 RWE AktiengesellschaftEssenGeschäftsbericht 2017Zukunft. Sicher. Machen. Gestern, heute und morgen.Verlässlicher Partner der EnergiewendeAls wir bei RWE vor 120 Jahren anfingen, Deutschland mit Strom zu versorgen, brach das moderne Industriezeitalter an. Wir haben die Elektrifizierung vorangetrieben, die industrielle Entwicklung mitgestaltet und uns vorausschauend um die Energie der Zukunft gekümmert. Strom ist das Lebenselixier der modernen, digitalisierten Gesellschaft. Er ist Quelle für Wohlstand und Fortschritt. Strom sorgt für Licht, Wärme, industrielle Produktion, Kommunikation, medizinische Versorgung, Mobilität und so viel mehr. Und gestern wie heute haben wir von RWE entscheidenden Anteil daran. Unsere Welt wird immer elektrischer. Nicht nur die Digitalisierung zeigt es. Immer mehr Haushalte nutzen Strom zur Wärmeversorgung, immer mehr Autofahrer laden anstatt zu tanken. Gleichzeitig wachsen die Anforderungen an die Versorger. Die Gesellschaft erwartet von ihnen, dass sie Strom immer klimaschonender produzieren und den Weg ebnen zu einem nachhaltigen Energiesystem. In der Energiewelt von morgen soll der Großteil des Stroms aus Sonne, Wind und Wasserkraft stammen - Energiequellen, deren Verfügbarkeit nicht in unserer Hand liegt. Gleichzeitig wird sich der Energiebedarf weiter erhöhen. Trotzdem muss Strom immer da sein, wenn er gebraucht wird. Zu bezahlbaren Preisen. Das sind große Herausforderungen. Aber gemeinsam haben wir schon ganz anderes geschafft. Wir von RWE unterstützen die Energiewende nicht nur, wir ermöglichen sie. Unsere modernen Kraftwerke sind Partner der erneuerbaren Energien. Sie passen sich flexibel an die Schwankungen beim Wind- oder Solarstrom an. Und leisten damit einen wichtigen Beitrag zur Sicherheit der Energieversorgung. Eine Welt im Umbruch braucht einen starken und zuverlässigen Partner, der ihren Wandel verantwortungsvoll begleitet. Deswegen arbeiten bei uns tausende Menschen mit Leidenschaft für ein gemeinsames Ziel: Gestern wie heute und morgen Zukunft. Sicher. Machen. ECKDATEN 2017 AUF EINEN BLICKscroll
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Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf
Seite 56 An unsere InvestorenInterview mit dem Vorstandsvorsitzenden"ZUKUNFT. SICHER. MACHEN. - DAS IST RWE"Dr. Rolf Martin Schmitz über die Sicherheit der deutschen Stromerzeugung, die Ziele von RWE zur Emissionsminderung und die Ertragsperspektiven des Unternehmens Herr Schmitz, 2017 war das Jahr eins nach dem Börsengang von innogy und Ihrer Bestellung zum Vorstandsvorsitzenden von RWE. Ihr Fazit?Was wir im vergangenen Jahr erreicht haben, kann sich sehen lassen. Wir haben RWE eine Strategie gegeben, die von der Öffentlichkeit und vom Kapitalmarkt verstanden und akzeptiert wird. Unser Motto lautet: Zukunft. Sicher. Machen. -das ist RWE, dafür stehen wir. Operativ lief es ebenfalls gut. Beim bereinigten EBITDA, unserer wichtigsten Ergebniskennzahl, waren wir mit 5,8 Milliarden Euro sogar besser als prognostiziert. Auch die Aktie entwickelte sich gut. Unsere Stämme legten 2017 um 44 Prozent zu und waren damit drittstärkster Wert im DAX. Was mich besonders freut: Das persönliche Miteinander in der neuen RWE spielt sich immer besser ein. Für 2018 sind das sehr gute Voraussetzungen. Sie haben die gute operative Entwicklung angesprochen. Was waren die wichtigsten Erfolgsfaktoren?Da gab es einige: Quantitativ am wichtigsten war die nach dem schwachen Vorjahr stark verbesserte Performance im Handelsgeschäft. Hinzu kam, dass wir mit der kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes überdurchschnittlich hohe Erträge erwirtschaftet haben. Das war übrigens auch ein Grund dafür, dass unser EBITDA über den Erwartungen lag. Nicht vergessen dürfen wir auch unser laufendes Kostensenkungsprogramm. Hier haben wir 2017 schon mehr als die Hälfte unseres Zielvolumens für 2019 erreicht. Das macht mich besonders stolz, denn es zeigt, dass wir uns den Erfolg hart erarbeiten. Und es macht deutlich, dass unser wichtigster Erfolgsfaktor unsere Mitarbeiter sind. Sie haben 2017 einen tollen Job gemacht. Was in der Jahresbilanz nicht fehlen darf: Der Bund hat RWE die gezahlte Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1,7 Milliarden Euro rückerstattet. Anfang Juni, kurz vor Ihrem 60. Geburtstag, hatte das Bundesverfassungsgericht bekannt gegeben, dass es die Steuer für nichtig hält. War das so etwas wie ein vorgezogenes Geburtstagsgeschenk für Sie?Als die Entscheidung aus Karlsruhe bekannt wurde, habe ich tatsächlich gedacht: Was für ein tolles Geburtstagsgeschenk! Einer meiner ersten Gedanken war auch: Wie gut, dass der Rechtsstaat immer noch funktioniert. Das ist mein Empfinden als Bürger. Aus der Warte des Unternehmens bedeutet die Rückerstattung eine erhebliche finanzielle Stärkung. Allerdings werden wir einen Teil der Mittel an unsere Aktionäre weiterreichen. Die Besitzer der Stämme mussten ja zuletzt zweimal auf eine Dividende verzichten, und die Vorzugsaktionäre bekamen nur den Mindestgewinnanteil. Mit einer Sonderausschüttung von einem Euro - zusätzlich zur regulären Dividende von 50 Cent - wollen wir uns in diesem Jahr bei ihnen für ihre Geduld und Treue bedanken. Das alles setzt natürlich die Zustimmung der Hauptversammlung voraus. Bleiben wir bei der Kernenergie: RWE hat die Haftung für die Kosten der Zwischen- und Endlagerung an den Bund abgetreten und dafür rund 7 Milliarden Euro in den neuen staatlichen Entsorgungsfonds eingezahlt. Ist das Thema "Kernenergie" damit abgehakt?Keinesfalls. Zunächst einmal müssen wir ja bis 2022 den sicheren Weiterbetrieb unserer Kraftwerke gewährleisten. Auch der Rückbau der Anlagen nach ihrer Stilllegung braucht Zeit. Diese anspruchsvolle Aufgabe wird uns noch mindestens 20 Jahre beschäftigen. Trotzdem war die gesetzliche Neuordnung in der kerntechnischen Entsorgung ein Meilenstein. Dadurch, dass die Abwicklung und die Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung nun in einer Hand liegen, nämlich beim Bund, sind erhebliche Risiken für uns weggefallen. Sonst hätte beispielsweise der Fall eintreten können, dass die Politik die Endlagersuche immer mehr hinauszögert und die zusätzlichen Kosten den Versorgern in Rechnung stellt. Jetzt gilt das Prinzip: Wer für die Abwicklung zuständig ist, trägt auch die Kosten. Außerdem wissen wir jetzt genau, was in unseren Verantwortungsbereich fällt und wo die Zuständigkeit des Bundes beginnt. Details dazu haben wir vertraglich geklärt. Zugegeben: Die rund 7 Milliarden Euro waren ein hoher Preis für die Haftungsübernahme durch den Bund. Das ist deutlich mehr, als wir für die Zwischen- und Endlagerung zurückgestellt hatten. Aber die gewonnene Rechtssicherheit war es wert, diesen Preis zu zahlen. Trotzdem gibt es weiterhin hohe politische Risiken für RWE. Stichwort: Kohleausstieg. Hat es Sie erleichtert, dass der Koalitionsvertrag von Union und SPD in diesem Punkt vage bleibt?Erleichtert wäre ich, wenn wir einen klaren und vor allem verlässlichen Rahmen für unsere Kohlekraftwerke hätten. Das ist auch deshalb wichtig, damit wir den Strukturwandel im Rheinischen Braunkohlerevier ökonomisch und sozialverträglich gestalten können. Dieser Strukturwandel ist ein langfristiger Prozess, für den wir Planungssicherheit benötigen. Aber der Koalitionsvertrag gibt hier ja durchaus Anlass zu Optimismus: Rahmen und Details des Kohleausstiegs sollen von einer Kommission erarbeitet werden. Das kann sinnvoll sein, wenn es ein offener und konstruktiver Prozess ist. Klug war es auch, das deutsche Emissionsminderungsziel für 2020 aufzugeben. Denn es bringt nichts, unerreichbare Ziele wie eine Monstranz vor sich her zu tragen. Allerdings haben CDU/CSU und SPD sektorale Minderungsziele für 2030 festgeschrieben, die sehr ambitioniert sind. Vom Energiesektor wird eine überdurchschnittliche Senkung der Treibhausgasemissionen verlangt: Er soll über 60 % gegenüber 1990 einsparen. Geht das überhaupt?Die Frage ist doch, um welchen Preis. Deshalb gilt es, gemeinsam darüber nachzudenken, wie man dieses Ziel intelligent erreichen kann, ohne die Zuverlässigkeit der Stromversorgung aufs Spiel zu setzen und ohne industriepolitische Verwerfungen auszulösen. Das ist eine ambitionierte Aufgabe für die Kommission, die sich mit diesen Fragen beschäftigen wird. Immerhin gibt der Name der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" Anlass zur Hoffnung, dass wirtschaftliche und soziale Belange eine zentrale Rolle spielen werden. Der Regierung schwebt offenbar vor, einen festen Ausstiegszeitpunkt für die Kohleverstromung festzulegen. Was halten Sie davon?Nicht viel. Niemand kann sagen, wie sich die Welt bis 2040 oder 2050 verändern wird. Wenn man nur bedenkt, was für einen Wandel wir allein in den letzten 20 Jahren erlebt haben. Die Politik sollte realistische Emissionsminderungsziele vorgeben und einen Rahmen schaffen, der die Erreichung dieser Ziele sicherstellt. Wie sich die einzelnen Unternehmen an diesen Rahmen anpassen und welche Erzeugungstechnologien sie einsetzen, sollte ihnen überlassen bleiben. Jede Überregulierung ist kontraproduktiv. Was sagen Sie Umweltverbänden, Politikern oder Investoren, die Ihnen vorwerfen, nicht genug gegen den Klimawandel zu tun?Denen erkläre ich, dass wir bei RWE schon heute einen Fahrplan zur Emissionsminderung haben, der in Einklang steht mit den Zielen im Pariser Klimaschutzabkommen. Wir haben uns vorgenommen, den CO2 -Ausstoß bis 2030 um 40 bis 50 Prozent gegenüber 2015 zu senken. Dass es uns ernst damit ist, zeigt der Blick zurück: Seit 2012 weisen wir jedes Jahr sinkende Emissionen aus. Allein 2017 gab es einen Rückgang um 11 Prozent. Wichtigste Säule unserer Emissionsminderungsstrategie ist der schrittweise Ausstieg aus der Braunkohle. Auch dafür haben wir einen klaren Fahrplan. Im Oktober 2017 sind unsere ersten beiden Braunkohleblöcke in die Sicherheitsbereitschaft gewechselt und produzieren seither keinen Strom mehr. Schon in diesem Jahr folgen die nächsten zwei Blöcke. Bis 2030 werden wir den ersten unserer drei Tagebaue und das nahe gelegene Kraftwerk Weisweiler aufgeben. Mitte des Jahrhunderts wird die Braunkohleverstromung im Rheinland dann Geschichte sein. Dennoch müssen Sie befürchten, dass der Politik dieser Fahrplan nicht ambitioniert genug ist.Wenn andere Sektoren wie Wärme oder Verkehr ihre Emissionen im gleichen Tempo senken wie wir, würde ich sagen: Hut ab! Natürlich werden immer wieder Forderungen nach zusätzlichen Kraftwerksschließungen laut, so wie jüngst bei den Jamaika-Gesprächen. Aber man muss die Realität im Auge behalten: Allein im vergangenen Jahr sind sechs Kohleblöcke in Deutschland stillgelegt worden. Bis 2020 dürften mindestens zehn hinzukommen. Nebenbei steigt Deutschland aus der Kernenergie aus. Wenn zutrifft, was die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber prognostizieren, dann könnte es bereits in zwei Jahren Situationen geben, in denen Deutschland seinen Strombedarf nicht mehr aus eigener Kraft decken kann. Der Ausbau der erneuerbaren Energien hilft hier nicht viel, denn Solar- und Windkraftanlagen sind keine zuverlässigen Stromlieferanten. Spätestens nach dem vollständigen Kernenergieausstieg Ende 2022 könnte es eng werden. Sich auf das Ausland zu verlassen, wäre riskant, zumal auch dort Kraftwerke vom Netz gehen und die erneuerbaren Energien auf dem Vormarsch sind. Eine Dunkelflaute, wie wir sie im Januar 2017 erlebt haben, könnte dann auch unsere Nachbarn vor Probleme stellen. Dennoch peilt die niederländische Regierung den Kohleausstieg bis 2030 an und will zudem einen nationalen Mindestpreis für CO2 einführen.Ehrlich gesagt, ist das alles für mich nicht schlüssig. Auch nicht der CO2 -Mindestpreis. Eine der wesentlichen politischen Weichenstellungen des vergangenen Jahres war ja, dass die EU das europäische Emissionshandelssystem gestärkt hat. Das System ist so nachjustiert worden, dass die beteiligten Sektoren die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 erreichen. Die Reform war ausschlaggebend dafür, dass Emissionszertifikate heute doppelt so teuer sind wie vor einem Jahr. Im Februar haben sie die Zehn-Euro-Marke erreicht. Das zeigt doch, dass der Emissionshandel funktioniert, und ich frage mich: Warum bedarf es noch nationaler CO2 -Steuern? Solche Alleingänge führen nur zur Verlagerung von Emissionen ins Ausland. Aber das Klima macht nicht an Grenzen halt. Wirksamer Klimaschutz ist europäisch ausgerichtet, im Idealfall global. Zu den positiven Entwicklungen des vergangenen Jahres gehört, dass sich die Terminpreise im deutschen Stromgroßhandel nach den Rekordtiefständen Anfang 2016 weiter erholt haben. Wann sehen wir die Trendwende auch im Ergebnis?Ich würde noch nicht von Trendwende sprechen: Anfang 2018 haben die Strompreise ja wieder nachgegeben. Richtig ist: 2017 war in puncto Strompreisentwicklung ein gutes Jahr. Allerdings dauert es noch etwas, bis wir das im Ergebnis sehen. Hintergrund ist, dass wir den Strom aus unseren Kraftwerken mit bis zu dreijährigem Vorlauf auf Termin verkaufen. Dadurch kommen die Marktpreisveränderungen mit deutlicher Verzögerung in unseren Jahresabschlüssen an. Das hat uns große Vorteile gebracht, als die Stromnotierungen von 2008 bis Anfang 2016 erodiert sind. Jetzt ist es umgekehrt. Heißt das, dass sich das Ergebnis des RWE-Konzerns im laufenden Jahr verringern wird?Ja, davon ist auszugehen. Für 2017 hatten wir mit den deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken noch einen Strompreis von durchschnittlich 31 Euro je Megawattstunde realisiert. Der Vergleichswert für 2018 liegt drei Euro darunter. Bei rund 90 Terawattstunden Stromerzeugung ist das eine Einbuße von knapp 300 Millionen Euro. Daneben fehlt uns der Ergebnisbeitrag des Kernkraftwerks Gundremmingen B, das wir Ende 2017 abschalten mussten. Außerdem glaube ich nicht, dass wir wieder so hohe Erträge aus der Optimierung des Kraftwerkseinsatzes erzielen wie im vergangenen Jahr. Auch der Ergebnisbeitrag von innogy wird wohl nicht an das Niveau von 2017 heranreichen. Für den RWE-Konzern prognostizieren wir ein bereinigtes EBITDA von 4,9 bis 5,2 Milliarden Euro - das ist deutlich weniger als 2017. Allerdings habe ich die Hoffnung, dass wir in der konventionellen Stromerzeugung die Talsohle erreicht haben und es spätestens 2020 wieder aufwärts geht. Was bedeutet das für die Dividende: Müssen sich die RWE-Aktionäre noch zwei Jahre gedulden, bis die reguläre Ausschüttung auf über 50 Cent angehoben wird?Beim Dividendenvorschlag orientieren wir uns stärker an den mittelfristigen Ertragsperspektiven und weniger daran, welchen Strompreis wir in der Vergangenheit erzielt haben. Mein Vorstandskollege Markus Krebber und ich beabsichtigen, für das Geschäftsjahr 2018 eine erhöhte reguläre Dividende von 70 Cent vorzuschlagen. Bei unseren Aktionären wird die Erholung der Strompreise also etwas früher ankommen als in unseren Büchern. Ein Wort zu innogy: Die Gewinnwarnung im Dezember 2017 hat im Kapitalmarkt zu einem Vertrauensverlust geführt. Welche Erwartungen haben Sie an das Management?Gleich nach der Gewinnwarnung hat der Aufsichtsrat von innogy dazu Stellung bezogen. Er hält die Strategie des Unternehmens für richtig, wünscht sich aber mehr Kostendisziplin und eine fokussiertere Wachstums- und Investitionsstrategie. Das ist auch unsere Meinung - und entspricht den Interessen unserer eigenen Aktionäre. Immerhin hat der Kurssturz der innogy-Aktie nach der Gewinnwarnung auch die RWE-Titel mit nach unten gerissen. innogy hat nun angekündigt, die Nettoinvestitionen im laufenden Jahr auf 2,5 Milliarden Euro zu begrenzen. Alles, was zusätzlich investiert wird, soll durch den Verkauf von Anlagen oder Beteiligungen gegenfinanziert werden. Positiv werte ich auch, dass unsere Tochter die Dividende mit 1,60 Euro gegenüber 2017 konstant halten will. Mal abgesehen von den Entwicklungen bei innogy - was ist die größte Herausforderung des RWE-Konzerns im laufenden Geschäftsjahr?Wir müssen unsere Hausaufgaben machen und dürfen dabei nicht an Elan verlieren. Wichtigste Aufgabe bleibt, die Kosten in der konventionellen Stromerzeugung zu senken. Zwar gehen wir davon aus, dass Kraftwerkskapazitäten knapper werden und sich das in den Strompreisen widerspiegelt. Aber noch ist es nicht so weit, und bis dahin müssen wir alles tun, um die Wirtschaftlichkeit unserer Kraftwerke zu sichern. Auf der politischen Bühne werden die Gespräche zum deutschen Kohleausstieg von zentraler Bedeutung sein. Was ich mir generell wünsche: Dass das, wofür wir stehen, noch mehr honoriert wird. Wir sorgen dafür, dass immer so viel Strom da ist, wie gerade gebraucht wird - jeden Tag, jede Stunde, jede Sekunde. Das ist keine Selbstverständlichkeit, sondern eine anspruchsvolle Aufgabe, die uns vor immer größere Herausforderungen stellt. Wenn auch die Politik das erkennt und würdigt, bin ich guter Dinge, dass sie die Weichen in die richtige Richtung stellen wird. DER VORSTAND DER RWE AGDr. Rolf Martin SchmitzVorstandsvorsitzenderGeboren 1957 in Mönchengladbach, promovierter Maschinenbauingenieur, von 1986 bis 1988 Planungsingenieur bei der STEAG AG, von 1988 bis 1998 bei der VEBA AG u. a. zuständig für Konzernentwicklung und Wirtschaftspolitik, von 1998 bis 2001 Vorstand der rhenag Rheinische Energie AG, von 2001 bis 2004 Vorstand der Thüga AG, von 2004 bis 2005 Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Kraftwerke GmbH, von 2006 bis 2009 Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG und Geschäftsführer der Stadtwerke Köln, von Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, von Oktober 2010 bis Oktober 2016 Vorstand Operative Steuerung und zugleich von Juli 2012 bis Oktober 2016 stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Oktober 2016 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG, seit Mai 2017 auch Arbeitsdirektor der RWE AG. Konzernressorts
Dr. Markus KrebberFinanzvorstandGeboren 1973 in Kleve, Bankkaufmann und promovierter Wirtschaftswissenschaftler, von 2000 bis 2005 bei McKinsey & Company, von 2005 bis 2012 verschiedene leitende Positionen bei der Commerzbank AG, von November 2012 bis August 2016 Geschäftsführer und Chief Financial Officer der RWE Supply & Trading GmbH, von März 2015 bis Mai 2017 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH, seit Oktober 2016 Finanzvorstand der RWE AG. Konzernressorts
BERICHT DES AUFSICHTSRATS"Nach der Reorganisation von 2016 galt es im vergangenen Jahr, die neue Konzernstruktur mit Leben zu füllen und das Profil von RWE und innogy zu schärfen. Das ist hervorragend gelungen."Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, sehr geehrte Damen und Herren,2017 war das erste volle Geschäftsjahr für den RWE-Konzern in seiner neuen Organisationsstruktur: Während sich die RWE-Tochter innogy auf die erneuerbaren Energien, die Netze und den Vertrieb konzentrierte, lag der Fokus der Muttergesellschaft auf der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel. Für die RWE AG ist das vergangene Jahr sehr erfreulich verlaufen. Begonnen hatte es damit, dass das Unternehmen seine Strategie weiterentwickelte. Mit dem Motto "Zukunft. Sicher. Machen." hat die RWE AG ihr Geschäftsmodell treffend zusammengefasst. Sie sieht sich als Garant für eine zuverlässige Stromversorgung. Tatsächlich kommt dieser Aspekt in energiewirtschaftlichen Debatten immer noch zu kurz; aber er wird an Bedeutung gewinnen: Versorgungssicherheit ist ein Produkt mit Zukunft - und wer ein solches Produkt anbietet, hat selber Zukunft. Zu den positiven Entwicklungen des vergangenen Jahres zählte, dass sich die Terminpreise im deutschen Stromgroßhandel weiter erholt haben. Die langfristigen Ergebnisperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung sind dadurch günstiger geworden, trotz fortbestehender energiepolitischer Unwägbarkeiten. Verbessert hat sich auch die Finanzlage von RWE. Maßgeblich dafür war, dass der Bund dem Unternehmen die in Vorjahren gezahlte Kernbrennstoffsteuer rückerstatten musste. Auch operative Faktoren spielten eine Rolle, z. B. fortgesetzte Kostensenkungen und ein wiedererstarktes Handelsgeschäft. Sie trugen wesentlich dazu bei, dass der Konzern seine Gewinnziele erreicht und teilweise sogar übererfüllt hat. Abgerundet wird die positive Gesamtbilanz durch eine erfreuliche Aktienkursentwicklung: 2017 zählten die RWE-Stämme zu den besten Performern im DAX. Lassen Sie mich nun auf unsere Aufsichtsratsarbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr eingehen. Auch 2017 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und sein Handeln aufmerksam überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand informierte uns mündlich und schriftlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung, die Ertragslage, die Risiken und deren Management. Er tat dies regelmäßig, umfassend und zeitnah. Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit auch außerhalb unserer Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst, gegebenenfalls auch im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern. Im vergangenen Jahr traf sich der Aufsichtsrat zu fünf ordentlichen Sitzungen. Die Vertreter der Anteilseigner- und Arbeitnehmerseite im Aufsichtsrat berieten die Tagesordnungspunkte der Plenumssitzungen in separaten Vorbesprechungen. Die nachfolgende Tabelle zeigt die Präsenz der Gremienmitglieder in den Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse: scroll
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Die Präsenz wird angegeben als Anzahl der
Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat, im
Verhältnis zur Gesamtzahl der Sitzungen während der Mitgliedschaft
im jeweiligen Gremium. Von den Ausschüssen sind nur diejenigen aufgeführt,
die im Berichtsjahr getagt haben. Themenschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen. In allen fünf Sitzungen haben wir uns vom Vorstand über die finanzielle Lage von RWE sowie über wesentliche politische und wirtschaftliche Entwicklungen im Umfeld des Unternehmens informieren lassen und standen ihm beratend zur Seite. Lassen Sie mich im Folgenden näher auf die inhaltlichen Schwerpunkte unserer Sitzungen eingehen:
Ausschüsse des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat hatte im vergangenen Jahr sechs ständige Ausschüsse und den projektbezogenen Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft", der Ende 2015 gegründet worden war, um die Platzierung von innogy-Aktien am Kapitalmarkt zu begleiten. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Mithin nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, sofern ihnen diese vom Aufsichtsrat übertragen worden sind. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig informiert. Im Berichtsjahr fanden insgesamt 14 Ausschusssitzungen statt, auf die ich nun näher eingehen möchte. Die individuelle Sitzungspräsenz können Sie der Tabelle auf Seite 9 entnehmen.
Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind per Gesetz und nach dem DCGK dazu angehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2017 lagen keine solchen Mitteilungen vor. Jahresabschluss 2017. Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2017 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach IFRS aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 27. April 2017 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte für das Jahr 2017 rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 7. März 2018 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Wirtschaftsprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 6. März 2018 im Beisein der Wirtschaftsprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst und dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. In der Sitzung vom 7. März 2018 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern, den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2017 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende in Höhe von 1,50 € je dividendenberechtigte Stückaktie vorsieht. Der Betrag besteht aus zwei Komponenten: der regulären Dividende in Höhe von 0,50 € und einer einmaligen Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir die RWE-Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund beteiligen wollen. Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand. Im Berichtsjahr haben wir Martina Koederitz und Arno Hahn aus dem Aufsichtsrat verabschiedet. Beide haben ihr Amt mit Wirkung zum Ablauf der Hauptversammlung am 27. April 2017 niedergelegt. Für Arno Hahn, der die Arbeitnehmerseite repräsentierte, bestellte das Amtsgericht Essen Reinhold Gispert neu in den Aufsichtsrat. Anstelle von Martina Koederitz, die Vertreterin der Anteilseigner war, hat die Hauptversammlung Ute Gerbaulet in das Gremium berufen. Eine weitere Personalie betraf Dr. Monika Kircher, die im Oktober 2016 gerichtlich in den Aufsichtsrat bestellt worden war. Diese Bestellung wurde durch einen Hauptversammlungsbeschluss ersetzt. Eine Personalveränderung gab es auch im Vorstand der RWE AG: Uwe Tigges, zuständig für das Personalressort und zugleich Arbeitsdirektor, hat sein Amt als Vorstandsmitglied mit Ablauf des 30. April 2017 niedergelegt. Die Verantwortung für das Personalressort hat der Vorstandsvorsitzende Dr. Rolf Martin Schmitz übernommen. Der Aufsichtsrat bestellte Rolf Martin Schmitz mit Wirkung ab 1. Mai 2017 zum neuen Arbeitsdirektor. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich Martina Koederitz, Arno Hahn und Uwe Tigges für ihren Einsatz zum Wohle des Unternehmens und wünsche ihnen alles Gute für ihren weiteren beruflichen Weg. Ein gutes Geschäftsjahr - dank der Mitarbeiter. Nachdem ich ausführlich über unsere Arbeit berichtet habe, möchte ich nun den Blick auf die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von RWE richten, die sich auch 2017 motiviert und kompetent für den wirtschaftlichen Erfolg ihres Unternehmens eingesetzt haben. Ihnen allen möchte ich - auch im Namen meiner Kollegen -herzlich dafür danken. Nach der Reorganisation von 2016 galt es im vergangenen Jahr, die neue Konzernstruktur mit Leben zu füllen und das Profil von RWE und innogy zu schärfen. Das ist hervorragend gelungen. Dank der rund 60.000 Beschäftigten im Konzern können wir nicht nur auf ein gutes Jahr 2017 zurückblicken, sondern auch mit Zuversicht nach vorne schauen.
Essen, 7. März 2018 Für den Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt, Vorsitzender RWE AM KAPITALMARKTBeflügelt von der expansiven Geldpolitik führender Zentralbanken und einer robusten Konjunktur legte der DAX im Laufe des vergangenen Jahres um 13 % zu. Zeitweise notierte er deutlich über der 13.000-Punkte-Marke und damit so hoch wie nie zuvor. Bei den RWE-Aktien fiel die Jahresbilanz noch positiver aus: Unsere Stämme schlossen mit einem Plus von 44 %. Ihre Kursentwicklung zeigte, dass der Kapitalmarkt seit dem erfolgreichen Börsengang von innogy wieder mehr Vertrauen in die finanzielle Stärke von RWE hat. Positiv aufgenommen wurde auch, dass uns der Bund die in Vorjahren gezahlte Kernbrennstoffsteuer rückerstattete und dass sich die Preiserholung im deutschen Stromgroßhandel fortsetzte. Performance der RWE-Stammaktie und des deutschen Aktienindex DAXin % (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Gute Börsenstimmung dank robuster Konjunktur. Der Aufschwung am deutschen Aktienmarkt setzte sich 2017 fort. Zum ersten Mal überhaupt konnte der DAX die Marke von 13.000 Punkten überschreiten. Ende Dezember schloss er mit 12.918 Punkten zwar wieder etwas leichter, erreichte damit aber eine immer noch gute Jahresperformance von 13 %. 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. Im Herbst sorgte die US-Regierung mit der Verabschiedung einer wirtschaftsfreundlichen Steuerreform für zusätzliche Impulse. Leicht dämpfenden Einfluss auf die Entwicklung des DAX hatte der starke Euro, da sich durch ihn die Exporte aus dem europäischen Währungsraum verteuerten. RWE-Stammaktien mit 44 % im Plus. Wer in RWE-Aktien investiert hatte, konnte sich 2017 über eine besonders hohe Rendite freuen: Unsere Stämme legten im Jahresverlauf um 44 % auf 17,00 € zu. Die Vorzüge kletterten auf 14,33 €; inklusive der Vorzugsdividende von 0,13 € kamen sie auf eine Gesamtrendite von 66 %. Unsere Titel konnten damit auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (+10 %) weit hinter sich lassen. Ihr gutes Abschneiden ist u. a. eine Folge der Reorganisation des RWE-Konzerns und des erfolgreichen Börsengangs unserer Tochter innogy im Oktober 2016. Seither hat sich das Vertrauen der Anleger in die finanzielle Solidität der RWE AG und in die Zukunftsfähigkeit ihrer Kerngeschäftsfelder stark verbessert. Dazu hat auch die Preiserholung im deutschen Stromgroßhandel beigetragen. 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 37). Nach der Bundestagswahl im September verunsicherten die Gespräche zur Regierungsbildung unsere Anleger, weil dabei Forderungen nach einem beschleunigten Kohleausstieg laut wurden. Einen herben Rückschlag erlitt die RWE-Aktie im Dezember durch eine Gewinnwarnung unserer Tochter innogy, die ihren Ergebnisausblick für 2017 und 2018 nach unten korrigierte. scroll
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Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl
der in Umlauf befindlichen Aktien Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2017. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 26. April 2018 vorschlagen, für das zurückliegende Geschäftsjahr eine Gewinnausschüttung von 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie zu leisten. Der Betrag setzt sich zusammen aus der regulären Dividende von 0,50 € und einer Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir unsere Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligen wollen. Breite internationale Aktionärsbasis. Ende 2017 waren schätzungsweise 86 % der insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien (inkl. 39 Mio. Vorzüge ohne Stimmrecht) im Eigentum institutioneller Investoren und 14 % im Eigentum von Privatpersonen (inkl. Belegschaftsaktionäre). Institutionelle Investoren aus Deutschland hielten 29 % an RWE (Vorjahr: 27 %). In anderen Ländern Kontinentaleuropas kam diese Anlegergruppe auf 14 % (Vorjahr: 20 %), in Nordamerika, Großbritannien und Irland auf zusammen 40 % (Vorjahr: 35 %) des Aktienkapitals. Größte Einzelaktionäre der RWE AG sind die RW Holding, in der Kommunen ihre Anteile gebündelt haben, die KEB Holding, hinter der die Stadt Dortmund steht, und der amerikanische Vermögensverwalter BlackRock. Ihren letzten Stimmrechtsmitteilungen zufolge hielten die drei Gesellschaften jeweils etwa 5 % am gezeichneten Kapital. Ende 2016 waren die kommunalen RWE-Anteile noch zum großen Teil in der RWEB GmbH zusammengefasst, die deshalb 14 % der Stimmrechte auf sich vereinigen konnte. Diese Bündelung ist aber im vergangenen Jahr aufgehoben worden. Der Anteil unserer Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zuletzt 89 %. Herausgerechnet wurden hier nur die Anteile der RW Holding und der KEB Holding. Aktienbestände von Vermögensverwaltern wie BlackRock klassifiziert die Deutsche Börse als Free Float, solange sie nicht 25 % des Grundkapitals übersteigen. Etwa 1 % der RWE-Aktien befinden sich in den Händen unserer aktuellen oder ehemaligen Beschäftigten. Im vergangenen Jahr nahmen etwa 4.900 Personen und damit 35 % aller Bezugsberechtigten am Belegschaftsaktienprogramm der RWE AG teil. Sie erwarben insgesamt 340.920 Stammaktien. Über das Programm ermöglichen wir Mitarbeitern deutscher Tochtergesellschaften, sich zu vergünstigten Konditionen am Unternehmen zu beteiligen. Im Berichtsjahr haben wir 3 Mio. € dafür aufgewendet. Nicht einbezogen in das Belegschaftsaktienprogramm waren die Mitarbeiter der innogy SE und ihrer Tochtergesellschaften. Für sie gibt es seit 2017 ein eigenes Programm mit innogy-Aktien. Aktionärsstruktur der RWE AG1 RWE an zahlreichen Börsen vertreten. RWE-Aktien werden an den Börsenplätzen Frankfurt am Main, Düsseldorf, Berlin, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sowie über elektronische Handelsplattformen, z. B. Xetra, gehandelt. Auch an Börsen im europäischen Ausland sind sie erhältlich. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADR-Programm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depositary Receipts (ADRs). Dabei handelt es sich um Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie. scroll
01 Zusammengefasster Lagebericht1.1 STRATEGIE UND STRUKTURDer europäische Energiesektor wandelt sich grundlegend - und nur Versorger, die das auch tun, werden langfristig bestehen. Bei RWE hat dieser Wandel stattgefunden, organisatorisch und strategisch. Zunächst haben wir das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb gestärkt, indem wir es in der neuen Tochtergesellschaft innogy gebündelt und an die Börse gebracht haben. Dann widmeten wir uns der Frage, wie wir uns in der konventionellen Stromerzeugung und im Energiehandel langfristig aufstellen wollen. Unsere Antwort darauf: Wir sehen unsere Hauptaufgabe darin, in Zeiten zunehmend volatiler Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen die Sicherheit der Energieversorgung zu gewährleisten. Wir tun dies vor allem mit unseren flexiblen Kraftwerken. Außerdem wollen wir die Möglichkeiten nutzen, die sich durch die Weiterentwicklung von Stromspeichertechnologien bieten werden. RWE in Kürze. Der RWE-Konzern ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit seinen Gesellschaften (inkl. innogy) deckt er alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: angefangen bei der Gewinnung von Braunkohle, über die Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Im Geschäftsjahr 2017 hat der Konzern einen Umsatz von 44,6 Mrd. € erwirtschaftet. Seine wichtigsten Märkte sind Deutschland, Großbritannien, Benelux und Osteuropa. Bei den erneuerbaren Energien ist der Radius weiter gezogen und schließt Länder wie Spanien, Italien sowie künftig auch die USA ein. Eine ausführliche Darstellung der Struktur des Konzerns und der Geschäftsaktivitäten in den einzelnen Segmenten finden Sie auf Seite 20 ff. Neue Anforderungen an Energieversorger. Das klassische Geschäftsmodell der Energieversorger gerät zunehmend unter Druck. Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt sich das konventionelle Erzeugungsgeschäft in Europa mehr und mehr weg von der Produktion möglichst hoher Strommengen hin zur Bereitstellung von Kapazitäten, mit denen Schwankungen bei den Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden können. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke in Richtung marktorientierte Kapazitätsprämien für Versorgungssicherheit. Diese Entwicklung ist in einigen europäischen Märkten bereits weit vorangeschritten, z. B. in Großbritannien. In Deutschland hat sich die Politik allerdings bis auf Weiteres gegen die Einführung eines Kapazitätsmarktes entschieden. Eine große Herausforderung besteht auch darin, die wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen ins Versorgungssystem zu integrieren. Das Netzgeschäft wird dadurch technologisch komplexer. Im Vertrieb werden die Trends dadurch bestimmt, dass Kunden Energie effizienter einsetzen wollen. Viele nutzen dafür bereits die Möglichkeiten, die ihnen die Digitalisierung eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und speichern ihn auch. Mitunter übernehmen sie die Rolle eines Energiemanagers, der seine Stromproduktion eigenständig vermarktet. Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen. Wir sind davon überzeugt, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Deshalb haben wir 2016 die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft mit dem Namen "innogy SE" zusammengeführt und an die Börse gebracht. Im Zuge des Börsengangs wurden 73,4 Mio. innogy-Aktien aus dem Bestand der RWE AG und weitere 55,6 Mio. Aktien im Zuge einer Kapitalerhöhung der innogy SE breit gestreut bei Investoren platziert. Der Anteil der RWE AG an innogy hat sich dadurch auf 76,8 % verringert. Nähere Informationen dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2016 auf Seite 37 f. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Die Börsennotierung erleichtert es ihr, Mittel am Kapitalmarkt zu beschaffen. Die Einnahmen aus der Kapitalerhöhung in Höhe von 2,0 Mrd. € will innogy vorwiegend für Wachstumsprojekte einsetzen. Auch die RWE AG profitiert von der Reorganisation, denn sie ist nun finanziell flexibler. Ihre Erlöse in Höhe von 2,6 Mrd. € aus dem Verkauf von innogy-Aktien hat sie dafür verwendet, den neuen deutschen Kernenergiefonds zu dotieren (siehe Seite 35). Durch die Reorganisation liegt der operative Fokus der RWE AG nun auf der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel. Unsere Tochter innogy ist im Konzernabschluss zwar als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten, wird in der Praxis aber als reine Finanzbeteiligung geführt. Eine Grundlagenvereinbarung garantiert ihr, dass sie unternehmerisch eigenständig agieren kann und dass die RWE AG ihren Einfluss als Mehrheitseigentümerin ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Dementsprechend entscheidet innogy auch selbst darüber, wie sie sich strategisch aufstellt. Nähere Informationen dazu gibt unsere Tochter in ihrem aktuellen Geschäftsbericht. Im vorliegenden Kapitel gehen wir ebenfalls darauf ein, befassen uns aber schwerpunktmäßig mit den Geschäftsaktivitäten, die in der operativen Verantwortung der RWE AG liegen. Weiterhin schwierige Rahmenbedingungen für Kraftwerke. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux gilt eine zuverlässige, bedarfsgerechte Stromversorgung nach wie vor als selbstverständlich. Allerdings wird diese Selbstverständlichkeit durch den fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien immer mehr in Frage gestellt: Wegen der zunehmenden Windkraft- und Solarkapazitäten haben sich die wetter- und tageszeitabhängigen Stromeinspeisungen in den vergangenen Jahren deutlich erhöht, während die Auslastung und die Wirtschaftlichkeit der konventionellen Kraftwerke tendenziell abgenommen haben. Insbesondere in Deutschland und den Niederlanden sind bereits zahlreiche Kraftwerke zeitweise oder endgültig stillgelegt worden, weil sie die Betriebskosten nicht mehr decken konnten. Zwar hat sich dieser Trend zuletzt etwas verlangsamt; fest steht aber, dass konventionelle Erzeugungsanlagen ihre fixen Kosten auf lange Sicht mit wesentlich weniger Betriebsstunden decken müssen als bisher. Politische Vorgaben tragen ebenfalls dazu bei, dass der Bestand an verlässlicher Erzeugungsleistung zurückgeht. Nach dem Reaktorunglück von Fukushima im März 2011 hat die Bundesregierung den Ausstieg aus der Kernenergie beschleunigt. In Deutschland sind derzeit noch sieben Kernkraftwerke mit insgesamt 9,5 GW Nettoleistung am Netz. Gemäß Atomgesetz müssen sie sukzessive bis Ende 2022 abgeschaltet werden. Auch die Stromerzeugung aus Kohle ist auf dem Rückzug. Das ergibt sich aus den ehrgeizigen Klimaschutzzielen in unseren Kernmärkten. Beispielsweise spricht sich die neue niederländische Regierung in ihrem Koalitionsvertrag dafür aus, dass das Land bis 2030 vollständig aus der Kohle aussteigt. Großbritannien hat sich dieses Ziel bereits für Mitte der kommenden Dekade gesteckt. Auch Deutschland ist auf dem Weg, die Kohleverstromung zu reduzieren, wenngleich der Handlungsspielraum durch den Kernenergieausstieg begrenzt ist. Im Jahr 2015 wurde beschlossen, dass acht deutsche Braunkohleblöcke mit einer Nettoleistung von zusammen 2,7 GW vorzeitig vom Markt genommen werden müssen. Die Anlagen - darunter fünf von RWE - stellen im Zeitraum von 2016 bis 2019 sukzessive den Betrieb ein und befinden sich danach für jeweils vier Jahre in einer "Sicherheitsbereitschaft", ehe sie endgültig vom Netz gehen. Nicht auszuschließen ist, dass die neue Bundesregierung den Kohleausstieg beschleunigt und uns dazu zwingt, weitere Anlagen stillzulegen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) schätzt, dass in Deutschland bis Ende 2022 konventionelle Kraftwerke mit mehr als 20 GW Nettogesamtleistung den Betrieb einstellen werden. Auch die Bundesnetzagentur rechnet mit einer deutlichen Verringerung des Kraftwerksbestands. Zwar wird es künftig immer mehr Windkraft- und Photovoltaikanlagen geben; allerdings können sie wegen ihrer stark schwankenden Auslastung nicht dafür eingesetzt werden, eine zuverlässige Stromversorgung zu garantieren. Auch Stromspeichertechnologien stoßen schnell an ihre Grenzen, zumindest derzeit. Noch lässt sich nicht absehen, ob und wann sie die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen erfüllen, um in großem Umfang zur Absicherung der Stromversorgung beizutragen. Das strategische Leitbild von RWE: Wir stehen für Sicherheit in der Energieversorgung. Wegen der skizzierten Entwicklungen wird die Zuverlässigkeit der Stromversorgung zu einem kritischen Faktor für das Gelingen der Energiewende. Unser Geschäftsmodell knüpft daran an: Wir sehen uns als Rückgrat der Versorgungssicherheit in unseren Kernregionen. Mit unserem Motto "Zukunft. Sicher. Machen." bringen wir dieses Selbstverständnis zum Ausdruck. Das heißt, unser Beitrag zur Energieversorgung wird auf lange Sicht nicht mehr so sehr darin bestehen, Kilowattstunden zu produzieren, sondern zunehmend darin, Erzeugungsleistung genau dann bereitzustellen, wenn sie gebraucht wird. Wir gehen davon aus, dass die Sicherheit, die wir bieten, über kurz oder lang auch angemessen vergütet wird. In Großbritannien, wo es seit dem 1. Oktober 2017 einen Kapazitätsmarkt gibt, ist dies schon heute der Fall. Dort erhalten die Kraftwerksbetreiber zusätzlich zu den Erlösen aus dem Stromverkauf eine Prämie dafür, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und somit zur Sicherheit der Stromversorgung beitragen. Die deutsche Politik ist dem britischen Vorbild bislang nicht gefolgt, sondern hat sich darauf konzentriert, den Strommarkt in seiner bestehenden Form funktionsfähiger zu machen. Sie vertraut darauf, dass sich in Phasen, in denen Strom knapp ist, Preisspitzen bilden, die hoch genug sind, um die benötigte Menge gesicherter Erzeugungsleistung im Markt zu halten. Nach einer aktuellen Studie im Auftrag des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI) braucht Deutschland eine jederzeit abrufbare Erzeugungsleistung von mehr als 80 GW, damit die Stromversorgung langfristig gesichert bleibt. Davon wollen wir einen Teil abdecken, zunächst vor allem mit unseren flexiblen Kraftwerken, dann auch verstärkt mit Speichertechnologien, sofern dies technisch möglich und ökonomisch sinnvoll ist. Konzernstruktur mit drei operativen Segmenten und der Finanzbeteiligung innogy. Im Anschluss an den Börsengang der innogy SE hat die RWE AG ihr Kerngeschäft organisatorisch neu aufgestellt. Seit 2017 besteht es aus drei statt bisher zwei operativen Segmenten (Unternehmensbereichen). Der frühere Unternehmensbereich "Konventionelle Stromerzeugung" ist in die Bereiche "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgeteilt worden. Um die Vergleichbarkeit der Geschäftszahlen von 2017 mit denen von 2016 zu gewährleisten, stellen wir auch die Vorjahreswerte in der neuen Struktur dar. Drittes operatives Segment ist der "Energiehandel" (vormals: Trading/Gas Midstream); hier hat sich nur der Name geändert, die inhaltliche Abgrenzung ist gleich geblieben. Vervollständigt wird die Segmentstruktur durch innogy als vierten Bereich, der unternehmerisch eigenständig agiert. Einzelne Aktivitäten weisen wir außerhalb der Segmente unter der Position "Sonstige, Konsolidierung" aus. Derzeit sind hier vor allem die RWE AG und ihr 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetz-betreiber Amprion erfasst. Im Folgenden stellen wir Ihnen die vier Segmente des RWE-Konzerns näher vor. (1) Braunkohle & Kernenergie. Hier berichten wir über unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Gesteuert werden diese Aktivitäten von RWE Power. Das Segment umfasst auch unsere unmittelbar vor der Veräußerung stehende 50,9 %-Beteiligung an der ungarischen Gesellschaft Matra, die Braunkohle fördert und verstromt. Außerdem darin enthalten sind unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %) und an der deutschen URANIT (50 %), die mit 33 % an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. Braunkohle- und Kernkraftwerke werden aufgrund ihrer relativ niedrigen und stabilen Brennstoffkosten überwiegend zur Abdeckung der Grundlast eingesetzt. Durch den Preisverfall im deutschen Stromgroßhandel, der von Mitte 2008 bis Anfang 2016 zu beobachten war, hat sich die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen stark verringert. Mittels massiver Kostensenkungen ist es uns gelungen, die Ertragseinbußen zu begrenzen. Obwohl die Stromgroßhandelspreise inzwischen wieder angezogen haben, halten wir am Sparkurs fest. Mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir die jährlichen Ausgaben im Segment Braunkohle & Kernenergie bis 2019 um etwa 200 Mio. € gegenüber 2016 kürzen. Dieses Ziel haben wir bereits zum großen Teil erreicht. Trotz der wieder günstigeren Ertragsperspektiven werden Braunkohle- und Kernkraftwerke in unserem Erzeugungsportfolio an Gewicht verlieren. Ausschlaggebend dafür ist der energiepolitische Rahmen in Deutschland. In der Kernenergie gibt es einen gesetzlich verankerten Ausstiegsfahrplan, der für jede einzelne Anlage einen spätestmöglichen Abschalttermin vorsieht. Aufgrund dieser Vorgaben musste Block B unseres Kernkraftwerks Gundremmingen zum 31. Dezember 2017 die Stromproduktion beenden. Seither sind noch zwei Anlagen von RWE am Netz: Gundremmingen C und Emsland. Wir dürfen diese Blöcke noch bis Ende 2021 bzw. Ende 2022 betreiben. Danach sind auch sie stillzulegen. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ist ebenfalls zeitlich begrenzt. Das ergibt sich aus den globalen und nationalen Klimaschutzzielen. Deutschland strebt an, die Treibhausgasemissionen bis 2050 um 80 % bis 95 % unter das Niveau von 1990 zu senken. Unsere Strategie steht im Einklang mit diesem sehr ehrgeizigen Vorhaben: Sie sieht den vollständigen Ausstieg aus der Braunkohleverstromung bis zur Mitte dieses Jahrhunderts vor. Die bereits erwähnte frühzeitige Stilllegung von fünf unserer Braunkohleblöcke im Rahmen des "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" ist ein erster Schritt auf diesem Weg: Am 1. Oktober 2017 sind zunächst die Blöcke P und Q in Frimmersdorf in die Sicherheitsbereitschaft überführt worden; zwölf Monate später werden die Blöcke E und F in Niederaußem folgen und nach weiteren zwölf Monaten der Block C in Neurath. Unser CO2 -Ausstoß im Rheinischen Braunkohlerevier wird dadurch gegenüber 2015 um etwa 15 % sinken. Bis zum Ende der kommenden Dekade planen wir sogar einen Rückgang um 40 % bis 50 %, u. a. weil der Tagebau Inden dann ausgekohlt sein wird und wir das Kraftwerk Weisweiler stilllegen. Danach werden sinkende Auslastungsgrade und weitere Schließungen von Braunkohleblöcken zu einem fortgesetzten Rückgang der CO2 -Emissionen führen, ehe mit Auslaufen der Tagebaue Hambach und Garzweiler auch unsere modernsten Braunkohleblöcke vom Netz gehen. (2) Europäische Stromerzeugung. In diesem Segment ist unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse zusammengefasst. Unser regionaler Fokus liegt dabei auf Deutschland, Großbritannien und Benelux. Zu dem Segment gehören auch unsere 70 %-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli, einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten werden von RWE Generation verantwortet. Auch für unsere Gas- und Steinkohlekraftwerke, die typischerweise in der Mittel- und Spitzenlast eingesetzt werden, ist das wirtschaftliche und politische Umfeld herausfordernd. Durch den rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland sind die Anlagen heute wesentlich schwächer ausgelastet als noch zu Beginn dieses Jahrzehnts. Ihre Margen liegen zum Teil deutlich unter dem damaligen Niveau. In den vergangenen Jahren haben wir deshalb einige deutsche und niederländische Gaskraftwerke, die ihre fixen Betriebskosten nicht mehr decken konnten, vorübergehend vom Netz genommen. Die Anlagen wurden in den Konservierungszustand überführt und können wieder in Betrieb genommen werden, wenn die Marktbedingungen es rechtfertigen. Darüber hinaus haben wir einige Steinkohlekraftwerke endgültig stillgelegt. Jüngstes Beispiel dafür sind die beiden niederrheinischen Blöcke Voerde A/B, die zum 1. April 2017 vom Netz gegangen sind. RWE war mit 25 % an ihnen beteiligt und hat ihren Strom vermarktet. Neben vorübergehenden und endgültigen Kraftwerksschließungen haben wir weitere kostensenkende Maßnahmen ergriffen - und werden dies auch zukünftig tun. Mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir unsere Ausgaben im Segment Europäische Stromerzeugung bis 2019 um rund 100 Mio. € gegenüber 2016 senken. Damit sind wir bereits gut vorangekommen. Trotz des anhaltenden Konsolidierungsdrucks sehen wir im Bereich Europäische Stromerzeugung langfristige Wachstumsperspektiven. Wir erwarten, dass unsere Anlagen wieder wirtschaftlicher werden, wenn die gesicherte Erzeugungsleistung knapp wird. Davon dürften langfristig vor allem Gaskraftwerke profitieren. Deren Margen haben sich bereits etwas erholt, sodass wir einige Anlagen, die im Konservierungszustand waren, wieder ans Netz nehmen konnten, beispielsweise Block G des Gersteinwerks in Werne (Westfalen). Wegen des deutschen Kernenergieausstiegs und der Schließung weiterer Kohleblöcke wird der Energieträger Gas in den kommenden Jahren immer wichtiger für die Absicherung der Stromversorgung. Gaskraftwerke verursachen niedrigere CO2 -Emissionen als Kohlekraftwerke und treffen deshalb als Partner der erneuerbaren Energien auf größere Akzeptanz. Gemessen an der Kraftwerksleistung ist Gas schon heute unser wichtigster Brennstoff, und sein Anteil an unserem Erzeugungsportfolio wird sich weiter erhöhen. Beispielsweise bereiten wir uns darauf vor, an unserem britischen Standort Tilbury eine Gas- und Dampf-Turbinen-Anlage mit bis zu 2.500 MW und/oder eine offene Gasturbine mit bis zu 300 MW zu bauen. Unsere Investitionsentscheidung wird u. a. davon abhängen, ob wir uns bei den britischen Kapazitätsmarkt-Auktionen die für das Projekt benötigte Vergütung sichern können. In Deutschland und Benelux, wo es bislang keinen Kapazitätsmarkt gibt, sehen wir Wachstumsmöglichkeiten im Kauf bestehender Anlagen. Neubaumaßnahmen sind hier i. d. R. unwirtschaftlich - es sei denn, die Anlagen erhalten eine Vergütung im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes oder als Reservekraftwerke. Aktuell planen wir, an unserem bayerischen Kernenergiestandort Gundremmingen eine offene Gasturbine zur Stabilisierung des Netzes zu errichten. Eine Voraussetzung dafür ist, dass wir bei der Projektausschreibung des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers den Zuschlag erhalten. Den Bau neuer Steinkohlekraftwerke planen wir nicht. Neben mangelnder Wirtschaftlichkeit spielen dabei auch politische Überlegungen eine Rolle. In den Niederlanden, wo der Kohleausstieg ganz oben auf der energiepolitischen Agenda steht, wollen wir unsere beiden Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für eine verstärkte Mitverbrennung von Biomasse umrüsten. Dies hat gleich zwei Vorteile: Zum einen können wir dadurch unsere CO2 -Bilanz erheblich verbessern. Zum anderen erhöhen wir damit die Akzeptanz der Kraftwerke in der Bevölkerung und bei den politischen Entscheidungsträgern. In Zukunft wollen wir auch verstärkt Speichertechnologien nutzen, um Menschen zuverlässig mit Energie zu versorgen. Derzeit sind Investitionen in Speicher meist unrentabel. Hintergrund ist, dass die am Markt erzielbaren Knappheitsprämien noch zu niedrig sind und die verfügbaren Technologien wegen mangelnder Reife noch zu hohe Kosten verursachen. Dennoch bereiten wir uns mit Pilotprojekten darauf vor, die Speicherkapazitäten auszubauen, sobald die wirtschaftlichen Voraussetzungen dafür vorliegen. Beispiel für ein solches Projekt ist der neue Batteriespeicher mit einer Leistung von 6 MW, den wir 2017 neben dem Pumpspeicherkraftwerk Herdecke an der Ruhr aufgestellt haben. Die Anlage wird eingesetzt, um die Frequenz im Stromnetz stabil zu halten. Darüber hinaus befassen wir uns mit der Frage, wie länger andauernde Phasen eines Über- bzw. Unterangebots von Strom überbrückt werden können. Ein wichtiger Ansatzpunkt ist hier die Nutzung von überschüssigem Wind- und Solarstrom, um Wärme zu erzeugen; die eingesparten Brennstoffe (z. B. Gas) stehen dann in späteren Knappheitsphasen für die Stromproduktion zur Verfügung. Gegenstand unserer Untersuchungen sind auch recyclingfähige Spezialbatterien, die für den kurzfristigen Einsatz bei extremem Strommangel in Frage kommen. (3) Energiehandel. Dieses Segment deckt das vielfältige Tätigkeitsgebiet von RWE Supply & Trading ab. Die Gesellschaft fungiert als kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern. Ihr Kerngeschäft, der Energiehandel, ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. RWE Supply & Trading handelt schwerpunktmäßig Strom, Gas, Kohle, Öl, CO2 -Zertifikate und Biomasse. Das tut sie in zunehmendem Umfang auch außerhalb Europas, z. B. in New York, Singapur und Mumbai. Zu den Aufgaben der Gesellschaft gehört auch, die für die Produktion von Strom und Wärme benötigten Brennstoffe zu beschaffen und den Strom aus RWE-Kraftwerken zu vermarkten. Dabei geht es ihr u. a. darum, Preisrisiken zu begrenzen. Daneben schafft sie zusätzlichen Wert, indem sie den Einsatz unserer Anlagen kommerziell optimiert; die dadurch erzielten Ergebnisbeiträge weisen wir in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung aus. RWE Supply & Trading vermarktet ihr Know-how auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden. Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagement-Lösungen bis hin zu komplexen Risikomanagement-Konzepten. Ein weiterer Tätigkeitsschwerpunkt von RWE Supply & Trading ist das Gasgeschäft. Wir schließen langfristige Bezugsverträge mit Produzenten, organisieren den Gastransport durch Buchung von Pipelines und optimieren das zeitliche Profil unserer Lieferungen, indem wir Speicher mieten. Auch Transaktionen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) schließen wir ab. Ziel dabei ist es, Synergien zu heben, die sich zwischen dem Pipelinegebundenen Gasgeschäft und dem Überseehandel mit LNG ergeben. RWE Supply & Trading will sich als einer der führenden europäischen Zwischenhändler für Gas etablieren. Dabei nimmt das Unternehmen auch Märkte außerhalb der RWE-Kernregionen ins Blickfeld. Der Grundgedanke dabei ist: Je größer und diversifizierter die Portfolios aus Bezugs- und Lieferkontrakten, desto größer die Chancen, sie kommerziell zu optimieren. RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how auch dazu, kurz-bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen zu tätigen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen erzielen lassen (sogenannte Principal Investments). Ende 2017 verfügte RWE Supply & Trading über ein Portfolio aus neun Beteiligungen an unterschiedlichen Aktivitäten, davon ein Großteil in den USA. Sie reichen vom Kohleminenbetreiber Blackhawk Mining über den Entwickler von Erneuerbare-Energien-Projekten Walden Green Energy bis hin zum Spezialisten für Energiespeicherlösungen Stem. Wie attraktiv Principal Investments sein können, belegt unsere Investition in das Steinkohlekraftwerk Lynemouth im Norden Englands: Wir haben es 2012 erworben und danach die Weichen dafür gestellt, dass die Anlage mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann. Anfang 2016 wurde das Kraftwerk mit Gewinn an einen Investor weiterverkauft. (4) innogy. Unsere Tochter innogy verantwortet das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Verteilnetzen und dem Vertrieb. Ihre Strategie ist darauf ausgerichtet, den Strukturwandel im Energiesektor voranzutreiben.
Das Steuerungssystem der RWE AG. Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Für die Steuerung der Konzerngesellschaften nutzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controllingsystem, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht. Auf Basis von Zielvorgaben des RWE-Vorstands und unserer Erwartungen zur operativen Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält die Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung dem Aufsichtsrat vor, der sie begutachtet und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerten und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen. Wesentliche Kennzahlen zur Steuerung unseres operativen Geschäfts und zur Beurteilung der Finanzlage sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis und die Nettoschulden. Das bereinigte EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf den ordentlichen Geschäftsverlauf zu verbessern, bereinigen wir es um nicht operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Firmenwert-Abschreibungen und sonstige wesentliche Sondersachverhalte. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT, dessen Entwicklung maßgeblichen Einfluss auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten hat. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das bereinigte Nettoergebnis. Wir ermitteln es, indem wir das Nettoergebnis um wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern korrigieren. Seit 2016 verwenden wir die Kennzahl als einen Bestimmungsfaktor für die aktienbasierte Vergütung unserer leitenden Angestellten. Als Renditekennzahl zur Beurteilung von Investitionsvorhaben nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return). Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit. Besonderes Augenmerk legen wir auch auf die Entwicklung des Free Cash Flow, dessen Definition wir 2017 geändert haben. Er ergibt sich, wenn man vom Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit die Ausgaben für Investitionen abzieht und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnet. Ein weiterer Indikator für die Finanzkraft von RWE sind die Nettoschulden. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen (z. B. die Rekultivierung von Tagebauflächen) und für den Rückbau von Windparks. Unsere Verbindlichkeiten aus Hybridanleihen rechnen wir zur Hälfte den Nettoschulden zu. Gemäß International Financial Reporting Standards erfassen wir innogy im Konzernabschluss als vollkonsolidierte Gesellschaft; das heißt, unsere Tochter ist mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in den Konzernzahlen enthalten. Diese Vorgehensweise spiegelt die unternehmerische Eigenständigkeit von innogy allerdings nur eingeschränkt wider. Zu Steuerungszwecken nutzen wir daher auch Kennzahlen, bei denen unsere Tochter als reine Finanzbeteiligung unter der Bilanzposition "Übrige Finanzanlagen" erfasst ist. Nähere Angaben dazu finden Sie auf Seite 60. Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst. Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir unsere unternehmerische Verantwortung (Corporate Responsibility, kurz: CR) wahrnehmen und uns so die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, pflegen wir den Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen. Seit der Reorganisation des Konzerns sieht die RWE AG ihre Hauptaufgabe darin, eine sichere Energieversorgung zu gewährleisten. Große Bedeutung messen wir auch dem Umweltmanagement und der Arbeitssicherheit bei. Hier haben wir bereits ein hohes Niveau erreicht, das wir sichern wollen. Weitere zentrale Anliegen sind für uns, dass der Verhaltenskodex und die Compliance-Regeln von RWE eingehalten werden und unsere Zulieferer international anerkannte Umwelt- und Sozialstandards berücksichtigen. Besonders gefordert sind wir auf dem Gebiet des Klimaschutzes, zumal mit hohen CO2 -Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken einhergehen. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien leistet der RWE-Konzern einen wichtigen Beitrag zur klimaschonenden Stromerzeugung. Außerdem haben wir mit unserem 2015 abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. In den vergangenen fünf Jahren ist der CO2 -Ausstoß unserer Kraftwerke kontinuierlich gesunken. Wir gehen davon aus, dass dieser Trend anhält, vor allem wegen der Schließung von Kohlekraftwerken. Nach aktuellem Planungsstand werden sich unsere Emissionen in den Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux bis 2030 um 55 bis 65 Mio. Tonnen CO2 gegenüber 2015 (141 Mio. Tonnen) verringern. Die Zahlen beziehen sich auf unser aktuelles Erzeugungsportfolio. Sie stehen in Einklang mit den langfristigen europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. Weitergehende Informationen zu unserer Strategie und unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie in unserem gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB, der im April 2018 innerhalb unseres CR-Berichts veröffentlicht wird und nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Der CR-Bericht mit dem Titel "Unsere Verantwortung" kann im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden. 1.2 INNOVATIONInnovationen sind der Schlüssel für den langfristigen Geschäftserfolg. Mehr denn je gilt dies auch für Energieversorger wie RWE. In zahlreichen Forschungs- und Entwicklungsprojekten suchen wir nach technischen Lösungen, um Tagebaue wirtschaftlicher, Kraftwerke emissionsärmer und Netze intelligenter zu machen. Innovativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle, die an den Kundenbedürfnissen von morgen anknüpfen und unsere Angebotspalette über den bloßen Verkauf von Strom und Gas hinaus erweitern. Im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Sie haben 2017 wieder Tausende guter Ideen präsentiert, mit denen wir viele Millionen Euro einsparen werden. Mit rund 490 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Der RWE-Konzern ist in vielfältiger Weise innovativ. Unsere wichtigste Triebfeder ist dabei das Ziel, in einem sich dramatisch wandelnden Umfeld langfristig wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit konzernweit rund 1.480 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 490 Erfindungen basieren, sind wir in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Im vergangenen Jahr haben wir an mehr als 320 Projekten zur Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet und 76 Erfindungen zum Patent angemeldet. Bei F & E-Vorhaben tun wir uns häufig mit externen Partnern aus dem Anlagenbau, der chemischen Industrie oder Forschungseinrichtungen zusammen. Meist müssen wir dann nur einen Teil der Projektkosten tragen. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2017 auf 182 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €). Von unseren Mitarbeitern waren etwa 550 ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. RWE AG: Lösungen für wirtschaftlichere Tagebaue, geringere Emissionen und neue Wege der CO2 -Nutzung. Mit der Reorganisation des RWE-Konzerns haben sich auch die Verantwortlichkeiten bei der Forschung und Entwicklung verändert: Innovationen auf den Gebieten erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb werden nun von unserer Tochtergesellschaft innogy vorangetrieben. Die RWE AG verantwortet die F & E-Aktivitäten in den von ihr gesteuerten Konzernbereichen. Ihre Maßnahmen sind vorrangig auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung angesiedelt. Sie zielen darauf ab, den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke wirtschaftlicher zu machen und die Emissionen zu senken. Ein weiteres großes Forschungsfeld ist die Nutzung von Braunkohle und CO2 durch Umwandlung in Treibstoffe oder in Grundstoffe für die chemische Industrie. Wir präsentieren zunächst eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte der RWE AG, geben dann einen knappen Einblick in die Innovationstätigkeit von innogy und stellen abschließend - stellvertretend für viele andere - eine Mitarbeiteridee vor. Tagebau: Effizientere Prozesse dank digitaler Steuerung. Im Tagebau Hambach haben wir untersucht, welche Möglichkeiten uns die Digitalisierung bietet, um die Braunkohleförderung noch wirtschaftlicher zu machen. Geschehen ist das im Rahmen eines vierjährigen EU-Forschungsprojekts, bei dem wir mit der Technischen Universität Delft (Niederlande) zusammengearbeitet haben. Die digitale Steuerung der Tagebaue ist so komplex wie der Abbau von Braunkohle selbst -viele Schritte greifen dabei ineinander: Riesige Schaufelradbagger in den terrassenförmig angelegten Tagebauen tragen die Kohle und die darüber liegende Deckschicht ab und verladen sie auf Förderbänder, auf denen sie zu einem Verteiler gelangen. Dort werden die Massen auf unterschiedliche Transportwege geschickt: Die Kohle kommt entweder zur Zwischenlagerung in den Kohlebunker oder wird direkt in die umliegenden Kraftwerke und Veredelungsbetriebe gebracht - je nach Entfernung mit Bandanlagen oder per Werksbahn. Der Abraum wird über oftmals kilometerlange Förderbänder auf die ausgekohlte Seite des Tagebaus geleitet. Dort dient er dazu, die durch die Förderung entstandenen Senken wieder aufzufüllen. Damit dieser Prozess präzise wie ein Uhrwerk abläuft, müssen der Einsatz der Großgeräte und die Materialströme genau disponiert werden; bei jeder Entscheidung sind eine Vielzahl von Einflüssen und Auswirkungen zu beachten. Unser Forschungsprojekt hat gezeigt, wie dies mit digitaler Unterstützung gelingen kann. Im Oktober 2017 wurde es erfolgreich abgeschlossen. RWE arbeitet nun daran, die im Projekt entwickelten Methoden als Dispositionshilfe für den Tagebaubetrieb nutzbar zu machen. Unser Ziel: 2020 wollen wir über ein Softwaremodul verfügen, mit dem unsere Bergbauingenieure die Abläufe in den Tagebauen optimieren können. Sie sollen damit sowohl stationär an ihren Bürocomputern als auch per Tablet vor Ort arbeiten können. Für einen zuverlässigen Betrieb der Kraftwerke: Kohleanalyse "am laufenden Band". Um Braunkohlekraftwerke möglichst störungsfrei zu betreiben, müssen wir die genaue Zusammensetzung der Kohle kennen, die wir in den Anlagen einsetzen. Kohle ist nicht immer gleich, sondern enthält unterschiedliche Anteile an Spurenstoffen wie Eisen, Kalzium und Magnesium. Ist das Mischungsverhältnis dieser Anteile ungünstig, kann es beim Verbrennen der Kohle zu Verschmutzungen im Kessel kommen, sodass der Braunkohleblock vorübergehend abgeschaltet und gereinigt werden muss. Um dies zu verhindern, prüfen wir die Zusammensetzung der Kohle, bevor sie zum Kraftwerk gelangt. Dazu entnehmen wir regelmäßig Stichproben vom Förderband, bereiten sie auf und analysieren sie. Dieser Prozess läuft vollautomatisch ab. Derzeit testen wir im Kohlebunker Fortuna des Tagebaus Garzweiler ein neues Gerät, das auf einem alternativen Verfahren beruht: Deutschlands ersten Kohle-Online-Analysator mit innovativer radiometrischer Messtechnik. Das Gerät analysiert die Qualität der Kohle in Echtzeit, d. h., während diese auf dem Förderband den Analysator passiert -pro Stunde bis zu 10.000 Tonnen. Wenn sich der neue Kohle-Online-Analysator im Dauerbetrieb bewährt, könnte er in unseren Braunkohletagebauen zum Einsatz kommen. Wir versprechen uns davon niedrigere Instandhaltungskosten und zugleich eine noch bessere Verfügbarkeit unserer Kraftwerke. Emissionen senken: Weniger Quecksilber im Rauchgas dank Herdofenkoks. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, unsere Kraftwerke möglichst umweltverträglich zu betreiben. Der Gesetzgeber macht uns dazu bereits strenge Vorgaben, beispielsweise hinsichtlich der Quecksilber-Emissionen. Durch neue EU-Grenzwerte werden hier die Rahmenbedingungen für den Betrieb unserer Braunkohlekraftwerke in Zukunft noch enger gesteckt sein. Schon heute gelingt es uns, den größten Teil des Quecksilbers aus dem Rauchgas abzuscheiden und aufzufangen. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die derzeit zulässigen Obergrenzen deutlich. Unabhängig davon forschen wir seit Jahren intensiv daran, wie wir die Quecksilber-Emissionen in großem Maßstab und zu vertretbaren Kosten weiter reduzieren können. Unser besonderes Augenmerk gilt dabei einem Verfahren, bei dem Herdofenkoks aus RWE-eigener Rheinischer Braunkohle zum Einsatz kommt. Diesen Stoff nutzen wir bereits heute zur Abscheidung von Quecksilber, allerdings nur in unseren Veredelungsanlagen, mit denen wir Braunkohle zu Briketts oder Braunkohlestaub für die Zement- und Kalkindustrie weiterverarbeiten. Nun testen wir, ob und wie sich Herdofenkoks auch zur Verringerung der Emissionen von Kraftwerken verwenden lässt. Dies tun wir mithilfe einer Pilotanlage im Innovationszentrum Kohle am Kraftwerk Niederaußem, die seit Oktober 2017 im Einsatz ist. Hier wird sehr fein gemahlener Herdofenkoks mit Wasser vermengt und diese Mischung in die - verglichen mit den Veredelungsanlagen - deutlich größeren Rauchgaskanäle des Kraftwerks eingebracht. Die Erkenntnisse, die wir dadurch gewinnen, nutzen wir bei der Konstruktion einer für den Dauerbetrieb bestimmten Demonstrationsanlage, die sich ebenfalls in Niederaußem befinden wird und mit deren Bau wir 2018 beginnen wollen. Neue Möglichkeiten der CO2 -Nutzung: Aus Kohlendioxid wird Ersatz für Diesel. Schon seit Längerem arbeiten wir an Verfahren, mit denen Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken abgetrennt werden kann. Im Innovationszentrum Kohle in Niederaußem haben wir mit BASF und Linde eine der weltweit führenden Technologien auf diesem Gebiet entwickelt. Getestet wurde sie in einer Pilotanlage, die in mehr als 60.000 Betriebsstunden seit 2009 und bei CO2 -Abscheidungsgraden von über 90 % ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt hat. Im Rahmen von drei EU-Förderprojekten gehen wir nun einen Schritt weiter: Mit dem CO2 aus der Pilotanlage, Wasser und Strom wollen wir in Testanlagen am Standort Niederaußem Treibstoffe und Grundstoffe für die chemische Industrie herstellen, mit denen sich fossile Energieträger wie Erdöl oder Erdgas ersetzen lassen. Die drei Projekte mit den Namen OCEAN, LOTER.CO2 M und ALIGN-CCUS unterscheiden sich vor allem durch die Zielprodukte. Bei OCEAN wird aus CO2 Oxalsäure gewonnen, die Grundlage für hochwertige Chemieprodukte ist. Bei LOTER.CO2 M geht es um die einfache und effiziente Herstellung von Methanol -Ausgangsstoff für verschiedenste chemische Produkte und eine der meistproduzierten Chemikalien weltweit. Im Projekt ALIGN-CCUS schließlich widmen wir uns der Herstellung von Dimethylether (DME). DME ist vor allem als Ersatz für den Kraftstoff Diesel interessant: Er verbrennt nahezu rußfrei und erzeugt wenig Stickoxide. DME lässt sich in Fahrzeugmotoren einsetzen, aber auch in dieselmotorgetriebenen Stromaggregaten, mit denen Spitzenbedarfe in Phasen geringer Stromeinspeisungen aus erneuerbaren Energien gedeckt werden können (z. B. bei Windflauten). Außerdem kann mit DME überschüssiger Strom über längere Zeit und mit geringem Platzbedarf chemisch gespeichert werden. Wir haben uns für 2020 zum Ziel gesetzt, den Dieselmotor eines Stromaggregats mit DME aus unserer Testanlage zu betreiben. Das Aggregat wird zunächst auf eine Leistung von 240 kW ausgelegt und so groß wie ein Frachtcontainer sein; es ist jedoch modular erweiterbar. Eingesetzt werden kann es für die dezentrale Stromversorgung, etwa um Zeit bis zum Netzausbau zu überbrücken. Bei den beschriebenen Projekten arbeiten wir mit einer Vielzahl namhafter Partner aus Industrie und Wissenschaft zusammen, u. a. der RWTH Aachen, den Universitäten Duisburg-Essen und Genua, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe, dem unabhängigen Entwicklungsdienstleister für Verbrennungsmotoren und Fahrzeugtechnik FEV sowie dem Forschungszentrum Jülich. Die Projekte werden von der EU mit rund 3 Mio. € gefördert und sind auf eine Laufzeit von bis zu vier Jahren angelegt. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten der RWE AG finden Sie unter www.rwe.com/innovation. innogy SE: Fokus auf erneuerbare Energien, intelligente Netze und neue Vertriebsprodukte. Innovativ ist der RWE-Konzern auch auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, im Verteilnetzgeschäft und im Vertrieb. Unsere Tochter innogy verfolgt ein breites Spektrum von Innovationsvorhaben, die unter www.innogy.com/innovation genauer dargestellt werden. Nicht selten leistet sie damit wertvolle Beiträge zum Gelingen der Energiewende. Ein Beispiel dafür ist das Projekt "Designetz": Hier hat sich ein Forschungskonsortium unter der Federführung von innogy zum Ziel gesetzt, ein tragfähiges Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das Versorgungssystem zu entwickeln. Die Kernfrage, die dabei zu beantworten ist: Wie können die vielen dezentralen Erzeuger und Verbraucher von Strom im ländlichen und städtischen Raum intelligent vernetzt werden? Unter den Konsortialpartnern finden sich Stadtwerke, namhafte Forschungsinstitute und große Technologieunternehmen. Designetz soll in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und dem Saarland umgesetzt werden. Diese Bundesländer, in denen mehr als ein Viertel der deutschen Bevölkerung lebt, bieten uns ideale Voraussetzungen, um die dezentrale Energielandschaft der Zukunft einem Realitätscheck zu unterziehen: Gebiete mit sehr hohen Einspeisungen aus erneuerbaren Energien findet man hier ebenso wie industriegeprägte Verbrauchszentren. Designetz ist Teil des Förderprogramms "Schaufenster intelligente Energie -Digitale Agenda für die Energiewende" (SINTEG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Das Ministerium misst Designetz eine so große Bedeutung bei, dass es dafür Fördermittel in Höhe von 30 Mio. € bereitgestellt hat. Innovation Hub bei innogy: Plattform für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Unternehmen, die in einem sich dynamisch wandelnden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für zukünftige Kundenbedürfnisse haben. Im Innovation Hub, einer Innovationsplattform, die 2014 ins Leben gerufen wurde, werden wegweisende Ideen und Geschäftsmodelle rund um das Thema Energie und darüber hinaus entwickelt. Besonderes Augenmerk gilt dabei den Möglichkeiten, die die Digitalisierung bietet. Der Anspruch lautet, Produkte und Dienstleistungen zur Marktreife zu bringen, mit denen Kunden Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Ein Beispiel dafür ist "Fresh Energy", eine neue Energielösung aus Smart Meter und Smartphone-App. Der Smart Meter erfasst den Energieverbrauch aller Geräte im Haushalt. Die Messergebnisse werden übersichtlich in der App dargestellt, sodass "Energiefresser" erkannt werden können. Weiterer Vorteil: Monatlich abgerechnet wird der tatsächlich verbrauchte Strom, ohne Voraus- oder Nachzahlungen. Einsparungen dank der Erfahrung und des Wissens unserer Mitarbeiter. Ein wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter nutzen ihre Erfahrungen im täglichen Geschäft, um das Unternehmen mit Innovationen voranzubringen. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns insgesamt rund 2.300 Verbesserungsvorschläge bei den Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Anregungen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf ca. 8 Mio. €. Ein Mitarbeiter von RWE Power hat beispielsweise herausgefunden, dass sich die Schiebeleistung der Raupen im Tagebau Garzweiler durch kleine Anpassungen des Schildes erhöhen lässt. Mit dem Schild schiebt die Raupe Material vor sich her, um damit u. a. die Fahrwege der Großgeräte zu planieren. Dabei war aufgefallen, dass sich das lose und zum Teil schlammige Material häufig nicht vollständig vor dem Schild ansammelt, sondern seitlich ausbricht. Die Idee des Mitarbeiters: Würde man das Schild an beiden Seiten mit großen "Ohren" - nach vorn gerichteten, dickwandigen Blechen - versehen, ließe sich das Material besser vor dem Schild zusammenhalten, während die Raupe fährt. Nun kam die Maschinenabteilung der RWE Power ins Spiel, die eines unserer Fahrzeuge entsprechend umrüstete. Beim Test mit dem modifizierten Raupenschild stellte sich heraus, dass damit ein Drittel mehr Material bewegt werden konnte. Im ersten Schritt werden wir nun vier im Tagebau Garzweiler eingesetzte Raupen umrüsten. Die Gesamtkosten veranschlagen wir auf knapp 1 1.000 € - gut investiertes Geld, denn bei rund 5.000 Stunden Schiebearbeiten lassen sich damit Einsparungen von über 80.000 € pro Jahr erzielen. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENDie Marktperspektiven für unsere Kraftwerke haben sich 2017 etwas aufgehellt. Beflügelt von steigenden Steinkohlenotierungen haben die Stromgroßhandelspreise ihren Anfang 2016 eingeschlagenen Erholungskurs fortgesetzt. Wer sich 2017 in Deutschland für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste durchschnittlich 32 €/MWh bezahlen, 5 € mehr als 2016. Auf unsere Ertragslage wirkt sich das allerdings erst in Zukunft aus. Unsere Stromerzeugung für 2017 hatten wir größtenteils bereits in Vorjahren auf Termin verkauft. Die Margen, die wir dabei erzielten, lagen insgesamt deutlich unter denen von 2016. Verbessert haben sich allerdings die Gewinnspannen unserer kontinentaleuropäischen Gaskraftwerke. Konjunktureller Aufschwung setzt sich fort. Nach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im vergangenen Jahr um etwa 3 % höher als 2016. Für die Eurozone wird ein Wachstum von mehr als 2 % veranschlagt. Etwa gleich stark dürfte das deutsche Bruttoinlandsprodukt (BIP) gestiegen sein. Stimuli gingen dabei insbesondere vom privaten Verbrauch aus. In den Niederlanden hat sich das BIP sogar um rund 3 % erhöht. Belgien erreichte dagegen wohl nur ein Wachstum von knapp 2 %. Gleiches gilt für Großbritannien, unseren wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion. Das Land profitierte zwar vom expandierenden Dienstleistungssektor, bekam aber auch dämpfende Einflüsse des bevorstehenden EU-Austritts zu spüren. Wesentlich dynamischer entwickelte sich die Wirtschaft in unseren wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten. Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass das BIP in Polen und Tschechien um über 4 % gestiegen ist, während Ungarn und die Slowakei ein Wachstum von mehr als 3 % erreicht haben. Leicht überdurchschnittliche Temperaturen. Während die Energienachfrage von Industrieunternehmen in hohem Maße von der konjunkturellen Entwicklung beeinflusst wird, hängt die der Haushalte stärker von den Witterungsverhältnissen ab: Je niedriger die Außentemperaturen, desto mehr Gas oder Strom wird benötigt, um Wohnungen zu heizen. Meteorologische Aufzeichnungen für 2017 belegen, dass in ganz Europa relativ milde Witterung herrschte. Trotz eines sehr kalten Januars bewegten sich die Temperaturen meist leicht oberhalb des jeweiligen Zehnjahresmittels. Beim Vergleich mit dem Vorjahr zeigt sich ein uneinheitliches Bild: In unseren westeuropäischen Märkten Großbritannien und Niederlande war es insgesamt etwas wärmer als 2016, in weiten Teilen Osteuropas dagegen kühler. Die in Deutschland gemessene Jahresdurchschnittstemperatur lag auf dem Niveau des Vorjahres. Günstigere Windverhältnisse als 2016. Neben dem Energieverbrauch wird auch die Stromerzeugung von den Wetterverhältnissen beeinflusst, insbesondere vom Windaufkommen. Die Windverhältnisse an den Erzeugungsstandorten von innogy waren insgesamt etwas ungünstiger als im langfristigen Mittel. Gegenüber dem Vorjahr haben sie sich aber fast überall verbessert, außer in Spanien. Auch Laufwasserkraftwerke sind Wettereinflüssen ausgesetzt. Ihre Erzeugung hängt u. a. von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, wo sich die meisten Wasserkraftwerke des RWE-Konzerns befinden, waren diese Mengen 2017 relativ gering - sowohl in der langfristigen Betrachtung als auch im Vorjahresvergleich. Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten. Das Wirtschaftswachstum regte den Energieverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie einen dämpfenden Einfluss hatte. Nach vorläufigen Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war die deutsche Stromnachfrage 2017 um 0,7 % höher als im Vorjahr. Schätzungen für die Niederlande deuten auf einen Anstieg um rund 1 % hin. In Polen, der Slowakei und Ungarn dürfte der Stromverbrauch sogar um 2 % bis 3 % zugenommen haben. In Großbritannien ist er dagegen um etwa 2 % gesunken. Auch beim Gas standen Mengensteigerungen in unseren kontinentaleuropäischen Märkten einem Rückgang in Großbritannien gegenüber. Nach vorläufigen BDEW-Daten war der deutsche Gasverbrauch 2017 um 6 % höher als im Vorjahr, u. a. weil sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke verbessert haben und die Anlagen deshalb stärker im Einsatz waren. Für die Niederlande wird ein Anstieg von 2 % geschätzt und für Tschechien von 1 %. Dagegen ist in Großbritannien rund 2 % weniger Gas verbraucht worden als 2016, was u. a. an der relativ milden Witterung gelegen haben könnte. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTFin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Stabilisierung der Preise im TTF-Gasgroßhandel. Nach längerer Talfahrt haben sich die Gashandelspreise in Westeuropa wieder etwas erholt. Am wichtigen niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen 2017 bei durchschnittlich 17 €/MWh. Sie waren damit um 3 € höher als im Vorjahr. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2018) mit ebenfalls 17 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2017 waren im Vorjahr 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 aktuell verfügbaren Daten hat sich Gas für deutsche Haushalte um durchschnittlich 3 % und für britische Haushalte um durchschnittlich 1 % vergünstigt. In Tschechien blieben die Privatkundentarife nahezu unverändert, während sie in den Niederlanden um 2 % über Vorjahr lagen. Bei Industrieunternehmen zeigte sich folgendes Bild: In Deutschland musste diese Kundengruppe 1 % mehr bezahlen, in den Niederlanden 5 % und in Großbritannien 6 %; dem stand ein Preisrückgang von 7 % in Tschechien gegenüber. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpenin US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Steinkohle wesentlich teurer als 2016. Im internationalen Steinkohlehandel haben die Preise Anfang 2016 die Talsohle durchschritten und danach stark zugelegt. Kohleeinfuhren über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden 2017 am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 84 US$/Tonne (75 €) abgerechnet. Das sind 24 US$ mehr als 2016. Der Forward 2018 (Index API 2) handelte mit 74 US$/Tonne (65 €) und damit 20 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist das u. a. auf die gute Konjunktur in China und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage des Landes. Die Regierung in Peking hatte die heimische Kohleproduktion 2016 durch regulatorische Eingriffe gedrosselt. Nach einiger Zeit wurden die Beschränkungen aber wieder gelockert. Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Auch hier zeigte sich eine klare Aufwärtstendenz. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2017 knapp 7 US$/Tonne in Rechnung gestellt; im Vorjahr waren es noch etwas über 4 US$/Tonne gewesen. Preiserhöhend wirkte, dass die Treibstoffe teurer geworden sind. Außerdem haben sich die in der Vergangenheit aufgebauten Überkapazitäten in der Frachtschifffahrt wieder etwas verringert. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances)in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für Preisphantasie bei CO2 -Zertifikaten. Auch im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten haben die Preise angezogen. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, notierte 2017 mit durchschnittlich 6 €. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2018 fällig werden. Zum Vergleich: 2016 kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2017 etwas über 5 €. Zwar sind weiterhin wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als die Unternehmen zur Abdeckung ihres CO2 -Ausstoßes benötigen. Allerdings haben das Europäische Parlament und der Europäische Rat inzwischen ein Maßnahmenpaket auf den Weg gebracht, das die EU in die Lage versetzt, den Überschuss an Zertifikaten deutlich zu reduzieren (siehe Seite 34). Während der letzten Verhandlungsrunden zu diesem Paket im zweiten Halbjahr 2017 haben sich EUAs erheblich verteuert. Zum Jahresende erreichten sie die Marke von 8 €. Allerdings werden die von der EU beschlossenen Maßnahmen erst nach 2018 zum Tragen kommen. Darüber hinaus gibt es Risiken durch den bevorstehenden Brexit: Noch lässt sich nicht absehen, ob und gegebenenfalls wann Großbritannien das europäische Emissionshandelssystem verlassen wird. Bei einem frühen Ausscheiden könnte es dazu kommen, dass die dort ansässigen Industrieunternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und damit den Angebotsüberschuss erhöhen. Die Möglichkeit eines solchen Szenarios wirkte sich 2017 dämpfend auf die EUA-Preise aus. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarktin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Deutlicher Anstieg der Stromgroßhandelspreise. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten haben die Stromgroßhandelspreise ihren 2016 begonnenen Aufwärtstrend fortgesetzt. 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. Grundlaststrom wurde 2017 am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 34 €/MWh abgerechnet. Das sind 5 € mehr als im Vorjahr. Auch im Terminhandel haben die Preise angezogen. Der Grundlast-Forward 2018 kostete im vergangenen Jahr durchschnittlich 32 €/MWh. Zum Vergleich: 2016 war der Forward 2017 noch mit 27 €/MWh gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, sind die Stromgroßhandelspreise typischerweise wesentlich höher als in Deutschland. Grundlaststrom notierte dort am Spotmarkt mit durchschnittlich 45 £/MWh (52 €). Gegenüber 2016 hat er sich um 5 £ verteuert. Der Forward 2018 betrug 44 £/MWh (50 €); er war um 3 £ höher als der vergleichbare Vorjahreswert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, lag der mittlere Spotpreis für Grundlaststrom bei 39 €/MWh und damit 7 € über dem Niveau von 2016. Forward-Kontrakte für 2018 notierten mit 36 €/MWh; das sind 5 € mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2017 bezahlt wurde. Clean Dark Spreads1 im Terminhandelin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Clean Spark Spreads1 im Terminhandelin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, indem man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten (inklusive Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2 -Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i. d. R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Bei Steinkohlekraftwerken werden die Margen als Clean Dark Spreads bezeichnet und bei Gaskraftwerken als Clean Spark Spreads. Die Abbildungen oben zeigen, wie sich diese Spreads in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2015 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, lässt sich bei den Clean Dark Spreads im gesamten Betrachtungszeitraum ein klarer Abwärtstrend feststellen, vor allem in Großbritannien. Wesentlich günstiger entwickelten sich die Margen der Gaskraftwerke: Sie haben sich in Deutschland und den Niederlanden kontinuierlich verbessert. In Großbritannien fielen die Clean Spark Spreads absolut gesehen am höchsten aus, konnten 2017 aber nicht an das sehr gute Niveau von 2016 anknüpfen. Die Brennstoffkosten der Braunkohle- und Kernkraftwerke sind dagegen relativ stabil. Braunkohle fördern wir in eigenen Tagebauen; für sie gibt es wegen begrenzter Handel-barkeit keine aussagefähigen Marktpreise. Den Uranbedarf unserer Kernkraftwerke decken wir mittels langfristiger Verträge zu festen Konditionen. Aufgrund der geringen Kostenschwankungen entwickeln sich die Margen der Braunkohle- und Kernkraftwerke i. d. R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. Ebenso wie diese zeigten sie seit Anfang 2016 eine deutliche Aufwärtstendenz. RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 31 €/MWh abgesetzt. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom aus unseren Kraftwerken größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Von solchen Terminkontrakten für 2017, die wir bis zu drei Jahre im Voraus abgeschlossen hatten, hing daher ab, welche Erträge wir im Berichtsjahr mit unseren Kraftwerken erzielen konnten. Unsere Stromproduktion von 2017 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für den Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 31 €/MWh (Vorjahr: 35 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen waren somit deutlich niedriger als 2016. 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 Stromgroßhandelspreise. Ihre Margen und Einsatzzeiten waren insgesamt höher als im vergangenen Jahr. Deutlicher Strompreisanstieg für deutsche Industriekunden. Im 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 2 % bzw. 7 % erhöht. Niederländische Haushalte mussten etwa 1 % und polnische etwa 3 % mehr bezahlen als im Vorjahr. In Ungarn und der Slowakei sind die Privatkundentarife dagegen um 3 % bzw. 4 % gefallen. Noch größer waren die regionalen Unterschiede bei der Entwicklung der Industriestrompreise: Während sich diese in Deutschland um 8 % und in Großbritannien um 3 % erhöhten, sanken sie in den Niederlanden um 1 %, in Polen um 7 %, in Ungarn um 8 % und in der Slowakei sogar um 11 %. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGENDie Politik hat 2017 einige richtungsweisende Entscheidungen für den Energiesektor getroffen. Eine der wichtigsten betraf das europäische Emissionshandelssystem: Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben sich nach längerem Tauziehen auf eine Reform zur Stärkung dieses Klimaschutzinstruments geeinigt. Die wichtigste Weichenstellung in Deutschland betraf die Kernenergie: Per Gesetz wurde festgelegt, dass der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernimmt. Die Mittel dafür erhält er aus einem Fonds, den die Kraftwerksbetreiber Mitte 2017 dotiert haben. Die Regelung ist sachgerecht. Unsere politischen Risiken in der Kernenergie haben sich dadurch erheblich verringert. Reform des europäischen Emissionshandels beschlossen. Das Europäische Parlament hat im Februar 2018 grünes Licht für eine grundlegende Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) gegeben. Der Europäische Rat hatte bereits im Dezember 2017 informell zugestimmt. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission, die im November zu einer Einigung führten. Mit der Reform soll das ETS gestärkt und auf das europäische Treibhausgasminderungsziel für 2030 ausgerichtet werden. Bis 2030 müssen die Wirtschaftssektoren, die am ETS teilnehmen, ihre Emissionen gegenüber 2005 um 43 % reduziert haben. Die Zahl der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate soll deshalb während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2 % gesenkt werden. Gegenwärtig wird ein Reduktionsfaktor von 1,74 % angewandt. Mit der ETS-Novelle will man außerdem den hohen Überschuss an Zertifikaten abbauen, die zurzeit am Markt verfügbar sind. Verglichen mit der aktuellen Rechtslage sollen wesentlich mehr Emissionsrechte in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden können. Bei der MSR, die ab 2019 zum Einsatz kommt, handelt es sich um ein Instrument, mit dem die EU das Angebot an Zertifikaten flexibler an der Nachfrage ausrichten kann. Die Neuregelung sieht vor, dass von 2019 bis 2023 pro Jahr bis zu 24 % der Marktzuteilungsmenge einbehalten und in die MSR überführt wird. Ab dem Jahr 2023 sollen Emissionsrechte aus dem Bestand der MSR gelöscht werden, soweit dieser die Auktionsmenge des Vorjahres übersteigt. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale emissionsmindernde Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren. EU verschärft Grenzwerte für die Emission von Luftschadstoffen. Die Europäische Union hat neue Vorgaben zur Begrenzung der Luftschadstoffemissionen von Kraftwerken verabschiedet, die ab 2021 auch von bestehenden Anlagen eingehalten werden müssen. Ein entsprechender Durchführungsbeschluss ist im August 2017 in Kraft getreten. Die Anforderungen sind überwiegend sachgerecht und umsetzbar. Bei Stickoxiden und Quecksilber gehen sie allerdings über den aktuellen Stand der Technik hinaus. Der Durchführungsbeschluss muss jetzt noch in nationales Recht umgesetzt werden - in Deutschland u. a. durch eine Novellierung der 13. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV). Die EU hat den Mitgliedstaaten Spielräume gelassen, 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 BImSchV können wir abschätzen, welche Folgen sich daraus für unsere Kraftwerksflotte ergeben. Nicht auszuschließen ist, dass wir umfangreiche Nachrüstungen vornehmen oder einzelne Anlagen vorzeitig stilllegen müssen. Europäischer Rat will Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten ausschließen. Mitte Dezember 2017 haben sich die Mitgliedstaaten im Europäischen Rat auf eine gemeinsame Position zur Neugestaltung des Energierechts geeinigt. Eines der zentralen Themen war dabei die Festlegung von Mindeststandards, die nationale Regierungen beachten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen eingeführt haben oder dies noch tun wollen. Die Länder verständigten sich darauf, dass Kraftwerke mit einem CO2 -Ausstoß von mehr als 550 Gramm je Kilowattstunde allenfalls dann Kapazitätszahlungen erhalten dürfen, wenn ihre jährliche Emission auf 700 kg je Kilowatt installierte Leistung beschränkt bleibt. Diese Regelung soll ab 2026 für Neuanlagen gelten und ab 2030 für bestehende Kraftwerke. Bis dahin gibt es keinerlei Vorgaben zur Höhe der Zahlungen - mit einer Ausnahme: Die Vergütungen für Bestandsanlagen, die das 550-Gramm-Kriterium nicht erfüllen, müssen von 2026 bis 2030 um 5 % pro Jahr gesenkt werden. Sollten die Vorstellungen des Europäischen Rats in der geplanten EU-Strommarkt-Verordnung verankert werden, könnten Kohlekraftwerke und alte Gaskraftwerke de facto nicht an Kapazitätsmärkten teilnehmen. Ein modernes Braunkohlekraftwerk dürfte maximal 750 Stunden im Jahr in Betrieb sein, um das jährliche Emissionskontingent von 700 kg/kW einzuhalten. Das entspräche nur rund 10 % seiner üblichen Auslastung. Bei einem modernen Steinkohlekraftwerk wäre die Laufzeit auf etwa 950 Stunden pro Jahr begrenzt. Würde Deutschland einen Kapazitätsmarkt einführen, käme ein Großteil der gesicherten Kraftwerksleistung nicht dafür in Betracht. In puncto Versorgungssicherheit wäre dann wenig gewonnen. Ende Februar 2018 hat sich der Industrieausschuss des Europäischen Parlaments mit der Sache befasst und seinen Standpunkt festgelegt. Der Ausschuss folgt im Grundsatz dem Konzept des Rates. Bei einigen Details tritt er sogar für noch striktere Regelungen ein. Nun müssen sich das Parlament und der Rat auf eine gemeinsame Position verständigen. Dazu wird es ein Trilog-Verfahren mit Vertretern der Kommission geben, das wohl bis in die zweite Jahreshälfte 2018 andauern wird. 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 grünes Licht gegeben. Das Gesetz entspricht weitgehend den im April 2016 vorgelegten Empfehlungen der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs, die von der Bundesregierung eingesetzt worden war. Danach 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 Vertrags sind zudem zahlreiche kernenergiebezogene Rechtsstreitigkeiten zwischen den Energieversorgern und dem Staat eingestellt worden. Die beteiligten Unternehmen haben ihre dabei geltend gemachten Ansprüche fallen gelassen. Deutschland reformiert Netzentgeltstruktur. Am 22. Juli 2017 ist das Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur (Netzentgeltmodernisierungsgesetz, kurz: NEMoG) in Kraft getreten. Eine Neuerung durch das NEMoG ist die schrittweise Vereinheitlichung der Übertragungsnetzentgelte. Diese Maßnahme knüpft an den Umstand an, dass die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber ihre Aufwendungen für den Betrieb, die Instandhaltung und den Ausbau des Netzes im Wesentlichen in ihrer eigenen Regelzone auf die Netznutzer umlegen. Daher gibt es bei den Übertragungsnetzentgelten, die bundesweit etwa ein Viertel der Netzkosten ausmachen, deutliche regionale Unterschiede. Im Zeitraum von 2019 bis 2023 sollen die Entgelte nun in jährlichen Schritten angeglichen werden. Zu den Details der Umsetzung wird es eine Verordnung geben. Durch das NEMoG werden sich die Netzentgelte in West- und Süddeutschland tendenziell erhöhen, im Norden und Osten dagegen sinken. Energieintensive Industrien in der Regelzone von Amprion, die sich über Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland sowie Teile Niedersachsens und Bayerns erstreckt, gehören zu den Verlierern der Reform: Sie müssen mit zum Teil erheblichen Mehrkosten rechnen. Zweiter Eckpunkt des NEMoG ist eine teilweise Abschaffung der Vergütung, die Betreibern dezentraler Erzeugungseinheiten für sogenannte "vermiedene Netzentgelte" gewährt wird. Die Zahlungen wurden bisher damit begründet, dass die höheren Netzebenen entlastet werden, wenn Strom ins lokale Verteilnetz eingespeist und auch vor Ort verbraucht wird. Dadurch könnten u. a. Kosten für den Ausbau des überregionalen Netzes eingespart werden. Die Bundesregierung verweist allerdings darauf, dass es wegen des Ausbaus der erneuerbaren Energien immer öfter zu einer lokalen Überversorgung mit dezentral erzeugtem Strom kommt, die zu Rückspeisungen ins vorgelagerte Netz führt. Bei der Kürzung der Vergütung für vermiedene Netzentgelte unterscheidet das NEMoG zwischen Erzeugungseinheiten mit volatiler Stromerzeugung (z. B. Windkraftanlagen) und solchen, deren Produktion steuerbar ist (z. B. Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen). Für die erstgenannten Erzeugungseinheiten sieht das Gesetz vor, dass Neuanlagen ab 2018 keine Vergütung mehr erhalten und die Entgelte für Bestandsanlagen schrittweise abgeschmolzen werden. Für Einheiten mit steuerbarer Erzeugung gilt: Neuanlagen werden ab 2023 nicht mehr gefördert; Altanlagen erhalten dagegen weiterhin eine Vergütung, allerdings bringt das NEMoG auch für sie Einschnitte. Denn nach dem Gesetz wird die - aus der Höhe der Netzkosten abgeleitete - Berechnungsgrundlage für vermiedene Netzentgelte ab 2018 auf dem Niveau des Jahres 2016 eingefroren. Außerdem sollen bestimmte Netzkosten künftig nicht mehr in ihr berücksichtigt werden. Von diesen beiden Anpassungen sind auch einige RWE-Kraftwerke betroffen. Betreiber von Erzeugungsanlagen, die unter das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fallen, haben durch die Reform dagegen keine Nachteile, weil die Einnahmen aus vermiedenen Netzentgelten zu einer entsprechenden Kürzung der EEG-Vergütungen führen. Bundesnetzagentur beschließt neue allgemeine Produktivitätsvorgabe für Gasnetzbetreiber. Ende vergangenen Jahres hat die Bundesnetzagentur festgelegt, welche Effizienzverbesserungen sie von Gasnetzbetreibern ab 2018 mindestens erwartet. Demnach müssen die Unternehmen ihre Produktivität um 0,49 % über den allgemeinen Produktivitätsfortschritt hinaus steigern. Hinzu kommen noch individuelle Vorgaben für Netzbetreiber, bei denen im Zuge von Kostenprüfungen Ineffizienzen festgestellt wurden. Der oben genannte Prozentwert ist noch vorläufig. Die Kennzahl - meist als genereller sektoraler Produktivitätsfaktor bezeichnet - ist eine der wesentlichen Stellschrauben im Konzept der deutschen Anreizregulierung für Netzbetreiber. Im Rahmen dieses Konzepts legen die Regulierungsbehörden Erlösobergrenzen für jeweils fünfjährige Regulierungsperioden fest. Die Obergrenzen werden im Jahresturnus angepasst, und zwar u. a. nach Maßgabe der Produktivitätssteigerungen, die von den Unternehmen gefordert werden. Für Gasnetze hat die dritte Regulierungsperiode Anfang 2018 begonnen, für Stromnetze wird das ein Jahr später der Fall sein. Für die ersten beiden Regulierungsperioden hatten der Bund und die Länder generelle sektorale Produktivitätsfaktoren von 1,25 % bzw. 1,5 % pro Jahr vorgegeben. Die Festlegung ist nun erstmals durch die Bundesnetzagentur getroffen worden. Aus Sicht des Branchenverbands BDEW und der Netzbetreiber waren die früheren Sätze zu hoch. Der BDEW vertritt die Auffassung, dass eine Absenkung auf null angezeigt wäre. Jeder höhere Wert impliziere, dass die Produktivitätsfortschritte der Netzbetreiber überdurchschnittlich seien oder dass die Preissteigerungen bei Löhnen, Material und Kapitaleinsatz in der Netzwirtschaft unter denen der Gesamtwirtschaft liegen. Neue niederländische Regierung strebt Kohleausstieg bis 2030 an. Nach mehr als 200 Verhandlungstagen hat die neue niederländische Regierung Mitte Oktober 2017 ihren Koalitionsvertrag geschlossen. Darin sprechen sich die vier beteiligten Parteien um Ministerpräsident Mark Rutte für ehrgeizige 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. Die neue Regierung will außerdem einen nationalen Mindestpreis für Kohlendioxid einführen und damit den CO2 -Ausstoß im Stromsektor 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 Energiewirtschaft haben wird. Viel hängt 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 bis Ende 2018 in einem neuen nationalen Klima- und Energieabkommen festgeschrieben werden. Schrittweise Deckelung der Energiepreise für britische Haushalte. In Großbritannien hat die Politik damit begonnen, die Energiepreise für bestimmte Kundengruppen zu deckeln. Eine erste Maßnahme dieser Art ist im April 2017 wirksam geworden. Sie gilt für Haushalte mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung des Stroms per Geldkarte ermöglichen, und ist auf drei Jahre befristet. Seit Februar 2018 gibt es eine Kappung der Standardtarife auch bei einkommensschwachen Kunden, die bereits eine Vergünstigung im Rahmen des "Warm Home Discount" erhalten. Sie ist ebenfalls befristet; spätestens zum Ende des Jahres 2019 soll sie wieder abgeschafft werden. Nach Plänen der Regierung sollen künftig alle Kunden mit Standardtarif-Verträgen von gedeckelten Preisen profitieren. Im Oktober 2017 hat das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie dem britischen Parlament einen entsprechenden Gesetzentwurf zur Prüfung vorgelegt. Danach soll die Preiskappung zunächst bis Ende 2020 befristet sein. Der Politik wird allerdings die Möglichkeit eingeräumt, sie um bis zu drei Jahre zu verlängern. Die Prüfung des Gesetzentwurfs ist im Februar 2018 abgeschlossen worden. Voraussichtlich wird nun im Frühjahr ein überarbeiteter Entwurf ins Parlament eingebracht. Die folgenden Gesetzgebungs- und Genehmigungsschritte sollen bis Ende 2018 abgeschlossen sein. Auch wenn die Ausgestaltung der allgemeinen Preiskappung noch ungewiss ist, muss mit negativen Auswirkungen auf die Ertragslage der Versorgungsunternehmen gerechnet werden. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSEDas vergangene Jahr für RWE war durch einige erfreuliche Ereignisse geprägt. Eines davon war, dass die Karlsruher Verfassungsrichter die deutsche Kernbrennstoffsteuer rückwirkend für nichtig erklärt haben und uns der Bund die in Vorjahren entrichteten Steuern von 1,7 Mrd. € zurückgezahlt hat. Einen Teil dieses Betrages wollen wir Anfang Mai 2018 als Sonderdividende an unsere Aktionäre ausschütten. Gute Nachrichten gab es auch von innogy: Unsere Tochter konnte die Weichen für den weiteren Ausbau ihres Windkraftportfolios stellen und sich mit dem Kauf von Belectric Solar & Battery als internationaler Anbieter von Solarkraftwerken und Batteriespeichern positionieren. Außerdem hat innogy eine überzeugende Lösung für ihr in die Krise geratenes britisches Endkundengeschäft gefunden: Gemeinsam mit ihrem Wettbewerber SSE will sie in Großbritannien ein starkes, eigenständiges Vertriebsunternehmen schaffen. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2017 und Anfang 2018 eingetreten sind. Dabei beschränken wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im BerichtsjahrBundesverfassungsgericht erklärt Kernbrennstoffsteuer für nichtig. Das Bundesverfassungsgericht hat Mitte April 2017 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 unsere Bedenken und schaltete das Bundesverfassungsgericht ein. Nach Ansicht der Verfassungsrichter war der Bundesgesetzgeber nicht zur Einführung der Kernbrennstoffsteuer befugt, weil es sich dabei nicht um eine Verbrauchsteuer nach Artikel 106 des Grundgesetzes gehandelt habe. Im Erhebungszeitraum von 2011 bis 2016 hatten wir Zahlungen von rund 1,7 Mrd. € geleistet. Der Betrag ist uns zuzüglich Zinsen rückerstattet worden. Wir haben die Steuerrückerstattung im neutralen Ergebnis und die Zinsen im übrigen Finanzergebnis erfasst. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis wurden dadurch nicht beeinflusst. Vorstand der RWE AG plant Sonderdividende von 1 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer. Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer plant der Vorstand der RWE AG, Anfang Mai 2018 zusätzlich zur regulären Dividende von 0,50 € je Aktie eine einmalige Sonderausschüttung von 1 € je Aktie zu leisten. Das haben wir im Juni 2017 nach Beratungen mit dem Aufsichtsrat bekannt gegeben. Der Dividendenvorschlag wird der Hauptversammlung am 26. April 2018 zur Beschlussfassung vorgelegt. Bei insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien, darunter 39 Mio. Vorzügen, beläuft sich die geplante Sonderausschüttung auf 615 Mio. €. Den Großteil der Mittel aus der Steuerrückzahlung nutzen wir zur Stärkung unserer Finanzkraft. RWE trennt sich von Mehrheitsbeteiligung an Mátra. Mitte Dezember haben RWE Power und EnBW einen Vertrag über den gemeinsamen Verkauf ihrer Beteiligungen von 50,9 % bzw. 21,7 % am ungarischen Stromerzeuger Mátrai Erömü Zrt. (kurz: Matra) unterzeichnet. Erwerber ist ein Konsortium aus der tschechischen EP Holding und dem ungarischen Investor Lörinc Mészáros. Die Transaktion soll im Frühjahr 2018 abgeschlossen werden. Unser Beweggrund für den Verkauf ist, dass wir uns bei der konventionellen Stromerzeugung auf die Kernmärkte Deutschland, Großbritannien und Benelux konzentrieren wollen. Matra ist auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisiert. Das Unternehmen beschäftigt etwas mehr als 2.000 Mitarbeiter und verfügt über eine Nettoerzeugungskapazität von rund 840 MW. Weitere Desinvestitionen im Erzeugungsgeschäft. Bereits abschließen konnten wir im vergangenen Jahr die Veräußerung folgender Beteiligungen und Vermögenswerte:
innogy und SSE wollen britisches Vertriebsgeschäft zusammenlegen. Anfang November haben sich innogy und ihr britischer Wettbewerber SSE darauf verständigt, in Großbritannien durch Zusammenlegung von Geschäftsteilen ein eigenständiges Vertriebsunternehmen 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 wird eine Minderheitsbeteiligung von 34,4 % an dem Unternehmen halten, während SSE ihren Anteil von 65,6 % im Wege der Abspaltung an die eigenen Aktionäre weitergeben will. Die Transaktion bedarf noch der Genehmigung durch die Wettbewerbs- und Regulierungsbehörden sowie der Anteilseigner von SSE. Inklusive Börsengang wird sie voraussichtlich im vierten Quartal 2018 oder im ersten Quartal 2019 abgeschlossen sein. Bis dahin führen innogy und SSE ihre Vertriebsaktivitäten vollkommen unabhängig voneinander fort. Hintergrund der Transaktion sind die schwierigen Rahmenbedingungen im britischen Energievertrieb, der durch extrem hohen Wettbewerbsdruck und fortgesetzte politische Eingriffe zulasten der Unternehmen geprägt ist. 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. Das britische Erneuerbare-Energien-Geschäft von innogy bleibt von der Transaktion unberührt. Auf diesem Gebiet will unsere Tochter weiter wachsen, insbesondere durch Investitionen in Windkraftprojekte. innogy sichert sich Förderung für Offshore-Windpark Triton Knoll und wird Alleineigentümerin des Projekts. Mitte August hat 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 der Windkraftanlagen 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. Erwerb von Belectric Solar & Battery und Windkraft-Projektpipeline in den USA. Im vergangenen Jahr hat innogy weitere Weichen für die erfolgreiche Umsetzung ihrer Wachstumsstrategie gestellt. Anfang Januar 2017 übernahm sie für 74 Mio. € die auf Freiflächen-Solarkraftwerke und Batteriespeicher spezialisierte Belectric Solar & Battery GmbH. Die erworbene Gesellschaft mit Sitz im bayerischen Kolitzheim ist weltweit tätig und hat seit ihrer Gründung im Jahr 2001 Solaranlagen mit einer Gesamtkapazität von über 1,6 GW errichtet. Bei einem Großteil dieser Anlagen ist Belectric auch der Betreiber. Außerdem widmet sich das Unternehmen der Entwicklung schlüsselfertiger Großbatteriespeicherlösungen. In den USA konnte sich innogy eine Projektpipeline für Onshore-Windkraftanlagen mit über 2 GW Gesamtleistung sichern. Verkäufer ist die britische Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners. Die Transaktion wurde im Dezember 2017 vertraglich verankert. Sie soll im zweiten Quartal 2018 abgeschlossen werden. Zuvor muss noch das Committee on Foreign Investment in the United States zustimmen, ein Regierungsausschuss zur Kontrolle von Auslandsinvestitionen in den USA. Das übernommene Projektportfolio umfasst mehr als 20 Einzelvorhaben, die auf sieben US-Bundesstaaten verteilt sind und sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden. innogy wird die Wirtschaftlichkeit der Projekte prüfen und sich zunächst alle Optionen hinsichtlich der Finanzierung und Eigentümerstruktur offenhalten. Windparks Zuidwester und Nordsee One offiziell am Netz. Im vergangenen Jahr konnten zwei große Windkraftprojekte mit innogy-Beteiligung erfolgreich abgeschlossen werden. Zunächst wurden Mitte Juni die im Rahmen des Großprojekts Noordoostpolder errichteten Windparks eingeweiht, darunter Zuidwester mit 90 MW, der innogy gehört. Zuidwester liegt am IJsselmeer. Seine zwölf Onshore-Turbinen zählen mit jeweils 7,5 MW zu den derzeit leistungsstärksten weltweit. Sie ersetzen 50 kleinere Turbinen aus den 1980erund 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. Im Rahmen des Projekts Noordoostpolder, an dem sich zahlreiche Unternehmen beteiligt haben, sind 86 Turbinen mit rund 430 MW Gesamtleistung sowohl küstennah im IJsselmeer (nearshore) als auch an Land (onshore) entlang des Deichs errichtet worden. Im Dezember wurde der Offshore-Windpark Nordsee One mit einer Erzeugungskapazität von 332 MW vollständig fertiggestellt. Nordsee One liegt ca. 40 Kilometer nördlich der ostfriesischen Insel Juist. Haupteigentümer ist der kanadische Stromversorger Northland Power; innogy ist mit 13,5 % daran beteiligt. Der Windpark produziert bereits seit September 2017 mit allen 54 Turbinen Strom, die Baumaßnahmen dauerten aber noch bis zum Jahresende an. Insgesamt waren 1,2 Mrd. € in das Projekt investiert worden. Startschuss für britischen Kapazitätsmarkt. In Großbritannien hat zum 1. Oktober 2017 der erste zwölfmonatige Vorhaltezeitraum im Rahmen des nationalen Kapazitätsmarktes begonnen. In dieser Zeit wird den Versorgern pro Kilowatt Erzeugungsleistung, dessen Verfügbarkeit sie garantieren, ein Betrag von 6,95 £ gezahlt. Die Prämie wurde Anfang 2017 im Wege einer Auktion ermittelt, bei der sich alle beteiligten RWE-Anlagen mit zusammen 7,9 GW für Kapazitätszahlungen qualifizieren konnten. Beim Bieterverfahren waren Erzeugungskapazitäten von insgesamt 59,3 GW vertreten, von denen 54,4 GW zum Zuge kamen. Es war bereits die vierte Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, wobei sich die drei vorangegangenen auf spätere Vorhaltezeiträume bezogen. Bei den Auktionen wird so vorgegangen, dass der Staat eine bestimmte Menge gesicherter Erzeugungsleistung ausschreibt. Die Teilnehmer geben Gebote in Form einer Mindestprämie ab, die sie dafür verlangen, dass ihre Anlage in einem bestimmten Zeitraum am Markt verfügbar ist. Diese Periode beträgt für Altanlagen i. d. R. zwölf Monate; für Neuanlagen kann sie sich auf 15 Jahre verlängern. Mithilfe der Auktion wird der Prämienbetrag ermittelt, bei der die angebotene Kapazität der nachgefragten 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. Die erste Kapazitätsauktion fand bereits 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. Hintergrund ist, dass ursprünglich erst im Oktober 2018 mit den Prämienzahlungen begonnen werden sollte. Um Versorgungsengpässe zu vermeiden, die bei einer vorzeitigen, marktbedingten Stilllegung von Steinkohlekraftwerken gedroht hätten, hat die britische Regierung den Start des Kapazitätsmarktes aber um ein Jahr vorverlegt. RWE rüstet Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse um. Im ersten Halbjahr 2017 haben wir beschlossen, unsere Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse umzurüsten. Die niederländische Regierung hat uns dafür Fördermittel von bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt. 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 Eemshaven ein Biomasseanteil von 15 % und bei Amer 9 von 80 % (statt bisher 35 %) erzielt werden kann. Das Kraftwerk Eemshaven hat eine Nettoleistung von 1.554 MW und produziert seit 2014 Strom. Amer 9 verfügt über 643 MW und ist seit 1993 in Betrieb. Im Falle einer Umrüstung bis zu den oben genannten Prozentwerten würden wir in den beiden Kraftwerken insgesamt 2,5 Mio. Tonnen Biomasse pro Jahr zur nachhaltigen Stromerzeugung einsetzen. Unser jährlicher CO2 -Ausstoß ließe sich dadurch um etwa 4 Mio. Tonnen senken. Den "grünen" Brennstoff werden wir hauptsächlich in Europa und Amerika beschaffen und dabei sicherstellen, dass die Vorgaben des niederländischen Nachhaltigkeitsprotokolls für Biomasse erfüllt werden. Das Protokoll ist von der Regierung gemeinsam mit Energieunternehmen und Nichtregierungsorganisationen entwickelt worden und hat sich in Tests bewährt. Kernkraftwerk Gundremmingen B stillgelegt. Am 31. Dezember 2017 hat Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen den Leistungsbetrieb endgültig eingestellt. Die Stilllegung der Anlage war 2011 im Rahmen des Regierungsbeschlusses zum deutschen Kernenergieausstieg gesetzlich verankert worden. Neben Block B gibt es am Standort Gundremmingen den baugleichen Block C, der noch bis Ende 2021 Strom produzieren darf. Beide Anlagen gehören zu 75 % RWE und zu 25 % E.ON. Gundremmingen B verfügte vor seiner Stilllegung über 1.284 MW Nettoleistung. Das Kraftwerk war 1984 nach achtjähriger Bauzeit ans Netz gegangen; seither hatte es, von kurzen Revisions- und Wartungsphasen abgesehen, rund um die Uhr zur Stromversorgung beigetragen - zuverlässig und CO2 -frei. Seine kumulierte Erzeugung entspricht mit rund 330 Mrd. kWh dem halben Jahresstromverbrauch Deutschlands. Peter Terium verlässt innogy. Der Vorstandsvorsitzende der innogy SE, Peter Terium, hat das Unternehmen am 19. Dezember 2017 im freundschaftlichen Einvernehmen mit dem Aufsichtsrat verlassen. Die Entscheidung über seine Nachfolge stand zum Zeitpunkt der Aufstellung des Lageberichts noch aus. Uwe Tigges, der im innogy-Vorstand das Personalressort verantwortet, ist übergangsweise mit der Leitung des Gremiums betraut worden. Im Zusammenhang mit der Personalentscheidung hat der Aufsichtsrat der innogy SE betont, dass er den vom Vorstand verfolgten Kurs grundsätzlich unterstütze, allerdings wünsche, dass der Kostendisziplin ein höherer Stellenwert beigemessen werde. Terium war seit 2003 in verschiedenen Positionen im RWE-Konzern tätig gewesen. Im Juli 2012 hatte er den Vorstandsvorsitz der RWE AG übernommen und im April 2016 auch den der innogy SE. Nach dem erfolgreichen Börsengang unserer Tochter im Oktober 2016 war er nur noch für innogy tätig. Terium hat maßgeblichen Anteil daran, dass das Unternehmen zum Vorreiter für eine nachhaltige und intelligente Energieversorgung avancieren konnte. Ereignisse nach Ablauf des BerichtsjahresBritische Kapazitätsmarktauktion für 2021/2022: RWE sichert sich Prämie für 6,6 GW Erzeugungsleistung. Anfang des neuen Jahres haben zwei weitere Auktionen für den britischen Kapazitätsmarkt stattgefunden. Im Vordergrund stand dabei das Bieterverfahren für den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2021 bis 30. September 2022, das am 8. Februar 2018 nach drei Tagen abgeschlossen werden konnte. Mit Ausnahme des Steinkohlekraftwerks Aberthaw und einiger kleiner Neubauprojekte haben sich alle bei der Auktion vertretenen RWE-Anlagen für eine Prämienzahlung qualifiziert. Zusammen verfügen sie über eine gesicherte Leistung von 6,6 GW. Die im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie lag mit 8,40 £/kW (vor Inflationsanpassung) allerdings deutlich unter den Markterwartungen. An der Auktion nahmen Bestandsanlagen und Neubauprojekte mit insgesamt 74,2 GW teil, von denen 50,4 GW zum Zuge kamen. Wenige Tage zuvor war ein weiteres Bieterverfahren durchgeführt worden, das sich auf den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 bezog. Für diese Periode hatte es bereits im Dezember 2014 eine Auktion gegeben, bei der sich Anlagen mit insgesamt 49,3 GW - darunter 8,0 GW von RWE - für eine Prämie von 19,40 £/kW qualifizieren konnten. Die neuerliche Auktion diente dem Zweck, verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Dabei wurden 5,8 GW zusätzliche Erzeugungsleistung für eine Prämie von 6,00 £/kW ersteigert. RWE hatte sich mit einer Kleinanlage an dem Verfahren beteiligt, die allerdings keine Zahlung erhalten wird. 1.6 GESCHÄFTSENTWICKLUNGDer RWE-Konzern hat seine Ertragsziele für 2017 erreicht. Ausschlaggebend dafür war eine stark verbesserte Performance im Energiehandel. Darüber hinaus erzielten wir überdurchschnittliche Erträge aus der kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes. Unser bereinigtes EBITDA war deshalb mit 5,8 Mrd. € sogar etwas höher als erwartet, während das bereinigte Nettoergebnis mit 1,2 Mrd. € im oberen Bereich des Prognosekorridors lag. Das erfreuliche Gesamtbild darf allerdings nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich die Margen unserer Kohle- und Kernkraftwerke weiter verschlechtert haben. Hier machte sich der starke Strompreisverfall früherer Jahre bemerkbar. Mit unserem laufenden Effizienzprogramm konnten wir die Margeneinbußen allerdings etwas abfedern. Ergebnisentwicklung 2017: Was wir prognostiziert und was wir erreicht habenscroll
Stromerzeugung 6% unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 202,2 Mrd. kWh Strom erzeugt. Davon entfielen 37 % auf den Energieträger Braunkohle, 27 % auf Gas, jeweils 15 % auf Steinkohle und Kernenergie sowie 6 % auf regenerative Quellen. Unsere Stromproduktion war 6 % niedriger als im Vorjahr. Stark gesunken ist der Beitrag der Steinkohle zu unserer Erzeugung. Ungünstige Marktbedingungen spielten dabei eine Rolle. Außerdem ist zum 1. April 2017 das Steinkohlekraftwerk Voerde A/B stillgelegt worden. Die beiden Blöcke mit einer Nettoleistung von jeweils 695 MW gehörten zu 75 % Steag und zu 25 % RWE. Als Alleinvermarkter haben wir ihren Strom unter unserer Erzeugung ausgewiesen. Bei den Strommengen, die wir aus anderen Energieträgern erzeugt haben, ergaben sich keine wesentlichen Veränderungen. Unsere Gaskraftwerke steigerten ihre Produktion geringfügig, weil sich die Marktbedingungen für sie in Kontinentaleuropa verbessert haben; in Großbritannien waren allerdings einige dieser Anlagen für längere Zeit wegen Ertüchtigungsmaßnahmen vom Netz. Ein leichtes Plus gab es auch bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Ausschlaggebend dafür war, dass innogy neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat und die Auslastung der bestehenden Windkraftkapazitäten wetterbedingt gestiegen ist. Dagegen beeinträchtigte trockene Witterung die Erzeugung der deutschen Lauf- und Speicherwasserkraftwerke. Mengeneinbußen ergaben sich auch aus dem Verkauf der 33,3 %-Beteiligung am Windstromproduzenten Zephyr Investments Limited im Juli 2016 (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 40): Aufgrund vertraglich vereinbarter Strombezüge hatten wir uns einen Teil der Erzeugung und der Kapazität des britischen Windkraftportfolios von Zephyr zugerechnet. Bei der Braunkohleverstromung haben sich gegenläufige Faktoren nahezu neutralisiert: Einerseits verringerten sich die Produktionsausfälle infolge von Kraftwerksschäden und planmäßigen Revisionen; andererseits sind zwei Braunkohleblöcke mit 284 bzw. 278 MW Nettoleistung zum 1. Oktober 2017 außer Betrieb genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt worden (siehe Seite 20). Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtsjahr lagen diese Bezüge bei 76,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 65,3 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 278,2 Mrd. kWh (Vorjahr: 281,4 Mrd. kWh). scroll
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Mit 43,3 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2017 verfügten wir über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 43,3 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl mitberücksichtigt sind die beiden Braunkohleblöcke, die wir in die Sicherheitsbereitschaft überführt haben, und Kraftwerke im Konservierungszustand, die wir derzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht betreiben. Ebenfalls darin enthalten sind Anlagen im Fremdbesitz, über die wir aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 3,1 GW verringert. Hauptursache dafür war, dass wir zum 1. April 2017 das Steinkohlekraftwerk Voerde A/B (1.390 MW) und zum 31. Dezember 2017 das Kernkraftwerk Gundremmingen B (1.284 MW) stillgelegt haben. Bei innogy führte die Schließung von zwei Steinkohleblöcken der saarländischen Tochter VSE zu einem Kapazitätsrückgang, während die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen gegenläufig wirkte. Der im Dezember 2017 vereinbarte Verkauf des ungarischen Braunkohleverstromers Matra (siehe Seite 37) hatte keinen Einfluss auf die ausgewiesene Erzeugungsleistung, da die Transaktion zum Bilanzstichtag noch nicht abgeschlossen war. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2017 auf 35 %. Mit 25 % lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 17 %. Die erneuerbaren Energien kommen auf 10 % und die Kernenergie auf 6 %. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 59 % unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 22 % und die Niederlande mit 13 % nehmen die beiden folgenden Plätze ein. scroll
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Deutlicher Rückgang der CO2 -Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 132,4 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 129,3 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 3,1 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Gegenüber 2016 haben sich unsere CO2 -Emissionen um 15,9 Mio. Tonnen bzw. 11 % verringert. Einen Rückgang verzeichneten wir auch bei den spezifischen Emissionen, d. h. beim CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom. Dieser ist von 0,686 auf 0,655 Tonnen gesunken. Hintergrund ist, dass wir im vergangenen Jahr wesentlich weniger Steinkohle verstromt haben. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energie-versorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 131,0 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2017 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 1,6 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Im Vorjahr hatten wir noch Zertifikate für 4,5 Mio. Tonnen CO2 kostenlos erhalten, davon mehr als die Hälfte für den inzwischen veräußerten Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn. scroll
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Darin enthalten ist der CO2 -Ausstoß
unseres Gaskraftwerks im türkischen Denizli, der sich 2017 auf 1,4
Mio. Tonnen belief (Vorjahr: 1,2 Mio. Tonnen). Da die Türkei nicht
am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für diese
Mengen keine Emissionsrechte. 91,3 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert. Die in den Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Hauptabbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 91,3 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 90,5 Mio. Tonnen). Davon wurden 79,3 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet. scroll
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Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten
Stroms am Großhandelsmarkt. Sofern diese Verkaufsmengen größer sind
als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird die Differenz
im Absatz berücksichtigt. Im Geschäftsjahr 2017 war das nicht der
Fall, 2016 gab es dagegen einen positiven Saldo von 9,0 Mrd. kWh. Stromabsatz leicht unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im Berichtsjahr 261,1 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt und damit etwas weniger als 2016. Eine Rolle spielte dabei, dass unsere Erzeugungsmengen gesunken sind und RWE Supply & Trading deshalb weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt verkauft hat (siehe Fußnote 1 der Tabelle oben). Außerdem hat innogy im Vertrieb mit Haushalten und Unternehmen Kunden verloren, vor allem in Großbritannien und den Niederlanden. Die Absatzeinbußen machte unsere Tochter allerdings dadurch wett, dass sie bei deutschen Weiterverteilern Abnehmer hinzugewinnen und Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnte. scroll
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Gasabsatz um 4 % gesunken. Unser Gasabsatz lag mit 254,1 Mrd. kWh um 4 % unter dem des Vorjahres, trotz leichter Zuwächse im Unternehmensbereich Energiehandel. Ein wesentlicher Grund dafür war, dass von innogy belieferte Industrie- und Geschäftskunden den Anbieter gewechselt haben. Das machte sich insbesondere beim Absatz in Osteuropa bemerkbar. Auch im Vertrieb mit Haushalten musste unsere Tochter wettbewerbsbedingte Mengenrückgänge hinnehmen, die aber moderat ausfielen und im Wesentlichen das niederländische und das britische Geschäft betrafen. Den beschriebenen Absatzeinbußen standen - ähnlich wie im Stromvertrieb - gestiegene Lieferungen an deutsche Weiterverteiler gegenüber. scroll
Außenumsatz leicht unter Vorjahr. Der RWE-Konzern erwirtschaftete einen Außenumsatz von 44.585 Mio. €. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahr hat sich unser Umsatz um 3 % verringert. Von den Erlösen stammten 31.665 Mio. € aus dem Verkauf von Strom und 10.012 Mio. € aus dem Verkauf von Gas. Bei beiden Produkten verzeichneten wir Rückgänge von 3 %, die in erster Linie auf die gesunkenen Liefermengen zurückzuführen sind. Die Umsatzentwicklung war in geringem Umfang auch durch Wechselkursänderungen beeinflusst. Das Pfund Sterling, unsere wichtigste Auslandswährung, hat sich gegenüber dem Euro von durchschnittlich 1,22 € auf 1,14 € verbilligt. Die in Großbritannien erzielten Erlöse fielen deshalb nach der Umrechnung in Euro niedriger aus. scroll
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Davon Großbritannien: 205 Mio. € (2017) und
270 Mio. € (2016) Bereinigtes EBITDA mit 5,8 Mrd. € etwas höher als prognostiziert. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir ein bereinigtes EBITDA von 5.756 Mio. € erzielt. Gegenüber 2016 ist das ein Anstieg um 7 %, der in erster Linie auf eine stark verbesserte Performance im Energiehandel zurückzuführen ist. Zudem sanken die Aufwendungen für den Betrieb und die Instandhaltung der Verteilnetze, während rückläufige Kraftwerksmargen das Ergebnis belasteten. Unser Ausblick, den wir im März 2017 veröffentlicht hatten, sah für das bereinigte EBITDA eine Bandbreite von 5,4 bis 5,7 Mrd. € vor (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 87 f.). Dass wir leicht oberhalb dieses Korridors abschlossen, beruht u. a. auf unerwartet hohen Erlösen aus der kommerziellen Optimierung des Kraftwerkseinsatzes. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
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Davon Großbritannien: 40 Mio. € (2017) und
97 Mio. € (2016) Bereinigtes EBIT durch stark verringerte Abschreibungen geprägt. Das bereinigte EBIT hat sich um 18 % auf 3.646 Mio. € erhöht. Der prozentuale Anstieg ist damit wesentlich höher als beim bereinigten EBITDA. Hintergrund ist, dass im bereinigten EBIT auch die betrieblichen Abschreibungen berücksichtigt sind und sich diese deutlich verringert haben. Ihr Rückgang beruht maßgeblich darauf, dass wir im Konzernabschluss für 2016 hohe Wertberichtigungen vorgenommen hatten (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 48) und die planmäßig abzuschreibenden Vermögenswerte deshalb niedriger ausfielen. scroll
Überleitung zum Nettoergebnis: Hoher Sonderertrag aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Die Überleitung vom bereinigten EBIT zum Nettoergebnis war von den positiven Effekten geprägt, die sich aus der Rückerstattung der deutschen Kernbrennstoffsteuer für uns ergaben. Aber auch gegenläufige Einflüsse von Wertberichtigungen kamen zum Tragen. Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, hat sich um 6.822 Mio. € auf 161 Mio. € verbessert. Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt:
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Unser Finanzergebnis hat sich um 1.477 Mio. € auf - 751 Mio. € verbessert. Im Einzelnen ergaben sich hier folgende Veränderungen:
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Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 8.863 Mio. € auf 3.056 Mio. € erhöht. Unsere Steuerquote lag bei 24 % 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. Das war 2017 aber doch der Fall, weil die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer zu einem hohen Ergebnisbeitrag führte. Die niedrige Steuerquote beruht auch darauf, dass wir im Nachgang zu Betriebsprüfungen Steuererträge für Vorjahre verbucht haben. Gegenläufig wirkte, dass die Firmenwert-Abschreibung im britischen Vertriebsgeschäft zwar das Ergebnis minderte, aber keine Steuerwirkung hatte. Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 2.315 Mio. € (Vorjahr: - 5.484 Mio. €). Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter stiegen um 206 Mio. € auf 373 Mio. €. Dabei kam zum Tragen, dass sich seit dem Börsengang von innogy 23,2 % der Anteile an dem Unternehmen in Fremdbesitz befinden. Gegenläufig wirkten die Wertberichtigungen bei Matra in Ungarn und im britischen Vertriebsgeschäft von innogy. Auf Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 42 Mio. € (Vorjahr: 59 Mio. €). Der Betrag entspricht unseren Finanzierungskosten nach Steuern. Er bezieht sich nur auf die Hybridanleihe über 750 Mio. £, die nach IFRS Eigenkapital darstellt, weil sie eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit hat. Das übrige Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir im Finanzergebnis. Der Rückgang der Ergebnisanteile beruht im Wesentlichen darauf, dass wir die Kosten der Hybridfinanzierung im Berichtsjahr steuermindernd nutzen können, während dies 2016 nicht der Fall war. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2016 stark verbessertes Nettoergebnis von 1.900 Mio. € (Vorjahr: - 5.710 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 3,09 € (Vorjahr: - 9,29 €). scroll
Bereinigtes Nettoergebnis um 59 % über Vorjahr. Das bereinigte Nettoergebnis lag bei 1.232 Mio. € und damit im oberen Bereich der prognostizierten Bandbreite von 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Sondersachverhalte mitsamt ihrer Auswirkungen auf die Ertragsteuern herausgerechnet werden. Beispielsweise enthält das bereinigte Nettoergebnis keine Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Gegenüber dem Vorjahreswert (777 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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Mehr Investitionen für Kraftwerke, IT und Finanzanlagen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat der RWE-Konzern 2.629 Mio. € investiert. Damit lagen wir um 10 % über dem Vorjahreswert und innerhalb des erwarteten Korridors von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte haben wir 2.260 Mio. € eingesetzt, 11 % mehr als 2016. Der Großteil dieser Mittel floss in die Instandhaltung und Modernisierung von Tagebaugeräten, Kraftwerken, Netzen und IT-Infrastruktur, den Ausbau der erneuerbaren Energien und die Entwicklung innovativer Vertriebsangebote. Das Plus gegenüber 2016 ist u. a. auf Maßnahmen zur Ertüchtigung von Kraftwerken in Großbritannien zurückzuführen. Außerdem hat innogy verstärkt in ihre IT investiert. Die Ausgaben für Finanzanlagen waren mit 369 Mio. € um 4 % höher als 2016. Sie entfielen im Wesentlichen auf innogy, deren größte Einzeltransaktion im Berichtsjahr der Erwerb des Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery war (siehe Seite 38). scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen Zusätzliches Personal wegen Akquisition von Belectric. Zum 31. Dezember 2017 beschäftigte der RWE-Konzern 59.547 Mitarbeiter, davon 35.344 an deutschen und 24.203 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Seit Ende 2016 hat sich der Personalbestand leicht erhöht: In Deutschland haben wir 509 und im Ausland 386 Mitarbeiter hinzugewonnen. Eine Rolle spielte dabei, dass innogy Anfang 2017 den Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery übernommen hat. Auf Ebene der Segmente wurden die Personalzahlen auch durch konzerninterne Stellenverlagerungen beeinflusst. Größere Veränderungen ergaben sich dadurch, 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. Unsere Auszubildenden werden in den Mitarbeiterzahlen nicht erfasst. Ende 2017 erlernten 2.215 junge Menschen bei uns einen Beruf und damit fast so viele wie ein Jahr zuvor. 1.7 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGEDie Finanz- und Vermögenslage des RWE-Konzerns hat sich im vergangenen Geschäftsjahr weiter verbessert. Eine wichtige Rolle spielte dabei die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund. Sie half uns, die Nettoschulden zu senken und die Eigenkapitalquote zu steigern. Allerdings hatten wir 2017 mit der Dotierung des deutschen Kernenergiefonds auch eine hohe finanzielle Belastung zu stemmen. Unser operativer Cash Flow fiel deshalb negativ aus. Erfolgreich abgeschlossen haben wir den Schuldentransfer von der RWE AG auf innogy. Unsere Tochter hat zudem die letzten Voraussetzungen dafür geschaffen, um sich in eigener Regie bei Banken und am Kapitalmarkt refinanzieren zu können. Finanzierung des RWE-Konzerns. Seit dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 ruht die Finanzierungsverantwortung im RWE-Konzern auf zwei Schultern: innogy beschafft die Mittel für das auf sie übertragene Geschäft, während sich die RWE AG auf die Finanzierung derjenigen Aktivitäten beschränkt, die unter ihrer operativen Kontrolle verblieben sind. Gesellschaften, die von der RWE AG oder innogy SE gesteuert werden, nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit-und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Gehen sie Haftungsverhältnisse ein, übernehmen die RWE AG bzw. die innogy SE die Koordination. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Flexible Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital. Im Zuge der Reorganisation des RWE-Konzerns haben wir die Weichen dafür gestellt, dass die RWE AG und die innogy SE ihre Finanzierungsaufgaben vollkommen unabhängig voneinander wahrnehmen können. Dieser Prozess ist im Oktober 2017 abgeschlossen worden. Beide Gesellschaften verfügen über eine breite Palette von Instrumenten, die sie zusätzlich zu ihren operativen Mittelzuflüssen zur Deckung des Finanzbedarfs einsetzen können:
