 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenmitteilung über über die ersten drei Quartale 2018Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2018
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Geänderte Berichtsweise; siehe Erläuterung auf Seite 4 f. WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumRWE-Tochter innogy gewinnt Partner für Offshore-Windkraftprojekt Triton KnollEntsprechend ihrer Strategie, große Offshore-Windkraftvorhaben gemeinsam mit Partnern
zu verwirklichen, hat innogy den japanischen Energiekonzernen J-Power und Kansai Electric
Power Anteile von 25 % bzw. 16 % am Projekt Triton Knoll verkauft. innogy hält damit
weiterhin die Mehrheit an Triton Knoll (59 %). Die Transaktion wurde Mitte August
vertraglich vereinbart und konnte im September abgeschlossen werden. Triton Knoll
ist ein Offshore-Windpark mit ca. 860 MW Gesamtleistung, der vor der Ostküste Englands
entstehen soll. innogy und die neuen Partner werden dafür gemeinsam etwa 2 Mrd. £
investieren. Mit 1,75 Mrd. £ wird ein Großteil dieses Betrags von einem internationalen
Bankenkonsortium bereitgestellt. innogy hat Triton Knoll entwickelt und wird auch
für den Bau und den Betrieb des Windparks zuständig sein. Nachdem die Projektfinanzierung
gesichert war, starteten im September die Arbeiten am landseitigen Netzanschluss.
In Kürze soll mit dem Bau der ersten Windkraftanlagen begonnen werden. Bei planmäßigem
Projektfortschritt könnten die insgesamt 90 Windturbinen ab 2021 sukzessive in Betrieb
gehen. Für ihre Stromeinspeisung ins Netz garantiert der Staat eine Vergütung von
74,75 £/MWh. Der Förderzeitraum beträgt 15 Jahre. Offshore-Windpark Galloper seit September offiziell in BetriebMit einem Festakt in London ist Ende September der britische Nordsee-Windpark Galloper
eingeweiht worden. innogy hält 25 % an dem Windpark, betreibt ihn und war hauptverantwortlich
für die Entwicklung und den Bau. Der Windpark liegt 27 Kilometer vor der Küste von
Suffolk und verfügt über 56 Turbinen mit einer Gesamtleistung von 353 MW. Er ist bereits
seit März mit voller Kapazität am Netz. Sein Strom deckt rein rechnerisch den Bedarf
von rund 380.000 Haushalten. Die Investitionssumme für Galloper betrug 1,5 Mrd. £. innogy beschließt Bau von Australiens größtem SolarkraftwerkIm australischen Bundesstaat New South Wales wird innogy das Freiflächen-Solarkraftwerk
Limondale errichten. Die Investitionsentscheidung ist im September getroffen worden.
Bei ihrer Fertigstellung Mitte 2020 soll die Anlage über eine Leistung von 349 MW
verfügen. Sie wäre damit nach heutigem Stand das größte Solarkraftwerk Australiens.
Zuständig für den Bau ist die Anfang 2017 von innogy akquirierte Gesellschaft Belectric,
die auch den Betrieb und die Wartung übernehmen wird. Belectric hat bereits weltweit
Freiflächen-Solarkraftwerke mit rund 2 GW Gesamtkapazität realisiert - darunter auch
Projekte in Australien. Braunkohleblöcke Niederaußem E und F in Sicherheitsbereitschaft überführtAm 30. September sind die beiden 300-MW-Blöcke E und F des Braunkohlekraftwerks Niederaußem
planmäßig vom Netz gegangen. Bei starken Engpässen in der Stromversorgung können sie
jedoch binnen zehn Tagen reaktiviert werden. Die Abschaltung der Anlagen erfolgt im
Rahmen der sogenannten Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft, die 2016 aus Klimaschutzgründen
gesetzlich verankert wurde. Demnach müssen im Zeitraum von 2016 bis 2019 acht Braunkohleblöcke
mit einer Leistung von insgesamt 2,7 GW vom Markt genommen und jeweils vier Jahre
lang bis zur endgültigen Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung
bereit gehalten werden. Fünf der acht Anlagen mit zusammen 1,5 GW gehören RWE. Bereits
