 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenbericht über das erste Halbjahr 2017
AUF EINEN BLICKEckdaten des RWE-Konzernsscroll
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Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf Seite 13 BRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDEN
Liebe Aktionäre und Freunde des Unternehmens, das Jahr eins nach der organisatorischen Neuaufstellung von RWE ist bislang gut für
uns gelaufen. Zu dieser Einschätzung komme ich nicht nur im Hinblick auf unser operatives
Geschäft, sondern auch wegen der positiven Entwicklungen auf dem Gebiet der Kernenergie.
Im ersten Halbjahr konnten alle Hürden genommen werden, um die vom Parlament beschlossene
Neuaufteilung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung zwischen dem Bund
und den Kraftwerksbetreibern fristgerecht umzusetzen. Am 3. Juli war es dann soweit:
Die betroffenen Unternehmen zahlten 24,1 Mrd. € auf Konten des neuen Kernenergiefonds
ein und wurden im Gegenzug aus der finanziellen Verantwortung für die Zwischen- und
Endlagerung radioaktiver Abfälle entlassen. Auf RWE entfielen 6,8 Mrd. €. Zugegeben:
Das ist eine enorme Belastung für uns. Dennoch begrüßen wir die Reform. Nach der alten
Regelung hätten politisch verursachte Kostensteigerungen zu unkalkulierbaren Belastungen
für die Unternehmen führen können. Dieses Risiko ist jetzt vom Tisch. Eine sehr gute Nachricht gab es im Juni zur Kernbrennstoffsteuer: Das Bundesverfassungsgericht
hat die Abgabe rückwirkend für nichtig erklärt. Auf die Entscheidung hatten wir jahrelang
gewartet. Umso größer war die Erleichterung. Die von 2011 bis 2016 erhobene Steuer
hat RWE mit insgesamt 1,7 Mrd. € belastet - und unser in die Krise geratenes Stromerzeugungsgeschäft
in noch größere Bedrängnis gebracht. Wir haben das Geld im Juni zurückerhalten und
möchten auch Sie, liebe Aktionäre, daran teilhaben lassen. Der Hauptversammlung am
26. April 2018 werden wir eine einmalige Sonderausschüttung von 1,00 €je Aktie vorschlagen,
die zusätzlich zur angestrebten Dividende von 0,50 € geleistet werden soll. Ich halte
das für fair und angemessen, zumal wir unseren Stammaktionären mit der zweimaligen
Aussetzung der Dividende zuletzt viel zugemutet haben. Abschließend noch einige Worte zum Geschäftsverlauf 2017: Trotz rückläufiger Margen
in der konventionellen Stromerzeugung hat sich das bereinigte EBITDA im ersten Halbjahr
um 7% auf 3,2 Mrd. € verbessert. Ausschlaggebend dafür war, dass wir im Energiehandel
nach einem ungewöhnlich schwachen Vorjahr wieder in die Erfolgsspur zurückgekehrt
sind. Die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer hatte keinen Einfluss auf das bereinigte
EBITDA, da wir sie als Sondereffekt im neutralen Ergebnis erfassen. Für das Gesamtjahr
2017 gehen wir unverändert davon aus, ein bereinigtes EBITDA von 5,4 bis 5,7 Mrd.
€ und ein bereinigtes Nettoergebnis von 1,0 bis 1,3 Mrd. € zu erreichen. Nach unserer
aktuellen Planung werden wir am oberen Ende der genannten Bandbreiten abschließen.
Die Chancen stehen also gut, dass wir zum Jahresende eine erfreuliche Gesamtbilanz
ziehen können. Mit freundlichen Grüßen Dr. Rolf Martin Schmitz Vorstandsvorsitzender der RWE AG Essen, im August 2017 RWE Aktiengesellschaft
RWE-STAMMAKTIE: MIT HALBJAHRESRENDITE VON 48% AUF PLATZ 2 IM DAXPerformance der RWE-Stammaktie und der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilitiesin % Wochendurchschnittswerte Gute Börsenstimmung dank robuster Konjunktur - RWE-Aktie im AufwindDer Aufschwung am deutschen Aktienmarkt setzte sich 2017 fort. Im ersten Halbjahr
konnte der Leitindex DAX um 7% auf 12.325 Punkte zulegen. Am 19. Juni erreichte er
mit 12.889 Punkten den höchsten Schlusskurs aller Zeiten. Ein wichtiger Stimulus war
die günstige konjunkturelle Entwicklung in Europa und den USA. Auch die weiterhin
extrem expansive Geldpolitik führender Notenbanken trug zur guten Börsenstimmung bei.
Allerdings wird für möglich gehalten, dass die EZB die geldpolitischen Zügel bald
wieder straffen könnte. Aufgrund solcher Spekulationen haben die Aktienkurse zum Halbjahresende
wieder etwas nachgegeben. Einen wesentlich steileren Verlauf als der DAX zeigten die Kurse der RWE-Aktien. Unsere
Stämme legten im ersten Halbjahr um 48% auf 17,45 € zu. Sie waren damit der zweitbeste
Performer im DAX. Unsere Vorzugsaktien gingen Ende Juni mit 12,90 € aus dem Handel.
Inklusive der Vorzugsdividende von 0.13 € kamen sie auf eine Rendite von 50%. Das
gute Abschneiden der RWE-Titel ist u.a. eine Folge der Reorganisation des RWE-Konzerns
und des erfolgreichen Börsengangs unserer Tochter innogy im vergangenen Jahr. Seither
hat sich das Vertrauen der Anleger in die finanzielle Solidität der RWE AG und in
die Zukunftsfähigkeit ihrer Kerngeschäftsfelder stark verbessert. Einen wichtigen
Beitrag dazu lieferte eine Ende März veranstaltete Analysten- und Investorenkonferenz,
bei der das Management die strategische Ausrichtung des Unternehmens erläuterte. Die
Konferenz fand in London statt und wurde im Internet übertragen. Als das Bundesverfassungsgericht
Anfang Juni bekannt gab, dass es die Kernbrennstoffsteuer für rechtswidrig und nichtig
hält, legten die RWE-Aktien weiter deutlich zu (siehe Seite 7). LAGEBERICHT
WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENKonjunktureller Aufschwung setzt sich fortNach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr 2017
um etwa 2,5% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Für die Eurozone wird ein
Wachstum von 1,8% veranschlagt. Etwa gleich stark dürfte das deutsche Bruttoinlandsprodukt
gestiegen sein. Stimuli kamen dabei insbesondere vom privaten Verbrauch. Gemessen
an der Eurozone fiel das Wirtschaftswachstum in den Niederlanden wohl leicht überdurchschnittlich,
in Belgien dagegen eher unterdurchschnittlich aus. Großbritannien, unser wichtigster
Markt außerhalb der Währungsunion, lag mit dieser in etwa gleichauf - trotz dämpfender
Einflüsse des bevorstehenden EU-Austritts. Das Land profitiert u.a. vom expandierenden
Dienstleistungssektor. Noch robuster ist die Konjunktur in unseren wichtigsten zentralosteuropäischen
Märkten. Allerdings lagen für die betroffenen Länder bei Abschluss dieses Berichts
nur Informationen über das erste Quartal vor: Polen, Tschechien und Ungarn kamen demnach
auf ein Wachstum von etwa 4% und die Slowakei von etwa 3%. Temperaturen in Deutschland insgesamt stabilWährend sich die wirtschaftliche Entwicklung vor allem in der Energienachfrage von
Industrieunternehmen niederschlägt, wird der Energieverbrauch der Haushalte in starkem
Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je niedriger die Außentemperaturen,
desto mehr Energie wird zum Heizen benötigt. Dementsprechend sind bei Versorgern wie
RWE saisonale Schwankungen von Absatz und Ergebnis zu beobachten. Aber auch beim Vergleich
verschiedener Geschäftsjahre können die Wetterbedingungen von Bedeutung sein. Meteorologische
Aufzeichnungen für das erste Halbjahr 2017 belegen, dass sich die Temperaturen in
unseren kontinentaleuropäischen Märkten - trotz eines sehr kalten Januars - überwiegend
leicht oberhalb des jeweiligen Zehnjahresmittel bewegten. In Großbritannien lagen
sie sogar deutlich darüber. Beim Vergleich mit dem Vorjahreszeitraum zeigt sich folgendes
Bild: Während die Temperaturen in weiten Teilen Kontinentaleuropas gefallen sind,
blieben sie in Deutschland stabil. In Großbritannien waren sie dagegen höher als 2016. Neben dem Energieverbrauch wird auch die Stromerzeugung von den Wetterverhältnissen
beeinflusst, insbesondere vom Windaufkommen. An den deutschen, niederländischen und
spanischen Windkraftstandorten von innogy war das erste Halbjahr 2017 insgesamt windschwächer
als der Vorjahreszeitraum. Umgekehrt verhielt es sich in Großbritannien und Polen.
Auch bei den Laufwasserkraftwerken von innogy, die sich größtenteils in Deutschland
befinden, wird die Auslastung durch die Wetterbedingungen mitbestimmt. Maßgeblich
sind hier die Niederschlags- und Schmelzwassermengen. Diese blieben in Deutschland
deutlich hinter dem Niveau von 2016 zurück. Höherer Energieverbrauch in den RWE-KernmärktenDas Wirtschaftswachstum regte den Energieverbrauch in unseren Kernmärkten an, während
der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Nach ersten
Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war die deutsche
Stromnachfrage im Berichtszeitraum um 1,6% höher als ein Jahr zuvor. Schätzungen für
die Niederlande deuten auf einen Anstieg um rund 2% hin. Auch in Polen, der Slowakei
und Ungarn dürfte der Stromverbrauch leicht zugenommen haben, während er in Großbritannien
um etwa 2% rückläufig war. Beim Gas hat sich die Nachfrage etwas stärker verändert.
