 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenmitteilung über das erste Quartal 2019
AUF EINEN BLICKscroll
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Geänderte Berichtsweise; siehe Erläuterung im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 40 WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumEuropäische Kommission gibt RWE grünes Licht für Tauschgeschäft mit E.ONBei der Umsetzung des im März 2018 vereinbarten Tauschgeschäfts mit E.ON sind wir
weiter vorangekommen. Am 22. Januar 2019 haben wir den Erwerb der für uns bestimmten
Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen bei der Europäischen Kommission angemeldet
und erhielten am 26. Februar die Freigabe aus Brüssel. Vorausgegangen war eine mehrmonatige
Vorprüfung, durch die sich die Kommission schon frühzeitig ein genaues Bild von den
wettbewerblichen Auswirkungen der Transaktion machen konnte. Auch nationale Wettbewerbsbehörden
haben uns bereits Genehmigungen erteilt. Dabei ging es in erster Linie um den im Rahmen
der Transaktion vorgesehenen Erwerb einer Finanzbeteiligung an E.ON. Das deutsche
Bundeskartellamt und die britische Competition and Markets Authority (CMA) haben uns
dafür am 26. Februar bzw. am 8. April 2019 grünes Licht gegeben. Nun muss noch die
US-Kartellbehörde der Transaktion zustimmen. Entsprechende Anträge sind von RWE und
E.ON am 1. Mai 2019 gestellt worden. Für den E.ON-Teil der Transaktion steht zudem
noch die Freigabe durch die EU-Kommission aus. Sobald alle erforderlichen Genehmigungen der zuständigen Kartell- und Aufsichtsbehörden
vorliegen, soll die Transaktion in zwei Schritten abgeschlossen werden: Zunächst erhält
E.ON unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy und eine Zahlung von 1,5 Mrd. €, während
wir eine Finanzbeteiligung an E.ON (16,67 %) und die von E.ON gehaltenen Minderheitsanteile
an den Kernkraftwerken Gundremmingen (25 %) und Emsland (12,5 %) übernehmen. Dies
wird voraussichtlich im dritten Quartal geschehen. Im zweiten Schritt wird uns E.ON
dann die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten überlassen;
ferner erhalten wir aus dem innogy-Portfolio das Gasspeichergeschäft und die Minderheitsbeteiligung
am österreichischen Energie-versorger Kelag (37,9 %). Weitere Informationen zu der
Transaktion finden Sie im RWE-Geschäftsbericht 2018 auf den Seiten 18 und 35 f. RWE erwirbt tschechische Netz-Beteiligung von innogy zum Weiterverkauf an MacquarieEnde Februar haben wir die Mehrheitsbeteiligung der innogy SE am tschechischen Gasnetzbetreiber
innogy Grid Holding (IGH) erworben. Dazu hatten wir uns im Rahmen des Tauschgeschäfts
mit E.ON verpflichtet. Ebenso hatten wir zugesagt, die IGH-Beteiligung an E.ON weiterzuverkaufen.
Allerdings hat das vom australischen Finanzdienstleister und Infrastrukturinvestor
Macquarie geführte Konsortium MIRA, das die restlichen Anteile an IGH hält, ein Vorkaufsrecht
geltend gemacht. Dementsprechend wird nun MIRA anstelle von E.ON das 50,04 %-Paket
übernehmen. Der Kaufpreis beträgt rund 1,8 Mrd. €. Wir haben das Paket zu den gleichen
Konditionen erworben und hätten es auch zu diesen Konditionen an E.ON weitergereicht.
