 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenmitteilung über das erste Quartal 2018Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2018
Zukunft. Sicher. Machen.AUF EINEN BLICKscroll
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Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf Seite 15 WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumTauschgeschäft vereinbart: E.ON wird innogy übernehmen - RWE steigt zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien aufDie Energieversorger RWE und E.ON haben gemeinsam die Weichen für eine grundlegende
Neuaufteilung ihrer Geschäftsaktivitäten gestellt. Während RWE damit zu Europas Nr.
3 bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufsteigt, vergrößert E.ON seine
Netz- und Vertriebsaktivitäten, die künftig die Haupttätigkeitsfelder des Unternehmens
sein werden. Dies soll im Wege eines umfassenden Tauschgeschäfts erreicht werden,
das die Unternehmen am 12. März vertraglich vereinbart haben. E.ON wird den von RWE
gehaltenen 76,8 %-Anteil an der innogy SE erwerben. Im Gegenzug erhält RWE folgende
Geschäftsteile und Vermögenswerte: (1) eine Beteiligung von 16,67 % an E.ON, die durch
eine Sachkapitalerhöhung aus genehmigtem Kapital geschaffen wird; (2) nahezu das gesamte
Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON; (3) das Erneuerbare-Energien-Geschäft von
innogy; (4) die Minderheitsbeteiligungen der E.ON-Tochter PreussenElektra an den von
RWE betriebenen Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland in Höhe von 25 % bzw. 12,5
%; (5) das Gasspeichergeschäft von innogy und (6) den 37,9 %o-Anteil von innogy am
österreichischen Energieversorger KELAG. Daneben wird RWE eine Zahlung von 1,5 Mrd.
€ an E.ON leisten. Die Übertragung der Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen soll
mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 erfolgen. Der Transaktion lag bei
Vertragsabschluss eine Bewertung unseres 76,8 %o-Anteils an innogy mit 40 € je Aktie
zugrunde. Darin enthalten sind die Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre
2017 und 2018, die RWE weiter zustehen. Mit den Erneuerbare-Energien-Aktivitäten von E.ON und innogy übernimmt RWE Kapazitäten zur CO2 -freien Stromerzeugung in Höhe von 8 GW. Der Großteil davon sind Windparks an Land und im Meer. Neben bestehenden Anlagen erhalten wir eine attraktive Projektpipeline, mit der wir unsere Position bei den erneuerbaren Energien in Europa und Nordamerika ausbauen können. Unsere führende Rolle bei der konventionellen Stromerzeugung bleibt von der Transaktion unberührt. RWE steigt in seinen Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux zum Allrounder der Stromerzeugung auf, der mit seinen flexiblen Kraftwerken die Sicherheit der Versorgung gewährleistet und zugleich aktiv am Umbau des Energiesektors in Richtung einer klimaschonenden Stromproduktion mitwirkt. Die Minderheitsbeteiligung an dem auf Stromerzeugung aus Wasserkraft spezialisierten Kärntner Energieversorger KELAG stärkt unsere Position bei den erneuerbaren Energien zusätzlich. Die deutschen und tschechischen Gasspeicher von innogy, die dem Segment Energiehandel zugeordnet werden, passen gut zu unseren bestehenden Gasaktivitäten. Angesichts der wachsenden Bedeutung des Energieträgers Gas für die Stromerzeugung gehen wir davon aus, dass sich im Gasspeichergeschäft auf längere Sicht attraktive Renditen erzielen lassen. RWE stellt sich durch das Tauschgeschäft mit E.ON nicht nur strategisch, sondern auch
finanziell stärker auf. Wir erwarten, dass der Verschuldungsfaktor des Konzerns, der
das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA wiedergibt und im vergangenen
Jahr 3,5 betrug, nach Abschluss der Transaktion bei unter 3,0 liegen wird. Das Geschäft
mit den erneuerbaren Energien, das sich durch einen hohen Anteil stabiler regulierter
Erträge auszeichnet, dürfte dann mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns
beitragen. Der vereinbarte Tausch von Beteiligungen und Geschäftsteilen wird in mehreren Schritten
vollzogen. Bereits am 27. April hat E.ON den Minderheitsaktionären von innogy ein
freiwilliges öffentliches Angebot zur Übernahme ihrer Anteile unterbreitet. E.ON bietet
ihnen einen Preis von 40 € je Aktie, abzüglich der innogy-Dividenden für die Geschäftsjahre
201 7 und 2018. Das entspricht einer Prämie von 28 %o auf den Schlusskurs der innogy-Aktie
zum 22. Februar (31,29 €) - den letzten Wert, der von Übernahmespekulationen noch
weitgehend unbeeinflusst war. Vorstand und Aufsichtsrat von innogy haben am 10. Mai
erklärt, dass sie das Angebot aus finanzieller Sicht für angemessen halten, aber aufgrund
unzureichender Informationen keine Empfehlung dazu abgeben könnten. Auf die Übernahme
unserer innogy-Mehrheitsbeteiligung durch E.ON hat die Stellungnahme keinen Einfluss.
