen, das uns die Begebung von erstrangigen Anleihen (SeniorAnleihen) im Gesamtwert von bis zu 30 Mrd. € erlaubte. Das Programm ist seit April 2016 ausgesetzt. Im laufenden Jahr wollen wir aber wieder darauf zurückgreifen können, um bei Bedarf Neuemissionen zu tätigen. Ende 2016 standen Senior-Anleihen mit einem Nominalwert von 10,8 Mrd. € aus, die im Rahmen des Debt-Issuance-Programms begeben worden waren. Wie weiter unten erläutert, hat innogy die Rolle des Schuldners und Garantiegebers für diese Papiere übernommen. Bei der Nutzung der genannten Finanzierungsinstrumente müssen wir keine Vorgaben zur Wahrung bestimmter Grenzen hinsichtlich der Verschuldung, der Kapitalstruktur oder des Ratings einhalten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Tilgung, zum Stellen von Sicherheiten oder zu erhöhten Zinszahlungen verpflichtet wären. innogy übernimmt Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE. Neben ertragsstarken und stabilen Geschäftsaktivitäten hat innogy von der RWE AG auch den Großteil der Kapitalmarktschulden übernommen. Bei den öffentlichen Senior-Anleihen, die von unserer früheren niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V. begeben worden waren, geschah dies dadurch, dass die Emittentin Ende 2015 an eine Vorgängergesellschaft der innogy SE veräußert wurde. Allerdings blieb die RWE AG zu diesem Zeitpunkt noch Garantiegeberin für die Anleihen. Bei den Privatplatzierungen, die von der RWE AG selbst vorgenommen worden waren, haben wir die Schulden zunächst nur wirtschaftlich übertragen. Dazu sind interne Darlehensvereinbarungen geschlossen worden, bei denen die Verpflichtungen der RWE AG zur Bedienung der Anleihen durch entsprechende Zahlungsverpflichtungen von innogy gegenüber der RWE AG nachgebildet wurden. Auf die gleiche Weise sind Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) gewährt hatte, wirtschaftlich innogy zugeordnet worden. Unsere Tochter ist darüber hinaus Verpflichtungen in Höhe von 2,9 Mrd. € gegenüber der RWE AG eingegangen, die den Großteil der Verbindlichkeiten aus den Hybridanleihen von RWE abdecken. Die beschriebenen Maßnahmen sind vor dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 abgeschlossen worden. Direkt nach dem Börsengang haben wir Schritte eingeleitet, um die Übertragung der Kapitalmarktschulden rechtlich zu untermauern. Anfang 2017 trat innogy an die Stelle der RWE AG als Garantiegeberin bzw. - im Falle der Privatplatzierungen - als Schuldnerin der Senior-Anleihen. Vorausgegangen waren Abstimmungen unter den Anleihegläubigern, die das deutsche Gesetz über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen für solche Fälle vorsieht. Dabei kamen die Quoren und Mehrheiten zustande, die für einen Garantiegeber- bzw. Schuldnerwechsel erforderlich sind. Zwei Senior-Anleihen, auf die das Schuldverschreibungsgesetz nicht angewendet werden konnte, wurden bereits im Dezember 2016 auf dem Wege eines Anleihetausches übertragen. Dabei ist in einem Fall - es handelt sich um eine 2037 fällige Anleihe über 500 Mio. € - ein kleiner Restbetrag bei der RWE AG verblieben. Mit Vollzug des Schuldnerwechsels sind die entsprechenden konzerninternen Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden. Auch im Falle der EIB-Darlehen streben wir einen Schuldnerwechsel an. Im Dezember 2016 haben wir dazu Gespräche mit der EIB aufgenommen, die bei der Aufstellung des Lageberichts noch andauerten. Wir sind zuversichtlich, dass die Bank noch im laufenden Jahr grünes Licht geben wird. RWE-Anleihen: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2016) in Mrd. € Anleihevolumen auf 14,7 Mrd. € zurückgegangen. Ende 2016 standen Anleihen der RWE AG bzw. der innogy SE mit einem Nominalvolumen von umgerechnet 14,7 Mrd. € aus. Davon entfallen 10,8 Mrd. € auf Senior-Anleihen und 3,9 Mrd. € auf Hybridanleihen. Gegenüber 2015 ist das Anleihevolumen um 1,7 Mrd. € zurückgegangen, u. a. weil wir im April 2016 eine Senior-Anleihe über 850 Mio. € getilgt haben. Außerdem hat sich der Euro-Gegenwert der in britischen Pfund begebenen Anleihen wechselkursbedingt verringert. Unsere 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 63% in Euro und zu 37% in britischen Pfund verschuldet. Unsere ausstehenden Senior-Anleihen hatten Ende 2016 eine durchschnittliche Restlaufzeit von zehn Jahren. Deutlich verringerte Fremdkapitalkosten. Die Fremdkapitalkosten des RWE-Konzerns beliefen sich 2016 auf 4,2%, gegenüber 4,8% im Vorjahr. Ermittelt wurden sie für den jahresdurchschnittlichen Bestand unserer Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Von den Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß IFRS den Schulden zuzurechnen sind. Maßgeblich für den Rückgang der Fremdkapitalkosten war die erwähnte Ablösung der Anleihe über 850 Mio. €, die einen vergleichsweise hohen Kupon von 6,25% hatte. Hinzu kam, dass wir uns 2016 verstärkt im Rahmen unseres Commercial-Paper-Programms zu günstigen Konditionen am Geldmarkt refinanziert haben. scroll
Standard & Poor's und Moody's stufen langfristiges Kreditrating von RWE herab. Zu den Bestimmungsfaktoren der Fremdfinanzierungskosten zählt auch die Beurteilung unserer Kreditwürdigkeit durch unabhängige Ratingagenturen. Die drei führenden Häuser Moody's, Standard & Poor's und Fitch nehmen in unserem Auftrag Einstufungen der Bonität von RWE vor. Angesichts der schwierigen Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung haben Moody's und Standard & Poor's im vergangenen Jahr das Rating unserer Senior-Anleihen um eine Einheit herabgestuft. Den Anfang machte im Mai Moody's: Die Agentur senkte unsere Bonitätsnote von Baa2 auf Baa3. Einen Monat später änderte auch Standard & Poor's das Rating, und zwar von BBB auf BBB-. Von der Agentur Fitch, die wir 2016 erstmals mit der Vergabe eines Ratings beauftragt haben, werden wir mit BBB benotet. Somit bescheinigten uns alle drei Agenturen eine Bonität der Kategorie "Investment Grade". Der Ratingausblick bei Standard & Poor's ist stabil, bei Moody's und Fitch dagegen negativ. Bei der Einstufung der Bonität von innogy orientieren sich die Agenturen i. d. R. am Rating der RWE AG. Davon abweichend benotet Fitch die Senior-Anleihen unserer Tochter mit A-. Nähere Informationen dazu gibt innogy in ihrem Geschäftsbericht 2016. scroll
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Ohne Berücksichtigung der zur Veräußerung
bestimmten Vermögenswerte betrug die Veränderung der flüssigen Mittel
im Berichtsjahr 2.054 Mio. € (Vorjahr: -649 Mio. €). Operativer Cash Flow 30% unter Vorjahr. Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, den wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten erzielten, hat sich um 30% auf 2.352 Mio. € verringert. Dabei machten sich Effekte bemerkbar, die das Nettoumlaufvermögen betrafen. Dieses unterliegt üblicherweise größeren Schwankungen, insbesondere im Unternehmensbereich Trading/Gas Midstream und im Netz- und Vertriebsgeschäft von innogy. Beim Vorjahresvergleich kam eine Vielzahl von Sachverhalten zum Tragen. Unter anderem hatten sich Maßnahmen zur Optimierung des Nettoumlaufvermögens 2015 positiv auf den Cash Flow ausgewirkt; einige dieser Maßnahmen sind 2016 aus wirtschaftlichen Gründen wieder zurückgefahren worden. Durch die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind per saldo 4.570 Mio. € abgeflossen. Neben unseren Ausgaben für Sach- und Finanzanlagen trugen dazu Wertpapierkäufe bei, die mit Erlösen aus dem Börsengang von innogy getätigt wurden. Darüber hinaus stockten wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen auf, indem wir 0,4 Mrd. € auf Treuhänder bzw. Einrichtungen zur betrieblichen Altersversorgung übertrugen. Den dargestellten Mittelabflüssen standen Einnahmen aus Desinvestitionen in Höhe von 0,8 Mrd. € gegenüber. Aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten vereinnahmten wir 4.282 Mio. €. Darin enthalten ist der gesamte Erlös aus dem Börsengang von innogy in Höhe von 4,6 Mrd. €. Außerdem haben wir 0,5 Mrd. € im Rahmen unseres Commercial-Paper-Programms aufgenommen und sind zusätzliche Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten eingegangen. Gegenläufig wirkte die erwähnte Tilgung einer Senior-Anleihe über 850 Mio. €. Von dieser Anleihe hatten wir bereits in Vorjahren Papiere mit einem Nominalwert von 43 Mio. € zurückgekauft. Weitere Mittelabflüsse ergaben sich durch Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften, Hybridkapitalgeber und Vorzugsaktionäre. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit hat sich unser Bestand an flüssigen Mitteln per saldo um 2.040 Mio. € vergrößert. Unser Free Cash Flow - das ist der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte - betrug 325 Mio. € (Vorjahr: 441 Mio. €). Zieht man vom Free Cash Flow die Finanzanlageinvestitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich ein "Haushaltsdefizit" von 363 Mio. € (Vorjahr: 904 Mio. €). 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 einzelnen Geschäftsjahr erreichen. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass Veränderungen des Nettoumlaufvermögens zu starken Schwankungen beim operativen Cash Flow führen können. scroll
Rückgang der Nettoschulden wegen hoher Erlöse aus dem erfolgreichen Börsengang von innogy. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2016 bei 22,7 Mrd. €. Gegenüber 2015 haben sie sich um 2,8 Mrd. € verringert. Prognostiziert hatten wir ein stabiles Niveau. Der Rückgang der Nettoschulden ist maßgeblich auf die Erlöse aus dem Börsengang von innogy zurückzuführen, deren Höhe bei Veröffentlichung der Prognose im März 2016 noch nicht abgeschätzt werden konnte. Daneben stärkten Desinvestitionen unsere Finanzposition. Außerdem führte die Abwertung des britischen Pfunds dazu, dass unsere auf diese Währung lautenden Verbindlichkeiten umgerechnet in Euro geringer wurden. Aufgrund der genannten Faktoren machen unsere Nettofinanzschulden mit 1,7 Mrd. € weniger als ein Viertel des Vorjahreswerts aus. Dem stand ein Anstieg von 2,2 Mrd. € bei den Kernenergierückstellungen gegenüber, der sich aus der gesetzlichen Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung ergab. In den Rückstellungen haben wir den Risikoaufschlag von 1,8 Mrd. € berücksichtigt, den wir zusätzlich zum Grundbetrag in den Kernenergiefonds einzahlen werden. Hinzu kommt, dass wir für die Kernenergieverpflichtungen, die nach der Fondsdotierung bei uns verbleiben, einen niedrigeren Realabzinsungssatz als bisher zugrunde legen. Dadurch fallen die Verpflichtungsbarwerte höher aus (siehe Erläuterung im Anhang auf Seite 134 f.). Gestiegen sind auch die Pensionsrückstellungen, und zwar um 0,9 Mrd. €. Ausschlaggebend dafür war die Entwicklung der Marktzinsen. Die im Jahresabschluss 2016 verwendeten Diskontierungssätze belaufen sich auf 1,8% für Deutschland und 2,5% für Großbritannien, gegenüber 2,4% und 3,6% im Vorjahr. Neben dem Anstieg der Rückstellungen schwächte auch das bereits erläuterte Haushaltsdefizit unsere Finanzposition. Niedrigere außerbilanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Beschaffungsverträgen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 26 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 42 Mrd. €) und 7,4 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 7,9 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 147 f. im Anhang. scroll