Die IGH-Transaktion steht noch unter dem Vorbehalt der Kartellfreigabe. Eine weitere
Voraussetzung ist, dass die Übernahme unserer innogy-Beteiligung durch E.ON plangemäß
abgeschlossen werden kann. Strukturwandel-Kommission schlägt Fahrplan für deutschen Kohleausstieg vorIn Deutschland, unserem wichtigsten Erzeugungsmarkt, zeichnet sich ein beschleunigter
Ausstieg aus der Kohleverstromung ab. Im Januar 2019 hat die von der Bundesregierung
eingerichtete Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" nach langen
Beratungen ein Konzept vorgelegt, wie das Land seine Klimaschutzziele im Energiesektor
erreichen kann, ohne dass es zu Strukturbrüchen, sozialen Härten oder einer Gefährdung
der Versorgungssicherheit kommt. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften,
Wissenschaft, Verbänden, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen empfiehlt, dass
Deutschland bis spätestens 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Allerdings soll
2032 geprüft werden, ob dieses Ziel erreichbar ist und ob das Enddatum sogar auf 2035
vorgezogen werden kann. Darüber hinaus legt die Kommission Etappenziele für den Kohleausstieg fest: Durch
Stillegungen oder Umrüstungen soll der Bestand an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken
im Markt bis Ende 2022 auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung gesenkt werden. Gegenüber
Ende 2017 entspricht das einem Rückgang um mindestens 12,5 GW, davon 7,7 GW aus Steinkohle
und annähernd 5 GW aus Braunkohle. In den Zahlen enthalten sind Stilllegungen, die
zwischenzeitlich stattgefunden haben oder schon angekündigt worden sind. Ebenfalls
miterfasst sind Braunkohleblöcke, die Ende 2017 noch nicht in die Sicherheitsbereitschaft
überführt worden waren. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit
insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein (ohne Reserven). Ferner rät die Kommission, in Höhe der zusätzlich eingesparten CO2 -Mengen Emissionsrechte aus dem nationalen Versteigerungsbudget zu löschen. Die für die stillgelegten Kraftwerke nicht mehr benötigten Zertifikate stünden sonst anderen Teilnehmern am europäischen Emissionshandelssystem zur Verfügung und würden ihnen zusätzliche Emissionen erlauben. Die Kommission schlägt außerdem vor, dass in den Jahren 2023, 2026 und 2029 eine Überprüfung der bis dahin umgesetzten Maßnahmen vorgenommen wird. Dabei sollen u. a. die Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, den Klimaschutz, das Strompreisniveau und die Strukturentwicklung in den betroffenen Regionen analysiert und nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen in die Wege geleitet werden. Der Politik wird ferner empfohlen, den Stilllegungsfahrplan im Einvernehmen mit den Betreibern umzusetzen und diesen angemessene Entschädigungsleistungen zu gewähren. Betriebsbedingte Kündigungen sowie unangemessene soziale und ökonomische Nachteile für die Beschäftigten sollen verhindert werden, u. a. durch ein staatliches Anpassungsgeld. Die Kommission hält es ferner für wünschenswert, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Im Hinblick auf die Umsiedlungen in den Tagebauregionen werden die Länder aufgefordert, in einen Dialog mit den Betroffenen zu treten, um soziale und wirtschaftliche Härten zu vermeiden. Die Vorschläge der Kommission sind bei Politikern und Interessenverbänden überwiegend
auf Zustimmung gestoßen. Positiv hervorgehoben wurde, dass nun ein breiter Konsens
gefunden sei, der für die Politik die Basis sein könne, um Planungssicherheit für
Unternehmen, Beschäftigte und Regionen zu schaffen. Beobachter gehen deshalb davon
aus, dass die Bundesregierung das Konzept der Kommission in den wesentlichen Punkten
umsetzen wird. Für unser rheinisches Braunkohlegeschäft hätte das gravierende Konsequenzen.
RWE hat im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft bereits vier Kraftwerksblöcke vorzeitig
vom Netz genommen und wird Ende September 2019 einen weiteren Block folgen lassen.
Zusätzliche Stilllegungen sind deshalb umso schwieriger und führen zu Belastungen,
die weit über die entgangenen Stromerlöse hinausgehen. Beispielsweise müssten wir
kurzfristig in erheblichem Umfang Stellen abbauen und Sozialprogramme für die betroffenen
Beschäftigten auflegen. Bei einer frühzeitigen Schließung von Tagebauen müssten neue
Rekultivierungskonzepte erarbeitet und die Bergbaurückstellungen wegen ihrer früheren
Inanspruchnahme erhöht werden. Zusätzliche Kosten entstünden bei einem Erhalt des
Hambacher Forstes, sofern dieser überhaupt technisch möglich ist. Des Weiteren sind
erhebliche Investitionen erforderlich, um Tagebaue und Kraftwerke auf ein neues Betriebskonzept
umzustellen. Welche Belastungen insgesamt auf uns zukommen, können wir erst dann verlässlich
abschätzen, wenn die Bundesregierung nach Gesprächen mit uns konkrete Pläne dazu vorgelegt
hat. Positiv werten wir, dass die Kommission die Notwendigkeit angemessener Entschädigungsleistungen
für Kraftwerksbetreiber anerkennt und dabei ausdrücklich auch die Folgekosten für
die Tagebaue einbezieht. Entscheidung zum Hambacher Forst: Verwaltungsgericht Köln weist Klage des BUND zurückDas Verwaltungsgericht Köln hat am 12. März entschieden, dass es sich beim Hambacher
Forst um kein potenzielles Schutzgebiet nach der europäischen Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie
handelt. Damit ist eine Klage des Bundes für Umwelt und Naturschutz Deutschland e.
V. (BUND) abgewiesen worden. Nach Ansicht der Richter war die Zulassung des Hauptbetriebsplans
2018-2020 für den Tagebau Hambach durch die Bezirksregierung in Arnsberg rechtmäßig.
