 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2017
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Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf Seite 2 VORBEMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISENeue Segmentstruktur seit 1. Januar 2017Unsere Finanzberichterstattung für 2017 basiert auf einer neuen Segmentstruktur: Der
bisherige Bereich "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/Gas
Midstream" fortan als "Energiehandel". Dies ist eine reine Namensänderung, die keinen
Einfluss auf die inhaltliche Abgrenzung hat. Der Konzern gliedert sich damit in die folgenden vier Segmente auf:
Einzelne segmentübergreifende Aktivitäten weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung"
aus. Derzeit ist hier vor allem die Konzernholding RWE AG erfasst. Darüber hinaus
enthält die Position unseren 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber
Amprion. Terminologische ÄnderungenIm 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. Wir berücksichtigen damit, dass wesentliche Sondersachverhalte
aus diesen Kennzahlen herausgerechnet und ins neutrale Ergebnis überführt werden.
Mit der sprachlichen Anpassung gehen keine inhaltlichen Veränderungen einher. Neue Definition des Free Cash FlowSeit der Berichterstattung über das erste Halbjahr 2017 verwenden wir eine neue Definition
des Free Cash Flow, die unsere Investitionstätigkeit umfänglicher widerspiegelt. Vorher
entsprach der Free Cash Flow dem Mittelzufluss 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 AussagenDie vorliegende Zwischenmitteilung enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung
des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen
Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie
auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses
Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen
oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten
Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumVerkauf des ehemaligen Kraftwerksstandorts Littlebrook abgeschlossenMitte September haben wir den früheren Kraftwerksstandort Littlebrook an den britischen
Immobilieninvestor Tritax Big Box REIT plc verkauft. Die Transaktion wurde wirksam,
nachdem die Umweltgenehmigung auf den neuen Eigentümer übergegangen war. Einen kleinen
Teil des Areals hatten wir bereits Anfang August an den Übertragungsnetzbetreiber
National Grid verkauft. Die Grundstücksveräußerungen führten 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. innogy erhält Förderzusage für Offshore-Windpark Triton Knoll und wird Alleineigentümerin des ProjektsMitte August hat unsere Tochtergesellschaft innogy vom britischen Ministerium für
Wirtschaft, Energie und Industriestrategie den Förderzuschlag für das Offshore-Windkraft-Projekt
Triton Knoll erhalten. Die Entscheidung fiel per Auktionsverfahren. Im Rahmen des
Projekts sollen vor der englischen Ostküste Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung
von ca. 860 MW entstehen. Das Investitionsvolumen wird auf 2 Mrd. £ veranschlagt.
Für die Stromeinspeisung des Windparks ins Netz garantiert der Staat eine Vergütung
von 74,75 £/MWh. Der Förderzeitraum beträgt 15 Jahre. Neben innogy war bis vor kurzem
auch Statkraft an Triton Knoll beteiligt. Im Oktober 2017 hat der norwegische Energieversorger
seinen 50 %-Anteil an unsere Tochter verkauft, die nun alleinige Projekteigentümerin
ist. Der Standort von Triton Knoll zeichnet sich durch gute Windbedingungen und moderate
Wassertiefen aus. Für den Windpark liegen bereits alle erforderlichen Genehmigungen
vor. Mitte 2018 soll die finale Investitionsentscheidung getroffen werden. Nach aktueller
Planung könnte im Jahr 2021 mit der Inbetriebnahme des Windparks begonnen werden. In Großbritannien werden die erneuerbaren Energien seit April 2015 über einen als
"Contract for Difference" (CfD) bezeichneten Mechanismus gefördert. Liegt der Preis,
den die Anlagenbetreiber am Großhandelsmarkt erzielen, unter einer garantierten Vergütung,
wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen sie Zahlungen leisten.