Sobald alle erforderlichen Zustimmungen durch die zuständigen Kartell- und Aufsichtsbehörden
vorliegen, kann dieser Transaktionsschritt vollzogen werden. Das wird aller Voraussicht
nach bis Mitte 2019 geschehen. Gleichzeitig leisten wir die vereinbarte Zahlung von
1,5 Mrd. € und erhalten die 16,67 %-Beteiligung an E.ON sowie die Minderheitsanteile
an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland. Im letzten Schritt überträgt uns
E.ON die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten, das
Gasspeichergeschäft von innogy und den KELAG-Anteil. Wir sind zuversichtlich, die
gesamte Transaktion bis Ende 2019 abschließen zu können. RWE verkauft Mehrheitsbeteiligung an MátraRWE Power und der Energieversorger EnBW haben gemeinsam ihre Beteiligungen von 50,9
% bzw. 21,7 % am ungarischen Stromerzeuger Mátrai Erőmű Zrt. (kurz: Mátra) verkauft.
Die Transaktion wurde im März 2018 abgeschlossen. Erwerber ist ein Konsortium aus
der tschechischen EP Holding und dem ungarischen Investor Lőrinc Mészáros. Mátra ist
auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisiert. Ende 2017 beschäftigte
das Unternehmen etwas mehr als 2.000 Mitarbeiter und verfügte über eine Nettoerzeugungskapazität
von rund 840 MW. Die Gesellschaft hat für uns strategisch an Bedeutung verloren, weil
wir uns bei der konventionellen Stromerzeugung auf die Kernmärkte Deutschland, Großbritannien
und Benelux konzentrieren wollen. Britische Kapazitätsmarktauktion für 2021/2022: RWE sichert sich Prämie für 6,6 GW ErzeugungsleistungAnfang 2018 haben zwei weitere Auktionen für den britischen Kapazitätsmarkt stattgefunden.
Im Vordergrund stand für uns 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 qualifizierten.
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. RWE beendet Rating durch Standard & Poor'sMitte Februar 2018 hat Standard & Poor's das RWE-Kreditrating auf unseren Wunsch zurückgezogen.
Hintergrund ist, dass wir im Zuge der Reorganisation des Konzerns den Großteil unserer
Kapitalmarktschulden auf unsere neue Tochtergesellschaft innogy übertragen haben.
Da seither so gut wie keine Senior-Anleihen der RWE AG mehr ausstehen, halten wir
die zwei verbliebenen Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend. Standard & Poor's
hatte uns vor Beendigung des Ratings die Bonitätsnote BBB- gegeben, die im Bereich
Investment-Grade liegt. In dieser Kategorie bewegen sich auch die Einstufungen von
Moody's (Baa3) und Fitch (BBB). Die beiden Agenturen haben nach Bekanntwerden unseres
geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON eine Überprüfung unserer Bonitätsnote angekündigt.
Wegen der positiven Auswirkung der Transaktion auf unsere Ertragskraft sind wir zuversichtlich,
unser Investment-Grade-Rating halten zu können. innogy platziert Anleihe über 1 Mrd. €Ende Januar hat innogy eine Senior-Anleihe mit einem nominalen Volumen von 1 Mrd.