Dieser Plan sieht u. a. die Rodung des Hambacher Forstes vor. Dazu wird es allerdings
zunächst nicht kommen, denn am vorläufigen Rodungsstopp, den das Oberverwaltungsgericht
(OVG) Münster am 5. Oktober 2018 in einem Eilverfahren verhängt hatte, ändert sich
durch das Kölner Urteil nichts. Im nächsten Schritt muss nun das OVG Münster selbst
über den naturschutzrechtlichen Status des Hambacher Forstes entscheiden. Außerdem
hatte RWE Power erklärt, bis Herbst 2020 auf eine Rodung zu verzichten. Nach den zum
Teil gewalttätigen Protesten im Hambacher Forst wollen wir so zur Deeskalation der
Lage beitragen. Niederländische Regierung legt Gesetzentwurf zum Kohleausstieg vorAuch in den Niederlanden kündigt sich ein frühzeitiger Kohleausstieg an. Mitte März
hat die Regierung dem Parlament einen entsprechenden Gesetzentwurf vorgelegt. Danach
darf in Kraftwerken aus den 1990er Jahren spätestens ab 2025 keine Steinkohle mehr
eingesetzt werden. Für Anlagen jüngeren Baudatums soll das Verbot fünf Jahre später
in Kraft treten. Somit würde in den Niederlanden ab 2030 keine Kohle mehr verstromt.
Ausgleichszahlungen an die betroffenen Energieversorger sind im Gesetzentwurf nicht
vorgesehen. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb.
Zwei davon gehören uns: Amer 9 und Eemshaven. Die erstgenannte Anlage mit 631 MW Nettoleistung
müsste nach dem Gesetzentwurf Ende 2024 die Kohleverstromung einstellen; für das Kraftwerk
Eemshaven mit 1.554 MW wäre dies Ende 2029 der Fall. Die Anlagen könnten dann allenfalls
noch mit anderen Brennstoffen weiterbetrieben werden. Derzeit rüsten wir sie bereits
für die Beifeuerung von Biomasse um. Dafür erhalten wir Fördermittel, mit denen wir
die Investitionsausgaben und den Mehraufwand bei der Brennstoffbeschaffung finanzieren.
Eine Umrüstung auf 100-prozentige Biomassenutzung wäre mit erheblichen Zusatzbelastungen
verbunden. Im Dialog mit der Politik treten wir für einen Ausgleich unserer finanziellen
Nachteile aus dem geplanten Kohleausstieg ein und werden nötigenfalls auch rechtliche
Schritte einleiten. EU schränkt Teilnahme von Kohlekraftwerken an Kapazitätsmechanismen einDas Europäische Parlament hat am 26. März 2019 eine Reform der EU-Gesetzgebung zum Strommarkt verabschiedet. Die Zustimmung durch den Ministerrat ist nur noch Formsache und dürfte in Kürze erfolgen. Die neuen Regeln greifen teilweise ab 1. Januar 2020 (Strommarktverordnung). Andere Bestimmungen (Strommarktrichtlinie) müssen von den Mitgliedstaaten bis Ende 2020 in nationales Recht umgesetzt werden. Ein Kernelement der Reform sind Vorgaben zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen. Die neue Strommarktverordnung sieht vor, dass Kraftwerke mit CO2 -Emissionen von mehr als 550 g/kWh nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen dürfen. Voraussetzung dafür ist, dass sie pro Jahr nicht mehr als 350 kg CO2 je Kilowatt installierter Leistung emittieren. Kohlekraftwerke können daher nicht mit voller Auslastung an einem allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen, wohl aber an Reserveregelungen, die nur wenige Betriebsstunden vorsehen. Die deutsche Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft ist damit weiterhin zulässig. Die Obergrenze von 550 Gramm soll für neue Kraftwerke am 1. Januar 2020 wirksam werden. Für Bestandsanlagen gilt eine Übergangsregelung bis Mitte 2025. Bereits existierende Kapazitätsverträge und solche, die im laufenden Jahr abgeschlossen werden, bleiben von den Grenzwerten gänzlich unberührt. RWE beendet Steinkohleverstromung am Kraftwerksstandort WerneAm 29. März 2019 haben wir den mit Steinkohle befeuerten Teil von Kombiblock K des
Gersteinwerks in Werne (Westfalen) endgültig vom Netz genommen. Damit wird an dem
Standort keine Steinkohle mehr verstromt. Wirtschaftliche Gründe haben uns zu der
Stilllegung bewogen: Notwendige Investitionen im Rahmen einer turnusgemäßen Revision
hätten sich nicht mehr gelohnt. Der Block K besteht aus einer Vorschaltgasturbine
(K1) mit einer Nettoleistung von 112 MW und einer zweiten - jetzt stillgelegten -
Turbine (K2), die mit Dampf aus der Verbrennung von Steinkohle betrieben wurde und
über 620 MW verfügte. Strom wird im Gersteinwerk weiterhin erzeugt: Neben der erwähnten
Vorschaltgasturbine K1 sind dort zwei Erdgas-Kombiblöcke und eine weitere Vorschaltgasturbine
mit einer Gesamtkapazität von rund 1.000 MW im Einsatz. STEAG erwirbt Mehrheitsbeteiligung von RWE am Steinkohlekraftwerk BergkamenMit Wirkung zum 1. Januar 2019 haben wir unseren 51 %-Anteil am Steinkohlekraftwerk
Bergkamen an den Essener Energieversorger STEAG abgegeben. Dieser war zuvor bereits
mit 49 % an der Anlage beteiligt und machte nun von einem vertraglichen Kaufrecht
Gebrauch. Hinsichtlich der Höhe des Preises ist Vertraulichkeit vereinbart worden.