Bei der Auswahl der zu fördernden Projekte wird folgendermaßen vorgegangen: Ist der
für eine bestimmte Erzeugungstechnologie vorgesehene Fördertopf groß genug, erhalten
alle Bewerber einen CfD-Vertrag. Reicht der jeweilige Topf nicht aus, wird per Auktion
entschieden, wer zum Zuge kommt. Wesentliche Ereignisse, die bereits im Zeitraum von Januar bis Anfang August 2017
eingetreten sind, haben wir im Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017 auf den
Seiten 7 bis 11 dargestellt. Nach Ablauf des Berichtszeitraumsinnogy und SSE vereinbaren Zusammenlegung von britischem VertriebsgeschäftAnfang November haben sich innogy und der britische Energieversorger SSE darauf verständigt,
durch Zusammenlegung von Endkundengeschäft ein großes, eigenständiges Vertriebsunternehmen
in Großbritannien zu schaffen. innogy wird ihren gesamten britischen Vertrieb in die
neue Gesellschaft einbringen. SSE steuert ihr Privatkundengeschäft und ihre Aktivitäten
auf dem Gebiet der Energielösungen bei, während der Vertrieb mit Geschäftskunden und
das Irland-Geschäft bei SSE verbleiben. Die fusionierte Vertriebsgesellschaft soll
im Premium-Segment der Londoner Börse notieren. innogy plant, eine Minderheitsbeteiligung
von 34,4 % an dem Unternehmen zu halten, während SSE ihren Anteil von 65,6 % im Wege
der Abspaltung an die eigenen Aktionäre weitergeben will. Die Transaktion bedarf noch
der Zustimmung des Aufsichtsrats von innogy, der Aktionäre von SSE sowie der Wettbewerbs-
und Regulierungsbehörden. Inklusive Börsengang wird sie voraussichtlich im vierten
Quartal 2018 oder im ersten Quartal 2019 abgeschlossen. Bis dahin werden innogy und
SSE ihre Vertriebsaktivitäten vollkommen unabhängig voneinander fortführen. Hintergrund der Transaktion sind die schwierigen Rahmenbedingungen im britischen Energievertrieb,
der durch extrem hohen Wettbewerbsdruck und fortgesetzte politische Eingriffe zulasten
der Unternehmen geprägt ist (siehe unten). In diesem herausfordernden Umfeld bieten
sich durch die Schaffung eines großen, unabhängigen Vertriebsunternehmens zusätzliche
Chancen, um die Kunden durch attraktive Angebote und guten Service zu überzeugen.
innogys britisches Erneuerbare-Energien-Geschäft bleibt von der Transaktion unberührt.
Auf diesem Gebiet plant unsere Tochter weiteres Wachstum, insbesondere durch Investitionen
in Windkraftprojekte. Ausbauen will sie auch ihre britischen Aktivitäten auf dem Gebiet
der Elektromobilität. Großbritannien will Energiepreisdeckelung ausweitenDie britische Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) hat
Anfang Oktober weitere Eingriffe zur Deckelung der Energiepreise angekündigt. Aktuell
gibt es eine solche Preiskappung nur bei Haushalten mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung
per Geldkarte ermöglichen. Ofgem will nun auch Standardtarif-Kunden einbeziehen, die
eine Ermäßigung für Einkommensschwache - den sogenannten "Warm Home Discount" - erhalten.
Damit werden ab Februar 2018 weitere eine Million Haushalte unter die staatliche Preisdeckelung
fallen. Die Obergrenze soll zweimal im Jahr überprüft und gegebenenfalls angepasst
werden. Die Ausweitung des Preisschutzes ist als Übergangsregelung gedacht; Ofgem
will sie spätestens zum Ende des Jahres 2019 wieder abschaffen. Ebenfalls im Oktober hat das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie
einen Gesetzentwurf zur Einführung einer Preisobergrenze für alle Privatkunden mit
Standardtarifen vorgelegt. Ausgenommen sind Kunden mit Ökostrom- oder Vorauszahlungstarifen.
Wie die Regelung im Detail ausgestaltet wird, ist noch offen. Alle zu ihrer Umsetzung
notwendigen Gesetzgebungs- und Genehmigungsschritte sollen bis Ende 2018 abgeschlossen
sein. Ebenso wie der von Ofgem angekündigte Eingriff handelt es sich um eine temporäre
Maßnahme. Sie ist bis Ende 2020 befristet. Allerdings behält sich die Politik vor,
die Preisobergrenze um bis zu drei Jahre zu verlängern. Volumen der ausstehenden RWE-Hybridanleihen durch Tilgungen und Rückkäufe auf 1,9 Mrd. € gesenktAm 12. Oktober 2017 haben wir eine Hybridanleihe über 1 Mrd. US$ zum frühestmöglichen
Termin zurückgezahlt. Die Anleihe war 2012 in zwei Tranchen über jeweils 500 Mio.
US$ begeben worden und hatte einen Kupon von 7 %. Spätestens 2072 wäre sie fällig
geworden. Nach Hybridanleihen über 250 Mio. CHF bzw. 150 Mio. CHF ist sie die dritte,
die wir 2017 abgelöst haben. Zusätzlich zu den Tilgungen haben wir am 10. Oktober
Hybridanleihen mit einem nominalen Gesamtwert von umgerechnet 585 Mio. € zurückgekauft. Davon entfielen 161 Mio. € auf unsere Anleihe über 700 Mio. € (Kupon: 2,75 %/erster
Kündigungstermin: 2020), 268 Mio. € auf die Anleihe über 550 Mio. € (3,5 %/2025) und
183 Mio. US$ auf die Anleihe über 500 Mio. US$ (6,625 %/2026). Vorausgegangen war
am 26. September ein öffentliches Rückkaufangebot mit einem Zielvolumen von 550 Mio.