Nach vorläufigen BDEW-Daten ist sie in Deutschland um 3% angestiegen, u.a. weil sich
die Marktbedingungen für Gaskraftwerke verbessert haben und die Anlagen daher stärker
im Einsatz waren. Für die Niederlande wird ein Plus von ebenfalls 3% veranschlagt,
für Tschechien sogar von 9%. Dagegen hat sich der Gasverbrauch in Großbritannien u.a.
witterungsbedingt um etwa 3% verringert. Gestiegene Notierungen im TTF-GasgroßhandelNach einer längeren Talfahrt haben sich die Gashandelspreise in Westeuropa wieder
etwas erholt. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen
die Spotnotierungen von Januar bis Juni 2017 bei durchschnittlich 17 € je Megawattstunde
(MWh). Sie waren damit um 4 € höher als ein Jahr zuvor. Im TTF-Terminhandel wurden
Lieferkontrakte für das kommende Kalenderjahr (Forward 2018) mit ebenfalls 17 €je
MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2017 waren im Vorjahreszeitraum noch
15 € bezahlt worden. Die Preise im Privatkundengeschäft folgen der Entwicklung am
Großhandelsmarkt typischerweise mit Zeitverzug. Sie waren noch stark durch die Baisse
der vergangenen Jahre geprägt. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas für deutsche
Haushalte um 4% verbilligt. Verglichen mit 2016 mussten Privatkunden in Großbritannien
und Tschechien 2% bzw. 1 % weniger bezahlen, in den Niederlanden etwa gleich viel.
Im Geschäft mit Industriekunden zeigte sich ein heterogenes Bild: Während sich die
Preise in Großbritannien um 6% und in den Niederlanden um 5% erhöht haben, gaben sie
in Deutschland geringfügig und in Tschechien deutlich nach. Erholung der Steinkohlepreise setzt sich fortDie Preise im internationalen Steinkohlehandel haben gegenüber den Rekordtiefständen
zu Beginn des vergangenen Jahres stark zugelegt. Im Berichtszeitraum wurden Kohlelieferungen
zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) am Spotmarkt inklusive
Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 80 US$/Tonne (74 €) abgerechnet. Das
sind 33 US$ mehr als 2016. Der Forward 2018 (Index API 2) handelte mit 66 US$/Tonne
(61 €) und damit 22 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist
das u. a. auf die gute Konjunktur in China und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage
des Landes. Im vergangenen Jahr hatte die Regierung in Peking die heimische Kohleproduktion
durch regulatorische Eingriffe gedrosselt. Die Beschränkungen sind inzwischen wieder
gelockert worden. Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel
sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Auch hier zeigte sich
zuletzt eine deutliche Aufwärtstendenz. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam
wurden von Januar bis Juni 2017 durchschnittlich 6 US$ je Tonne in Rechnung gestellt,
doppelt so viel wie im Vorjahreszeitraum. Preiserhöhend wirkte, dass Treibstoffe wieder
teurer geworden sind und konjunkturbedingt mehr Transportleistung nachgefragt wurde.
Außerdem führte die Verschrottung unrentabler Schiffe zu einer Verringerung von Überkapazitäten. Weiterhin niedrige Preise im CO2-EmissionshandelIm europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten zeichnet sich immer noch kein Ende der Baisse ab. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, notierte im Halbjahresdurchschnitt mit 5 €. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2017 fällig werden. Zum Vergleich: In den ersten sechs Monaten des Vorjahres kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2016 durchschnittlich 6 €. Nach wie vor sind für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als tatsächlich benötigt werden. Durch eine Kürzung der in den Markt gegebenen Zertifikatmengen (Backloading) konnte die EU den Zertifikatüberschuss in den vergangenen drei Jahren bereits verringern. Für 2017 und 2018 ist allerdings kein Backloading vorgesehen. Zwar wird es weitere Maßnahmen zum Abbau des EUA-Überschusses geben, beispielsweise die Einführung einer Mindeststabilitätsreserve. Diese werden aber erst nach 2018 zum Tragen kommen. Bis dahin setzen die hohen Auktionsvolumina die Preise unter Druck. Hinzu kommt, dass sich der Anteil der relativ emissionsarmen Caskraftwerke an der Stromproduktion zuletzt marktbedingt vergrößert hat. Dies mindert die Nachfrage nach EUAs. Eine wichtige Rolle spielt auch das Brexit-Votum: Derzeit lässt sich noch nicht absehen, ob und gegebenenfalls wann Großbritannien das europäische Emissionshandelssystem verlassen wird. Bei einem frühen Ausstieg könnte es dazu kommen, dass die dort ansässigen Industrieunternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und die Preise dadurch noch mehr unter Druck geraten. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarktin €/MWh Wochendurchschnittswerte bis 4. August 2017 Quelle: RWE Supply & Trading Stromgroßhandelspreise deutlich über VorjahresniveauNach jahrelangem Abwärtstrend haben die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten
Erzeugungsmärkten wieder angezogen. Eine wichtige Rolle spielte dabei die Erholung
der Steinkohlenotierungen. Steinkohlekraftwerke sind viele Stunden im Jahr Preissetzer
am Strommarkt, insbesondere in Deutschland. Steigen ihre Brennstoffkosten, überträgt
sich dies auf die Stromnotierungen. In Deutschland lag der Spotpreis für das Grundlastprodukt
im ersten Halbjahr 2017 bei durchschnittlich 36 €/MWh und damit 11 € über dem Vorjahreswert.
Auch im Terminhandel haben die Preise angezogen. Der Grundlast-Forward 2018 kostete
im Berichtszeitraum durchschnittlich 30 €/MWh. Zum Vergleich: Ein Jahr zuvor war der
Forward 2017 noch mit 24 € gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, sind die Notierungen im Stromgroßhandel
typischerweise wesentlich höher als in Deutschland. Der mittlere Spotpreis für Grundlaststrom
lag dort im Berichtszeitraum bei 44 £/MWh (51 €) und damit 9 £ über dem Niveau von
2016. Der Forward 2018 betrug 42 £/MWh (49 €); er war damit um 6 £ höher als der vergleichbare
Vorjahreswert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, wurde Grundlaststrom
am Spotmarkt mit durchschnittlich 39 €/MWh gehandelt. Gegenüber 2016 hat er sich um
11 € verteuert. Forward-Kontrakte für 2018 notierten mit 34 €/MWh; das sind 6 € mehr,
als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2017 bezahlt wurde. Niedrigere Margen in der KohleverstromungUm kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung
unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe
und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtszeitraum werden somit
von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2017 in vorangegangenen
Jahren abgeschlossen haben. Diese Abschlüsse spiegelten noch die Baisse wider, die
bis 2016 an den Stromgroßhandelsmärkten herrschte. Dementsprechend war der Durchschnittspreis,
den wir in Lieferverträgen für 2017 erzielten, deutlich niedriger als der in Kontrakten
für 2016. Die Deckungsbeiträge unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke, die typischerweise
stabile Brennstoffkosten aufweisen, haben sich somit verringert. Effekte aus dem Wegfall
der deutschen Kernbrennstoffsteuer sind hier nicht berücksichtigt. Rückläufig waren
auch die Margen unserer Steinkohlekraftwerke. Unsere Gaskraftwerke, deren Erzeugung
wir meist mit geringerem zeitlichen Vorlauf veräußern, profitierten dagegen bereits
von der jüngsten Erholung der Großhandelspreise. Ihre Margen und Einsatzzeiten waren
insgesamt höher als im vergangenen Jahr. Deutlicher Strompreisanstieg für deutsche IndustriekundenIm Endkundengeschäft wird die Stromrechnung in hohem Maße durch Netzkosten, Umlagen
und Steuern mitbestimmt, vor allem bei Haushalten. In Deutschland und Großbritannien,
wo der Anteil der staatlichen Preiskomponenten immer größer wird, haben sich die Privatkundentarife
gegenüber 2016 um durchschnittlich 1 % bzw. 3% erhöht. Haushalte in Polen mussten
etwa 1 % mehr bezahlen als im Vorjahreszeitraum. In den Niederlanden blieben die Privatkundenpreise
nahezu unverändert, während sie in der Slowakei und Ungarn um jeweils 3% gefallen
sind. Im Industriesegment zeigte sich folgende Entwicklung: Strompreiserhöhungen in
Deutschland um 9%, in Großbritannien um 4% und in den Niederlanden um 2% standen deutliche
Rückgange in unseren osteuropäischen Kernregionen gegenüber; in der Slowakei hat sich
Industriestrom um 6% verbilligt, in Polen um 8% und in Ungarn sogar um 12%. WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumBundesverfassungsgericht erklärt Kernbrennstoffsteuer für rechtswidrig
Das Bundesverfassungsgericht hat Mitte April entschieden, dass das deutsche Kernbrennstoffsteuergesetz
mit dem Grundgesetz unvereinbar und nichtig ist. Bekannt gegeben wurde der Beschluss
am 7. Juni. Das Kernbrennstoffsteuergesetz war Ende Oktober 2010 vom Deutschen Bundestag
ohne Einbindung des Bundesrates beschlossen worden und ist Ende 2016 ausgelaufen.
Es verpflichtete die Betreiber von Kernkraftwerken, eine Steuer auf den in ihren Anlagen
eingesetzten Brennstoff zu entrichten. Wegen Zweifeln an der EU-Rechts- und Verfassungskonformität
war RWE seit 2011 gerichtlich und behördlich gegen das Gesetz vorgegangen. Das Finanzgericht
Hamburg teilte die Bedenken und schaltete das Bundesverfassungsgericht ein. Nach Ansicht
der Verfassungsrichter war der Bundesgesetzgeber nicht zur Einführung der Kernbrennstoffsteuer
befugt, weil es sich dabei um keine Verbrauchssteuer nach Artikel 106 des Grundgesetzes
gehandelt habe. RWE hatte im Erhebungszeitraum von 2011 bis 2016 Zahlungen von rund
1,7 Mrd. € geleistet. Der Betrag ist uns im Juni rückerstattet worden. Darüber hinaus
stehen uns Zinsen zu, die voraussichtlich bis Ende 2017 überwiesen werden. Wir erfassen
die Steuerrückerstattung im neutralen Ergebnis und die Zinsen im sonstigen Finanzergebnis.
Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis werden dadurch nicht beeinflusst. Vorstand der RWE AG plant Sonderdividende von 1 € aus rückerstatteter Kernbrenstoffsteuer
Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer plant der Vorstand der RWE AG, Anfang
Mai 2018 zusätzlich zur angestrebten Dividende von 0,50 € je Aktie eine einmalige
Sonderausschüttung von 1 € je Aktie zu leisten. Das haben wir am 23. Juni nach Beratungen
mit dem Aufsichtsrat bekanntgegeben. Die Vorschläge sollen der Hauptversammlung am
26. April 2018 zur Beschlussfassung vorgelegt werden. Bei insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien,
darunter 39 Mio. Vorzügen, beläuft sich die geplante Sonderausschüttung auf 615 Mio.
C. Den Großteil der Mittel aus der Steuerrückzahlung wollen wir zur Stärkung unserer
Finanzkraft nutzen. Neues Gesetz zur kerntechnischen Entsorgung in Kraft - Versorger dotieren Kernenergiefonds
Ein halbes Jahr nach seiner Verabschiedung durch den Bundestag ist am 16. Juni 2017
das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung in Kraft
getreten. Kurz zuvor hatte die EU-Kommission grünes Licht gegeben. Nach dem Gesetz
übernimmt der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver
Abfälle, 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 von den Kraftwerksbetreibern dotierten
Fonds finanziert. Am 3. Juli 2017 haben die Unternehmen den vollen Dotierungsbetrag
von 24,1 Mrd. € auf Konten des Fonds bei der Deutschen Bundesbank eingezahlt. Der
Anteil von RWE beträgt 6,8 Mrd. €. Die Haftung der Kernkraftwerksbetreiber für Kosten
der Zwischen- und Endlagerung ist damit beendet. Um dies rechtlich abzusichern, haben
die betroffenen Gesellschaften am 26. Juni einen öffentlich-rechtlichen Vertrag mit
der Bundesrepublik Deutschland geschlossen. Der Kontrakt gewährt den Unternehmen nicht
nur erhöhte Rechtssicherheit im Hinblick auf ihre Enthaftung, sondern konkretisiert
auch die Bedingungen der Übergabe radioaktiver Abfälle an den Bund. Auf Grundlage
des Vertrages sind zudem zahlreiche kernenergiebezogene Rechtsstreitigkeiten zwischen
den Energieversorgern und dem Staat eingestellt worden. Die beteiligten Unternehmen
haben ihre dabei geltend gemachten Ansprüche fallen gelassen. innogy neuer Garantiegeber bzw. Schuldner der Senior-Anleihen von RWEEnde Februar 2017 haben wir die rechtliche Übertragung unserer Schulden aus Senior-Anleihen
auf innogy erfolgreich abgeschlossen. Die Transaktion war unmittelbar nach dem Börsengang
unserer Tochter eingeleitet worden. Durch sie ist innogy an die Stelle der RWE AG
als Garantiegeberin der öffentlich platzierten Anleihen und als Schuldnerin der privat
platzierten Anleihen getreten. Dies betraf 18 Anleihen unterschiedlicher Währungen
mit einem Gesamtvolumen von umgerechnet 11 Mrd. €. Die Schuldenübertragung war damit
die größte ihrer Art, die je von einem Unternehmen in Europa vorgenommen wurde. Vorausgegangen
waren Abstimmungen unter den Anleihegläubigern, die das deutsche Gesetz über Schuldverschreibungen
aus Gesamtemissionen für solche Fälle vorsieht. Zwei Senior-Anleihen, auf die das
Schuldverschreibungsgesetz nicht angewendet werden konnte, wurden bereits im Dezember
2016 im 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. Im Zuge des Schuldnerwechsels sind entsprechende konzerninterne
Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden. Nähere Informationen zu der Thematik finden
Sie im Geschäftsbericht 2016 auf Seite 52 f. Ratingagenturen bestätigen Investmentgrade-Rating von RWEIm Rahmen ihrer turnusgemäßen Rating-Überprüfungen haben die drei führenden Agenturen
ihre Bonitätseinstufung von RWE bekräftigt. Ende Juni gaben Moody's und Standard &
Poor's bekannt, dass sie unsere langfristige Kreditwürdigkeit weiterhin mit "Baa3"
bzw. "BBB-" benoten. Bereits Anfang April hatte die Agentur Fitch ihr Rating von RWE
bestätigt, das mit "BBB" eine Stufe höher ausfällt. Somit wird uns durchweg eine Bonität
der Kategorie "Investment Grade" bescheinigt. Anpassungen gab es beim Rating-Ausblick
für RWE: Moody's und Fitch haben ihn von "negativ" auf "stabil" angehoben. Ihr Ausblick
deckt sich nun mit dem von Standard & Poor's. RWE kündigt Hybridanleihen über 250 Mio. und 150 Mio. CHFAnfang April bzw. Ende Juli haben wir Hybridanleihen über 250 Mio. und 150 Mio. CHF
zurückgezahlt, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. In beiden Fällen haben
wir vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht. Die Anleihe über 250 Mio. CHF
war im November 2011 begeben worden. Sie hatte einen Kupon von 5,25% und eine theoretische
Laufzeit bis 2072. Die Anleihe über 150 Mio. CHF hatten wir im Juli 2012 emittiert.
Ihr Kupon betrug 5%. Auch sie wäre spätestens 2072 fällig geworden. Derzeit stehen
noch fünf Hybridanleihen von RWE aus, von denen zwei auf Euro lauten, zwei auf US-Dollar
und eine auf Pfund Sterling. Ihr Nominalvolumen summierte sich Ende Juli auf umgerechnet
3,4 Mrd. €. Rahmenprogramm zur flexiblen Begebung von Senior-Anleihen aufgelegtMit der Aktualisierung ihres Debt-Issuance-Programms (DIP) im Mai hat die RWE AG zusätzlichen
Spielraum für die langfristige Fremdfinanzierung am Kapitalmarkt geschaffen. Das DIP
ist ein Rahmenprospekt für die flexible Begebung von Senior-Anleihen mit einem Gesamtvolumen
von 10 Mrd. €. Es ist das Nachfolgeprogramm unseres früheren DIP über 30 Mrd. €, das
sich noch auf den RWE-Konzern im Ganzen bezog und 2016 ausgesetzt wurde. Unsere Tochter
innogy verfügt seit April 2017 über ein eigenes DIP, das ihr die Emission von Senior-Anleihen
mit einem Gesamtwert von 20 Mrd. € erlaubt. Vierte Kapazitätsauktion in Großbritannien: Sämtliche RWE-Anlagen qualifiziertBei der jüngsten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, die vom 31. Januar bis
3. Februar 2017 stattfand, haben sich alle beteiligten RWE-Anlagen mit zusammen 7,9
GW gesicherter Leistung für eine Prämienzahlung qualifiziert. 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 kamen Anlagen
mit 54,4 GW zum Zuge. Die Prämie liegt mit 6,95 £ je Kilowatt allerdings weit unter
dem Niveau, das sich bei den bisherigen Bieterverfahren ergeben hatte. In Großbritannien
werden seit 2014 regelmäßig Kapazitätsauktionen veranstaltet. Dabei schreibt der Staat
eine bestimmte Menge gesicherter Erzeugungsleistung aus. Die Teilnehmer geben Gebote
in Form einer Mindestprämie ab, die sie dafür verlangen, dass sie für einen bestimmten
Zeitraum die Verfügbarkeit ihrer Anlage garantieren. Mithilfe der Auktion wird der
Prämienbetrag ermittelt, bei der die angebotene der nachgefragten Kapazität entspricht.
Diesen Betrag erhalten alle Bieter, die mit einer gleich hohen oder niedrigeren Forderung
ins Rennen gegangen sind. Die Teilnahme an den Kapazitätsauktionen ist freiwillig
und technologieoffen. Nicht zugelassen sind Anlagen, die bereits auf anderem Wege
gefördert werden. Vor 2017 gab es bereits drei Kapazitätsauktionen: Die erste fand
im Dezember 2014 statt und bezog sich auf den Zeitraum von Oktober 2018 bis September
2019, während die nächsten beiden Auktionen die jeweils folgenden zwölf Monate abdeckten.
Um Versorgungsengpässe zu vermeiden, die bei einer vorzeitigen, marktbedingten Stilllegung
von Steinkohlekraftwerken gedroht hätten, hat die britische Regierung den Start des
Kapazitätsmarktes um ein Jahr vorverlegt. Aus diesem Grund wurde Anfang 2017 eine
vierte Auktion durchgeführt. RWE wird Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse
umrüsten
Der Vorstand der RWE Generation hat entschieden, dass unsere beiden niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für die Mitverbrennung von Biomasse umgerüstet werden. Die Beschlüsse wurden im Januar bzw. Juni gefasst. Hintergrund ist, dass uns der niederländische Staat für die beiden Anlagen Fördermittel von insgesamt bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt hat. Neben den Umrüstmaßnahmen sollen damit auch Mehrausgaben bei der Brennstoffbeschaffung finanziert werden. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80% (statt bisher 35%) erreicht werden kann und bei Eemshaven von etwa 15%. Das Kraftwerk Amer 9 ist seit 1993 in Betrieb und hat eine Nettoleistung von 643 MW. Der Doppelblock in Eemshaven verfügt über 1.554 MW und produziert seit 2014 Strom. Wir planen, in den beiden Kraftwerken nach der vollständigen Umrüstung insgesamt 2,5 Mio. Tonnen Biomasse pro Jahr zur nachhaltigen Stromerzeugung einzusetzen. Dadurch lässt sich eine CO2 -Einsparung von etwa 4 Mio. Tonnen erreichen. Die benötigte Biomasse werden wir in Europa und Nordamerika beschaffen und dabei sicherstellen, dass die Vorgaben des niederländischen Nachhaltigkeitsprotokolls für Biomasse erfüllt werden. Das Protokoll wurde von der Regierung gemeinsam mit Energieunternehmen und Nichtregierungsorganisationen entwickelt. Es hat sich in Tests bewährt und soll 2017 gesetzlich verankert werden. RWE trennt sich von Heizkraftwerk Hamborn
Mit Wirkung zum 1. Juni hat RWE Generation Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn an thyssenkrupp
Steel Europe (tkSE) veräußert. Der Kraftwerksblock steht auf dem Gelände des Duisburger
Hüttenwerks der tkSE und wird von dieser betrieben. Er ist gasgefeuert und verfügt
über eine elektrische Nennleistung von 241 MW (brutto). Bis zum Kauf war tkSE Pächter
der Anlage. innogy übernimmt deutschen Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery
Anfang Januar 2017 hat innogy die Belectric Solar & Battery GmbH erworben. Der (noch
vorläufige) Kaufpreis beträgt 74 Mio. €. Mit der Übernahme avanciert unsere Tochter
zu einem internationalen Anbieter auf dem Gebiet der Freiflächen-Solarkraftwerke und
Batteriespeicher. Belectric Solar & Battery beschäftigt derzeit rund 550 Mitarbeiter
und hat seinen Hauptsitz im bayerischen Kolitzheim. 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. Außerdem betreibt und wartet es Solaranlagen
mit mehr als 1,0 GW Gesamtleistung und entwickelt schlüsselfertige Großbatteriespeicherlösungen. Windpark Zuidwester offiziell am Netz
In den Niederlanden sind Mitte Juni die im Rahmen des Projekts Noordoostpolder geschaffenen
Windkraftkapazitäten eingeweiht worden, darunter der innogy-Windpark Zuidwester mit
90 Megawatt. Zuidwester liegt am Ijsselmeer. Seine zwölf Onshore-Turbinen gehören
mit jeweils 7,5 Megawatt zu den derzeit leistungsstärksten weltweit. Sie ersetzen
50 kleinere Turbinen aus den 1980er und 1990er Jahren. Die Kapazität von Zuidwester
hat sich dadurch versechsfacht. Rund 150 Mio. € hat innogy dafür investiert. Der Windpark
produziert bereits seit Anfang 2017 mit seiner vollen Kapazität Strom. Er ist Teil
des Großprojekts Noordoostpolder, an dem sich zahlreiche Unternehmen beteiligt haben.