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Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus
Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche Bilanzstruktur: Wertberichtigungen mindern Eigenkapitalquote des RWE-Konzerns. Unsere Bilanzsumme zum 31. Dezember 2016 lag mit 76,4 Mrd. € etwas unter dem Vorjahreswert (79,3 Mrd. €). Eine Rolle spielte dabei, dass das Sachanlagevermögen um 4,9 Mrd. € gesunken ist, vor allem wegen der hohen Wertberichtigungen auf unseren deutschen Kraftwerkspark. Einen Rückgang verzeichneten wir auch bei den Derivaten, und zwar um 2,1 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 2,3 Mrd. € auf der Passivseite. Hintergrund war, dass im Berichtsjahr zahlreiche Derivatgeschäfte fällig geworden sind. Dagegen haben sich die Wertpapierbestände des Konzerns um 2,4 Mrd. € und die flüssigen Mittel um 2,1 Mrd. € erhöht, insbesondere wegen der Erlöse aus dem Börsengang von innogy. Diese trugen auf der Passivseite der Bilanz mit 4,6 Mrd. € zum Eigenkapital bei; von dem Betrag entfallen 2,0 Mrd. € auf Anteile anderer Gesellschafter. Trotz dieses Effekts hat sich das Eigenkapital des RWE-Konzerns um 0,9 Mrd. € auf 8,0 Mrd. € verringert. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) ist von 11,2% auf 10,5% zurückgegangen. Neben den Wertberichtigungen kam hier der Anstieg der Kernenergie- und Pensionsrückstellungen um 3,1 Mrd. € zum Tragen. Dass die langfristigen Rückstellungen insgesamt niedriger ausfallen als 2015, beruht darauf, dass der Dotierungsbetrag für den neuen Kernenergiefonds bei den kurzfristigen Rückstellungen ausgewiesen wird. 1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)Der Einzelabschluss der RWE AG ist - wie schon im Vorjahr - durch die schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Für 2016 weisen wir einen Jahresfehlbetrag von 1,0 Mrd. € aus. Ausschlaggebend dafür waren die hohen außerplanmäßigen Abschreibungen auf unser deutsches Kraftwerksportfolio. Positive Effekte aus der Reorganisation des RWE-Konzerns konnten dies nur zum Teil ausgleichen. 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 wies zum 31. Dezember 2016 eine Bilanzsumme von 46,0 Mrd. € aus. Das sind 2,1 Mrd. € mehr als im Vorjahr. Eine wichtige Rolle spielte dabei der Börsengang von innogy. Aufgrund der Erlöse der RWE AG aus dem Verkauf von innogy-Aktien lag der Bestand an Wertpapieren und flüssigen Mitteln deutlich über dem Vorjahresniveau. Erhöht haben sich auch die Forderungen gegen verbundene Unternehmen. Das ergibt sich aus Ansprüchen der RWE AG auf Dividendenzahlungen der RWE Downstream Beteiligungs GmbH, in der die Anteile von RWE an innogy gebündelt sind. Ebenso wie die Forderungen erhöhten sich auch die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen. Hintergrund ist, dass die RWE Power AG und die RWE Generation SE wegen der Wertberichtigungen auf Kraftwerke hohe handelsrechtliche Verluste auswiesen. Aufgrund von Ergebnisabführungsverträgen mit diesen Unternehmen ist die Muttergesellschaft RWE AG verpflichtet, die Verluste im Folgejahr auszugleichen. Bei den Finanzanlagen verzeichneten wir einen Rückgang, weil Anteile an verbundenen Unternehmen abgegangen sind und sich die Ausleihungen an Tochtergesellschaften verringert haben. Die Eigenkapitalquote ist von 13,0% auf 10,2% gesunken. Finanzlage. Wie bereits erläutert, ist die RWE AG nur noch für die Finanzierung jener Aktivitäten verantwortlich, die nach dem Börsengang der innogy SE unter ihrer operativen Kontrolle verblieben sind. Eine ausführliche Darstellung der Finanzlage und der Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr findet sich auf Seite 52 ff. Ertragslage. Neben der Bilanz war auch die Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG von der Reorganisation des RWE-Konzerns und der schwierigen Lage in der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Das Ergebnis aus Finanzanlagen der RWE AG hat sich um 1.166 Mio. € auf -1.240 Mio. € verschlechtert. Ausschlaggebend dafür waren die hohen Verluste bei der RWE Power AG und RWE Generation SE, die durch die Dividendenansprüche gegenüber der RWE Downstream Beteiligungs GmbH nur zum Teil ausgeglichen wurden. Darüber hinaus haben die RWE AG und einzelne Tochtergesellschaften außerplanmäßige Abschreibungen auf Anteile an in- und ausländischen Konzerngesellschaften vorgenommen. Teilweise sind aber auch - nach Wertberichtigungen in Vorjahren -wieder Zuschreibungen gemacht worden. Das Zinsergebnis der RWE AG fiel mit -368 Mio. € ebenfalls negativ aus. Gegenüber 2015 hat es sich aber um 670 Mio. € verbessert. Hintergrund ist, dass innogy von der RWE AG einen Großteil der Kapitalmarktschulden übernommen hat (siehe Seite 52 f.). Verbessert hat sich auch der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen, und zwar um 1.608 Mio. € auf 1.176 Mio. €. Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass im Zuge der Reorganisation des RWE-Konzerns stille Reserven bei Beteiligungen aufgedeckt wurden. Außerdem haben wir mit Wirkung zum Berichtsjahr die Steuerumlagen abgeschafft. Diese waren 2015 noch mit einem negativen Betrag in den sonstigen Erträgen und Aufwendungen enthalten. Durch den Wegfall der Umlagen gehen die entsprechenden steuerlichen Effekte nun ins Ergebnis aus Finanzanlagen ein. Der Steueraufwand der RWE AG betrug 569 Mio. € (Vorjahr: 1.706 Mio. €). Er wurde hauptsächlich durch Wertberichtigungen auf aktive latente Steuern verursacht. Aufgrund der dargestellten Entwicklungen schloss die RWE AG mit einem Jahresfehlbetrag ab, der mit 1.001 Mio. € aber wesentlich niedriger war als 2015 (3.250 Mio. €). Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 27. April 2017 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2016 keine Dividende auf Stammaktien zu zahlen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung erneut dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Der Dividendenvorschlag spiegelt die erhebliche finanzielle Belastung wider, die Mitte 2017 mit der Dotierung des neuen öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds auf uns zukommt (siehe Seite 34). Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB und § 315 Abs. 5 HGB. Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2017 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB und § 315 Abs. 5 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 2016 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 1. Oktober 2016 eine Meldeschwelle nach § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz unterschritten und uns daraufhin mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil zu diesem Zeitpunkt 14,18% 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: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Tritt der beschriebene Fall bei innogy ein, gilt Entsprechendes für die Anleihen, bei denen die RWE AG als Emittentin bzw. Garantiegeberin durch die innogy SE ersetzt wurde. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in besagtem Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen; geschieht dies nicht, 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. Februar 2015 gewährt 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 Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und dies für die Vorstandsmitglieder mit wesentlichen Nachteilen verbunden ist. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezügen, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung steht in Einklang mit den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im neuen Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 67 f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie über die letzten 30 Börsenhandelstage vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis zu diesem Zeitpunkt pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 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 2016 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. € und sein Stellvertreter in Höhe von 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 vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen und nach der Aufsichtsratsneuwahl im April 2016 weiterhin dem Gremium angehören, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2015 nachgekommen. Im Falle der im April 2016 neu in das Gremium gewählten Mitglieder gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2017 ausbezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2016. Über die Erfüllung der Selbstverpflichtung durch die neuen und wiedergewählten Mitglieder werden wir daher erst im Vergütungsbericht 2017 berichten können. Höhe der Vergütung des AufsichtsratsDie Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten) summierte sich für das Geschäftsjahr 2016 auf 2.746 Tsd. € (Vorjahr: 2.720 Tsd. €). Davon wurden 442 Tsd. € (Vorjahr: 420 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt. Hinzu kommen Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 482 Tsd. € (Vorjahr: 265 Tsd. €). Insgesamt betragen die Bezüge 3.228 Tsd. € (ohne Auslagen; Vorjahr: 2.985 Tsd. €). Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für alle Personen, die dem Aufsichtsrat in den Jahren 2015 und 2016 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 VorstandsÜberarbeitung des Vergütungssystems. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Im vergangenen Geschäftsjahr hat der Aufsichtsrat eine grundlegende Überarbeitung des bestehenden Vergütungssystems veranlasst. Das neue System ist zum 1. Oktober 2016 verabschiedet worden. Es baut auf bewährten Bestandteilen des bisherigen Systems auf, ist jedoch weniger komplex und an die veränderte Konzernstruktur angepasst. Im Folgenden werden wir es näher erläutern. Zusätzlich stellen wir das alte Vergütungssystem dar, das bis zum 30. September 2016 angewendet wurde. Übergangsjahr. Das Geschäftsjahr 2016 war für RWE ein Übergangsjahr, das geprägt war von der organisatorischen Neuaufstellung sowie dem operativen Start und Börsengang der innogy SE. Dies führte auch zu Veränderungen bei der Zusammensetzung des Vorstands. Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges wurden mit dem operativen Start von innogy am 1. April 2016 in Personalunion zu Vorstandsmitgliedern der neuen Gesellschaft bestellt. Nach dem erfolgreichen Börsengang der innogy SE legten Peter Terium und Dr. Bernhard Günther ihr Mandat als Vorstandsmitglied der RWE AG mit Ablauf des 14. Oktober 2016 nieder, um ausschließlich für innogy tätig zu sein. Uwe Tigges wird sein Mandat als Vorstandsmitglied der RWE AG am 30. April 2017 niederlegen, bis dahin verantwortet er vorübergehend die Personalressorts beider Gesellschaften. Für den Zeitraum, in dem Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges sowohl als Vorstand der RWE AG als auch in Personalunion als Vorstand der innogy SE bestellt waren, wurden die gewährten Bezüge zwischen den beiden Gesellschaften anteilig verrechnet. Seit dem 15. Oktober 2016 ist Dr. Rolf Martin Schmitz Vorsitzender des Vorstands der RWE AG. Neu im Gremium ist Dr. Markus Krebber. Er wurde zum 1. Oktober 2016 in den Vorstand der RWE AG berufen und zum Finanzvorstand der Gesellschaft ab dem 15. Oktober 2016 ernannt. Alle Vorstandsmitglieder erhielten mit Wirkung ab dem 1. Oktober 2016 Dienstverträge auf Basis des neuen Vergütungssystems. Zur Überführung der Vergütungsbestandteile in das neue Vergütungssystem wurden dabei für das Geschäftsjahr 2016 Übergangs- und Ablöseregelungen getroffen. Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges haben mit Wirkung zum 1. Oktober 2016 neue Dienstverträge mit der innogy SE geschlossen. Ihre Dienstverträge mit der RWE AG sind einvernehmlich vorzeitig mit Wirkung zum 30. September 2016 aufgehoben worden. Grundzüge des alten und neuen Vergütungssystems. Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere waren bisher und sind auch künftig das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Grundlegende Änderungen ergaben sich bei den erfolgsabhängigen Komponenten. Bis zum 30. September 2016 zählten dazu die einjährige Tantieme, der Tantiemerückbehalt sowie die aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 und dem 2014 eingeführten Mid-Term Incentive Plan zur Reduzierung des Verschuldungsgrades. Seit dem 1. Oktober 2016 gibt es nur noch zwei erfolgsabhängige Komponenten: die einjährige Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung nach dem neuen Strategic Performance Plan. Erfolgsunabhängige VergütungFestgehalt und Versorgungsentgelt. Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht den Vorstandsmitgliedern seit dem 1. Januar 2011 für jedes Dienstjahr ein Versorgungsentgelt zu, mit Ausnahme von Dr. Rolf Martin Schmitz, dem zuvor bereits eine Pensionszusage erteilt wurde. Das Versorgungsentgelt betrug bis zum 30. September 2016 grundsätzlich 15% der Zielbarvergütung, die sich aus dem Festgehalt und dem weiter unten erläuterten Tantiemebudget zusammensetzte. Seit dem 1. Oktober 2016 ist für die Vorstandsmitglieder ein individuell festgelegter Betrag definiert. Sie können wählen, ob das Versorgungsentgelt bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt werden soll. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens aber mit Vollendung des 60. Lebensjahres oder - bei Neuzusagen seit dem 1. Januar 2012 - mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Die entsprechenden Ruhegeldansprüche von Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges wurden auf die innogy SE übertragen. Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Versicherungsprämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige VergütungTantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der individuellen Zielerreichung abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme. Diese bemaß sich bis zum 30. September 2016 danach, inwieweit der zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres festgelegte Planwert für das bereinigte EBIT erreicht wurde. Sie richtet sich auch zukünftig nach dem bereinigten EBIT, wird jedoch gegen einen vom Aufsichtsrat unabhängig vom Planwert festgelegten Zielwert gemessen. Stimmt der Ist-Wert mit dem Plan- bzw. Zielwert nach Ablauf eines Jahres genau überein, liegt die Zielerreichung bei 100%. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vereinbarten Tantiemebudget. Je nach Höhe des bereinigten EBIT beträgt die Unternehmenstantieme 0% bis maximal 150 % des Tantiemebudgets. Die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen. Die Regelung bis zum 30. September 2016 sah vor, dass - je nachdem, in welchem Maße ein Vorstandsmitglied seine zu Jahresbeginn vom Aufsichtsrat vorgegebenen Ziele erfüllt hat - der Aufsichtsrat nach Ablauf des Geschäftsjahres über den Grad der individuellen Zielerreichung urteilt und den Leistungsfaktor entsprechend festlegt. Zum 1. Oktober 2016 ist der Leistungsfaktor erweitert worden. Neben den individuellen Zielen berücksichtigt er zu einem Drittel die kollektive Leistung des Gesamtvorstands sowie zu einem weiteren Drittel die Leistungen auf dem Gebiet der Nachhaltigkeit (Corporate Responsibility) und der Mitarbeitermotivation. Das Kriterium Corporate Responsibility bildet das ökologische und gesellschaftliche Handeln des Unternehmens ab und wird aus der Nachhaltigkeitsberichterstattung abgeleitet. Die Mitarbeitermotivation wird mithilfe des Motivationsindex ermittelt, der anhand anonymer Befragungen die Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit der Mitarbeiter misst. Nach Ablauf des Geschäftsjahres beurteilt der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder bezogen auf diese Kriterien und legt den Leistungsfaktor fest. Für das Übergangsjahr 2016 war es nicht möglich, die Unternehmenstantieme formelhaft anhand des ursprünglichen Planwerts zu berechnen. Somit erfolgte im Übergangsjahr die Ermittlung der Unternehmenstantieme auf Basis einer Beurteilung durch den Aufsichtsrat. Die Auszahlung der gesamten Tantieme erfolgt im neuen Vergütungssystem vollständig nach Ablauf des Geschäftsjahres und nach Ermittlung der Unternehmenstantieme und des Leistungsfaktors. Der vormals bestehende und im Nachfolgenden beschriebene Rückbehalt von 25% der Tantieme (Tantiemerückbehalt) entfällt seit dem 1. Oktober 2016. Gleichzeitig ist das Tantiemebudget zugunsten einer Stärkung der aktienbasierten Vergütung um 25% reduziert worden. Zudem werden die Aspekte Corporate Responsibility und Mitarbeitermotivation wie beschrieben nun unmittelbar im Rahmen der Tantieme berücksichtigt. Tantiemerückbehalt (alt). Einschließlich der Tantieme für das Geschäftsjahr 2015 zahlte RWE den Vorstandsmitgliedern die Tantieme nur zu 75% sofort aus. Die verbleibenden 25% wurden für drei Jahre einbehalten (Tantiemerückbehalt). Nach Ablauf des Dreijahreszeitraums überprüfte der Aufsichtsrat anhand eines sogenannten Bonus-Malus-Faktors, ob der Vorstand das Unternehmen nachhaltig geführt hat. Nur wenn das der Fall war, wurde die zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt. Der Bonus-Malus-Faktor hing zu 45% vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens ab, der an der Entwicklung des bereinigten EBIT gemessen wurde. Weitere 45% des Bonus-Malus-Faktors wurden anhand des unternehmensspezifischen Index zur Corporate Responsibility (CR) ermittelt. Die restlichen 10% des Bonus-MalusFaktors ergaben sich aus der Höhe des Motivationsindex. Der Aufsichtsrat legte vor Beginn der Dreijahresperiode verbindliche Zielwerte für das bereinigte EBIT, den CR-Index und den Motivationsindex fest. Diese wurden am Ende des Zeitraums den tatsächlich erreichten Werten gegenübergestellt. Je besser Letztere ausfielen, desto höher war der Bonus-Malus-Faktor. Er konnte zwischen 0% und 150% liegen. Durch den Börsengang der innogy SE und die damit einhergehenden Veränderungen sind die in den Vorjahren festgelegten Zielwerte für das bereinigte EBIT, den CR-Index und den Motivationsindex nicht mehr aussagekräftig. Daher hat der Aufsichtsrat beschlossen, die noch ausstehenden Tantiemerückbehalte aus den Geschäftsjahren 2013, 2014 und 2015 im abgelaufenen Geschäftsjahr vorzeitig auszubezahlen. Die individuellen Auszahlungshöhen wurden dabei anhand der historischen Bonus-Malus-Faktoren bestimmt, die das jeweilige Vorstandsmitglied im Durchschnitt erreicht hat. Für das Geschäftsjahr 2016 wurde der Tantiemerückbehalt nicht mehr praktiziert, sondern in die aktienbasierte Vergütung als langfristiges Vergütungselement überführt. Aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (alt). Zu den erfolgsabhängigen Vergütungskomponenten zählten bis einschließlich 2015 sogenannte Performance Shares, die im Rahmen des Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (kurz: Beat) zugeteilt wurden. Mit Beat sollte die Nachhaltigkeit des Beitrags des Vorstands und der Führungskräfte zum Unternehmenserfolg honoriert werden. Die Performance Shares gewährten den Inhabern das bedingte Recht auf eine Barauszahlung, die nach einer Wartezeit von vier oder optional bis zu fünf Jahren geleistet wurde. Eine Barauszahlung wurde aber nur dann vorgenommen, wenn die Performance der RWE-Stammaktie - also die Rendite aus Aktienkursänderung, Dividende und Bezugsrecht - am Ende der Wartezeit besser war als die von mindestens 25% der im STOXX Europe 600 Utilities vertretenen Vergleichsunternehmen. Bei der Erfolgsmessung wurden die Vergleichsunternehmen gewichtet, und zwar genau so wie im Referenzindex zum Zeitpunkt der Auflegung der jeweiligen Beat-Tranche. Schlug RWE 25% des Indexgewichts, wurden 7,5% der Performance Shares werthaltig. Mit jedem weiteren Prozentpunkt, um den das Indexgewicht übertroffen wurde, stieg der Anteil der werthaltigen Performance Shares um 1,5 Prozentpunkte. Die Höhe der Barauszahlung wurde auf Basis des so ermittelten Auszahlungsfaktors, des durchschnittlichen RWE-Aktienkurses an den letzten 60 Börsentagen vor Programmablauf sowie der Anzahl der zugeteilten Performance Shares berechnet. Sie war für die Vorstandsmitglieder auf das Eineinhalbfache des Zuteilungswertes der Performance Shares beschränkt. Voraussetzung für die Teilnahme am Beat war, dass die Vorstandsmitglieder ein Eigeninvestment in RWE-Stammaktien tätigten. Der geforderte Anlagebetrag entsprach einem Drittel des Zuteilungswertes der gewährten Performance Shares nach Steuern. Die Aktien mussten während der gesamten Wartezeit der jeweiligen Beat-Tranche gehalten werden. Mit Einführung des neuen Vergütungssystems ist im Geschäftsjahr 2016 der weiter unten beschriebene Strategic Performance Plan an die Stelle des Beat getreten. Um an dem neuen Plan teilzunehmen, haben die Mitglieder des Vorstands freiwillig ihren Verzicht auf sämtliche noch ausstehende Beat-Tranchen (Tranchen 2013, 2014 und 2015) erklärt. Die aus diesen Tranchen zugeteilten Performance Shares sind ersatzlos verfallen, etwaige Ausgleichszahlungen an die Vorstandsmitglieder wurden dafür nicht geleistet. Mid-Term Incentive Plan (alt). Eine weitere erfolgsabhängige Komponente im alten Vergütungssystem war der Mid-Term Incentive Plan (kurz: MTIP), der 2014 eingeführt wurde und sich auf den Dreijahreszeitraum bis Ende 2016 bezog. Performance-Kriterium des MTIP war der Verschuldungsfaktor (Leverage Factor) von RWE, also das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA. Der Plan sollte das Management darin unterstützen, alle geeigneten Maßnahmen und Anstrengungen im Konzern auf das Ziel auszurichten, Verschuldung und Ertragskraft wieder in ein gesundes und nachhaltiges Verhältnis zueinander zu bringen. Der MTIP trat neben den Long-Term Incentive Plan Beat 2010, dessen Budget für die Laufzeit des MTIP auf die Hälfte gekürzt wurde. Mit der anderen Hälfte wurde das Zuteilungsbudget des MTIP abgedeckt. Ziel dieses Plans war es, den Verschuldungsfaktor bis Ende 2016 auf 3,0 zu senken. Bei exakter Erfüllung der Vorgabe wäre den Vorstandsmitgliedern das