€. Nur von unserer Hybridanleihe über 750 Mio. £ (7 %/2019) haben wir keine Stücke
zurückerworben. Die Auswahl der Papiere richtete sich u. a. nach Renditeaspekten.
Durch die diesjährigen Kündigungen und den Rückkauf hat sich der nominale Gesamtwert
unserer ausstehenden Hybridanleihen von umgerechnet 3,9 Mrd. € (Ende 2016) auf 1,9
Mrd. € (Ende Oktober 2017) verringert. innogy sichert sich eigene syndizierte Kreditlinie und begibt "grüne" UnternehmensanleiheVon einem internationalen Bankenkonsortium hat sich innogy eine Kreditlinie über 2
Mrd. € einräumen lassen. Dies wurde am 6. Oktober vertraglich vereinbart. Damit ist
die Finanzierung unserer Tochtergesellschaft nun gänzlich unabhängig von der RWE AG.
Die Kreditlinie dient als Liquiditätsreserve. Ihre Laufzeit reicht bis Oktober 2022,
kann aber zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Darüber hinaus ist eine Aufstockung
des Kreditrahmens um 1 Mrd. € möglich. Mit Abschluss der neuen Kreditlinie hat innogy
ihre Beteiligung an der bestehenden syndizierten Kreditlinie der RWE AG gekündigt.
Diese hatte ein Volumen von 4 Mrd. €, von denen 1,5 Mrd. € im Innenverhältnis auf
innogy übertragen worden waren. Nach der Kündigung seitens innogy wurde die Kreditlinie
der RWE AG im Oktober auf 3 Mrd. € abgesenkt. Sie läuft noch bis März 2021. Ebenfalls im Oktober hat innogy ihre erste "grüne" Anleihe begeben. Die Papiere im
nominalen Gesamtwert von 850 Mio. € haben eine zehnjährige Laufzeit und einen Kupon
von 1,25 %. Grüne Anleihen sind zweckgebundene Finanzierungsinstrumente, deren Emissionserlöse
ausschließlich für Umwelt- und Sozialprojekte eingesetzt werden dürfen. innogy wird
die vereinnahmten Mittel zur Refinanzierung von Windparks in Deutschland, Großbritannien
und den Niederlanden nutzen. Die Anlagen sind bereits im Bau oder im Betrieb. Neue niederländische Regierung strebt Kohleausstieg bis 2030 anNach mehr als 200 Verhandlungstagen hat die neue niederländische Regierung Mitte Oktober ihren Koalitionsvertrag geschlossen. Darin sprechen sich die beteiligten Parteien für drastische Schritte zur Minderung der Treibhausgasemissionen aus. Unter anderem soll das Land bis 2030 komplett aus der Kohleverstromung aussteigen. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb, darunter zwei von RWE. Darüber hinaus will die Regierung den Kohlendioxidausstoß durch Einführung eines nationalen CO2 -Mindest-preises verteuern. Mit diesen und weiteren Maßnahmen sollen die Treibhausgasemissionen des Landes bis 2030 um 49 % gegenüber dem Stand von 1990 gesenkt werden. Bei der staatlichen Förderung der Mitverbrennung von Biomasse tritt die Regierung allerdings auf die Bremse: Ab 2024 sollen keine Mittel mehr dafür bereitgestellt werden. Bereits gegebene Förderzusagen wie die an RWE sind davon aber voraussichtlich nicht betroffen. Noch ist nicht absehbar, welche Auswirkungen der Koalitionsvertrag auf die Energieversorger haben wird. Das hängt maßgeblich davon ab, wie das Klimaschutzpaket im Detail ausgestaltet wird. Die Regierung strebt dazu einen breiten Dialog unter Beteiligung der betroffenen Unternehmen an. Die Maßnahmen sollen dann in einem neuen nationalen Klima- und Energieabkommen festgeschrieben werden. In den Niederlanden war am 15. März 2017 ein neues Parlament gewählt worden. Dabei
erhielt die rechtsliberale Volkspartei für Freiheit und Demokratie (VVD) unter Ministerpräsident
Mark Rutte die meisten Stimmen. Um eine Mehrheit im Parlament zu sichern, ist Rutte
allerdings auf Partner angewiesen. Neben der VVD beteiligen sich die Christdemokraten