Die genannten Finanzierungsinstrumente enthalten keinerlei Vorgaben zur Wahrung bestimmter Grenzen hinsichtlich der Verschuldung oder der Kapitalstruktur. Ihre Nutzung ist nicht an ein bestimmtes Rating gebunden. Anleihen des RWE-Konzerns: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2017)in Mrd. € innogy übernimmt Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE. Im Zuge der finanziellen Neuaufstellung des Konzerns hat innogy den Großteil der Kapitalmarktschulden der RWE AG übernommen. Die Weichen dafür haben wir im Vorfeld des Börsengangs von innogy gestellt. Mitte vergangenen Jahres konnte der Schuldentransfer abgeschlossen werden. Bei den öffentlichen Senior-Anleihen, die von unserer früheren niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V. begeben worden waren, fand der Transfer bereits Ende 2015 statt, als wir die Emittentin an eine Vorgängergesellschaft der innogy SE verkauften. Allerdings blieb die RWE AG zu diesem Zeitpunkt noch Garantiegeberin für die Anleihen. Bei den Privatplatzierungen, die von der RWE AG selbst vorgenommen worden waren, haben wir die Schulden zunächst nur wirtschaftlich übertragen. Dazu sind interne Darlehensvereinbarungen geschlossen worden, bei denen die Verpflichtungen der RWE AG zur Bedienung der Anleihen durch entsprechende Zahlungsverpflichtungen von innogy gegenüber der RWE AG nachgebildet wurden. Auf die gleiche Weise sind zwei Darlehen der Europäischen Investitionsbank (EIB) über 645 Mio. € und 350 Mio. £ wirtschaftlich innogy zugeordnet worden. Unsere Tochter ist darüber hinaus Verpflichtungen in Höhe von 2,9 Mrd. € gegenüber der RWE AG eingegangen, die den Großteil der Verbindlichkeiten aus den Hybridanleihen von RWE abdecken. Die beschriebenen Maßnahmen sind vor dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 abgeschlossen worden. Direkt nach dem Börsengang haben wir die noch notwendigen Schritte unternommen, um den Schuldentransfer im Außenverhältnis gegenüber den Gläubigern umzusetzen. Anfang 2017 ist innogy an die Stelle der RWE AG als Garantiegeberin bzw. - im Falle der Privatplatzierungen - als Schuldnerin der Senior-Anleihen getreten. Vorausgegangen waren Abstimmungen unter den Anleihegläubigern, die das deutsche Gesetz über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen für solche Fälle vorsieht. Dabei kamen die Quoren und Mehrheiten zustande, die für einen Garantiegeber- bzw. Schuldnerwechsel erforderlich sind. Zwei Senior-Anleihen, auf die das Schuldverschreibungsgesetz nicht angewendet werden konnte, wurden bereits im Dezember 2016 auf dem Wege eines Anleihetausches übertragen. Dabei ist in einem Fall - es handelt sich um eine 2037 fällige Anleihe über 500 Mio. € - ein kleiner Restbetrag bei der RWE AG verblieben. Unsere beiden EIB-Darlehen konnten im Juli 2017 auf innogy übertragen werden, nachdem die Gläubigerin grünes Licht gegeben hatte. Mit Vollzug des Schuldnerwechsels sind die entsprechenden konzerninternen Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden. Anleihevolumen auf 14,0 Mrd. € gesunken. Ende 2017 standen auf Konzernebene Anleihen mit einem nominalen Gesamtvolumen von umgerechnet 14,0 Mrd. € aus - gegenüber 14,7 Mrd. € im Jahr zuvor. Die insgesamt 24 Titel lauten auf Euro, Pfund Sterling, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, war der RWE-Konzern am Bilanzstichtag zu 62 % in Euro und zu 38 % in Pfund Sterling verschuldet. Die ausstehenden Senior-Anleihen hatten Ende 2017 eine durchschnittliche Restlaufzeit von neun Jahren. Bei den Hybridanleihen der RWE AG ist das Nominalvolumen um 2,0 Mrd. € auf 1,9 Mrd. € zurückgegangen. Wesentlich dazu beigetragen hat, dass wir im Laufe des vergangenen Geschäftsjahres drei Anleihen zum frühestmöglichen Zeitpunkt getilgt haben: Dabei handelte es sich um Schuldverschreibungen über 250 Mio. CHF (Kupon: 5,25 %; Tilgung im April), 150 Mio. CHF (5 %; Juli) und 1 Mrd. US$ (7 %; Oktober). Zusätzlich zu den Tilgungen haben wir im Oktober vergangenen Jahres Hybridanleihen mit einem nominalen Gesamtwert von umgerechnet 585 Mio. € zurückgekauft. Davon entfielen 161 Mio. € auf unsere Anleihe über 700 Mio. € (Kupon: 2,75 %; frühestmögliche Tilgung: 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 erworben. Die Auswahl der zurückgekauften Papiere richtete sich u. a. nach Renditeaspekten. Das Nominalvolumen der Senior-Anleihen, die nahezu komplett der innogy SE zuzuordnen sind, ist um 1,3 Mrd. € auf 12,1 Mrd. € gestiegen. Ausschlaggebend dafür waren zwei Neuemissionen: Zunächst begab innogy im April eine Standardanleihe über 750 Mio. € mit achtjähriger Laufzeit und einem Kupon von 1 %. Im Oktober folgte die erste "grüne" Anleihe des Unternehmens: Der Nominalwert beträgt hier 850 Mio. €, die Laufzeit zehn Jahre und der Kupon 1,25 %. Grüne Anleihen sind zweckgebundene Finanzierungsinstrumente, deren Emissionserlöse ausschließlich für Projekte eingesetzt werden dürfen, die positiven Einfluss auf die Umwelt haben. innogy wird die vereinnahmten Mittel zur Refinanzierung von Windparks in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden nutzen. Die Anlagen sind bereits im Bau oder in Betrieb. Kurz nach Ablauf des Berichtsjahres hat innogy das günstige Zinsumfeld genutzt, um eine weitere Senior-Anleihe zu begeben. Ende Januar 2018 platzierte die Gesellschaft Papiere mit einem nominalen Volumen von 1 Mrd. €, einer Laufzeit von elfeinhalb Jahren und einem Kupon von 1,5 %. Der Zufluss aus der Emission dient u. a. zur Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten. Deutlich verringerte Fremdkapitalkosten. Der Kostensatz für die Fremdfinanzierung der RWE AG lag bei 2,5 %, gegenüber 4,0 % im Vorjahr. Ermittelt wurde er für den Jahresendbestand aller der Konzernholding zuzurechnenden Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Von den Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß International Financial Reporting Standards als Schulden einzustufen sind. Hauptursache für den Rückgang der Kapitalkosten ist, dass durch die Tilgung bzw. den Rückerwerb von Hybridanleihen vergleichsweise hohe Kuponzahlungen weggefallen sind. innogy hat für sein Fremdkapital zum Bilanzstichtag einen gegenüber 2016 stabilen Kostensatz von 4,1 % ermittelt. scroll
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Standard & Poor's hat das RWE-Rating nach
dem Bilanzstichtag auf unseren Wunsch zurückgezogen. Ratingagenturen bestätigen Investment Grade Rating von RWE. Zu den Bestimmungsfaktoren der Fremdfinanzierungskosten zählt auch die Beurteilung unserer Kreditwürdigkeit durch unabhängige Ratingagenturen. Im Rahmen ihrer turnusgemäßen Rating-Überprüfungen haben die drei führenden Agenturen 2017 ihre Bonitätseinstufung von RWE bekräftigt. Im Juni gaben Moody's und Standard & Poor's bekannt, dass sie unsere langfristige Kreditwürdigkeit weiterhin mit "Baa3" bzw. "BBB -" benoten. Bereits im April hatte die Agentur Fitch ihr Rating von RWE bestätigt, das mit "BBB" um eine Stufe höher ist. Somit bescheinigten uns alle drei Agenturen eine Bonität der Kategorie "Investment Grade" -bei stabilem Ausblick. Allerdings hat Standard & Poor's ihr RWE-Rating im Februar 2018 auf unseren Wunsch zurückgezogen. Hintergrund ist, dass nach dem Schuldentransfer zu innogy so gut wie keine Senior-Anleihen von RWE mehr ausstehen und wir deshalb die zwei verbliebenen Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend halten. innogy erhält dagegen weiterhin Ratings von allen drei Agenturen. Diese liegen jeweils eine Stufe über denen von RWE: Moody's bewertet die langfristige Kreditwürdigkeit unserer Tochter mit "Baa2" (negativer Ausblick), Standard & Poor's mit "BBB" (stabiler Ausblick) und Fitch mit "BBB+" (stabiler Ausblick). Die gute Benotung erklärt sich u. a. dadurch, dass innogy wegen des hohen Anteils regulierten Geschäfts ein vergleichsweise stabiles Ertragsprofil aufweist. Detaillierte Informationen zu ihrem Kreditrating gibt die Gesellschaft in ihrem Geschäftsbericht 2017. scroll
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Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame
Vorgänge. Operativer Cash Flow: Deutlicher Rückgang wegen Dotierung des Kernenergiefonds. Der RWE-Konzern erzielte im Berichtsjahr einen negativen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von - 1.754 Mio. € (Vorjahr: 2.352 Mio. €). Die Dotierung des deutschen Kernenergiefonds belastete unsere Liquidität mit rund 7 Mrd. € (siehe Seite 35). Ohne sie hätte sich der operative Cash Flow gegenüber 2016 stark verbessert. Ein Grund dafür ist, dass uns der Bund die von 2011 bis 2016 gezahlte Kernbrennstoffsteuer von insgesamt 1,7 Mrd. € rückerstattet hat. Die Investitionstätigkeit führte zu einem Cash Flow von 2.691 Mio. €. Im Berichtsjahr haben wir in großem Umfang kurzfristige Wertpapiere und Geldanlagen liquidiert, um die Dotierung des Kernenergiefonds zu finanzieren. Gegenläufig wirkten unsere Ausgaben für Sach- und Finanzanlageinvestitionen. Im Vorjahr waren aus der Investitionstätigkeit 4.570 Mio. € abgeflossen - u. a. wegen umfangreicher Wertpapierkäufe, die wir mit den Erlösen aus dem Börsengang von innogy getätigt hatten. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit belief sich auf - 1.536 Mio. €, nachdem es 2016 wegen des Börsengangs von innogy noch einen hohen Mittelzufluss (4.282 Mio. €) gegeben hatte. Im Berichtsjahr wurden Finanzschulden in Höhe von 4,9 Mrd. € getilgt; dem standen Refinanzierungen von insgesamt 4,0 Mrd. € gegenüber. Durch Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber sind in Summe 603 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 618 Mio. € verringert. Der hohe Mittelabfluss durch die Dotierung des Kernenergiefonds prägte auch die Entwicklung des Free Cash Flow. Dieser betrug - 3.849 Mio. € (Vorjahr: 809 Mio. €). Seit 2017 verwenden wir eine neue Definition des Free Cash Flow: Wir erfassen darin jetzt auch die Ausgaben für Finanzanlagen und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen. Die Vorjahreszahl wurde entsprechend angepasst. Niedrigere Nettoschulden dank Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2017 bei 20,2 Mrd. €. Gegenüber 2016 haben sie sich um 2,5 Mrd. € verringert. Prognostiziert hatten wir ein stabiles Niveau. Der Rückgang beruht u. a. darauf, dass uns die Kernbrennstoffsteuer rückerstattet wurde. Als wir Anfang 2017 die Prognose erstellten, war das noch nicht absehbar. Daneben sind die Pensionsrückstellungen um 1,3 Mrd. € gesunken. Hintergrund ist, dass sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil unserer Pensionsverpflichtungen abdecken, aufgrund positiver Marktentwicklungen erhöht hat. Außerdem haben wir die Diskontierungszinssätze 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. Keinen Einfluss auf die Höhe der Nettoschulden hatte die Dotierung des Kernenergiefonds, da sich unsere Kernenergierückstellungen entsprechend verringert haben. scroll
Stabile außerbilanzielle Verpflichtungen aus dem Einkauf von Strom und Rohstoffen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 26,2 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 26,0 Mrd. €) und 7,1 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 7,4 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 144 f. im Anhang. Eigenkapitalquote auf 17,4 % gestiegen. Zum Abschlussstichtag wies der RWE-Konzern eine Bilanzsumme von 69,1 Mrd. € aus. Das sind 7,3 Mrd. € weniger als im Vorjahr, vor allem wegen der Dotierung des Kernenergiefonds. Unseren Fondsbeitrag von rund 7 Mrd. € hatten wir in der Vorjahresbilanz bei den kurzfristigen Rückstellungen ausgewiesen. Diese haben sich daher stark verringert. Zugleich minderte der Mittelabfluss das kurzfristige Vermögen. Zum Rückgang der Bilanzsumme trug auch bei, dass die Derivate gesunken sind, und zwar um 2,2 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 1,4 Mrd. € auf der Passivseite. Dagegen schlug sich die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund bilanzverlängernd nieder. Unter anderem wegen des letztgenannten Sachverhalts hat sich das Eigenkapital des RWE-Konzerns um 4,0 Mrd. € auf 12,0 Mrd. € erhöht. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) stieg um 6,9 Prozentpunkte auf 17,4 %. scroll
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Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus
Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche 1.8 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)Der Einzelabschluss der RWE AG spiegelt eine stark verbesserte Ertragslage wider. Hatten wir im Vorjahr wegen hoher Wertberichtigungen auf Kraftwerke noch Verluste geschrieben, konnten wir 2017 einen Jahresüberschuss von 1,4 Mrd. € ausweisen. Dabei half uns die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund. Sie war auch einer der Gründe dafür, dass sich die Eigenkapitalquote der RWE AG um 7,7 Prozentpunkte auf 17,9 % verbesserte. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/berichte zur Verfügung. scroll
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Vermögenslage. Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2017 eine Bilanzsumme von 34,2 Mrd. € aus. Das sind 11,8 Mrd. € weniger als im Vorjahr. Deutlich verringert haben sich die Forderungen und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen. Ein Grund dafür war, dass innogy 2017 einen Teil der Kapitalmarktschulden der RWE AG übernommen hat und mit Vollzug des Schuldnerwechsels entsprechende konzerninterne Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden sind (siehe Seite 53). Außerdem entfiel ein 2016 entstandener Dividendenanspruch gegenüber der RWE Downstream Beteiligungs GmbH, weil die Gesellschaft, die unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy hält, im Berichtsjahr eine entsprechende Ausschüttung an die RWE AG leistete. Der Rückgang der Bilanzsumme beruht ferner darauf, dass die RWE AG Wertpapiere des Anlage- und des Umlaufvermögens veräußert hat. Mit den Erlösen haben wir ein Darlehen zurückgezahlt, das uns RWE Power gewährt hatte, und den Verlust dieser Gesellschaft aus dem Vorjahr ausgeglichen. Die Eigenkapitalquote der RWE AG lag zum 31. Dezember 2017 bei 17,9 % und damit deutlich über dem Vorjahreswert (10,2 %). Neben den erläuterten Effekten kam hier zum Tragen, dass wir für 2017 einen Jahresüberschuss ausweisen konnten. Finanzlage. Die RWE AG ist finanziell solide aufgestellt und verfügt über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Führende Ratingagenturen bescheinigen uns eine hohe Bonität. Ausführliche Informationen über die Finanzlage von RWE und über unsere Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr finden Sie auf Seite 52 ff. Ertragslage. Verglichen mit dem Vorjahr, das durch hohe Einmalbelastungen geprägt war, hat sich die Ertragslage der RWE AG 2017 wieder stark verbessert. Das Ergebnis aus Finanzanlagen der RWE AG ist um 3.508 Mio. € auf 2.268 Mio. € gestiegen. Nach den Kraftwerksabschreibungen von 2016 haben die beiden großen Erzeugungsgesellschaften von RWE im Berichtsjahr wieder Gewinne erwirtschaftet. RWE Power kam die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer zugute, während RWE Generation u.a. von der erfolgreichen kommerziellen Optimierung des Kraftwerkseinsatzes profitierte. Das Zinsergebnis verbesserte sich um 29 Mio. € auf - 339 Mio. €. Hier machte sich bemerkbar, dass wir das Volumen der ausstehenden Hybridanleihen im vergangenen Jahr durch Tilgungen und Rückkäufe gesenkt haben und deshalb weniger für die Finanzierung aufwenden mussten. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen sank um 1.521 Mio. € auf - 345 Mio. €, u. a. wegen des Wegfalls positiver Einmaleffekte aus dem Vorjahr: 2016 hatte die Reorganisation des RWE-Konzerns dazu geführt, dass stille Reserven bei Beteiligungen aufgedeckt wurden. Bei einem Steueraufwand in Höhe von 172 Mio. € (Vorjahr: 569 Mio. €) kommt die RWE AG für 2017 auf einen Jahresüberschuss von 1.412 Mio. €, nachdem sie im Vorjahr noch einen Fehlbetrag von 1.001 Mio. € ausgewiesen hatte. Auch für 2018 rechnen wir mit einem Jahresüberschuss, der aber niedriger sein wird als 2017. Der Bilanzgewinn in Höhe von 922 Mio. € spiegelt die geplante Ausschüttung an unsere Aktionäre wider. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 26. April 2018 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2017 eine Dividende je Stamm- und Vorzugsaktie von 1,50 € zu zahlen. Der Betrag setzt sich zusammen aus der regulären Dividende von 0,50 € und einer Sonderzahlung von 1,00 €, mit der die RWE-Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligt werden sollen. Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2018 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB abgegeben und auf folgender Internetseite veröffentlicht: www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung 1.9 DARSTELLUNG DES RWE-KONZERNS MIT INNOGY ALS REINER FINANZBETEILIGUNGSeit wir unsere Tochter innogy an die Börse gebracht haben, steuern wir sie wie eine reine Finanzbeteiligung. Eine Grundlagenvereinbarung gewährleistet, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit eigenständig ausüben kann. Bei der Konzernplanung für RWE orientieren wir uns dementsprechend auch an Konzernzahlen, in denen innogy nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten ist, sondern mit dem Marktwert der Beteiligung und mit der Dividendenzahlung. Im Folgenden stellen wir einige dieser nicht IFRS-konformen Kennzahlen dar und erläutern, wie wir sie ermittelt haben. Vollkonsolidierung gibt Status der innogy-Beteiligung nur eingeschränkt wieder. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir Gesellschaften, die von der RWE AG mittel- oder unmittelbar beherrscht werden, im Konzernabschluss vollkonsolidieren. Das heißt, die betroffenen Aktivitäten gehen mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in die Konzernzahlen ein. Auch innogy wird im Konzernabschluss vollkonsolidiert, weil wir mit 76,8 % die Mehrheit an dem Unternehmen halten. Allerdings korrespondiert diese Darstellungsform nur eingeschränkt mit der Art und Weise, wie wir die Gesellschaft steuern. innogy hat für uns den Status einer reinen Finanzbeteiligung, von der wir uns eine attraktive, verlässliche Dividende versprechen. Dokumentiert wird dies durch eine Grundlagenvereinbarung, nach der unsere Tochter unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Angepasstes Zahlenwerk. Für Planungszwecke nutzen wir daher auch eine nicht IFRS-konforme Darstellungsweise, die vom Prinzip einer Vollkonsolidierung abweicht. Unsere Beteiligung an innogy ordnen wir dabei dem Bilanzposten "Übrige Finanzanlagen" zu. Der Wertansatz ergibt sich aus der Anzahl unserer innogy-Aktien, multipliziert mit deren Börsenkurs zum Abschlussstichtag. Im bereinigten EBITDA ist innogy 2017 ausschließlich mit der Dividendenzahlung von 683 Mio. € enthalten, im Vorjahr dagegen mit den Beiträgen der innogy-Gesellschaften zum Beteiligungs- und zum At-Equity-Ergebnis des Konzerns, die sich auf 730 Mio. € summierten. Auf das neutrale Ergebnis und das Finanzergebnis des Konzerns hat innogy keinen direkten Einfluss mehr. Allerdings wird das Zahlenwerk von RWE zusätzlich dadurch verändert, dass wir Geschäfte des Restkonzerns mit innogy fiktiv wie Geschäfte mit Dritten behandeln. Bereinigtes EBITDA besser als erwartet. Die folgende Übersicht stellt einige wesentliche Finanzkennzahlen dar, die sich nach der oben beschriebenen Methodik ergeben. Die Zahlen entwickelten sich in die gleiche Richtung wie bei einer Vollkonsolidierung von innogy. Das bereinigte EBITDA lag mit 2.066 Mio. € etwas über unseren Erwartungen; gegenüber 2016 hat es sich um 7 %% erhöht. Das bereinigte Nettoergebnis bewegte sich mit 973 Mio. € im oberen Bereich dessen, was wir prognostiziert hatten, nachdem es 2016 noch leicht negativ gewesen war (- 20 Mio. €). Eine positive Entwicklung verzeichneten wir auch bei den Nettoschulden: Sie sanken um 34 %% auf 4.510 Mio. €, insbesondere wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. scroll
1.10 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABENGegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315a Abs. 1 und 289a Abs. 1 des Handelsgesetzbuches sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden gesellschaftsspezifische Regelungen, die u. a. die Anpassung der Kapitalstruktur durch den Vorstand oder den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle betreffen. Bei RWE entsprechen all diese Bestimmungen den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 % bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren; 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie; 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie; 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2017 gab es keine Beteiligung an der RWE AG, die bei über 10 % der Stimmrechte lag. Mitte des Jahres hatte die RWEB GmbH mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil von 14,18 % auf 2,70 % gesunken war. Beschränkungen bei der Übertragung von Aktien. Im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms der RWE AG sind im abgelaufenen Geschäftsjahr 340.920 RWE-Stammaktien an Mitarbeiter ausgegeben worden. Diese Titel unterliegen bis zum 31. Dezember 2018 einer Verfügungsbeschränkung. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands ist durch §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz geregelt. Satzungsänderungen richten sich nach §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Die genannte Satzungsregelung sieht vor, dass Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, soweit außerdem eine Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Mehrheit des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst werden, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes vorschreibt. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form, und nicht den Inhalt betreffen. Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen eingezogen werden. Ferner dürfen sie im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien. Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann es jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20 % erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Für die Senior-Anleihe, die im Zuge der Schuldenübertragung auf innogy mit einem Restbetrag bei der RWE AG verblieben ist (siehe Seite 53), gilt folgende Regelung: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in besagtem Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen. Geschieht dies nicht, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 3 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Auswirkungen eines Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und dies für das jeweilige Vorstandsmitglied mit wesentlichen Nachteilen verbunden wäre. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb eines halben Jahres nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle aus wichtigem Grund niederlegen. Dabei ist eine Frist von drei Monaten einzuhalten. Zusätzlich kann ein Vorstandsmitglied die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezügen, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung entspricht den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 66 f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben, aber noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie über die letzten 30 Börsenhandelstage vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis zu diesem Zeitpunkt pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 1.11 VERGÜTUNGSBERICHTEine leistungsorientierte und transparente Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden erläutern wir die Struktur und die Höhe der Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands der RWE AG. Neben den Vorgaben des deutschen Aktien- und Handelsrechts berücksichtigen wir dabei auch alle Empfehlungen, die der Deutsche Corporate Governance Kodex zur Ausgestaltung und Darstellung der Vergütungssysteme gibt. Struktur der Vergütung des AufsichtsratsDie Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Danach steht dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats pro Geschäftsjahr eine Festvergütung von 300 Tsd. € zu. Seinem Stellvertreter werden 200 Tsd. € gewährt. Die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten 100 Tsd. € und darüber hinaus eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses bekommen ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25 % der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und diese Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2016 nachgekommen. Im Falle der im April 2017 neu in das Gremium gewählten Mitglieder gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2018 ausbezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2017. Höhe der Vergütung des AufsichtsratsDie Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten und der Mandatsvergütung bei Tochtergesellschaften; ohne Auslagen) summierte sich für das Geschäftsjahr 2017 auf 3.637 Tsd. € (Vorjahr: 3.228 Tsd. €). Davon wurden 459 Tsd. € (Vorjahr: 442 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt und Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 877 Tsd. € (Vorjahr: 482 Tsd. €) ausgezahlt. Der Anstieg der Mandatsvergütungen ergibt sich u. a. daraus, dass einzelne Personen auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören und für diese Tätigkeit im Jahr 2016 nur eine zeitanteilige Vergütung gewährt wurde. Die folgende Tabelle zeigt die Aufsichtsratsvergütung für alle Personen, die dem Gremium in den Jahren 2016 und/oder 2017 angehört haben. scroll
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Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf
aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten
eine zeitanteilige Vergütung. Struktur der Vergütung des VorstandsGrundlegendes zur Vorstandsvergütung. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Das im Folgenden erläuterte Vergütungssystem wird seit dem 1. Oktober 2016 angewendet. Es gewährleistet eine Vergütung, die sich an der persönlichen Leistung des Einzelnen, dem Unternehmenserfolg und der langfristigen Kursentwicklung der RWE-Aktie ausrichtet. Die Vorstandsvergütung besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten. Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsabhängigen Komponenten zählen die Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung. Empfänger der Vorstandsvergütung. Im zurückliegenden Geschäftsjahr erhielten Dr. Rolf Martin Schmitz, Dr. Markus Krebber und Uwe Tigges Leistungen für Vorstandstätigkeiten bei der RWE AG. Dr. Schmitz ist seit 1. Mai 2009 Mitglied des Vorstands und seit 15. Oktober 2016 dessen Vorsitzender. Dr. Krebber wurde zum 1. Oktober 2016 in das Gremium berufen und verantwortet seit dem 15. Oktober 2016 das Finanzressort. Uwe Tigges gehörte dem Vorstand vom 1. April 2013 bis zum 30. April 2017 an. Er führte das Personalressort und war zugleich Arbeitsdirektor. Uwe Tigges hat sein Mandat niedergelegt, um sich auf seine Tätigkeit im Vorstand der innogy SE zu konzentrieren, dem er seit 1. April 2016 angehört. Seine Aufgaben im Vorstand der RWE AG sind zum 1. Mai 2017 auf Dr. Rolf Martin Schmitz übertragen worden, der seither auch Arbeitsdirektor ist. Alle Vorstandsmitglieder haben mit Wirkung zum 1. Oktober 2016 Dienstverträge auf Basis des aktuellen Vergütungssystems geschlossen. Uwe Tigges, der zum damaligen Zeitpunkt dem Vorstand der RWE AG und der innogy SE angehörte, erhielt seinen Vertrag von der innogy SE. Erfolgsunabhängige Vergütung des VorstandsFestgehalt und Versorgungsentgelt. Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht Vorstandsmitgliedern für jedes Dienstjahr ein individuell festgelegter Betrag als Versorgungsentgelt zu. Das Versorgungsentgelt wird wahlweise bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Regelaltersgrenze erreichen Vorstandsmitglieder der RWE AG mit 63 Jahren. Danach ist eine Wiederbestellung für jeweils ein Jahr möglich, maximal jedoch bis zur Vollendung des 65. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können bei Wechsel in den Ruhestand zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten sie oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten im RWE-Konzern Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Die Ruhegeldansprüche von Uwe Tigges wurden mit Beendigung seines Dienstvertrags von der RWE AG auf die innogy SE übertragen. Eine abweichende Regelung gilt für Dr. Rolf Martin Schmitz, der bereits vor Einführung des Versorgungsentgelts in den Vorstand berufen wurde. Ihm ist eine Pensionszusage erteilt worden, die unverändert fortgeführt wird. Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Prämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung des VorstandsTantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der Erreichung individueller und kollektiver Ziele des Vorstands abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme, die von der Höhe des bereinigten EBIT abhängt und folgendermaßen ermittelt wird: Der Aufsichtsrat legt zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres einen Zielwert für das bereinigte EBIT fest. Nach Ablauf des Geschäftsjahres wird das tatsächlich erreichte bereinigte EBIT mit diesem Zielwert verglichen. Stimmen die Werte überein, beträgt die Zielerreichung 100 %. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Über- oder unterschreitet das bereinigte EBIT den Zielwert, steigt bzw. sinkt die Zielerreichung mit dem Faktor 2,5. Bei einem bereinigten EBIT von genau 120 % des Zielwerts beträgt die Zielerreichung 150 %. Der letztgenannte Wert ist zugleich die Obergrenze, die selbst bei einem höheren bereinigten EBIT nicht übertroffen werden kann. Die Untergrenze wird erreicht, wenn das bereinigte EBIT genau 80 % des Zielwerts beträgt. Die Zielerreichung der Unternehmenstantieme beträgt dann 50 %. Fällt der EBIT-Wert unter die 80 %-Schwelle, wird keine Unternehmenstantieme ausgezahlt. Die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen. Welcher Wert erreicht wird, hängt von folgenden Kriterien ab, die jeweils mit einem Drittel gewichtet werden: (1) der Erreichung individueller Ziele, (2) der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands sowie (3) der Leistungen auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) und der Mitarbeitermotivation. Der Erfolg auf dem Gebiet der CR hängt von der Erreichung ökologischer und gesellschaftlicher Ziele ab und wird in unserer Nachhaltigkeitsberichterstattung dokumentiert. Die Mitarbeitermotivation messen wir mit einem Motivationsindex, der sich auf anonyme Befragungen zur Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit unserer Mitarbeiter stützt. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder hinsichtlich der drei genannten Kriterien und bestimmt so ihren individuellen Leistungsfaktor. Dies geschieht nach Maßgabe der Ziele und Zielwerte, die er zu Anfang des Geschäftsjahres verbindlich festgelegt hat. Die so ermittelte Tantieme wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Aktienbasierte Vergütung. Den Mitgliedern des Vorstands wird außerdem eine aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (kurz: SPP) der RWE AG gewährt. Der SPP honoriert das Erreichen langfristiger Ziele. Maßgeblich für den Erfolg sind hier die Höhe des bereinigten Nettoergebnisses und die Performance der RWE-Stammaktie (Rendite aus Kursentwicklung und Dividende) über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Indem der SPP die Vergütung mit der langfristigen Aktienkursentwicklung verknüpft, bestärkt er den Vorstand darin, bei seinen Entscheidungen die Perspektive der Unternehmenseigentümer anzunehmen. Der SPP basiert auf bedingt zugeteilten Performance Shares. Diese werden jeweils zum 1. Januar eines Geschäftsjahres gewährt. Die Planbedingungen des SPP sehen eine Übergangstranche im Einführungsjahr 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für 2017, 2018 und 2019 vor. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein Zuteilungsschreiben. Aus dem darin genannten Brutto-Zuteilungsbetrag wird die - noch vorläufige - Anzahl der Performance Shares ermittelt, indem er durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt wird. Die Performance Shares haben eine Laufzeit von vier Jahren (Vesting-Periode). Nach Ablauf des ersten Jahres wird die Anzahl der endgültig zugeteilten Performance Shares festgestellt. Sie hängt vom bereinigten Nettoergebnis ab, das der RWE-Konzern in diesem Jahr erzielt hat. Dabei wird der Ist-Wert mit einem vorab definierten Zielwert verglichen. Diesen festzulegen ist Sache des Aufsichtsrats, der sich dabei an der genehmigten Mittelfristplanung orientiert. Entspricht der Ist-Wert exakt dem Zielwert, werden 100 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Bei einer Überschreitung des Zielwertes beträgt die endgültige Zuteilung mehr als 100 %, und umgekehrt. Ähnlich wie bei der Ermittlung der Unternehmenstantieme gibt es eine Ober- und eine Untergrenze. Erreicht oder überschreitet das bereinigte Nettoergebnis den oberen Schwellenwert, werden 150 % der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt. Entspricht es dem unteren Schwellenwert, liegt die endgültige Zuteilung bei 50 %. Bei einem noch niedrigeren Ist-Wert verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Die endgültige Anzahl der Performance Shares kann somit zwischen 0 % und 150 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares betragen. Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode werden die final festgeschriebenen Performance Shares vollständig und in bar an die Mitglieder des Vorstands ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag hängt von der Performance der RWE-Stammaktie ab. Er entspricht der Anzahl der final zugeteilten Performance Shares, multipliziert mit dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode, zuzüglich der kumulierten Dividenden, die während der Haltefrist ausgezahlt worden sind. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Aktienperformance ist die Auszahlung auf höchstens 200 % des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt. Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, 25 % des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in RWE-Aktien zu reinvestieren. Die Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden. Bei Einführung des SPP wurde den Mitgliedern des Vorstands die aktienbasierte Vergütung für das Übergangsjahr 2016 rückwirkend vollständig auf Basis des neuen SPP gewährt. Für die Einführungstranche 2016 richtet sich die finale Anzahl der Performance Shares nach der Höhe des bereinigten Nettoergebnisses von 2017 und seinem Verhältnis zum Zielwert für 2017. Hintergrund ist, dass es zum Zeitpunkt ihrer Gewährung im Oktober 2016 nicht mehr sinnvoll war, einen 2016er-Zielwert für das bereinigte Nettoergebnis festzulegen. Der Aufsichtsrat hat bereits 2016 für alle vorgesehenen Tranchen (2016 bis 2019) des SPP Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis festgelegt. Dabei sind auch die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Nachträgliche Anpassungen dieser Werte kann der Aufsichtsrat nur in sehr begrenztem Umfang und in abschließend definierten Fällen vornehmen, um Auswirkungen von Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen und regulatorische Änderungen zu berücksichtigen, die bei der Festlegung der Werte noch nicht bekannt oder absehbar waren. Damit folgt die RWE AG der Empfehlung des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), dass prinzipiell keine nachträglichen Änderungen der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter vorgenommen werden sollen. Nach dem Ausscheiden eines Vorstandmitglieds am Ende der Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden am Ende der vierjährigen Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen alle Performance Shares, die noch nicht das Ende der Planlaufzeit erreicht haben. Der SPP enthält überdies eine sogenannte Malus-Regelung. Danach kann der Aufsichtsrat ein Fehlverhalten von Vorstandsmitgliedern, z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft, mit einer Kürzung oder einer vollständigen Streichung laufender SPP-Tranchen ahnden. Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung. Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben zu 100 % erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Das Festgehalt macht rund 30 % der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die Tantieme, entfällt in etwa ein Anteil von 30 %. Der SPP als langfristige Vergütungskomponente deckt rund 40 % der Gesamtvergütung ab. Begrenzung der Vorstandsvergütung. Wie bereits erläutert, sind die variablen Vergütungsbestandteile nach oben begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150 % des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (0,8 bis 1,2), werden höchstens 180 % des Tantiemebudgets erreicht. Für die aktienbasierte Vergütung nach dem SPP gilt, dass die Auszahlung der Performance Shares nach Ablauf der Vesting-Periode bei maximal 200 % des Zuteilungsbudgets liegen kann. Aus den genannten Maximalwerten lässt sich auch für die Gesamtvergütung eine Obergrenze ableiten (siehe Schaubild auf der nächsten Seite). Bandbreite der Vorstandsvergütung Auszahlungszeitpunkte. Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausbezahlt, soweit es nicht in eine Versorgungszusage überführt worden ist. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres stellt der Aufsichtsrat die Zielerreichung für die Unternehmenstantieme fest und bestimmt den individuellen Leistungsfaktor. Die Tantieme kommt im Monat der Hauptversammlung zur Auszahlung, die sich mit dem Jahresabschluss der RWE AG befasst. Nach Beendigung der vierjährigen Planlaufzeit werden die Performance Shares aus dem SPP ausbezahlt, und zwar im Monat der ordentlichen Hauptversammlung des Folgejahres. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25 % des Auszahlungsbetrags in RWE-Stammaktien investieren und dürfen die Titel erst liquidieren, wenn nach der vierjährigen Vesting-Periode drei weitere Kalenderjahre vergangen sind. Somit dauert es insgesamt sieben Jahre, bis die Vorstandsmitglieder über ihre volle Vergütung verfügen können. Zeitliches Auszahlungsprofil der Vorstandsvergütung für ein Geschäftsjahr Regelung zur Altersversorgung. Bis zur Einführung des bereits beschriebenen Versorgungsentgelts am 1. Januar 2011 ist den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt worden. Von den Vorstandsmitgliedern des Jahres 2017 betrifft dies Dr. Rolf Martin Schmitz; seine bereits 2009 erteilte Pensionszusage wird unverändert fortgeführt. Sie gewährt ihm einen Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG nach Vollendung des 60. Lebensjahres, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags gezahlt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen von Dr. Rolf Martin Schmitz und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Sollte der Fall eintreten, dass Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich daraus wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben, haben diese ein Sonderkündigungsrecht. Sie können ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung ihres Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30 % der Stimmrechte auf sich vereinen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch dann vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50 % des Wertes der RWE AG. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares nach dem SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung und Abfindungsobergrenze. Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des DCGK eine Vereinbarung, dass im Falle einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrags vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze). Höhe der Vergütung des VorstandsIm Folgenden wird die Vergütung dargestellt, die den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2017 gewährt worden ist. Ermittelt wurde sie nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuches (HGB). Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2017. Nach den Ermittlungsvorschriften des HGB belief sich die Gesamtvergütung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2017 auf 7.274 Tsd. €. Mit eingerechnet sind die Beträge, die Uwe Tigges bis zum 30. April 2017 für seine Doppelfunktion im Vorstand der RWE AG und der innogy SE erhalten hat. Diese Bezüge wurden von innogy SE gewährt und sind der Gesellschaft seitens der RWE AG anteilig erstattet worden. Die Gesamtvergütung des Vorjahres lag bei 15.486 Tsd. €; die Zahl umfasst auch die Beträge, die Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zu ihrem Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG am 14. Oktober 2016 erhalten haben. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten, also das Festgehalt der Vorstandsmitglieder, die Sach- und sonstigen Bezüge und das Versorgungsentgelt, summierten sich 2017 auf 2.342 Tsd. € (Vorjahr: 4.471 Tsd. €). Nach HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für die Pensionszusage an Dr. Rolf Martin Schmitz nicht zur Vergütung, wohl aber das an Dr. Markus Krebber ausbezahlte Versorgungsentgelt in Höhe von 255 Tsd. € (Vorjahr: zeitanteilig 64 Tsd. €). Für den Zeitraum bis 30. April 2017 ist auch das von innogy SE gezahlte Versorgungsentgelt für Uwe Tigges in Höhe von 85 Tsd. € berücksichtigt (Vorjahr: ganzjährig 255 Tsd. €). Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile, bestehend aus der Tantieme der Vorstandsmitglieder und der Zuteilung nach dem SPP, beliefen sich 2017 auf insgesamt 4.932 Tsd. € (Vorjahr: 11.015 Tsd. €). Hierbei und bei den folgenden Werten für 2017 ist die Vergütung von Uwe Tigges zeitanteilig bis zu seinem Ausscheiden berücksichtigt; entsprechend enthalten die Vorjahreswerte auch die Vergütung, die Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zu ihrem Ausscheiden gewährt worden ist. Von der erfolgsabhängigen Vergütung der Vorstandsmitglieder entfielen 2.365 Tsd. € (Vorjahr: 4.115 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2017 und 2.567 Tsd. € (Vorjahr: 2.987 Tsd. €) auf die Zuteilung von Performance Shares aus dem SPP. Wie auf Seite 66 dargelegt, hängt die Höhe der Tantieme maßgeblich vom bereinigten EBIT ab. Für das Geschäftsjahr 2017 hatte der Aufsichtsrat einen Zielwert von 3.573 Mio. € (Zielerreichung von 100 %) und eine Obergrenze von 4.288 Mio. € (Zielerreichung von 150 %) festgelegt. Inklusive Bereinigungen ergab sich ein Ist-Wert von 3.676 Mio. €. Die Zielerreichung betrug dementsprechend 107 %. Bei der Ermittlung des Ist-Wertes wurden Anpassungen vorgenommen, um strukturelle Unterschiede zwischen Ist- und Planwerten zu bereinigen. Diese Unterschiede ergeben sich insbesondere bei den Abschreibungen oder werden durch ungeplante Sondersachverhalte (z. B. Erlöse aus Verkäufen) verursacht. Die für das Geschäftsjahr 2017 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. scroll
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Der Tabelle liegt die Konzernperspektive zugrunde.