Im Rahmen von Noordoostpolder sind 86 Turbinen mit rund 430 Megawatt sowohl küstennah
im Ijsselmeer (nearshore) als auch an Land (onshore) entlang des Deichs errichtet
worden. Zusammen können die Anlagen rechnerisch rund 400.000 Haushalte mit Strom versorgen. RWE setzt Dividende für Stammaktien aus - Ausschüttung von 0,13 € je Vorzugsaktie
Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 27. April 2017 dem Dividendenvorschlag von
Vorstand und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2016 mit breiter Mehrheit zugestimmt.
Die Ausschüttung für Inhaber von Stammaktien wurde dementsprechend ausgesetzt, während
Inhaber von Vorzugsaktien den satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie
erhielten. Bei insgesamt 39.000.000 Vorzugsaktien betrug das Ausschüttungsvolumen
5 Mio. €. Mit dem Dividendenvorschlag wurden die finanziellen Belastungen berücksichtigt,
die sich aus der Dotierung des öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds für uns ergeben
haben. innogy zahlt Dividende von 1,60 € je Aktie
Die Hauptversammlung von innogy SE hat am 24. April 2017 beschlossen, für das Geschäftsjahr
2016 eine Dividende von 1,60 € je Aktie zu zahlen. Gemessen am bereinigten Nettoergebnis,
das unsere Tochter im Geschäftsjahr 2016 erzielte, beträgt die Ausschüttungsquote
79%. EU-Parlament und Umweltministerrat legen Vorschläge zur Reform des Emissionshandels
vor
Im Februar 2017 haben das Europäische Parlament und der EU-Umweltministerrat ihre jeweiligen Vorstellungen zur künftigen Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) konkretisiert. Dabei geht es darum, das ETS auf die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 auszurichten. Anknüpfungspunkt war ein Richtlinienentwurf, den die EU-Kommission bereits Mitte 2015 zu der Thematik vorgelegt hatte. Der Rat und das Parlament befürworten den Vorschlag der Kommission, die Menge der an den Markt ausgegebenen C02 -Zertifikate während der vierten Handelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2% zu senken. Aktuell liegt der Reduktionsfaktor bei 1,74%. In anderen Punkten gehen der Rat und das Parlament über den Richtlinienentwurf der Kommission hinaus: Beispielsweise wollen sie den bestehenden Zertifikatüberschuss im Markt noch zügiger abbauen. Nach ihren Vorstellungen sollen - verglichen mit der aktuellen Rechtslage - doppelt so viele überschüssige Zertifikate in die Marktstabilitätsreserve überführt werden können. Die Reserve war 2015 von der EU beschlossen worden; sie wird ab 2019 zum Einsatz kommen, um eine flexiblere Steuerung des Angebots an Emissionsrechten zu ermöglichen. Rat und Parlament sprechen sich ferner dafür aus, dass Zertifikate aus der Reserve gelöscht werden. Auch das war im Richtlinienentwurf nicht vorgesehen. Bei der Zuteilung kostenloser Emissionsrechte an energieintensive Unternehmen wollen sie großzügiger verfahren als die Kommission, um die Kostennachteile der Industrie gegenüber Konkurrenten aus Drittländern zu begrenzen. Wenn auch in grundlegenden Dingen Einigkeit besteht, so vertreten das Parlament und der Rat doch bei einigen Details unterschiedliche Standpunkte. Durch Verhandlungen, in die auch die Kommission eingebunden wird, soll nun eine gemeinsame Position festgelegt werden. Experten gehen davon aus, dass es noch im laufenden Jahr zu einer Einigung kommt. Europäische Union verschärft Grenzwerte für die Emission von Luftschadenstoffen
Die EU-Mitgliedstaaten haben Ende April neue Vorgaben zur Begrenzung der Luftschadstoffemissionen
von Kraftwerken beschlossen. In der Mehrzahl sind die europäischen Anforderungen,
die auch von bestehenden Kraftwerken ab 2021 erfüllt werden müssen, sachgerecht und
umsetzbar. Bei Stickoxiden und Quecksilber gehen sie jedoch über den aktuellen Stand
der Technik hinaus. Formal treten die neuen Regeln nach der Veröffentlichung im europäischen
Amtsblatt noch in diesem Sommer in Kraft. Danach müssen sie in nationales Recht umgesetzt
werden, z.B. in Deutschland durch eine Novellierung der 13. Bundesimmissionsschutzverordnung
(BlmSchV). Die Vorgaben der EU lassen den Mitgliedstaaten Spielräume, innerhalb derer
sie ihre Grenzwerte festlegen können. Wir setzen darauf, dass die deutsche Politik
dabei neben der technischen und wirtschaftlichen Umsetzbarkeit auch die Notwendigkeit
einer gesicherten Stromversorgung berücksichtigt. Erst nach Novellierung der BlmSchV
können wir abschätzen, welche Folgen sich für unsere Kraftwerksflotte ergeben. Nicht
auszuschließen ist, dass wir umfangreiche Nachrüstungen vornehmen oder einzelne Anlagen
vorzeitig stilllegen müssen. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsGrünes Licht für Schuldnerwechsel: innogy übernimmt von RWE zwei EIB-Darlehen
Mitte Juli sind Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank
(EIB) gewährt hatte, im Rahmen eines Schuldnerwechsels von der RWE AG auf innogy übertragen
worden. Im Gegenzug entfielen zwei korrespondierende konzerninterne Darlehen. Damit
ist die Umschichtung von Kapitalmarktschulden der RWE auf innogy, die im Zuge des
Börsengangs unserer Tochter beschlossen worden war, nun vollständig umgesetzt. Wie
auf Seite 8 dargelegt, hat innogy bereits die Schulden aus den Senior-Anleihen von
RWE übernommen. RWE trennt sich von Wohnungsbaugesellschaften im Rheinischen BraunkohlerevierRWE Power hat ihren 50%-Anteil an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier
GmbH (WBG) und ihren 15%-Anteil an der GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH an das in Gelsenkirchen
ansässige Immobilienunternehmen Vivawest veräußert. Der Preis liegt im mittleren zweistelligen
Millionenbereich. Der WBG und der GSG gehören zusammen rund 1.800 Mietwohnungen sowie
1.200 Garagen und Stellplätze in 320 Gebäuden im Städtedreieck Köln-Aachen-Grevenbroich.
Zudem verwalten sie rund 150 Wohneinheiten für Dritte. Die Gesellschaften hatten ursprünglich
den Zweck, Beschäftigten im Bergbau Wohnungen anzubieten. Dafür gibt es aber inzwischen
kaum noch Bedarf. Der Verkauf war bereits im Februar vereinbart worden, stand aber
noch unter dem Vorbehalt einer Aufhebung des Gesetzes über Bergmannsiedlungen, die
im Juli wirksam wurde. Ehemaliger Kraftwerksstandort Littlebrook verkauft
Mit dem britischen Immobilieninvestor Tritax Big Box REIT plc haben wir im Juli vereinbart,
dass er von uns den Großteil des früheren Kraftwerksstandorts Littlebrook übernimmt.