Das Kraftwerk ist seit 1981 in Betrieb und verfügt über eine Erzeugungsleistung von
720 MW. RWE war für die kaufmännische Verwaltung zuständig, während STEAG die technische
Betriebsführung verantwortete. Mit dem Anteilsverkauf endete auch ein Vertrag, der
uns zum Bezug des Stroms der Anlage verpflichtete. RWE trennt sich von belgischem HeizkraftwerkMit dem Verkauf des belgischen Heizkraftwerks Inesco an den britischen Chemiekonzern
INEOS konnten wir Ende Februar 2019 eine weitere Desinvestition abschließen. Die elf
Jahre alte Anlage befindet sich auf dem Gelände eines von INEOS betriebenen Chemieparks
bei Antwerpen. Sie wird mit Gas befeuert und verfügt über eine elektrische Nettoleistung
von 133 MW. Neben Strom liefert sie auch Dampf und demineralisiertes Wasser an die
im Chemiepark ansässigen Unternehmen. Ein Grund für unsere Verkaufsentscheidung war
die enge Einbindung des Kraftwerks in die Geschäftsaktivitäten von INEOS. Bund übernimmt von RWE die Standort-Zwischenlager für hochradioaktive AbfälleZum 1. Januar 2019 haben wir die Zwischenlager für hochradioaktive Abfälle an den
Standorten unserer Kernkraftwerke Emsland, Biblis und Gundremmingen an die bundeseigene
Gesellschaft für Zwischenlagerung (BGZ) übertragen. Rechtliche Grundlage dafür ist
das Ende 2016 verabschiedete Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen
Entsorgung, mit dem der Staat die Zuständigkeit für die Abwicklung und Finanzierung
der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernommen hat. Die deutschen Kernkraftwerksbetreiber
haben dem Bund dafür 24,1 Mrd. € bereitgestellt. Die Mittel sind Mitte 2017 in einen
öffentlich-rechtlichen "Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung" eingezahlt
worden. Die Verantwortung für die Stilllegung und den sicheren Rückbau der Kraftwerke
liegt weiterhin bei den Unternehmen. Ebenso obliegt ihnen, die radioaktiven Abfälle
fachgerecht zu verpacken, ehe diese an die BGZ übergeben werden. Zum 1. Januar 2019
sind insgesamt elf dezentrale Zwischenlager von den Kernkraftwerksbetreibern an die
BGZ übergegangen. Anfang 2020 sollen die Zwischenlager für schwach- und mittelradioaktive
Abfälle folgen, darunter zwei am RWE-Standort Biblis. RWE kündigt Hybridanleihe über 750 Mio. £Mit Wirkung zum 20. März 2019 haben wir eine Hybridanleihe über 750 Mio. £ gekündigt,
ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Die Anleihe war sieben Jahre zuvor
begeben worden. Sie hatte einen Kupon von 7 % und eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit.
Wir haben vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht. Damit trugen wir der soliden
Finanzlage von RWE Rechnung. Außerdem hat das geplante Tauschgeschäft mit E.ON unsere
Ertragsperspektiven verbessert. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsAnteilseigner beschließen Umwandlung der RWE-Vorzugsaktien in StammaktienDie RWE AG wird ihre insgesamt 39.000.000 Vorzugsaktien in Stammaktien umwandeln.
Das hat die Hauptversammlung der Gesellschaft am 3. Mai 2019 beschlossen. Die Anteilseigner
folgten damit einem Vorschlag des Vorstands und des Aufsichtsrats. Am gleichen Tag
stimmte eine gesonderte Versammlung der Vorzugsaktionäre dem Vorschlag ebenfalls zu.