In den Zahlen sind sämtliche Bezüge berücksichtigt, die Uwe Tigges,
Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zum Ausscheiden aus dem
Vorstand der RWE AG für ihre Vorstandstätigkeit bei der RWE AG und
der innogy SE erhalten haben. Gemäß HGB darf die RWE AG in ihrem Einzelabschluss
nur die Teilbeträge ausweisen, die von ihr selbst wirtschaftlich getragen
werden. Im Geschäftsjahr 2017 war nur noch Uwe Tigges für beide Gesellschaften
tätig. Im Einzelabschluss der RWE AG werden ihm eine erfolgsunabhängige
Vergütung von 171 Tsd. € und eine erfolgsabhängige Vergütung von 107
Tsd. € zugerechnet. Aktienkursbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan. Im Geschäftsjahr 2017 wurden Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber Performance Shares nach dem SPP der RWE AG zugeteilt, während Uwe Tigges seine Performance Shares nach dem strukturell vergleichbaren SPP der innogy SE erhielt. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Umfang Performance Shares ausgegeben worden sind. Ausschlaggebend für das Verhältnis der vorläufig zugeteilten zu den endgültig zugeteilten Performance Shares war das bereinigte Nettoergebnis des RWE-Konzerns im Geschäftsjahr 2017. Dafür hat der Aufsichtsrat einen Ist-Wert von 806 Mio. € festgelegt. Der Betrag unterscheidet sich von dem auf Seite 48 genannten Wert (1.232 Mio. €), weil zusätzliche Bereinigungen erforderlich waren, die die Planbedingungen des SPP vorsehen. Dabei handelt es sich um die gleichen Bereinigungen wie bei der Ermittlung des Ist-Wertes für das bereinigte EBIT (siehe oben). Bei einem Zielwert von 686 Mio. € (Zuteilung von 100 %) und einer Obergrenze von 1.086 Mio. € (Zuteilung von 150 %) ergibt sich eine endgültige Zuteilung in Höhe von 115 % der vorläufig gewährten Performance Shares. Im Falle von Uwe Tigges richtete sich die Zuteilungsquote am bereinigten Nettoergebnis von innogy aus. Sie lag 2017 bei 88 %. scroll
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Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus der aktienbasierten Vergütung nach dem SPP zugeführt worden sind. scroll
Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung. Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Dr. Rolf Martin Schmitz lag 2017 bei 538 Tsd. € (Vorjahr: 229 Tsd. €). Hierbei handelt es sich um keinen Vergütungsbestandteil gemäß HGB. Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 12.391 Tsd. € (Vorjahr: 13.923 Tsd. €). Der Wert der Pensionsverpflichtung nach HGB belief sich auf 9.287 Tsd. € (Vorjahr: 9.894 Tsd. €). 2017 verminderte sich die Pensionsverpflichtung um 607 Tsd. € (Vorjahr: Zuführung in Höhe von 435 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2017 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei planmäßigem Ausscheiden aus der Gesellschaft zum Ablauf seiner Bestellung 556 Tsd. € (Vorjahr: 484 Tsd. €). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern, die sie auf die RWE AG übertragen haben. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance KodexNach dem Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) in der Fassung vom 7. Februar 2017 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsbestandteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit gewährt werden. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten offengelegt werden sollen. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört nach DCGK auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der DCGK konkretisiert die empfohlene Darstellung der Vorstandsvergütung anhand von Mustertabellen, in denen zwischen der "Gewährung" und dem "Zufluss" unterschieden wird:
Die im Kodex getroffene Abgrenzung sei am Beispiel der Tantieme verdeutlicht: Als "gewährt" gilt hier das für das jeweilige Geschäftsjahr vertraglich vereinbarte und zugesagte Tantiemebudget. In der Zufluss-Tabelle ist dagegen der Betrag auszuweisen, der mit hoher Wahrscheinlichkeit tatsächlich zufließen wird. Dass es im betreffenden Jahr noch keine Auszahlung gab, ist dabei irrelevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt bereits als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit der Tantieme) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher sind die einjährigen Vorstandstantiemen bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen. Im Folgenden stellen wir die Vorstandsvergütung der RWE AG in der vom DCGK empfohlenen Weise anhand der Mustertabellen dar. scroll
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1.12 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENDie Risikolage von RWE wird in hohem Maße durch Veränderungen des regulatorischen Rahmens im Energiesektor bestimmt. Staatliche Eingriffe zur Minderung der Treibhausgasemissionen könnten uns hart treffen, insbesondere wenn sie zu einem beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung führen. Dies gilt in erster Linie für unseren Heimatmarkt Deutschland. Auch die Preisentwicklung an den Großhandelsmärkten für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte birgt hohe Risiken für uns - aber ebenso Chancen, wie die Erholung der Strompreise in den beiden vergangenen Jahren gezeigt hat. Der RWE-Konzern steht auf einem soliden Fundament - finanziell und organisatorisch. Ein Kernbestandteil dieses Fundaments ist unser über viele Jahre erprobtes Risikomanagement, mit dem wir Risiken und Chancen systematisch erfassen, bewerten und steuern. Neuaufteilung der Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern. Im Zuge der Restrukturierung des RWE-Konzerns haben wir auch unser Risikomanagement neu organisiert. Seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 steuert die innogy SE ihre Risiken selbst - und ebenso die ihrer Tochtergesellschaften. Bei allen übrigen Konzernunternehmen ist dies weiterhin Sache der RWE AG. Eine Umstellung gab es auch hinsichtlich der Art und Weise, wie die RWE AG die Risiken von innogy bei sich erfasst. Da wir unsere Tochter zwar im Konzernabschluss vollkonsolidieren, aber wie eine Finanzbeteiligung führen, stellt unsere Analyse im Wesentlichen auf den Marktwert unserer innogy-Beteiligung und dessen mögliche Veränderung ab. Das Risiko von Wertverlusten bilden wir u. a. mithilfe eines mathematischen Modells ab, das historische Kursbewegungen berücksichtigt. Darüber hinaus lassen wir uns von innogy im Halbjahresrhythmus über deren Einzelrisiken berichten. Auf der Grundlage dieser Informationen prüfen wir, ob das von uns ermittelte Marktwertrisiko der innogy-Beteiligung einer Korrektur bedarf. Sollten wir beispielsweise zu der Auffassung gelangen, dass die von innogy gemeldeten Einzelrisiken unterschätzt worden sind, würden wir das Risiko negativer Marktwertveränderungen höher einstufen. Im Folgenden stellen wir das Risikomanagement der RWE AG näher dar. Entsprechende Angaben für innogy finden Sie im aktuellen Geschäftsbericht unserer Tochtergesellschaft. Organisation des Risikomanagements der RWE AG. Die Hauptverantwortung für unser Risikomanagement liegt beim Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko der Gesellschaft und der von ihr operativ geführten Tochterunternehmen. Dazu bestimmt er die Risikobereitschaft von RWE und definiert Obergrenzen für Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling & Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich leitet aus den vom Vorstand festgelegten Risikoobergrenzen detailliertere Limite für die einzelnen Geschäftsfelder und operativen Einheiten ab. Zu seinen Aufgaben gehört auch, die erhobenen Risiken auf Vollständigkeit und Plausibilität zu prüfen und zu aggregieren. Dabei unterstützt ihn der Risikomanagement-Ausschuss, der sich aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG zusammensetzt: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Finanzen & Kreditrisiko, Rechnungswesen, Recht und Unternehmensentwicklung. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens. Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten und Komitees mit Risikomanagement-Aufgaben betraut:
Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten sind die RWE AG und ihre operativen Tochtergesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und nach zentralen Vorgaben gesteuert werden. Die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems wird regelmäßig von der Internen Revision begutachtet. Risikomatrix für die RWE AG scroll
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Bezogen auf die aggregierte Schadenshöhe in
den Jahren 2018 bis 2020 Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich quartalsweise über die Risikolage informieren. Unsere Analyse der Risiken erstreckt sich i. d. R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken zum einen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Nettoergebnis und zum anderen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Nettoschulden und das Eigenkapital. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einem einzigen Risiko zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Wir erfassen sie dort mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe, die sich unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen, z. B. Hedge-Transaktionen, ergibt. Je nach Position in der Matrix werden Risiken als gering, mittel oder hoch eingestuft. Auf Basis dieser Analyse können wir ermitteln, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten. Bei der Quantifizierung der Risiken haben wir methodische Anpassungen vorgenommen: Hatten wir für 2016 noch Kennzahlen verwendet, in denen innogy als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten war, erfassen wir unsere Tochter nun als reine Finanzbeteiligung. Einzelheiten zu dieser Vorgehensweise finden Sie auf Seite 60. Durch diese Umstellung hat sich der Eigenkapitalwert, den wir bei der Skalierung von Ergebnisrisiken zugrunde legen, deutlich erhöht. Ein zweiter Methodenwechsel betrifft die Auswirkungen, die Risiken auf das Nettoergebnis haben können: Wir ermitteln sie nun in Prozentwerten vom bereinigten EBITDA und nicht mehr vom bereinigten EBIT. Das bereinigte EBITDA ist für uns die wichtigere Steuerungsgröße. Da es keine Abschreibungen enthält, liegt es näher an den operativen Zahlungsströmen, die insbesondere für die Steuerung unseres Kraftwerksportfolios von großer Bedeutung sind. Aufgrund der beschriebenen Anpassungen haben sich die Schwellen, die wir zur Kategorisierung von Ergebnisrisiken verwenden, stark verändert. Gleich geblieben sind dagegen die Schwellen, mit denen wir die Auswirkungen von Risiken auf die Nettoschulden und das Eigenkapital klassifizieren. scroll
Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern. Wie in der Tabelle oben dargestellt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrem Gegenstand in sieben Klassen einteilen. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Wie bereits erläutert, beziehen wir innogy in die Analyse als reine Finanzbeteiligung ein, deren aggregiertes Gesamtrisiko in einem Kursverfall besteht. Die Einzelrisiken unserer Tochter, über die wir auf Seite 80 f. informieren, werden in unserer Risikomatrix nicht mehr gesondert abgebildet. Dadurch, dass wir die Möglichkeit eines Kursverfalls der innogy-Anteile in unserer Matrix erfassen, sind die finanzwirtschaftlichen Risiken von "mittel" auf "hoch" gestiegen. Ebenfalls als hoch stufen wir die regulatorischen und politischen Risiken ein. Diese Einschätzung hat sich gegenüber dem Vorjahr nicht verändert. Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen.
Risikolage bei innogy. Die Entwicklung des Marktwertes unserer 76,8 %-Beteiligung an innogy wird maßgeblich durch die Einzelrisiken unserer Tochter beeinflusst. Im Folgenden skizzieren wir einige dieser Risiken. Ausführliche Informationen zu diesem Thema finden Sie im aktuellen Geschäftsbericht von innogy.
innogy beobachtet diese und weitere Risiken kontinuierlich und ergreift nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen. Gefahren für seinen Fortbestand sieht das Unternehmen derzeit nicht. Risiko- und Chancensituation von RWE: Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, wird die Risikolage von RWE maßgeblich von der Entwicklung der wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie des Marktwertes unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy geprägt. Regulatorische Risiken ergeben sich u. a. aus dem Ende 2016 verabschiedeten deutschen Klimaschutzplan, der im laufenden Jahr konkretisiert werden soll. Wir sehen die Gefahr, neben den Anlagen in der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft weitere Kohlekraftwerke vorzeitig stilllegen zu müssen. In den Niederlanden könnten ebenfalls hohe Belastungen auf uns zukommen, sollten die aktuellen Regierungspläne zum Kohleausstieg umgesetzt werden. Dagegen hat sich die Risikolage in der Kernenergie entschärft. Per Gesetz ist nun geregelt, wie die Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern aufgeteilt wird. Auch die Rechtsunsicherheit im Zusammenhang mit der Kernbrennstoffsteuer besteht nicht mehr. Dadurch, dass das Bundesverfassungsgericht die Abgabe für nichtig erklärt hat und uns die gezahlten Steuern rückerstattet wurden, hat sich eine wesentliche Chance materialisiert. Erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage haben die Marktbedingungen in der Stromerzeugung. Die deutschen Stromgroßhandelspreise scheinen die Talsohle durchschritten zu haben. Sie liegen heute deutlich über dem Rekordtief zu Beginn des Jahres 2016. Maßgeblichen Anteil daran hat die Tatsache, dass sich die Weltmarktpreise für Steinkohle erholt haben. Sollten sich diese Trends wieder umkehren und die Strompreise erneut stark nachgeben, sind erhebliche Ertragseinbußen zu erwarten, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und zusätzlichen Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Strompreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Eine solche Entwicklung kann in Deutschland auch dann eintreten, wenn der Kernenergieausstieg und weitere Kraftwerksschließungen dazu führen, dass die zuverlässig verfügbaren Erzeugungskapazitäten knapper werden. Angesichts des regulatorischen Drucks und der Marktrisiken im Energiesektor müssen Versorger wie RWE darauf achten, dass sie krisenfest aufgestellt sind. Mit ehrgeizigen Effizienzsteigerungsprogrammen, strikter Investitionsdisziplin und dem Börsengang von innogy haben wir den Konzern auf ein solides finanzielles Fundament gestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, gewährleisten wir, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Wir haben einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und großen finanziellen Spielraum durch unser Commercial-Paper-Programm und die ungenutzte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und den beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten zu können. Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach §§ 289 Abs. 4 und 315 Abs. 4 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, mögliche Fehler zu erkennen, die sich aus der Nichteinhaltung von Rechnungslegungsvorschriften ergeben. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie die konzernweit geltenden Richtlinien des Unternehmens. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Mit einem wirksamen IKS kann das Risiko gravierender Falschdarstellungen verringert werden; ganz eliminieren lässt es sich nicht. Der RWE AG obliegt es, das IKS auszugestalten und zu überwachen. Diese Aufgaben werden vom Rechnungswesen wahrgenommen. Daneben gibt es ein konzernweit gültiges Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS. Außerdem haben wir ein IKS-Komitee eingerichtet, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder dieses Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Jedes Jahr unterziehen wir das IKS einer umfassenden Prüfung. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Beziehen sich die IKS-Prüfungen auf rechnungslegungsbezogene Prozesse, z. B. den Eingang und die Bearbeitung von Rechnungen in unserem Dienstleistungszentrum in Krakau, die Aufstellung von Einzelabschlüssen oder die Konsolidierung, werden sie von Mitarbeitern aus dem Rechnungswesen durchgeführt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT bescheinigen die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Darüber hinaus sind die Interne Revision und externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften in die IKS-Prüfung eingebunden. Die Ergebnisse der Untersuchungen werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei der Überprüfung, die wir 2017 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Unsere IKS-Prüfungen beziehen sich auf den RWE-Konzern ohne die innogy SE und ihre Tochtergesellschaften. Allerdings wenden diese den oben beschriebenen Prozess analog an. Die dabei erzielten Ergebnisse fließen in die Einschätzung des IKS der RWE AG ein. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht dazu vor. 1.13 PROGNOSEBERICHTObwohl der Preisverfall im deutschen Stromgroßhandel Anfang 2016 zum Stoppen kam, spüren wir auch 2018 noch seine Folgen. Die Margen unserer Kraftwerke, die wir bei Terminverkäufen für 2018 realisiert haben, lagen unter denen des Vorjahres. Der RWE-Konzern wird daher 2018 wohl nicht an das operative Ergebnis des Vorjahres anknüpfen können. Beim bereinigten EBITDA erwarten wir einen Wert zwischen 4,9 und 5,2 Mrd. € und beim bereinigten Nettoergebnis zwischen 0,7 und 1,0 Mrd. €. Im laufenden Jahr werden wir weiterhin von unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm profitieren. Auch unsere Teilnahme am britischen Kapazitätsmarkt wird sich zunehmend positiv auf die Ertragslage auswirken. Experten rechnen mit anhaltend guter Konjunktur. Nach ersten Prognosen für 2018 wird das Wirtschaftswachstum weltweit rund 3% betragen und damit etwa so hoch sein wie im vergangenen Jahr. Im Euroraum dürfte es mit etwa 2% ebenfalls stabil bleiben. Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Wachstum von 2,2%. Die niederländische Wirtschaft wird voraussichtlich wieder stärker expandieren als die der Eurozone und die belgische etwas weniger. Für Großbritannien erwarten Experten ein Plus von 1,5%. Auch in den wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten des RWE-Konzerns dürfte sich das konjunkturelle Gesamtbild gegenüber 2017 kaum verändern: Polen, Tschechien, Ungarn und die Slowakei werden mit Wachstumsraten von 3% bis 4% wohl weiterhin deutlich über dem europäischen Durchschnitt liegen. Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2017. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen 2018 auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen werden als im relativ milden Vorjahr. Unter diesen Voraussetzungen rechnen wir für Deutschland, die Niederlande und Großbritannien mit einer stabilen bis leicht steigenden Stromnachfrage. Den Impulsen, die vom Wirtschaftswachstum und einer möglicherweise kühleren Witterung ausgehen, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. In Polen, Ungarn und der Slowakei dürfte der Stromverbrauch - ähnlich wie 2017 - um 2 % bis 3 % ansteigen. Beim Gas erwarten wir einen allgemeinen Verbrauchsanstieg. Das ergibt sich aus der Annahme einer Normalisierung der Temperaturen und eines dementsprechend höheren Heizwärmebedarfs. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor Impulse aus, falls sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke weiter verbessern. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen. Stromproduktion für 2018 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft. Die Großhandelspreise für Strom und wichtige Energierohstoffe haben in den beiden vergangenen Jahren nach längerer Talfahrt wieder angezogen. Ihre weitere Entwicklung hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer Faktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2018 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der unter dem Vorjahresdurchschnitt von 31 €/MWh liegt. Bereinigtes EBITDA 2018: Bandbreite von 4,9 bis 5,2 Mrd. € erwartet. Wir erwarten, dass die operative Ertragslage des RWE-Konzerns im laufenden Geschäftsjahr schwächer sein wird als 2017. Beim bereinigten EBITDA prognostizieren wir einen Wert im Bereich von 4,9 bis 5,2 Mrd. €. Damit würden wir deutlich hinter dem Vorjahreswert zurückbleiben. Wesentliche Ursachen dafür sind niedrigere Kraftwerksmargen, geringere Erträge aus Sondersachverhalten und erhöhte Anlaufkosten für Wachstumsprojekte von innogy. Bei relativ stabilen betrieblichen Abschreibungen dürfte sich auch das bereinigte EBIT deutlich verringern. Das bereinigte Nettoergebnis wird voraussichtlich auf 0,7 bis 1,0 Mrd. € zurückgehen. Vom Nettoergebnis gemäß International Financial Reporting Standards unterscheidet es sich dadurch, dass das von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Einmaleffekte inklusive der darauf entfallenden Steuern herausgerechnet werden. scroll
Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung:
Investitionsplanung unter Vorbehalt von Gegenfinanzierungsmaßnahmen. Der Großteil der Investitionen im RWE-Konzern wird von innogy getätigt. Unsere Tochter plant für 2018 Nettoinvestitionen in einer Größenordnung von 2,5 Mrd. €. Soweit die Bruttoinvestitionen über diesen Betrag hinausgehen, sollen sie durch Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen finanziert werden. Ausgabenschwerpunkte sind weiterhin die Instandhaltung und Modernisierung der Verteilnetze sowie der Ausbau der erneuerbaren Energien. In der konventionellen Stromerzeugung planen wir Sachanlageinvestitionen von rund 400 Mio. €, die in erster Linie der Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauen dienen. Ein Teil der Mittel ist auch für kleinere Wachstumsprojekte bestimmt, z. B. die Umrüstung unserer niederländischen Steinkohlekraftwerke für die Mitverbrennung von Biomasse. Nettoschulden voraussichtlich über Vorjahresniveau. Unsere Nettoschulden werden sich im laufenden Geschäftsjahr voraussichtlich moderat erhöhen. Ein wesentlicher Grund dafür sind die Ausschüttungen an RWE-Aktionäre und an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften. Unsere Prognose zu den Nettoschulden basiert auf der Annahme, dass das Marktzinsniveau stabil bleibt - und damit auch die Abzinsungsfaktoren, die wir bei der Ermittlung der Rückstellungen zugrunde legen. Prognose für den RWE-Konzern mit innogy als reiner Finanzbeteiligung. Für Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft. Nähere Angaben dazu, wie diese Zahlen berechnet werden, finden Sie auf Seite 60. Das so ermittelte bereinigte EBITDA dürfte 2018 bei 1,4 bis 1,7 Mrd. € liegen (Vorjahr: 2,1 Mrd. €). Für das bereinigte Nettoergebnis ergibt sich ein Prognosewert von 0,5 bis 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €). Bei den Nettoschulden erwarten wir einen moderaten Anstieg (Vorjahr: 4,5 Mrd. €). Zukunftsbezogene Aussagen. Dieser Geschäftsbericht 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. Verweise. Inhalte von Internetseiten oder Publikationen, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Davon ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. 2 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETERWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.
Essen, 26. Februar 2018 Der Vorstand Schmitz Krebber 03 Konzernabschluss3.1 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNGscroll
3.2 GESAMTERGEBNISRECHNUNGscroll
3.3 BILANZAktiva scroll
3.4 KAPITALFLUSSRECHNUNGscroll
3.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALSscroll
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Nach Umgliederung von nicht beherrschenden
Anteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß IAS 32 3.6 ANHANGAllgemeine GrundlagenDie RWE AG mit Sitz in der Huyssenallee 2 in 45128 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern"). RWE ist ein Strom- und Gasanbieter in Europa. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 ist am 26. Februar 2018 vom Vorstand der RWE AG zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften. Die Vorjahreszahlen sind nach denselben Grundsätzen ermittelt worden. Neben der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Der Anhang enthält zudem eine Segmentberichterstattung. Zum Zwecke einer klareren Darstellung sind verschiedene Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst worden. Im Anhang werden diese Posten gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert. Der Konzernabschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge sind -soweit nicht anders angegeben - in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2017. Aufstellung, Vollständigkeit und Richtigkeit des Konzernabschlusses sowie des - mit dem Lagebericht der RWE AG zusammengefassten -Konzernlageberichts liegen in der Verantwortung des Vorstands der RWE AG. Durch interne Kontrollsysteme, den Einsatz konzernweit einheitlicher Richtlinien sowie Maßnahmen zur Aus- und Weiterbildung der Mitarbeiter gewährleisten wir die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften und der konzerninternen Richtlinien sowie die Zuverlässigkeit und Funktionsfähigkeit der Kontrollsysteme werden kontinuierlich konzernweit geprüft. Das Risikomanagementsystem des Konzerns ist entsprechend den Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) darauf ausgerichtet, dass der Vorstand Risiken frühzeitig erkennen und bei Bedarf Gegenmaßnahmen ergreifen kann. Der Konzernabschluss, der zusammengefasste Lagebericht und der Prüfungsbericht werden in Anwesenheit des Abschlussprüfers im Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats eingehend erörtert. Aus dem Bericht des Aufsichtsrats auf Seite 8 ff. geht das Ergebnis der Prüfung durch den Aufsichtsrat hervor. KonsolidierungskreisIn den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die von der RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht werden. Bei der Beurteilung, ob Beherrschung vorliegt, werden neben Stimmrechten auch sonstige gesellschaftsvertragliche oder satzungsmäßige Rechte sowie potenzielle Stimmrechte berücksichtigt. Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den RWE zustehenden Rechten und Pflichten. Assoziierte Unternehmen liegen vor, wenn maßgeblicher Einfluss aufgrund einer Stimmrechtsquote zwischen 20 % und 50 % oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen gegeben ist. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder Gemeinschaftsunternehmen werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände, insbesondere Lieferbeziehungen zwischen der gemeinsamen Vereinbarung und den daran beteiligten Parteien, berücksichtigt. Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen, an gemeinschaftlichen Tätigkeiten oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach IAS 39 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 153 ff. dargestellt. Die folgenden Übersichten zeigen, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben: scroll
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Zudem werden sechs (Vorjahr: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. Davon ist Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Großbritannien, eine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit für den RWE-Konzern. Greater Gabbard unterhält einen 500-MW-0ffshore-Windpark, den innogy zusammen mit Scottish and Southern Energy (SSE) Renewables Holdings betreibt. Innogy Renewables UK hält 50 % der Anteile und bezieht 50 % der Stromerzeugung (inkl. Grünstromzertifikate). Der Windpark stellt einen wesentlichen Bestandteil des Offshore-Portfolios des Segments innogy dar. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen. Insgesamt wurden durch Anteilsverkäufe, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von 19 Mio. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen und sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst (Vorjahr: 62 Mio. €). Davon entfielen 14 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €) auf Neubewertungen verbleibender Anteile. Im Rahmen von Käufen bzw. Verkäufen von Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten, die zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, wurden Kaufpreise in Höhe von 159 Mio. € (Vorjahr: 55 Mio. €) entrichtet und Verkaufspreise in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 84 Mio. €) erzielt. Die Verkaufspreise wurden ausschließlich in Zahlungsmitteln entrichtet. Die Kaufpreise wurden in Höhe von 134 Mio. € in Zahlungsmitteln entrichtet; in Höhe von 25 Mio. € wurden Verbindlichkeiten übernommen. Damit verbunden wurden flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "Zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") in Höhe von 25 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) erworben und in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €) veräußert. UnternehmenserwerbeBelectricAnfang Januar 2017 erwarb die innogy SE 100 % der Anteile an der Belectric Solar & Battery GmbH und hat die Beherrschung erlangt. Die Gesellschaft errichtet schlüsselfertige Solarparks und Batteriespeicher. Darüber hinaus ist sie in dem Geschäftsfeld Operations & Maintenance (O&M) für Solarparks 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. € und entsprach dem Bruttobetrag der Forderungen, die voll einbringlich sind. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 204 Mio. € zum Umsatz und - 11 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Der Kaufpreis betrug 74 Mio. € und beinhaltete eine bedingte Zahlungsverpflichtung in Höhe von 7 Mio. €, flüssige Mittel in Höhe von 49 Mio. € und übernommene Verbindlichkeiten in Höhe von 18 Mio. €. Die bedingte Zahlungsverpflichtung ist abhängig vom Eintritt rechtlicher und steuerlicher Risiken und kann zu einer nominalen Zahlung zwischen 0 € und maximal 7 Mio. € führen, die mit einem Zinssatz in Höhe des EURIBOR zuzüglich 3 % zu verzinsen ist. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. Offshore-WindprojektIm Oktober 2017 hat innogy SE 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 SE nun der alleinige Eigentümer von Triton Knoll, einem Offshore-Windprojekt mit einer geplanten Kapazität von 860 Megawatt. Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 47 Mio. €. Aus der Erstkonsolidierung von Triton Knoll und dem damit im Zusammenhang stehenden Statuswechsel der Altanteile resultierte ein Ertrag in Höhe von 47 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 (ausschließlich flüssige Mittel) für den Erwerb von Statkrafts 50 %-Anteil betrug zum Erwerbszeitpunkt 47 Mio. €. Hinzu kommt der Fair Value der Altanteile von 47 Mio. €, sodass im Rahmen der Erstkonsolidierung 94 Mio. € als Anschaffungskosten berücksichtigt wurden. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 2 Mio. €. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 0 Mio. € zum Umsatz und - 1 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. 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. Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar 2017 erfolgt, würde das Ergebnis des Konzerns 2.317 Mio. € und der Konzernumsatz 44.599 Mio. € betragen. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und VeräußerungsgruppenMátraMitte Dezember 2017 hat RWE Power die ungarische Gesellschaft Mátrai Erömü Zrt. (Mátra) an ein Konsortium verkauft. Mátra ist dem Segment Braunkohle & Kernenergie zugeordnet. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der zuständigen Kartellbehörden sowie des ungarischen Energieamtes. Der Abschluss der Transaktion wird für das erste Quartal 2018 erwartet. Zum 31. Dezember 2017 wurden die in der folgenden Tabelle angegebenen Vermögenswerte und Schulden dieser Gesellschaft als "zur Veräußerung bestimmt" in der Bilanz ausgewiesen. scroll
Es wurden außerplanmäßige Wertminderungen in Höhe von 301 Mio. € in den Abschreibungen erfasst. Darüber hinaus wurden in den sonstigen betrieblichen Erträgen 12 Mio. € aus der Bewertung als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Schulden" erfasst. Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) betrugen zum Bilanzstichtag 47 Mio. €. Sonstige VeräußerungenWohnungsbaugesellschaftenMit Kaufvertrag vom 9. Februar 2017 hat die RWE Power AG ihren 50 %-Anteil an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier Gesellschaft mit beschränkter Haftung und ihren 15 %-Anteil an der GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH an die Vivawest GmbH veräußert. Der Verkauf führte zu einem Euro-Gesamterlös im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Die Beteiligungen waren dem Segment Braunkohle & Kernenergie zugeordnet. Heizkraftwerk 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. 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. KonsolidierungsgrundsätzeDie in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Tochterunternehmen, deren Geschäftsjahr nicht am Konzernabschlussstichtag (31. Dezember) endet, stellen grundsätzlich zu diesem Termin einen Zwischenabschluss auf. Drei Tochtergesellschaften (Vorjahr: eine) haben mit dem 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre haben steuerliche Gründe oder sind auf länderspezifische Vorschriften zurückzuführen. Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der nicht beherrschenden Anteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei können die nicht beherrschenden Anteile entweder mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens oder mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden -unabhängig von der Höhe des nicht beherrschenden Anteils - mit ihren vollen beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Immaterielle Vermögenswerte sind gesondert vom Geschäfts- oder Firmenwert zu bilanzieren, wenn sie vom Unternehmen abtrennbar sind oder aus einem vertraglichen oder anderen Recht resultieren. Bei der Kaufpreisallokation werden gemäß IFRS 3 Restrukturierungsrückstellungen nicht neu gebildet. Übersteigt der Kaufpreis das neu bewertete anteilige Nettovermögen der erworbenen Tochtergesellschaft, wird der Unterschiedsbetrag als Geschäfts- oder Firmenwert aktiviert. Liegt der Kaufpreis darunter, wird der Unterschiedsbetrag erfolgswirksam aufgelöst. Im Fall einer Entkonsolidierung wird ein zugehöriger Geschäfts- oder Firmenwert ergebniswirksam ausgebucht. Anteilsänderungen, bei denen die Möglichkeit der Beherrschung des Tochterunternehmens fortbesteht, werden ergebnisneutral erfasst. Kommt es dagegen zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus, werden die verbleibenden Anteile erfolgswirksam neu bewertet. Aufwendungen und Erträge sowie Forderungen und Verbindlichkeiten zwischen den konsolidierten Unternehmen werden eliminiert, Zwischenergebnisse herausgerechnet. Bei at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden Geschäfts- oder Firmenwerte nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung erfasst. Im Übrigen gelten die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze analog. Falls außerplanmäßige Abschreibungen des Equity-Wertes erforderlich werden, weisen wir diese im Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen aus. Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Bei gemeinschaftlichen Tätigkeiten werden die RWE zuzurechnenden Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge der betreffenden Gesellschaften bilanziert. Falls sich bei einer gemeinschaftlichen Tätigkeit die Anteilsquote von RWE von dem Anteil, der RWE am Output der Tätigkeit zusteht (Abnahmequote), unterscheidet, werden die Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge nach der Abnahmequote erfasst. WährungsumrechnungDie Gesellschaften bewerten in ihren Einzelabschlüssen nicht monetäre Posten in fremder Währung zum Bilanzstichtag mit dem Wechselkurs, der am Tag der Erstverbuchung galt. Monetäre Posten werden mit dem Kurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Bis zum Bilanzstichtag eingetretene Kursgewinne und -verluste aus der Bewertung von monetären Bilanzposten in fremder Währung werden ergebniswirksam berücksichtigt. Als Umrechnungsverfahren für Abschlüsse von Gesellschaften außerhalb der Eurozone wird die funktionale Währungsumrechnung angewendet. Da die in den Konzernabschluss einbezogenen wesentlichen Auslandsgesellschaften ihr Geschäft selbstständig in ihrer Landeswährung betreiben, werden ihre Bilanzposten im Konzernabschluss zu Tagesmittelkursen am Bilanzstichtag in Euro umgerechnet. Dies gilt auch für die Geschäfts- oder Firmenwerte, die als Vermögenswerte der wirtschaftlich selbstständigen ausländischen Teileinheiten betrachtet werden. Differenzen gegenüber der Vorjahresumrechnung weisen wir als erfolgsneutrale Veränderung im Other Comprehensive Income aus. Aufwands- und Ertragsposten werden mit Jahresdurchschnittskursen umgerechnet. Bei der Umrechnung der Eigenkapitalfortschreibung ausländischer Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, gehen wir entsprechend vor. Für die Währungsumrechnung wurden u. a. folgende Wechselkurse zugrunde gelegt: scroll
RechnungslegungsmethodenImmaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sämtliche immaterielle Vermögenswerte mit Ausnahme von Geschäfts- oder Firmenwerten weisen eine bestimmbare Nutzungsdauer auf und werden planmäßig linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Software für kaufmännische und technische Anwendungen wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben. Die Summe der zum Betrieb einer Kraftwerksanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right oder Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft laufen i. d. R. über einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) unterzogen. Entwicklungsausgaben werden aktiviert, wenn ein neu entwickeltes Produkt oder Verfahren eindeutig abgegrenzt werden kann, technisch realisierbar ist und entweder die eigene Nutzung oder die Vermarktung vorgesehen ist. Weiterhin setzt die Aktivierung voraus, dass den Entwicklungsausgaben mit hinreichender Wahrscheinlichkeit künftige Finanzmittelzuflüsse gegenüberstehen. Aktivierte Entwicklungsausgaben werden planmäßig über den erwarteten Zeitraum des Verkaufs der Produkte abgeschrieben. Forschungsausgaben werden in der Periode ihrer Entstehung als Aufwand erfasst. Immaterielle Vermögenswerte werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag des Vermögenswertes den Buchwert unterschreitet. Eine gesonderte Regelung gilt für den Fall, dass der Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ist. Letztere ist definiert als die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten, die Mittelzuflüsse erzeugen; dabei müssen die Mittelzuflüsse weitestgehend unabhängig von denen anderer Vermögenswerte oder anderer Gruppen von Vermögenswerten sein. Ist ein immaterieller Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit, wird die Abschreibung auf der Basis des erzielbaren Betrags der Einheit ermittelt. Wurde einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet und übersteigt ihr Buchwert den erzielbaren Betrag, so wird zunächst der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe des Differenzbetrags außerplanmäßig abgeschrieben. Ein darüber hinausgehender Abwertungsbedarf wird durch anteilige Reduzierung der Buchwerte der übrigen Vermögenswerte der Zahlungsmittel generierenden Einheit berücksichtigt. Wenn der Grund für eine früher vorgenommene außerplanmäßige Abschreibung entfallen ist, werden die immateriellen Vermögenswerte zugeschrieben. Allerdings darf der durch Zuschreibung erhöhte Buchwert nicht die fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten übersteigen. Bei Geschäfts- oder Firmenwerten werden keine Zuschreibungen vorgenommen. Sachanlagen werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Fremdkapitalkosten werden als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert, wenn sie unmittelbar dem Erwerb oder der Herstellung eines "qualifizierten Vermögenswertes" zugeordnet werden können. Charakteristisch für einen qualifizierten Vermögenswert ist, dass ein beträchtlicher Zeitraum erforderlich ist, um ihn in seinen beabsichtigten gebrauchs- oder verkaufsfähigen Zustand zu versetzen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten gegebenenfalls auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Instandhaltungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst. Sachanlagen - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - werden grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf eher entspricht. Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde: scroll