€ und einer Laufzeit von elfeinhalb Jahren begeben. Unsere Tochter nutzte damit das
günstige Marktzinsniveau. Bei einem Kupon von 1,5 % und einem Ausgabekurs von 98,785
% ergibt sich eine Anleiherendite von 1,617 % pro Jahr. Die Emission wurde von der
innogy Finance B.V. unter der Garantie der innogy SE getätigt. Sie stieß auf reges
Anlegerinteresse und war mehrfach überzeichnet. Die vereinnahmten Mittel dienen u.
a. zur Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten. innogy und Stadtwerke Aachen legen Netzgeschäft in der neuen Regionetz GmbH zusammenAm 1. Januar 2018 ist die neue Aachener Netzgesellschaft Regionetz GmbH an den Start
gegangen. Das Unternehmen ist durch den Zusammenschluss von Netzaktivitäten der Stadtwerke
Aachen AG (kurz: STAWAG) und der in Stolberg ansässigen innogy-Tochter EWV Energie-
und Wasser-Versorgung GmbH entstanden. Mit seinen rund 600 Mitarbeitern betreibt es
Verteilnetze für Strom, Gas, Wärme und Wasser im Raum Aachen sowie in Teilen der Kreise
Heinsberg und Düren. Mehrheitseigentümer von Regionetz ist die STAWAG. innogy besitzt
einen Kapitalanteil von etwas unter 50 %, übt aber eine beherrschende Stellung gemäß
IFRS 10 aus und muss die Gesellschaft deshalb vollkonsolidieren. Nähere Informationen
zu der Transaktion finden Sie im RWE-Geschäftsbericht 2017 auf Seite 150 f. EU beschließt Reform des europäischen EmissionshandelssystemsDas Europäische Parlament und der Europäische Rat haben im Februar bzw. März 2018 eine grundlegende Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) beschlossen. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission, die im November 2017 zu einer Einigung führten. Mit der Reform, die im April 2018 in Kraft getreten ist, 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 alten Rechtslage können nun wesentlich mehr Emissionsrechte in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden. Bei der MSR, die ab 2019 zum Einsatz kommt, handelt es sich um ein Instrument, mit dem das Angebot an Zertifikaten flexibler an die Nachfrage angepasst werden soll. Die Neuregelung sieht vor, dass zwischen 2019 und 2023 überschüssige Zertifikate von jährlich bis zu 24 % der Marktzuteilungsmenge einbehalten und in die MSR überführt werden. Ab 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. Europäischer Rat und Europäisches Parlament wollen Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten ausschließenNach dem Europäischen Rat hat im Februar 2018 auch der Industrieausschuss des Europäischen Parlaments seinen Standpunkt zur Novelle der Strommarktverordnung festgelegt. Dabei ging er auch auf Mindeststandards ein, die nationale Regierungen beachten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen eingeführt haben oder dies noch tun wollen. Ebenso wie der Rat wollen die Parlamentarier Kraftwerke mit CO2 -Emissionen von mehr als 550 g/kWh von Kapazitätsmärkten ausschließen. Dies soll auch für Bestandsanlagen gelten, und zwar spätestens fünf Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung. Kraftwerke in strategischen Reserven sollen davon aber ausgenommen werden, sofern sie pro Jahr weniger als 200 kg CO2 /kW emittieren. Bei einem modernen Braunkohleblock wäre die Laufzeit damit auf ungefähr 200 Volllaststunden im Jahr begrenzt. Zudem soll es bei der Einführung von Kapazitätsmechanismen einen Vorrang für strategische Reserven geben. Bereits Mitte Dezember 2017 hatten sich die Mitgliedstaaten im Europäischen Rat auf eine gemeinsame Position zur