Die stimmrechtslosen Vorzugsaktien werden nun im Verhältnis 1:1 ohne Zuzahlung in
stimmberechtigte Stammaktien umgewandelt, deren Zahl sich damit von 575.745.499 auf
614.745.499 erhöht. Zunächst muss aber noch die Satzung des Unternehmens angepasst
und die Satzungsänderung ins Handelsregister eingetragen werden. Voraussichtlich im
Juni 2019 dürfte die Umwandlung vollzogen sein. RWE schüttet 0,70 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2018 ausDie Hauptversammlung der RWE AG hat darüber hinaus dem Dividendenvorschlag von Vorstand
und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2018 zugestimmt. Dementsprechend haben wir
am 8. Mai 0,70 € je Stamm- und Vorzugsaktie ausgeschüttet. Für das Geschäftsjahr 2019
strebt der Vorstand eine Dividende von 0,80 € an. innogy zahlt Dividende von 1,40 € je AktieDie Hauptversammlung der innogy SE vom 30. April 2019 hat für das vergangene Geschäftsjahr
eine Dividende von 1,40 € je Aktie beschlossen. Bezogen auf das bereinigte Nettoergebnis
in Höhe von 1.026 Mio. €, das unsere Tochter 2018 erzielt hatte, betrug die Ausschüttungsquote
76 %. Banken stocken Kreditrahmen von RWE auf 5 Mrd. € aufMitte April 2019 haben wir unsere syndizierte Kreditlinie über 3 Mrd. € vor Ende der
Laufzeit durch eine neue Vereinbarung über 5 Mrd. € ersetzt. Hintergrund ist die geplante
Neuaufstellung des RWE-Konzerns, durch die sich unser operatives Geschäft um die Erneuerbare-Energien-Aktivitäten
von E.ON und innogy vergrößern wird. Der erhöhte Kreditrahmen wird uns von einem Konsortium
aus 27 internationalen Banken gewährt. Er besteht aus zwei Tranchen: eine über 3 Mrd.
€ mit einer Laufzeit von fünf Jahren und eine über 2 Mrd. € mit zweijähriger Laufzeit.
Mit dem Einverständnis der Banken kann die erstgenannte Tranche zweimal um jeweils
ein Jahr verlängert werden. Bei der zweiten Tranche besteht diese Option für ein Jahr;
hier ist keine Zustimmung der Banken erforderlich. Syndizierte Kreditlinien dienen
uns zur Sicherung der Liquidität. Bislang mussten wir sie nicht in Anspruch nehmen. RWE schließt Bau neuer Kohlekraftwerke aus - Projekt "BoAplus" endgültig vom TischPläne für ein neues hocheffizientes Braunkohlekraftwerk als Ersatz für emissionsintensivere Altanlagen werden wir nicht weiter verfolgen. Das haben wir Ende April bekannt gegeben. RWE wird künftig schwerpunktmäßig in erneuerbare Energien investieren und keine Kohlekraftwerke mehr bauen. Seit 2012 hatte es Überlegungen gegeben, am Standort Niederaußem einen Braunkohleblock mit optimierter Anlagentechnik (BoAplus) zu errichten. Das Kraftwerk sollte mit modernster Technologie ausgestattet werden und über eine Nettoleistung von 1.100 MW verfügen. Dafür wären ältere Kraftwerksblöcke mit insgesamt 1.200 MW stillgelegt worden. Neue Kohlekraftwerke haben in unserer Strategie aber keinen Platz mehr. RWE bekennt sich zu den europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. In den vergangenen sechs Jahren hat das Unternehmen seine CO2 -Emissionen bereits um ein Drittel gesenkt. ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISEKonzernstruktur mit vier SegmentenIn unserer derzeitigen Finanzberichterstattung untergliedern wir den RWE-Konzern in
vier Segmente: (1) Braunkohle & Kernenergie, (2) Europäische Stromerzeugung, (3) Energiehandel
und (4) fortgeführte innogy-Aktivitäten. Das letztgenannte Segment enthält jene Geschäftsteile
von innogy, die nach Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON bei RWE verbleiben werden.