(CDA), die Christenunion (CU) und die grünliberale D66 an der neuen Regierungskoalition. EU-Gremien einigen sich auf Reform des europäischen EmissionshandelsVertreter der EU-Kommission, des EU-Parlaments und des Ministerrats haben sich Anfang November in einem Trilog-Gespräch über die künftige Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) verständigt. Ziel der Reform ist es, das System auf die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 auszurichten. Die dem ETS unterliegenden Sektoren sollen ihre Emissionen bis 2030 um 43 % gegenüber 2005 reduzieren. Die Trilog-Parteien wollen deshalb die Zahl der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate während der vierten Handelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2 % senken. Aktuell liegt der Reduktionsfaktor bei 1,74 %. Die ETS-Reform zielt außerdem darauf ab, dass die hohen Überschussmengen der aktuell am Markt verfügbaren Emissionsberechtigungen abgebaut werden. Verglichen mit der aktuellen Rechtslage sollen deshalb wesentlich mehr überschüssige Zertifikate in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden können. Die MSR war 2015 von der EU beschlossen worden und wird ab 2019 zum Einsatz kommen, um eine flexiblere Steuerung des Angebots an Emissionsrechten zu ermöglichen. Im Trilog hat man sich darauf verständigt, dass von 2019 bis 2023 pro Jahr ein Anteil von bis zu 24 % der Marktzuteilungsmenge einbehalten und in die MSR überführt werden kann. Außerdem sollen Zertifikate, die in der MSR geparkt sind, ab dem Jahr 2023 gelöscht werden können, soweit sie die Auktionsmenge des Vorjahres übersteigen. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale emissionsmindernde Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren. Parlament und Rat müssen dem im Trilog gefundenen Kompromiss jetzt noch formal zustimmen. Spätestens Anfang 2018 dürfte das Gesetzgebungsverfahren abgeschlossen sein. GESCHÄFTSENTWICKLUNGAußenumsatz 2 % unter VorjahrDer RWE-Konzern hat in den ersten drei Quartalen des laufenden Geschäftsjahres einen
Außenumsatz von 32.385 Mio. € erwirtschaftet. In dieser Zahl sind die Erdgas- und
die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum verzeichneten wir einen
Rückgang um 2 %. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom hat sich um 4 % auf 23.209 Mio.
€ verringert. Wettbewerbsbedingte Absatzeinbußen im britischen und niederländischen
Vertriebsgeschäft von innogy gaben dafür den Ausschlag. Unsere Gaserlöse lagen dagegen
mit 6.953 Mio. € etwa auf Vorjahreshöhe. Die Umsatzentwicklung war auch durch Wechselkursänderungen
beeinflusst. Das Pfund Sterling, unsere wichtigste Auslandswährung, hat sich gegenüber
dem Euro von durchschnittlich 1,24 € auf 1,15 € verbilligt. Die in Großbritannien
erzielten Erlöse fielen deshalb nach der Umrechnung in Euro niedriger aus. scroll
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Bereinigtes EBITDA 9 % höher als 2016Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern
und Abschreibungen) von 4.175 Mio. €. Der Vorjahreswert konnte damit um 9 % 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 einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
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Das bereinigte EBIT lag bei 2.667 Mio. € und damit 26 % 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). scroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte
erfassen, hat sich um 1.236 Mio. € auf 883 Mio. € verbessert. Seine Einzelpositionen
entwickelten sich wie folgt:
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Unser Finanzergebnis hat sich um 952 Mio. € auf -425 Mio. € verbessert. Im Einzelnen
ergaben sich hier folgende Veränderungen:
Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 2.739 Mio. € auf 3.125 Mio. € erhöht. Unsere
Steuerquote lag bei 21 % und damit unter dem (theoretischen) Normalwert von 32,5 %.
Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass wir 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 das
im laufenden Geschäftsjahr aber doch der Fall. Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 2.455 Mio. € (Vorjahr: 258 Mio. €). Die
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 11 Mio. € auf 200 Mio. € gesunken,
obwohl sich der Anteil der innogy-Aktien in Fremdbesitz durch den Börsengang im Oktober
2016 von null auf 23,2 % erhöht hat. Die erwähnten Wertberichtigungen bei Matra in
Ungarn und im britischen Vertriebsgeschäft von innogy spielten dabei eine wesentliche
Rolle. scroll
Die Ergebnisanteile unserer Hybridkapitalgeber waren mit 36 Mio. € ebenso hoch wir
vor einem Jahr. Sie entfielen ausschließlich auf unsere Hybridanleihe über 750 Mio.