Neugestaltung des Strommarkts geeinigt und sich für die 550-Gramm-Regelung ausgesprochen. Nach den Vorstellungen des Rates sollen nur Kraftwerke, die pro Jahr weniger als 700 kg CO2 /kW emittieren, davon ausgenommen werden. Ein moderner Braunkohleblock dürfte unter diesem Regime nur etwa 750 Volllaststunden pro Jahr betrieben werden, um für Kapazitätszahlungen in Frage zu kommen. Für Bestandsanlagen soll dies aber erst ab 2030 gelten. Sowohl die Parlaments- als auch die Ratsposition hätten zur Folge, dass Kohlekraftwerke allenfalls an strategischen Reserven, nicht aber an marktbasierten Kapazitätsmechanismen teilnehmen könnten. Nun müssen sich beide Institutionen auf eine gemeinsame Position verständigen. Dazu werden sie in Trilog-Gespräche eintreten, an denen auch Vertreter der Kommission teilnehmen. Deutschland: Kommission soll Konzept zur Erreichung der Klimaschutzziele im Energiebereich vorlegenAm 12. März hat die neue Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD ihren Koalitionsvertrag
geschlossen. Darin bekennen sich die Regierungsparteien zu den nationalen und internationalen
Klimaschutzzielen für 2020, 2030 und 2050. Die in der vergangenen Legislaturperiode
verabschiedeten Maßnahmenpakete "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020" und "Klimaschutzplan
2050" sollen vollständig umgesetzt werden. Der Koalitionsvertrag sieht vor, dass die
erneuerbaren Energien zügiger ausgebaut werden. Ihr Anteil am Stromverbrauch soll
bis 2030 auf mindestens 65 %o steigen. Außerdem will die Bundesregierung eine Kommission
mit der Erarbeitung eines Aktionsprogramms für den Energiesektor beauftragen. Der
Kommission mit der Bezeichnung "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" sollen
Vertreter aus Politik, Wirtschaft, Umweltverbänden, Gewerkschaften sowie den betroffenen
Ländern und Regionen angehören. Nach den Vorstellungen der Regierung wird das Gremium
ergänzende Maßnahmen für den Energiesektor erarbeiten, mit denen die "Handlungslücke"
zur Erreichung des Klimaziels 2020 so weit wie möglich geschlossen werden kann. Deutschland
hatte sich zum Ziel gesetzt, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 2020 um mindestens
40 %o gegenüber dem Stand von 1990 zu senken. Nach Einschätzung der Bundesregierung
wird diese Vorgabe kaum einzuhalten sein. Darüber hinaus soll die Kommission Maßnahmen
vorschlagen, die gewährleisten, dass die bis 2030 angestrebte Emissionssenkung um
55 % gegenüber 1990 zuverlässig erreicht wird. Dies soll unter Beachtung des Zieldreiecks
Versorgungssicherheit, Sauberkeit und Wirtschaftlichkeit und ohne Strukturbrüche geschehen.
Zu den Aufgaben der Kommission zählt auch, einen Plan zur Reduzierung und Beendigung
der Kohleverstromung zu entwickeln und dabei die notwendigen rechtlichen, wirtschaftlichen,
sozialen und strukturpolitischen Begleitmaßnahmen zu konkretisieren. Die Ergebnisse
der Kommissionsarbeit sollen Ende 2018 vorliegen und Basis für ein Gesetzespaket sein,
das die Koalitionspartner im kommenden Jahr verabschieden wollen. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsRWE schüttet für das abgelaufene Geschäftsjahr 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie ausDie Hauptversammlung der RWE AG hat am 26. April 2018 dem Dividendenvorschlag von
Vorstand und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2017 mit breiter Mehrheit zugestimmt.
Dementsprechend haben wir Anfang Mai 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie ausgeschüttet.