In der Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2018, die wir am 15. Mai 2018 veröffentlicht
haben, gab es stattdessen noch das Segment "innogy", in dem unsere Tochtergesellschaft
in Gänze erfasst war. Um die Vergleichbarkeit der aktuellen Zahlen mit denen des Vorjahres
zu gewährleisten, haben wir letztere in die neue Berichtsweise überführt. Nähere Informationen
zu den methodischen Anpassungen finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 40. Die einzelnen Segmente bestehen aus den folgenden Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen:
Gesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie die Konzernholding RWE AG weisen
wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. In der Position enthalten ist auch unser
25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Erstanwendung von IFRS 16: Höhere Nettoschulden, höhere AbschreibungenIn der Berichterstattung über das Geschäftsjahr 2019 wenden wir erstmals den neuen
Rechnungslegungsstandard IFRS 16 "Leasingverhältnisse" an. Nach dem neuen Standard
sind Leasingverhältnisse grundsätzlich in der Bilanz zu erfassen, es sei denn, sie
sind kurzfristig (bis zwölf Monate) oder beziehen sich auf geringwertige Güter. Der
Leasingnehmer hat für die geleasten Vermögenswerte ein Nutzungsrecht zu aktivieren
und eine entsprechende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der künftigen Leasingzahlungen
zu passivieren. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf
Seite 107. Die geänderte Vorgehensweise führt zu einer Erhöhung der Bilanzsumme und
der Nettoschulden. In der Gewinn- und Verlustrechnung steigen die Abschreibungen und
das Finanzergebnis verschlechtert sich; diesen Effekten stehen etwa gleich große Entlastungen
beim EBITDA gegenüber, so dass das Nettoergebnis nahezu unbeeinflusst bleibt. Auf
eine Anpassung der Vorjahreszahlen haben wir verzichtet. 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 5 % über VorjahrIm ersten Quartal 2019 erzielte RWE mit den fortgeführten Aktivitäten einen Außenumsatz
von 3.869 Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer). Das sind 5 % mehr als im gleichen
Zeitraum des Vorjahres. Mit unserem Hauptprodukt Strom erwirtschafteten wir Erlöse
von 2.989 Mio. €, was einem Plus von ebenfalls 5 % entspricht. Hintergrund ist, dass
RWE Supply & Trading beim Verkauf unserer Erzeugung am Großhandelsmarkt und bei der
Belieferung von Industriekunden höhere Preise realisiert hat. Allerdings gab es gegenläufige
Mengeneffekte, weil wir wesentlich weniger Strom aus Braun- und Steinkohle produziert
haben. Unser Gasumsatz hat sich um 9 % auf 531 Mio. € erhöht. Dabei kam uns zugute,
dass RWE Supply & Trading ihr Gasgeschäft mit Großkunden ausbauen konnte. scroll
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Bereinigtes EBITDA 48 % über VorjahrUnser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA)
belief sich auf 824 Mio. €. Damit lagen wir um 269 Mio. € bzw. 48 % über dem Vergleichswert
des Vorjahres. Ausschlaggebend dafür war eine außergewöhnlich gute Performance im
Handelsgeschäft der RWE Supply & Trading. In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende
Entwicklung:
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Das bereinigte EBIT belief sich auf 570 Mio. €. Damit lag es um 225 Mio. € bzw. 65
% über dem Vergleichswert für 2018. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch
die betrieblichen Abschreibungen, die im Berichtszeitraum 254 Mio. € betrugen (Vorjahr:
210 Mio. €). scroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte
erfassen, hat sich um 137 Mio. € auf - 18 Mio. € verschlechtert. Ausschlaggebend dafür
waren negative Effekte aus der Bewertung von Derivaten, nachdem es im Vorjahr noch
positive Effekte gegeben hatte. Mit den Derivaten sichern wir uns gegen Preisrisiken
ab. Gemäß IFRS sind solche Finanzinstrumente mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag
zu bilanzieren, während diejenigen Geschäfte, die mit ihnen abgesichert werden, erst
später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Die Folge sind
temporäre Ergebniswirkungen, die sich im Laufe der Zeit aufheben. Teilweise kompensiert
wurde der negative Derivateffekt durch ein deutlich verbessertes Ergebnis aus der
Veräußerung von Beteiligungen und Vermögenswerten. Im Berichtszeitraum erzielten wir
Buchgewinne von 21 Mio. €, die u. a. aus dem Verkauf des belgischen Gaskraftwerks
Inesco stammten (siehe Seite 4). In der Zwischenmitteilung des Vorjahres hatten wir
dagegen ein negatives Veräußerungsergebnis ausgewiesen (- 46 Mio. €), was im Wesentlichen
auf die Entkonsolidierung unserer 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer
Matra zurückzuführen war. scroll
Unser Finanzergebnis hat sich um 9 Mio. € auf - 99 Mio. € erhöht. Im Berichtszeitraum
erzielten wir mit unserem Wertpapier-Portfolio Kursgewinne, nachdem im Vorjahr Kursverluste
angefallen waren. Dies führte zu einer starken Verbesserung beim "übrigen Finanzergebnis".
Gegenläufig wirkte, dass die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen
gestiegen sind. Eine Rolle spielte dabei, dass sich der Diskontierungssatz verringert
hat, den wir zur Berechnung der Kernenergierückstellungen verwenden. Die dadurch verursachte
Anhebung der Verpflichtungsbarwerte wurde zum Teil als Aufwand in den Zinsanteilen
berücksichtigt. scroll
Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern war mit 453 Mio. € wesentlich höher
als 2018 (356 Mio. €). Die Ertragsteuern beliefen sich auf 78 Mio. €, was einer Steuerquote
von 17 % entspricht. Dieser niedrige Wert erklärt sich u. a. damit, dass wir steuerfreie
Dividenden vereinnahmten. Außerdem erwirtschaften wir einen Teil unserer Ergebnisse
in Ländern mit vergleichsweise geringen Steuersätzen. Nach Steuern erzielten wir mit
unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von 375 Mio. € (Vorjahr: 295 Mio. €). Der Ergebnisbeitrag der nicht fortgeführten Aktivitäten lag mit 1.013 Mio. € deutlich
über dem Vorjahreswert (651 Mio. €). Das ergibt sich zum großen Teil aus den IFRS-Rechnungslegungsvorschriften:
Danach dürfen wir bei den nicht fortgeführten Aktivitäten seit Beginn ihres gesonderten
Ausweises zum 30. Juni 2018 keine Abschreibungen mehr berücksichtigen. Im Quartalsergebnis
des Vorjahres waren die Abschreibungen dagegen noch enthalten. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 101 Mio. € auf 412 Mio. €
erhöht. Ausschlaggebend dafür war, dass wir für innogy im RWE-Konzernabschluss u.