Zuteilungsbudget zu 100% ausgezahlt worden. Eine weitergehende Senkung des Verschuldungsfaktors hätte die Auszahlung linear auf maximal 150% des Zuteilungsbudgets ansteigen lassen. Diese Obergrenze wäre bei einem Verschuldungsfaktor von 2,7 erreicht worden. Umgekehrt wäre die Auszahlung gesunken, wenn der Faktor die Zielmarke von 3,0 überschritten hätte. Beim Wert von 3,3 hätten die Vorstandsmitglieder noch 50% des Zuteilungsbudgets erhalten. Für darüberliegende Werte war keine Auszahlung vorgesehen. Mit dem Ende des Geschäftsjahres 2016 erfolgte die Abrechnung des einmalig gewährten MTIP. Da der Verschuldungsfaktor den Wert von 3,3 überstieg, fand keine Auszahlung aus dem MTIP statt. Aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (neu). Im Rahmen des neuen Vergütungssystems tritt der Strategic Performance Plan (kurz: SPP) an die Stelle des bisherigen Beat als aktienbasierte Vergütungskomponente, des MTIP und des Tantiemerückbehalts. Der SPP reflektiert die organisatorische Neuaufstellung des RWE-Konzerns und honoriert das Erreichen langfristiger strategischer Ziele. Aus diesem Grund wurden für die RWE AG und die innogy SE getrennte Strategic Performance Pläne eingeführt. Hinsichtlich der Umsetzung und des zeitlichen Ablaufs sind die Pläne beider Gesellschaften gleich ausgestaltet. Unterschiede ergeben sich u. a. dadurch, dass für die Erfolgsmessung Aktien und Ergebnisgrößen der jeweiligen Gesellschaft - RWE AG oder innogy SE - zugrunde gelegt werden. Da der SPP auf die Erreichung langfristiger und zukünftiger Ziele ausgerichtet ist, erhielten Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges im Übergangsjahr 2016 ihre Zuteilung vollständig aus dem SPP der innogy SE. Aus der Perspektive des RWE-Konzerns ist dieser Vergütungsbestandteil für die genannten drei Vorstandsmitglieder als aktienbasierte Vergütung zu behandeln und wird im Vergütungsbericht dementsprechend dargestellt. Im Einzelabschluss der RWE AG hingegen wird die auf den SPP der innogy SE entfallende Vergütung für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges als nicht-aktienbasiert eingestuft. Grund dafür ist, dass die Höhe der Auszahlung nicht von der Kursentwicklung der Aktien der RWE AG, sondern der Aktien der innogy SE abhängt. Die Planbedingungen des SPP der RWE AG und der innogy SE sehen eine Tranche im Übergangsjahr 2016 vor und drei weitere Tranchen, die jeweils in den Geschäftsjahren 2017, 2018 und 2019 beginnen. Die Gewährung der im Folgenden erläuterten Performance Shares erfolgt jeweils rückwirkend zum 1. Januar eines Geschäftsjahres. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein individuelles Zuteilungsschreiben, das den vom Aufsichtsrat festgelegten Brutto-Zuteilungsbetrag (in Euro) sowie die Anzahl der bedingt gewährten Performance Shares definiert. Ebenso wie der Beat basiert auch der SPP auf vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares. Zunächst wird dabei für jedes Vorstandsmitglied die Anzahl der für die jeweilige Tranche vorläufig zugeteilten Performance Shares ermittelt. Hierzu wird der individuelle Zuteilungswert durch den durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Stammaktie bzw. der innogy-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor Gewährung dividiert. Die vorläufig bedingt gewährten Performance Shares haben eine Laufzeit von insgesamt vier Jahren (Vesting-Periode). Hiervon abweichend erfolgte im Übergangsjahr 2016 die Ermittlung der für das Geschäftsjahr 2016 zugeteilten Performance Shares ab Datum des Börsengangs der innogy SE und bemisst sich daher an den durchschnittlichen Xetra-Schlusskursen der RWE-Stammaktie bzw. der innogy-Aktie der ersten zehn Handelstage seit dem 7. Oktober 2016. Mit Ablauf des ersten Jahres wird die finale Anzahl der Performance Shares der jeweiligen Tranche festgestellt. Sie ist abhängig vom erzielten bereinigten Nettoergebnis der Gesellschaft, dem sogenannten Adjusted Net Income (ANI), im Verhältnis zu einem vom Aufsichtsrat festgelegten Zielwert und kann zwischen 0% und 150% der vorläufig zugeteilten Anzahl der Performance Shares betragen. Wird der für das jeweilige Jahr festgelegte ANI-Zielwert genau erreicht, werden 100% der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Die jeweiligen ANI-Zielwerte für die Geschäftsjahre 2017, 2018 und 2019 wurden vom Aufsichtsrat im Geschäftsjahr 2016 einmalig festgelegt und können grundsätzlich nicht mehr verändert werden. Die so final festgeschriebenen Performance Shares werden am Ende einer Haltefrist von drei weiteren Jahren vollständig in bar ausbezahlt. Die Höhe der Auszahlung berechnet sich aus der finalen Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE- bzw. innogy-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode, zuzüglich der Dividende, die während der Haltefrist ausgezahlt wird. Der so ermittelte Auszahlungsbetrag ist auf 200% des individuellen Zuteilungswertes begrenzt. Für das Geschäftsjahr 2016 wird die aktienbasierte Vergütung bereits vollständig auf Basis des SPP gewährt. Die ANI-Performancemessung für diese Tranche erfolgt parallel zur Performancemessung der SPP-Tranche 2017 auf Basis des ANI 2017. An die Feststellung der finalen Anzahl an Performance Shares schließt sich für die Tranche 2016 eine zweijährige Haltefrist an. Die Vesting-Periode für die Tranche 2016 endet somit mit Ablauf des Geschäftsjahres 2019. Die Vorstandsmitglieder sind - wie vormals im Beat - verpflichtet, ein Eigeninvestment in Aktien ihrer Gesellschaft zu tätigen. Dazu sind 25% des Betrages, der ihnen nach Ablauf der Haltefrist ausgezahlt wird, abzüglich der darauf anfallenden Steuern in RWE- bzw. innogy-Aktien anzulegen und für drei weitere Jahre zu halten. Im Vorgriff auf die 2017 zu erwartenden Anpassungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) ist im SPP eine sogenannte Malus-Regelung enthalten. Danach kann der Aufsichtsrat der RWE AG bzw. innogy SE z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft mit einer Kürzung oder dem vollständigen Verfall von laufenden SPP-Tranchen ahnden. Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr 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 - machen rund 30% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung - also die unmittelbar ausgezahlte Tantieme - entfallen 23 %. Die langfristigen Vergütungskomponenten - bislang Tantiemerückbehalt und Beat, zukünftig SPP - waren im Geschäftsjahr 2016 geprägt von der vorzeitigen Auszahlung der ausstehenden Tantiemerückbehalte der Jahre 2013, 2014 und 2015 und summieren sich daher auf 47% der Gesamtvergütung. Leistungen für den Fall der Beendigung der Tätigkeit. Mitglieder des Vorstands erhalten unter bestimmten Voraussetzungen auch nach Beendigung ihrer Vorstandstätigkeit Leistungen von RWE, die im Folgenden beschrieben werden. Regelung zur Altersversorgung. Vor Einführung des Versorgungsentgelts zum 1. Januar 2011 wurde den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt. Von den aktuellen Vorstandsmitgliedern ist dies nur bei Dr. Rolf Martin Schmitz der Fall; seine Pensionszusage besteht unverändert fort. Sie 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 und dies für das Vorstandsmitglied mit wesentlichen Nachteilen verbunden wäre. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung 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. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Werts der RWE AG. 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 seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares des SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung und 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 VorstandsDie nachfolgend dargestellte Vergütung des Vorstands wurde aus der Konzernperspektive nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) ermittelt. Berücksichtigt wird die im Zeitraum der Bestellung im Geschäftsjahr 2016 an die Vorstandsmitglieder gewährte Vergütung. Insoweit wird für Peter Terium und Dr. Bernhard Günther die Vergütung im Zeitraum bis zum 14. Oktober 2016 und für Dr. Markus Krebber im Zeitraum ab dem 1. Oktober 2016 berücksichtigt. Aus Konzernsicht wird für Uwe Tigges auch die Vergütung ausgewiesen, die ihm nach Abschluss des neuen Dienstvertrags bis zum 31. Dezember 2016 durch die innogy SE gewährt wurde. Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2016. Dem Vorstand der RWE AG wurde für das Geschäftsjahr 2016 eine nach HGB ermittelte Vergütung von insgesamt 15.486 Tsd. € gewährt. Hierbei sind für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges auch anteilige Bezüge berücksichtigt, die für ihre Zeit der Bestellung als Vorstand der RWE AG 2016 von der innogy SE getragen bzw. ausgezahlt wurden. Der entsprechende Vorjahreswert betrug 1 1.373 Tsd. €. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten summierten sich 2016 auf 4.471 Tsd. € (Vorjahr: 4.943 Tsd. €). Nach den Offenlegungsvorschriften des HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen nicht zu den Vergütungen, wohl aber das Versorgungsentgelt. Letzteres betrug im Zeitraum ihrer Bestellung für Peter Terium 360 Tsd. € (Vorjahr: ganzjährig 480 Tsd. €), für Dr. Bernhard Günther 191 Tsd. € (Vorjahr: ganzjährig 255 Tsd. €) und für Uwe Tigges wie im Vorjahr 255 Tsd. € (ganzjährig). Dr. Markus Krebber erhielt 2016 ein zeitanteiliges Versorgungsentgelt von 64 Tsd. €. Dr. Bernhard Günther hat seinen Betrag durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile beliefen sich auf insgesamt 11.015 Tsd. € (Vorjahr: 6.430 Tsd. €). Davon entfielen 4.115 Tsd. € (Vorjahr: 3.925 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2016 und 2.987 Tsd. € (Vorjahr: 1.750 Tsd. €) auf die Zuteilung aus dem Strategic Performance Plan. Die zurückbehaltenen Tantiemen für die Geschäftsjahre 2013, 2014 und 2015 wurden bei Vertragsumstellung vorzeitig auf der Basis individualisierter, historischer Zielerreichungen abgelöst und sind in Höhe von 3.913 Tsd. € in den genannten erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteilen enthalten. Der zeitanteilige Tantiemerückbehalt für das Geschäftsjahr 2016 (Zeitraum bis 30. September 2016) wurde nicht einbehalten, sondern im Übergangsjahr einmalig in den Strategic Performance Plan überführt und somit als langfristiger Vergütungsbestandteil ausgewiesen. Der MTIP endete am 31. Dezember 2016, ohne dass eine Auszahlung an die Vorstandsmitglieder stattfand. Die für das Geschäftsjahr 2016 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. scroll
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Aus der Sicht des Einzelunternehmens RWE AG
ergeben sich - abweichend von der Tabelle - erfolgsunabhängige Bezüge
von 955 Tsd. € für Peter Terium, 519 Tsd. € für Dr. Bernhard Günther
und 641 Tsd. € für Uwe Tigges; die erfolgsabhängigen Bezüge belaufen
sich auf 834 Tsd. € für Peter Terium, 440 Tsd. € für Dr. Bernhard