2017 hatten wir die Blöcke P und Q des Kraftwerks Frimmersdorf in die Sicherheitsbereitschaft
überführt. Zum 1. Oktober 2019 wird Block C des Kraftwerks Neurath folgen. Wesentliche Ereignisse, die im Zeitraum von Januar bis Anfang August 2018 eingetreten
sind, haben wir bereits im Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018 auf den Seiten
4 bis 10 dargestellt. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsGericht beschließt vorläufigen Stopp der Rodung des Hambacher Forstes - Verzögerungen beim Betrieb des Tagebaus Hambach erwartet - RWE rechnet mit Ergebniseinbußen ab 2019Am 5. Oktober hat das Oberverwaltungsgericht (OVG) Münster per Eilverfahren beschlossen,
dass RWE Power den Hambacher Forst (bei Köln) vorerst nicht roden darf. Das wird aller
Voraussicht nach zu einer massiven Beeinträchtigung der Braunkohleförderung im Tagebau
Hambach führen. Wir rechnen im Mittelfristzeitraum (2019-2021) mit jährlichen Mengeneinbußen
von 10 bis 15 Mio. Tonnen. Das EBITDA wird dadurch um voraussichtlich 100 bis 200
Mio. € pro Jahr niedriger ausfallen. Die Rodung des Hambacher Forstes ist Teil des
Hauptbetriebsplans 2018-2020. Dieser war im März 2018 von der zuständigen Bezirksregierung
mit Anordnung des Sofortvollzugs zugelassen worden. Daraufhin hatte der Bund für Umwelt
und Naturschutz Deutschland e. V. (BUND) eine Aufhebung des Sofortvollzugs beantragt,
die das Verwaltungsgericht (VG) Köln aber ablehnte. Einer Beschwerde des BUND gegen
den Kölner Beschluss ist vom OVG Münster nun insoweit stattgegeben worden, als es
die Rodung des Hambacher Forstes zunächst gestoppt hat, während die übrigen Tagebauaktivitäten
fortgesetzt werden können. Das Gericht begründete seine Entscheidung damit, dass die
Rechtslage wegen ihrer Komplexität nicht im Eilverfahren geklärt werden könne. Ob und wann der Hambacher Forst gerodet werden kann, muss nun im Hauptsacheverfahren
entschieden werden, das noch beim VG Köln anhängig ist. Im Kern geht es dabei um die
Frage, ob die ca. 200 Hektar große Restfläche des Hambacher Forstes den europäischen
Schutzbestimmungen für Flora-Fauna-Habitat-Gebiete (FFH-Gebiete) unterliegt. Nach
einem Anfang 2018 veröffentlichten Gutachten des Kieler Instituts für Landschaftsökologie
ist dies nicht der Fall. Zur gleichen Einschätzung war das VG Köln in einem früheren
vom BUND angestrengten Verfahren gekommen, bei dem es u. a. um den Rahmenbetriebsplan
2020-2030 ging. Die Klage war am 24. November 2017 abgewiesen worden. Das OVG Münster
hat am 5. Oktober 2018 die Berufung des BUND gegen dieses Urteil zugelassen. Somit
ist neben dem VG Köln nun auch das OVG Münster in einem Hauptsacheverfahren mit der
Klärung der FFH-Thematik befasst. Wann eine finale Entscheidung dazu vorliegt, ist
offen. Möglicherweise wird dies nicht vor Ende 2020 der Fall sein. Wir setzen uns
dafür ein, dass die Verfahren möglichst schnell abgeschlossen werden. Der vorläufige Rodungsstopp hat für RWE weitreichende Konsequenzen. Nachdem wir bereits
in der vergangenen Rodungsperiode von Oktober 2017 bis Februar 2018 auf die Inanspruchnahme
des Waldes verzichtet hatten, sind nun erhebliche Auswirkungen auf die planmäßige
Entwicklung des Tagebaus Hambach zu erwarten. Zunächst werden die Geräte auf der obersten
Sohle, die bereits dicht vor dem Forst stehen, den Betrieb einstellen müssen. In der
Folge werden die Bagger auf den tieferen Sohlen auflaufen und somit keine Kohle mehr
freilegen können. Um die Auswirkungen auf den Tagebaubetrieb im Detail zu ermitteln,
müssen wir zunächst umfangreiche bergbauliche Untersuchungen durchführen. Erst dann
können wir auch die Konsequenzen für die Beschäftigten absehen. Der mit Hambacher Braunkohle erzeugte Strom deckt rund 15 % des Bedarfs in Nordrhein-Westfalen.
