 RWE AktiengesellschaftEssenJahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2018 bis zum 31.12.2018Jahresabschluss der RWE AGDer Jahresabschluss und der Lagebericht der RWE AG für das Geschäftsjahr 2018 werden beim Betreiber des Bundesanzeigers (Bundesanzeiger Verlag GmbH, Köln) elektronisch eingereicht und im Bundesanzeiger bekannt gemacht. Der Lagebericht der RWE AG ist mit dem Lagebericht des Konzerns zusammengefasst; er ist in unserem Geschäftsbericht auf den Seiten 17 bis 84 veröffentlicht. Bilanz zum 31. Dezember 2018Aktiva scroll
Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2018scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Anhang zum 31. Dezember 2018Allgemeine GrundlagenDie RWE Aktiengesellschaft (RWE AG) mit Sitz in Essen ist in dem Handelsregister B des Amtsgerichts Essen unter HRB 14525 eingetragen. Der Jahresabschluss ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) aufgestellt. Um die Klarheit der Darstellung zu verbessern, sind einzelne Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst. Ferner wurde die Reihenfolge der Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung angepasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt; die Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben. Bilanzierungs- und BewertungsmethodenDie Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten oder zu niedrigeren beizulegenden Werten angesetzt. Die Wertpapiere des Anlagevermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Ausleihungen sowie Arbeitgeberdarlehen sind zum Nominalwert bzw. mit dem niedrigeren beizulegenden Wert bilanziert. Flüssige Mittel sowie Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit dem Nennwert nach Abzug der erforderlichen Wertberichtigungen bilanziert. Es werden alle erkennbaren Einzelrisiken berücksichtigt. Unverzinsliche Forderungen in den sonstigen Vermögensgegenständen werden auf den Barwert abgezinst. Die Wertpapiere des Umlaufvermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Unter dem aktiven Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwendungen für einen bestimmten Zeitraum danach darstellen. Im Rahmen der körperschaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft sind der RWE AG als Organträger und somit als Steuerschuldner sämtliche latenten Steuern des Organkreises zuzurechnen, sofern die Organschaft voraussichtlich auch künftig fortbesteht. Das Aktivierungswahlrecht nach § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wird seit dem Berichtsjahr nicht mehr ausgeübt. Die Ansatzänderung hat keinen Ergebniseffekt; bereits im Vorjahr wurden aufgrund mangelnder Werthaltigkeit keine aktiven latenten Steuern bilanziert. Die Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der Richttafeln 2018G von Prof. Dr. Klaus Heubeck (Vorjahr: 2005G) - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit-Methode) gebildet. Sie werden mit dem von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre abgezinst, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt. Der Zinssatz im Dezember 2018 beträgt 3,21 % (Vorjahr: 3,68 %). Aus der Verlängerung des Referenzzeitraums für die Ermittlung des durchschnittlichen Marktzinssatzes von sieben auf zehn Jahre in 2016 ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Unterschiedsbetrag in Höhe von 410 Mio. €. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,35 % (Vorjahr: 2,35 %), Rentensteigerungen je nach Versorgungsordnung von 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 % (Vorjahr: 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 %) sowie unternehmensindividuelle Fluktuationsannahmen berücksichtigt. Soweit Deckungsvermögen gemäß § 246 Abs. 2 HGB vorliegt, ergibt sich die Rückstellung aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwerts der Verpflichtung und des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens; der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert des verrechneten Deckungsvermögens. Ergebnisauswirkungen aus einer Änderung des Diskontierungszinssatzes, Zeitwertänderungen des Deckungsvermögens und laufende Erträge des Deckungsvermögens werden nach Verrechnung im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Bewertung der Rückstellungen für Jubiläumsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitleistungen wird nach versicherungsmathematischen Grundsätzen mit einem Zinssatz von 2,32 % (Vorjahr: 2,80 %) für Jubiläumsverpflichtungen bzw. 0,97 % (Vorjahr: 1,43 %) für Altersteilzeitleistungen vorgenommen. Bei der Bemessung der übrigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken, ungewissen Verbindlichkeiten sowie drohenden Verlusten aus schwebenden Geschäften Rechnung getragen. Die Verbindlichkeiten sind zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Einnahmen des Geschäftsjahres, die Erträge nach dem Bilanzstichtag darstellen, werden als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen. Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Soweit möglich werden Bewertungseinheiten nach § 254 HGB gebildet. Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung erfasst und bei Deckung durch Sicherungsgeschäfte mit dem Sicherungskurs bewertet. Forderungen und Verbindlichkeiten ohne Sicherungsgeschäft werden mit dem Stichtagskurs bewertet, bei Laufzeiten von über einem Jahr unter Beachtung des Imparitätsprinzips. Erläuterungen zur Bilanz(1) AnlagevermögenDie Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten und deren Entwicklung im Berichtsjahr stellen sich wie folgt dar: scroll
scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Die Wertpapiere des Anlagevermögens beinhalten ausschließlich Anteile an Wertpapierfonds. Die Angaben zum Anteilsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a HGB sind auf den Seiten 18 bis 53 aufgeführt. (2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenständescroll
Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Ansprüche aus Darlehen, Organschaftsabrechnungen und den laufenden Verrechnungsverkehr. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen Steuererstattungsansprüche, Ansprüche aus geleisteten Barsicherheiten sowie Zinsabgrenzungen und -forderungen. (3) WertpapiereEs handelt sich um sonstige Wertpapiere; diese betreffen geldmarktorientierte Fonds aus der Anlage flüssiger Mittel. (4) Flüssige MittelDie flüssigen Mittel betreffen ausnahmslos Guthaben bei Kreditinstituten. (5) RechnungsabgrenzungspostenBei den Rechnungsabgrenzungsposten handelt es sich im Wesentlichen um Disagien. (6) Aktive latente Steuernscroll
Der Bewertung der latenten Steuern liegt ein unternehmensindividueller Steuersatz von 32,6 % zugrunde. Im Vorjahr war der Überhang an aktiven latenten Steuern nicht werthaltig. Seit dem Berichtsjahr wird ein resultierender Aktivüberhang nicht mehr aktiviert. (7) EigenkapitalEigenkapitalentwicklungscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Das Grundkapital der RWE AG beläuft sich auf 1.573.748.477,44 € und hat folgende Struktur: Stammaktien: 575.745.499 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Stammaktien mit 575.745.499 Stimmen (93,7 % des gezeichneten Kapitals) Vorzugsaktien: 39.000.000 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Vorzugsaktien ohne Stimmrecht (6,3 % des gezeichneten Kapitals) Der rechnerische Wert je Stückaktie beträgt 2,56 €. Den Vorzugsaktien ohne Stimmrecht steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Vorzugsaktie zu. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des Grundkapitals im Zeitpunkt der Beschlussfassung dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2018 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2018 wurden von der RWE AG 196.604 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 3.626.221,16 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 503.306,24 € (0,03 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 196.560 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 44 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 3.617.602,33 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Aus dem im Rahmen der Umstellung des Jahresdurchschnittszinssatzes bei Pensionsrückstellungen entstandenen Unterschiedsbetrag zum Bilanzstichtag in Höhe von 410 Mio. € sowie aus der über die Anschaffungskosten hinausgehenden Bewertung des Zweckvermögens zum beizulegenden Zeitwert abzüglich passiver latenter Steuern in Höhe von 2 Mio. € resultiert ein ausschüttungsgesperrter Gesamtbetrag in Höhe von 412 Mio. €; er ist durch frei verfügbare Rücklagen gedeckt. (8) Rückstellungenscroll
Die ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen schließen aufgrund von bestehenden Schuldbeitrittserklärungen auch Ansprüche von aktiven und ehemaligen Mitarbeitern verbundener Unternehmen sowie eines Beteiligungsunternehmens ein. Die anfallenden Aufwendungen für Altersversorgung der betroffenen Gesellschaften werden von diesen erstattet. Der Anstieg der Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen ist im Wesentlichen auf die Absenkung des Rechnungszinses, die neuen Richttafeln 2018G von Prof. Dr. Klaus Heubeck sowie die negative Wertentwicklung des Deckungsvermögens zurückzuführen. Es erfolgt die Verrechnung des zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Deckungsvermögens mit den fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen: scroll
Die beizulegenden Zeitwerte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen wurden mit Börsenkursen, von den Fondsmanagern der betreffenden Beteiligungen mitgeteilten Nettoinventarwerten oder mit dem anteiligen Eigenkapital angesetzt. Als beizulegender Zeitwert der als Wertpapiere des Anlagevermögens kategorisierten Anteile an Investmentvermögen wurde der Rücknahmepreis verwendet. Das Investmentvermögen ist überwiegend in börsengehandelte Wertpapiere oder an anderen organisierten Märkten zugelassene oder in diese einbezogene Wertpapiere investiert. Beim beizulegenden Zeitwert der darüber hinaus bestehenden Rückdeckungsversicherungen für bestimmte Versorgungszusagen aus Entgeltumwandlung handelt es sich um den von der Versicherungsgesellschaft mitgeteilten Zeitwert, der sich im Wesentlichen aus den bisher geleisteten Versicherungsprämien und den erwirtschafteten Gewinnen des jeweiligen Versicherungsvertrags zusammensetzt. Ferner ist ein Guthabenkonto bei einem Kreditinstitut Bestandteil des Deckungsvermögens. Die Kategorisierung als sonstige Vermögensgegenstände erfolgt durch die Verfügungsbeschränkung aufgrund der treuhänderischen Verwaltung. Das Guthaben ist zum Nennwert angesetzt. Im Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden ferner Rückstellungen für Deputatverpflichtungen in Höhe von 239 Mio. € ausgewiesen. Die Steuerrückstellungen betreffen das Berichtsjahr sowie noch offene Betriebsprüfungszeiträume. Die sonstigen Rückstellungen betreffen überwiegend Zinsverpflichtungen, Risiken aus dem Beteiligungsbereich, drohende Verluste aus schwebenden Finanzgeschäften sowie Verpflichtungen aus dem Personalbereich. (9) Verbindlichkeitenscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Bei den Anleihen handelt es sich überwiegend um Hybridanleihen der RWE AG mit unterschiedlichen Fälligkeiten und Zinssätzen. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich im Wesentlichen aus erhaltenen Barsicherheiten sowie aus Zinsabgrenzungen für bestehende Swap-Vereinbarungen zusammen. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen beinhalten die Überlassung von Finanzmitteln, Organschaftsabrechnungen sowie den laufenden Verrechnungsverkehr. Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen überwiegend Zinsabgrenzungen. (10) HaftungsverhältnisseDie Haftungsverhältnisse beinhalten Verbindlichkeiten aus Bürgschaften, Gewährleistungsverträgen und solche aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten. Sie sind eingegangen, um Konzerngesellschaften in ihrem Geschäftsbetrieb zu unterstützen und Ansprüche von Mitarbeitern zu sichern. Bei den Verbindlichkeiten aus Bürgschaften handelt es sich um Erfüllungs- und Gewährleistungsbürgschaften in Höhe von insgesamt 137 Mio. € aus dem operativen Geschäft und dem Finanzgeschäft verbundener Unternehmen. Die Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen betragen insgesamt 7.196 Mio. €, davon 6.626 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Einzelnen handelt es sich um nachfolgende Sachverhalte: Garantien gegenüber Dritten wurden in Höhe von 1.435 Mio. € ausgereicht, davon 1.413 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Zusammenhang mit der Einräumung von Kreditlinien (Bankavale) besteht gemäß der jeweiligen Inanspruchnahme eine gesamtschuldnerische Haftung in Höhe von insgesamt 628 Mio. €, zu Gunsten verbundener Unternehmen und Beteiligungsunternehmen, im Wesentlichen aus sogenannten Abzweiglinien. Im Rahmen der im Geschäftsjahr 2016 erfolgten Konzernumstrukturierung ist ein wesentlicher Teil bisher holdingbilanzierter Pensionsverpflichtungen durch Aufhebung der im Innenverhältnis bestehenden Erfüllungsübernahme auf Konzerngesellschaften übertragen worden. Aufgrund der im Außenverhältnis fortbestehenden Schuldbeitrittserklärungen haftet die RWE AG für Ansprüche der aktiven und ehemaligen Mitarbeiter in Höhe von 4.273 Mio. €. Zu Gunsten verbundener Unternehmen bestehen gesamtschuldnerische Haftungen für Pensionsverpflichtungen in Höhe von 312 Mio. €, davon in Höhe von 89 Mio. € aus der in Vorjahren erfolgten Übertragung von Pensionsverpflichtungen an fünf verbundene Unternehmen. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung der Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Anteil bezüglich der Haftung ab dem 1. Januar 2019 23,259 % (bis 31.Dezember 2018 21,347 %) zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten. Die Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten betragen insgesamt 49 Mio. € und beinhalten die Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG sowie aus der Führung von Langzeitarbeitszeitkonten gemäß § 7e SGB IV im RWE-Konzern. Hierzu wurden Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von insgesamt 83 Mio. € in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt im Wesentlichen für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften und in geringem Umfang zu Gunsten eigener Mitarbeiter. Einem verbundenen Unternehmen wurde für das Geschäftsjahr 2019 in Form einer Patronatserklärung die Zusage erteilt, für sämtliche zum Abschlussstichtag begründete Verbindlichkeiten einzustehen. Haftungsverhältnisse werden nur im Rahmen unserer Geschäftstätigkeit und nach eingehender Prüfung der hiermit zusammenhängenden Risiken eingegangen. Im Rahmen unseres Risikomanagementsystems führen wir ein laufendes Monitoring der vorstehenden Sachverhalte durch. Nach unserer Einschätzung werden die zugrunde liegenden Verbindlichkeiten durch den jeweiligen Hauptschuldner voraussichtlich erfüllt werden können. Vor diesem Hintergrund ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen und somit sind die eingegangenen Eventualverbindlichkeiten nicht zu passivieren. (11) Sonstige finanzielle VerpflichtungenDer Gesamtbetrag der sonstigen finanziellen Verpflichtungen beträgt 75 Mio. € und resultiert aus einer erteilten Finanzierungszusage. Hiernach besteht die Verpflichtung, in Folgejahren weitere Zuzahlungen in das Eigenkapital eines Beteiligungsunternehmens in Höhe von bis zu 75 Mio. € zu erbringen. Weitere sonstige, derzeit nicht quantifizierbare, finanzielle Verpflichtungen können sich aus folgenden Sachverhalten ergeben: Aufgrund der in Vorjahren erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht bei der RWE AG sowie den dem Pensionsfondsvertrag beigetretenen verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschussverpflichtung in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeber. Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsgerichtsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. Im Zusammenhang mit umwandlungsrechtlichen Vorgängen besteht gemäß § 133 UmwG eine gesamtschuldnerische Haftung für die Verbindlichkeiten der übertragenden Rechtsträger. (12) Derivative Finanzinstrumente und BewertungseinheitenZur Absicherung von Währungs- und Zinsrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen werden derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Folgende Übersicht zeigt die zum 31. Dezember 2018 bestehenden derivativen Finanzinstrumente: scroll
Der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert der derivativen Finanzinstrumente, soweit dieser verlässlich feststellbar ist. Liegt ein verlässlich feststellbarer Marktwert nicht vor, wird der beizulegende Zeitwert aus dem Marktwert gleichartiger derivativer Finanzinstrumente abgeleitet oder mithilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden bestimmt; hierzu zählen z. B. die Discounted-Cash-Flow-Methode und - bei Vorliegen von Optionen - das Black-Scholes-Modell. Dies erfolgt u. a. unter Berücksichtigung aktueller Wechselkursverhältnisse, marktgerechter Zinsstrukturkurven sowie Kreditausfallrisiken der Kontrahenten. Die in der Tabelle oben aufgeführten Derivate sind als Grund- oder Sicherungsgeschäfte in nachstehend beschriebenen Bewertungseinheiten enthalten. Die Höhe der mit Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken beläuft sich auf insgesamt 541 Mio. €; davon betreffen 221 Mio. € Währungsrisiken, 317 Mio. € Zins- und Währungsrisiken sowie 3 Mio. € Zinsrisiken. Im Rahmen der Währungssicherung wurden u. a. Zins- bzw. Zinswährungsswaps und gegenläufige Grundgeschäfte mit einer 100-prozentigen Tochtergesellschaft abgeschlossen. Bei der RWE AG bilden die mit Banken abgeschlossenen Derivate und die jeweiligen Grundgeschäfte eine Bewertungseinheit, so dass kein Bewertungsergebnis entsteht. Hierbei handelt es sich um Mikrohedges (d. h. eindeutige Zuordnung von Grund- und Sicherungsgeschäften). Die Tochtergesellschaft setzt diese Swaps bzw. Fremdwährungsverbindlichkeiten u. a. zur Kurssicherung ihrer ausländischen Investition ein. Bei der Beendigung eines Swaps wird der positive oder negative Marktwert mit den Anschaffungskosten der Grundgeschäfte erfolgsneutral verrechnet. Zur Absicherung von Fremdwährungsforderungen gegenüber Tochtergesellschaften wurden Währungsswaps und Devisentermingeschäfte abgeschlossen (Mikrohedges). Zinswährungsswaps dienen der Sicherung begebener Anleihen (Mikrohedges). Darüber hinaus wurden für einzelne Zins- bzw. Währungsrisiken bei der RWE AG und Konzerngesellschaften Zinsswaps und Devisenderivate abgeschlossen, die überwiegend an Konzerngesellschaften kongruent weitergeleitet wurden. Hierbei handelt es sich sowohl um Mikrohedges als auch um Portfoliohedges, in denen Derivate mit gleichen Währungsrisiken zusammengefasst werden. Den Marktwertveränderungen der Derivate stehen bei vorhandenen Grundgeschäften entsprechende gegenläufige Marktwertveränderungen gegenüber. Der Nachweis der Effektivität erfolgt durch ein ordnungsgemäßes und angemessenes Risikomanagementsystem. Für negative Salden von Portfoliohedges wurden Rückstellungen für drohende Verluste in Höhe von 116 Mio. € gebildet. Für die RWE AG und ihre Konzernunternehmen sind Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten sowie Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt. Insbesondere dürfen derivative Finanzinstrumente, mit Ausnahme der Eigenhandelsgeschäfte im Energiehandel, vornehmlich zur Absicherung von Risiken im Zusammenhang mit Grundgeschäften und den damit verbundenen Liquiditätsanlagen und Finanzierungsvorgängen eingesetzt werden. Es kommen nur externe Vertragspartner guter Bonität in Frage. Originäre Finanzinstrumente, die mit den vorgenannten derivativen Finanzinstrumenten in Bewertungseinheiten (Mikrohedges) zusammengefasst sind, ergeben sich aus nachfolgender Übersicht: scroll
Die Ergebniseffekte dieser Finanzforderungen und -verbindlichkeiten werden durch gegenläufige Beträge aus Realisationen und Marktwertänderungen der Sicherungsgeschäfte kompensiert. Aufgrund von Betrags-, Risiko- und Fristengleichheit weisen die Bewertungseinheiten eine hohe Wirksamkeit auf, die anhand der Critical Terms Match Methode nachgewiesen wird. Die Bilanzierung der Bewertungseinheiten erfolgt nach der Einfrierungsmethode. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung(13) Ergebnis aus Finanzanlagenscroll
Die Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen enthielten im Vorjahr einen hohen Ertrag aus der Erstattung der Kernbrennstoffsteuer bei einem Tochterunternehmen aus dem konventionellen Erzeugungsbereich. Der Anstieg der Aufwendungen aus Verlustübernahmen resultiert im Wesentlichen aus dem Energiehandel. (14) Zinsergebnisscroll
0 = Betrag in geringer Höhe Im Berichtsjahr wurde der Aufwand aus der Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (92 Mio. €) mit den Marktwertveränderungen sowie den übrigen Aufwendungen und Erträgen des für die Pensionsverpflichtungen bestehenden Deckungsvermögens (-94 Mio. €) verrechnet. Der daraus resultierende Saldo ist in den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen ausgewiesen und ergibt sich aus der nachfolgenden Übersicht: scroll
0 = Betrag in geringer Höhe (15) Sonstige betriebliche ErträgeErträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 12 Mio. € stellen periodenfremde Erträge dar. Erträge aus Währungsumrechnung belaufen sich auf 52 Mio. € (Vorjahr: Aufwand i.H.v. 28 Mio. €). (16) Personalaufwandscroll
Der Aufwand für Altersversorgung umfasst den Dienstzeitaufwand der Pensionszuführung. Aus der erstmaligen Berücksichtigung der neuen Richttafeln 2018G von Prof. Dr. Klaus Heubeck ergab sich ein periodenfremder Aufwand in Höhe von 2 Mio. €. Der Zinsanteil der Pensionszuführung ist im Zinsergebnis enthalten. scroll
Die Angabe der Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt erfolgt in Mitarbeiteräquivalenten. Diese entsprechen Mitarbeitern gemäß dem jeweiligen prozentualen Beschäftigungsgrad. Der Zugang der Mitarbeiterzahl ist im Wesentlichen auf die Mitarbeitertransfers aus der innogy SE zurückzuführen. (17) Sonstige betriebliche AufwendungenIn den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind zu einem großen Teil Verwaltungsaufwendungen enthalten. Darüber hinaus werden sonstige Steuern in Höhe von 6 Mio. € (Vorjahr: 151 Mio. €) ausgewiesen; diese stellen im Berichtsjahr periodenfremde Aufwendungen dar. (18) Steuern vom Einkommen und vom ErtragDie Steuern vom Einkommen und vom Ertrag beinhalten neben den laufenden Steuern für das Geschäftsjahr auch periodenfremde Steueraufwendungen in Höhe von 1 Mio. € für frühere Veranlagungszeiträume. Sonstige AngabenDie Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats und des Vorstands gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 54 bis 58 aufgeführt. Der Vorstand und der Aufsichtsrat haben die gemäß § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG (www.rwe.com/corporate-governance) dauerhaft zugänglich gemacht. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der individuellen Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts. Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2018 Gesamtbezüge in Höhe von 6.880 Tsd. €. Darin enthalten sind die im Rahmen der aktienbasierten Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (Tranche 2018) mit einem Ausgabezeitwert von 2.350 Tsd. € zugeteilten 125.000 Performance Shares. Die Bezüge des Aufsichtsrats betragen 2.760 Tsd. €. Zum Bilanzstichtag bestehen keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats, auch wurden im Berichtsjahr keine Kredite oder Vorschüsse gewährt. Frühere Mitglieder des Vorstands der RWE AG und ihre Hinterbliebenen erhielten 1.707 Tsd. €. Für Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen sind 51.037 Tsd. € zurückgestellt. Das von dem Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Gesamthonorar im Sinne des § 285 Nr. 17 HGB ist in der entsprechenden Anhangangabe des Konzernabschlusses enthalten und nach Abschlussprüfungsleistungen, anderen Bestätigungsleistungen, Steuerberatungsleistungen und sonstigen Leistungen aufgeschlüsselt. Für die RWE AG und die von ihr beherrschten Unternehmen sind andere Bestätigungsleistungen für die Prüfung des internen Kontrollsystems sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben angefallen. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. In den sonstigen Leistungen sind im Wesentlichen Vergütungen für Due Diligence-Leistungen enthalten. Die RWE AG hält zum Bilanzstichtag Anteile von mehr als 10 % an nachfolgendem Investmentvermögen: scroll
0 = Betrag in geringer Höhe Die Anlageschwerpunkte der Immobilienfonds umfassen überwiegend europäische Büro- und Einzelhandelsimmobilien. Die Mischfonds beinhalten im Wesentlichen internationale Aktien- und Rentenwerte. Für die Immobilienfonds sehen die Vertragsbedingungen eine quartalsweise Rückgabemöglichkeit vor. Es liegen die folgenden Mitteilungen gemäß § 33 Abs. 1 WpHG vor: scroll
Gewinnverwendungsvorschlag (Teil des Anhangs)Der Bilanzgewinn entwickelte sich wie folgt: scroll
Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2018 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,70 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. scroll
Versicherung der gesetzlichen VertreterWir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt und im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft beschrieben sind.