£. Diese ist gemäß IFRS wegen ihrer theoretisch unbegrenzten Laufzeit dem Eigenkapital
zuzuordnen. Bei den übrigen Hybridanleihen von RWE, die zum Fremdkapital zählen, werden
die Kosten im Finanzergebnis erfasst. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2016 stark verbessertes
Nettoergebnis von 2.219 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €). Bei 614,7 Millionen ausstehenden
RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 3,61 € (Vorjahr: 0,02 €). scroll
Bereinigtes Nettoergebnis: Deutlicher Anstieg auf 876 Mio. €Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 876 Mio. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet
es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis sowie wesentliche Sondersachverhalte
im Finanzergebnis, in den Ertragsteuern und in den Ergebnisanteilen anderer Gesellschafter
herausgerechnet werden. Beispielsweise enthält das bereinigte Nettoergebnis keine
Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Gegenüber dem Vorjahreswert
(227 Mio. €) hat es sich deutlich erhöht. Hier machte sich die Verbesserung beim operativen
Ergebnis und beim Finanzergebnis bemerkbar, während von den Ertragsteuern und den
Ergebnisanteilen anderer Gesellschafter gegenläufige Wirkungen ausgingen. scroll
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Investitionen um 13 % höher als 2016In den ersten drei Quartalen hat der RWE-Konzern 1.516 Mio. € investiert, 13 % mehr
als im Vorjahreszeitraum. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte wurden 1.263
Mio. € eingesetzt. Gegenüber 2016 ist das ein Plus von 7 %, das u. a. auf Maßnahmen
zur Modernisierung unseres britischen Kraftwerksparks zurückzuführen ist. Außerdem
hat innogy verstärkt in die IT-Infrastruktur investiert. Die Ausgaben für Finanzanlagen
haben sich um 53 % auf 253 Mio. € erhöht. In der Berichtsperiode entfielen sie im
Wesentlichen auf innogy. Größte Einzeltransaktion der Gesellschaft war der Erwerb
des Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery, den wir im Zwischenbericht
über das erste Halbjahr 2017 auf Seite 9 erläutert haben. scroll
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Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Investitionen/Desinvestitionen. Operativer Cash Flow: Deutlicher Rückgang wegen Dotierung des KernenergiefondsDer Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit hat sich um 3.519 Mio. € auf -2.911
Mio. € verringert. Den Ausschlag dafür gab, dass wir zum 3. Juli 2017 einen Betrag
von ca. 7 Mrd. € auf die Konten des Kernenergiefonds bei der Deutschen Bundesbank
überwiesen haben. Mit der Zahlung ist die finanzielle Verantwortung für die Zwischen-
und Endlagerung radioaktiver Abfälle auf den Bund übergegangen (siehe Zwischenbericht
über das erste Halbjahr 2017, Seite 7). Positiven Einfluss auf den operativen Cash
Flow hatte die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1,7 Mrd. €. Außerdem
sind Liquiditätsbelastungen aus dem Vorjahr weggefallen, die sich in Veränderungen
des Nettoumlaufvermögens widergespiegelt hatten. Diese Belastungen resultierten u.
a. daraus, dass wir umfangreiche Sicherheitsleistungen für Termingeschäfte erbringen
mussten. Die Investitionstätigkeit führte zu einem Cash Flow von 4.328 Mio. € (Vorjahr: -936
Mio. €). Hintergrund war, dass wir kurzfristige Wertpapiere und Geldanlagen liquidiert
haben, um die Dotierung des Kernenergiefonds zu finanzieren. Gegenläufig wirkten unsere
Ausgaben für Sach- und Finanzanlageinvestitionen. Außerdem stockten wir die Kapitaldeckung
für unsere Pensionszusagen auf, indem wir 132 Mio. € auf Treuhänder bzw. Einrichtungen
zur betrieblichen Altersversorgung übertrugen. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit lag bei -527 Mio. € (Vorjahr: 756 Mio.
€). Der Aufnahme von Finanzschulden standen Tilgungen in ähnlicher Höhe gegenüber.
Durch Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an
Hybridkapitalgeber sind in Summe 587 Mio. € abgeflossen; davon entfielen 206 Mio.
€ auf die Dividendenzahlung von innogy an ihre Minderheitsaktionäre. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 895 Mio. € erhöht. Der hohe Mittelabfluss durch die Dotierung des Kernenergiefonds prägte auch die Entwicklung
beim Free Cash Flow. Dieser betrug -3.951 Mio. €, gegenüber 3 Mio. € im Vorjahreszeitraum.
Wie auf Seite 2 erläutert, haben wir die Definition des Free Cash Flow geändert: Erstmals
erfassen wir darin auch die Ausgaben für Finanzanlagen und die Einnahmen aus Desinvestitionen.