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
beteiligt haben. Für das Geschäftsjahr 2018 strebt der Vorstand eine Ausschüttung
von 0,70 € an. innogy zahlt Dividende von 1,60 € je AktieDie Hauptversammlung der innogy SE hat am 24. April 2018 beschlossen, für das vergangene
Geschäftsjahr eine Dividende von 1,60 € je Aktie zu zahlen. Bezogen auf das bereinigte
Nettoergebnis in Höhe von 1.224 Mio. €, das unsere Tochter 2017 erzielte, betrug die
Ausschüttungsquote 73 %. Uwe Tigges als Vorstandsvorsitzender von innogy bestätigt - Arno Hahn neuer PersonalvorstandDer Aufsichtsrat der innogy SE hat in seiner Sitzung vom 24. April Uwe Tigges (58)
zum Vorstandsvorsitzenden der Gesellschaft ernannt. Uwe Tigges hatte diese Funktion
zuvor interimsweise ausgeübt, nachdem Peter Terium im Dezember 2017 aus dem innogy-Vorstand
ausgeschieden war. Der Aufsichtsrat hat darüber hinaus Arno Hahn (55) mit Wirkung
ab dem 1. Mai 2018 für drei Jahre zum Vorstandsmitglied bestellt. Arno Hahn übernimmt
von Tigges die Zuständigkeit für das Personalressort und folgt ihm als Arbeitsdirektor
nach. Bislang war er Geschäftsführer und Arbeitsdirektor der Westnetz GmbH. Diese
Ämter wird er zunächst behalten. innogy sichert sich Fördermittel für neuen Offshore-Windpark in der deutschen NordseeBei einer Auktion im April hat sich innogy erfolgreich um eine staatliche Förderung
des Offshore-Windkraft-Projekts Kaskasi beworben. Der Windpark Kaskasi soll über eine
Erzeugungskapazität von 325 MW verfügen. Sein Standort unweit von Helgoland zeichnet
sich durch gute Windverhältnisse und moderate Wassertiefen aus. Vorteilhaft ist auch
die Nähe zum bestehenden innogy-Windpark Nordsee Ost. Die Entscheidung zum Bau von
Kaskasi soll im Frühjahr 2020 getroffen werden. Nach aktueller Planung könnte der
Windpark im Jahr 2022 den Betrieb aufnehmen. ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISEUnveränderte Segmentstruktur zum ersten Quartal 2018Der mit E.ON vereinbarte Tausch von Geschäftsteilen und Beteiligungen (siehe Seite
1 f.) wird sich in einer veränderten Berichtsweise niederschlagen. Sämtliche Geschäftsteile
von innogy, die langfristig auf E.ON übergehen, werden wir bis zu ihrem Verkauf als
"nicht fortgeführte Aktivitäten" klassifizieren. Nähere Erläuterungen dazu finden
Sie auf Seite 16. Wir werden die Berichtsweise im Laufe dieses Geschäftsjahres umstellen.
In der vorliegenden Zwischenmitteilung über das erste Quartal orientieren wir uns
noch an der bisherigen Darstellungsform mit den folgenden vier Segmenten:
Einzelne Gesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie z. B. die Konzernholding
RWE AG weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. In der Position enthalten
ist auch unser 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Geänderter Umsatzausweis durch Anwendung von IFRS 15Im Geschäftsjahr 2018 wenden wir erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS
15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" an, der die Erfassung von Umsatzerlösen neu regelt.
Die Vorjahreszahlen haben wir nicht angepasst. Eine der Neuerungen durch IFRS 15 besteht
darin, dass Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten, die vor der Realisierung
der Kontrakte eintreten, nicht mehr als Umsatzerlöse oder Materialaufwand, sondern
im sonstigen betrieblichen Ergebnis zu berücksichtigen sind. Eine weitere methodische
Anpassung nach IFRS 15 betrifft die bilanzielle Abbildung durchgeleiteter Fördergelder
im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Beim sog. Marktprämienmodell verkauft
der Betreiber einer EEG-Anlage den Strom an einen Direktvermarkter. Neben dem vom
Direktvermarkter gezahlten Stromentgelt erhält der Anlagenbetreiber eine Prämie, mit
der die Differenz zwischen dem Stromentgelt und dem (höheren) EEG-Fördersatz ausgeglichen
wird. Diese vom Verteilnetzbetreiber an den Anlagenbetreiber gezahlte Prämie wird
vom Übertragungsnetzbetreiber erstattet. Bislang haben die Verteilnetzbetreiber die
erstatteten Prämien als Umsatz und die gezahlten Prämien als Materialaufwand gebucht.
Nach IFRS 15 ist dies nun nicht mehr erlaubt. Höhere Ergebniswirksamkeit von Finanzinstrumenten wegen IFRS 9Ebenfalls ab 2018 setzen wir den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 "Finanzinstrumente"
um, der die Bilanzierung von Finanzinstrumenten betrifft. Auf eine rückwirkende Anpassung
der Vorjahreszahlen wurde auch hier verzichtet. IFRS 9 führt zu Änderungen bei der
Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten, bei der Sicherungsbilanzierung
und bei der Erfassung von Wertminderungen aufgrund erwarteter Zahlungsausfälle. Eine
Folge davon ist, dass Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapiere nicht länger
ergebnisneutral erfasst werden und sich somit die Volatilität der Gewinn- und Verlustrechnung
erhöht. Darüber hinaus mindert die Erfassung erwarteter Kreditverluste unser Finanzvermögen.