Essen, 27. Februar 2019 Der Vorstand Schmitz Krebber AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS)Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 e I) HGB zum 31.12.2018 I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag III. Gemeinschaftliche Tätigkeitenscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeitenscroll
V. Assoziierte Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeitenscroll
VI. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag VII. Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag VIII. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag IX. Assoziierte Unternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag X. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sindscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag XI. Assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen von untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns, die in den Geltungsbereich des IFRS 5 fallenscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag XII. Sonstige Beteiligungenscroll
1
Ergebnisabführungsvertrag Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatusscroll
1
Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche
Vereinbarung Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatusscroll
1
Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12 Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatusscroll
ORGANE (TEIL DES ANHANGS)Stand: 28. Februar 2019 Aufsichtsrat(Amtszeitende: Hauptversammlung 2021) Dr. Werner Brandt Bad Homburg Vorsitzender Vorsitzender des Aufsichtsrats der ProSiebenSat.1 Media SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: ♦ ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) 1 ◊ Siemens AG 1 Frank Bsirske 2 Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: ♦ DB Privat- und Firmenkundenbank AG ♦ Deutsche Bank AG 1 ♦ innogy SE 1, 3 Michael Bochinsky 2 Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 1. August 2018 Reiner Böhle 2 Witten Referent Sonderaufgaben und Projektarbeiten Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Sandra Bossemeyer 2 Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit: 20. April 2016 Martin Bröker 2 Bochum Leiter HR & Business Functions IT der RWE AG Geburtsjahr: 1966 Mitglied seit: 1. September 2018 Ute Gerbaulet Düsseldorf Persönlich haftende Gesellschafterin, Bankhaus Lampe KG Geburtsjahr: 1968 Mitglied seit: 27. April 2017 Mandate: ♦ Gerry Weber International AG 1 ◊ NRW.Bank AöR Reinhold Gispert 2, 4 Worms Ehem. Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1960 Mitglied vom 27. April 2017 bis 31. Juli 2018 Andreas Henrich 2, 4 Mülheim an der Ruhr Ehem. Leiter Personal der RWE AG Geburtsjahr: 1956 Mitglied vom 20. April 2016 bis 31. August 2018 Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Essen Ehem. Vorsitzender des Vorstands der HOCHTIEF AG Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: ♦ National-Bank AG ♦ Voith GmbH & Co. KGaA (Vorsitz) Mag. Dr. h. c. Monika Kircher Krumpendorf, Österreich Beraterin Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit: 15. Oktober 2016 Mandate: ◊ Andritz AG 1 ◊ Austrian Airlines AG ◊ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz) 3 ◊ KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG 3 ◊ Siemens AG Österreich Monika Krebber 2 Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Stellvertretende Konzernbetriebsratsvorsitzende der RWE AG Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ innogy SE 1, 3 Harald Louis 2 Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RWE Power AG 3 Dagmar Mühlenfeld Mülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. der Stadt Mülheim an der Ruhr Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: ♦ RW Holding AG i. L. Peter Ottmann Nettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Rechtsanwalt, Landrat a. D. Kreis Viersen Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RW Holding AG i. L. Günther Schartz Wincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RW Holding AG i. L. ◊ A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (Vorsitz) ◊ Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) ◊ LBBW-RheinLand-Pfalz-Bank Verwaltungsrat (stv. Mitglied) ◊ Sparkassenverband Rheinland-Pfalz ◊ Sparkasse Trier ◊ Trierer Hafengesellschaft mbH ◊ Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier Dr. Erhard Schipporeit Hannover Selbstständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ BDO AG ♦ Fuchs Petrolub SE 1 ♦ Hannover Rück SE 1 ♦ HDI V. a. G. ♦ innogy SE 1, 3 (Vorsitz) ♦ SAP SE 1 ♦ Talanx AG 1 Dr. Wolfgang Schüssel Wien, Österreich Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: ◊ Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) ◊ Mobile TeleSystems PJSC 1 Ullrich Sierau Dortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: ♦ Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz) ♦ Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) ♦ Dortmunder Stadtwerke Holding GmbH (Vorsitz) ♦ KEB Holding AG (Vorsitz) ◊ KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH ◊ Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG ◊ Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski 2 Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ♦ Chemie Pensionsfonds AG (Vorsitz) ♦ KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH, Essen ♦ Lanxess AG 1 ♦ Lanxess Deutschland GmbH ♦ RAG AG ♦ RWE Generation SE 3 ♦ RWE Power AG 3 Marion Weckes 2 Dormagen Referatsleiterin, Institut für Mitbestimmung und Unternehmensführung, Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit: 20. April 2016 Leonhard Zubrowski 2 Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ♦ RWE Generation SE 3 ♦ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG ◊Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG
1
Börsennotiertes Unternehmen Ausschüsse des AufsichtsratsPräsidium des AufsichtsratsDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestGDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Dr. Wolfgang Schüssel Ralf Sikorski PersonalausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Reiner Böhle Harald Louis Peter Ottmann Dr. Wolfgang Schüssel PrüfungsausschussDr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) Michael Bochinsky Dr. Wolfgang Schüssel Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes NominierungsausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Peter Ottmann StrategieausschussDr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Leonhard Zubrowski VorstandDr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender) Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Arbeitsdirektor der RWE AG seit dem 1. Mai 2017 Mandate: ♦ Amprion GmbH 3 ♦ RWE Generation SE 3 (Vorsitz) ♦ RWE Power AG 3 (Vorsitz) ♦ RWE Supply & Trading GmbH 3 ♦ TÜV Rheinland AG ◊ Jaeger-Gruppe (Vorsitz) ◊ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH 3 ◊ KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG 3 Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2024 Mandate: ♦ innogy SE 3 ♦ RWE Generation SE 3 ♦ RWE Pensionsfonds AG 3 ♦ RWE Power AG 3 ♦ RWE Supply & Trading GmbH3 (Vorsitz) ♦Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG ◊ Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERSAn die RWE Aktiengesellschaft, Essen VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRESABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTSPrüfungsurteileWir haben den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2018 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen'' unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Lageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse
Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat. Grundlage für die PrüfungsurteileWir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO'') unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Jahresabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts'' unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des JahresabschlussesBesonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung: (1) Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen (2) Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert: ① Sachverhalt und Problemstellung ② Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse ③ Verweis auf weitergehende Informationen Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: (1) Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen① Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Finanzanlagen" Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen in Höhe von € 18,9 Mrd (55 % der Bilanzsumme) ausgewiesen. Die handelsrechtliche Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen richtet sich nach den Anschaffungskosten und dem niedrigeren beizulegenden Wert. Zur Ermittlung des beizulegenden Werts ist die Sicht der die Beteiligung haltenden Gesellschaft einzunehmen. Grundlage der Bewertungen sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den gesetzlichen Vertretern erstellten Planungsrechnungen ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden mittels Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen Finanzanlage. Die Gesellschaft hat eigene Bewertungen vorgenommen und dabei auch Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen verwendet. Auf Basis der ermittelten Werte sowie weiterer Dokumentationen ergab sich für das Geschäftsjahr kein Abwertungsbedarf. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsströme einschätzen sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen und Wachstumsraten. Die Bewertung ist daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der hohen Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. ② Bei unserer Prüfung der beizulegenden Werte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Bewertung nachvollzogen. Zudem haben wir beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelflüsse eine sachgerechte Grundlage für den Werthaltigkeitstest der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen bilden. Die Angemessenheit der bei den Berechnungen verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse haben wir unter anderem durch Abgleich dieser Angaben mit den Planungsrechnungen sowie durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen beurteilt. Wir haben außerdem vorliegende Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen auf ihre Verwertbarkeit sowie die fachliche Qualifikation der externen Sachverständigen gewürdigt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, haben wir auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter einschließlich der gewichteten Kapitalkosten beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Bewertung der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sachgerecht vorzunehmen. ③ Die Angaben der Gesellschaft zu den Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz'' im Unterpunkt "(1) Anlagevermögen'' enthalten. (2) Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen① Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen'' Pensionsrückstellungen in Höhe von € 691 Mio ausgewiesen. Im Innen- und Außenverhältnis hat die Gesellschaft die Erfüllung verschiedener Pensionsverpflichtungen ihrer Tochterunternehmen übernommen und diese insoweit von den entsprechenden Verpflichtungen freigestellt. Daneben bestehen dem Grunde nach mittelbare Verpflichtungen einer externen Versorgungseinrichtung, für die eine Finanzierungsverpflichtung besteht. Die Pensionsrückstellungen ergeben sich als Saldo aus dem handelsrechtlichen Erfüllungsbetrag der unmittelbaren Verpflichtungen aus den jeweiligen Pensionsplänen in Höhe von € 2.628 Mio und dem beizulegenden Zeitwert des Deckungsvermögens in Höhe von € 1.937 Mio. Die Bewertung der Verpflichtungen aus den Pensionsplänen der unmittelbaren und der mittelbaren Versorgungszusagen erfolgt nach der Anwartschaftsbarwertmethode. Dabei sind insbesondere Annahmen über die langfristigen Gehalts- und Rententrends, die durchschnittliche Lebenserwartung und die Fluktuation zu treffen. Für die durchschnittliche Lebenserwartung werden zum 31. Dezember 2018 erstmals die neuen Richttafeln der Heubeck-Richttafeln GmbH (Heubeck-Richttafeln RT 2018 G) verwendet. Der Effekt aus der Erstanwendung der Richttafeln beträgt € - 2 Mio. Die Bewertung des Deckungsvermögens der Gesellschaft sowie des Vermögens der externen Versorgungseinrichtung erfolgt zum beizulegenden Zeitwert, der wiederum mit Schätzungsunsicherheiten verbunden ist. Im Rahmen unserer Prüfung war dieser Sachverhalt von besonderer Bedeutung, da der Ansatz und die Bewertung dieses betragsmäßig bedeutsamen Postens in einem wesentlichen Maß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft basieren. ② Im Rahmen unserer Prüfung haben wir unter anderem die eingeholten versicherungsmathematischen Gutachten und die fachliche Qualifikation der externen Gutachter gewürdigt. Ferner haben wir uns unter anderem mit den spezifischen Besonderheiten der versicherungsmathematischen Berechnungen befasst und das Mengengerüst, die versicherungsmathematischen Parameter sowie das den Bewertungen zugrunde liegende Bewertungsverfahren auf Angemessenheit überprüft. Darauf aufbauend haben wir unter anderem die Rückstellungsberechnung sowie die Darstellung in Bilanz und Anhang nachvollzogen. Für die Prüfung des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens und des Vermögens der externen Versorgungseinrichtung haben wir Bank- und Fondsbestätigungen eingeholt sowie die der jeweiligen Bewertung zugrunde liegenden Verfahren sowie die angewandten Bewertungsparameter überprüft. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen Einschätzungen und getroffenen Annahmen begründet und hinreichend dokumentiert sind. ③ Die Angaben der Gesellschaft zu den Pensionsrückstellungen sind im Anhang in Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz'' im Unterpunkt "(8) Rückstellungen'' enthalten. Sonstige InformationenDie gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Lageberichts:
Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen
Falls wir auf Grundlage der von uns durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den LageberichtDie gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des LageberichtsUnsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus
Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. SONSTIGE GESETZLICHE UND ANDERE RECHTLICHE ANFORDERUNGENÜbrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVOWir wurden von der Hauptversammlung am 26. April 2018 als Abschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 27. April 2018 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2000 als Abschlussprüfer der RWE Aktiengesellschaft, Essen, tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. VERANTWORTLICHER WIRTSCHAFTSPRÜFERDer für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter.