Im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Sachanlagen werden mit dem beizulegenden Zeitwert oder mit dem Barwert der Mindestleasingraten aktiviert, je nachdem welcher Wert niedriger ist. Sie werden linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Vertragslaufzeit abgeschrieben. Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen RWE Leasingnehmer ist, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Sachanlagen folgt den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen. Investment Property (als Finanzinvestition gehaltene Immobilien) umfasst alle Immobilien, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder langfristigen Wertsteigerungen gehalten und weder in der Produktion noch für Verwaltungszwecke eingesetzt werden. Es wird zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Bei der erstmaligen Bewertung sind auch Transaktionskosten einzubeziehen. Abnutzbares Investment Property wird über eine Laufzeit von 16 bis 50 Jahren linear abgeschrieben. Der beizulegende Zeitwert des Investment Property ist im Anhang angegeben. Er wird nach international anerkannten Bewertungsmethoden, z. B. der Discounted-Cash-Flow-Methode, ermittelt oder aus den aktuellen Marktpreisen vergleichbarer Immobilien abgeleitet. Auch bei Investment Property folgt die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen. At-Equity-bilanzierte Beteiligungen werden zunächst mit den Anschaffungskosten und in den Folgeperioden mit dem fortgeschriebenen anteiligen Nettovermögen bilanziert. Dabei werden die Buchwerte jährlich um die anteiligen Ergebnisse, die Ausschüttungen und alle weiteren Eigenkapitalveränderungen erhöht oder vermindert. Geschäfts- oder Firmenwerte sind nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung enthalten. Eine planmäßige Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte findet nicht statt. Nach der Equity-Methode bilanzierte Beteiligungen werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet. Die unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen/Gemeinschaftsunternehmen sowie die übrigen Beteiligungen und die langfristigen Wertpapiere gehören der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an. In diese Kategorie fallen Finanzinstrumente, die keine Kredite und Forderungen oder bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen darstellen und nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Zugangsbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Liegen wesentliche objektive Anzeichen für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vor, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Solche Anzeichen könnten sein, dass es für einen finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt oder dass sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten befindet und möglicherweise bereits mit den Zins- und Tilgungszahlungen in Verzug ist. Die Forderungen umfassen die Finanzforderungen, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Von derivativen Finanzinstrumenten abgesehen werden Forderungen und sonstige Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Erforderliche Wertberichtigungen orientieren sich am tatsächlichen Ausfallrisiko. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze bei Forderungen grundsätzlich über ein Wertberichtigungskonto korrigiert. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Versorgungsbetrieben sind erhaltene Abschlagszahlungen auf den abgegrenzten, noch nicht abgelesenen Verbrauch unserer Kunden verrechnet. Die unter den Finanzforderungen ausgewiesenen Ausleihungen sind mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Marktüblich verzinsliche Ausleihungen werden zum Nominalwert bilanziert, zinslose oder niedrigverzinsliche Ausleihungen dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes. CO2 -Emissionsrechte und Zertifikate alternativer Energien werden als immaterielle Vermögenswerte bilanziert und unter den sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Sowohl entgeltlich erworbene als auch frei zugeteilte Rechte werden zu Anschaffungskosten bewertet; eine planmäßige Abschreibung findet nicht statt. Latente Steuern resultieren aus temporären Unterschieden zwischen IFRS- und Steuerbilanzen der Einzelgesellschaften sowie aus Konsolidierungsvorgängen. Die aktiven latenten Steuern umfassen auch Steuerminderungsansprüche, die sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren ergeben. Latente Steuern sind dann zu aktivieren, wenn damit verbundene wirtschaftliche Vorteile mit hinreichender Sicherheit genutzt werden können. Ihre Höhe richtet sich nach den Steuersätzen, die im betreffenden Land zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. voraussichtlich gelten werden. Maßgeblich sind die am Bilanzstichtag gültigen bzw. verabschiedeten steuerlichen Vorschriften. Aktive und passive latente Steuern werden je Gesellschaft bzw. Organkreis saldiert. Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe einschließlich Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus). Sofern die Vorräte nicht hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden sie zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten oder zu niedrigeren Nettoveräußerungswerten angesetzt. Die Herstellungskosten entsprechen den produktionsorientierten Vollkosten; sie werden auf der Grundlage einer normalen Kapazitätsauslastung ermittelt und enthalten neben den direkt zurechenbaren Kosten auch angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Fertigungsbedingte Abschreibungen sind ebenfalls berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Ermittlung der Anschaffungskosten werden i. d. R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Prinzip "First in -first out" (Fifo-Verfahren) ermittelt. Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands erfasst. Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Abschreibungen werden arbeitsabhängig nach dem Verbrauch und leistungsabhängig nach der Nutzungsdauer des Reaktors ermittelt. Vorräte, die hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Vertriebsaufwendungen bilanziert. Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst. Zu den als kurzfristig ausgewiesenen Wertpapieren zählen im Wesentlichen die Wertpapiere in Spezialfonds sowie festverzinsliche Titel, die beim Erwerb eine Restlaufzeit von mehr als drei Monaten und weniger als einem Jahr haben. Die Wertpapiere gehören ausnahmslos der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an und werden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Zugangsbewertung werden Transaktionskosten berücksichtigt, die direkt dem Erwerb des Wertpapiers zuzurechnen sind; die Zugangsbewertung erfolgt zum Erfüllungstag. Nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Liegen wesentliche objektive Hinweise auf eine Wertminderung vor, wird erfolgswirksam abgeschrieben. Erfolgswirksam sind auch die Ergebnisse aus der Veräußerung von Wertpapieren. Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten. Als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte sind Vermögenswerte ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können und deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist. Dabei kann es sich um einzelne langfristige Vermögenswerte, um Gruppen von Vermögenswerten (Veräußerungsgruppen) oder um Geschäftsbereiche (nicht fortgeführte Aktivitäten bzw. Discontinued Operations) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als zur Veräußerung bestimmte Schulden gesondert ausgewiesen. Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Aktienoptionsprogramme werden als aktienbasierte Vergütungen mit Barausgleich bilanziert. Zum Bilanzstichtag wird eine Rückstellung in Höhe des zeitanteiligen beizulegenden Zeitwertes der Zahlungsverpflichtung gebildet. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes werden erfolgswirksam erfasst. Der beizulegende Zeitwert der Optionen wird mithilfe anerkannter finanzwirtschaftlicher Modelle bestimmt. Rückstellungen werden für sämtliche am Bilanzstichtag gegenüber Dritten bestehenden rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gebildet, die sich daraus ergeben, dass vergangene Ereignisse wahrscheinlich zu einem Ressourcenabfluss führen werden, dessen Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn eine Rückstellung eine große Anzahl von Positionen umfasst, wird die Verpflichtung durch Gewichtung aller möglichen Ergebnisse mit ihren jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeiten geschätzt (Erwartungswertmethode). Alle langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten voraussichtlichen Erfüllungsbetrag bilanziert. Bei der Ermittlung dieses Betrags sind auch die bis zum Erfüllungszeitpunkt voraussichtlich eintretenden Kostensteigerungen zu berücksichtigen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten gegebenenfalls auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Für diese Ausgaben werden Stilllegungs-, Rekultivierungs- und ähnliche Rückstellungen gebildet. Falls Änderungen beim Zinssatz oder bei den Schätzungen zum zeitlichen Anfall oder zur Höhe der Auszahlungen eine Anpassung der Rückstellungen erforderlich machen, wird der Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes in entsprechendem Umfang erhöht oder vermindert. Fällt die Verminderung höher aus als der Buchwert, ist der überschießende Betrag direkt erfolgswirksam zu erfassen. Rückstellungen werden grundsätzlich gegen den Aufwandsposten aufgelöst, gegen den sie gebildet wurden. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden für leistungsorientierte Versorgungspläne gebildet. Dabei handelt es sich um Verpflichtungen des Unternehmens aus Anwartschaften und laufenden Leistungen an berechtigte aktive und ehemalige Mitarbeiter sowie deren Hinterbliebene. Die Verpflichtungen beziehen sich insbesondere auf Ruhegelder. Die individuellen Zusagen richten sich i. d. R. nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit und der Vergütung der Mitarbeiter. Bei der Bewertung von Rückstellungen für leistungsorientierte Versorgungspläne wird der versicherungsmathematische Barwert der jeweiligen Verpflichtung zugrunde gelegt. Dieser wird mithilfe des Anwartschaftsbarwertverfahrens (Projected-Unit-Credit-Methode) ermittelt. Bei diesem Verfahren werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch erwartete künftige Steigerungen von Gehältern und Renten berücksichtigt. Die Berechnung stützt sich auf versicherungsmathematische Gutachten unter Berücksichtigung biometrischer Daten (wie im Vorjahr für Deutschland insbesondere die Richttafeln 2005 G von Klaus Heubeck, für Großbritannien Standard SAPS Table S2PA des laufenden Jahres mit Berücksichtigung künftiger Sterblichkeitsveränderungen). Die Rückstellung ergibt sich aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwertes der Verpflichtung und dem beizulegenden Zeitwert des zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Planvermögens. Der Dienstzeitaufwand ist im Personalaufwand enthalten. Das Nettozinsergebnis geht in das Finanzergebnis ein. Gewinne und Verluste aus Neubewertungen der Nettoschuld oder des Nettovermögenswertes werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie anfallen. Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung als Bestandteil des Other Comprehensive Income in der Gesamtergebnisrechnung ausgewiesen und unmittelbar in die Gewinnrücklagen gebucht. Auch in den Folgeperioden werden sie nicht mehr erfolgswirksam. Bei beitragsorientierten Versorgungsplänen geht das Unternehmen über die Entrichtung von Beitragszahlungen an zweckgebundene Fonds hinaus keine weiteren Verpflichtungen ein. Die Beitragszahlungen werden im Personalaufwand ausgewiesen. Die Entsorgungsrückstellungen im Kernenergiebereich basieren auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen, insbesondere aus dem Atomgesetz und dem Entsorgungsfondsgesetz, sowie auf Auflagen aus den Betriebsgenehmigungen. Ihrer Bewertung liegen Schätzungen zugrunde, die auf konkretisierenden Verträgen sowie auf Angaben von internen und externen Experten (z. B. Fachgutachtern) beruhen. Die am Bilanzstichtag bestehenden und bei Bilanzaufstellung erkennbaren Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung von Flächen sowie aus verursachten oder bereits eingetretenen Bergschäden werden durch bergbaubedingte Rückstellungen berücksichtigt. Die Rückstellungen sind aufgrund öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen zu bilden, die auf entsprechenden gesetzlichen Regelungen wie dem Bundesberggesetz basieren und vor allem in Betriebsplänen und wasserrechtlichen Erlaubnisbescheiden konkretisiert sind. Die Rückstellungen werden grundsätzlich vollumfänglich bezogen auf den jeweiligen Abbaustand gebildet. Bewertet werden sie mit den zu erwartenden Vollkosten bzw. den geschätzten Schadenersatzleistungen. In wesentlichen Teilen basieren die Kostenschätzungen auf externen Gutachten. Für die Verpflichtung zur Einreichung von CO2 -Emissionsrechten und Zertifikaten alternativer Energien bei den zuständigen Behörden wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten CO2 -Rechte bzw. Zertifikate alternativer Energien bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Emissionsrechte bzw. der Zertifikate alternativer Energien am Stichtag bewertet. Verbindlichkeiten umfassen die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, die Ertragsteuerverbindlichkeiten sowie übrige Verbindlichkeiten. Sie werden bei erstmaligem Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert einschließlich Transaktionskosten erfasst und in den Folgeperioden - mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente - mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing werden entweder mit dem beizulegenden Zeitwert des Leasinggegenstands oder dem Barwert der Mindestleasingraten passiviert - je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Für Zwecke der Folgebewertung werden die Mindestleasingzahlungen in die Finanzierungskosten und den Tilgungsanteil der Restschuld aufgeteilt. Die Finanzierungskosten werden so über die Laufzeit des Leasingverhältnisses verteilt, dass über die Perioden ein konstanter Zinssatz auf die verbliebene Schuld entsteht. Zu den übrigen Verbindlichkeiten zählen von Versorgungsbetrieben passivierte Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind in den übrigen Verbindlichkeiten auch bestimmte nicht beherrschende Anteile enthalten. Dabei handelt es sich um Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. Derivative Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten bilanziert und - unabhängig von ihrem Zweck - mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet. Änderungen dieses Wertes werden erfolgswirksam erfasst, es sei denn, die derivativen Finanzinstrumente stehen in einer bilanziellen Sicherungsbeziehung. In diesem Fall richtet sich die Erfassung von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes nach der Art des Sicherungsgeschäfts. Mit Fair Value Hedges werden bilanzierte Vermögenswerte oder Schulden gegen das Risiko einer Änderung des beizulegenden Zeitwertes abgesichert. Dabei gilt: Bei Änderungen der beizulegenden Zeitwerte des Sicherungsgeschäfts und des gesicherten Teils des dazugehörigen Grundgeschäfts werden diese unter derselben Position in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Auch die Absicherung von bilanzunwirksamen festen Verpflichtungen wird als Fair Value Hedge bilanziert. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der festen Verpflichtung im Hinblick auf das abgesicherte Risiko führen zum erfolgswirksamen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld. Cash Flow Hedges dienen der Absicherung des Risikos, dass die mit einem bilanzierten Vermögenswert, einer bilanzierten Schuld oder einer mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden geplanten Transaktion verbundenen zukünftigen Zahlungsströme schwanken. Liegt ein Cash Flow Hedge vor, werden die nicht realisierten Gewinne und Verluste des Sicherungsgeschäfts zunächst im Other Comprehensive Income erfasst. Sie gehen erst dann in die Gewinn- und Verlustrechnung ein, wenn das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Werden geplante Transaktionen gesichert und führen diese Transaktionen in späteren Perioden zum Ansatz eines finanziellen Vermögenswertes oder einer finanziellen Verbindlichkeit, sind die bis zu diesem Zeitpunkt im Eigenkapital erfassten Beträge in derjenigen Periode erfolgswirksam aufzulösen, in der auch der Vermögenswert oder die Verbindlichkeit das Periodenergebnis beeinflusst. Führen die Transaktionen zum Ansatz von nicht finanziellen Vermögenswerten oder Verbindlichkeiten, z. B. zum Erwerb von Sachanlagevermögen, werden die erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Beträge mit dem erstmaligen Wertansatz des Vermögenswertes oder der Verbindlichkeit verrechnet. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten zielen darauf ab, das Fremdwährungsrisiko aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung abzusichern. Nicht realisierte Gewinne und Verluste aus solchen Sicherungsgeschäften werden bis zur Veräußerung der ausländischen Teileinheit im Other Comprehensive Income erfasst. IAS 39 legt fest, unter welchen Voraussetzungen Sicherungsbeziehungen bilanziell erfasst werden dürfen. Unter anderem müssen sie ausführlich dokumentiert und effektiv sein. Effektivität im Sinne von IAS 39 liegt dann vor, wenn die Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Sicherungsgeschäfts sowohl prospektiv als auch retrospektiv in einer Bandbreite von 80 % bis 125 % der gegenläufigen Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Grundgeschäfts liegen. Nur der effektive Teil einer Sicherungsbeziehung darf nach den beschriebenen Regeln bilanziert werden. Der ineffektive Teil wird sofort erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Verträge, die den Empfang oder die Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens zum Gegenstand haben (Eigenverbrauchverträge), werden nicht als derivative Finanzinstrumente, sondern als schwebende Geschäfte bilanziert. Enthalten die Verträge eingebettete Derivate, werden die Derivate getrennt vom Basisvertrag bilanziert, sofern die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit den wirtschaftlichen Merkmalen und Risiken des Basisvertrags verbunden sind. Geschriebene Optionen auf den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Posten, die durch Barausgleich erfüllt werden können, sind keine Eigenverbrauchverträge. Eventualschulden sind mögliche Verpflichtungen gegenüber Dritten oder bereits bestehende Verpflichtungen, die wahrscheinlich nicht zu einem Ressourcenabfluss führen oder in ihrer Höhe nicht verlässlich bestimmt werden können. Eventualschulden werden in der Bilanz nur dann erfasst, wenn sie im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses übernommen wurden. Die im Anhang angegebenen Verpflichtungsvolumina der Eventualschulden entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden. Bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind Ermessensentscheidungen zu treffen. Dies gilt insbesondere für folgende Sachverhalte:
Schätzungen und Beurteilungen des Managements. Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS erfordert, dass Annahmen getroffen und Schätzungen gemacht werden, die sich auf den Wertansatz der bilanzierten Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie die Angabe von Eventualschulden auswirken. Diese Annahmen und Schätzungen beziehen sich u. a. auf die Bilanzierung und Bewertung von Rückstellungen. Bei langfristigen Rückstellungen stellt neben der Höhe und dem Zeitpunkt zukünftiger Zahlungsströme auch die Bestimmung des Abzinsungsfaktors eine wichtige Schätzgröße dar. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt. Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte und Anlagevermögen stützt sich auf zukunftsbezogene Annahmen, die regelmäßig angepasst werden. Für das Anlagevermögen ist zu jedem Stichtag zu prüfen, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt. Kraftwerke werden zu einer Zahlungsmittel generierenden Einheit zusammengefasst, wenn ihre Erzeugungskapazität und ihr Brennstoffbedarf als Teil eines Portfolios zentral gesteuert werden, ohne dass eine Zurechnung einzelner Verträge und Zahlungsströme auf einzelne Kraftwerke möglich ist. Bei der Erstkonsolidierung eines erworbenen Unternehmens werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden mit ihrem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes liegen u. a. Bewertungsmethoden zugrunde, die eine Prognose der zukünftig erwarteten Cash Flows erfordern. Aktive latente Steuern werden angesetzt, wenn die Realisierbarkeit künftiger Steuervorteile wahrscheinlich ist. Die tatsächliche Entwicklung im Hinblick auf die steuerliche Ergebnissituation und damit die Nutzbarkeit aktiver latenter Steuern kann allerdings von der Einschätzung zum Zeitpunkt der Aktivierung der latenten Steuern abweichen. Weitere Informationen zu den Annahmen und Schätzungen, die diesem Konzernabschluss zugrunde liegen, finden sich in den Erläuterungen zu den einzelnen Abschlussposten. Sämtliche Annahmen und Schätzungen basieren auf den Verhältnissen und Beurteilungen am Bilanzstichtag. Bei der Einschätzung der voraussichtlichen Geschäftsentwicklung wurde außerdem das zu diesem Zeitpunkt als realistisch unterstellte künftige wirtschaftliche Umfeld in den Branchen und Regionen, in denen RWE tätig ist, berücksichtigt. Sollten sich die Rahmenbedingungen anders als erwartet entwickeln, können die tatsächlichen Beträge von den Schätzwerten abweichen. In solchen Fällen werden die Annahmen und, falls erforderlich, die Buchwerte der betroffenen Vermögenswerte und Schulden angepasst. Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses ist nicht davon auszugehen, dass sich wesentliche Änderungen gegenüber den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen ergeben. Kapitalmanagement. Im Vordergrund der Finanzpolitik des RWE Konzerns steht die Gewährleistung des permanenten Zugangs zum Kapitalmarkt, um die effiziente Refinanzierung der fälligen Schulden zu jeder Zeit zu ermöglichen. Diesem Ziel dienen ein solides Rating und ein angestrebter positiver operativer Cash Flow. Die Kapitalstruktur des RWE-Konzerns hat sich im Berichtsjahr vor allem durch die Einzahlung in den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung, durch die Erstattung der Kernbrennstoffsteuer, das Rückkaufprogramm für die Hybridanleihen und die von innogy SE emittierten und getilgten Anleihen signifikant verändert. Diese und weitere Maßnahmen haben zu einer Verringerung des Finanzvermögens geführt und somit zu einer signifikanten Erhöhung der Nettofinanzschulden auf 6,3 Mrd. € (Vorjahr: 1,7 Mrd. €) beigetragen. Gegenläufig verringerten sich die nettoschuldenrelevanten Rückstellungen im Wesentlichen im Zuge der Einzahlung in den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung um 8,1 Mrd. € auf 14,0 Mrd. € (Vorjahr: 22,1 Mrd. €). Die Rückstellungen weisen im Durchschnitt eine sehr lange Duration auf und sind wesentlich durch externe Faktoren wie das allgemeine Zinsniveau getrieben. Die genaue Berechnung der Nettoschulden bzw. Nettofinanzschulden findet sich auf Seite 56 des Lageberichts. Vor dem Hintergrund der strategischen Behandlung unseres Tochterunternehmens innogy SE als Finanzbeteiligung und der sich daraus ableitenden Separierung der Finanzierung wird nachfolgend auf RWE und innogy gesondert eingegangen. Durch den erfolgreichen Börsengang der innogy SE hat sich die Steuerung der Kapitalstruktur der RWE AG grundlegend verändert. Eine Orientierungsgröße sind weiterhin die Nettoschulden. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird. Ohne Berücksichtigung der auf die innogy SE übertragenen Schulden bestehen die für die Nettoschulden relevanten Verbindlichkeiten der RWE AG größtenteils aus Hybridanleihen und Rückstellungen für Pensionen, Kernenergie und Bergbau. Gleichzeitig übersteigt der RWE-Anteil an der Marktkapitalisierung der innogy SE diese Schulden signifikant. Vor diesem Hintergrund haben Finanzkennziffern im Hinblick auf die Nettoverschuldung nur noch eine begrenzte Aussagekraft. Für die Rückstellungen basiert der Ansatz der RWE AG im Kern auf einem Bilanzstrukturmanagement. Demnach sollen die Auszahlungen aus den Rückstellungen in den nächsten fünf Jahren zu 100 % und in den nächsten zehn Jahren mindestens zu 75 % durch Finanzvermögen gedeckt werden. Aufgrund der gestärkten Kapitalstruktur wurde ferner eine weitere Optimierung der Bilanzstruktur durchgeführt. Im Rahmen des Rückkaufprogramms für Hybridanleihen wurde das noch ausstehende Hybridkapital bis auf ca. 1,9 Mrd. € gesenkt. Weitere finanzielle Anforderungen sollen durch ein operationelles Liquiditätsmanagement erfüllt werden. Das Kreditrating von RWE wird durch eine Vielzahl qualitativer und quantitativer Faktoren beeinflusst. Hierzu zählen die Finanzmittelzuflüsse und die Verschuldung ebenso wie das Marktumfeld, die Wettbewerbsposition und die politischen Rahmenbedingungen. Auch die begebenen Hybridanleihen unterstützen unser Rating. Die führenden Ratingagenturen Moody's und Fitch stufen Hybridkapital in Teilen als Eigenkapital ein. Die Bonität von RWE wird derzeit von Moody's mit "Baa3" und von Fitch mit "BBB" bewertet. Damit bewegt sich unser Rating weiterhin im Bereich "Investment Grade". Die kurzfristigen Bonitätsnoten für RWE lauten "P - 3" bzw. "F3". innogy steuert die Kapitalstruktur u. a. anhand von Finanzkennzahlen. Eine Orientierungsgröße ist der Verschuldungsfaktor, der bei den Nettoschulden ansetzt. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird. Der Verschuldungsfaktor gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA an. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 3,6 (Vorjahr: 3,7). Die von innogy SE ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen werden derzeit von Fitch mit "A -" und stabilem Ausblick und von Standard & Poor's mit "BBB" und stabilem Ausblick bewertet. Moody's bewertet diese derzeit mit "Baa2" und einem negativen Ausblick. Damit bewegt sich das Rating der innogy SE im Investment Grade. Die Bonitätsnoten für kurzfristige innogy-Anleihen lauten "F - 2", "A - 2" und "P2". Änderungen der RechnungslegungsvorschriftenDer International Accounting Standards Board (IASB) hat Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2017 verpflichtend anzuwenden sind:
Die erstmalige Anwendung dieser Änderungen hat keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss. Neue RechnungslegungsvorschriftenDer IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2017 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt. IFRS 9 "Finanzinstrumente" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Der Standard beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält kleinere Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Für bestimmte Fremdkapitalinstrumente der Aktivseite ist eine ergebnisneutrale Fair-Value-Bewertung vorgesehen. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen von Vermögenswerten und zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting). Die Vorschriften zur Wertminderung stellen erstmals auf erwartete Ausfälle ab. Die neuen Regelungen zum Hedge Accounting sollen dazu führen, dass Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abgebildet werden können. Dazu erweitert IFRS 9 u. a. die für Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und erleichtert die Effektivitätstests. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Bei der Klassifizierung und Bewertung finanzieller Vermögenswerte geht RWE von keinen wesentlichen Auswirkungen auf die Bilanzierung von Investitionen in Schuldinstrumente mit einem Gesamtbuchwert von ca. 5,2 Mrd. € aus. Ein Teil unserer Geldanlagen in Schuldinstrumente wird künftig unverändert ergebnisneutral zum Fair Value bilanziert (ca. 1,4 Mrd. €). Schuldinstrumente mit einem Buchwert von ca. 3,8 Mrd. €, die nach IAS 39 ergebnisneutral zum Fair Value bewertet wurden, werden künftig ergebniswirksam zum Fair Value bewertet. Für den überwiegenden Teil der Investitionen in Eigenkapitalinstrumente mit einem Buchwert von insgesamt ca. 1,6 Mrd. € wird die Option zur Erfassung von Fair-Value-Änderungen im Other Comprehensive Income ausgeübt. Für einen geringen Teil erfolgt eine ergebniswirksame Bewertung zum Fair Value. Bezüglich der Klassifizierung finanzieller Vermögenswerte, die bisher zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet wurden, werden keine wesentlichen Änderungen erwartet. Die Bilanzierung erwarteter Verluste nach dem neuen Wertberichtigungsmodell führt insgesamt zu einer früheren Erfassung von Wertberichtigungen, einer höheren Volatilität in der Gewinn- und Verlustrechnung sowie im Umstellungszeitpunkt zu niedrigerem Eigenkapital. Für die von der RWE gehaltenen finanziellen Vermögenswerte wird im Umstellungszeitpunkt eine zusätzliche Wertberichtigung im Bereich von 15 Mio. € bis 35 Mio. € erwartet. Bezüglich der Bilanzierung finanzieller Verbindlichkeiten werden keine wesentlichen Änderungen erwartet. Die bisherigen bilanziellen Sicherungsbeziehungen der RWE können fortgeführt werden. Aufgrund von IFRS 9 werden keine zusätzlichen bilanziellen Sicherungsbeziehungen designiert. Die Ausübung der Fair-Value-Option für Eigenverbrauchverträge ist nicht vorgesehen. Unter IFRS 9 werden Sicherungsinstrumente zur Absicherung von Fremdwährungsrisiken weiterhin vollumfänglich designiert. Ein Ausschluss von Fremdwährungs-Basis-Risiken erfolgt nicht. Hieraus resultierende Ineffektivitäten haben keinen wesentlichen Effekt auf den RWE-Konzernabschluss. Die Möglichkeit, die Zeitwertkomponente von Optionen bei Sicherungsbeziehungen auszuschließen, wird nicht angewendet. RWE wird beim Übergang auf die Klassifizierungs- und Bewertungsmethoden nach IFRS 9 keine Vorjahreszahlen angeben und daher die Gewinnrücklagen zum 1. Januar 2018 anpassen, um die Effekte aus der erstmaligen Anwendung des Standards zu erfassen. IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2014) einschließlich Änderungen an IFRS 15 "Zeitpunkt des Inkrafttretens von IFRS 15" (2015) und "Klarstellungen zu IFRS 15 Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2016) ersetzen zukünftig sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge" und der korrespondierenden Interpretationen. Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- und zeitraumbezogen zu realisieren sind. Umsatzerlöse sind demnach dann zu erfassen, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann. Der neue Standard ist erstmals für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. RWE wird die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung zum 1. Januar 2018 nutzen. RWE hat die IFRS 15-Vertragsanalyse abgeschlossen. Für folgende Sachverhalte gehen wir nicht nicht länger von einem signifikanten Effekt aus:
Folgende Auswirkungen aus der Erstanwendung von IFRS 15 wurden identifiziert:
IFRS 16 "Leasingverhältnisse" (2016) ersetzt zukünftig die Inhalte des IAS 17 "Leasingverhältnisse" sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC-15 und SIC-27. Nach dem neuen Leasingstandard sind - abgesehen von kurzfristigen Leasingverhältnissen (bis zu zwölf Monaten) und Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte - alle Leasingverhältnisse in der Bilanz zu erfassen. Daher hat der Leasingnehmer unabhängig vom wirtschaftlichen Eigentum an dem geleasten Vermögenswert ein Nutzungsrecht für den Vermögenswert zu aktivieren und eine korrespondierende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der fest vereinbarten Leasingzahlungen zu passivieren. Für den Leasinggeber ergeben sich - auch im Hinblick auf die weiterhin erforderliche Klassifizierung von Leasingverhältnissen - keine wesentlichen Änderungen gegenüber der aktuellen Bilanzierung nach IAS 17. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019 oder danach beginnen. RWE wendet IFRS 16 nicht vorzeitig 2018 in Verbindung mit IFRS 15 an und wird die modifiziert retrospektive Methode beim Übergang auf IFRS 16 nutzen. Die Auswirkungen von IFRS 16 auf den Konzernabschluss werden noch geprüft. Nach ersten, vorläufigen Einschätzungen wird die Umsetzung des IFRS 16 für RWE ab dem Geschäftsjahr 2019 zu einer jährlichen Erhöhung der Abschreibungen in Höhe eines niedrigen dreistelligen Millionen-Euro-Betrags führen, während die für das Finanzergebnis erwartete Belastung im niedrigen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich liegt. Im Gegenzug ergibt sich in Höhe der beiden genannten Effekte eine Entlastung des sonstigen betrieblichen Aufwands, sodass RWE keine Auswirkung auf das Nettoergebnis erwartet. Zudem wird auf Basis der gegenwärtigen, vorläufigen Einschätzung ein Anstieg der Nettofinanzschulden von RWE in Höhe eines niedrigen einstelligen Milliarden-Euro-Betrags infolge der Implementierung von IFRS 16 erwartet. Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben:
Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung(1) UmsatzerlöseUmsatzerlöse werden grundsätzlich dann erfasst, wenn die Güter geliefert oder Dienstleistungen erbracht wurden und die mit den Gütern oder Diensten verbundenen Risiken auf den Kunden übergegangen sind. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir die Energiehandelsumsätze netto aus, d. h. mit der realisierten Rohmarge. Energiehandelsumsätze werden im Segment Energiehandel getätigt. Die auf physische Erfüllung ausgerichteten Strom-, Gas-, Kohle- und Ölgeschäfte zeigen wir dagegen auf Bruttobasis. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2017 auf 86.725 Mio. € (Vorjahr: 87.208 Mio. €). Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 145 ff. nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat RWE mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10 % der Umsatzerlöse erzielt. Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer. (2) Sonstige betriebliche Erträgescroll
Die in der Position "Übrige" erfasste Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1.797 Mio. € beruht auf einer Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts vom 7. Juni 2017. Die bis zum 31. Dezember 2016 erhobene Kernbrennstoffsteuer war nicht mit den verfassungsrechtlichen Regeln vereinbar und daher rückwirkend nichtig. Der Rückzahlungsbetrag enthält den wirtschaftlich E.ON zuzurechnenden Anteil von 100 Mio. €. Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen und Ausleihungen werden, soweit sie Beteiligungen betreffen, im Beteiligungsergebnis ausgewiesen und ansonsten - ebenso wie Erträge aus dem Abgang kurzfristiger Wertpapiere - im Finanzergebnis gezeigt. (3) Materialaufwandscroll
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe umfassen auch die Aufwendungen für den Einsatz und die Entsorgung von Kernbrennstoffen. Ebenfalls darin enthalten sind Aufwendungen für CO2 -Emissionsrechte. Insgesamt wurden Energiehandelsumsätze in Höhe von 42.140 Mio. € (Vorjahr: 41.375 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. (4) Personalaufwandscroll
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Die Anzahl der Mitarbeiter ergibt sich durch Umrechnung in Vollzeitstellen. Das heißt, Teilzeitbeschäftigte und befristete Beschäftgungsverhältnisse werden mit ihrer Teilzeitquote bzw. mit ihrer Beschäftigungszeit im Verhältnis zur Jahresbeschäftigungszeit erfasst. Im Jahresdurchschnitt wurden 1.998 (Vorjahr: 2.070) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. (5) Abschreibungenscroll
Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 27 Mio. € (Vorjahr: 26 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. scroll
Die Aufspaltung des ehemaligen Segments Konventionelle Stromerzeugung in die beiden neuen Segmente Braunkohle & Kernenergie sowie Europäische Stromerzeugung hatte aufgrund der damit einhergehenden neuen Steuerung eine Aufteilung der bisherigen Zahlungsmittel generierenden Einheit für den deutschen 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. €, die in den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst ist (erzielbarer Betrag: 1,4 Mrd. €). Gegenläufig wurden in Höhe von 321 Mio. € in der neuen Zahlungsmittel generierenden Einheit für den deutschen Kraftwerkspark im Segment Europäische Stromerzeugung außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen und Rückstellungen für drohende Verluste gebildet (erzielbarer Betrag: 0,0 Mrd. €). Diese Effekte resultieren aus entfallenen Kompensationseffekten durch Aufspaltung der Zahlungsmittel generierenden Einheit. Die Aufteilung der Vermögenswerte auf die neuen Zahlungsmittel generierenden Einheiten erfolgt analog zur Aufspaltung des ehemaligen Segments Konventionelle Stromerzeugung in die beiden neuen Segmente Braunkohle & Kernenergie sowie Europäische Stromerzeugung, wie in der Segmentberichterstattung auf Seite 146 dargestellt. 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 Berichtsjahr wurden im Segment Braunkohle & Kernenergie außerplanmäßige Abschreibungen auf das als zur Veräußerung bestimmt ausgewiesene Sachanlagevermögen der ungarischen Gesellschaft Mátrai Erömü Zrt. (Mátra) aufgrund der beabsichtigten Veräußerung in Höhe von 301 Mio. € vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0 Mrd. €). Der erzielbare Betrag entspricht dem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten, der aus zum Zeitpunkt der Klassifizierung als "zur Veräußerung bestimmt" vorliegenden bindenden Kaufpreisangeboten abgeleitet wurde. Er ist der Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Im Vorjahr entfielen im ehemaligen Segment Konventionelle Stromerzeugung außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 3.695 Mio. € auf den deutschen Kraftwerkspark, in Höhe von 168 Mio. € auf einen türkischen Kraftwerksblock, in Höhe von 106 Mio. € auf das schottische Biomasse-Kraftwerk Markinch und in Höhe von 58 Mio. € auf die als gemeinschaftliche Tätigkeit abgebildete N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Niederlande. 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. Daher wurde eine außerplanmäßige Abschreibung in Höhe von 479 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. Im Berichtsjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf Gasspeicher in Höhe von 16 Mio. € im Segment innogy (davon 12 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 4 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte) vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,0 Mrd. €), im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen. Im Vorjahr entfielen auf Gasspeicher außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 204 Mio. €, davon 186 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 18 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Darüber hinaus entfielen im Berichtsjahr im Segment innogy außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 20 Mio. € auf Sachanlagen zur Errichtung von Offshore-Windparks aufgrund nachhaltiger Wertminderungen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Im Vorjahr entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 97 Mio. € auf Onshore-Windparks in Polen (davon 90 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 7 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights), im Wesentlichen aufgrund verschlechterter regulatorischer Rahmenbedingungen in Polen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen und geänderten Preiserwartungen durchgeführt. Die erzielbaren Beträge ermitteln wir auf Basis beizulegender Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten, die mithilfe von Bewertungsmodellen unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen hergeleitet werden. Den Bewertungsmodellen lagen Diskontierungszinssätze in einer Bandbreite von 4,25 % bis 5,50 % (Vorjahr: 4,00 % bis 9,75 %) zugrunde. Unsere zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. (6) Sonstige betriebliche Aufwendungenscroll
Die Position "Übrige" enthält den wirtschaftlich E.ON zuzurechnenden Anteil von 100 Mio. € aus der Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer. Im Vorjahr waren in den Aufwendungen für Struktur- und Anpassungsmaßnahmen Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen in Höhe von 79 Mio. € enthalten. (7) BeteiligungsergebnisDas Beteiligungsergebnis enthält sämtliche Erträge und Aufwendungen, die im Zusammenhang mit den betrieblich veranlassten Beteiligungen entstanden sind. Es umfasst das Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen und das übrige Beteiligungsergebnis. scroll
Die in der Position "Ergebnis aus Ausleihungen an Beteiligungen" enthaltenen Aufwendungen in Höhe von 19 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €) entfallen ausschließlich auf Abschreibungen. (8) Finanzergebnisscroll
Das Finanzergebnis setzt sich aus dem Zinsergebnis, den Zinsanteilen an Rückstellungszuführungen sowie den anderen Finanzerträgen und Finanzaufwendungen zusammen. Die Zinsanteile an Rückstellungszuführungen enthalten die jährlichen Aufzinsungsbeträge. Sie werden um die rechnerischen Zinserträge aus Planvermögen zur Deckung von Pensionsverpflichtungen gekürzt. Das Zinsergebnis enthält im Wesentlichen Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Erträge und Aufwendungen aus Wertpapieren sowie Zinsaufwendungen. Im Zusammenhang mit dem Erwerb und der Herstellung qualifizierter Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr Fremdkapitalkosten in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 3,8 % und 4,4 % (Vorjahr: 4,4 % und 5,0 %). scroll
Das Zinsergebnis resultiert aus finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die den folgenden Bewertungskategorien zugeordnet sind: scroll
Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 130 Mio. € (Vorjahr: 199 Mio. €). Enthalten sind hier auch die Zinserträge auf Teile der von RWE gezahlten und im Jahr 2017 erstatteten Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 257 Mio. €. Davon entfallen 243 Mio. € auf RWEAktionäre. Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 109 Mio. € (Vorjahr: 318 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren. (9) Ertragsteuernscroll
Von den latenten Steuern entfallen 27 Mio. € (Vorjahr: - 1.521 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr ergaben sich Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern in Höhe von - 342 Mio. € (Vorjahr: 1.460 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Erträge von 128 Mio. € (Vorjahr: Aufwendungen 92 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 272 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Die Aufwendungen aus latenten Steuern verringerten sich aufgrund neu einzuschätzender und bisher nicht erfasster steuerlicher Verlustvorträge um 33 Mio. € (Vorjahr: 121 Mio. €). scroll
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Einschließlich Wertberichtigung Direkt mit dem Eigenkapital verrechnet wurden Steuern in Höhe von 16 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €). scroll
Zur Ermittlung des theoretischen Steueraufwands wird der für die RWE AG gültige Steuersatz in Höhe von 32,5 % (Vorjahr: 31,9 %) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15 %, dem Solidaritätszuschlag von 5,5 % und dem konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz. Erläuterungen zur Bilanz(10) Immaterielle Vermögenswertescroll
Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 182 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €) aufgewendet. Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen: scroll
Regelmäßig im dritten Quartal führen wir einen Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) durch, um einen möglichen Abschreibungsbedarf bei Geschäfts- oder Firmenwerten zu ermitteln. Dabei werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten zugeordnet. Im Berichtsjahr sind aus Erstkonsolidierungen Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 53 Mio. € zugegangen (Vorjahr: 0 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten in den Zahlungsmittel generierenden Einheiten Vertrieb Deutschland sowie Netz & Infrastruktur Deutschland zu einer ergebnisneutralen Verringerung des Geschäfts- oder Firmenwertes in Höhe von 36 Mio. € (Vorjahr: Erhöhung von 92 Mio. €). Der erzielbare Betrag einer Zahlungsmittel generierenden Einheit wird entweder durch den beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten oder durch den Nutzungswert bestimmt - je nachdem, welcher Wert höher ist. Der beizulegende Zeitwert ist definiert als bestmögliche Schätzung des Preises, für den ein unabhängiger Dritter die Zahlungsmittel generierende Einheit am Bilanzstichtag erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem Barwert der zukünftigen Cash Flows, die voraussichtlich mit einer Zahlungsmittel generierenden Einheit erzielt werden können. Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wird aus unternehmensexterner, der Nutzungswert aus unternehmensinterner Sicht bestimmt. Die Wertermittlung erfolgt mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung. Sie beziehen sich auf einen Detailplanungszeitraum von drei Jahren. Sofern wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen es erfordern, wird in begründeten Ausnahmefällen ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt. In die Cash-Flow-Planungen fließen Erfahrungen ebenso ein wie Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes werden - falls vorhanden - Markttransaktionen innerhalb derselben Branche oder Bewertungen Dritter berücksichtigt. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Die Mittelfristplanung stützt sich auf länderspezifische Annahmen über die Entwicklung wichtiger makroökonomischer Größen, z. B. des Bruttoinlandsprodukts, der Verbraucherpreise, des Zinsniveaus und der Nominallöhne. Diese Einschätzungen werden u. a. aus volks- und finanzwirtschaftlichen Studien abgeleitet. Unsere zentralen Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche betreffen die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungszinssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 3,25 % bis 5,50 % (Vorjahr: 4,00 % bis 5,75 %) nach Steuern. Zur Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus legen wir im Berichtsjahr eine Wachstumsrate von 0,0 % (Vorjahr: zwischen 0,0 % und 1 %) zugrunde. Grundsätzlich wird die Wachstumsrate bereichsspezifisch aus Erfahrungen und Zukunftserwartungen abgeleitet und überschreitet nicht die langfristigen durchschnittlichen Wachstumsraten der jeweiligen Märkte, in denen die Konzernunternehmen tätig sind. In dem für die Jahre über den Detailplanungszeitraum hinaus zugrunde gelegten jährlichen Cash Flow sind Investitionsausgaben in der zur Aufrechterhaltung des Geschäftsumfangs benötigten Höhe jeweils mindernd enthalten. Die für die Cash Flows angenommenen Wachstumsraten werden unter Berücksichtigung zusätzlich nötiger Erweiterungsinvestitionen bestimmt. Im Rahmen des jährlich im dritten Quartal 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 479 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 % (Vorjahr: 4,75 %) ermittelt. Mit Ausnahme der Zahlungsmittel generierenden Einheit "Vertrieb Großbritannien" im Segment innogy lagen die erzielbaren Beträge der Zahlungsmittel generierenden Einheiten, die jeweils als beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ermittelt wurden, zum Bilanzstichtag über deren Buchwerten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und der Cash Flows in der ewigen Rente. Die Zahlungsmittel generierende Einheit "Vertrieb Niederlande/ Belgien" wies von allen Zahlungsmittel generierenden Einheiten die geringste Überdeckung des Buchwertes durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag lag um 1,4 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 2,1 Prozentpunkte höherer Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 5,8 %, eine um mehr als 2,3 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter - 2,3 % oder ein um mehr als 57 Mio. € reduzierter Cash Flow in der ewigen Rente angesetzt worden wäre. (11) Sachanlagenscroll
Sachanlagen in Höhe von 82 Mio. € (Vorjahr: 87 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte, Sicherungsübereignungen und sonstigen Beschränkungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 248 Mio. € (Vorjahr: 250 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Hierbei handelte es sich im Wesentlichen um technische Anlagen und Maschinen. Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung. (12) Investment Propertyscroll
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Zum 31. Dezember 2017 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 115 Mio. € (Vorjahr: 127 Mio. €), davon sind 19 Mio. € der Stufe 2 (Vorjahr: 23 Mio. €) und 96 Mio. € der Stufe 3 (Vorjahr: 104 Mio. €) der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Vom beizulegenden Zeitwert beruhen 41 Mio. € (Vorjahr: 48 Mio. €) auf einer Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter. Vom Buchwert des Investment Property entfielen 0 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 13 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 9 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €). (13) At-Equity-bilanzierte BeteiligungenDie folgenden Übersichten enthalten Angaben zu wesentlichen und nicht wesentlichen at-Equity-bilanzierten Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen: scroll
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Zahlen basieren auf einem Anteilsbesitz von
100 % an der KEH Die Amprion GmbH mit Sitz in Dortmund ist ein Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) für den Strombereich. Haupteigentümer der Amprion ist ein Konsortium von Finanzinvestoren unter Führung von Commerz Real, einer Tochter der Commerzbank. Die KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG mit Sitz in Klagenfurt, Österreich, ist ein führendes österreichisches Energieversorgungsunternehmen in den Geschäftsfeldern Strom, Fernwärme und Erdgas. RWE hält über die innogy SE einen Anteil von 49 % an der Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), die der größte Anteilseigner der KELAG ist. scroll
Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 97 Mio. € (Vorjahr: 98 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen. (14) Übrige Finanzanlagenscroll
Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Titel und börsennotierte Aktien. Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG (Altersteilzeitgesetz) sowie aus der Führung von Langzeitarbeitskonten gemäß § 7e SGB (Sozialgesetzbuch) IV wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 87 Mio. € bzw. 12 Mio. € (Vorjahr: 102 Mio. € bzw. 15 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften. (15) Finanzforderungenscroll
Gesellschaften des RWE-Konzerns erbrachten bei börslichen und außerbörslichen Handelsgeschäften die oben ausgewiesenen Sicherheitsleistungen. Diese sollen garantieren, dass die Verpflichtungen aus den Handelsgeschäften auch bei einem für RWE ungünstigen Kursverlauf erfüllt werden. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. Für die übrigen sonstigen Finanzforderungen besteht in Höhe von 260 Mio. € (Vorjahr: 87 Mio. €) eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von drei Unternehmen im Segment innogy. (16) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswertescroll
Die unter den übrigen sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die derivativen Finanzinstrumente werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst. Die Bilanzwerte börsengehandelter Derivate mit Aufrechnungsvereinbarung sind miteinander verrechnet. (17) Latente SteuernDie aktiven und passiven latenten Steuern ergeben sich überwiegend dadurch, dass sich Wertansätze im IFRS-Abschluss von denen in der Steuerbilanz unterscheiden. Zum 31. Dezember 2017 wurden auf den Unterschiedsbetrag zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften bzw. assoziierten Unternehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in Höhe von 441 Mio. € (Vorjahr: 463 Mio. €) keine passiven latenten Steuern gebildet, da in absehbarer Zeit wahrscheinlich keine Ausschüttungen erfolgen bzw. sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht auflösen werden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 4.135 Mio. € bzw. 3.572 Mio. € (Vorjahr: 3.018 Mio. € bzw. 2.764 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen: scroll