Die Vorjahreszahl wurde entsprechend angepasst. scroll
Rückgang der Nettoschulden auf 19,5 Mrd. €Unsere Nettoschulden lagen zum 30. September 2017 bei 19,5 Mrd. € und damit deutlich
unter dem Stand zum Jahresende 2016 (22,7 Mrd. €). Gründe dafür waren positive Effekte
im operativen Cash Flow, die sich u. a. aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer
ergaben. Der Liquiditätsabfluss aus der Dotierung des Kernenergiefonds hatte keinen
Einfluss auf die Nettoschulden, da sich unsere Kernenergierückstellungen in entsprechender
Höhe verringert haben. Gesunken sind auch die Pensionsrückstellungen, und zwar um
1,0 Mrd. €. Hintergrund ist, dass sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil
unserer Pensionsverpflichtungen abdecken, aufgrund positiver Marktentwicklungen erhöht
hat. Außerdem haben wir die Diskontierungssätze für die Barwertermittlung bei den
deutschen Pensionsverpflichtungen angehoben. Die neuen Sätze belaufen sich im Konzerndurchschnitt
auf 2,0 %, gegenüber 1,8 % im Jahresabschluss 2016. Sie spiegeln die jüngste Marktzinsentwicklung
wider. Neben den genannten Faktoren trugen auch Desinvestitionen zum Schuldenrückgang
bei, während die Investitionstätigkeit und unsere Ausschüttungen gegenläufig wirkten. PROGNOSE 2017Prognose für 2017 bekräftigtUnser Ergebnisausblick für das laufende Geschäftsjahr entspricht dem Stand vom August
2017 (siehe Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017, Seite 26 f.). Wir erwarten
weiterhin ein bereinigtes EBITDA von 5,4 bis 5,7 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis
von 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Voraussichtlich werden wir Werte am oberen Ende der genannten
Bandbreiten erreichen. Die Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer hat keinen Einfluss
auf die beiden Kennzahlen. Unser Ergebnisausblick für den RWE-Konzern und die Segmente
ist in der Tabelle unten zusammengefasst. scroll
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Siehe Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017, Seite 26 Bekräftigen können wir auch die Prognosen zur Entwicklung der Nettoschulden, der Investitionen
und des Personalbestands. Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer gehen
wir davon aus, dass die Nettoschulden Ende 2017 unter dem Vorjahreswert (22,7 Mrd.
€) liegen werden. Dabei unterstellen wir, dass die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung
der Rückstellungen bis Ende Dezember nicht wesentlich nach unten angepasst werden
müssen. Bei den Investitionen erwarten wir inklusive der Ausgaben für Finanzanlagen
eine Größenordnung von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Der Personalbestand dürfte etwas höher
ausfallen als Ende 2016, vor allem wegen der Akquisition von Belectric Solar & Battery. KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktivascroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
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Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 132 Mio. € (Vorjahreszeitraum:
193 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. September 2017 einschließlich weiterer Angaben
in den sonstigen Teilen dieser Zwischenmitteilung wurde nach den International Financial
Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt. Er ist
am 10. November 2017 zur Veröffentlichung freigegeben worden. Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum
30. September 2017 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 verkürzter
Berichtsumfang gewählt. In der Konzernzwischenmitteilung 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 die vorliegende Konzernzwischenmitteilung 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 2,5 % 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 bezüglich 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. Bezogen auf die 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 bezüglich 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 d Umsätze in der Netzsparte im Segment innogy um ca. 2,5 Mrd.: erwartet, da Leistungsprämien des Übertragungsnetzbetreibers im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)-Direktvermarktungsmode nicht mehr als Umsatzerlöse qualifiziert werden. 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. scroll
Zudem werden sechs (31.12.2016: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten
abgebildet. 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: scroll
UnternehmenserwerbeBelectricAnfang 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 in der folgenden
Tabelle zusammen mit den übernommenen Vermögenswerten und Schulden dargestellt: scroll
Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 147 Mio. € zum Umsatz und
-7 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Der vorläufige Kaufpreis betrug 74 Mio. € und beinhaltete eine bedingte Zahlungsverpflichtung
in Höhe von 7 Mio. €. Die Verhandlungen des finalen Kaufpreises wurden zwischen den
beiden Vertragsparteien im zweiten Quartal 2017 aufgenommen. Mit Bestätigung des finalen
Kaufpreises wurde am 20. Oktober 2017 ein abschließendes Ergebnis erzielt. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen-
und Synergieeffekte zurückzuführen. VeräußerungenHeizkraftwerk Hamborn 5RWE 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. 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. Zum 30. Juni 2017 stand der Verkauf noch unter
dem Vorbehalt der Aufhebung des Gesetzes über Bergmannssiedlungen vom 10. März 1930.
Daher wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Gesellschaft als zur Veräußerung
bestimmt in der Bilanz ausgewiesen. Die Aufhebung des Gesetzes wurde am 24. Juli 2017
im Bundesgesetzblatt verkündet, wodurch die Transaktion wirksam wurde. Der Verkauf
führte zu einem Euro-Gesamterlös im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Die
Beteiligungen waren dem Segment "Braunkohle & Kernenergie" zugeordnet. GrundstückeEnde Juli 2017 wurde mit der Tritax Big Box REIT plc eine Vereinbarung über den Verkauf
eines Großteils des früheren Kraftwerksstandorts Littlebrook geschlossen. Die Transaktion
wurde Mitte September 2017 wirksam. Ein kleinerer Teil des Areals wurde an den Übertragungsnetzbetreiber
National Grid verkauft. Diese Transaktion wurde bereits Anfang August abgeschlossen.