Essen, den 28. Februar 2018 PricewaterhouseCoopers GmbH Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer FINANZKALENDER 2019/2020scroll
Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. IMPRESSUMRWE AktiengesellschaftAltenessener Straße 35 45141 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail contact@rwe.com Investor Relations:Telefon+49 201 5179-3112 Telefax+49 201 12-15033 Internetwww.rwe.com/ir E-Mailinvest@rwe.com Konzernkommunikation:Telefon +49 201 12-23986 Telefax +49 201 12-22115 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen und weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Jahresabschluss ist am 14. März 2019 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V. RWE am KapitalmarktAktionärsstruktur der RWE AG 1
1
Stand: Ende 2018; die Prozentangaben beziehen
sich auf den Anteil am gezeichneten Kapital. Quellen: Eigene Erhebungen und Mitteilungen nach dem deutschen Wertpapierhandelsgesetz RWE an zahlreichen Börsen vertreten.RWE-Aktien werden an den Börsenplätzen Frankfurt am Main, Düsseldorf, Berlin, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sowie über elektronische Handelsplattformen, z. B. Xetra, gehandelt. Auch an Börsen im europäischen Ausland sind sie erhältlich. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADR-Programm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depositary Receipts (ADRs). Dabei handelt es sich um Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie. scroll
1 Zusammengefasster Lagebericht1.1 STRATEGIE UND STRUKTURAls wir 2016 innogy gründeten und an die Börse brachten, waren dies nur erste Schritte auf dem Weg zu einer neuen RWE. Einen weiteren großen Schritt machen wir jetzt, indem wir unsere Finanzbeteiligung an innogy gegen eine führende operative Position bei den erneuerbaren Energien eintauschen. Basis dafür ist eine im März 2018 vereinbarte Transaktion mit E.ON, durch die sich beide Gesellschaften neu ausrichten. Sobald das Tauschgeschäft abgeschlossen ist, werden wir den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben - mit Nettoinvestitionen von rund 1,5 Mrd. € pro Jahr. Unsere neue Rolle wird die eines Allrounders in der Stromerzeugung sein, der mit seinen flexiblen Kraftwerken eine sichere Versorgung gewährleistet und zugleich aktiv am Umbau des Energiesystems für mehr Klimaschutz mitwirkt. Geplantes Tauschgeschäft mit E.ON: Weichenstellung für eine neue RWE.Unser Unternehmen befindet sich inmitten eines Transformationsprozesses, durch den es sich operativ und organisatorisch neu aufstellt. Grundlage dafür ist eine im März 2018 getroffene Vereinbarung mit E.ON, in der sich die beiden Unternehmen auf einen umfassenden Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen verständigt haben. Geplant ist, dass E.ON unsere Finanzbeteiligung an innogy in Höhe von 76,8 % erwirbt, während wir nahezu das gesamte Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON und innogy übernehmen. Des Weiteren erhalten wir eine 16,67 %-Beteiligung an E.ON, die Minderheitsanteile der E.ON-Tochter PreussenElektra an unseren Kernkraftwerken Gundremmingen (25 %) und Emsland (12,5 %), das Gasspeichergeschäft von innogy sowie den 37,9 %-Anteil von innogy am österreichischen Energieversorger Kelag. Im Rahmen der Transaktion leisten wir zudem eine Einmalzahlung in Höhe von 1,5 Mrd. € an E.ON. Die Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen sollen mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft bis Ende 2019 abschließen zu können. RWE wird Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien.Durch die Transaktion mit E.ON erhalten wir Kapazitäten für eine CO2-freie Stromerzeugung aus regenerativen Quellen von etwa 9 GW. Der Großteil davon sind Windparks an Land (onshore) und im Meer (offshore). Wir werden damit zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien und zur globalen Nr. 2 auf dem Gebiet der Offshore-Windkraft. Neben bestehenden Erzeugungsanlagen übernehmen wir ein Portfolio mit einer Vielzahl unterschiedlich weit fortgeschrittener Wachstumsprojekte. Schwerpunkt ist auch hier die Windkraft, gefolgt von Photovoltaik. Bereits im ersten Jahr nach Abschluss des Tauschgeschäfts werden die erneuerbaren Energien voraussichtlich mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns beisteuern - und damit unser ertragreichstes Geschäftsfeld sein. Weiterentwicklung der Strategie von RWE.Parallel zur Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON haben wir damit begonnen, Eckpunkte unserer künftigen Strategie bei den erneuerbaren Energien zu erarbeiten. Bereits Ende 2018 konnten wir dem Aufsichtsrat der RWE AG und den Mitarbeitern erste Ergebnisse unserer Überlegungen vorstellen. Unsere führende Position bei den erneuerbaren Energien, die wir durch die Transaktion gewinnen, wollen wir zügig ausbauen. Dafür planen wir jährliche Nettoinvestitionen von rund 1,5 Mrd. € ein. Mit den Mitteln sollte ein Kapazitätswachstum von 2 bis 3 GW pro Jahr erreichbar sein. In technologischer Hinsicht liegt unser Augenmerk auf Windkraft, Photovoltaik und Speichertechnologien. Geografisch werden wir uns auf Märkte in Europa, in Amerika und im asiatischpazifischen Raum konzentrieren. An dem von innogy und E.ON bisher verfolgten integrierten Geschäftsmodell halten wir fest; das bedeutet, wir werden bei neuen Projekten möglichst die gesamte Wertschöpfungskette von der Entwicklung über den Bau bis hin zum Betrieb abdecken. Um eine effiziente Steuerung zu ermöglichen, werden wir das Erneuerbare-Energien-Geschäft in die folgenden drei Unternehmensbereiche untergliedern: (1) Onshore-Wind und Photovoltaik in Europa und Asien-Pazifik, (2) Onshore-Wind und Photovoltaik in Amerika sowie (3) Offshore-Wind weltweit. Geleitet werden die Aktivitäten von einem sechsköpfigen Management-Team, darunter drei operativ Verantwortliche, die jeweils einen der genannten Unternehmensbereiche repräsentieren. Bei allen Wachstumsambitionen auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien wollen wir unsere führende Position in der konventionellen Stromerzeugung behaupten. Mit unserem Kraftwerkspark, einem der größten Europas, leisten wir einen unverzichtbaren Beitrag zu einer zuverlässigen und bedarfsgerechten Stromversorgung in unseren Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux. Windkraft- und Photovoltaikanlagen sind dazu wegen ihrer stark schwankenden Auslastung kaum in der Lage. Auch Stromspeichertechnologien erfüllen noch nicht die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen, um in großem Maßstab für die Absicherung der Stromversorgung eingesetzt zu werden. Daher bedarf es noch auf lange Sicht konventioneller Erzeugungskapazitäten, die sich flexibel an die Schwankungen bei Wind- und Solarstrom anpassen. Fest steht auch, dass der Energiehandel ein wichtiges Tätigkeitsfeld von RWE bleibt, nicht zuletzt wegen der engen Verflechtung mit dem Erzeugungsgeschäft. Unsere Handelsgesellschaft RWE Supply & Trading hat u. a. die Aufgabe, den Strom unserer Kraftwerke zu vermarkten und die für seine Produktion benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte am Markt zu beschaffen. Damit und mit der kommerziellen Optimierung des Einsatzes unserer Erzeugungsanlagen trägt sie maßgeblich zum operativen Erfolg des Konzerns bei. Unsere Überlegungen zur Strategie der neuen RWE sind noch nicht abgeschlossen. Beispielsweise müssen wir noch festlegen, welche Dividendenpolitik wir verfolgen werden und welchen Verschuldungsgrad wir anstreben. Über einzelne Aspekte unserer Strategie können wir erst entscheiden, wenn das Tauschgeschäft mit E.ON abgeschlossen ist und wir die neuen Aktivitäten operativ kontrollieren. Danach wollen wir die Öffentlichkeit umfassend über unsere neue Strategie informieren. RWE im Geschäftsjahr 2018: Konzernstruktur mit vier Segmenten.In der Übergangszeit bis zum Abschluss der Transaktion ist der RWE-Konzern in vier Segmente (Bereiche) untergliedert, die wir im Folgenden näher beschreiben. Neben den drei RWE-Bereichen Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung und Energiehandel sind dies jene Aktivitäten von innogy, die wir fortführen werden. (1) Braunkohle & Kernenergie.Hier erfassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Diese Aktivitäten werden von unserer Tochtergesellschaft RWE Power gesteuert. Unter Braunkohle & Kernenergie berücksichtigen wir ferner unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %) und an der deutschen URANIT (50 %), die mit 33 % an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. Bis zu ihrer Veräußerung im März 2018 gehörte auch unsere 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra zu diesem Segment. Braunkohle- und Kernkraftwerke werden aufgrund ihrer relativ niedrigen und stabilen Brennstoffkosten überwiegend zur Abdeckung der Grundlast eingesetzt. Ihre Wirtschaftlichkeit wird wesentlich vom Preisniveau im Stromgroßhandel bestimmt. Die Stromnotierungen folgten bis 2016 einem jahrelangen Abwärtstrend, ehe sie sich wieder erholten. Mit massiven Kostensenkungen ist es uns gelungen, die Ertragseinbußen zu begrenzen. Unser laufendes Effizienzsteigerungsprogramm in der konventionellen Stromerzeugung zielt darauf ab, das jährliche Ausgabenniveau um insgesamt 300 Mio. € gegenüber 2016 zu senken; davon entfallen 200 Mio. € auf das Segment Braunkohle & Kernenergie und 100 Mio. € auf das Segment Europäische Stromerzeugung. Das Programm soll Ende 2019 abgeschlossen sein. Die geplanten Einsparungen haben wir bereits größtenteils erreicht. Trotz der wieder günstigeren Ertragsperspektiven werden Braunkohle- und Kernkraftwerke in unserem Erzeugungsportfolio an Gewicht verlieren. Ausschlaggebend dafür ist der energiepolitische Rahmen in Deutschland. In der Kernenergie gibt es einen gesetzlich verankerten Ausstiegsfahrplan, der für jede einzelne Anlage einen spätestmöglichen Abschalttermin vorsieht. Aktuell sind noch zwei Anlagen von RWE am Netz: Gundremmingen C und Emsland. Wir können diese Blöcke noch bis Ende 2021 bzw. Ende 2022 betreiben; dann sind auch sie stillzulegen. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ist ebenfalls zeitlich begrenzt. Das ergibt sich aus den globalen und nationalen Klimaschutzzielen. Deutschland will die Treibhausgasemissionen im Energiesektor bis 2030 um etwas mehr als 60 % gegenüber 1990 senken. Schon in der Vergangenheit haben wir einen wesentlichen Beitrag dazu geleistet und werden dies auch in Zukunft tun. Beispielsweise nehmen wir an der sogenannten Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft teil: Im Rahmen dieser Maßnahme werden acht Kraftwerksblocke - darunter fünf von RWE - im Zeitraum von 2016 bis 2019 schrittweise vom Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zu ihrer endgültigen Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt. Am 30. September 2017 sind unsere Blöcke P und Q in Frimmersdorf vom Netz gegangen, zwölf Monate später die Blöcke E und F in Niederaußem. Ende September 2019 folgt Block C in Neurath. Unser CO2-Ausstoß im rheinischen Braunkohlerevier verringert sich dadurch gegenüber 2015 um etwa 15 %. Wir rechnen damit, in den kommenden Jahren weitere Braunkohleblöcke vorzeitig vom Netz nehmen zu müssen. Dies ergibt sich aus den Vorschlägen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung", über die wir auf Seite 33 ausführlich informieren. Das Gremium spricht sich für einen kompletten Kohleausstieg bis 2038 aus. Der Bestand an Braunkohlekraftwerken im Markt soll bis Ende 2022 auf 15 GW reduziert werden. Gegenüber Ende 2017 wäre das ein Rückgang um annähernd 5 GW. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch 9 GW im Markt sein. Es wird erwartet, dass die Bundesregierung den Empfehlungen folgen wird. Offen ist noch, welche Anlagen wann stillzulegen sind. Dazu wird es Gespräche mit den Unternehmen geben. Soweit unsere Anlagen von den Maßnahmen betroffen sind, werden wir dafür eintreten, dass man uns - wie von der Kommission empfohlen - eine angemessene Entschädigung gewährt. (2) Europäische Stromerzeugung.In diesem Segment ist unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse zusammengefasst. Unser regionaler Fokus liegt dabei auf Deutschland, Großbritannien und Benelux. Zu dem Segment gehören auch unsere 70 %-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli, einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten werden von RWE Generation verantwortet. Auch für unsere Gas- und Steinkohlekraftwerke, die typischerweise in der Mittel- und Spitzenlast eingesetzt werden, ist das wirtschaftliche und politische Umfeld herausfordernd. Wegen des rasanten Ausbaus der erneuerbaren Energien sind die Anlagen heute zum Teil wesentlich schwächer ausgelastet als noch zu Beginn dieses Jahrzehnts. Ihre Margen liegen zum Teil deutlich unter dem damaligen Niveau. In den vergangenen Jahren haben wir deshalb einige Steinkohlekraftwerke stillgelegt oder ihre Schließung veranlasst; Beispiele dafür sind die im April 2017 vom Netz gegangenen niederrheinischen Blöcke Voerde A und B, an denen wir mit 25 % beteiligt waren und deren Stromerzeugung wir vermarktet haben. Gaskraftwerke, die ihre fixen Betriebskosten nicht mehr decken konnten, haben wir vorübergehend vom Netz genommen, beispielsweise den niederländischen Block Moerdijk 1 zum 1. Februar 2018. Die Anlagen sollen wieder in Betrieb gehen, wenn die Marktbedingungen es rechtfertigen. Neben vorübergehenden und endgültigen Kraftwerksschließungen haben wir weitere kostensenkende Maßnahmen ergriffen und werden dies auch künftig tun. Wie bereits dargelegt, streben wir im Segment Europäische Stromerzeugung mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm Ausgabenkürzungen von 100 Mio. € an, von denen der Großteil bereits umgesetzt ist. Trotz des anhaltenden Konsolidierungsdrucks sehen wir im Bereich Europäische Stromerzeugung langfristige Wachstumsperspektiven. Wir erwarten, dass die gesicherte Erzeugungsleistung knapper wird und sich dadurch die Wirtschaftlichkeit unserer Anlagen tendenziell erhöht. Davon dürften langfristig vor allem Gaskraftwerke profitieren. Weil die Marktperspektiven inzwischen etwas besser geworden sind, haben wir einige vorübergehend stillgelegte Anlagen wieder in Betrieb genommen oder ihre Reaktivierung beschlossen -wie im Fall des niederländischen Gaskraftwerks Claus C, das 2020 nach etwa sechs Jahren Pause wieder mit voller Kapazität ans Netz gehen soll. Gemessen an der Kraftwerksleistung ist Gas schon heute unser wichtigster Brennstoff, und sein Anteil an unserem Erzeugungsportfolio dürfte sich weiter erhöhen. Politische Weichenstellungen spielen dabei eine wesentliche Rolle. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande verfolgen die Regierungen ambitionierte Klimaschutzziele und setzen dabei auf einen zügigen Ausstieg aus der Kohleverstromung. Somit wird der Energieträger Gas in den kommenden Jahren immer wichtiger für die Absicherung der Stromversorgung. Gaskraftwerke verursachen geringere CO2-Emissionen als Kohlekraftwerke und stoßen deshalb als Partner der erneuerbaren Energien auf höhere Akzeptanz. Der Anteil der Steinkohle an unserer Stromerzeugung dürfte sich schon 2019 weiter verringern, u. a. weil wir im Frühjahr den Kohleblock des Gersteinwerks in Werne (Westfalen) stilllegen. Außerdem rüsten wir derzeit unsere beiden niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für eine verstärkte Mitverbrennung von Biomasse um. Wegen der Ausgaben dafür und wegen der wesentlich höheren Preise von Biomasse im Vergleich zu Steinkohle sind uns vom Staat Fördergelder von bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt worden. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80 % und bei Eemshaven von 15 % möglich ist. Mit den Umrüstmaßnahmen kommen wir gut voran und sind zuversichtlich, die technischen Voraussetzungen für die Ereichung dieser Quoten schon im laufenden Jahr geschaffen zu haben. (3) Energiehandel.Dieses Segment deckt das vielfältige Tätigkeitsgebiet von RWE Supply & Trading ab. Diese fungiert als kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern. Ihr Kerngeschäft, der Energiehandel, ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Die Gesellschaft handelt schwerpunktmäßig mit Strom, Gas, Kohle, Öl, CO2-Zertifikaten und Biomasse. Das tut sie zunehmend auch außerhalb Europas: So unterhält sie bereits Handelsräume in New York, Singapur und Shanghai. Ein weiteres Tätigkeitsfeld des Unternehmens ist die Vermarktung des Stroms aus RWE-Kraftwerken und die Beschaffung der Brennstoffe und Emissionsrechte, die für seine Produktion benötigt werden. Dabei geht es u. a. darum, Preisrisiken zu begrenzen. RWE Supply & Trading ist ferner damit betraut, den Einsatz unserer Kraftwerke kommerziell zu optimieren, wobei die dadurch erzielten Ergebnisbeiträge den Erzeugungsgesellschaften zustehen und bei ihnen ausgewiesen werden. Das Unternehmen vermarktet sein Know-how auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden. Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagement-Lösungen bis hin zu komplexen Risikomanagement-Konzepten. Ein weiterer Tätigkeitsschwerpunkt von RWE Supply & Trading ist das Gasgeschäft. Die Gesellschaft liefert Gas an Unternehmen innerhalb und außerhalb des Konzerns. Dazu schließt sie langfristige Bezugsverträge mit Produzenten, organisiert den Gastransport durch Buchung von Pipelines und optimiert das zeitliche Profil der Lieferungen, indem sie Speicherkapazitäten mietet. Transaktionen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) stehen ebenfalls auf der Agenda. Ziel dabei ist es, Preisdifferenzen zwischen regionalen Gasmärkten zu nutzen, die nicht durch Pipelines miteinander verbunden sind. RWE Supply & Trading will sich als einer der führenden europäischen Zwischenhändler für Gas etablieren. Dabei richtet das Unternehmen seinen Blick auch auf Märkte außerhalb der RWE-Kernregionen, denn je größer und diversifizierter ein Portfolio aus Bezugs- und Lieferkontrakten ist, desto größer sind die Chancen, es kommerziell zu optimieren. RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how auch dazu, kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen zu tätigen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen erzielen lassen (sogenannte Principal Investments). Ende 2018 verfügte RWE Supply & Trading über ein Portfolio mit zehn Beteiligungen, davon ein Großteil in den USA. (4) Fortgeführte innogy-Aktivitäten.In diesem Segment erfassen wir jene Teile von innogy, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben: das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, die Gasspeicher und der 37,9 %-Anteil am österreichischen Energieversorger Kelag. Nach dem Erwerb unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy wird E.ON die genannten Aktivitäten auf uns zurückübertragen. Auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien gehört innogy zu den führenden Unternehmen in Europa. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist das Unternehmen derzeit in Deutschland und Großbritannien am stärksten vertreten; es folgen Spanien, die Niederlande und Polen. Bei den Energiequellen liegt der Schwerpunkt auf Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore), gefolgt von Wasserkraft und Photovoltaik. Im vergangenen Jahr hat innogy ihre Erzeugungskapazität weiter vergrößert: Ein Meilenstein war die Einweihung des großen britischen Nordsee-Windparks Galloper, an dem innogy einen Anteil von 25 % hält. Daneben läutete das Unternehmen den weiteren Ausbau seiner Windkraftkapazitäten ein, indem es die landseitigen Arbeiten an Triton Knoll aufnahm, einem weiteren großen Windpark in der britischen Nordsee. Unsere Tochter ist mit 59 % daran beteiligt. Im vergangenen Jahr konnte sie außerdem ein Projektportfolio in den USA mit mehr als 2 GW erwerben und sich eine EEG-Förderung für das deutsche Offshore-Windkraftvorhaben Kaskasi sichern. Über die hier erwähnten Projekte berichten wir auf Seite 37 f. ausführlich. Mit ihrer Anfang 2017 erworbenen Tochtergesellschaft Belectric Solar & Battery ist innogy auch einer der großen internationalen Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern mit Präsenz in Europa, dem Nahen Osten, Nordafrika, Indien, Australien, Südamerika und den USA. Photovoltaik ist eine der am schnellsten wachsenden Technologien im Energiesektor und mittlerweile in vielen Märkten auch ohne finanzielle Förderung wirtschaftlich. Neben der Entwicklung und dem Bau von Freiflächen-Solarkraftwerken übernimmt Belectric auch deren Betrieb und Wartung. Das Unternehmen hat seit seiner Gründung im Jahr 2001 bereits Solarkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von rund 2 GW realisiert. Derzeit errichtet es in Australien eine solche Anlage, die bei ihrer Fertigstellung voraussichtlich die größte des Landes sein wird (siehe Seite 38). Mit der Entwicklung und dem Bau von Batteriespeichern leistet Belectric zudem einen wichtigen Beitrag zur dezentralen Stromversorgung und künftig auch verstärkt zur Stabilisierung der Stromnetze. Neben dem Geschäft mit den erneuerbaren Energien und der Stromspeicherung werden wir auch die Gasspeicheraktivitäten von innogy fortführen. Derzeit befinden sich elf Erdgasspeicher im Eigentum unserer Tochter, fünf in Deutschland mit einem Fassungsvermögen von insgesamt 1,6 Mrd. Kubikmetern und sechs in Tschechien mit insgesamt 2,5 Mrd. Kubikmetern. innogy vermietet die Kapazitäten an Unternehmen wie RWE Supply & Trading, die sie für zeitliche Arbitrage-Geschäfte nutzen: Sie lassen die Speicher in warmen Monaten befüllen, wenn wenig Gas zum Beheizen von Gebäuden gebraucht wird, und entnehmen das Gas wieder in der kalten Jahreszeit, wenn die Nachfrage groß ist. Dabei hängt es von den saisonalen Preisunterschieden bei Erdgas ab, welche Erträge sich durch solche Arbitrage-Geschäfte und damit auch durch die Verauktionierung der Speicherkapazitäten erwirtschaften lassen. Die Preisdifferenzen zwischen Sommer- und Wintergas sind heute wesentlich geringer als in der Vergangenheit. Allerdings glauben wir, dass in Zukunft wieder verstärkt mit Knappheitsphasen und Preisspitzen zu rechnen ist, u. a. wegen einer zunehmenden Nachfrage nach Kraftwerksgas. Daher sehen wir gute Chancen, im Gasspeichergeschäft wieder attraktivere Renditen erzielen zu können. Die Minderheitsbeteiligung von innogy an Kelag soll ebenfalls im RWE-Konzern verbleiben. Die Kelag mit Sitz in Klagenfurt (Kärnten) ist ein führender Energieversorger in Österreich. Ihre Gesellschaften decken alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: angefangen bei der Stromerzeugung über den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Ihren Strom erzeugt Kelag vorrangig aus regenerativen Quellen wie Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik. Die Minderheitsbeteiligung an dem Unternehmen ist daher eine gute Ergänzung unserer zukünftigen Aktivitäten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Das Steuerungssystem der RWE AG.Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Für die Steuerung der Konzerngesellschaften nutzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controllingsystem, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht. Auf Basis von Zielvorgaben des RWE-Vorstands und unserer Erwartungen zur operativen Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält die Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung dem Aufsichtsrat vor, der sie begutachtet und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerten und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen. Wesentliche Kennzahlen zur Steuerung unseres Geschäfts sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis und die Nettoschulden. Wie auf Seite 40 näher beschrieben, sind die Geschäftsaktivitäten unserer Tochter innogy in den Zahlen entweder ganz oder teilweise enthalten, obwohl wir das Unternehmen als reine Finanzbeteiligung einstufen. Zu Steuerungszwecken nutzen wir daher auch Kennzahlen, die abweichend von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen ermittelt werden: Unsere Mehrheitsbeteiligung an innogy erfassen wir dabei in der Bilanz unter "Übrige Finanzanlagen" und berücksichtigen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausschließlich die erhaltene Dividende. Nähere Angaben dazu finden Sie auf Seite 58. Das bereinigte EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf den ordentlichen Geschäftsverlauf zu verbessern, bereinigen wir es um nicht operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Firmenwertabschreibungen und sonstige wesentliche Sondersachverhalte. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das um wesentliche Sondereffekte korrigierte Nettoergebnis ("bereinigtes Nettoergebnis"), das wir bis zum Abschluss der Transaktion mit E.ON aber ausschließlich nach der von IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichenden Methode ermitteln. Das bereinigte EBIT und das bereinigte Nettoergebnis sind wesentliche Bestimmungsgrößen für die variable Vergütung von Vorstand und Führungskräften (siehe auch Seite 63 ff.). Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return). Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit. Besonderes Augenmerk legen wir auch auf die Entwicklung des Free Cash Flow. Er ergibt sich, wenn man vom Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit die Ausgaben für Investitionen abzieht und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnet. Ein weiterer Indikator für die Finanzkraft von RWE sind die Nettoschulden. Dabei handelt es sich um die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen (z. B. die Rekultivierung von Tagebauflächen) und für den Rückbau von Windparks. Unsere Verbindlichkeiten aus Hybridanleihen rechnen wir zur Hälfte den Nettoschulden zu. Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst.Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir unsere unternehmerische Verantwortung (Corporate Responsibility, kurz: CR) wahrnehmen und uns so die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, pflegen wir den Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen. Die Erkenntnisse aus diesem Austausch nutzen wir derzeit für eine Überarbeitung unserer CR-Strategie. Dabei analysieren wir, welches aktuell unsere wichtigsten Herausforderungen auf dem Gebiet der Nachhaltigkeit sind und wie wir sie bewältigen können. Eine zentrale Aufgabe sehen wir unverändert darin, durch fortgesetzte Emissionssenkungen zum Erreichen nationaler und internationaler Klimaschutzziele beizutragen. In den vergangenen sechs Jahren ist unser CO2-Ausstoß kontinuierlich gesunken, u. a. weil wir Kohlekraftwerke vom Netz genommen haben. Dieser Trend dürfte sich fortsetzten. Darüber hinaus haben wir uns zum Ziel gesetzt, treibende Kraft bei der Schaffung eines nachhaltigen Energiesystems zu sein, indem wir den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben. Weitergehende Informationen zu unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie in unserem gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB, der im April 2019 innerhalb unseres CR-Berichts veröffentlicht wird und nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Der CR-Bericht mit dem Titel "Unsere Verantwortung" kann im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden. 1.2 INNOVATIONWer innovativ ist, braucht Veränderung nicht zu fürchten. Das gilt auch für Unternehmen in einem sich wandelnden Marktumfeld - Unternehmen wie RWE. In einer Vielzahl von Forschungs- und Entwicklungsprojekten suchen wir nach neuen technischen Lösungen. Wir wollen Tagebaue wirtschaftlicher und Kraftwerke emissionsärmer machen, und wir wollen zukunftsorientierte Nutzungen von Braunkohle und CO2erarbeiten und weiterentwickeln. Darüber hinaus fördern wir junge Unternehmen und erhalten durch die Zusammenarbeit mit ihnen wichtige Impulse für unser Geschäft. Im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Sie hatten 2018 wieder zahlreiche gute Ideen, mit denen wir viele Millionen Euro einsparen werden. Mit rund 520 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger.RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Was uns antreibt, ist das Ziel, in einem sich stark wandelnden Umfeld wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit rund 1.760 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 520 Erfindungen basieren, befindet sich der RWE-Konzern in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. In diesen Daten mitberücksichtigt sind die gesamten Aktivitäten unserer Tochter innogy SE. Im vergangenen Jahr haben wir an ca. 360 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet. Bei vielen Projekten kooperieren wir mit Unternehmen oder Forschungseinrichtungen und müssen i. d. R. nur einen Teil der Kosten tragen. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2018 inklusive innogy auf 116 Mio. € (Vorjahr: 182 Mio. €). Rund 600 Mitarbeiter waren ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. RWE AG: Lösungen für wirtschaftlichere Tagebaue, geringere Emissionen und neue Wege der CO2-Nutzung.Die RWE AG verantwortet die F & E-Aktivitäten in den von ihr gesteuerten Konzernbereichen. Ihre Maßnahmen sind daher vorrangig auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung angesiedelt. Sie zielen darauf ab, den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke wirtschaftlicher zu gestalten und die Emissionen zu senken. Ein weiteres großes Forschungsfeld ist die Nutzung von Braunkohle und CO2durch Umwandlung in Grundstoffe für die chemische Industrie. Außerdem arbeiten wir mit jungen Unternehmen zusammen, deren Ideen uns weiter voranbringen können. F & E-Aktivitäten auf den Gebieten der erneuerbaren Energien, Netze und Vertrieb liegen seit 2016 in der Zuständigkeit von innogy. Im Folgenden präsentieren wir eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte der RWE AG, erläutern unsere Zusammenarbeit mit jungen Unternehmen, geben einen knappen Einblick in die Innovationstätigkeit von innogy und stellen anhand eines Beispiels dar, wie wertvoll Mitarbeiterideen für uns sein können. Bergbau im Wandel: Zunehmend automatisiert und digital.Der Braunkohletagebau ist ein komplexer, mehrstufiger Prozess, bei dem zahlreiche Großgeräte zum Einsatz kommen: Riesige Schaufelradbagger tragen in den terrassenförmig angelegten Tagebauen die Kohle und die darüber liegende Deckschicht - den Abraum - ab und verladen beides auf zum Teil kilometerlange Förderbänder. Die Kohle gelangt so zur Zwischenlagerung in den Kohlebunker und wird mit der Werksbahn oder per Band in die umliegenden Kraftwerke und Veredlungsbetriebe transportiert. Gleichzeitig wird der Abraum auf die ausgekohlte Seite des Tagebaus verbracht, wo ihn sogenannte Absetzer dazu nutzen, die durch die Kohlegewinnung entstandene Senke aufzufüllen. Durch Automatisierung und Digitalisierung lassen sich die beschriebenen Abläufe erheblich einfacher und effizienter gestalten. Bereits in den 1990er Jahren haben wir mit der Automatisierung erster Komponenten der Großgeräte begonnen und sind dabei inzwischen weit vorangekommen. Auch bei der Digitalisierung machen wir gute Fortschritte. Beispielsweise arbeiten wir derzeit an einer digitalen dreidimensionalen Darstellung des Tagebaubetriebs. Ähnlich wie bei einem Navigationsgerät im Auto ermittelt dabei ein Satellit die aktuelle Position der Großgeräte, während Sensoren den Materialfluss auf den Förderbändern überwachen. Diese Transparenz hat viele Vorteile: Die Mitarbeiter in der Leitstelle erhalten präzise Informationen über den Standort und die Arbeitsfortschritte der Großgeräte im Gelände und haben damit eine verlässliche Basis für die Einsatzplanung; der Baggerführer bekommt auf einem Display die genauen Einsatzdaten angezeigt und kann sein Großgerät somit optimal steuern. Zudem sind die Kollegen am Absetzer genau über den Abraum informiert, der auf dem Förderband zu ihnen unterwegs ist, und können so ihre Arbeit vorausschauend planen; die 3D-Visualisierung der Arbeitsumgebung erleichtert ihnen darüber hinaus das Einhalten der vorgegebenen Höhen für die Verfüllung und Modellierung der Flächen zur Rekultivierung. Mit den beschriebenen Maßnahmen heben wir unsere Tagebaue auf eine neue Technologiestufe und schaffen damit eine wichtige Voraussetzung dafür, dass wir sie auch in Zukunft wirtschaftlich betreiben können. Neue Möglichkeiten der CO2-Nutzung: Aus Kohlendioxid wird Methanol.Schon seit Längerem arbeiten wir an Verfahren, mit denen Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken abgetrennt werden kann (sogenannte CO2-Wäsche). Im Innovationszentrum Kohle in Niederaußem haben wir mit BASF und Linde eine der weltweit führenden Technologien auf diesem Gebiet entwickelt. Getestet wurde sie in einer Pilotanlage, die seit 2009 in mehr als 70.000 Betriebsstunden und bei CO2-Abscheidungsgraden von 90 % ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt hat. Nun gehen wir einen Schritt weiter: Das CO2aus der Pilotanlage nutzen wir zur Herstellung von Treibstoffen und Grundstoffen für die chemische Industrie, mit denen sich fossile Energieträger wie Erdöl oder Erdgas ersetzen lassen. Wir tun dies im Rahmen von vier Projekten, die von der EU gefördert werden. Eines davon ist MefCO2(Methanol from CO2). Hier wollen wir unter großtechnischen Bedingungen zeigen, wie Methanol aus CO2, Wasser und Strom hergestellt werden kann; traditionell wird es aus Erdgas oder Kohle gewonnen. Methanol ist Ausgangsstoff für verschiedenste chemische Produkte und eine der meistproduzierten Chemikalien weltweit. Zudem eignet es sich als chemischer Langzeitspeicher für erneuerbare Energien. Der Nutzen der Umwandlung geht damit über die Verringerung industrieller CO2-Emissionen weit hinaus. Neun Partner aus sieben europäischen Ländern sind an MefCO2beteiligt, darunter Industrieunternehmen, Universitäten und Forschungsinstitute. Das Projekt wurde 2014 