Die Transaktion wird voraussichtlich noch im laufenden Jahr wirksam. Einen kleineren
Teil des Areals haben wir Anfang August an den Übertragungsnetzbetreiber National
Grid verkauft. Die Grundstücksveräußerungen führen zu einem Euro-Gesamterlös im höheren
zweistelligen Millionenbereich. Der Standort Littlebrook liegt am Themseufer in Dartford
östlich von London. Bis Ende März 2015 haben wir dort ein Ölkraftwerk mit einer Nettoleistung
von 1.245 MW betrieben. Die Anlage musste wegen verschärfter Emissionsobergrenzen
für Großfeuerungsanlagen stillgelegt werden. ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISENeue Segmentstruktur seit 1. Januar 2017
Unsere Finanzberichterstattung für 2017 basiert auf einer neuen Segmentstruktur: Der
bisherige Unternehmensbereich "Konventionelle Stromerzeugung" ist in die Bereiche
"Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgeteilt worden. Um
die Vergleichbarkeit der 2017er-Zahlen mit denen des Vorjahres zu gewährleisten, haben
wir Letztere in die neue Struktur überführt. Darüber hinaus bezeichnen wir das Segment
"Trading/Cas Midstream" fortan als "Energiehandel". Dabei handelt es sich um eine
reine Namensänderung, die keinen Einfluss auf die inhaltliche Abgrenzung hat. Aus den dargestellten Anpassungen ergibt sich eine Konzernstruktur mit den folgenden
vier Segmenten:
Einzelne segmentübergreifende Aktivitäten weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung"
aus. Derzeit ist hier vor allem die RWE AG erfasst. Darüber hinaus enthält die Position
unseren 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Terminologische Änderungen
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. Neue Definition des Free Cash Flow
Im vorliegenden Zwischenbericht verwenden wir eine neue Definition des Free Cash Flow,
die unsere Investitionstätigkeit umfänglicher widerspiegelt. Der Free Cash Flow entsprach
bisher dem Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, abzüglich der Investitionen
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte. Von nun an subtrahieren wir auch die
Investitionen in Finanzanlagen, und addieren die Einnahmen aus Desinvestitionen und
Anlagenabgängen. Zum Zweck der Vergleichbarkeit haben wir die Vorjahreszahlen angepasst. Zukunftsbezogene Aussagen
Der vorliegende Zwischenbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung
des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie die wirtschaftliche und politische
Entwicklung beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf
Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichts
zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder
unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Ergebnissen
abweichen. Eine Gewähr können wir für diese Angaben daher nicht übernehmen GESCHÄFTSENTWICKLUNGscroll
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Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden,
über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfugen können;
im ersten Halbjahr 2017 waren dies im Unternehmensbereich Europäische Stromerzeugung
3.6 Mrd. kWh (Vorjahr: 5,3 Mrd. kWh), davon 2.3 Mrd. kWh (Vorjahr: 3.9 Mrd. kWh) aus
Steinkohlekraftwerken. Stromerzeugung knapp unter VorjahrIm ersten Halbjahr 2017 hat der RWE-Konzern 106,1 Mrd. kWh Strom erzeugt, geringfügig
weniger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Stark rückläufig war der Beitrag des
Energieträgers Steinkohle zu unserer Stromproduktion. Das ist u.a. auf verschlechterte
Marktbedingungen zurückzuführen. Ein weiterer Grund ist die Stilllegung des Kraftwerks
Voerde A/B zum 1. April 2017. Die beiden Blöcke gehörten zu 75% Steag und zu 25% uns.
Als Alleinvermarkter haben wir ihren Strom unter unserer Erzeugung ausgewiesen. Verringert
hat sich auch die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien. Eine Rolle spielte dabei
die witterungsbedingt niedrigere Auslastung der Lauf- und Speicherwasserkraftwerke.
Daneben machte sich der Verkauf unserer 33,3%-Beteiligung an Zephyr Investments Limited
bemerkbar (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 40): 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.
Unsere Gaskraftwerke haben dagegen mehr Strom produziert als 2016. da sich die Marktbedingungen
für sie verbessert haben. Einen Mengenzuwachs verzeichneten wir auch bei der Braunkohleverstromung,
die 2016 in größerem Umfang durch planmäßige Revisionen und schadensbedingte Stillstände
beeinträchtigt war. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen
Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 36,9 Mrd. kWh (Vorjahr: 35,0
Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen
von 143,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 142,1 Mrd. kWh). Außenabsatz Strom Januar-Juniscroll
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Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten Stroms am Großhandelsmarkt;
wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge,
wird die Differenz im Absatz berücksichtigt. Im ersten Halbjahr 2017 gab es einen
positiven Saldo von 1,0 Mrd. kWh, gegenüber 0,5 Mrd. kWh im Vorjahreszeitraum. Strom nahezu unverändert
Unsere konzernexternen Stromlieferungen waren mit 133,7 Mrd. kWh etwa so hoch wie
2016. Im Segment Energiehandel führte die Akquise von Industrie- und Geschäftskunden
zu Mehrabsatz. Dem standen Einbußen bei innogy gegenüber, die das Vertriebsgeschäft
in Großbritannien und den Niederlanden betrafen. Der dort herrschende Wettbewerbsdruck
hatte zur Folge, dass von innogy belieferte Haushalte und Unternehmen den Anbieter
gewechselt haben. Kundengewinne in anderen Vertriebsmärkten - insbesondere Deutschland
- konnten das nicht ausgleichen. Außenabsatz Gas Januar-Juniscroll
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Leichter Rückgang der Gaslieferung
Unser Gasabsatz lag mit 141,8 Mrd. kWh um 3% unter Vorjahr. Ausschlaggebend dafür
waren Kundenverluste bei innogy, die vor allem das Geschäft mit Industrie- und Geschäftskunden
in Großbritannien, den Niederlanden und einigen osteuropäischen Märkten betrafen.
Etwas verschlechtert hat sich die Marktposition unserer Tochter auch bei britischen
und niederländischen Privathaushalten. Mengenzuwächse erzielte innogy dagegen im Geschäft
mit deutschen Weiterverteilern; hier konnten Abnehmer hinzugewonnen und die Lieferbeziehungen
mit Bestandskunden intensiviert werden. Außenumsatzscroll
Außenumsatz leicht unter Vorjahr
Der RWE-Konzern erwirtschaftete einen Außenumsatz von 23.321 Mio. €. In dieser Zahl
sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum haben
sich unsere Erlöse um 2% verringert. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom ist um 4%
auf 15.903 Mio. € zurückgegangen. Eine wichtige Rolle spielten dabei die Absatzeinbußen
im Geschäft mit Privat- und Gewerbekunden; ihre Auswirkungen auf die Erlöse konnten
durch gestiegene Lieferungen in den anderen Vertriebssegmenten nicht ausgeglichen
werden. Unsere Gaserlöse lagen dagegen mit 5.901 Mio. € knapp über Vorjahr. Die Umsatzentwicklung
war auch durch Wechselkursänderungen beeinflusst. Das Pfund Sterling, unsere wichtigste
Auslandswährung, hat sich gegenüber dem Euro von durchschnittlich 1,27 € auf 1,16
€ verbilligt. Die in Großbritannien erzielten Erlöse fielen deshalb nach Umrechnung
in Euro niedriger aus. Innenumsatzscroll
Bereinigtes EBITDAscroll
Bereinigtes EBITDA 7% höher als 2016Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und
Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 3.213 Mio. €. Der Vorjahreswert konnte damit
um 7% übertroffen werden. Ausschlaggebend dafür war eine stark verbesserte Performance
im Energiehandel. Darüber hinaus verringerten sich die Aufwendungen, die unsere Tochter
innogy für den Betrieb und die Instandhaltung ihrer Verteilnetze erbringen musste.
Dem standen Margeneinbußen in der konventionellen Stromerzeugung gegenüber. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
Bereinigtes EBITscroll
Das bereinigte EBIT lag im ersten Halbjahr bei 2.204 Mio. € und damit 17% über dem
Vergleichswert für 2016. Der prozentuale Anstieg ist damit wesentlich höher als beim
bereinigten EBITDA, was darauf beruht, dass im bereinigten EBIT auch die betrieblichen
Abschreibungen berücksichtigt sind und sich diese wegen hoher Wertberichtigungen aus
dem Vorjahr deutlich verringert haben. Im Konzernabschluss für 2016 hatten wir außerplanmäßige
Abschreibungen von 4,3 Mrd. € vorgenommen, davon allein 3,7 Mrd. € auf unseren deutschen
Kraftwerkspark (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 48). Neutrales Ergebnisscroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte
erfassen, hat sich um 1.825 Mio. € auf 1.617 Mio. € verbessert. Seine Einzelpositionen
entwickelten sich wie folgt:
Finanzergebnisscroll
Unser Finanzergebnis hat sich um 807 Mio. € auf -150 Mio. € erhöht. Im Einzelnen ergaben
sich hier folgende Veränderungen:
Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 2.952 Mio. € auf 3.671 Mio. € erhöht. Unsere
Steuerquote lag bei 19% und damit unter dem (theoretischen) Normalwert von 32%. Eine
wichtige Rolle spielte dabei, dass wir in großem Umfang steuerliche Verluste aus Vorjahren,
für die keine aktiven latenten Steuern bilanziert waren, mit dem laufenden Ergebnis
verrechnen konnten. Früher waren wir davon ausgegangen, dass es wegen fehlender steuerlicher
Gewinne auf absehbare Zeit nicht möglich sein würde, die Verlustvorträge zu nutzen.
Wegen des Ergebniseffekts aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer ist dies
aber nun doch der Fall. Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 2.960 Mio. € (Vorjahr: 663 Mio. €). Die
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 87 Mio. € auf 267 Mio. € gestiegen.
Hintergrund ist, dass sich seit dem Börsengang von innogy im Oktober vergangenen Jahres
23,2% der Aktien des Unternehmens in den Händen Dritter befinden. Gegenläufig wirkte
die erwähnte Wertberichtigung bei Mätra. Überleitung zum Nettoergebnisscroll
Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 24 Mio. € (Vorjahr: 26
Mio. €). Dieser Wert bezieht sich auf unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £. Gemäß
IFRS ist sie wegen ihrer theoretisch unbegrenzten Laufzeit dem Eigenkapital zuzuordnen,
während die übrigen Hybridanleihen von RWE zum Fremdkapital zählen. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2016 stark verbessertes
Nettoergebnis von 2.669 Mio. € (Vorjahr: 457 Mio. €). Bei 614,7 Millionen ausstehenden
RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 4,34 € (Vorjahr: 0,74 €). Überleitung zum bereinigten Nettoergebnis Januar-Juniscroll
Bereinigtes Nettoergebnis: Plus von 35%
Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 809 Mio. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet
es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis sowie wesentliche Sondereinflüsse
im Finanzergebnis, in den Ertragsteuern und in den Ergebnisanteilen anderer Gesellschafter
herausgerechnet werden. Wie bereits dargelegt, enthält das bereinigte Nettoergebnis
keine Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Gegenüber 2016 hat
es sich um 35% erhöht. Hier machte sich die Verbesserung beim operativen Ergebnis
und beim Finanzergebnis bemerkbar, während insbesondere die höheren Ertragsteuern
gegenläufig wirkten. Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswertescroll
Investitionen in Finanzanlagenscroll
Investitionen etwas höher als 2016Im ersten Halbjahr 2017 hat der RWE-Konzern 858 Mio. € investiert, 4% mehr als 2016.
Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte wurden 679 Mio. € eingesetzt. Gegenüber
dem Vorjahreszeitraum ist das ein leichter Rückgang, der in erster Linie dem Verteilnetzgeschäft
von innogy zuzuordnen ist. Die Investitionen in Finanzanlagen haben sich dagegen mit
179 Mio. € in etwa verdoppelt. Im Berichtszeitraum entfielen sie nahezu komplett auf
innogy. Größte Einzeltransaktion war der Erwerb des Solar- und Batteriespezialisten
Belectric Solar &Battery, über den wir auf Seite 9 berichten. Kapitalflussrechnung
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Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Vorgänge. Operativer Cash Flow: Deutlicher Anstieg wegen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer
Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit hat sich um 2.718 Mio. € auf 1.714
Mio. € erhöht, vor allem wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer in Höhe
von 1,7 Mrd. €. Aus der Veränderung des Nettoumlaufvermögens ergab sich zwar per saldo
ein negativer Effekt, der u. a. mit der Saisonalität des Vertriebsgeschäfts zu erklären
ist. Dieser Effekt war aber nicht so ausgeprägt wie 2016. Eine Rolle spielte dabei,
dass wir weniger Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte erbringen mussten als
im Vorjahr. Aus der Investitionstätigkeit sind uns 4.300 Mio. € zugeflossen (Vorjahr: -833 Mio.
€). Hauptgrund dafür war, dass wir kurzfristige Wertpapiere und Geldanlagen liquidiert
haben, um die Dotierung des Kernenergiefonds zum 3. Juli 2017 zu finanzieren. Dem
standen Mittelabflüsse für unsere Sach- und Finanzanlageinvestitionen gegenüber. Außerdem
haben wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen weiter aufgestockt: Dazu wurden
Mittel in Höhe von 147 Mio. € auf Treuhänder bzw. Einrichtungen zur betrieblichen
Altersversorgung übertragen. Die Finanzierungstätigkeit führte zu einem Cash Flow von 343 Mio. € (Vorjahr: 2.016
Mio. €). Maßgeblichen Anteil daran hatte unsere Tochter innogy, die in großem Umfang
Commercial Paper begeben hat. Gegenläufig wirkten unsere Ausschüttungen an Miteigentümer
vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an Hybridkapitalgeber, die sich zu 580 Mio.
€ aufsummierten. Davon entfielen 206 Mio. € auf die Dividendenzahlung der innogy an
ihre Minderheitsaktionäre. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
haben sich unsere flüssigen Mittel per saldo um 6.365 Mio. € erhöht. Der Free Cash Flow des RWE-Konzerns betrug 1.102 Mio. €, gegenüber -1.240 Mio. € im
Vorjahreszeitraum. Wie auf Seite 13 erläutert, haben wir die Definition dieser Finanzkennzahl
geändert: Wir ermitteln sie nun, indem wir vom Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit
die gesamten Investitionen abziehen und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen
addieren. Der Vorjahreswert wurde entsprechend angepasst. Nettoschulden
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Rückgang der Nettoschulden auf 21,5 Mrd €Unsere Nettoschulden lagen zum 30. Juni 2017 bei 21,5 Mrd. € und damit 1,2 Mrd. €
unter dem Stand zum 31. Dezember 2016. Neben dem positiven Free Cash Flow kam hier
zum Tragen, dass die Pensionsrückstellungen um 0,9 Mrd. € gesunken sind. Das hat zwei
Gründe: Zum einen erhöhte sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil unserer
Pensionsverpflichtungen abdecken. Zum anderen haben wir die Diskontierungssätze für
die Barwertermittlung bei den deutschen Pensionsverpflichtungen angehoben. Die neuen
Sätze spiegeln die jüngste Marktzinsentwicklung wider. Sie belaufen sich im Konzerndurchschnitt
auf 2,0%, gegenüber 1,8% im Jahresabschluss 2016. Neben den genannten Faktoren trugen
auch Desinvestitionen zum Schuldenabbau bei, während die Ausschüttungen gegenläufig
wirkten. Konzernbilanzstruktur
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Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsanspruche Eigenkapitalquote auf 14,4% gestiegen
Zum Abschlussstichtag wies der RWE-Konzern eine Bilanzsumme von 75,4 Mrd. € aus, gegenüber
76,4 Mrd. € zum Ende des Vorjahres. Nennenswerten Einfluss hatte, dass die Derivate
gesunken sind, und zwar um 3,0 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 2,7 Mrd.
€ auf der Passivseite. Dagegen schlug sich die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer
durch den Bund bilanzverlängernd nieder. Die Entwicklung der Bilanzstruktur war durch
Maßnahmen geprägt, mit denen wir die Dotierung des Kernenergiefonds am 3. Juli vorbereitet
haben. Wie schon erwähnt, haben wir uns in großem Umfang von Wertpapieren getrennt,
um über die nötige Liquidität zu verfügen. Unsere flüssigen Mittel sind im Berichtszeitraum
um insgesamt 6,3 Mrd. € gestiegen. Auf der Passivseite der Bilanz haben wir den Dotierungsbeitrag
für den Fonds nicht mehr als Rückstellung, sondern als Verbindlichkeit ausgewiesen.
Vor allem deshalb waren unsere kurzfristigen Rückstellungen um 7,4 Mrd. € rückläufig,
während sich die sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten um 4,2 Mrd. € erhöhten.
Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist um 2,8 Mrd. € auf 10,8 Mrd. € gestiegen. Sein
Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) lag mit 14,4% um 3,9 Prozentpunkte über
dem Vorjahresniveau, u.a. wegen der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer. Mitarbeiter1scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen Zusätzliches Personal wegen Akquisition von Belectric
Zum 30. Juni 2017 beschäftigte der RWE-Konzern 59.200 Mitarbeiter. Bei der Ermittlung
dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. In der ersten Jahreshälfte
sind per Saldo 548 Mitarbeiter hinzugekommen, davon 471 an unseren deutschen und 77
an unseren ausländischen Standorten. Ausschlaggebend dafür war, dass innogy Anfang
2017 den Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery übernommen hat.
Lässt man solche Konsolidierungseffekte außer Betracht, blieb unser Personalbestand
nahezu unverändert. Allerdings gab es Verlagerungen von Stellen zwischen den Segmenten.
Hintergrund ist, dass wir die RWE Group Business Services und die RWE Service (Position:
"Sonstige") auf eine RWE-Tochter verschmolzen und den Großteil ihrer Belegschaft in
operative Konzerngesellschaften überführt haben. PROGNOSEBERICHTErgebnisausblick für 2017scroll
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Siehe Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017, Seite 13 Prognose zum Konzernergebnis bekräftigt
Unser Ergebnisausblick für das laufende Geschäftsjahr, den wir im Geschäftsbericht
2016 veröffentlicht und in der Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017 bekräftigt
haben, hat auf Konzernebene Bestand: Wir erwarten weiterhin ein bereinigtes EBITDA
von 5,4 bis 5,7 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Die
Werte werden voraussichtlich am oberen Ende der Bandbreiten liegen. Wie bereits dargelegt,
hat die Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer keinen Einfluss auf sie. Auf Ebene der
Segmente sind allerdings Prognoseanpassungen erforderlich. Sie ergeben sich aus der
Aufteilung des Unternehmensbereichs "Konventionelle Stromerzeugung" in die Bereiche
"Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung". Außerdem haben sich die
Ertragsperspektiven in der Europäischen Stromerzeugung verbessert. Dem stehen Mehrbelastungen
in der Braunkohleverstromung gegenüber. Unser Ergebnisausblick für die Segmente lautet nun wie folgt:
Rückgang der Nettoschulden erwartet - Prognose zu Investitionen und Personalbestand bestätigtWegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer gehen wir nun davon aus, dass die
Nettoschulden Ende 2017 unter dem Vorjahreswert (22,7 Mrd. €) liegen werden. Bislang
waren wir von einem stabilen Schuldenstand ausgegangen. Unser Ausblick basiert auf
der Annahme, dass wir die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Rückstellungen
im weiteren Jahresverlauf nicht wesentlich nach unten anpassen müssen. Bei den Investitionen
erwarten wir nach wie vor eine Größenordnung von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Darin eingeschlossen
sind die Ausgaben für Finanzanlagen. Unverändert ist auch die Prognose zum Personalbestand:
Dieser dürfte etwas höher ausfallen als Ende 2016, was im Wesentlichen auf die Akquisition
von Belectric Solar & Battery zurückzuführen ist. ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENVeränderung der Risiko- und Chancensituation seit JahresbeginnIm Zuge der Restrukturierung des RWE-Konzerns im vergangenen Jahr haben wir auch unser
Risikomanagement neu organisiert. Seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 steuert die
innogy SE ihre Risiken und die ihrer Tochtergesellschaften nach eigenem Ermessen,
während die RWE AG für die Risiken der übrigen Konzernunternehmen zuständig bleibt.
Über den Aufbau und die Prozesse unseres Risikomanagements, die zuständigen Organisationseinheiten,
die wesentlichen Risiken und Chancen sowie unsere Maßnahmen zur Steuerung und Überwachung
von Risiken informieren wir ausführlich im Geschäftsbericht 2016 auf Seite 77 ff.
Aufgrund der Entwicklungen im laufenden Jahr ist diese Darstellung allerdings in einigen
Punkten zu aktualisieren:
Aktuelle RisikokennzahlenRisiken aus kurzfristigen Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche
Risiken steuern und überwachen wir u.a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk
(VaR). Der VaR gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition
mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet.
Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde;
für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass
der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschreitet. Im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading ist der VaR für Commodity-Positionen auf
40 Mio. € begrenzt. Von Januar bis Juni 2017 belief er sich auf durchschnittlich 12
Mio. €, gegenüber 24 Mio. € im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der höchste Tageswert
war 15 Mio. € (Vorjahr: 34 Mio. €). Mitte 2017 haben wir die Verantwortung für das
Management unseres Gasportfolios und unser Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG)
in einer neuen Organisationseinheit gebündelt. Der maximal zulässige VaR dieser Einheit
beträgt 12 Mio. €. Zu den wichtigsten Risikofaktoren im Finanzbereich zählt die Zinsentwicklung. Beispielsweise
können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im RWE-Bestand
sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das Kurswertrisiko
betrug im Halbjahresdurchschnitt 7 Mio. € bei den Kapitalanlagen der RWE AG und 4
Mio. € bei den Kapitalanlagen von innogy. Der noch auf den Gesamtkonzern bezogene
Vorjahreswert hatte bei 13 Mio. € gelegen. Mit dem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere
Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen
wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Bei der
RWE AG belief sich der Cash Flow at Risk im Mittel auf 1 Mio. € und bei innogy auf
8 Mio. € (Vorjahreswert für den RWE-Konzern: 7 Mio. €). 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 1 Mio.
€ und bei innogy 4 Mio. € (Vorjahreswert für den RWE-Konzern: 7 Mio. €). Im RWE-Wert
nicht berücksichtigt sind Aktienkursrisiken aus unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy. Der RWE-Konzern ist darüber hinaus Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt.
Das ergibt sich aus seiner internationalen Präsenz. Außerdem werden Energieträger
wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Der VaR für die Fremdwährungsposition lag
bei der RWE AG unter 1 Mio. €, bei innogy dagegen auf Höhe dieses Wertes. Der konzernbezogene
Vorjahreswert hatte 1 Mio. € unterschritten. VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETERWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen
für die Halbjahresfinanzberichterstattung der Konzernzwischenabschluss ein den tatsächlichen
Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns
vermittelt und im Konzernzwischenlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des
Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen
Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen
und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns im verbleibenden Geschäftsjahr
beschrieben sind. Essen, 10. August 2017 Der Vorstand scroll
KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktivascroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
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Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen i.H.v. 147 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 198
Mio. €) Veränderung des Eigenkapitalsscroll
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ANHANGRechnungslegungsmethodenDie RWE AG mit Sitz in Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns
("RWE" oder "Konzern"). Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2017 einschließlich weiterer Angaben in
den sonstigen Teilen dieses Halbjahresfinanzberichts wurde nach den International
Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt.
Er ist am 10. August 2017 zur Veröffentlichung freigegeben worden. Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum
30. Juni 2017 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 verkürzter
Berichtsumfang gewählt. Im Halbjahresfinanzbericht werden - mit Ausnahme der nachfolgend
beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016. Für weitere Informationen
verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2016, der die Basis für den vorliegenden
Halbjahresfinanzbericht darstellt. Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie wird ein Abzinsungsfaktor
von 0,6% (31.12.2016: 0,4%) und für bergbaubedingte Rückstellungen von 4,4% (31.12.2016:
4,4%) zugrunde gelegt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden
in Deutschland mit 2,0% und im Ausland mit 2,4% abgezinst (31.12.2016:1.8% bzw. 2.5%). Änderungen der RechnungslegungsvorschriftenDer International Accounting Standards Board (IASB) hat Änderungen bei bestehenden
International Financial Reporting Standards (IFRS) verabschiedet, die für den RWE-Konzern
vorbehaltlich einer Übernahme in EU-Recht ab dem Geschäftsjahr 2017 verpflichtend
anzuwenden sind:
Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss. Neue RechnungslegungsvorschriftenDer IASB hat weitere Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im
Geschäftsjahr 2017 noch nicht verpflichtend anzuwenden sind und deren erwartete Auswirkungen
bereits im Konzerngeschäftsbericht 2016 beschrieben wurden. Auf Basis des aktuellen
Stands der Implementierung ergeben sich folgende Aktualisierungen bzgl. der erwarteten
Auswirkungen: IFRS 9 "Finanzinstrumente"Für die Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten erwartet RWE insbesondere
Auswirkungen auf den Ausweis von Wertänderungen finanzieller Vermögenswerte, die zum
beizulegenden Zeitwert bewertet werden und nach IAS 39 in der Kategorie "Zur Veräußerung
verfügbare finanzielle Vermögenswerte" ausgewiesen werden. Für einen großen Teil dieser
Instrumente werden Schwankungen des beizulegenden Zeitwerts künftig innerhalb der
Gewinn- und Verlustrechnung und nicht länger im Other Comprehensive Income ausgewiesen.
Originäre Finanzinstrumente, die nach IAS 39 in der Kategorie "Kredite und Forderungen"
ausgewiesen sind, werden überwiegend auch nach IFRS 9 zu fortgeführten Anschaffungskosten
bewertet. IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden"RWE finalisiert derzeit die Überprüfung der Ergebnisse aus der Analyse von Verträgen
im Hinblick auf die Bilanzierung gemäß IFRS 15. Von den im Konzerngeschäftsbericht
2016 genannten erwarteten Auswirkungen, gehen wir für folgende Sachverhalte nicht
länger von einem signifikanten Effekt aus:
Im Vergleich zum Geschäftsbericht 2016 ergeben sich folgende Aktualisierungen und
zusätzliche Erkenntnisse der erwarteten Auswirkungen: Vertrieb von Energie an PrivathaushalteSofern bei Verträgen mit Privathaushalten eine einmonatige Kündigungsfrist seitens
des Kunden vereinbart wurde, beträgt die Vertragslaufzeit nach IFRS 15 nur einen Monat.
Für diese Verträge werden keine Auswirkungen auf die Erlösrealisierung erwartet. Prinzipal-Agent-BeziehungenIn Bezug auf regulatorische Gebühren, insbesondere im Bereich der erneuerbaren Energien,
wurden vereinzelte Sachverhalte identifiziert, in denen sich RWE nach IFRS 15, anders
als nach IAS 18, als Agent qualifiziert. Für Deutschland wird eine Verringerung der
Umsatzerlöse und des Materialaufwands der Netzsparte im Segment innogy um ca. 2,5
Mrd. € erwartet, da sich Leistungsprämien des Übertragungsnetzbetreibers im Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG)-Direktvermarktungsmodell nicht mehr als Umsatzerlöse qualifizieren. Eine Ergebniswirkung
resultiert hieraus nicht. RWE wird die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung
zum 1. Januar 2018 nutzen. KonsolidierungskreisIn den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und
ausländischen Tochterunternehmen, die die RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht.
Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche
gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Die folgenden Übersichten stellen dar, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der
vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen
und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben: Anzahl vollkonsolidierter Unternehmenscroll
Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmenscroll
Zudem werden sechs (31.12.2016: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten
abgebildet. UnternehmenserwerbeAnfang Januar 2017 erwarb die innogy SE 100% der Anteile an der Belectric Solar &
Battery GmbH (vormals: Belectric Solar & Battery Holding GmbH) und hat die Beherrschung
erlangt. Die Gesellschaft ist in den Geschäftsfeldern Operations-& Maintenance (O
& M) für Solarparks sowie der schlüsselfertigen Errichtung von Solarparks und Batteriespeichern
(EPC-Geschäft) tätig. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. In der folgenden Tabelle
sind die übernommenen Vermögenswerte und Schulden dargestellt: Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 81 Mio. € zum Umsatz und
-3 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Bilanzposten
scroll
Der vorläufige Kaufpreis beträgt 74 Mio. € und beinhaltet eine bedingte Zahlungsverpflichtung
in Höhe von 7 Mio. €. Die Verhandlungen des finalen Kaufpreises wurden zwischen den
beiden Vertragsparteien im zweiten Quartal 2017 aufgenommen, der Kaufpreis wurde aber
noch nicht final festgestellt. Ein abschließendes Ergebnis wird im dritten Quartal
2017 erwartet. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende
zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. VeräußerungenRWE Generation hat das gasgefeuerte Heizkraftwerk (HKW) Hamborn 5 mit Wirkung zum
31. Mai 2017 an thyssenkrupp Steel Europe (tkSE) veräußert. Das von tkSE gepachtete
und betriebene HKW ging somit auch rechtlich in das Eigentum des Unternehmens über.
Der Vermögenswert war im RWE Konzern dem Segment "Europäische Stromerzeugung" zugeordnet. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und VeräußerungsgruppenIm zweiten Quartal 2017 hat das Management die Veräußerung mehrerer Gesellschaften
beschlossen. Diese sind dem Segment "Braunkohle & Kernenergie" zugeordnet. Der Verkauf
wird voraussichtlich im Laufe des Jahres 2017 abgeschlossen. Zum 30. Juni 2017 wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Beteiligungen als
zur Veräußerung bestimmt in der Bilanz ausgewiesen. Zum Zeitpunkt der Klassifizierung als zur Veräußerung bestimmt wurden außerplanmäßige
Wertminderungen in Höhe von 301 Mio. € in den Abschreibungen erfasst. UmsatzerlöseErlöse aus Energiehandelsaktivitäten werden netto, d.h. mit der realisierten Rohmarge
als Umsatz ausgewiesen. Rückerstattung der KernbrennstoffsteuerDas Bundesverfassungsgericht hat RWE am 7. Juni 2017 schriftlich mitgeteilt, dass
die bis zum 31. Dezember 2016 erhobene Kernbrennstoffsteuer nicht mit den verfassungsrechtlichen
Regeln vereinbar war und rückwirkend nichtig ist. Die daraufhin bereits zum Bilanzstichtag
erfolgte Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer erhöhte
- nach Abzug des E.ON wirtschaftlich zuzurechnenden Anteils in Höhe von 100 Mio. €-
die flüssigen Mittel und das sonstige betriebliche Ergebnis jeweils um 1,7 Mrd. €.
Finanzerträge in Höhe von 254 Mio. € resultierten aus dem Verzinsungsanspruch für
die gezahlte Kernbrennstoffsteuer. Hierfür wurde eine sonstige Forderung in Höhe von
254 Mio. € erfasst, da eine Erstattung zum Bilanzstichtag noch nicht erfolgt ist. Aktienkursbasierte VergütungenIm Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 wurde über aktienkursbasierte Vergütungssysteme
für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen berichtet.