a. wegen des oben beschriebenen Abschreibungseffekts ein deutlich höheres Ergebnis
ausweisen. Dementsprechend sind auch die Ergebnisanteile gestiegen, die den mit insgesamt
23,2 % beteiligten Minderheitsaktionären unserer Tochtergesellschaft zuzurechnen sind. Die Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber von RWE beliefen sich wie im Vorjahr auf
15 Mio. €. Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe
über 750 Mio. £, die wir zum 20. März 2019 abgelöst haben (siehe Seite 4). Diese Anleihe
hatte keine vorab festgelegte Laufzeitbegrenzung. Daher waren die Mittel, die wir
durch sie vereinnahmt haben, 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 2018 deutlich verbessertes
Nettoergebnis von 961 Mio. € (Vorjahr: 620 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien
beträgt das Ergebnis je Aktie 1,56 € (Vorjahr: 1,01 €). scroll
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Investitionen um 36 % höher als 2018Im ersten Quartal 2019 hat RWE Investitionen in Höhe von 225 Mio. € getätigt. Gegenüber
2018 ist das ein Plus von 60 Mio. € bzw. 36 %. Für Sachanlagen setzten wir 210 Mio.
€ ein, mehr als doppelt so viel wie im Vorjahreszeitraum. Einen deutlichen Anstieg
verzeichneten wir bei den fortgeführten innogy-Aktivitäten: Im Vordergrund stand hier
der Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll. Gestiegen sind auch die Sachinvestitionen
in der konventionellen Stromerzeugung. Zusätzliche Ausgaben haben wir u. a. für die
Instandhaltung unserer britischen Gaskraftwerke und für Umsiedlungen im rheinischen
Braunkohlerevier getätigt. Unsere Investitionen in Finanzanlagen fielen mit 15 Mio.
€ kaum ins Gewicht. Im Vorjahr waren noch 66 Mio. € eingesetzt worden, u. a. für den
Erwerb von Onshore-Windkraftprojekten in den USA. scroll
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Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Operativer Cash Flow: Hohe Belastungen durch gezahlte Variation MarginsIm ersten Quartal 2019 haben wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von - 1.777 Mio. € erzielt. Damit lagen wir deutlich unter dem Vorjahreswert (1.308 Mio. €). Maßgeblich dafür waren Effekte, die das Nettoumlaufvermögen betrafen. Beispielsweise gab es im Berichtszeitraum hohe Mittelabflüsse aus Variation Margins, die Termingeschäfte mit Strom, Rohstoffen und CO2 -Zertifikaten 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 kehrt sich spätestens mit der Realisierung der Transaktionen um. Im Vorjahr hatten Commodity-Preisveränderungen dazu geführt, dass wir hohe Margin-Zahlungen erhalten haben. Einige der betroffenen Kontrakte sind im Berichtszeitraum realisiert worden, was den Cash Flow zusätzlich belastete. Die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten erbrachte einen Mittelzufluss
von 2.047 Mio. €. Ausschlaggebend dafür waren Einnahmen aus Wertpapierverkäufen, während
die bereits dargestellten Investitionen in Sach- und Finanzanlagen gegenläufig wirkten.
Im Vorjahreszeitraum waren 944 Mio. € abgeflossen, u. a. weil wir umfangreiche Wertpapierkäufe
getätigt haben. Auch die Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten führte zu einem
Mittelzufluss, und zwar in Höhe von 1.277 Mio. €. Im ersten Quartal 2019 haben wir
Finanzschulden in Höhe von 3.502 Mio. € aufgenommen und in Höhe von 1.279 Mio. € abgelöst.