Die Grundstücksveräußerungen führten zu einem Euro-Gesamterlös im höheren zweistelligen
Millionenbereich. Der ehemalige Kraftwerksstandort ist im RWE-Konzern dem Segment
"Europäische Stromerzeugung" zugeordnet. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und VeräußerungsgruppenIm zweiten Quartal 2017 hat das Management die Veräußerung der ungarischen Gesellschaft
Mátra beschlossen. Diese ist dem Segment "Braunkohle & Kernenergie" zugeordnet. Der
Verkauf wird voraussichtlich im Laufe des ersten Halbjahres 2018 abgeschlossen. Zum 30. September 2017 wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Gesellschaft
als zur Veräußerung bestimmt in der Bilanz ausgewiesen. Es wurden außerplanmäßige Wertminderungen in Höhe von 303 Mio. € in den Abschreibungen
und sonstigen betrieblichen Aufwendungen 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 erfolgte Rückzahlung
der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer erhöhte - nach Abzug des E.ON
wirtschaftlich zurechenbaren Anteils in Höhe von 100 Mio. € - die flüssigen Mittel
und das sonstige betriebliche Ergebnis jeweils um 1,7 Mrd. €. Finanzerträge in Höhe
von 257 Mio. € resultierten aus dem Verzinsungsanspruch für die gezahlte Kernbrennstoffsteuer.
Durch die bis zum Bilanzstichtag erfolgte Zinserstattung entfällt die zum 30. Juni
2017 ausgewiesene sonstige Forderung. 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 "Strategic
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. Im Rahmen des jährlich durchgeführten Impairment-Tests führten verschlechterte kommerzielle
Annahmen und erschwerte regulatorische Rahmenbedingungen zu einer Wertberichtigung
des Geschäfts- oder Firmenwertes der Zahlungsmittel generierenden Einheit "Vertrieb
Großbritannien" im Segment innogy. Es wurde eine außerplanmäßige Abschreibung in Höhe
von 480 Mio. € vorgenommen (erzielbarer Betrag: 1,5 Mrd. €). Die beabsichtigte Zusammenführung
der Vertriebsaktivitäten von innogy und SSE in Großbritannien führte zu keiner abweichenden
Einschätzung des Impairments. Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten
wurde mittels eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cash Flow-Planungen
sowie eines Diskontierungszinssatzes nach Steuern von 5,50 % (im Vorjahr: 4,75 %)
ermittelt. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten
beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Rückstellungsinanspruchnahme, Verbindlichkeiten, Forderungen und Zahlungsmittelabfluss aus EntsorgungsfondsgesetzGemäß dem im Juni 2017 in Kraft getretenen Entsorgungsfondsgesetz (EntsorgFondsG)
betrug der RWE Anteil am Dotierungsbetrag des Kernenergiefonds 6,8 Mrd. €. Die hierfür
erfasste Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich wurde im zweiten Quartal
2017 in Anspruch genommen und in Höhe von 7,8 Mrd. € eine sonstige Verbindlichkeit
gegenüber dem Kernenergiefonds erfasst. Der zum 30. Juni 2017 ausgewiesene Verpflichtungsbetrag
umfasste die Verpflichtungen aus Sicht der Kernkraftwerksbetreiber und schloss 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 30. Juni 2017 liquide
Mittel in Höhe von 0,2 Mrd. € bereitgestellt sowie eine sonstige Forderung gegenüber
E.ON in Höhe von 0,8 Mrd. € bilanziert. Am 3. Juli 2017 erfolgte eine Zahlung von
7,8 Mrd. € an den Kernenergiefonds (inklusive des E.ON wirtschaftlich zurechenbaren
Dotierungsbetrags in Höhe von 1,0 Mrd. €). Durch die Zahlung entfällt die Verbindlichkeit
gegenüber dem Kernenergiefonds vollständig. Die gegenüber E.ON gebildete sonstige
Forderung wurde zwischenzeitlich ebenfalls vollständig beglichen. 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 und 9. Juni 2017 wurde jeweils eine Hybridanleihe über 250 Mio.
CHF sowie über 150 Mio. CHF gekündigt und am 4. April 2017 bzw. am 26. Juli 2017 zurückgezahlt,
ohne diese 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
in den ersten drei Quartalen 2017 zu Erträgen in Höhe von 2.848 Mio. € (Vorjahreszeitraum:
3.115 Mio. €) und Aufwendungen in Höhe von 2.302 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 2.321
Mio. €). Zum 30. September 2017 betrugen die Forderungen 447 Mio. € (31.12.2016: 511
Mio. €) und die Verbindlichkeiten 199 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 1.125 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 18.159 Mio. €
(31.12.2016: 18.183 Mio. €), der beizulegende Zeitwert auf 20.625 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:
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Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden
Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: scroll
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Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe
3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: scroll
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge,
die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung
ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen
erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt.
Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/- 10 % würde zu einem Anstieg des Marktwertes
um 5 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 5 Mio. € führen. Ereignisse nach dem BilanzstichtagIm Zeitraum vom 1. Oktober 2017 bis zur Aufstellung des Konzernzwischenabschlusses
am 10. November 2017 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten: Rückkaufangebot HybridanleihenNach Beendigung des im Rahmen eines öffentlichen Tenderverfahrens durchgeführten Hybridanleihen-Rückkaufprogramms
am 5. Oktober 2017 hat die RWE AG zum 10. Oktober 2017 einen Teilbetrag von 585 Mio.
€ der ausstehenden Hybridanleihen zurückgekauft. Der Teilrückkauf wurde final wie
folgt allokiert:
Kündigung HybridanleiheAm 29. August 2017 wurde eine im Oktober 2012 begebene Hybridanleihe über insgesamt
1.000 Mio. US$ gekündigt und am 12. Oktober 2017 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem
Hybridkapital zu refinanzieren. Gemäß IFRS war sie vollständig als Fremdkapital klassifiziert. Platzierung StandardanleiheAm 12. Oktober 2017 hat innogy eine weitere Standardanleihe platziert. Die Anleihe
im Volumen von 850 Mio. € und mit einer Laufzeit von zehn Jahren wurde von der innogy
Finance B.V. unter der Garantie der innogy SE begeben. Bei einem jährlichen Kupon
von 1,25 % und einem Ausgabekurs von 98,987 % beträgt die Rendite 1,36 % p.a. Erwerb Offshore-WindprojektIm Oktober 2017 hat innogy die Beherrschung an der Gesellschaft Triton Knoll Offshore
Wind Farm Limited in Großbritannien erlangt, die bisher nach der Equity-Methode in
den Konzernabschluss einbezogen wurde. Mit dem Erwerb von Statkrafts 50 %-Anteil ist
innogy nun der alleinige Eigentümer von Triton Knoll - einem Offshore-Windprojekt
mit einer geplanten Kapazität von 860 Megawatt. Die im Folgenden beschriebene bilanzielle Erfassung erfolgt im vierten Quartal. Der
beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 46 Mio. €. Aus der Erstkonsolidierung
von Triton Knoll und dem damit im Zusammenhang stehenden Statuswechsel der Altanteile
resultierte ein Ertrag in Höhe von 46 Mio. €, der in der Gewinn- und Verlustrechnung
unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" ausgewiesen wird. Die im Rahmen der Erstkonsolidierung übernommenen Vermögenswerte und Schulden sind
in der folgenden Tabelle dargestellt: scroll
Der beizulegende Zeitwert der gesamten übertragenen Gegenleistung für den Erwerb von
Statkrafts 50 %-Anteil betrug zum Erwerbszeitpunkt 46 Mio. €. Hinzu kommt der Fair
Value der Altanteile von 46 Mio. €, so dass im Rahmen der Erstkonsolidierung 92 Mio.
€ als Anschaffungskosten berücksichtigt wurden. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 2 Mio. €. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist
im Wesentlichen auf künftig zu erwartende Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Zusammenführung der britischen Vertriebsaktivitäten von innogy und SSE in eine neue Gesellschaftinnogy und SSE plc. ("SSE") haben am 8. November 2017 vereinbart, Vertriebsaktivitäten
von innogys Tochtergesellschaft npower mit Vertriebsaktivitäten von SSE in Großbritannien
zusammenzuführen. Die Gesellschaft, in der die Geschäftsaktivitäten zusammengeführt
werden, soll börsennotiert sein. innogy wird einen Minderheitsanteil in Höhe von 34,4 % an dem zusammengeführten Geschäft
halten. SSE beabsichtigt seine Aktien bei Vollzug der Transaktion im Wege der Abspaltung
an die eigenen Aktionäre weiterzugeben, sodass sich die übrigen 65,6 % der Anteile
anschließend in Streubesitz befinden. Die Transaktion wird voraussichtlich Ende 2018/
Anfang 2019 vollzogen. Die Transaktion bedarf der Zustimmung des Aufsichtsrats von innogy und der Hauptversammlung
von SSE. Die Transaktion steht ferner unter dem Vorbehalt der Zustimmung der zuständigen
Wettbewerbs- und Regulierungsbehörden. FINANZKALENDER 2018scroll
Die vorliegende Zwischenmitteilung ist am 14. November 2017 veröffentlicht worden. RWE AktiengesellschaftHuyssenallee 2 www.rwe.com |
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