Die Nettoschulden fallen dadurch geringfügig höher aus. Zukunftsbezogene AussagenDie vorliegende Zwischenmitteilung enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung
des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen
Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie
auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses
Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen
oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten
Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. GESCHÄFTSENTWICKLUNGAußenumsatz 7 % unter VorjahrDer RWE-Konzern hat im ersten Quartal 2018 einen Außenumsatz von 11.615 Mio. € erwirtschaftet.
Erdgas- und Stromsteuer sind in dieser Zahl nicht enthalten. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum
haben sich unsere Erlöse um 7 % verringert. Beim Stromumsatz verzeichneten wir einen
Rückgang um 9% auf 7.329 Mio. €. Hauptgrund dafür war, dass bestimmte Sachverhalte
wegen der Erstanwendung von IFRS 15 nicht mehr im Umsatz gezeigt werden dürfen (siehe
Erläuterung auf Seite 7). Hinzu kam, dass innogy wettbewerbsbedingte Absatzeinbußen
hinnehmen musste, vor allem im Geschäft mit deutschen Haushalten, Geschäftskunden
und Industrieunternehmen. Der Gasumsatz des RWE-Konzerns lag mit 3.286 Mio. € um 10
% unter Vorjahr. Ein zentraler Faktor war auch hier die Erstanwendung von IFRS 15.
Dagegen wirkten sich die relativ kühlen Temperaturen im ersten Quartal positiv auf
den Gasumsatz aus, insbesondere im britischen und niederländischen Privatkundengeschäft. scroll
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Bereinigtes EBITDA 11 % unter VorjahrIm Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und
Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 1.891 Mio. €. Damit lagen wir insgesamt im
Rahmen der Erwartungen. Gegenüber dem Vorjahresquartal hat sich das bereinigte EBITDA
um 11 % verringert. Gesunkene Kraftwerksmargen und eine schwache Performance im Energiehandel
trugen maßgeblich dazu bei. Unsere Tochter innogy musste Ergebniseinbußen im Vertrieb
hinnehmen, profitierte aber zugleich von einer wetterbedingt höheren Auslastung ihrer
Windparks. In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
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Das bereinigte EBIT lag im ersten Quartal bei 1.416 Mio. € und damit 13 % unter dem
Vergleichswert für 2017. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen
Abschreibungen, die im Berichtszeitraum 475 Mio. € betrugen (Vorjahr: 508 Mio. €). scroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte
erfassen, belief sich auf 198 Mio. € (Vorjahr: 277 Mio. €). Seine Einzelpositionen
entwickelten sich wie folgt:
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Unser Finanzergebnis hat sich um 84 Mio. € auf - 310 Mio. € verschlechtert. Im Einzelnen
ergaben sich hier folgende Veränderungen:
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Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 22 %o auf 1.304 Mio. € verringert. Die Steuerquote
betrug 27 %o. Sie war damit vier Prozentpunkte höher als im ersten Quartal 2017. Ein
Grund dafür ist, dass im steuerlichen Organkreis der RWE AG Verluste anfielen, für
die keine latenten Steuern aktiviert wurden, während im Vorjahr noch ein positives
Steuerergebnis ausgewiesen werden konnte. Aktive latente Steuern sind ein Anspruch
auf künftige Steuerermäßigungen, der sich aus Unterschieden im Ansatz und/oder in
der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden zwischen der Steuerbilanz und
der IFRS-Bilanz ergibt. Die Aktivierung latenter Steuern setzt voraus, dass in späteren
Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung der Steuerermäßigungen
erlauben. Für den Organkreis der RWE AG ist das nicht mit hinreichender Sicherheit
absehbar. Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 946 Mio. € (Vorjahr: 1.284 Mio. €). Die
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 4 %o auf 311 Mio. € verringert.