An dem Tagebau hängen nicht nur Kraftwerke an den Standorten Neurath und Niederaußem
sondern auch Veredelungsbetriebe, die viele kleine und mittelständische Unternehmen
mit Braunkohleprodukten für deren Strom- und Wärmeerzeugung versorgen. Derzeit sind
rund 4.600 RWE-Mitarbeiter im Hambacher Abbaugebiet und in den angeschlossenen Kraftwerken
und Betrieben tätig; hinzu kommen zahlreiche Beschäftigte bei Zulieferern. Niederländisches Gaskraftwerk Claus C wird wieder ans Netz gehenUnser vorübergehend stillgelegtes Gaskraftwerk Claus C im niederländischen Maasbracht
wird die Stromproduktion wieder aufnehmen. Das hat der Vorstand der RWE Generation
im Oktober beschlossen. Die Anlage verfügt über eine Nettoleistung von 1.304 MW und
erfüllt mit einem Wirkungsgrad von 58 % höchste Effizienzstandards. Sie war 2012 in
Betrieb gegangen und zwei Jahre später wegen mangelnder Wirtschaftlichkeit vom Netz
genommen worden. Gründe für ihre Reaktivierung sind verbesserte Marktbedingungen und
eine zunehmende Nachfrage nach steuerbarer Erzeugungsleistung. Kommerzielle Chancen
ergeben sich auch dadurch, dass Belgien aus der Kernenergie aussteigen will und daher
zusätzliche Erzeugungskapazitäten benötigt. Durch seine grenznahe Lage könnte Claus
C an das belgische Stromnetz angeschlossen werden. Allerdings dürfte es noch zwei
Jahre dauern, bis das Kraftwerk voll einsatzbereit ist, u. a. weil zunächst umfangreiche
Wartungsarbeiten durchgeführt werden müssen. Ratingagentur Fitch bekräftigt Investment-Grade-Rating von RWEAnfang Oktober hat die Ratingagentur Fitch bekannt gegeben, dass sie die langfristige
Bonität von RWE weiterhin mit "BBB" einstuft - bei stabilem Ausblick. Vorausgegangen
war eine Rating-Überprüfung, deren Anlass unser geplantes Tauschgeschäft mit E.ON
war. Im März 2018 hatten wir mit dem Essener Wettbewerber vereinbart, dass wir ihm
unsere innogy-Mehrheitsbeteiligung abtreten und dafür u. a. seine und innogys Aktivitäten
auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien erhalten. Nähere Erläuterungen zu dieser
Transaktion, die wir 2019 abschließen wollen, finden Sie auf der folgenden Seite.
Nach Ansicht von Fitch wird der Tausch unser Finanzprofil verbessern, weil sich das
Erneuerbare-Energien-Geschäft durch einen hohen Anteil stabiler regulierter Erträge
auszeichnet. Bereits im Mai hatte die Agentur Moody's ihr RWE-Rating bestätigt, nachdem
sie es wegen der Transaktion einer Prüfung unterzogen hatte. Moody's benotet unsere
langfristige Bonität mit "Baa3", bei stabilem Ausblick. ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISENeue Darstellung der innogy-AktivitätenAm 12. März 2018 haben RWE und E.ON vereinbart, ihre Geschäftsaktivitäten neu aufzuteilen.
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 %-Anteil von innogy
am österreichischen Energieversorger KELAG. Im Übrigen 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. Wir rechnen damit,
die Transaktion bis Ende 2019 abschließen zu können. Das vereinbarte Tauschgeschäft hat eine Anpassung der Berichtsweise erforderlich gemacht.
Die neue Methodik wurde erstmals im Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018 angewendet.