Zum 31. Dezember 2017 hat RWE für Gesellschaften, die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erlitten haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 417 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 370 Mio. €). Grundlage für die Bildung aktiver latenter Steuern ist die Einschätzung des Managements, dass es wahrscheinlich ist, dass die jeweiligen Gesellschaften zu versteuernde Ergebnisse erzielen werden, mit denen noch nicht genutzte steuerliche Verluste und abzugsfähige temporäre Differenzen verrechnet werden können. Die aktivierten Steuerminderungsansprüche aus Verlustvorträgen ergeben sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren. Es besteht hinreichende Sicherheit, dass die Verlustvorträge realisiert werden. Die körperschaftsteuerlichen und die gewerbesteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, betrugen zum Ende des Berichtsjahres 2.513 Mio. € bzw. 344 Mio. € (Vorjahr: 7.935 Mio. € bzw. 3.139 Mio. €). Der Rückgang dieser Verlustvorträge resultiert im Wesentlichen aus der Ausübung von steuerlichen Wahlrechten. Anstelle von planmäßig nicht nutzbaren Verlustvorträgen erhöhen sich hierdurch die künftigen laufenden steuerlichen Abschreibungen, ohne dass sich an der aktuellen Einschätzung der mangelnden planmäßigen Nutzbarkeit dieser Mehrbeträge in absehbarer Zeit etwas geändert hat. Die körperschaftsteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, werden in Höhe von 2.440 Mio. € im Wesentlichen innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Für die übrigen Verlustvorträge gelten überwiegend ebenfalls zeitliche Abzugsbeschränkungen (im Wesentlichen bis zu neun Jahre), jedoch wird eine Nutzung innerhalb der gesetzlichen Fristen erwartet. Zum 31. Dezember 2017 betrugen die temporären Differenzen, für die keine aktiven latenten Steuern angesetzt wurden, 12.185 Mio. € (Vorjahr: 9.748 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von 14 Mio. € (Vorjahr: 38 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet. (18) Vorrätescroll
Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 58 Mio. € (Vorjahr: 69 Mio. €). Davon entfielen auf Gasvorräte 44 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €), auf Kohlevorräte 10 Mio. € (Vorjahr: 18 Mio. €) und auf Biomassevorräte 4 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €). Der beizulegende Zeitwert der Gas- und Kohlevorräte wird monatlich auf Basis aktueller Preiskurven der relevanten Indizes für Gas (z. B. NCG) und Kohle (z. B. API2) ermittelt. Die Biomassevorräte werden ebenfalls am Monatsende mit den entsprechenden Indexpreisen in Abhängigkeit vom jeweiligen Lagerort (z. B. ARA-Häfen) bewertet. Der Bewertung liegen unmittelbar oder mittelbar zu beobachtende Marktpreise zugrunde (Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie). Unterschiede zwischen dem beizulegenden Zeitwert und dem Buchwert der zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte zum Monatsende werden erfolgswirksam erfasst. (19) WertpapiereVon den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 4.065 Mio. € (Vorjahr: 9.171 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 828 Mio. € (Vorjahr: 654 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert und wurden im Vorjahr in Höhe von 185 Mio. € als Sicherheitsleistung bei Clearingbanken hinterlegt. (20) Flüssige Mittelscroll
RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition. Für Geldanlagen werden Banken anhand verschiedener Bonitätskriterien ausgewählt. Hierzu zählen ihr Rating durch eine der drei renommierten Ratingagenturen Moody's, Standard & Poor's und Fitch, ihr Eigenkapital sowie Preise für Credit Default Swaps. Die Verzinsung der flüssigen Mittel bewegte sich 2017 wie im Vorjahr auf Marktniveau. (21) EigenkapitalDie Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 92 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert: scroll
Bei den Stamm- und Vorzugsaktien handelt es sich um nennbetragslose Inhaber-Stückaktien. Vorzugsaktien gewähren grundsätzlich kein Stimmrecht. Den Vorzugsaktionären steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie zu. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2017 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2017 wurden von der RWE AG 340.960 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 7.634.911,49 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 872.857,60 € (0,06 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 340.920 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 40 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 7.581.949,81 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Darüber hinaus wurden von der innogy SE 4.080 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 74.822,64 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 10.444,80 € (0,00066 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der innogy SE und ihrer Tochterunternehmen erhielten anlässlich von Dienstjubiläen 4.000 Stammaktien und im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung 80 Stammaktien. Der hieraus resultierende Gesamterlös betrug 67.171,02 €. Der Unterschiedsbetrag zum Kaufpreis wurde von der innogy SE aufwandswirksam berücksichtigt. Nach IAS 32 ist die folgende durch Konzerngesellschaften begebene Hybridanleihe als Eigenkapital zu klassifizieren: scroll
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Bis zum ersten Kündigungstermin Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinszahlungen an die Anleiheinhaber werden, vermindert um Ertragsteuern, direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Sie können von der Gesellschaft ausgesetzt werden; sie sind aber unter bestimmten Voraussetzungen nachzuholen, etwa wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, eine Dividende zu zahlen. Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital um insgesamt - 4 Mio. € (Vorjahr: 1.425 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um insgesamt -15 Mio. € (Vorjahr: 1.162 Mio. €). Die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital erhöhten sich im Vorjahr im Wesentlichen durch die Differenz zwischen der erhaltenen Gegenleistung für die veräußerten Aktien und dem auf die veräußerten Anteile entfallenen Buchwert im Rahmen des Börsengangs der innogy SE. Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumente, der Cash Flow Hedges und der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten sowie die Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Zum 31. Dezember 2017 betrug der auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfallende Anteil am Accumulated Other Comprehensive Income 11 Mio. € (Vorjahr: 26 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung in Höhe von 13 Mio. €, die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Aufwand realisiert (Vorjahr: 1 Mio. € Ertrag). Bislang erfolgsneutral berücksichtigte anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen wurden im Berichtsjahr in Höhe von 0 Mio. € als Aufwand realisiert (Vorjahr: 2 Mio. €). GewinnverwendungsvorschlagWir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2017 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,50 € und einer Sonderdividende von 1,00 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer je dividendenberechtigte Stamm- und Vorzugsaktie. scroll
Die für das Geschäftsjahr 2016 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 27. April 2017 auf 0,13 € je dividendenberechtigte Vorzugsaktie. Die Ausschüttung für die Inhaber von Stammaktien wurde ausgesetzt. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug 5 Mio. €. Anteile anderer GesellschafterUnter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst. Von den direkt im Eigenkapital erfassten Erträgen und Aufwendungen (Other Comprehensive Income - OCI) entfallen die folgenden Anteile auf andere Gesellschafter: scroll
Wesentliche Anteile anderer Gesellschafter entfallen auf den innogy-Konzern: scroll
Über die angegebene 23,2 %-Anteilsquote anderer Gesellschafter an der innogy SE hinaus bestehen auch Anteile anderer Gesellschafter an Tochterunternehmen der innogy SE. (22) Aktienkursbasierte VergütungenFür Führungskräfte der RWE AG und innogy SE sowie nachgeordneter verbundener Unternehmen gibt es Long-Term-Incentive-Pläne (LTIP) als aktienkursbasierte Vergütungssysteme mit der Bezeichnung "Strategic Performance Plan" (SPP) und das auslaufende Vorgängermodell "Beat 2010". Die Aufwendungen daraus werden von den Konzerngesellschaften getragen, bei denen die Bezugsberechtigten beschäftigt sind. Der LTIP SPP wurde 2016 eingeführt. Er verwendet ein aus der Mittelfristplanung abgeleitetes, internes Erfolgsziel (bereinigtes Nettoergebnis) und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses der RWE AG bzw. der innogy SE. Die Führungskräfte erhalten eine Anzahl bedingt zugeteilter, virtueller Aktien (Performance Shares). Die finale Anzahl der virtuellen Aktien einer Tranche wird nach einem Jahr anhand der Zielerreichung des bereinigten Nettoergebnisses ermittelt. Die jeweils begebenen Tranchen aus dem LTIP SPP haben eine Laufzeit von vier Jahren, bevor es zu einer möglichen Auszahlung kommt. Voraussetzung für die Teilnahme an dem Programm war der Verzicht auf noch nicht verfallene Optionen des Vorgängermodells Beat 2010. Die Verzichtserklärungen sind weitaus überwiegend erfolgt. Das Programm ist bis auf unwesentliche Restbestände erloschen. scroll
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Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von SPP bedingt zugeteilten Performance Shares umfasste zum Zeitpunkt der Zuteilung die nachfolgend aufgeführten Beträge: scroll
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Die beizulegenden Zeitwerte der Tranchen ergeben sich aus dem aktuellen Aktienkurs der RWE AG bzw. innogy SE zuzüglich der Dividenden pro Aktie, die während der Laufzeit der jeweiligen Tranche bereits an die Aktionäre ausgezahlt wurden. Die begrenzte Auszahlung je SPP wurde über eine verkaufte Call-Option abgebildet. Der über das Black-Scholes-Modell ermittelte Optionswert wurde abgezogen. Bei der Optionspreisermittlung wurden die in den Programmbedingungen festgelegten maximalen Auszahlungsbeträge je bedingt zugeteiltem SPP (= Strike der Option), die restlaufzeitbezogenen Diskontierungszinssätze, die Volatilitäten und die erwarteten Dividenden der RWE AG bzw. der innogy SE berücksichtigt. Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der Performance Shares: scroll
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Aus dem aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 19 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 25 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €). (23) Rückstellungenscroll
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Die betriebliche Altersversorgung umfasst beitragsorientierte und leistungsorientierte Versorgungssysteme. Die leistungsorientierten Versorgungszusagen betreffen im Wesentlichen endgehaltsabhängige Versorgungszusagen. In beitragsorientierte Versorgungssysteme sind im Berichtsjahr 45 Mio. € (Vorjahr: 44 Mio. €) eingezahlt worden. Mit erfasst sind Beiträge von RWE im Rahmen eines Versorgungsplans in den Niederlanden, der Zusagen verschiedener Arbeitgeber umfasst. Hier stellt der Versorgungsträger den teilnehmenden Unternehmen keine Informationen zur Verfügung, die die anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand erlauben. Im Konzernabschluss erfolgt daher die Berücksichtigung der Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage, obwohl es sich um einen leistungsorientierten Pensionsplan handelt. Der Pensionsplan für Arbeitnehmer in den Niederlanden wird von der Stichting Pensioenfonds ABP (vgl. www.abp.nl/) verwaltet. Die Beiträge zum Pensionsplan bemessen sich als Prozentsatz des Gehalts und werden von Arbeitnehmern und Arbeitgebern getragen. Der Beitragssatz wird von ABP festgelegt. Mindestdotierungspflichten bestehen nicht. In den ABP-Pensionsfonds werden im Geschäftsjahr 2018 voraussichtlich ca. 20 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €) Arbeitgeberbeiträge eingezahlt. Die Beiträge werden für die Gesamtheit der Begünstigten verwendet. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls RWE den ABP-Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung erheben. Diese ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2017 betrug die Anzahl unserer aktiven Planteilnehmer rund 2.000 (Vorjahr: ca. 2.100). RWE hat zur Finanzierung der Pensionszusagen für deutsche Konzerngesellschaften im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement (CTA) Vermögenswerte auf den RWE Pensionstreuhand e. V. übertragen. Es besteht keine Verpflichtung zu weiteren Dotierungen. Aus dem Treuhandvermögen wurden Mittel auf die RWE Pensionsfonds AG übertragen, mit denen Pensionsverpflichtungen gegenüber dem wesentlichen Teil der Mitarbeiter gedeckt werden, die bereits in den Ruhestand getreten sind. Die RWE Pensionsfonds AG unterliegt dem Versicherungsaufsichtsgesetz und der Beaufsichtigung durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Soweit im Pensionsfonds eine aufsichtsrechtliche Unterdeckung entsteht, ist eine Nachschussforderung an den Arbeitgeber zu stellen. Unabhängig von den genannten Regelungen bleibt die Haftung des Arbeitgebers erhalten. Die Organe des RWE Pensionstreuhand e. V. und der RWE Pensionsfonds AG haben für eine vertragskonforme Verwendung der verwalteten Mittel zu sorgen und damit die Voraussetzung für die Anerkennung als Planvermögen zu erfüllen. In Großbritannien ist es gesetzlich vorgeschrieben, dass leistungsorientierte Versorgungspläne mit ausreichenden und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsverpflichtungen ausgestattet werden. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den branchenweiten Electricity Supply Pension Scheme (ESPS), in dem RWE und innogy jeweils eigene zweckgebundene und voneinander unabhängige Sektionen besitzen. Diese werden von Treuhändern verwaltet, die von den Mitgliedern der Pensionspläne gewählt bzw. von den Trägerunternehmen ernannt werden. Die Treuhänder sind für das Management der Pensionspläne verantwortlich. Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Die Pensionspläne umfassen jeweils die zugehörigen Versorgungsverpflichtungen und das zugehörige Planvermögen für Tochterunternehmen des innogy-Konzerns und des RWE-Konzerns. Es ist gesetzlich vorgeschrieben, dass alle drei Jahre eine technische Bewertung der erforderlichen Finanzierung der Pensionspläne durchzuführen ist. Dabei werden die Versorgungsverpflichtungen auf Basis konservativer Annahmen bewertet, die von den Vorgaben nach IFRS abweichen. Die zugrunde liegenden versicherungsmathematischen Annahmen beinhalten im Wesentlichen die unterstellte Lebenserwartung der Mitglieder der Pensionspläne ebenso wie Annahmen zu Inflation, Rechnungszinssätzen und Marktrenditen des Planvermögens. Die letzten technischen Bewertungen für die RWE- und innogy-Sektionen des ESPS wurden zum 31. März 2016 durchgeführt. In Summe ergab sich ein technisches Finanzierungsdefizit von 574,6 Mio. £. RWE, innogy und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan über jährliche Einzahlungen aufgestellt, mit denen das Defizit ausgeglichen werden soll. Diese Einzahlungen wurden für den Zeitraum von 2017 bis 2025 vorausberechnet. Für 2017 ist ein Betrag von 106 Mio. £, für 2018 bis 2021 von jeweils 76 Mio. £ und für 2022 bis 2025 von jeweils 39,6 Mio. £ festgelegt worden. Noch im Oktober 2016 wurde vorzeitig eine Zahlung von nominal 45,4 Mio. £ geleistet. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2019 erfolgen. Die Gesellschaft und die Treuhänder haben von diesem Zeitpunkt an 15 Monate Zeit, um der technischen Bewertung zuzustimmen. Die Zahlungen für den Ausgleich des Defizits werden den teilnehmenden Gesellschaften basierend auf einer vertraglichen Vereinbarung in Rechnung gestellt. Darüber hinaus werden regelmäßig Einzahlungen für die Finanzierung der jährlich neu erdienten, die Pensionsansprüche erhöhenden Anwartschaften aktiver Mitarbeiter geleistet. Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde: scroll
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Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte
des RWE-Konzerns in Großbritannien scroll
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Beim Planvermögen im Inland handelt es sich
im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V.
verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer Konzernunternehmen sowie
Vermögen der RWE Pensionsfonds AG. Grundlage der Kapitalanlagepolitik in Deutschland sind eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen und deren Verhältnis zueinander, um die bestmögliche Anlagestrategie festzulegen (Asset-Liability-Management-Studie). Über einen Optimierungsprozess werden diejenigen Portfolios identifiziert, die für ein gegebenes Risiko den jeweils besten Zielwert erwirtschaften. Aus diesen effizienten Portfolios wird eins ausgewählt und die strategische Asset-Allokation bestimmt; außerdem werden die damit verbundenen Risiken detailliert analysiert. Der Schwerpunkt der strategischen Kapitalanlage liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein geringeres Gewicht als Rentenpapiere. Die Anlage erfolgt in verschiedenen Regionen. Aus der Anlage in Aktien soll langfristig eine Risikoprämie gegenüber Rentenanlagen erzielt werden. Um zusätzlich möglichst gleichmäßig hohe Erträge zu erreichen, wird auch in Produkte investiert, die im Zeitablauf relativ gleichmäßig positive Erträge erzielen sollen. Darunter werden Produkte verstanden, deren Erträge wie die von Rentenanlagen schwanken, jedoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sogenannte Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedge-Fonds). In Großbritannien berücksichtigt die Kapitalanlage die Struktur der Pensionsverpflichtungen sowie Liquiditäts- und Risikoaspekte. Dabei ist es das Ziel der Anlagestrategie, den Kapitaldeckungsgrad der Pensionspläne zu erhalten und die vollständige Finanzierung der Pensionspläne über den Zeitablauf sicherzustellen. Zur Minderung der Finanzierungskosten werden auch Anlagen mit einem höheren Risiko eingegangen, um Überschussrenditen zu erwirtschaften. Der Schwerpunkt der Kapitalanlage liegt auf Staats- und Unternehmensanleihen. Die Pensionsrückstellungen für Versorgungsansprüche haben sich folgendermaßen verändert: scroll
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Davon 190 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen
und 286 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit scroll
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Davon 382 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen
und 255 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit Veränderungen der versicherungsmathematischen Annahmen würden zu folgenden Veränderungen des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen führen: scroll
Die Sensitivitätsanalysen basieren auf der Änderung jeweils einer Annahme, wobei alle anderen Annahmen konstant gehalten werden. Die Realität wird wahrscheinlich davon abweichen. Die Methoden zur Berechnung der zuvor genannten Sensitivitäten und zur Berechnung der Pensionsrückstellung stimmen überein. Die Abhängigkeit der Pensionsrückstellungen vom Marktzinsniveau wird durch einen gegenläufigen Effekt begrenzt. Hintergrund ist, dass die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen überwiegend fondsgedeckt sind und das Planvermögen zum großen Teil negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert. Deshalb schlagen sich rückläufige Marktzinsen typischerweise in einem Anstieg des Planvermögens nieder, steigende Marktzinsen hingegen vermindern i. d. R. das Planvermögen. Der Barwert der Versorgungsverpflichtungen abzüglich des beizulegenden Zeitwertes des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsverpflichtungen. Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche betrug 3.694 Mio. € (Vorjahr: 4.883 Mio. €) bzw. 1.726 Mio. € (Vorjahr: 1.878 Mio. €). Der nachverrechnete Dienstzeitaufwand enthielt im Geschäftsjahr 2017 weitestgehend Effekte im Zusammenhang mit Restrukturierungsmaßnahmen im Inland sowie der Neubewertung einer Ruhegeldverordnung. Im Vorjahr beruhte der nachverrechnete Dienstzeitaufwand im Wesentlichen auf Restrukturierungsmaßnahmen im Inland. Inländische Betriebsrenten unterliegen einer im Dreijahresrhythmus stattfindenden Anpassungsprüfungspflicht nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (§ 16 BetrAVG [Betriebsrentengesetz]). Einige Zusagen gewähren daneben jährliche Rentenanpassungen, die die gesetzliche Anpassungspflicht übersteigen können. Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit zu höheren Rentenzahlungen durch RWE führen. Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) betrug im Inland 16 Jahre (Vorjahr: 16 Jahre) und im Ausland 16 Jahre (Vorjahr: 16 Jahre). Im Geschäftsjahr 2018 werden für leistungsorientierte Pläne voraussichtliche Zahlungen in Höhe von 400 Mio. € (geplant Vorjahr: 500 Mio. €) als unmittelbare Rentenleistungen und Einzahlungen in das Planvermögen getätigt werden. scroll
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Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden für die Kernkraftwerke Biblis A und B, Mülheim-Kärlich, Emsland und Lingen in voller Höhe angesetzt und für das Kernkraftwerk Gundremmingen A, B und C entsprechend dem RWE-Anteil an den Kernenergieverpflichtungen mit 75 %. Entsorgungsrückstellungen für das niederländische Kernkraftwerk Borssele werden - ebenfalls gemäß dem RWE-Anteil - zu 30 % einbezogen. Am 16. Juni 2017 ist das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung in Kraft getreten. 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 Kernkraftwerksbetreibern dotierten Fonds finanziert. Am 3. Juli 2017 haben die Kernkraftwerksbetreiber den vollen Dotierungsbetrag von 24,1 Mrd. € an den Fonds überwiesen. Der Anteil von RWE betrug 6,8 Mrd. €, der sich aus dem Grundbetrag gemäß Entsorgungsfondsgesetz einschließlich Verzinsung von 5,0 Mrd. € sowie einem Risikozuschlag von 35,47 % in Höhe von 1,8 Mrd. € zusammensetzt. Der bilanziell in den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich ausgewiesene Verpflichtungsbetrag lag mit 7,0 Mrd. € etwas über diesem Wert, denn er schloss Verpflichtungen ein, die sich aus dem Minderheitsanteil von E.ON am Kernkraftwerk Emsland ergeben und daher wirtschaftlich E.ON zuzurechnen waren. Die bei RWE verbleibenden Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Nach heutigem Stand der Planung werden wir die Rückstellungen größtenteils bis 2045 in Anspruch nehmen. Der auf Basis des aktuellen Marktzinsniveaus für risikolose Geldanlagen ermittelte Diskontierungssatz betrug zum Bilanzstichtag 0,6 % (Vorjahr: 0,4 %), die auf Basis von Erwartungen zu den allgemeinen Lohn- und Preissteigerungen und dem Produktivitätsfortschritt abgeleitete Eskalationsrate 1,5 % (Vorjahr: 1,3 %). Der kernenergiespezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, betrug damit - 0,9 % (Vorjahr: - 0,9 %). Eine Erhöhung (Absenkung) dieses Satzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 50 Mio. € verringern (erhöhen). Die Zuführungen zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich liegen - ohne den Zinsanteil - bei 469 Mio. € (Vorjahr: 1.851 Mio. €). Neben mengenbedingten Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens beruhen die Rückstellungszuführungen darauf, dass aktuelle Schätzungen per Saldo zu einer Erhöhung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Der Zinsanteil an der Zuführung zu den Rückstellungen beträgt 24 Mio. € (Vorjahr: 1.303 Mio. €). Von den Rückstellungsveränderungen wurden 272 Mio. € (Vorjahr: 349 Mio. €) bei den korrespondierenden Anschaffungskosten der sich noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke und Brennelemente aktiviert. Abgesetzt von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen für Dienstleistungen in Höhe von 8 Mio. € (Vorjahr: 166 Mio. €). Im Berichtsjahr haben wir überdies Rückstellungen in Höhe von 131 Mio. € für die Stilllegung von Kernkraftwerken in Anspruch genommen (Vorjahr: 135 Mio. €). Hierfür waren ursprünglich Stilllegungs- und Rückbaukosten in entsprechender Höhe aktiviert worden, und zwar bei den Anschaffungskosten der betreffenden Kernkraftwerke. Das Atomgesetz (AtG) verpflichtet RWE dazu, radioaktive Reststoffe sowie ausgebaute oder abgebaute radioaktive Anlagenteile schadlos zu verwerten oder als radioaktive Abfälle geordnet zu beseitigen (direkte Endlagerung). Wir haben die Übertragung der Verpflichtungen zur Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle auf den Bund zum Anlass genommen, unsere verbleibenden Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich neu zu untergliedern. Zukünftig strukturieren wir diese nach dem im Rahmen der Kraftwerksstilllegung anfallenden Restbetrieb, dem Abbau von Kernkraftwerksanlagen sowie den Kosten für die Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung der radioaktiven Abfälle. scroll
Gemäß den Regelungen des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung verbleibt die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen. Der Stilllegungs- und Rückbauprozess umfasst dabei alle Tätigkeiten nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs des Kernkraftwerks bis zur Entlassung des Kraftwerksstandortes aus dem Regelungsbereich des Atomgesetzes. Der eigentliche Rückbau beginnt im Anschluss an eine mehrjährige Nachbetriebsphase, in der die Brennelemente, die Betriebsmedien und die radioaktiven Betriebsabfälle aus der Anlage entfernt und die Rückbauplanung und das Genehmigungsverfahren abgeschlossen werden. Die Rückbautätigkeiten umfassen im Wesentlichen den Abbau der Einrichtungen, das Entfernen der radioaktiven Kontamination aus den Gebäudestrukturen, den Strahlenschutz sowie die behördliche Begleitung der Abbaumaßnahmen und des Restbetriebs. Die Rückstellung für den Restbetrieb von Kernkraftwerksanlagen, die alle Aktivitäten umfasst, die weitgehend unabhängig von Abbau und Entsorgung anfallen, aber für einen sicheren bzw. genehmigungskonformen Anlagenzustand notwendig bzw. behördlich gefordert sind, weisen wir gesondert aus. Neben der Betriebsüberwachung und dem Objektschutz gehören hierzu im Wesentlichen der Strahlen- und Brandschutz sowie Infrastrukturanpassungen. In der Rückstellung für den Abbau von Kernkraftwerksanlagen sind alle Maßnahmen zur Demontage von Anlagen, Anlagenteilen, Systemen und Komponenten sowie von Gebäuden enthalten, die im Rahmen des Atomgesetzes zurückgebaut werden müssen. Des Weiteren ist hier der konventionelle Rückbau von Kernkraftwerksanlagen berücksichtigt, sofern dafür gesetzliche oder sonstige Verpflichtungstatbestände vorliegen. Die Rückstellung für Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung umfasst die Kosten für die Behandlung der radioaktiven Betriebsabfälle, die während des laufenden Betriebs entstanden sind bzw. beim Rückbau entstehen werden. Darin enthalten sind die verschiedenen Verfahren der Konditionierung, das Verpacken der schwach- und mittelradioaktiven Abfälle in geeignete Behälter sowie deren Transport an einen vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragten Dritten. Darüber hinaus sind auch die Kosten für die Rückführung der aus der Wiederaufarbeitung stammenden Abfälle sowie die Kosten für die fachgerechte Verpackung abgebrannter Brennelemente, d. h. Kosten für Beladung und Anschaffung von Transport- und Zwischenlagerbehältern, enthalten. Im Vorjahr wird unter dieser Position auch der Dotierungsbetrag an den Fonds ausgewiesen. Im Auftrag des Kernkraftwerksbetreibers bewertet die international renommierte NIS Ingenieurgesellschaft mbH (NIS), Alzenau, jährlich die voraussichtlichen Restbetrieb- und Abbaukosten von Kernkraftwerken. Die Kosten werden anlagenspezifisch ermittelt und berücksichtigen den aktuellen Stand der Technik, die gegenwärtigen regulatorischen Vorgaben sowie die bisherigen praktischen Erfahrungen aus laufenden bzw. bereits abgeschlossenen Rückbauprojekten. Darüber hinaus fließen in die Kostenberechnungen aktuelle Entwicklungen ein. Darin eingeschlossen sind auch die Kosten für die Konditionierung und Verpackung der beim Rückbau entstehenden radioaktiven Abfälle sowie deren Transport an einen vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragten Dritten. Zudem basieren weitere Kostenschätzungen für die Entsorgung radioaktiver Abfälle auf Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und anderen Entsorgungsbetrieben. Außerdem liegen ihnen Konzepte interner und externer Experten zugrunde, insbesondere der GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH (GNS) mit Sitz in Essen. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern: scroll
Die Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfasst die Kosten des Restbetriebs der laufenden Anlagen sowie die Kosten des Abbaus und der Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung der Stilllegungsabfälle. Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen enthält sämtliche Verpflichtungen, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist. In den Verpflichtungen enthalten sind u. a. die zu erwartenden restlichen Kosten der Wiederaufarbeitung und der Rücknahme der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle. Die Kosten ergeben sich aus bestehenden Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und mit der GNS. Daneben sind die Kosten für die Anschaffung der Transport- und Zwischenlagerbehälter sowie deren Beladung mit abgebrannten Brennelementen im Rahmen der direkten Endlagerung berücksichtigt. Einbezogen werden auch die Beträge für die fachgerechte Verpackung radioaktiver Betriebsabfälle sowie die im Restbetrieb anfallenden Eigenpersonalkosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen. Im Vorjahr ist darunter auch der Dotierungsbetrag für den Fonds ausgewiesen. Auch die bergbaubedingten Rückstellungen sind größtenteils langfristig. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon wird über die kontinuierliche Rekultivierung der Tagebauflächen bis 2045 hinaus ein Großteil der Inanspruchnahmen zur Wiedernutzbarmachung der Braunkohletagebaue für den Zeitraum von 2030 bis 2100 erwartet. Die Kostenschätzungen basieren in wesentlichen Teilen auf externen Gutachten. Aufgrund der Langfristigkeit der Verpflichtung werden sowohl die Eskalationsrate als auch der Diskontierungszinssatz als Durchschnittswerte über einen langen Vergleichszeitraum in der Vergangenheit ermittelt. Da sich die Inflationsentwicklung sowohl auf die Erfüllungsbeträge als auch auf das Zinsniveau auswirkt, ergibt sich durch diese Vorgehensweise ein konsistenter rückstellungsspezifischer Realabzinsungssatz als Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate. Aufgrund der Entwicklung der langfristigen Kapitalmarktzinsen wurde der Diskontierungszinssatz im Berichtsjahr 2017 von 4,4 % auf 4,2 % gesenkt. Die Eskalationsrate, in der sowohl künftig erwartete Preis- und Kostensteigerungen als auch ein Risikozuschlag berücksichtigt sind, verringerte sich in gleichem Maße von 3,1 % auf 2,9 %. Der bergbauspezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, blieb daher mit 1,3 % unverändert. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 70 Mio. € verringern (erhöhen). Im Berichtsjahr wurden den bergbaubedingten Rückstellungen 75 Mio. € (Vorjahr: 154 Mio. €) zugeführt (ohne Zinsanteil). Grund dafür sind mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens, von denen 48 Mio. € (Vorjahr: 108 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert wurden. Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 111 Mio. € (Vorjahr: 203 Mio. €) ergeben sich u. a. dadurch, dass aktuelle Schätzungen zu einer Absenkung der erwarteten Kosten der Wiedernutzbarmachung geführt haben. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 109 Mio. € (Vorjahr: 99 Mio. €). scroll
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Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereichumfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, Abfindungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Auf Basis aktueller Erwartungen gehen wir für die Mehrheit von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2018 bis 2025 aus. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus Restrukturierungenbeziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Gegenwärtig gehen wir für die Mehrheit von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2018 bis 2025 aus. Dabei werden Beträge für Personalmaßnahmen aus der Rückstellung für Verpflichtungen aus Restrukturierungen in Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umgegliedert, sobald die zugrunde liegende Restrukturierungsmaßnahme konkretisiert ist. Dies ist der Fall, wenn individuelle Verträge zum sozialverträglichen Personalabbau von betroffenen Mitarbeitern unterschrieben wurden. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungenumfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften. Aus heutiger Sicht wird der Großteil der Inanspruchnahme der Rückstellungen für den Rückbau von Windparks in den Jahren 2020 bis 2037 und der sonstigen Rückbau- und Nachrüstungsverpflichtungen in den Jahren 2018 bis 2060 erwartet. (24) Finanzverbindlichkeitenscroll
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Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender
Hybridanleihen Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 12.633 Mio. € (Vorjahr: 14.859 Mio. €) verzinslich. Ende Februar 2017 wurde die rechtliche Übertragung der Schulden der RWE AG aus Senior-Anleihen auf die innogy SE erfolgreich abgeschlossen. Dadurch ist die innogy SE an die Stelle der RWE AG als Garantiegeberin der öffentlich platzierten Anleihen und als Schuldnerin der privat platzierten Anleihen getreten. Mitte Juli 2017 sind Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) gewährt hatte, im Rahmen eines Schuldnerwechsels ebenfalls von der RWE AG auf die innogy SE übertragen worden. Die RWE AG hat Anfang April 2017 eine Hybridanleihe über 250 Mio. CHF, Ende Juli 2017 über 150 Mio. CHF und Mitte Oktober 2017 über 1.000 Mio. US$ zum jeweils frühestmöglichen Termin gekündigt und zurückgezahlt. Im Rahmen eines Hybridanleihen-Rückkaufprogramms hat die RWE AG im Oktober 2017 ein Nominalvolumen der ausstehenden Hybridanleihen in Höhe von 585 Mio. € zurückgekauft. Der Teilrückkauf wurde final wie folgt allokiert:
Am 5. April 2017 hat innogy erstmalig eine Senior-Anleihe emittiert. Die Anleihe hat ein Volumen von 750 Mio. €, eine Laufzeit von acht Jahren und einen Kupon von 1 %. Am 12. Oktober 2017 hat innogy eine weitere Anleihe platziert. Die Anleihe, ein sogenannter Green Bond, hat ein Volumen von 850 Mio. €, eine Laufzeit von zehn Jahren und einen Kupon von 1,25 %. Im November 2017 hat innogy SE eine fällige Anleihe über 100 Mio. € zurückgezahlt. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen Anleihen des RWE-Konzerns, wie sie sich zum 31. Dezember 2017 darstellten: scroll
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Davon entfallen 21 Mio. € auf die RWE AG und
468 Mio. € auf die innogy SE. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten: scroll
Von den Finanzverbindlichkeiten sind 85 Mio. € (Vorjahr: 96 Mio. €) durch Grundpfandrechte gesichert. (25) Übrige Verbindlichkeitenscroll
Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen. Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfallen 1.451 Mio. € (Vorjahr: 1.488 Mio. €) auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung nicht beherrschender Anteile (Put-Optionen). Sonstige Angaben(26) Ergebnis je AktieDas unverwässerte und das verwässerte Ergebnis je Aktie ergeben sich, indem der den RWE-Aktionären zustehende Teil des Nettoergebnisses durch die durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Auf Stammaktien und auf Vorzugsaktien entfällt das gleiche Ergebnis je Aktie. scroll
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Vorschlag für das Geschäftsjahr 2017 (27) 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 Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
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Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: scroll
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Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: scroll
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert, bei sinkenden Gaspreisen verringert er sich. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um + / - 10 % würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 6 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 6 Mio. € führen. Auf die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen: scroll
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Zum Abschlussstichtag lagen im Anwendungsbereich von IFRS 7 überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen in folgender Höhe vor: scroll
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Die finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten lassen sich in Bewertungskategorien mit den folgenden Buchwerten untergliedern: scroll
Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert beträgt 17.201 Mio. € (Vorjahr: 18.183 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 19.167 Mio. € (Vorjahr: 20.541 Mio. €). Hiervon entfallen 14.774 Mio. € (Vorjahr: 15.251 Mio. €) auf Stufe 1 und 4.393 Mio. € (Vorjahr: 5.290 Mio. €) auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie. Finanzinstrumente wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Bewertungskategorie mit folgenden Nettoergebnissen gemäß IFRS 7 erfasst: scroll
Das Nettoergebnis gemäß IFRS 7 umfasst im Wesentlichen Zinsen, Dividenden und Ergebnisse aus der Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert. Bei den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten wurden im Berichtsjahr Wertänderungen in Höhe von 74 Mio. € (Vorjahr: 20 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Darüber hinaus wurden ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten in Höhe von 30 Mio. € als Ertrag realisiert (Vorjahr: 58 Mio. € Aufwand). Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen: scroll
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Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen. Der RWE-Konzern ist als international tätiges Versorgungsunternehmen im Rahmen seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Markt-, Kredit- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt. Wir begrenzen diese Risiken durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben. Marktrisiken ergeben sich durch Änderungen von Währungs- und Aktienkursen sowie von Zinssätzen und Commodity-Preisen, die das Ergebnis aus der Geschäftstätigkeit beeinflussen können. Die RWE AG führt das vollkonsolidierte Tochterunternehmen innogy SE als Finanzbeteiligung und übt ihre Kontrolle über die innogy SE durch die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und den Mehrheitseinfluss in der Hauptversammlung aus. Eine Folge davon ist, dass RWE und innogy jeweils ein eigenes unabhängiges Management der Zins-, Währungs-, Liquiditäts- und Kreditrisiken betreiben. Risikokennzahlen aus diesen Bereichen werden somit für den jeweiligen Teilkonzern ausgewiesen. Wegen der internationalen Präsenz des RWE-Konzerns kommt dem Währungsmanagement große Bedeutung zu. Das britische Pfund und der US-Dollar sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Brennstoffe notieren u. a. in diesen beiden Währungen. Zudem ist RWE im britischen Währungsraum geschäftlich aktiv. Die Gesellschaften des RWE-Konzerns sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Fremdwährungsrisiken abhängig von der Zugehörigkeit zu dem entsprechenden Teilkonzern mit der RWE AG bzw. der innogy SE zu sichern. Nur diese beiden Gesellschaften dürfen im Rahmen der vorgegebenen Limite Fremdwährungspositionen offen halten oder zugehörigen Konzerngesellschaften entsprechende Limite genehmigen. Zinsrisiken resultieren hauptsächlich aus den Finanzschulden und den zinstragenden Anlagen des Konzerns. Gegen negative Wertänderungen aus unerwarteten Zinsbewegungen sichern wir uns fallweise durch originäre und derivative Finanzgeschäfte ab. Die im Rahmen der Neuausrichtung der RWE an die innogy SE übertragenen Finanzschulden und zinstragenden Anleihen werden ausschließlich durch die innogy SE gesteuert. Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der langfristigen Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement zentral durch die RWE AG verwaltet. Dies beinhaltet auch das Fondsmanagement für Vermögen des innogy-Teilkonzerns. Die weiteren Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer zentralen Risikomanagement-Software erfasst und von der RWE AG bzw. der innogy SE für die jeweils eigenen Bestände überwacht. Für Commodity-Geschäfte hat der Bereich Controlling & Risikomanagement der RWE AG Richtlinien aufgestellt. Demnach dürfen Derivate zur Absicherung gegen Preisrisiken, zur Optimierung des Kraftwerkseinsatzes und zur Margenerhöhung eingesetzt werden. Darüber hinaus ist der Handel mit Commodity-Derivaten im Rahmen von Limiten erlaubt. Die Einhaltung dieser Obergrenzen wird täglich überwacht. innogy hält keine Derivate zu Handelszwecken. Risiken aus Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken (Fremdwährungsrisiken, Zinsrisiken, Risiken aus Wertpapieranlagen) werden bei RWE u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk (CFaR) ermittelt. innogy steuert ausschließlich finanzwirtschaftliche Risiken u. a. über diese Kennzahlen. Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen RWE und innogy das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit innerhalb bestimmter Fristen ergibt. Bei der Berechnung werden historische Preisschwankungen zugrunde gelegt. Bis auf den CFaR werden alle VaR-Angaben mit einem Konfidenzintervall von 95 % und einer Haltedauer von einem Tag ermittelt. Für den CFaR werden ein Konfidenzintervall von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr unterstellt. RWE und innogy unterscheiden bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem RWE- und innogy-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt. Dieser betrug zum Bilanzstichtag 2,7 Mio. € für RWE (Vorjahr: 13,4 Mio. €) und 3,2 Mio. € für innogy (Vorjahr: 5,0 Mio. €). Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2017 bei 3,7 Mio. € für RWE (Vorjahr: 0,7 Mio. €) und 10,8 Mio. € für innogy (Vorjahr: 1,0 Mio. €). Im Vergleich zum Vorjahr wurde der CFaR bei innogy zum 31. Dezember 2017 anhand des planerischen Finanzierungsbedarfs ermittelt und nicht mehr nur unter der Annahme einer Refinanzierung fälliger Schulden. Unter Berücksichtigung der neuen Methodik hätte der Wert zum 31. Dezember 2016 bei innogy 6,1 Mio. € betragen. Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2017 für RWE bei unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €) und für innogy bei ebenfalls unter 1 Mio. € (Vorjahr: 1,1 Mio. €). Er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl, in die auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen eingehen. Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im RWE-Portfolio lag zum 31. Dezember 2017 bei 2,7 Mio. € für RWE (Vorjahr: 1,4 Mio. €) und 3,0 Mio. € für innogy (Vorjahr: 4,0 Mio. €). Zum 31. Dezember 2017 betrug der VaR für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 7,9 Mio. € (Vorjahr: 9,4 Mio. €); er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl. Mitte 2017 haben wir die Verantwortung für das Management unseres Gasportfolios und unser Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) in einer neuen Organisationseinheit gebündelt und für diese eine VaR-Obergrenze von 12 Mio. € festgelegt. Der VaR für das im Berichtsjahr gebündelte Gas- und LNG-Geschäft der RWE Supply & Trading betrug zum Jahresende 2,2 Mio. € und entspricht ebenfalls der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl. Im Handels- und gebündelten LNG- und Gasgeschäft der RWE Supply & Trading werden zudem auf monatlicher Basis Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen von Commodity-Preisänderungen auf die Ertragslage zu simulieren und gegebenenfalls risikomindernde Maßnahmen zu ergreifen. Bei diesen Tests werden Marktpreiskurven modifiziert und auf dieser Basis eine Neubewertung der Commodity-Position vorgenommen. Abgebildet werden neben historischen Extrempreisszenarien auch realistische fiktive Preisszenarien. Falls Stresstests interne Schwellen überschreiten, werden diese Szenarien genauer hinsichtlich ihrer Wirkung und Wahrscheinlichkeit analysiert und gegebenenfalls risikomindernde Maßnahmen erwogen. Die Commodity-Risiken der stromerzeugenden Konzerngesellschaften der Segmente "Braunkohle & Kernenergie" sowie "Europäische Stromerzeugung" werden gemäß Konzernvorgaben basierend auf der verfügbaren Marktliquidität zu Marktpreisen auf das Segment "Energiehandel" übertragen und dort gesichert. Entsprechend der Vorgehensweise bei z. B. langfristigen Investitionen können Commodity-Risiken aus langfristigen Positionen oder aus Positionen, die sich aufgrund ihrer Größe bei gegebener Marktliquidität noch nicht absichern lassen, nicht über das VaR-Konzept gesteuert und deshalb nicht in den VaR-Werten berücksichtigt werden. Über die noch nicht übertragenen offenen Erzeugungspositionen hinaus sind die Konzerngesellschaften der Segmente "Braunkohle & Kernenergie" sowie "Europäische Stromerzeugung" gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten. Commodity-Preisrisiken im Segment innogy können in Bezug auf die Erzeugungspositionen aus erneuerbaren Energien, im Gasspeichergeschäft und im Vertriebsgeschäft abseits von Fixpreisprodukten bestehen. Zum 31. Dezember 2017 betrug das aggregierte Commodity-Preisrisiko im Segment innogy, das aus den noch nicht gesicherten Commodity-Risikopositionen der Unternehmensbereiche im Segment innogy ermittelt wurde, für das Jahr 2018 20 Mio. €. Zu den wichtigsten Instrumenten zur Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate als Sicherungsgeschäft orientiert sich an der Laufzeit der jeweiligen Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen betragen die Laufzeiten bis zu 21 Jahre. Alle derivativen Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Interpretation ihrer positiven und negativen beizulegenden Zeitwerte ist zu beachten, dass den Finanzinstrumenten - außer beim Handel mit Commodities - i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 dienen in erster Linie zur Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Risiken aus Fremdwährungsposten, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften. Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken bei festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten zu begrenzen. Die festverzinslichen Instrumente sollen in variabel verzinsliche Instrumente transformiert und dadurch ihr beizulegender Zeitwert gesichert werden. Als Sicherungsinstrumente dienen Zinsswaps und Zins-Währungs-Swaps. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft (Letzteres hinsichtlich des abgesicherten Risikos) erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf 10 Mio. € (Vorjahr: 27 Mio. €). Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte hinsichtlich des abgesicherten Risikos entstanden im Berichtsjahr Gewinne von 17 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten von 17 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €) führten. Beides ist im Finanzergebnis erfasst. Cash Flow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Fremdwährungs- und Preisrisiken aus künftigen Umsätzen, Investitionen und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen sowie Termin-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Änderungen des Fair Value der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, im Other Comprehensive Income berücksichtigt, und zwar so lange, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Der ineffektive Teil der Wertänderung wird grundsätzlich erfolgswirksam erfasst. Bei Realisation des Grundgeschäfts geht der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente betrug zum Abschlussstichtag 478 Mio. € (Vorjahr: 622 Mio. €). Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden fünf Jahren fällig und ergebniswirksam. Die in einem Einzelfall vorgenommene Absicherung künftiger Investitionen wird voraussichtlich in den folgenden 29 Jahren fällig und ergebniswirksam. Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von 950 Mio. € (Vorjahr: 504 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar. Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €) gingen als Ertrag in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 148 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: 504 Mio. € Aufwand), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Ertrag realisiert. Erfolgsneutral im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen aus Cash Flow Hedges erhöhten die Anschaffungskosten nicht finanzieller Vermögenswerte um 208 Mio. € (Vorjahr: 204 Mio. €). Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen, deren Funktionalwährung nicht der Euro ist. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen, Zins-Währungs-Swaps und andere Währungsderivate ein. Ändern sich die Kurse von Währungen, auf die die sichernden Anleihen lauten, oder ändert sich der Fair Value der sichernden Zins-Währungs-Swaps, wird dies in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug zum Abschlussstichtag 3.693 Mio. € (Vorjahr: 1.546 Mio. €), der Zeitwert der Swaps und Forwards (Aktivüberhang) 325 Mio. € (Vorjahr: 279 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 16 Mio. € als Aufwand (Vorjahr: Ertrag von 21 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Kreditrisiken. Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhält RWE Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern, innogy im Rahmen von Großprojekten wie dem Bau von Windparks vorwiegend zu Banken und anderen Geschäftspartnern mit guter Bonität. Bei RWE und innogy werden Kontrahentenrisiken vor Vertragsabschluss geprüft. Beide Unternehmen begegnen Kontrahentenrisiken durch Festlegung von Limiten, die - sofern aus Bonitätsgründen notwendig - angepasst werden. Das Kreditrisiko wird in allen Geschäftsbereichen kontinuierlich überwacht. Bei Bedarf leiten RWE und innogy Gegenmaßnahmen ein. Zur Reduzierung von Kreditrisiken setzen RWE und innogy neben Garantien, Barsicherheiten und sonstigen Sicherheitsleistungen auch Kreditversicherungen gegen Zahlungsausfälle ein. Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich aus den Buchwerten der in der Bilanz angesetzten Forderungen. Soweit sich Ausfallrisiken konkretisieren, werden diese durch Wertberichtigungen erfasst. Bei den Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Risiken können sich auch aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen zugunsten konzernfremder Gläubiger ergeben. Zum 31. Dezember 2017 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 161 Mio. € (Vorjahr: 171 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2017 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 1,4 Mrd. € (Vorjahr: 2,0 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0 Mrd. € (Vorjahr: 0 Mrd. €) auf Finanzforderungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,4 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen und 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €) auf sonstige Derivate. Weder im Geschäftsjahr 2017 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen. Liquiditätsrisiken. Die RWE-Konzerngesellschaften refinanzieren sich abhängig von der Teilkonzernzugehörigkeit i. d. R. bei der RWE AG oder der innogy SE. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2018 werden Anleihen mit einem Volumen von rund 1,0 Mrd. € (Vorjahr: 1,4 Mrd. €) und Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) fällig. Kurzfristige Schulden sind zusätzlich zu begleichen. Am 31. Dezember 2017 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 8.826 Mio. € (Vorjahr: 14.401 Mio. €). Die innogy SE verfügt seit Anfang Oktober 2017 über eine eigene syndizierte Kreditlinie von 2 Mrd. € bis Oktober 2022. Diese kann zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Darüber hinaus ist eine Aufstockung des Kreditrahmens um 1 Mrd. € möglich. innogy SE hat ihre Beteiligung an der bestehenden syndizierten Kreditlinie der RWE AG über 4 Mrd. € mit Abschluss der neuen Kreditlinie gekündigt. Mit dem Ausscheiden von innogy SE wurde die Kreditlinie der RWE AG im Oktober 2017 auf 3 Mrd. € abgesenkt. Sie läuft noch bis März 2021. Das Commercial-Paper-Programm der RWE AG über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) in Anspruch genommen. Die innogy SE verfügte zum 31. Dezember 2017 über ein Commercial-Paper-Programm in Höhe von 3 Mrd. €, das jedoch nicht in Anspruch genommen war. Darüber hinaus kann sich RWE in Höhe von 10 Mrd. € und innogy SE in Höhe von 20 Mrd. € im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms finanzieren; die ausstehenden Anleihen aus diesem Programm summierten sich zum Bilanzstichtag auf 0 Mrd. € bei RWE und 12,1 Mrd. € bei innogy SE (Vorjahr: RWE und innogy SE insgesamt 10,7 Mrd. €). Das mittelfristige Liquiditätsrisiko ist daher sowohl bei RWE als auch bei innogy als gering einzustufen. Aus den finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 ergeben sich in den nächsten Jahren voraussichtlich die folgenden (nicht diskontierten) Zahlungen: scroll