Ausschlaggebend dafür war, dass unsere Tochter innogy, an der Minderheitsaktionäre
23,2 %o halten, ein niedrigeres Nettoergebnis erwirtschaftete. Auf Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 15 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €).
Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere 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. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2017 deutlich verringertes
Nettoergebnis von 620 Mio. € (Vorjahr: 946 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien
beträgt das Ergebnis je Aktie 1,01 € (Vorjahr: 1,54 €). scroll
Bereinigtes Nettoergebnis: Deutlicher Rückgang auf 517 Mio. €Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 517 Mio. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet
es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Sondersachverhalte
herausgerechnet werden. Eliminiert wurden beispielsweise die Effekte im Finanzergebnis,
die sich dadurch ergaben, dass Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapieren
seit 2018 gemäß IFRS 9 erfolgswirksam erfasst werden müssen. Gegenüber dem Vorjahr
hat sich das bereinigte Nettoergebnis um 172 Mio. € verringert. Das ist in erster
Linie auf den Rückgang beim bereinigten EBITDA zurückzuführen. scroll
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Investitionen um 43 % höher als 2017Im ersten Quartal hat der RWE-Konzern 558 Mio. € investiert. Gegenüber 2017 ist das
ein Plus von 43 %o. Die Ausgaben für Finanzanlagen haben sich mit 237 Mio. € mehr
als verdoppelt. Wichtigste Einzeltransaktion im Berichtszeitraum war die Zusammenführung
des Netzgeschäfts der innogy-Tochter EWV mit dem Netzgeschäft der Aachener Stadtwerke
in der neuen Regionetz GmbH (siehe Seite 3). Die Investitionen in Sachanlagen und
immaterielle Vermögenswerte betrugen 321 Mio. €. Sie waren damit 14 % höher als vor
einem Jahr, u. a. weil innogy zusätzliche Mittel für die Modernisierung der Netzinfrastruktur
und den Breitbandausbau einsetzte. scroll
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Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Vorgänge. Operativer Cash Flow: Deutlicher Anstieg wegen erhaltener SicherheitsleistungenUnser Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit betrug 364 Mio. €. Er war durch typische saisonale Belastungen im Vertrieb geprägt: Während die Strom- und Gasliefermengen und damit auch die Beschaffungsausgaben zu Jahresbeginn witterungsbedingt überdurchschnittlich hoch sind, verteilen sich die Zahlungen der Kunden gleichmäßig über das Jahr. Gegenüber dem ersten Quartal 2017 (- 1.133 Mio. €) hat sich der operative Cash Flow allerdings deutlich verbessert. Hauptgrund dafür war, dass wir bei Termingeschäften mit CO2 -Zertifikaten und anderen Commodities hohe Sicherheitsleistungen - sog. Variation Margins - erhalten haben. Variation Margins sind Zahlungen, mit denen Transaktionspartner Gewinn- bzw. Verlustpositionen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden, untereinander ausgleichen. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und endet mit der Realisierung der Transaktionen. Durch die Investitionstätigkeit sind 825 Mio. € abgeflossen (Vorjahr: 698 Mio. €).
Neben den oben dargestellten Investitionen haben kurzfristige Wertpapieranlagen dazu
beigetragen. Dem standen Einnahmen aus der Veräußerung von Sach- und Finanzanlagen
gegenüber. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit belief sich auf 371 Mio. € (Vorjahr:
940 Mio. €). Im Berichtszeitraum wurden Finanzschulden in Höhe von 1,1 Mrd. € neu
aufgenommen und in Höhe von 0,6 Mrd. € getilgt. Durch Ausschüttungen an Miteigentümer
vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber sind in Summe 144 Mio.