Günther und 550 Tsd. € für Uwe Tigges. Auszahlung der Tantiemerückbehalte von 2013 bis 2015. Die folgende Übersicht zeigt, in welcher Höhe die für 2013 bis 2015 zurückbehaltenen Tantiemen vorzeitig abgelöst wurden. Von den Vorstandsmitgliedern betraf dies Peter Terium, Dr. Rolf Martin Schmitz, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges. Ihr Tantiemerückbehalt für das Geschäftsjahr 2016 (anteilig bis 30. September) ist in den neuen Strategic Performance Plan eingeflossen. scroll
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Long-Term Incentive Plan Beat 2010. Wie auf Seite 66 dargelegt, haben die Vorstandsmitglieder auf die laufenden Beat-Tranchen verzichtet, um am SPP teilnehmen zu können. Somit gab es für 2016 keine Auszahlungen aus dem Beat. Strategic Performance Plan. Im Geschäftsjahr 2016 erfolgte die Zuteilung für Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber aus dem SPP der RWE AG. Die Zuteilung für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges erfolgte mit Blick auf ihre neuen Funktionen bereits gesamthaft unter dem SPP der innogy SE. Wie beschrieben ist der letztmalig für den Zeitraum bis zum 30. September 2016 zu bildende Tantiemerückbehalt mit Ablösung des alten Vergütungssystems im Geschäftsjahr 2016 ebenfalls in die Zuteilung für die Vorstandsmitglieder nach dem SPP geflossen. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Wert den Mitgliedern des Vorstands 2016 Performance Shares insgesamt zugeteilt wurden und in welcher Höhe diese Zuteilung auf die RWE AG entfällt. scroll
Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus den Beat-Tranchen 2013 bis 2015 aufgelöst bzw. für Verpflichtung aus der Tranche 2016 des SPP zugeführt 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 auf der folgenden Seite) lag 2016 bei 229 Tsd. € (Vorjahr: 581 Tsd. €). Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 13.923 Tsd. € (Vorjahr: 1 1.900 Tsd. €). Der Pensionswert nach HGB belief sich auf 9.894 Tsd. € (Vorjahr: 9.459 Tsd. €). Für 2016 wurden Zuführungen zum Pensionswert in Höhe von 435 Tsd. € (Vorjahr: 1.404 Tsd. €) geleistet. Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2016 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei Erreichen der Regelaltersgrenze wie im Vorjahr 484 Tsd. €. Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern. 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, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit im Geschäftsjahr gewährt wurden bzw. zugeflossen sind. 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 Tabellen zeigen, welche Zuwendungen den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für 2016 und das Vorjahr gewährt wurden. Allerdings gingen damit teilweise noch keine Zahlungen einher. Daher wird in weiteren Übersichten dargestellt, in welcher Höhe den Vorstandsmitgliedern Mittel zugeflossen sind ("Zufluss"). scroll
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Der vertraglich bis zum 30. September 2016
vorgesehene Tantiemerückbehalt wurde im Übergangsjahr 2016 nicht einbehalten,
sondern einmalig der Tranche 2016 des SPP zugeführt. scroll
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Anstelle des bis zum 30. September 2016 vertraglich
vorgesehenen Tantiemerückbehalts wurden 25% des Tantiemebudgets der
Tranche 2016 des SPP zugeführt. scroll
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Anstelle des bis zum 30. September 2016 vertraglich
vorgesehenen Tantiemerückbehalts wurden 25% des Tantiemebudgets der
Tranche 2016 des SPP zugeführt. scroll
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1.12 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENDie Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäftsmodell. Kraftwerke und Netze werden nicht für Jahre geplant, sondern für Jahrzehnte. Die vergangenen Jahre haben gezeigt, wie schnell sich die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen im Energiesektor ändern können. Dieses Risiko besteht fort, vor allem in der konventionellen Stromerzeugung. Beispielsweise ist unklar, welche regulatorischen Eingriffe aus dem deutschen Klimaschutzplan 2050 folgen werden. Ebenso wenig lässt sich die Entwicklung der Marktpreise für Strom und Brennstoffe prognostizieren, von der die Kraftwerksmargen abhängen. Ein professionelles Risikomanagement ist für Versorger wie RWE daher unerlässlich. "Professionell" heißt, dass wir Risiken systematisch erfassen, bewerten und steuern. Es heißt aber auch, dass wir Chancen erkennen - und nutzen. Neuaufteilung der Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir nicht nur den RWE-Konzern, sondern auch unser Risikomanagement neu organisiert. Mit ihrem Börsengang im Oktober hat innogy SE die alleinige Verantwortung für die Steuerung und Überwachung der Risiken ihrer Tochtergesellschaften übernommen, während die RWE AG für die Risiken der übrigen Konzernunternehmen zuständig bleibt. Die Risikomanagementsysteme der beiden Gesellschaften sind in wesentlichen Punkten identisch, etwa bei der Einordnung von Risiken in Risikoklassen. Im folgenden Abschnitt erläutern wir das Risikomanagementsystem der RWE AG und verweisen auf die entsprechenden Ausführungen von innogy in ihrem Geschäftsbericht 2016. Bei der Darstellung der wesentlichen Risiken des RWE-Konzerns sind die Risiken unserer Tochter miterfasst. Organisation des Risikomanagements der RWE AG. Die Hauptverantwortung für unser Risikomanagement liegt beim Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko der Gesellschaft und der von ihr operativ geführten Tochterunternehmen. Dazu bestimmt er die Risikobereitschaft von RWE und definiert Obergrenzen für Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling & Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich prüft die erhobenen Risiken auf Plausibilität und Vollständigkeit, fasst sie zusammen und legt Obergrenzen für Risiken der operativen Einheiten fest. Unterstützt wird er dabei vom Risikomanagement-Ausschuss. Dieser besteht aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG mit konzernweiter Zuständigkeit: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Rechnungswesen, Finanzen & Kreditrisiko, Konzernentwicklung & Vorstandsbelange und Recht. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens. Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten und Komitees mit Risikomanagement-Aufgaben betraut:
Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten und unter Beachtung allgemeiner Richtlinien sind unsere Konzerngesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und den Konzernvorgaben entsprechend gesteuert werden. Die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems wird regelmäßig von der internen Revision begutachtet. Risikomatrix für den RWE-Konzern scroll
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Bezogen auf das Jahr, in dem die maximale
Schadenshöhe eintreten könnte Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich im Rahmen der Quartalsberichterstattung über die Risikolage informieren. Unsere Analyse der Risiken 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 Nettoergebnis 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. scroll
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Stand: 31. Dezember 2016. Aufgrund der Konzernperspektive
sind die Risiken von innogy einbezogen. Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern. Wie in der Tabelle oben dargestellt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrem Gegenstand in sieben Klassen einteilen. Dabei bestimmt das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Das größte Schadenspotenzial sehen wir derzeit bei den regulatorischen und politischen Risiken. Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen.
Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Die Commodity-Preisrisiken der Erzeugungs- und Vertriebsgesellschaften im Konzern werden über Absicherungsvorgaben gesteuert. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir Margenrisiken dadurch, dass wir ihren Strom größtenteils auf Termin verkaufen und dabei die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2 -Emissionsrechte preislich absichern. Unsere Ziele dabei sind, die Folgen negativer Entwicklungen einzudämmen, kurzfristige Preisschwankungen auszugleichen und zusätzliches Gewinnpotenzial zu erschließen. Terminmärkte nutzen wir auch im Gas-Midstream-Geschäft. Risiken aus langfristigen, ölpreisgebundenen Gasbezugsverträgen sind wir hier bereits vor Jahren dadurch begegnet, dass wir in Revisionsverhandlungen mit unseren Gaslieferanten durchgesetzt haben, dass die Kontrakte auf Gasgroßhandelspreis-Indexierung umgestellt oder vorzeitig beendet werden. Lediglich für unseren Vertrag mit Gazprom konnte noch keine endgültige Regelung getroffen werden. Allerdings haben wir im Mai 2016 Anpassungen der Konditionen erreicht, durch die sichergestellt ist, dass der Kontrakt auf absehbare Zeit keine Ergebnisrisiken für uns birgt (siehe Seite 39). Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Das Unternehmen ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Es vermarktet große Teile unserer Erzeugungsposition und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2 -Zertifikate ein. Seine Funktion als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten einzugrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In begrenztem Umfang geht RWE Supply & Trading auch Commodity-Positionen ein, um damit Gewinne zu erzielen. Unser Risikomanagementsystem im Energiehandel ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich die Risiken aus ihnen innerhalb genehmigter Grenzen bewegen. Richtlinien geben vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und den damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen fortlaufend. Risiken aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Von zentraler Bedeutung für die Risikomessung im Energiehandel ist der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einer gegebenen Zeitspanne nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das heißt, der VaR stellt den Tagesverlust dar, der mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschritten wird. Zentrale Steuerungsgröße bei Commodity-Positionen ist der VaR für das Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading, der maximal 40 Mio. € betragen darf. Im Geschäftsjahr 2016 belief er sich auf durchschnittlich 17 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €); der maximale Tageswert lag bei 34 Mio. € (Vorjahr: 31 Mio. €). Überdies haben wir Limite für die einzelnen Handelstische vergeben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken als zu hoch erachten. Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte Konzern-EBIT auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften das Gesamtrisiko für den Konzern, das hauptsächlich aus der Stromerzeugung stammt. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2017 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Daneben sehen wir kurzfristige Gewinnchancen, weil wir unsere Kraftwerke flexibel einsetzen können. Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise als bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 144 ff. im Anhang. Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel".