Im Rahmen des Long-Term Incentive Plan für Führungskräfte mit der Bezeichnung "Strategie
Performance Plan" (SPP) haben die RWE AG sowie die innogy SE im ersten Quartal 2017
jeweils eine weitere Tranche begeben. Wertberichtigungen und RückstellungenZum 1. Januar 2017 wurde das bisherige Segment "Konventionelle Stromerzeugung" in
die beiden neuen Segmente "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung"
aufgespalten. Dies hatte eine Aufteilung der bisherigen Zahlungsmittel generierenden
Einheit für den Kraftwerkspark zur Folge. Der aus diesem Anlass vorgenommene Werthaltigkeitstest
ergab für die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Braunkohle & Kernenergie"
eine Zuschreibung in Höhe von 401 Mio. € (erzielbarer Betrag: 1,4 Mrd. €). Gegenläufig
wurden in Höhe von 321 Mio. € in der neuen Zahlungsmittel generierenden Einheit "Europäische
Stromerzeugung" außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0
Mrd. €) und Rückstellungen für drohende Verluste gebildet. Die erzielbaren Beträge
wurden auf Basis der beizulegenden Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten ermittelt.
Hierbei wurden die gleichen Bewertungsmodelle und -parameter wie zum 31. Dezember
2016 angewendet. Rückstellungsinanspruchnahme, Verbindlichkeiten und Forderungen aus EntsorgungsfondsgesetzDurch das im Juni 2017 in Kraft getretene Entsorgungsfondsgesetz (EntsorgFondsG) stand
zum Bilanzstichtag der am 3. Juli 2017 an den Kernenergiefonds zu zahlende Dotierungsbetrag
fest. Daher wurde die hierfür erfasste Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich
in Höhe von 7,0 Mrd. € in Anspruch genommen und in Höhe von 7,8 Mrd. € eine sonstige
Verbindlichkeit gegenüber dem Kernenergiefonds erfasst. Der ausgewiesene Verpflichtungsbetrag
umfasst die Verpflichtungen aus Sicht der Kernkraftwerksbetreiber und schließt damit
die Minderheitsanteile von E.ON an den Kernkraftwerken Emsland, Gundremmingen A, B
und C sowie am Versuchsatomkraftwerk Kahl mit ein. Für den E.ON wirtschaftlich zurechenbaren
Dotierungsbetrag in Höhe von 1,0 Mrd. € wurden von E.ON zum Bilanzstichtag liquide
Mittel in Höhe von 0,2 Mrd. € bereitgestellt sowie eine sonstige Forderung gegenüber
E.ON in Höhe von 0,8 Mrd. € bilanziert. GewinnausschüttungDie Hauptversammlung der RWE AG hat am 27. April 2017 beschlossen, eine Dividende
für das Geschäftsjahr 2016 in Höhe von 0,13 € (Vorjahr: 0,13 €) je dividendenberechtigter
Vorzugsaktie auszuschütten. Die Ausschüttung betrug insgesamt 5 Mio. € (Vorjahr: 5
Mio. €). Für Stammaktien wurde - wie im Vorjahr - keine Dividende ausgeschüttet. FinanzverbindlichkeitenAm 5. April 2017 hat innogy ihre erste Standardanleihe platziert. Die Anleihe im Volumen
von 750 Mio. € und mit einer Laufzeit von acht Jahren wurde von der innogy Finance
B.V. unter der Garantie der innogy SE begeben. Bei einem jährlichen Kupon von 1,00%
und einem Ausgabekurs von 99,466% beträgt die Rendite 1,07% p.a. Am 13. Februar 2017 wurde eine Hybridanleihe über 250 Mio. CHF gekündigt und am 4.
April 2017 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren. Ergebnis je Aktiescroll
Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und PersonenAssoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen gelten im RWE-Konzern als nahestehende
Unternehmen. Die mit wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte führten
im ersten Halbjahr 2017 zu Erträgen in Höhe von 1.864 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 2.096
Mio. €) und Aufwendungen in Höhe von 1.665 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 1.604 Mio. €).
Zum 30. Juni 2017 betrugen die Forderungen 591 Mio. € (31.12.2016: 511 Mio. €) und
die Verbindlichkeiten 186 Mio. € (31.12.2016: 150 Mio. €). Alle Geschäfte sind zu
marktüblichen Konditionen abgeschlossen worden und unterscheiden sich grundsätzlich
nicht von den Liefer- und Leistungsbeziehungen mit anderen Unternehmen. Die sonstigen
Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.160 Mio. € (31.12.2016:1.203
Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden
Unternehmen oder Personen getätigt. Berichterstattung zu FinanzinstrumentenFinanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ
sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen
die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die
flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar"
sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen
Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen
die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten
bewerteten Verbindlichkeiten. Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die
in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten
Börsenkurs, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden.
Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich
auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme unter Berücksichtigung makroökonomischer
Entwicklungen und Unternehmensplandaten ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle
restlaufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen. Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS
39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert.
Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen
Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher
Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter
Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf
aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische
Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch
andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung
energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen
Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte
und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner
in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich
von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen
gibt es lediglich bei Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 18.733 Mio. €
(31.12.2016: 18.183 Mio. €). der beizulegende Zeitwert auf 21.276 Mio. € (31.12.2016:20.541
Mio. €). Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten
Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die
einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
Fair-Value-Hierarchiescroll
scroll
Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden
Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2017scroll
Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2016scroll
Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe
3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste
scroll
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge,
die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung
ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen
erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt.
Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/-10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes
um 3 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 3 Mio. € führen. Ereignisse nach dem BilanzstichtagIm Zeitraum vom 1. Juli 2017 bis zur Aufstellung des Konzernzwischenabschlusses am
10. August 2017 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten: GrundstücksverkaufEnde Juli 2017 wurde mit der Tritax Big Box REIT plc eine Vereinbarung über den Verkauf
eines Großteils des früheren Kraftwerksstandorts Littlebrook geschlossen. Die Transaktion
wird voraussichtlich noch im laufenden Jahr wirksam. Ein kleinerer Teil des Areals
wurde an den Übertragungsnetzbetreiber National Grid verkauft. Diese Transaktion wurde
bereits Anfang August abgeschlossen. Die Grundstücksveräußerungen führen zu einem
Euro-Gesamterlös im höheren zweistelligen Millionenbereich. Der ehemalige Kraftwerksstandort
ist im RWE-Konzern dem Segment "Europäische Stromerzeugung" zugeordnet. Kündigung HybridanleiheAm 9. Juni 2017 wurde eine im Juli 2012 begebene Hybridanleihe über 150 Mio. CHF gekündigt
und am 26. Juli 2017 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren.
Gemäß IFRS war sie vollständig als Fremdkapital klassifiziert. Verkauf WohnungsbaugesellschaftenMit Kaufvertrag vom 9. Februar 2017 hat die RWE Power AG ihren 50-prozentigen Anteil
an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier Gesellschaft mit
beschränkter Haftung und ihren 15-prozentigen Anteil an der GSG Wohnungsbau Braunkohle
GmbH an die Vivawest GmbH veräußert. Der Verkauf führt zu einem Euro-Gesamterlös im
mittleren zweistelligen Millionenbereich. Er stand zum Abschlussstichtag noch unter
dem Vorbehalt der Aufhebung des Gesetzes über Bergmannssiedlungen vom 10. März 1930.
Die Aufhebung des Gesetzes wurde am 24. Juli 2017 im Bundesgesetzblatt verkündet. Dotierung KernenergiefondsAm 3. Juli 2017 erfolgte eine Zahlung von 7,8 Mrd. € an den Kernenergiefonds (inklusive
des E.ON wirtschaftlich zurechenbaren Dotierungsbetrags in Höhe von 1 Mrd. €). Durch
die Zahlung entfällt die zum 30. Juni 2017 erfasste Verbindlichkeit gegenüber dem
Kernenergiefonds vollständig. Die zum Bilanzstichtag gegenüber E.ON gebildete sonstige
Forderung wurde zwischenzeitlich ebenfalls vollständig beglichen. BESCHEINIGUNG NACH PRÜFERISCHER DURCHSICHTAn die RWE Aktiengesellschaft, EssenWir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss - bestehend aus verkürzter Gewinn-
und Verlustrechnung, verkürzter Gesamtergebnisrechnung, verkürzter Bilanz, verkürzter
Kapitalflussrechnung, verkürzter Eigenkapitalveränderungsrechnung sowie ausgewählten
erläuternden Anhangangaben - und den Konzernzwischenlagebericht der RWE Aktiengesellschaft,
Essen, für den Zeitraum vom 1. Januar bis 30. Juni 2017, die Bestandteile des Halbjahresfinanzberichts
nach § 37w WpHG sind, einer prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung des
verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den IFRS für Zwischenberichterstattung,
wie sie in der EU anzuwenden sind, und des Konzernzwischenlageberichts nach den für
Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG liegt in der Verantwortung
des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, eine Bescheinigung zu dem verkürzten
Konzernzwischenabschluss und dem Konzernzwischenlagebericht auf der Grundlage unserer
prüferischen Durchsicht abzugeben. Wir haben die prüferische Durchsicht des verkürzten Konzernzwischenabschlusses und
des Konzernzwischenlageberichts unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer
(IDW) festgestellten deutschen Grundsätze für die prüferische Durchsicht von Abschlüssen
unter ergänzender Beachtung des International Standard on Review Engagements "Review
of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity"
(ISRE 2410) vorgenommen. Danach ist die prüferische Durchsicht so zu planen und durchzuführen,
dass wir bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicherheit ausschließen können,
dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung
mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und
der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit
den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt
worden sind. Eine prüferische Durchsicht beschränkt sich in erster Linie auf Befragungen
von Mitarbeitern der Gesellschaft und auf analytische Beurteilungen und bietet deshalb
nicht die durch eine Abschlussprüfung erreichbare Sicherheit. Da wir auftragsgemäß
keine Abschlussprüfung vorgenommen haben, können wir einen Bestätigungsvermerk nicht
erteilen. Auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht sind uns keine Sachverhalte bekannt
geworden, die uns zu der Annahme veranlassen, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss
in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung,
wie sie in der EU anzuwenden sind, oder dass der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen
Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren
Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind. Essen, den 11. August 2017 PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft scroll
FINANZKALENDER 2017/2018scroll
Der vorliegende Zwischenbericht ist am 14. August 2017 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft Huyssenallee 2 45128 Essen www.rwe.com |
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