€ abgeflossen. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
haben sich unsere liquiden Mittel per Saldo um 69 Mio. € verringert. Die hohen Variation Margins spiegelten sich auch im Free Cash Flow wider. Dieser belief
sich auf 15 Mio. € (Vorjahr: - 1.329 Mio. €). Seit dem Halbjahresabschluss 2017 verwenden
wir eine neue Definition des Free Cash Flow: Wir ermitteln ihn, indem wir vom operativen
Cash Flow die gesamten Investitionen (inkl. der Ausgaben für Finanzanlagen) abziehen
und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnen. Die Vorjahreszahl
wurde entsprechend angepasst. scroll
Nettoschulden etwas höher als zum VorjahresendeUnsere Nettoschulden lagen zum 31. März 2018 bei 20,9 Mrd. € und damit 0,7 Mrd. €
über dem Stand zum 31. Dezember 2017. Während sich die im Free Cash Flow berücksichtigten
Einflussfaktoren nahezu saldierten, sind die Pensionsrückstellungen um 0,5 Mrd. €
gestiegen. Eine Rolle spielte hier, dass sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil
unserer Pensionsverpflichtungen abdecken, aufgrund ungünstiger Marktentwicklungen
verringert hat. Außerdem haben wir den durchschnittlichen Diskontierungssatz für die
Barwertermittlung bei den deutschen Pensionsverpflichtungen von 2,0 auf 1,9 %o abgesenkt.
Beide Sachverhalte machten Anhebungen der Rückstellungen erforderlich. Darüber hinaus
trugen Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an
Hybridkapitalgeber zum Anstieg der Nettoschulden bei. PROGNOSE 2018Geänderte Berichtsweise wegen E.ON-innogy-Transaktion macht Prognoseanpassung erforderlichDer mit E.ON vereinbarte Tausch von Geschäftsteilen und Beteiligungen hat erhebliche
Auswirkungen auf die Finanzberichterstattung über das laufende Geschäftsjahr. Gemäß
IFRS werden wir die langfristig auf E.ON übergehenden Teile von innogy bis zu ihrem
Verkauf als "nicht fortgeführte Aktivitäten" ausweisen. Dies betrifft in erster Linie
das Netz- und Vertriebsgeschäft. Die Umstellung erfolgt noch im laufenden Geschäftsjahr.
Im Einzelnen werden wir dann folgendermaßen berichten:
Die methodische Umstellung wirkt sich damit auch auf Kennzahlen aus, die Gegenstand
unseres im März veröffentlichten Prognoseberichts waren (siehe Geschäftsbericht 2017,
Seite 83 ff.). Beispielsweise wird das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns nun wesentlich
niedriger ausfallen, als wir bisher kommuniziert haben. Auch beim bereinigten Nettoergebnis
ist die Prognose vom März gegenstandslos geworden. Nach Überarbeitung der internen
Planung werden wir einen aktualisierten Ausblick für 2018 veröffentlichen. Darstellung des RWE-Konzerns mit innogy als reiner Finanzbeteiligung: Ergebnisprognose unverändertFür Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung
erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft. Abweichend von den IFRS-Vorgaben
bilanzieren wir dabei unseren 76,8 %-Anteil an dem Unternehmen unter den "Übrigen
Finanzanlagen". Im bereinigten EBITDA berücksichtigen wir innogy ausschließlich mit
der Dividendenzahlung an RWE. Nähere Angaben dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2017
auf Seite 60. Unser Ausblick vom März enthielt Angaben dazu, wie sich einzelne, nach
der beschriebenen Methode ermittelte Kennzahlen voraussichtlich entwickeln werden.
Beim bereinigten EBITDA haben wir für 2018 eine Bandbreite von 1,4 bis 1,7 Mrd. €
prognostiziert (Vorjahr: 2,1 Mrd. €) und beim bereinigten Nettoergebnis einen Korridor
von 0,5 bis 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €). Diesen Ausblick bestätigen wir. Bei
den Nettoschulden (Vorjahr: 4,5 Mrd. €) gehen wir allerdings jetzt von einem moderaten
Rückgang aus, nachdem wir zunächst einen moderaten Anstieg vorausgesagt hatten. Hauptgrund
dafür sind die hohen Mittelzuflüsse aus Variation Margins: Ihr positiver Einfluss
wird voraussichtlich noch zum Jahresende spürbar sein, da die betroffenen Kontrakte
teilweise erst nach 2018 realisiert werden. KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktivascroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
1
Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 41 Mio. € (Vorjahreszeitraum:
134 Mio. €) Finanzkalender 2018/2019scroll
Die vorliegende Zwischenmitteilung ist am 15. Mai 2018 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft Huyssenallee 2 www.rwe.com |
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