Abrupte Veränderungen des regulatorischen Rahmens gab es in den vergangenen Jahren vor allem auf dem Gebiet der Kernenergie. Ein Beispiel dafür ist der plötzliche Kurswechsel in der deutschen Energiepolitik nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011. Mit der Anfang August 2011 in Kraft getretenen 13. Novelle des Atomgesetzes hat die Bundesregierung die 2010 beschlossene Verlängerung der Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke rückgängig gemacht und die sofortige Stilllegung von acht der 17 deutschen Reaktoren verfügt. Für die übrigen Blöcke wurden zeitlich gestaffelte Abschalttermine festgelegt (siehe Geschäftsbericht 2011, Seite 43). Wir haben im Februar und August 2012 Verfassungsbeschwerden eingelegt, u. a. weil die Betreiber der Anlagen keine Entschädigungen für die Laufzeitverkürzung erhalten haben. Im Dezember 2016 hat das Verfassungsgericht unsere Entschädigungsansprüche teilweise bestätigt und dem Gesetzgeber aufgetragen, bis Mitte 2018 entsprechende Ausgleichsregelungen zu treffen. Geklärt werden konnte 2016 auch die künftige Aufteilung der Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen den deutschen Kraftwerksbetreibern und dem Staat. Im Dezember 2016 haben Bundestag und Bundesrat ein Gesetz dazu verabschiedet (siehe Seite 34). Es sieht vor, dass der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernimmt. Diese Aufgaben werden aus einem Fonds finanziert, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. RWE wird rund 6,8 Mrd. € in den Fonds einzahlen. Darin eingeschlossen ist ein Risikoaufschlag von 1,8 Mrd. €, durch den wir von Nachschusspflichten freigestellt werden. Die Zahlungen gehen damit über die Rückstellungen hinaus, die wir für die vom Bund übernommenen Entsorgungsverpflichtungen gebildet haben. Allerdings verringert sich zugleich das Risiko, dass staatlich verursachte Kostensteigerungen, etwa bei der Endlagersuche, die Finanz- und Ertragskraft von RWE zusätzlich schmälern. Offen ist noch, ob die Kernbrennstoffsteuer in Einklang mit der deutschen Verfassung steht. Die Steuer ist im Zeitraum von 2011 bis 2016 erhoben worden. Wir halten sie für rechtswidrig und haben daher bei den zuständigen Finanzgerichten Klage erhoben. Das Finanzgericht Hamburg hat die Frage der Verfassungsmäßigkeit des Kernbrennstoffsteuergesetzes im Januar 2013 dem Bundesverfassungsgericht zur Entscheidung vorgelegt. Im Dezember 2013 beschloss das Finanzgericht Hamburg in einem Parallelverfahren außerdem eine Vorlage beim Europäischen Gerichtshof. Nachdem dieser im Juni 2015 entschieden hat, dass die Kernbrennstoffsteuer nicht gegen Europarecht verstößt, steht jetzt noch das Urteil des Bundesverfassungsgerichts aus. Es wird voraussichtlich 2017 ergehen. Sollten die Richter die Steuer als rechtswidrig einstufen, besteht die Chance, dass uns die gezahlten Beträge in voller Höhe erstattet werden. Regulatorischen Risiken ist die konventionelle Stromerzeugung auch außerhalb Deutschlands ausgesetzt. Beispielsweise ist nicht auszuschließen, dass in den Niederlanden die Kohlesteuer wieder eingeführt wird. Dort und in Großbritannien machen sich politische Gruppierungen für einen frühzeitigen Kohleausstieg stark. Noch ist offen, ob sie sich damit durchsetzen und wie eine solche Laufzeitbeschränkung aussehen könnte. Im regulierten Netzgeschäft, das innogy in Deutschland und Osteuropa betreibt, ergeben sich Risiken aus turnusgemäßen Anpassungen der Rahmenbedingungen. Deutschland hat 2016 die Anreizregulierungsverordnung dahingehend novelliert, dass Investitionen der Verteilnetzbetreiber künftig ohne Zeitverzug in die Netzentgelte eingehen (siehe Seite 35). Die Reform soll zur kommenden fünfjährigen Regulierungsperiode für Gas (ab 2018) und Strom (ab 2019) wirksam werden. Für Gesellschaften, die im Rahmen der Energiewende hohe Investitionen tätigen, kann sie mit großen Vorteilen verbunden sein. Festgelegt wurde auch, welche Eigenkapitalverzinsung den Netzbetreibern in der kommenden Regulierungsperiode zugestanden wird. Die künftigen Sätze sind wesentlich niedriger als die derzeit gültigen (siehe Seite 35). Weitere wichtige Entscheidungen für die kommenden Regulierungsperioden stehen aber noch aus. Beispielsweise muss der Regulierer noch die maximal zulässigen Erlöse der einzelnen Gesellschaften festlegen. Außerdem hat er die Netzbetreiber im Hinblick auf ihre Effizienz zu bewerten. Werden hier Defizite gesehen, sind die Gesellschaften gefordert, diese durch Kosteneinsparungen bis zum Ende der Regulierungsperiode zu beseitigen. Unabhängig davon, ob ihnen das gelingt, senkt der Regulierer die Erlösobergrenzen für die betroffenen Unternehmen stufenweise ab. Insgesamt besteht somit das Risiko, dass den Netzgesellschaften von innogy zu niedrige Erlösobergrenzen zugebilligt werden und diese wegen vermeintlicher Ineffizienzen im Laufe der Regulierungsperiode sogar weiter abgesenkt werden. Wir sehen aber auch die Chance, dass der Regulierer günstige Parameter für die Netzbetreiber festlegt. Regulatorische Eingriffe zulasten der Energieversorger drohen auch im Vertriebsgeschäft. Ein Beleg dafür sind die auf Seite 36 vorgestellten Beschlüsse des britischen Kartellamts CMA. Demnach werden die Tarife für Kunden mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung des Stroms per Geldkarte ermöglichen, vom 1. April 2017 an für drei Jahre gedeckelt. Außerdem sollen Unternehmen offenlegen müssen, welche ihrer Kunden seit mehr als drei Jahren Strom oder Gas auf Basis des gleichen Standardtarifs beziehen, damit Wettbewerber den Kunden Alternativangebote machen können. Die britische Regierung überlegt derzeit, mit welchen zusätzlichen Maßnahmen die Wechselbereitschaft von Kunden erhöht werden kann. Wir sehen die Gefahr, dass die Vorgaben des CMA und möglicherweise weitere Staatseingriffe die ohnehin schwierige Lage im britischen Vertrieb zusätzlich verschärfen. Innerhalb des bestehenden politischen Rahmens ist der RWE-Konzern genehmigungsrechtlichen Risiken beim Bau und Betrieb von Produktionsanlagen ausgesetzt. Dies betrifft vor allem unsere Tagebaue, Kraftwerke und Windparks. Wird ihr laufender Betrieb gestört, kann es zu erheblichen Produktions- und Erlöseinbußen kommen. Darüber hinaus besteht die Gefahr, dass uns die erforderlichen Genehmigungen für Neubauprojekte verspätet oder gar nicht erteilt werden. Auch bereits erteilte Genehmigungen können wieder entzogen werden. Je nach Baufortschritt und vertraglichen Verpflichtungen gegenüber Zulieferern kann dies zu großen finanziellen Belastungen führen. Durch sorgfältige Vorbereitung und Begleitung unserer Genehmigungsanträge versuchen wir, dieses Risiko so gering wie möglich zu halten. Im Hinblick auf die regulatorischen und politischen Risiken messen wir dem Klimaschutzplan 2050 und seinen möglichen Folgen derzeit die größte Bedeutung zu. Das damit verbundene Risiko ist das einzige, das wir derzeit in die Kategorie "hoch" einordnen. Im Vorjahr hatten wir an dieser Stelle ein anderes hohes Risiko gemeldet: Es lag in der Ungewissheit darüber, wie die Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung zwischen dem Bund und den Versorgern aufgeteilt wird und wie viel die Unternehmen in den Kernenergiefonds einzahlen müssen. Hier hat der Gesetzgeber inzwischen Klarheit geschaffen.
Risiken können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien auch Risiken ab, die beim Verkauf noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind beim Verkauf von Gesellschaften und Beteiligungen Standard. Unsere rechtlichen Risiken bewegen sich maximal in der Kategorie "mittel". Hier hat sich gegenüber dem Vorjahr keine Veränderung ergeben.
Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte besteht das Risiko, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Unternehmen gezahlte Preis rückblickend als zu hoch erweisen. Möglicherweise sind die Rückflüsse aus Investitionen aber auch höher als ursprünglich angenommen. Für die Vorbereitung und Umsetzung von Investitionsentscheidungen gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse. Die intensive Beobachtung von Märkten und Wettbewerbern hilft uns dabei, unternehmensstrategische Risiken und Chancen frühzeitig zu erfassen und zu bewerten. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Gleichwohl können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastruktur und bei der Datensicherheit auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Ebenso wie im Vorjahr stufen wir unsere operativen Risiken als gering ein.
Zinsrisiken bestehen in mehrfacher Hinsicht. Ein Anstieg der Marktzinsen kann dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren in unserem Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen belief sich bei der RWE AG auf durchschnittlich 9 Mio. € und bei innogy auf durchschnittlich 4 Mio. €. Der Vorjahreswert für den RWE-Konzern hatte bei 12 Mio. € gelegen. Mit dem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Anders als beim VaR können wir für den CFaR wegen der Reorganisation keinen Jahresdurchschnittswert ermitteln. Zum Bilanzstichtag belief sich der CFaR bei der RWE AG und bei innogy auf jeweils 1 Mio. €. Der vergleichbare Vorjahreswert für den RWE-Konzern betrug ebenfalls 1 Mio. €. Das Marktzinsniveau wirkt sich auch auf die Höhe unserer Rückstellungen aus, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Bei fallenden Marktzinsen steigen i. d. R unsere Rückstellungen und umgekehrt. Auf den Seiten 133 ff. im Anhang geben wir an, wie sensitiv die Barwerte von Pensions-, Kernenergie- und Bergbauverpflichtungen auf Erhöhungen oder Senkungen der Abzinsungsfaktoren reagieren. Die RWE AG und innogy haben auch Aktien in ihrem Wertpapierbestand. Der jahresdurchschnittliche VaR für das Risiko aus Kursveränderungen dieser Papiere betrug bei der RWE AG 8 Mio. € und bei innogy 7 Mio. €. Der Vorjahreswert für den RWE-Konzern hatte bei 8 Mio. € gelegen. Die Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement. Für Finanzgeschäfte der Konzernunternehmen gibt es Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen, die in Richtlinien verankert sind. Sämtliche Finanzgeschäfte werden mit einer speziellen Software erfasst und von der RWE AG bzw. der innogy SE überwacht. Dadurch erreichen wir einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg. Wie erwähnt, nimmt die RWE AG das Wertpapiermanagement dienstleistend für innogy wahr. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt auch maßgeblich davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 54 erläutert, haben Standard & Poor's und Moody's das langfristige Rating unserer Senior-Anleihen im vergangenen Jahr auf BBB- bzw. Baa3 abgesenkt. Fitch gibt uns eine etwas bessere Bonitätsnote (BBB), der Ausblick ist aber negativ. Es besteht die Möglichkeit weiterer Ratingherabstufungen. Dadurch könnten zusätzliche Kosten für die Beschaffung von Kapital und die Besicherung von Handelsgeschäften anfallen. Eine Gefahr für unsere aktuelle Bonitätseinschätzung besteht darin, dass uns nach Standard & Poor's weitere Ratingagenturen den sogenannten Equity Credit für unsere Hybridanleihen entziehen. Aktuell stufen Moody's und Fitch diese Titel zur Hälfte als Eigenkapital ein. Seit wir im Februar 2017 bekannt gegeben haben, dass wir eine Hybridanleihe über 250 Mio. CHF zum 4. April 2017 kündigen werden, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren, rechnet Standard & Poor's alle sieben ausstehenden Hybridanleihen von RWE komplett dem Fremdkapital zu. Moody's und Fitch könnten nun ebenfalls erwägen, den Equity Credit zu reduzieren oder zu streichen. Wichtige Rating-Kennzahlen wie der Verschuldungsgrad würden dann ungünstiger ausfallen. Ebenso wie im Vorjahr sind unsere größten finanzwirtschaftlichen Risiken im Bereich "mittel" angesiedelt.
Außerbörsliche Energiehandelsgeschäfte schließen wir grundsätzlich mit Rahmenverträgen ab, wie sie u. a. von der European Federation of Energy Traders (EFET) vorgegeben werden. Darüber hinaus vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Nach wie vor gehen unsere Risiken, die sich aus der Bonität von Geschäftspartnern ergeben, nicht über die Kategorie "mittel" hinaus.
Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, ist die Risikolage von RWE maßgeblich von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen geprägt. Unser derzeit größtes Risiko ergibt sich aus dem deutschen Klimaschutzplan. Wir halten die bis 2030 angestrebte Reduktion der Treibhausgasemissionen für sehr ambitioniert und sehen die Gefahr eines übereilten Ausstiegs aus der Kohleverstromung. Auch in Großbritannien und den Niederlanden könnte der Fall eintreten, dass Kohlekraftwerke aufgrund rigider Klimaschutzvorgaben frühzeitig stillgelegt werden müssen. Dagegen hat sich die Risikolage in der Kernenergie entschärft. Per Gesetz ist nun geregelt, wie die Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern aufgeteilt wird. Allerdings bedarf es aus Sicht der Unternehmen noch eines öffentlich-rechtlichen Vertrags mit dem Bund, der ihnen Vertrauensschutz gewährt. Neben dem regulatorischen Rahmen haben auch die Commodity-Preise erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage. Wegen des stark subventionierten Ausbaus der erneuerbaren Energien und niedriger Steinkohlepreise bewegen sich die Notierungen im deutschen Stromgroßhandel weit unter dem Niveau, das sie noch vor einigen Jahren hatten. Deshalb haben wir bereits mehrfach außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke vorgenommen. Sollten die Stromgroßhandelspreise nach der leichten Erholung von 2016 wieder stärker unter Druck geraten, 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 anziehen und sich die Krise der konventionellen Stromerzeugung abschwächt. Den schwierigen Rahmenbedingungen im Energiesektor begegnen wir mit umfassenden effizienzverbessernden Maßnahmen und strikter Investitionsdisziplin. Durch die Gründung und den Börsengang der innogy SE haben wir uns zudem organisatorisch und finanziell krisenfester aufgestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, stellen wir sicher, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Wir haben einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und großen finanziellen Spielraum durch unser Commercial-Paper-Programm und die ungenutzte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und der beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten zu können. 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 zu beseitigen. Das Risiko gravierender Falschdarstellungen kann damit erheblich verringert werden; ganz eliminieren lässt es sich jedoch nicht. 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 dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Im dritten Quartal 2016 sind Rechnungswesen-Einheiten auf die innogy SE übertragen worden, die zuvor bei der RWE AG und dem konzernweit tätigen Kompetenzzentrum (Center of Expertise) unter dem Dach der RWE Group Business Services angesiedelt waren. Das ebenfalls zur RWE Group Business Services gehörende Dienstleistungszentrum (Shared Service Center) in Krakau wurde der innogy SE zugeordnet, erbringt seine Leistungen jedoch weiterhin auch für andere Konzerngesellschaften. Die fachliche Führung des Konzernrechnungswesens obliegt unverändert dem Bereich Rechnungswesen der RWE AG, der auch den Konzernabschluss von RWE aufstellt. Ebenfalls bei der RWE AG liegt die Zuständigkeit für die Gestaltung und Überwachung des IKS. Diese Aufgabe wird vom Rechnungswesen wahrgenommen. Daneben gibt es ein konzernweit gültiges Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS. Außerdem haben wir 2015 das sogenannte IKS-Komitee eingerichtet. Es soll darauf hinwirken, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder des Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Auch innogy SE ist im Komitee repräsentiert. Jedes Jahr nehmen wir eine umfassende Prüfung des IKS vor. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Mit dieser Aufgabe sind Mitarbeiter aus dem Rechnungswesen und der Konzernrevision sowie externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften betraut. Sie nutzen dabei ein IT-System, das wir 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 Prüfung werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei den Untersuchungen, die wir 2016 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Gegenstand der Analyse waren die Prozesse im Rechnungswesen und in den obengenannten Funktionen mit hohem Rechnungslegungsbezug. Die beschriebene IKS-Prüfung bezieht sich auf den Konzern ohne innogy. Für innogy SE und ihre Tochtergesellschaften findet eine separate Untersuchung statt, deren Ergebnisse aber in den IKS-Bericht der RWE AG einfließen. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. 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 Wirksamkeit des IKS vor. Auch im Geschäftsjahr 2016 sind die internen Kontrollsysteme der RWE AG und der innogy SE weiterentwickelt worden. Die RWE AG konzentrierte sich dabei auf die Kontrollen der RWE Supply & Trading. Bei innogy bezogen sich die Überlegungen zur Weiterentwicklung des IKS schwerpunktmäßig auf die Abrechnungsprozesse im Vertrieb. Dies wird voraussichtlich auch 2017 der Fall sein. 1.13 PROGNOSEBERICHTTrotz weiterhin rückläufiger Margen in der konventionellen Stromerzeugung stehen die Chancen gut, dass sich das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns leicht verbessert. Aus heutiger Sicht könnte es 2017 einen Wert von 5,4 bis 5,7 Mrd. € erreichen, nachdem es im vergangenen Jahr am unteren Rand dieser Spanne lag. Beim bereinigten Nettoergebnis erwarten wir einen Anstieg auf 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Wir sind optimistisch, im Handelsgeschäft nach der negativen Performance des vergangenen Jahres deutlich zulegen zu können. Außerdem rechnen wir mit weiteren Effizienzverbesserungen in der konventionellen Stromerzeugung. Auch unsere Tochter innogy dürfte zur positiven Ergebnisentwicklung beitragen. Weiterhin moderates Wirtschaftswachstum in der Eurozone. Nach ersten Prognosen für 2017 wird die Wirtschaftsleistung weltweit um rund 3% und im Euroraum um etwa 1,5% steigen. Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Plus von 1,3 %. Die niederländische Wirtschaft dürfte etwas stärker wachsen als die der Eurozone, die belgische etwa gleich stark. Wegen des Brexit-Votums wird Großbritannien voraussichtlich nur auf ein Plus von 1 % kommen. Die Konjunkturprognosen für unsere zentralosteuropäischen Märkte fallen vergleichsweise günstig aus. Experten erwarten, dass Polen und die Slowakei ein Wachstum von 3% erreichen können, während Tschechien und Ungarn mit rund 2,5% wohl etwas dahinter zurückbleiben werden. Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2016. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen im laufenden Jahr auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen als 2016. 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 ausgehen, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. Für die wichtigsten osteuropäischen Strommärkte von innogy - Polen, die Slowakei und Ungarn -wird ein Plus von jeweils 1 % bis 2% veranschlagt. Beim Gas prognostizieren wir steigende Verbräuche in allen Vertriebsregionen von innogy. Das ergibt sich aus der Annahme normalisierter Temperaturen, die sich in einem höheren Heizwärmebedarf niederschlagen würden. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor Impulse aus, falls sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke weiter verbessern. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen. Stromproduktion für 2017 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft. Die Großhandelspreise für Strom und wichtige Energierohstoffe haben sich im Laufe des vergangenen Jahres etwas erholt. Ihre weitere Entwicklung hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer wirtschaftlicher und politischer Einflussfaktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2017 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für die Erzeugung unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der deutlich unter dem Vorjahresdurchschnitt von 35 €/MWh liegt. Unsere Ertragslage in der konventionellen Stromerzeugung dürfte somit schlechter sein als 2016. Bereinigtes EBITDA 2017: Bandbreite von 5,4 bis 5,7 Mrd. € erwartet. Mit Beginn des laufenden Geschäftsjahres nutzen wir das bereinigte EBITDA anstelle des bereinigten EBIT als zentrale Kennzahl, um die operative Ergebnisentwicklung im Konzern und in den einzelnen Segmenten zu kommentieren. Der Hintergrund: Weil das bereinigte EBITDA keine Abschreibungen enthält, liegt es näher an den operativen Zahlungsströmen, die insbesondere für die Steuerung unseres Kraftwerksportfolios von großer Bedeutung sind. In der folgenden Ergebnisprognose stellen wir nur noch auf das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis ab. Für das laufende Geschäftsjahr prognostizieren wir ein bereinigtes EBITDA zwischen 5,4 und 5,7 Mrd. €. Gegenüber 2016 könnte es sich damit trotz rückläufiger Kraftwerksmargen leicht erhöhen. Wir rechnen damit, dass sich die Performance im Handelsgeschäft stark verbessern wird und dass bei innogy niedrigere Aufwendungen für die Instandhaltung der Verteilnetze anfallen. Das bereinigte Nettoergebnis liegt voraussichtlich in einem Korridor von 1,0 bis 1,3 Mrd. € und damit deutlich über dem Niveau von 2016. Neben den bereits genannten Faktoren kommt hier zum Tragen, dass sich die planmäßigen Abschreibungen auf unsere Kraftwerke verringern. Das ergibt sich aus den hohen Wertberichtigungen des vergangenen Jahres. Zudem erwarten wir eine deutliche Verbesserung beim Finanzergebnis. Sollte der Fall eintreten, dass die Kernbrennstoffsteuer 2017 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft wird und uns die gezahlten Beträge erstattet werden, würden wir dies im neutralen Ergebnis erfassen. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis blieben somit unbeeinflusst. scroll
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Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich"
beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert. Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung:
Dividende für 2017. Die Ausschüttungspolitik der RWE AG wird auch künftig am Grundsatz der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit ausgerichtet sein. Für das Geschäftsjahr 2017 strebt der Vorstand eine Dividende auf Stamm- und Vorzugsaktien in Höhe von 0,50 € an. Dieses Niveau soll auch für folgende Geschäftsjahre mindestens gehalten werden. Beim Dividendenvorschlag orientieren wir uns am operativen Mittelzufluss, der RWE nachhaltig zur freien Verfügung steht. Leichter Anstieg beim Personalbestand. Obwohl Restrukturierungsmaßnahmen zu einem weiteren Personalabbau in der konventionellen Stromerzeugung führen, dürfte sich die Zahl der Mitarbeiter im Konzern geringfügig erhöhen. Hauptgrund dafür sind Mitarbeiterzugänge bei innogy. Eine Rolle spielt hier die Akquisition von Belectric Solar & Battery Anfang 2017, durch die unsere Tochter rund 600 Beschäftigte hinzugewonnen hat. Investitionen für 2017 auf 2,5 bis 3,0 Mrd. € veranschlagt. Unsere Investitionen werden im laufenden Jahr voraussichtlich bei 2,5 bis 3,0 Mrd. € liegen. Darin eingeschlossen sind die Ausgaben für Finanzanlagen. Etwa vier Fünftel des Investitionsbudgets entfallen auf innogy, insbesondere für die Instandhaltung und Erweiterung der Verteilnetze. Zudem will innogy die Erzeugungskapazitäten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien weiter ausbauen. Für unsere Kraftwerke und Tagebaue sind rund 0,4 Mrd. € eingeplant. Schwerpunkt dabei ist die Instandhaltung und Modernisierung von Anlagen. Nettoschulden voraussichtlich auf Vorjahresniveau. Unsere Nettoschulden dürften Ende 2017 in der Größenordnung des Vorjahres (22,7 Mrd. €) liegen. Wie auf Seite 34 erläutert, werden wir den neu geschaffenen öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds zum 1. Juli 2017 mit dem Grundbetrag und dem 35-prozentigen Risikoaufschlag dotieren - in Summe etwa 6,8 Mrd. €. Das wird unsere Nettofinanzposition belasten. Da die künftige Zahlung im Konzernabschluss 2016 aber bereits in den Rückstellungen berücksichtigt ist, wird sie voraussichtlich keinen Einfluss auf die Entwicklung der Nettoschulden haben. Positive Effekte aus einer möglichen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer sind in der Prognose nicht berücksichtigt. Außerdem unterstellen wir, dass das Zinsniveau stabil bleibt - und damit auch die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Rückstellungen. BERICHT DES AUFSICHTSRATS"Durch die Reorganisation hat RWE die Chance bekommen, strategische Weichen neu zu stellen. Das ist eine große Herausforderung - auch für den Aufsichtsrat." Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, sehr geehrte Damen und Herren,das Jahr 2016 war zweifellos eines der bedeutendsten in der fast 120-jährigen Geschichte von RWE. Im Herbst haben wir unsere neue Tochtergesellschaft innogy SE mit großem Erfolg an die Börse gebracht. Zuvor waren die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb unter dem Dach der innogy zusammengeführt worden, während die Konventionelle Stromerzeugung und das Handelsgeschäft weiter direkt bei der RWE AG angesiedelt sind. Über die Beweggründe für die Reorganisation hatten wir Sie bereits im Geschäftsbericht 2015 informiert. Der Aufsichtsrat hat die Gründung der neuen Gesellschaft und den Börsengang intensiv begleitet. RWE ist nun mit zwei starken Unternehmensgruppen im Energiemarkt vertreten. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy 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 alle Optionen der externen Finanzierung von Wachstumsvorhaben. Aber auch die RWE AG profitiert von der neuen Konzernstruktur: Als Mehrheitsaktionärin von innogy kommen ihr Wertsteigerungen des Unternehmens unmittelbar zugute. Durch den Verkauf eigener innogy-Aktien im Zuge des Börsengangs hat sie außerdem zusätzliche finanzielle Flexibilität gewonnen. Diesen Spielraum kann sie dazu nutzen, ihre Verpflichtungen zu erfüllen, die sich aus dem neuen gesetzlichen Rahmen zur kerntechnischen Entsorgung ergeben. Durch die Reorganisation hat RWE die Chance bekommen, strategische Weichen neu zu stellen. Das ist eine große Herausforderung - auch für den Aufsichtsrat. Vor diesem Hintergrund haben wir im vergangenen Jahr einen neuen Aufsichtsratsausschuss gebildet, der sich schwerpunktmäßig mit der künftigen Strategie des Unternehmens befasst. Und nun einige allgemeine Ausführungen zur Arbeit des Aufsichtsrats im vergangenen Jahr. Auch 2016 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und seine Maßnahmen überwacht; zugleich waren wir 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 der RWE AG zu insgesamt sechs Sitzungen zusammen: vier ordentlichen, einer außerordentlichen und einer konstituierenden. Eine individualisierte Übersicht über die Sitzungspräsenz finden Sie in der nachfolgenden Tabelle. scroll
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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 - ebenso wie mein Vorgänger in diesem Amt - in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern. Beratungsschwerpunkte. Im abgelaufenen Geschäftsjahr waren die Reorganisation des RWE-Konzerns, der Börsengang der innogy SE, die Ausgestaltung des Rechtsverhältnisses der RWE AG zu ihrer neuen Tochter und die künftige strategische Ausrichtung der RWE AG nach dem Börsengang von innogy zentrale Themen unserer Beratungen. Wir sind in jeder Aufsichtsratssitzung hierüber informiert worden und haben die notwendigen Beschlüsse gefasst. Kurzfristig zu treffende Entscheidungen wurden dabei teilweise dem Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" übertragen, den wir 2015 eigens dafür gebildet haben. Breiten Raum nahm bei unseren Sitzungen auch die Krise der konventionellen Stromerzeugung ein. Energiepolitische Entwicklungen standen ebenfalls auf der Tagesordnung, allen voran die Weichenstellungen bei der Entsorgung im Kernenergiebereich. Wir haben die Arbeit der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs (KFK) und die Umsetzung ihrer Empfehlungen im Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung aufmerksam verfolgt und standen dem Vorstand beratend zur Seite. Intensiv befassten wir uns auch mit Maßnahmen zur Stärkung der Ertrags- und Finanzkraft von RWE. Dabei ging es u. a. um die Frage, wie die Wettbewerbsfähigkeit weiter verbessert werden kann. Immer wieder tauschten wir uns mit dem Vorstand über die künftige strategische Ausrichtung des Unternehmens aus, insbesondere in der Strategiesitzung des Aufsichtsrats vom 14. Dezember 2016. Weitere Beratungsgegenstände im Berichtsjahr waren die schwierige Lage im britischen Vertriebsgeschäft, Innovationsvorhaben sowie personelle und soziale Fragen. Der Vorstand berichtete uns regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns und über laufende juristische Verfahren. Darüber hinaus informierte er uns über die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen an den Energiemärkten, allen voran die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise und Erzeugungsmargen. In der Sitzung vom 15. Dezember 2016 haben wir uns intensiv mit der Planung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2017 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst und diese verabschiedet. Ebenfalls auf der Agenda dieser Sitzung stand der Beschluss über Anpassungen des Systems der Vorstandsvergütung, insbesondere der langfristigen Vergütungskomponenten. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2016 lagen keine solchen Mitteilungen vor. Corporate Governance. Auch im zurückliegenden Geschäftsjahr befasste sich der Aufsichtsrat mit der Umsetzung der Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Diese blieben 2016 unverändert. Vorstand und Aufsichtsrat haben einen Corporate-Governance-Bericht erstellt, der auf der Internetseite www.rwe.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. Die Entsprechenserklärung vom 15. Dezember 2016 kann an gleicher Stelle abgerufen werden. RWE erfüllt alle Empfehlungen des Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015. Ausschüsse. Der Aufsichtsrat hatte 2016 sechs ständige Ausschüsse und den projektbezogenen Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft", der Ende 2015 gegründet wurde und den Börsengang der innogy SE begleitet hat. 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. Die individuelle Sitzungspräsenz in den Ausschüssen kann der Tabelle auf Seite 9 entnommen werden. Das Präsidium kam im vergangenen Jahr zu zwei Sitzungen zusammen. Es hat u. a. Vorarbeiten zu den Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung für die Geschäftsjahre 2016 und 2017 sowie die Vorschau bis 2019 geleistet. Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er überwachte die Qualität der Abschlussprüfung. In diesem Zusammenhang beschäftigte er sich intensiv mit den Zwischen- und Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie dem zusammengefassten Lagebericht. Die Abschlüsse hat er 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 bzw. prüferischen Durchsicht. Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2016 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 sowie das neue interne Kontrollsystem im Vertriebsgeschäft. 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), das neue Abschlussprüferreformgesetz und die sich daraus ergebenden Anforderungen, die Weiterentwicklung des internen Kontrollsystems der RWE Supply & Trading, der Datenschutz, die Cyber-Security, die Finanzlage des RWE Pensionsfonds sowie steuerliche und rechtliche Fragen. Einzelne Themen wurden im Beisein der zuständigen Führungskräfte erörtert. Der Personalausschuss trat viermal zusammen. Er bereitete die Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor. Ein Schwerpunkt seiner Arbeit war 2016 die Anpassung und Vereinfachung des Systems der Vorstandsvergütung. Unterstützt wurde er dabei von einem neutralen Vergütungsexperten. Der Nominierungsausschuss tagte ebenfalls viermal. Dabei standen Neubesetzungen im Aufsichtsrat auf der Agenda. Der Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste im Berichtsjahr nicht einberufen werden. Der Strategieausschuss wurde im April 2016 neu eingesetzt. Er soll sich mit Angelegenheiten befassen, die für RWE von strategischer Bedeutung sind. Im Vordergrund steht dabei die langfristige Perspektive, Ausrichtung und Weiterentwicklung des Unternehmens. Der Ausschuss tagte 2016 einmal. Dabei widmete er sich u. a. dem laufenden Prozess zur Überarbeitung der Strategie der RWE AG und bereitete die Strategiesitzung des Aufsichtsrats im Dezember 2016 vor. Der Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" tagte zweimal. Er befasste sich mit den Einzelheiten des Börsengangs der innogy SE und traf die ihm obliegenden Entscheidungen. Diese bezogen sich u. a. auf die Anzahl, die Zuteilung und den Platzierungspreis der ausgegebenen Aktien. Jahresabschluss 2016. Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (vormals Pricewaterhouse-Coopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft) hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2016 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) 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 20. April 2016 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 8. März 2017 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 7. März 2017 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 8. März 2017 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 des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2016 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. Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand. Mit Ablauf der Hauptversammlung am 20. April 2016 endete die Amtszeit der Mitglieder des Aufsichtsrats. Als Aktionärsvertreter erneut in das Gremium gewählt wurden Dr. Werner Brandt, Prof. Dr. Hans-Peter Keitel, Dagmar Mühlenfeld, Dr. Wolfgang Schüssel und Ullrich Sierau. Ausgeschieden sind Roger Graef, Frithjof Kühn, Dr. Manfred Schneider, Prof. Dr. Ekkehard Schulz und Dr. Dieter Zetsche. Zu ihren Nachfolgern gewählt wurden Maria van der Hoeven, Martina Koederitz, Peter Ottmann, Günther Schartz und Dr. Erhard Schipporeit. Allerdings legte Frau van der Hoeven mit Ablauf des 14. Oktober 2016 ihr Amt vorzeitig nieder, nachdem sie ein Amt im Aufsichtsrat von innogy übernommen hatte. An ihrer Stelle berief das Amtsgericht Essen Frau Mag. Dr. h.c. Monika Kircher in den Aufsichtsrat. Aus dem gleichen Grund wird Frau Koederitz spätestens bis zur kommenden Hauptversammlung ihr Amt niederlegen und damit vorzeitig aus dem Gremium ausscheiden. Aufseiten der Arbeitnehmervertreter wurden Reiner Böhle, Frank Bsirske, Arno Hahn, Ralf Sikorski und Leonhard Zubrowski wiedergewählt. Ausgeschieden sind Dieter Faust, Manfred Holz, Hans Peter Lafos, Christine Merkamp und Dagmar Schmeer. Für sie rückten Sandra Bossemeyer, Andreas Henrich, Monika Krebber, Harald Louis und Marion Weckes in das Gremium nach. In seiner konstituierenden Sitzung am 20. April 2016 hat mich der Aufsichtsrat zu seinem Vorsitzenden und Frank Bsirske zum stellvertretenden Vorsitzenden gewählt. Darüber hinaus sind die Ausschüsse neu besetzt worden. Dr. Erhard Schipporeit wurde gemäß Aktiengesetz als unabhängiger Finanzexperte des Aufsichtsrats und des Prüfungsausschusses benannt. Im Namen des Aufsichtsrats bedanke ich mich bei den ausgeschiedenen Mitgliedern für ihr engagiertes Wirken zum Wohl des Unternehmens. In seiner Sitzung vom 3. März 2016 hat der Aufsichtsrat eine wichtige Personalentscheidung im Hinblick auf die künftige Leitung der RWE AG getroffen, indem er Dr. Rolf Martin Schmitz bis Ende Juni 2021 erneut zum Mitglied des Vorstands berief. Peter Terium und Dr. Bernhard Günther - zum damaligen Zeitpunkt noch Vorstandsvorsitzender bzw. Finanzvorstand des Unternehmens - schieden kurz nach dem Börsengang von innogy aus dem Vorstand der RWE AG aus. Sie verließen das Gremium mit Ablauf des 14. Oktober 2016, um sich ganz auf ihre Aufgaben bei innogy zu konzentrieren. Uwe Tigges, zurzeit noch Personalvorstand, wird voraussichtlich bis zum 30. April 2017 bei der RWE AG verbleiben und danach ebenfalls ausschließlich für innogy tätig sein. In der Sitzung vom 16. September 2016 bestellte der Aufsichtsrat Dr. Markus Krebber mit Wirkung ab 1. Oktober 2016 zum Mitglied des Vorstands der RWE AG. Zum 15. Oktober 2016 übernahm Rolf Martin Schmitz den Vorstandsvorsitz bei der RWE AG und Markus Krebber die Position des Finanzvorstands. Dank an die Mitarbeiter. 2016 war ein Schlüsseljahr für RWE. Durch die Bündelung der erneuerbaren Energien, der Netze und des Vertriebs in der neuen innogy SE und deren erfolgreichen Börsengang hat sich der Konzern gerüstet, um die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Allen, die daran mitgewirkt haben, möchte ich an dieser Stelle herzlich danken. Genauso danken möchte ich allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern, die sich Tag für Tag mit großer Motivation und Kompetenz für den operativen Erfolg "ihrer" RWE einsetzen und so die Basis dafür schaffen, dass sich das Unternehmen trotz schwieriger Rahmenbedingungen am Markt behaupten kann.
Essen, 8. März 2017 Für den Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt, Vorsitzender |
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