Zuvor hatten wir innogy als vollkonsolidierte Unternehmensgruppe in einem eigenen
Segment dargestellt. Nun erfassen wir in diesem Segment nur noch jene Teile von innogy,
die nach Abschluss der Transaktion im RWE-Konzern verbleiben. Die übrigen Teile, die
auf E.ON übergehen, klassifizieren wir bis zum Zeitpunkt ihres Verkaufs als "nicht
fortgeführte Aktivitäten". Dies betrifft in erster Linie die Verteilnetze und den
Vertrieb. Im Einzelnen gehen wir folgendermaßen vor:
Konzernstruktur mit vier SegmentenIn unserer Finanzberichterstattung ist der RWE-Konzern damit weiterhin in vier Segmente
(Bereiche) untergliedert. Während die Abgrenzung der Bereiche Braunkohle & Kernenergie,
Europäische Stromerzeugung und Energiehandel unverändert geblieben ist, tritt an die
Stelle von innogy das Segment "Fortgeführte innogy-Aktivitäten". Die einzelnen Segmente stellen sich wie folgt dar:
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. Eine Folge davon ist, dass Veränderungen
der Marktwerte von Commodity-Derivaten, die vor der Realisierung der Kontrakte eintreten,
nicht mehr als Umsatz oder Materialaufwand berücksichtigt werden, sondern im sonstigen
betrieblichen Ergebnis. Unsere für 2018 ausgewiesenen Erlöse fallen deshalb niedriger
aus, insbesondere im Gasgeschäft. Die Vorjahreszahlen haben wir nicht angepasst. Höhere Ergebniswirksamkeit von Finanzinstrumenten wegen IFRS 9Ebenfalls ab 2018 setzen wir den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 "Finanzinstrumente"
um. Dies führt zu Änderungen bei der Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten,
bei der Sicherungsbilanzierung und bei der Erfassung von Wertminderungen aufgrund
erwarteter Zahlungsausfälle. Auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen wurde auch hier
verzichtet. Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapiere werden nun nicht mehr
ergebnisneutral erfasst, so dass die Volatilität in der Gewinn- und Verlustrechnung
steigt. Überdies mindert die Erfassung erwarteter Kreditverluste unser Vermögen; die
Nettoschulden fallen daher 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. GESCHÄFTSENTWICKLUNGscroll
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Außenumsatz 3 % unter VorjahrIn den ersten drei Quartalen 2018 erzielte RWE mit den fortgeführten Aktivitäten einen
Außenumsatz von 9.993 Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer). Gegenüber dem gleichen
Zeitraum des Vorjahres ist das ein Minus von 3%. Die Stromerlöse gingen um 4 % auf
7.366 Mio. € zurück, u. a. weil RWE Supply & Trading, die den Großteil der Erzeugung
des Konzerns extern vermarktet, wegen rückläufiger Produktionsmengen weniger Strom
verkauft hat. Weitere Erlöseinbußen ergaben sich im Segment Braunkohle & Kernenergie
aus dem Verkauf des ungarischen Braunkohleverstromers Mátra und im Segment Europäische
Stromerzeugung aus einer schwächeren Auslastung des Gaskraftwerks Denizli (Türkei).
Der Gasumsatz des Konzerns ist trotz eines leicht erhöhten Absatzes um 21 % auf 1.123
Mio. € gesunken. Ein Grund dafür waren niedrigere Erlöse aus der Realisierung von
Sicherungsgeschäften. Außerdem hat die Erstanwendung von IFRS 15 zur Folge, dass bestimmte
Sachverhalte nicht mehr im Umsatz erfasst werden (siehe Erläuterung auf der Vorseite). scroll
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Bereinigtes EBITDA 27 % unter VorjahrUnser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA)
belief sich auf 1.139 Mio. €. Damit lagen wir um 418 Mio. € bzw. 27 % unter dem Vergleichswert
des Vorjahres. Margen- und Mengenrückgänge in der konventionellen Stromerzeugung gaben
dafür den Ausschlag. Außerdem enthielt das Vorjahresergebnis noch hohe Einmalerträge
aus Grundstücksverkäufen. In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
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Das bereinigte EBIT lag bei 465 Mio. € und damit 46 % unter dem Vergleichswert für
2017. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen,
die im Berichtszeitraum 674 Mio. € betrugen (Vorjahr: 695 Mio. €). scroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte
erfassen, belief sich auf -249 Mio. € (Vorjahr: 1.366 Mio. €). Seine Einzelpositionen
entwickelten sich wie folgt:
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Unser Finanzergebnis verschlechterte sich um 357 Mio. € auf -258 Mio. €. Im Einzelnen
ergaben sich folgende Veränderungen:
Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern war mit -42 Mio. € deutlich niedriger
als 2017 (2.327 Mio. €). Für den Berichtszeitraum weisen wir einen Steuerertrag von
5 Mio. € aus. Daraus ergibt sich eine Steuerquote von 12 %, die unter dem theoretischen
Normalniveau liegt. Der etwas zu niedrige Steuerertrag erklärt sich dadurch, dass
wir im Organkreis der RWE AG keine latenten Steuern aktiviert haben, soweit ihnen
nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstanden. Hintergrund ist, dass wir
die latenten Steueransprüche voraussichtlich nicht nutzen können. Dies wäre nur unter
der Voraussetzung möglich, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen,
mit denen die Ansprüche verrechnet werden können. Für den Organkreis der RWE AG gibt
es dafür zurzeit aber keine hinreichende Sicherheit. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von
-37 Mio. € (Vorjahr: 2.044 Mio. €). Der Ergebnisbeitrag der nicht fortgeführten Aktivitäten
verringerte sich um 20 Mio. € auf 391 Mio. €. Seine Entwicklung war durch hohe temporäre
Verluste aus der Marktbewertung von Derivaten geprägt. Allerdings ist auch eine Belastung
aus dem Vorjahr weggefallen, die sich aus einer Firmenwert-Abschreibung im britischen
Vertriebsgeschäft ergab. scroll
Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 174 Mio. € auf 374 Mio. €
erhöht. Im Vorjahr hatten außerplanmäßige Abschreibungen beim ungarischen Stromerzeuger
Mátra zu Ergebniseinbußen bei uns und den Miteigentümern geführt, die nun weggefallen
sind. Die Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber von RWE beliefen sich auf 45 Mio. € (Vorjahr:
36 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe
über 750 Mio. £. Diese Anleihe hat eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit; daher sind
die mit ihr vereinnahmten Mittel gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizieren. 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 -65 Mio. € (Vorjahr: 2.219 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden
RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie -0,11 € (Vorjahr: 3,61 €). scroll
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Investitionen um 59 % höher als 2017In den ersten neun Monaten dieses Jahres hat RWE Investitionen in Höhe von 863 Mio.
€ getätigt. Das sind 319 Mio. € bzw. 59 % mehr als 2017. Für Sachanlagen setzten wir
687 Mio. € ein, was einem Plus von 61 % entspricht. Der deutliche Anstieg ist in erster
Linie den fortgeführten innogy-Aktivitäten zuzuordnen und hier vor allem den Großprojekten
Triton Knoll und Limondale, über die wir auf Seite 1 berichten. Unsere Investitionen
in Finanzanlagen beliefen sich auf 176 Mio. € und waren damit um 49 % höher als 2017.
Ein Großteil der Mittel wurde von innogy dafür verwendet, um ein Portfolio von Onshore-Windkraftprojekten
in den USA zu erwerben (siehe Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018, Seite
10). scroll
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Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Operativer Cash Flow: deutlicher Anstieg wegen erhaltener SicherheitsleistungenIn den ersten drei Quartalen 2018 haben wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von 3.713 Mio. € erzielt. Damit lagen wir deutlich über dem negativen Vorjahreswert (-4.351 Mio. €), der eine hohe Einmalbelastung aus der Dotierung des deutschen Kernenergiefonds enthielt. Aber auch ohne diesen Effekt hat sich unser operativer Cash Flow verbessert. Eine wesentliche Rolle spielt dabei, dass wir im Berichtszeitraum hohe Variation Margins erhalten haben, die Termingeschäfte mit CO2 -Zertifikaten und anderen Commodities betrafen. Bei Variation Margins handelt es sich um Zahlungen, mit denen Transaktionspartner untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und endet mit der Realisierung der Transaktionen. Durch die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten sind 1.320 Mio.
€ abgeflossen. Neben den bereits dargestellten Investitionen haben kurzfristige Wertpapieranlagen
dazu beigetragen, während Einnahmen aus der Veräußerung von Sach- und Finanzanlagen
gegenläufig wirkten. Im Vorjahreszeitraum hatte es noch einen hohen Mittelzufluss
gegeben (4.248 Mio. €), der größtenteils aus der Auflösung kurzfristiger Geldanlagen
stammte; mit den Einnahmen haben wir den Kernenergiefonds dotiert. Auch die Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten verursachte einen
Mittelabfluss, und zwar in Höhe von 1.369 Mio. € (Vorjahr: Zufluss von 68 Mio. €).
Davon entfielen 1,0 Mrd. € auf Ausschüttungen, die wir an RWE-Aktionäre, Miteigentümer
vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber geleistet haben. Im Berichtszeitraum
wurden Finanzschulden in Höhe von 0,9 Mrd. € getilgt und in Höhe von 0,5 Mrd. € neu
aufgenommen. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 1.038 Mio. € erhöht. Die oben erwähnten Variation Margins schlugen sich auch im Free Cash Flow nieder,
der bei 2.912 Mio. € lag. Der Vorjahreswert (-4.662 Mio. €) war dagegen noch von der
Dotierung des Kernenergiefonds geprägt. scroll
Nettoschulden um 1,8 Mrd.€ niedriger als zum VorjahresendeDie Nettoschulden zum 30. September 2018 beliefen sich auf 18,5 Mrd. €. Davon entfielen
4,3 Mrd. € auf die fortgeführten und der Rest auf die nicht fortgeführten Aktivitäten.