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Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2017 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger über insgesamt 90 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 71 Mio. € gegeben (Vorjahr: 67 Mio. €), die im Jahr 2018 abrufbar sind. Weitere Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements sind auf Seite 74 ff. im Lagebericht aufgeführt. (28) Eventualschulden und finanzielle VerpflichtungenDas Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2017 auf 489 Mio. € (Vorjahr: 384 Mio. €). Dabei handelt es sich im Wesentlichen um Investitionen in Sachanlagevermögen. Zudem bestanden nicht angesetzte Verpflichtungen zur Bereitstellung von Darlehen oder anderen Finanzmitteln an Gemeinschaftsunternehmen in Höhe von 10 Mio. € (Vorjahr: 26 Mio. €). Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur: scroll
Für die Beschaffung von Brennstoffen, insbesondere Erdgas, sind wir langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen eingegangen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2017 auf 26,2 Mrd. € (Vorjahr: 26,0 Mrd. €), wovon 1,3 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 1,7 Mrd. €). Die Gasbeschaffung des RWE-Konzerns basiert teilweise auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen. Die Konditionen dieser Kontrakte -die Laufzeiten reichen im Einzelfall bis 2036 - werden in gewissen Abständen von den Vertragspartnern nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde. Weiterhin hat RWE langfristige finanzielle Verpflichtungen durch Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2017 auf 7,1 Mrd. € (Vorjahr: 7,4 Mrd. €), davon werden 0,6 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig (Vorjahr: 0,4 Mrd. €). Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. Aus der Mitgliedschaft in verschiedenen Gesellschaften, die u. a. im Zusammenhang mit Kraftwerksobjekten, mit Ergebnisabführungsverträgen und zur Abdeckung des nuklearen Haftpflichtrisikos bestehen, obliegt uns eine gesetzliche bzw. vertragliche Haftung. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung einer Deckungsvorsorge in Höhe von rund 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Haftungsanteil ab dem 1. Januar 2018 21,347 % zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten. Die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. (29) SegmentberichterstattungRWE ist in vier (Vorjahr: drei) Segmente untergliedert, die nach funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind. Zum 1. Januar 2017 wurde das bisherige Segment Konventionelle Stromerzeugung in die beiden neuen Segmente Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung aufgespalten. Um die Vergleichbarkeit der Zahlen für das Geschäftsjahr 2017 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. Dabei handelt es sich um eine reine Namensänderung, die keinen Einfluss auf die inhaltliche Abgrenzung hat. Im Segment Braunkohle & Kernenergie erfassen wir die deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft. Dazu gehört auch der rheinische Braunkohletagebau. Das Segment Europäische Stromerzeugung umfasst das deutsche, britische, niederländische/belgische und türkische Stromerzeugungsgeschäft durch Gas- und Steinkohlekraftwerke, das schottische Biomassekraftwerk Markinch und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. Ergänzt wird das Segment durch einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg. Im Segment Energiehandel sind der Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie das Gas-Midstream-Geschäft angesiedelt. Verantwortet wird es von RWE Supply & Trading, die auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas beliefert. Das Segment innogy umfasst im Wesentlichen das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Verteilnetzen und dem Vertrieb. Die Aktivitäten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien beinhalten neben der Stromproduktion auch die Entwicklung und Realisierung von Projekten zum Kapazitätsausbau. Bei der Erzeugungstechnologie dominieren Wind- und Wasserkraft. Die wichtigsten Erzeugungsstandorte liegen in Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden, Polen, Spanien und Italien. Zweites Standbein von innogy ist der Betrieb von Verteilnetzen in Deutschland, Tschechien, der Slowakei, Ungarn und Polen. Hinzu kommt als dritte Säule der Vertrieb von Strom, Gas und Energielösungen in Deutschland, den Niederlanden, Belgien, Großbritannien, Tschechien, der Slowakei, Ungarn, Polen und einigen weiteren Ländern Zentralosteuropas. Darüber hinaus enthält das Segment innogy Holdingaktivitäten, interne Dienstleister sowie Konsolidierungseffekte der innogy SE. Unter "Sonstige, Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und die RWE AG erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche. Dazu gehört im Wesentlichen unsere Minderheitsbeteiligung am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. scroll
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Davon Konsolidierung Innenumsatz - 23.383
Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 0 Mio. € scroll
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Davon Konsolidierung Innenumsatz - 27.982
Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 2.216 Mio. € scroll
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Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer Erläuterungen zu den Segmentdaten. Als Innenumsätze des RWE-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden. Das bereinigte EBITDA wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom bereinigten EBITDA zum bereinigten EBIT und zum Ergebnis vor Steuern dargestellt: scroll
Erträge und Aufwendungen, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind, erschweren die Beurteilung der laufenden Geschäftstätigkeit. Sie werden in das neutrale Ergebnis umgegliedert. Dabei kann es sich u. a. um Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder nicht betriebsnotwendigen langfristigen Vermögenswerten, Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen sowie Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate handeln. scroll
Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf Seite 47. (30) Angaben zur KapitalflussrechnungDie Kapitalflussrechnung ist nach den Zahlungsströmen aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Der Betrag der flüssigen Mittel in der Kapitalflussrechnung stimmt mit dem in der Bilanz ausgewiesenen Wert überein. Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten. Im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit sind u. a. enthalten: Zinseinnahmen in Höhe von 188 Mio. € (Vorjahr: 295 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 950 Mio. € (Vorjahr: 904 Mio. €)
Mittelveränderungen aus dem Erwerb und der Veräußerung konsolidierter Gesellschaften gehen in den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit ein. Effekte aus Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen werden gesondert gezeigt. Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an RWE-Aktionäre in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 538 Mio. € (Vorjahr: 335 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 60 Mio. € (Vorjahr: 67 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 19 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 2.591 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten. In der folgenden Tabelle sind die Veränderungen der Verbindlichkeiten aus Finanzierungstätigkeiten dargestellt: scroll
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Der in der Zeile "Sonstige Posten" angegebene Betrag enthält zahlungswirksame Änderungen aus Finanzderivaten und Marginzahlungen, die innerhalb der Kapitalflussrechnung im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen werden. Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 38 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €). (31) Angaben zu KonzessionenZwischen Unternehmen des RWE-Konzerns und Gebietskörperschaften in unseren Versorgungsregionen gibt es eine Reihe von Wegenutzungsverträgen und Konzessionsvereinbarungen, die die Strom-, Gas- und Wasserversorgung betreffen. Im Strom- und Gasgeschäft regeln Wegenutzungsverträge die Nutzung von öffentlichen Verkehrswegen für das Verlegen und den Betrieb von Leitungen, die der allgemeinen Energieversorgung dienen. Die Laufzeit dieser Verträge beträgt i. d. R. 20 Jahre. Nach ihrem Ablauf besteht die gesetzliche Pflicht, die örtlichen Verteilungsanlagen ihrem neuen Betreiber gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung zu überlassen. Mit Wasser-Konzessionsvereinbarungen werden das Recht und die Verpflichtung zur Bereitstellung von Wasser- und Abwasserdienstleistungen, zum Betrieb der dazugehörigen Infrastruktur (z. B. Wasserversorgungsanlagen) und zur Investitionstätigkeit geregelt. Die Konzessionen im Wassergeschäft gelten i. d. R. für einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. (32) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und PersonenIm Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Dazu gehören auch assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. In diese Kategorie fallen insbesondere wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen des RWE-Konzerns. Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten: scroll
Den Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen lagen im Wesentlichen Liefer- und Leistungsbeziehungen zugrunde. Mit Gemeinschaftsunternehmen gab es neben betrieblichen Liefer- und Leistungsbeziehungen auch finanzielle Verflechtungen. Aus verzinslichen Ausleihungen an Gemeinschaftsunternehmen resultierten im Berichtsjahr Erträge in Höhe von 7 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 142 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 177 Mio. €). Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen, d. h., die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 285 Mio. € (Vorjahr: 371 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 139 Mio. € (Vorjahr: 107 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.426 Mio. € (Vorjahr: 1.203 Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt. Für das Geschäftsjahr 2017 werden neben den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats der RWE AG auch die Vorstände und die Aufsichtsräte der innogy SE als Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen für den RWE-Konzern angesehen. Die folgenden Angaben beziehen sich auf die Gesamtvergütungen nach IAS 24. Das Management in Schlüsselpositionen (Vorstände und Aufsichtsräte) erhielt für das Geschäftsjahr 2017 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 22.121 Tsd. € (Vorjahr: 13.832 Tsd. €). Außerdem betrugen die aktienbasierten Vergütungen im Rahmen des LTIP SPP 3.183 Tsd. € (Vorjahr: 1.131 Tsd. €) sowie der Dienstzeitaufwand für Pensionen 538 Tsd. € (Vorjahr: 229 Tsd. €). Für Verpflichtungen gegenüber dem Management in Schlüsselpositionen sind insgesamt 32.624 Tsd. € (Vorjahr: 23.775 Tsd. €) zurückgestellt. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der nach HGB ermittelten Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des Lageberichts. Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 7.274 Tsd. € (Vorjahr: 15.486 Tsd. €). Hierin enthalten ist eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des LTIP SPP mit einem Ausgabezeitwert von 2.567 Tsd. € (192.556 RWE- und 10.264 innogy-Performance-Shares). Im Vorjahr wurde eine aktienbasierte Vergütung mit einem Ausgabezeitwert von 2.987 Tsd. € (73.702 RWE- und 53.107 innogy-Performance-Shares) gewährt. Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich inklusive der Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften im Geschäftsjahr 2017 auf 3.637 Tsd. € (Vorjahr: 3.228 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften. Die Auszahlung der Vergütungen erfolgt entsprechend den dienstvertraglichen Regelungen. Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 10.699 Tsd. € (Vorjahr: 11.653 Tsd. €), davon 918 Tsd. € (Vorjahr: 1.305 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und deren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 146.430 Tsd. € (Vorjahr: 159.950 Tsd. €). Davon entfielen 8.601 Tsd. € (Vorjahr: 14.808 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften. Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 185 ff. aufgeführt. (33) Honorare des AbschlussprüfersDie Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen sowie die prüferische Durchsicht von Zwischenabschlüssen. Ebenfalls erfasst wurden hier im Vorjahr die Honorare für die Prüfung der kombinierten Abschlüsse, die für den Börsengang der innogy SE erstellt wurden. Zu den anderen Bestätigungsleistungen, die vergütet wurden, zählen die Prüfung des internen Kontrollsystems und Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen und in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. In den sonstigen Leistungen sind im Wesentlichen Vergütungen für Beratungen im Zusammenhang mit IT-Projekten enthalten. Der höhere Betrag für Honorare des Abschlussprüfers war im Vorjahr im Wesentlichen durch den Börsengang der innogy SE bedingt. Hierfür wurden insgesamt 5 Mio. € aufgewendet. RWE hat für Dienstleistungen, die der Abschlussprüfer des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC), und andere Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks erbrachten, folgende Honorare als Aufwand erfasst: scroll
(34) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGBDie folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2017 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht:
(35) Ereignisse nach dem BilanzstichtagIm Zeitraum vom 1. Januar 2018 bis zur Aufstellung des Konzernabschlusses am 26. Februar 2018 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten: Platzierung innogy-Anleihe Am 24. Januar 2018 hat innogy eine Anleihe mit einem Volumen von 1 Mrd. € und einer Laufzeit von 11,5 Jahren platziert. Die Anleihe wurde von der innogy Finance B.V. unter Garantie der innogy SE begeben. Bei einem Kupon von 1,5 % und einem Ausgabekurs von 98,785 % beträgt die jährliche Rendite 1,617 %. Erwerb Regionetz GmbH Anfang Januar 2018 hat innogy aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung die Beherrschung über einen Teilbetrieb "Netze" der Stadtwerke Aachen AG (kurz: STAWAG) erlangt, der ab dem ersten Quartal 2018 in den Konzernabschluss einbezogen wird. Darüber hinaus ist die Verschmelzung der regionetz GmbH, eines im 100-prozentigen Anteilsbesitz der innogy stehenden und vollkonsolidierten Unternehmens des RWE-Konzerns, mit wirtschaftlicher Rückwirkung vom 1. Januar 2018 auf die Regionetz GmbH, Aachen, (vor Umfirmierung INFRAWEST GmbH) vereinbart. Als Gegenleistung für den gewährten Mehrheitsanteil an der regionetz GmbH erlangt innogy eine Minderheit der bislang vollständig von der STAWAG gehaltenen Anteile an der Regionetz GmbH. Vertraglich wird innogy eine beherrschende Stellung im Sinne des IFRS 10 innehaben und die Regionetz GmbH, an der sie einen Kapitalanteil von unter 50 % halten wird, dementsprechend vollkonsolidieren. Das Unternehmen wird im Wesentlichen Verteilnetze für Strom, Gas, Wärme und Wasser in der Stadt Aachen, in der Städteregion Aachen sowie in Teilen der Kreise Heinsberg und Düren betreiben. Seine Vermögenswerte und Schulden werden den Betrieb der zu verschmelzenden regionetz GmbH als Einlage von innogy und den aus der STAWAG auszugliedernden, vertraglich bereits seit Jahresbeginn 2018 von innogy kontrollierten Teilbetrieb "Netze" als Einlage der STAWAG umfassen. Die dargestellte, in mehreren Schritten durchzuführende Fusion wird im RWE-Konzern als Erwerb des vormaligen STAWAG-Teilbetriebs "Netze" zu Jahresbeginn 2018 bilanziert. Die Bilanzierung der Vermögenswerte und Schulden der zu verschmelzenden regionetz GmbH im RWE-Konzern wird von der Transaktion nicht berührt. Die Vermögenswerte und Schulden des erworbenen Unternehmens (vormaliger STAWAG-Teilbetrieb "Netze") werden mit ihren Zeitwerten in der RWE-Konzernbilanz angesetzt. Nach Durchführung der Transaktion werden innerhalb des Eigenkapitals "Anteile anderer Gesellschafter" entsprechend dem auf STAWAG entfallenden Kapitalanteil an der Regionetz GmbH ausgewiesen. Im Rahmen der dargestellten Fusion kommt es demnach zu einer Eigenkapitaltransaktion, bei der ein Fremdgesellschafter durch seinen Kapitalanteil an dem fusionierten Unternehmen auch einen entsprechenden Anteil am zuvor zu 100 % von innogy kontrollierten, nunmehr in das fusionierte Unternehmen eingebrachten Geschäftsbetrieb der vormaligen regionetz GmbH erhält. Als Anschaffungskosten des durch innogy erworbenen Unternehmens wird der entsprechend dem künftigen Regionetz-Kapitalanteil auf STAWAG entfallende anteilige Unternehmenswert der vormaligen regionetz GmbH zugrunde gelegt. Eine etwaige positive Differenz zwischen diesem Betrag und dem RWE-Konzernanteil am Nettovermögen des vormaligen STAWAG-Teilbetriebs "Netze" wird zusätzlich als Geschäfts- oder Firmenwert bilanziert; eine negative Differenz würde gegebenenfalls als Ertrag erfasst. Die Auswirkungen der erstmaligen Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses stehen aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend fest. Zum Zeitpunkt der Aufstellung des RWE-Konzernabschlusses waren die im Rahmen des Zusammenschlusses von der INFRAWEST GmbH übernommenen Vermögenswerte und Schulden noch nicht final ermittelt. Die Angaben zu den beizulegenden Zeitwerten der übernommenen Vermögenswerte, inkl. erworbener Forderungen und Schulden, sowie die Angaben zu den Faktoren, die gegebenenfalls den Geschäfts- oder Firmenwert ausmachen, bzw. die gegebenenfalls erforderlichen Angaben bei einem Erwerb zu einem Preis unter dem Marktwert können daher nicht gemacht werden. (36) Erklärung gemäß § 161 AktGFür die RWE AG und die innogy SE sind die nach § 161 AktG vorgeschriebenen Erklärungen zum Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG1 bzw. der innogy SE2 dauerhaft und öffentlich zugänglich gemacht worden.
Essen, 26. Februar 2018 Der Vorstand Schmitz Krebber
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www.rwe.com/entsprechenserklaerung-2017 3.7 AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS)Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i. V. m. § 315 e I) HGB zum 31. Dezember 2017scroll
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3.8 ORGANE (TEIL DES ANHANGS)Stand: 27. Februar 2018 AufsichtsratDr. Werner BrandtBad Homburg Vorsitzender Vorsitzender des Aufsichtsrats der ProSiebenSat.1 Media SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) • Siemens AG Frank Bsirske1Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: • Deutsche Bank AG • Deutsche Postbank AG • innogy SE - KfW Bankengruppe Reiner Böhle1Witten Freigestellter Betriebsrat Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Sandra Bossemeyer1Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit: 20. April 2016 Ute GerbauletDüsseldorf Persönlich haftende Gesellschafterin, Bankhaus Lampe KG Geburtsjahr: 1968 Mitglied seit: 27. April 2017 Mandate: • Gerry Weber AG - NRW.Bank Reinhold Gispert1Worms Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 27. April 2017 Arno Hahn1,2Waldalsgesheim Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Gesamtbetriebsratsvorsitzender der innogy SE Geburtsjahr: 1962 Mitglied vom 1. Juli 2012 bis 27. April 2017 Mandate: • innogy SE (bis 31. Mai 2017) Andreas Henrich1Mülheim an der Ruhr Leiter Personal der RWE AG Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2016 Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter KeitelEssen Ehem. Vorsitzender des Vorstands der HOCHTIEF AG Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Airbus Defence and Space GmbH • National-Bank AG • thyssenkrupp AG • Voith GmbH & Co. KGaA (Vorsitz) - Airbus Group SE Mag. Dr. h. c. Monika KircherPörtschach, Österreich Beraterin Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit: 15. Oktober 2016 Mandate: - Andritz AG - Austrian Airlines AG - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz) - KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG - Siemens AG Österreich Martina Koederitz2Stuttgart Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Central Holding GmbH Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Deutschland GmbH Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Deutschland Management & Business Support GmbH Geschäftsführerin der IBM Munich Center GmbH Geburtsjahr: 1964 Mitglied vom 20. April 2016 bis 27. April 2017 Mandate: • IBM Deutschland Research & Development GmbH • innogy SE Monika Krebber1Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Stellvertretende Konzernbetriebsratsvorsitzende der RWE AG Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • innogy SE Harald Louis1Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RWE Power AG Dagmar MühlenfeldMülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. der Stadt Mülheim an der Ruhr Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: • RW Holding AG Peter OttmannNettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE Aktionäre GmbH Rechtsanwalt, Landrat a. D. Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RW Holding AG Günther SchartzWincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • RW Holding AG i. L. (stv. Vorsitz) - A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (Vorsitz) - Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) - LBBW-RheinLand-Pfalz-Bank Verwaltungsrat (stv. Mitglied) - Sparkasse Trier (stv. Vorsitz) - Sparkassenverband Rheinland-Pfalz - Trierer Hafengesellschaft mbH - Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier Dr. Erhard SchipporeitHannover Selbstständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: • BDO AG • Deutsche Börse AG (bis 16. Mai 2018) • Fuchs Petrolub SE • Hannover Rück SE (Konzernmandat der Talanx AG) • HDI V. a. G. • innogy SE (Vorsitz) • SAP SE • Talanx AG
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Aufsichtsräten Dr. Wolfgang SchüsselWien, Österreich Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: - Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) Ullrich SierauDortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: • Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz) • Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) • KEB Holding AG (Vorsitz) - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH - Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG - Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski1Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • CHEMIE Pensionsfonds AG (Vorsitz) • KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG • Lanxess AG • Lanxess Deutschland GmbH • RAG AG • RAG Deutsche Steinkohle AG • RWE Generation SE • RWE Power AG Marion Weckes1Dormagen Referatsleiterin, Abt. Mitbestimmungsförderung der Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit: 20. April 2016 Leonhard Zubrowski1Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE Generation SE Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • RWE Generation SE
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Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden
Aufsichtsräten Ausschüsse des AufsichtsratsPräsidium des AufsichtsratsDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestGDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Dr. Wolfgang Schüssel Ralf Sikorski PersonalausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Reiner Böhle Frank Bsirske Harald Louis Peter Ottmann Dr. Wolfgang Schüssel PrüfungsausschussDr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) Reinhold Gispert Dr. Wolfgang Schüssel Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes NominierungsausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Peter Ottmann StrategieausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Reinhold Gispert Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Ausschuss Börsengang NeugesellschaftDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Erhardt Schipporeit Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski VorstandDr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender)Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Arbeitsdirektor der RWE AG seit dem 1. Mai 2017 Mandate: • Amprion GmbH • RWE Generation SE (Vorsitz) • RWE Power AG (Vorsitz) • RWE Supply & Trading GmbH • TÜV Rheinland AG - Jaeger-Gruppe (Vorsitz) - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH - KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand)Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2019 Mandate: • innogy SE • RWE Generation SE • RWE Pensionsfonds AG • RWE Power AG • RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz) Aus dem Vorstand ausgeschiedene MitgliederUwe Tigges (ehem. Arbeitsdirektor und Personalvorstand)1Mitglied des Vorstands der RWE AG bis zum 30. April 2017 Mandate: • Amprion GmbH • RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz) - VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e. V.
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Aufsichtsräten 3.9 BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERSAn die RWE Aktiengesellschaft, EssenVermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des KonzernlageberichtsPrüfungsurteileWir haben den Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2017, der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung, der Kapitalflussrechnung und der Veränderung des Eigenkapitals für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 sowie dem Anhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden -geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der RWE Aktiengesellschaft, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Konzernlageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse
Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat. Grundlage für die PrüfungsurteileWir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Konzernabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des KonzernabschlussesBesonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung: 1 Änderungen in der Segmentberichterstattung 2 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte 3 Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen 4 Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert: 1) Sachverhalt und Problemstellung 2) Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse 3) Verweis auf weitergehende Informationen Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: 1 Änderungen in der Segmentberichterstattung1) Die gesetzlichen Vertreter der RWE Aktiengesellschaft haben im Geschäftsjahr 2017 die interne Steuerung und Berichterstattung verändert. Das ehemalige Segment "Konventionelle Stromerzeugung" wurde mit Wirkung zum 1. Januar in die beiden Segmente "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgespalten. Das Segment "Braunkohle & Kernenergie" umfasst dabei die deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernenergie, das Segment "Europäische Stromerzeugung" umfasst hauptsächlich das deutsche, britische und niederländische bzw. belgische Stromerzeugungsgeschäft durch Gas- und Steinkohlekraftwerke. Entsprechend war eine Neuabgrenzung der ausgewiesenen Segmente in der Segmentberichterstattung des Konzerns vorzunehmen. Außerdem wurden aufgrund der neuen Segmentierung konzerninterne Liefer- und Leistungsbeziehungen angepasst. Für den von IFRS 8 geforderten "Management Approach" zur Abgrenzung von Segmenten sind in hohem Maße Ermessensentscheidungen zu treffen. Die Anpassungen in der Segmentberichterstattung waren im Rahmen unserer Prüfung daher von besonderer Bedeutung. 2) Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem beurteilt, ob die Segmentberichterstattung im Sinne der Anforderungen des "Management Approach" mit den unternehmensinternen Berichts- und Steuerungsstrukturen in Einklang steht. Dabei haben wir insbesondere die interne Berichterstattung an den Vorstand gewürdigt und uns durch Einsicht in Protokolle der Vorstandsbesprechungen davon überzeugt, dass die neue Segmentstruktur der internen regelmäßigen Berichterstattung entspricht. Darüber hinaus haben wir die zur Darstellung der neuen Segmente erforderlichen Anpassungen in den Konsolidierungsbuchungen nachvollzogen. Aus unserer Sicht wurde die Neuabgrenzung der berichtspflichtigen Segmente nachvollziehbar dokumentiert und insgesamt sachgerecht umgesetzt. 3) Die Segmentberichterstattung des RWE-Konzerns ist im Anhang im Abschnitt "Sonstige Angaben" im Unterpunkt "(29) Segmentberichterstattung" enthalten. 2 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte1) Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Immaterielle Vermögenswerte" Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 11,2 Mrd. € (16 % der Konzernbilanzsumme) ausgewiesen. Geschäfts- oder Firmenwerte werden jährlich oder anlassbezogen einem Werthaltigkeitstest ("Impairment Test") unterzogen, um einen möglichen Abschreibungsbedarf zu ermitteln. Im Rahmen der Impairment Tests wird der Buchwert der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten inklusive des Geschäfts- oder Firmenwerts dem entsprechenden erzielbaren Betrag gegenübergestellt. Die Ermittlung des erzielbaren Betrags erfolgt grundsätzlich auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Kosten der Veräußerung. Die Impairment Tests erfolgen auf Ebene derjenigen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten bzw. Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten, denen der jeweilige Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist. Grundlage der für Zwecke der Impairment Tests durchgeführten Bewertungen zur Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Kosten der Veräußerung sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Planungsrechnungen für die kommenden drei Jahre (Mittelfristplanung) ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden unter Anwendung von Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der durchschnittlichen gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit. Als Ergebnis des Impairment Tests kam es bei der zahlungsmittelgenerierenden Einheit Vertrieb Großbritannien zu einer Wertminderung von 479 Mio. €. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsmittelzuflüsse der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten einschätzen, sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen, Wachstumsraten und weiteren Annahmen. Die Bewertung ist daher mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der zugrunde liegenden Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2) Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Durchführung der Impairment Tests nachvollzogen und die Ermittlung der durchschnittlichen gewichteten Kapitalkosten beurteilt. Zudem haben wir beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelzuflüsse im Zusammenhang mit den angesetzten gewichteten Kapitalkosten insgesamt eine sachgerechte Grundlage für die Impairment Tests bilden. Die Angemessenheit der bei den Berechnungen verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse haben wir unter anderem durch Abgleich dieser Angaben mit der Mittelfristplanung des Konzerns sowie durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen beurteilt. Dabei haben wir auch die sachgerechte Berücksichtigung von Kosten für Konzernfunktionen in der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit beurteilt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes teilweise wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, haben wir auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Ferner haben wir ergänzend die von der Gesellschaft durchgeführten Sensitivitätsanalysen gewürdigt, um ein mögliches Wertminderungsrisiko (höherer Buchwert im Vergleich zum erzielbaren Betrag) bei einer für möglich gehaltenen Änderung einer wesentlichen Annahme der Bewertung einschätzen zu können. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen stimmen insgesamt mit unseren Erwartungen überein und liegen auch innerhalb der aus unserer Sicht vertretbaren Bandbreiten. 3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Geschäfts- oder Firmenwerten sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(10) Immaterielle Vermögensgegenstände" enthalten. 3 Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen1) Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Rückstellungen" Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen ausgewiesen. Die Pensionsrückstellungen setzen sich zusammen aus Verpflichtungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen in Höhe von 25,3 Mrd. €, Planvermögen in Höhe von 20,0 Mrd. € und aktivisch ausgewiesenem Nettovermögen in Höhe von 0,1 Mrd. €. Die Bewertung der Verpflichtungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen erfolgt nach der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected Unit Credit Method). Dabei sind insbesondere Annahmen über die langfristigen Gehalts- und Rententrends, die durchschnittliche Lebenserwartung und die Fluktuation zu treffen. Der Abzinsungssatz ist aus der Rendite hochwertiger, währungskongruenter Unternehmensanleihen mit vergleichbaren Laufzeiten abzuleiten. Dabei müssen regelmäßig Extrapolationen vorgenommen werden, da nicht ausreichend viele langfristige Unternehmensanleihen existieren. Die Bewertung des Planvermögens erfolgt zum beizulegenden Zeitwert, der wiederum mit Schätzungsunsicherheiten verbunden ist. Aus unserer Sicht waren diese Sachverhalte im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung, da der Ansatz und die Bewertung dieses betragsmäßig bedeutsamen Postens in einem wesentlichen Maß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft basieren. 2) Im Rahmen unserer Prüfung haben wir zunächst das Vorliegen der Voraussetzungen für die Bilanzierung als leistungs- bzw. beitragsorientierte Versorgungszusagen beurteilt sowie die eingeholten versicherungsmathematischen Gutachten und die fachliche Qualifikation der externen Gutachter gewürdigt. Ferner haben wir uns unter anderem mit den spezifischen Besonderheiten der versicherungsmathematischen Berechnungen befasst und das Mengengerüst, die versicherungsmathematischen Parameter sowie das den Bewertungen zugrunde liegende Bewertungsverfahren auf Standardkonformität und Angemessenheit überprüft. Zudem wurde die Entwicklung der Verpflichtung und der Aufwandskomponenten gemäß versicherungsmathematischem Gutachten vor dem Hintergrund der eingetretenen Änderungen in den Bewertungsparametern und im Mengengerüst analysiert und plausibilisiert. Für die Prüfung des beizulegenden Zeitwerts des Planvermögens haben wir Bank- und Fondsbestätigungen eingeholt sowie die der jeweiligen Bewertung zugrunde liegenden Verfahren und die angewandten Bewertungsparameter überprüft. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen Einschätzungen und getroffenen Annahmen begründet und hinreichend dokumentiert sind. 3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Pensionsrückstellungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(23) Rückstellungen" enthalten. 4 Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen1) Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft mindern die Ertragsteuern das Ergebnis vor Steuern um 24 %. Ein wesentlicher Teil dieser Netto-Größe aus ertragsteuerlichen Aufwendungen und Erträgen resultiert aus der bilanziellen Erfassung latenter Steuern aus temporären Differenzen, die sich erst in künftigen Geschäftsjahren realisieren werden. Des Weiteren enthält der Bilanzposten "Latente Steuern" innerhalb des ausgewiesenen langfristigen Vermögens aktivierte Steuerminderungsansprüche in Höhe von 340 Mio. € aus Verlustvorträgen, die nach den Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter zukünftig nutzbar sind. Ausgangspunkt der den aktivierten Steuerpositionen zugrunde liegenden Bewertungen sind dabei, soweit nicht ausreichend passive latente Steuern vorhanden sind, die erwarteten künftigen steuerlichen Ergebnisse, die sich im Wesentlichen auf Grundlage der von den gesetzlichen Vertretern erstellten Mittelfristplanungen ergeben. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße von der Einschätzung der künftigen Ertragslage durch die gesetzlichen Vertreter abhängig und daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund war die Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen insgesamt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2) Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Ermittlung, Bilanzierung und Bewertung der latenten Steuern und zur Durchführung der Werthaltigkeitsprüfung in Bezug auf aktivierte Steuerpositionen beurteilt. Wir haben außerdem beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden Planungsrechnungen eine sachgerechte Grundlage für die Bewertung bilden. Zudem haben wir auch die sachgerechte bilanzielle Erfassung - in Übereinstimmung mit den jeweils zugrunde liegenden Geschäftsvorfällen entweder erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung oder mit Erfassung im Eigenkapital über die Gesamtergebnisrechnung - gewürdigt. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Methoden und Bewertungsannahmen zur Ermittlung und Bilanzierung von Steuerpositionen einschließlich der Überprüfung der Werthaltigkeit der latenten Steuerpositionen begründet sowie hinreichend dokumentiert sind. 3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Ertragsteuern sind im Anhang in den Abschnitten "Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung" im Unterabschnitt "(9) Ertragssteuern" sowie "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterabschnitt "(17) Latente Steuern" enthalten. Sonstige InformationenDie gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Konzernlageberichts:
Die sonstigen Informationen umfassen zudem die übrigen Teile des Geschäftsberichts - ohne weitergehende Querverweise auf externe Informationen -, mit Ausnahme des geprüften Konzernabschlusses, des geprüften Konzernlageberichts sowie unseres Bestätigungsvermerks. Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen
Falls wir auf Grundlage der von durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Konzernabschluss und den KonzernlageberichtDie gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht, den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs, oder es besteht keine realistische Alternative dazu. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des KonzernlageberichtsUnsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus
Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche AnforderungenÜbrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVOWir wurden von der Hauptversammlung am 27. April 2017 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 15. Mai 2017 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2001 als Konzernabschlussprüfer der RWE Aktiengesellschaft, Essen, tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. Verantwortlicher WirtschaftsprüferDer für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter.
Essen, den 27. Februar 2018 PricewaterhouseCoopers GmbH Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer 3.10 INFORMATIONEN ZUM ABSCHLUSSPRÜFERDer Konzernabschluss der RWE AG und ihrer Tochtergesellschaften für das Geschäftsjahr 2017 - bestehend aus Konzernbilanz, Konzerngewinn- und -verlustrechnung und Konzerngesamtergebnisrechnung, Konzerneigenkapitalveränderungsrechnung, Konzernkapitalflussrechnung und Konzernanhang - wurde von der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüft. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer bei der Pricewaterhouse-Coopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft für RWE ist Herr Ralph Welter. Herr Welter hat diese Funktion bisher in vier Abschlussprüfungen wahrgenommen. FÜNFJAHRESÜBERSICHTscroll
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Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf
Seite 56 IMPRESSUMRWE AktiengesellschaftHuyssenallee 2 45128 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail contact@rwe.com Investor Relations:Telefon +49 201 5179-3112 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail invest@rwe.com Konzernkommunikation:Telefon +49 201 12-23986 Telefax +49 201 12-22115 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen sowie weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 13. März 2018 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. Satz und Produktion:MPM Corporate Communication Solutions, Mainz www.mpm.de Fotografie:Andre Laaks, Essen Lektorat:Textpertise Heike Virchow, Hamburg Druck:D+L Printpartner GmbH, Bocholt RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e. V. Weitere InformationenFinanzkalender 2018/2019scroll
Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. RWE Aktiengesellschaft Huyssenallee 2 45128 Essen www.rwe.com |
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