Hinzu kam die Tilgung der Hybridanleihe über 750 Mio. £, durch die 869 Mio. € abflossen
(siehe Seite 4). Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber und Miteigentümer vollkonsolidierter
RWE-Gesellschaften schlugen mit 69 Mio. € zu Buche. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
haben sich unsere liquiden Mittel per Saldo um 1.562 Mio. € erhöht. Die oben erwähnten Effekte aus Variation Margins prägten auch die Entwicklung des
Free Cash Flow. Dieser belief sich im Berichtsquartal auf - 1.932 Mio. € und lag damit
deutlich unter dem Vorjahreswert (1.121 Mio. €). scroll
Nettoschulden: Deutlicher Anstieg wegen operativem Mittelabfluss und Erstanwendung von IFRS 16Die Nettoschulden beliefen sich zum 31. März 2019 auf 25,9 Mrd. €. Gegenüber Ende
2018 haben sie sich um 6,5 Mrd. € erhöht. Die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten sind um 3,7 Mrd. € auf 8,1 Mrd. €
gestiegen, u. a. wegen des negativen operativen Cash Flows. Der Erwerb der von innogy
gehaltenen 50,04 %-Beteiligung an IGH schlug mit 1,8 Mrd. € zu Buche, wirkte auf Konzernebene
aber neutral, da er bei den nicht fortgeführten Aktivitäten zu einem entsprechenden
Mittelzufluss führte. Die Erstanwendung des Rechnungslegungsstandards IFRS 16 erhöhte
die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten um 0,4 Mrd. €. Auch die Rückzahlung
der Hybridanleihe über 750 Mio. £ wirkte sich aus, und zwar mit ebenfalls 0,4 Mrd.
€. Das ergibt sich dadurch, dass Hybridkapital bei der Berechnung der Nettoschulden
zur Hälfte als Eigenkapital eingestuft wird. Allerdings hat innogy zeitgleich ein
Darlehen an uns zurückgezahlt, das etwa so hoch war wie der Tilgungsbetrag. Dies geschah
im Rahmen einer Vereinbarung, die unsere Tochter im Vorfeld des Börsengangs 2016 mit
uns getroffen hatte (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 52). Die Nettoschulden der nicht fortgeführten Aktivitäten lagen mit 17,8 Mrd. € um 2,8
Mrd. € über dem Stand vom Jahresende 2018. Die Erstanwendung von IFRS 16 kam hier
mit 1,9 Mrd. € zum Tragen. Weitere Ursachen waren ein saisonal bedingt negativer operativer
Cash Flow von - 1,3 Mrd. € und die erwähnte Darlehensrückzahlung an die RWE AG, während
die Einnahmen aus dem IGH-Verkauf das Finanzvermögen erhöhten. PROGNOSE 2019RWE bekräftigt Ausblick für 2019Unsere Prognose zum laufenden Geschäftsjahr, die wir im Geschäftsbericht 2018 auf
Seite 83 f. veröffentlicht haben, gilt unverändert fort. Für den Konzern veranschlagen
wir ein bereinigtes EBITDA von 1,4 bis 1,7 Mrd. € (Vorjahr: 1,5 Mrd. €). Bei Abschreibungen
von voraussichtlich rund 1 Mrd. € ergibt sich für das bereinigte EBIT eine Größenordnung
von 0,4 bis 0,7 Mrd. €. Auch unsere Ergebnis-Prognose für die Segmente können wir
bekräftigen. Ein Überblick über die erwartete EBITDA-Entwicklung finden Sie in der
folgenden Tabelle. scroll
Bestätigen können wir auch den Ausblick zu den Investitionen: Diese werden nach aktueller
Planung deutlich höher sein als 2018 (1,3 Mrd. €). Größere Ausgaben entfallen u. a.
auf den Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll und des australischen Solarkraftwerks
Limondale. Nähere Informationen über die beiden Großprojekte finden Sie im Geschäftsbericht
2018 auf Seite 38. Wegen der verstärkten Investitionstätigkeit gehen wir davon aus,
dass die Nettoschulden unserer fortgeführten Konzernaktivitäten Ende 2019 deutlich
über dem Vorjahresniveau (4,4 Mrd. €) liegen werden. Damit rechnen wir auch deshalb,
weil wir 2018 im Zusammenhang mit Commodity-Termingeschäften hohe Variation Margins
erhalten haben und sich die positiven Cash-Effekte mit der Realisierung der Kontrakte,
die zum Teil 2019 fällig werden, wieder umkehren. RWE-Zahlen mit innogy als reiner Finanzbeteiligung: Ergebnisprognose ebenfalls unverändertFür Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung
erfasst ist. In der Gewinn- und Verlustrechnung ist unsere Tochter dabei lediglich
mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigt. Nähere Angaben dazu, wie diese Zahlen
berechnet werden, finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 58. Das bereinigte
EBITDA von RWE wird sich bei Anwendung dieser Methode im Geschäftsjahr 2019 auf voraussichtlich
1,2 bis 1,5 Mrd. € belaufen (Vorjahr: 1,5 Mrd. €). Das um aperiodische und nicht operative
Effekte bereinigte Nettoergebnis veranschlagen wir auf 0,3 bis 0,6 Mrd. € (Vorjahr:
0,6 Mrd. €). Auch diese Prognosen entsprechen den bisherigen Erwartungen. KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
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Angepasste Vorjahreswerte Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktiva
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Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
1
Angepasste Vorjahreswerte Finanzkalender 2019/2020scroll
Die vorliegende Zwischenmitteilung ist am 15. Mai 2019 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft Altenessener Straße 35 www.rwe.com |
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