Für das Vorjahr zeigen wir dagegen nur Zahlen für den Konzern insgesamt. Gegenüber
2017 haben sich die Nettoschulden um 1,8 Mrd. € verringert. Bei den fortgeführten
Aktivitäten machten sich die hohen Mittelzuflüsse aus Variation Margins schuldenmindernd
bemerkbar, während die Ausschüttungen (1,0 Mrd. €) und Investitionen (0,8 Mrd. €)
gegenläufig wirkten. Bei den nicht fortgeführten Aktivitäten reichte der operative
Cash Flow (1,2 Mrd. €) nicht ganz aus, um die Ausschüttungen (0,5 Mrd. €) und Investitionen
(0,9 Mrd. €) zu finanzieren. Außerdem weisen wir hier um 0,4 Mrd. € höhere Pensionsrückstellungen
aus. Ein Grund dafür ist, dass sich das Planvermögen, mit dem der Großteil der Pensionsverpflichtungen
abgedeckt wird, aufgrund negativer Marktentwicklungen verringert hat. PROGNOSE 2018scroll
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Angepasste Werte; siehe Erläuterung auf Seite 4. Unveränderte Ergebnisprognose für 2018: bereinigtes EBITDA von 1,5 bis 1,8 Mrd. € erwartetWegen des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON und der dadurch erforderlichen Umstellung
unserer Berichtsweise haben wir im August 2018 eine strukturell angepasste Ergebnisprognose
für das Gesamtjahr veröffentlicht (siehe Bericht über das erste Halbjahr 2018, Seite
26). Diese Prognose gilt weiterhin. Ohne das für E.ON bestimmte innogy-Geschäft wird
der RWE-Konzern voraussichtlich ein bereinigtes EBITDA von 1,5 bis 1,8 Mrd. € erwirtschaften.
Der vergleichbare Vorjahreswert beträgt 2,1 Mrd. €. Auch auf Ebene der Segmente ist
unsere Ergebnisprognose unverändert. Bestätigen können wir auch den Ausblick vom August zur Investitionstätigkeit: Die
diesjährigen Ausgaben für Sachanlagen dürften sich auf 1,2 bis 1,4 Mrd. € belaufen.
Davon entfallen 0,8 bis 1,0 Mrd. € auf die fortgeführten innogy-Aktivitäten, bei denen
der Ausbau der erneuerbaren Energien im Vordergrund steht. In der konventionellen
Stromerzeugung erwarten wir Sachanlageinvestitionen von rund 400 Mio. €. Ihr Hauptzweck
ist die Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauen. Ein Teil
der Mittel fließt auch in kleinere Wachstumsprojekte, z. B. die Umrüstung unserer
niederländischen Steinkohlekraftwerke für die Mitverbrennung von Biomasse. Die Entwicklung
der Nettoschulden unserer fortgeführten Aktivitäten hängt wesentlich von den Variation
Margins ab, die eine hohe Volatilität aufweisen und daher kaum prognostizierbar sind. Aktuell gehen wir weiterhin davon aus, dass die Nettoschulden zum Jahresende moderat
niedriger sein werden als zum 30. Juni 2018 (5,4 Mrd. €). 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 Unternehmensgruppe. Abweichend von den
IFRS-Vorgaben bilanzieren wir dabei unseren 76,8 %-Anteil an der Gesellschaft 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. Dieser enthält auf Seite 85 auch Aussagen darüber, 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. Unsere
Prognose zu den Nettoschulden zum Jahresende haben wir im August aktualisiert (siehe
auch Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018, Seite 26). Demnach werden die Nettoschulden
voraussichtlich moderat unter dem Vorjahreswert (4,5 Mrd. €) liegen. An dieser Einschätzung
halten wir fest. KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
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Angepasste Vorjahreswerte Gesamtergebnisrechnungscroll
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Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von Investment Property zu den Sachanlagen Kapitalflussrechnungscroll
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Angepasste Vorjahreswerte Finanzkalender 2019scroll
Die vorliegende Zwischenmitteilung ist am 14. November 2018 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft Altenessener Straße 35 45141 Essen www.rwe.com |
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