gestartet. Wir sind 2017 eingestiegen, als ein Kraftwerksstandort für eine Demonstrationsanlage zur Umwandlung von CO2in Methanol gesucht wurde. Die Anlage steht nun in Niederaußem und hat Anfang 2019 den Betrieb aufgenommen. Sie kann pro Tag etwa eine Tonne Methanol erzeugen. Damit ist sie eine der größten Anlagen zur CO2-Nutzung in Europa. Der Weg zu CO2-neutralen Wirtschaftskreisläufen: Chance für die Kohlereviere.Nach Meinung vieler Experten lässt sich der menschliche Einfluss auf das Klima nur dann wirksam begrenzen, wenn das globale Gesellschafts- und Wirtschaftssystem auf weitgehend geschlossene Kohlenstoffkreisläufe umgestellt wird. Idealerweiser gelangt dann nur noch so viel Kohlenstoff (in Form von Treibhausgasen) in die Atmosphäre, wie durch andere Prozesse in derselben Zeit gebunden wird. Die Herausforderung dabei: Auch in Zukunft brauchen wir Strom und wollen in warmen Wohnungen leben; und die Industrie ist weiterhin auf Energieträger und Rohstoffe auf Basis von Kohlenstoff angewiesen. Der Übergang zur Kohlenstoff-Kreislaufwirtschaft ist eine Herkulesaufgabe, die ohne Innovationen nicht zu bewältigen ist. RWE kooperiert seit September 2018 mit dem Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (Fraunhofer UMSICHT) in Oberhausen und mit der Ruhr-Universität Bochum, um die technischen und systemischen Voraussetzungen für eine zirkuläre Kohlenstoffwirtschaft zu erarbeiten. Unser Ziel ist der Aufbau eines virtuellen Zentrums für die Kohlenstoffumwandlung, in dem Know-how, Anlagen und Komponenten sowie Forschungsarbeiten gebündelt werden. Dabei richten wir unseren Blick auf jene Regionen, in denen der Ausstieg aus CO2-intensiven Technologien zum Wegbrechen etablierter industrieller Strukturen führen wird. Das künftige Zentrum mit dem Namen ITZ CC (Innovations- und Technologiezentrum Carbon Conversion) soll mit Technologien und Know-how rund um die Kohlenstoffnutzung den Strukturwandel im rheinischen Braunkohlerevier und im Ruhrgebiet anregen. Wir wollen damit eine Brücke schlagen von der traditionellen zur innovativen Kohlenstoffnutzung und dazu beitragen, dass neue an die Stelle alter Industrien treten. Ein Schlüsselverfahren für den Einstieg in die Kohlenstoff-Kreislaufwirtschaft ist die Vergasung kohlenstoffhaltiger Materialien. Im Innovationszentrum Niederaußem wollen wir uns diesem Verfahren intensiv widmen. Wir tun dies im Rahmen einer Initiative des Fraunhofer-Instituts mit dem Namen "Kohlenstoff-Ketten (IK2)". Das Vorhaben stützt sich auf die Erkenntnis, dass Kohle und andere kohlenstoffhaltige Materialien durch Vergasung für die Produktion von Grundstoffen für die chemische Industrie und für Treibstoffe verwendet werden können. Die Besonderheit des Verfahrens: Im Verbrennungsprozess entstehen nicht Kohlendioxid und Wasserdampf, sondern Kohlenmonoxid und Wasserstoff. Letztere sind Bausteine eines Synthesegases, das bereits heute als Basisrohstoff für die Herstellung von Treibstoffen, Kunststoffen und Feinchemikalien verwendet wird. Ab 2020 sollen Versuchsanlagen in Niederaußem errichtet werden, um geeignete Vergasungs-, Aufbereitungs- und Synthesetechniken zu entwickeln. Als Basisrohstoff verwenden wir Braunkohle, die als Energieträger für die Stromerzeugung zunehmend an Bedeutung verliert. Durch ihre Nutzung zur Produktion von Grundstoffen eröffnen sich langfristig interessante Perspektiven für das rheinische Revier. Daneben können auch Abfallstoffe, Reststoffe und Biomasse durch Vergasung umgewandelt werden. Auf diese Weise würden bislang ungenutzte Kohlenstoffquellen in die Versorgung der Industrie mit Rohstoffen eingebunden. Geringere Quecksilber-Emissionen dank Herdofenkoks.Wir wollen unsere Kraftwerke möglichst umweltverträglich betreiben. Der Gesetzgeber macht uns dazu strenge Vorgaben, etwa im Hinblick auf Quecksilber-Emissionen. Für diese werden ab 2021 neue EU-Grenzwerte gelten, die den Rahmen für den Betrieb unserer Braunkohlekraftwerke noch enger stecken. Schon heute gelingt es uns, den größten Teil des Quecksilbers aus dem Rauchgas abzuscheiden und aufzufangen. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die aktuellen Obergrenzen deutlich. Unabhängig davon forschen wir seit Jahren intensiv daran, wie wir die Quecksilber-Emissionen zu vertretbaren Kosten weiter reduzieren können. Unser besonderes Augenmerk gilt dabei einem Verfahren, bei dem aus Braunkohle gewonnener Herdofenkoks zum Einsatz kommt. Diesen Stoff nutzen wir bereits zur Abscheidung von Quecksilber in unseren Veredlungsanlagen, mit denen wir Braunkohle zu Briketts oder zu Braunkohlestaub für die Zement- und Kalkindustrie weiterverarbeiten. Dass sich Herdofenkoks auch zur Senkung der Emissionen von Kraftwerken verwenden lässt, zeigen Tests in einer Pilotanlage im Innovationszentrum Kohle am Kraftwerk Niederaußem. Dort haben wir fein gemahlenen Herdofenkoks mit Wasser vermengt und das Gemisch in den Rauchgaskanal eines Kraftwerksblocks eingedüst (Nasseindüsung). Ergebnis: Das Quecksilber lagert sich an den feinen Herdofenkokspartikeln an; beides wird im Elektrofilter aufgefangen und anschließend entsorgt. Die Versuche lassen eine deutliche Senkung der Quecksilberemissionen erwarten. Die gewonnenen Erkenntnisse sind in die Konstruktion einer größeren Demonstrationsanlage, ebenfalls in Niederaußem, eingeflossen, die Anfang 2019 in Betrieb gegangen ist. Hier soll die Nasseindüsung im direkten Vergleich mit einem alternativen Verfahren, der Trockeneindüsung, im Langzeitbetrieb getestet werden. Das geeignetere der beiden Verfahren wollen wir dann in weiteren Braunkohlekraftwerken einsetzen. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten von RWE finden Sie unter www.rwe.com/innovation. Förderung junger Unternehmen und ihrer Ideen.Neben der Arbeit an eigenen Forschungsprojekten fördern wir auch junge, innovative Unternehmen (sogenannte Start-ups). Seit 2017 ist RWE am dritten High-Tech Gründerfonds (HTGF III) beteiligt. Der HTGF ist der größte deutsche Start-up-Finanzierer. Er unterstützt Firmen, die technologischen Fortschritt wirtschaftlich verwerten. Seit 2005 hat er in mehr als 500 Unternehmen investiert - und damit zahlreiche Erfolgsgeschichten mitgeschrieben. Der HTGF ist eine Public Private Partnership: Zum Investorenkreis gehören das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW), die Fraunhofer-Gesellschaft sowie zahlreiche Unternehmen. Bereits seit 2006 investiert RWE in Venture-Capital-Fonds. Dadurch werden wir leichter auf Start-ups aufmerksam, deren Ideen für unser Geschäft von Bedeutung sein könnten. Um den Kontakt zur Gründerszene zu vertiefen und mögliche Kooperationen anzubahnen, haben wir 2018 zu unserem ersten "Start-up Day" eingeladen. Einen Großteil der Teilnehmer konnten wir über unsere Beteiligung am HTGF gewinnen. Die wertvollen Gespräche und Kontakte, die sich durch die Veranstaltung ergeben haben, ermutigen uns, 2019 mindestens einen weiteren Start-up Day zu organisieren. Innovationen bei innogy: Beiträge zum Gelingen der Energiewende.Unsere Tochter innogy verfolgt ein breites Spektrum von Innovationsvorhaben, die zum Gelingen der Energiewende beitragen sollen; sie sind unter www.innogy.com/ innovation näher beschrieben. Beispiel für ein besonders gelungenes Projekt ist die Entwicklung des Smart Windfarm Output Controller (kurz: SWOC), einer Fernsteuerung für Onshore-Windparks. SWOC ist ein quadratischer Schaltkasten, kaum größer als eine Tortenbox, mit integrierter Software. Mit ihm können Windkraftanlagen, gleich welchen Typs, von mehreren Stellen aus gesteuert werden. Die Betreiber der Netze, in die der Strom eingespeist wird, sind dank SWOC in der Lage, die Produktion zu drosseln und so die Stromleitungen vor Überlastung zu schützen. Auch Händler, die den Windstrom direkt vermarkten, können nun selbst die Anlagen herunterfahren, etwa wenn an der Börse zu viel Strom angeboten wird und der Preis negativ ist. Die Steuerbox macht den Betrieb von Windkraftanlagen flexibler und effizienter. innogy setzt sie bereits in ihren deutschen und niederländischen Windparks ein und will künftig auch Solarparks mit den intelligenten Schaltkästen ausrüsten. Wir nutzen die Erfahrung und das Know-how unserer Mitarbeiter.Ein weiterer wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter bringen ihre Erfahrungen aus dem täglichen Geschäft ein, damit das Unternehmen vorankommt. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns rund 2.000 Verbesserungsvorschläge bei den zuständigen Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Ideen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf 2,6 Mio. €. Mitunter sorgen die Anregungen nicht nur für effizientere, sondern auch für umweltfreundlichere Betriebsabläufe, die zudem weniger Gefahren bergen. Beispielsweise war Mitarbeitern im rheinischen Braunkohlerevier aufgefallen, dass Fahrzeuge oder Maschinen viel zu umständlich betankt wurden: Die Tankwagenfahrer kletterten mit dem Schlauch in der Hand auf den Tank, um ihn am oben gelegenen Einfüllstutzen mit einer herkömmlichen Zapfpistole zu füllen. Das war nicht nur unfallträchtig, sondern führte auch dazu, dass immer wieder kleine Restmengen des Treibstoffs ausliefen und ins Erdreich gelangten. Die Mitarbeiter regten deshalb eine Umrüstung auf Druckbetankung an. Vorteile dieser Lösung: Die Einfüllstutzen können dort angebracht sein, wo sie bequemer zu erreichen sind. Da es eine feste Verbindung zwischen Schlauch und Tank gibt, kann der Kraftstoff außerdem nicht mehr überlaufen. Und das Tanken braucht wesentlich weniger Zeit. Diese Argumente waren so überzeugend, dass der Idee schon bald Taten folgten. Bis Anfang 2019 sind im rheinischen Tagebau alle Kettenfahrzeuge, bei denen es technisch möglich und sinnvoll war, und teilweise auch die Notstromaggregate der Großgeräte auf Druckbetankung umgerüstet worden. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENDer globale Wirtschaftsaufschwung setzte sich 2018 fort, verlor allerdings im Jahresverlauf etwas an Kraft. Die konjunkturelle Entwicklung belebte die Nachfrage nach Rohstoffen und trug dazu bei, dass die Preise der Energieträger Erdgas und Steinkohle über denen des Vorjahres lagen. Eine Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgte zudem für eine massive Verteuerung von CO2-Zertifikaten. Aufgrund dieser Entwicklungen haben die Stromgroßhandelspreise ihren Anfang 2016 eingeschlagenen Erholungskurs fortgesetzt. Auf die Ertragslage von RWE hatte das allerdings noch keinen großen Einfluss. Denn unsere Stromerzeugung für 2018 hatten wir größtenteils bereits in Vorjahren auf Termin verkauft, als die Preise noch deutlich unter dem heutigen Niveau lagen. Wirtschaft der Eurozone um 2 % gewachsen.Der weltweite wirtschaftliche Aufschwung setzte sich 2018 fort, büßte im Jahresverlauf aber etwas an Dynamik ein. Eine Rolle spielte dabei der Handelskonflikt zwischen den USA und anderen Industrienationen, allen voran China. Nach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im vergangenen Jahr dennoch um stattliche 3 % höher als im Vorjahr. Die Eurozone dürfte ein Wachstum von ca. 2 % erreicht haben. Deutschland, die größte Volkswirtschaft des Währungsraums, kam wohl nur auf ein Plus von 1,5 %, während die Niederlande mit 2,5 % Wachstum einen vorderen Platz unter den Euroländern einnahmen. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, stieg das Bruttoinlandsprodukt um knapp 1,5 %. Der bevorstehende Brexit und die damit verbundenen Risiken erwiesen sich als Bremsklotz für die Konjunktur des Landes. Stabiler Stromverbrauch in Deutschland.Das wirtschaftliche Wachstum hatte belebenden Einfluss auf die Stromnachfrage, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie gegenläufig wirkte. Nach ersten Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war der deutsche Stromverbrauch 2018 etwa so hoch wie im Vorjahr. Aktuell vorliegende Daten für Großbritannien deuten darauf hin, dass auch dort keine wesentliche Veränderung gegenüber 2017 eingetreten ist. In den Niederlanden wird dagegen ein Anstieg des Stromverbrauchs um 2 % veranschlagt. Eine wichtige Rolle dürfte dort das überdurchschnittliche Wirtschaftswachstum gespielt haben. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTFin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpenin US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Steinkohle- und Gasnotierungen über Vorjahresniveau.Ein wesentlicher Bestimmungsfaktor für den Einsatz unserer Kraftwerke ist neben der Stromnachfrage die Entwicklung der Brennstoffkosten. Die für uns wichtigsten frei handelbaren Energieträger, Gas und Steinkohle, haben sich im zurückliegenden Geschäftsjahr deutlich verteuert. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen für Erdgas bei durchschnittlich 23 €/MWh und damit 6 € über dem Preisniveau von 2017. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2019) mit 21 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2018 waren im Vorjahr noch 17 € bezahlt worden. Die Preise für Erdgas wurden u. a. von den Ölnotierungen beeinflusst, die über dem Niveau von 2017 lagen. Daneben kamen positive Konjunktureffekte zum Tragen. Im Handel mit Steinkohle zeigte sich folgendes Bild: Importe über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden 2018 am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 92 US$/Tonne (78 €) abgerechnet. Das sind 8 US$ mehr als 2017. Der Forward 2019 (Index API 2) handelte mit 87 US$/Tonne (74 €) und damit 13 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist das u. a. auf die wirtschaftliche Dynamik im asiatisch-pazifischen Raum und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (European Union Allowances)in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für rasanten Preisanstieg bei CO2-Zertifikaten.Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von Emissionsrechten. Der Preis für eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2berechtigt, hat sich im Laufe des vergangenen Jahres auf 25 € verdreifacht. Der Durchschnittswert lag 2018 bei 16 € und damit 10 € über dem von 2017. Die Preisangaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Zwar sind nach wie vor wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als die Unternehmen zur Abdeckung ihres CO2-Ausstoßes benötigen. Allerdings hat die EU inzwischen ein Maßnahmenpaket verabschiedet, das es ihr ermöglicht, den Überschuss an Zertifikaten ab 2019 deutlich zu reduzieren (siehe Seite 32). Das hat offenbar bei vielen Marktteilnehmern die Erwartung ausgelöst, dass Emissionsrechte knapper und damit teurer werden, und sie dazu veranlasst, sich frühzeitig mit Zertifikaten einzudecken. Die EUA-Preise haben sich deshalb bereits vor der Umsetzung des Reformpakets erhöht. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarktin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Aufwärtstrend der Stromgroßhandelspreise setzt sich fort.Die Verteuerung von Brennstoffen und Emissionsrechten spiegelte sich in der Entwicklung der Stromgroßhandelspreise wider. Diese tendierten weiter nach oben. Im vergangenen Jahr kostete Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt durchschnittlich 44 €/MWh und damit 10 € mehr als 2017. Deutliche Preissteigerungen gab es auch in den beiden anderen großen Erzeugungsmärkten von RWE: In Großbritannien erhöhten sich die Spotnotierungen um 12 auf 57 £/MWh (65 €) und in den Niederlanden um 14 auf 53 €/MWh. An den Terminmärkten zeigte sich folgende Entwicklung: Der deutsche Grundlast-Forward 2019 notierte im vergangenen Jahr mit durchschnittlich 44 €/MWh; das sind 12 € mehr, als 2017 für den Forward 2018 gezahlt wurde. In Großbritannien verteuerte sich Grundlaststrom in Terminkontrakten für das Folgejahr um 10 auf 54 £/MWh (61 €) und in den Niederlanden um 13 auf 49 €/MWh. Clean Dark Spreads 1 im Terminhandelin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Clean Spark Spreads 1 im Terminhandelin €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Anstieg der Erzeugungsmargen in Deutschland.Die Kraftwerksmargen ergeben sich, indem man vom Preis je produzierter Einheit Strom die Kosten (inkl. Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2-Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i. d. R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Bei Steinkohlekraftwerken werden die Margen als Clean Dark Spreads bezeichnet und bei Gaskraftwerken als Clean Spark Spreads. Die beiden Abbildungen oben zeigen, wie sich diese Spreads in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2016 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. In Deutschland und den Niederlanden haben die Clean Dark Spreads und die Clean Spark Spreads nach einem mäßigen ersten Halbjahr etwas angezogen; im Gesamtjahr konnten sie das Niveau von 2017 damit leicht übertreffen. In Großbritannien lagen die Clean Spark Spreads dagegen geringfügig und die Clean Dark Spreads deutlich unter den jeweiligen Vorjahresdurchschnittswerten. Die Brennstoffkosten der Braunkohle- und Kernkraftwerke sind dagegen relativ stabil, da wir Uran auf Basis langfristiger Verträge zu festen Konditionen beschaffen und Braunkohle in eigenen Tagebauen fördern. Der Anstieg der Großhandelsstrompreise hatte zur Folge, dass sich die in der Kernenergie erzielbaren Margen deutlich erhöhten; nur geringfügig verbessert haben sich dagegen die Deckungsbeiträge der Braunkohlekraftwerke, weil neben den Stromnotierungen auch die Preise für CO2-Emissionsrechte gestiegen sind. Rückläufige Erträge der RWE-Kraftwerke.Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom aus unseren Kraftwerken größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtsjahr waren somit von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2018 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend die Grundlast abdecken, haben wir solche Verkäufe bereits relativ früh getätigt und dabei niedrigere Preise erzielt als in Kontrakten für 2017; bei nahezu stabilen Erzeugungskosten haben sich die Margen dieser Anlagen dementsprechend verringert. Terminverkäufe von Strom aus Steinkohle- und Gaskraftwerken tätigen wir typischerweise mit geringerem zeitlichen Vorlauf. Dadurch haben wir stärker von der Preiserholung im Stromgroßhandel profitiert. Allerdings mussten wir auch deutlich mehr für Brennstoffe bezahlen. Die bei Terminkontrakten realisierten Margen haben sich daher auch für diese Anlagen insgesamt verschlechtert. Unterdurchschnittliche Windverhältnisse in Mitteleuropa und Großbritannien.Bei den erneuerbaren Energien wird die Verfügbarkeit und Profitabilität der Erzeugungsanlagen in hohem Maße von den Wetterbedingungen beeinflusst. Für innogy ist vor allem das Windaufkommen von Bedeutung. Dieses lag an den mitteleuropäischen und britischen Erzeugungsstandorten des Unternehmens deutlich unter dem Durchschnitt der vergangenen 30 Jahre, während es in Italien und Spanien genau dem langfristigen Mittel entsprach. Verglichen mit 2017 wiesen alle innogy-Standorte ein Winddefizit auf. Bei Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem Maße von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, der Hauptregion unserer Stromerzeugung aus Wasserkraft, lagen diese Mengen unter dem langfristigen Durchschnitt und unter dem Niveau von 2017. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGENDas Thema Klimaschutz dominiert weiterhin die energiepolitische Agenda. Die Europäische Union hat das Europäische Emissionshandelssystem grundlegend reformiert und sich ein ambitioniertes Ziel für den Ausbau der erneuerbaren Energien bis 2030 gesetzt. In Deutschland und den Niederlanden werden zudem die Weichen für einen vorzeitigen Kohleausstieg gestellt. Die Regierung in Den Haag hat dazu bereits im Mai 2018 einen ersten Gesetzentwurf vorgelegt. Berlin will bald nachziehen und sich dabei an den Vorschlägen einer von der Regierung einberufenen Kommission orientieren. Diese hat sich Anfang 2019 dafür ausgesprochen, dass Deutschland bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Bereits bis 2022 soll der Bestand an Kohlekraftwerken im Markt deutlich verringert werden. Es ist absehbar, dass die Vorschläge gravierende Folgen für das Braunkohlegeschäft von RWE haben werden. Reform des europäischen Emissionshandels beschlossen.Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben im Februar bzw. März 2018 eine grundlegende Reform des Europäischen Emissionshandelssystems (ETS) verabschiedet. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission. 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 insgesamt 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. Bis dahin liegt der Reduktionsfaktor noch bei 1,74 %. Mit der ETS-Novelle will man außerdem den hohen Zertifikatüberschuss im Markt abbauen. 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 von Zertifikaten flexibler an die Nachfrage angepasst werden kann. Die Neuregelung sieht vor, dass die Anzahl der Zertifikate, die per Versteigerung in den Markt gegeben werden, von 2019 bis 2023 pro Jahr um 24 % des Zertifikatüberschusses gekürzt wird und die einbehaltenen Zertifikate in die MSR überführt werden. Ab 2023 sollen Emissionsrechte aus dem Bestand der MSR gelöscht werden, soweit dieser die Versteigerungsmenge des Vorjahres übersteigt. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken und damit niedrigeren Emissionen führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren. EU-Winterpaket: Neue Ziele für die Energieeffizienz und den Ausbau der erneuerbaren Energien.Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben Ende 2018 Neufassungen der Richtlinien zu den erneuerbaren Energien und zur Energieeffizienz sowie eine Verordnung zur Kontrolle der Fortschritte in der Klima- und Energiepolitik verabschiedet. Nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der EU sind die Rechtsakte am 24. Dezember in Kraft getreten. Sie gehören zum Legislativpaket "Saubere Energie für alle Europäer" (sogenanntes "Winterpaket"), das nun bereits zum großen Teil verabschiedet worden ist. Die EU hat sich darin ein ambitioniertes Ziel zum Ausbau der erneuerbaren Energien gesetzt: Diese sollen bis 2030 mindestens 32 % der Energienachfrage decken. Derzeit strebt die EU an, bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 20 % zu erreichen. Ehrgeizig ist auch das Ziel zur Energieeffizienz: Die EU will ihren Primärenergieverbrauch bis 2030 um 32,5 % gegenüber einer zugrunde gelegten Referenzentwicklung senken. Die Mitgliedstaaten werden darüber hinaus verpflichtet, bis Ende 2019 nationale Energie- und Klimapläne für die Zeit bis 2030 vorzulegen sowie Langfriststrategien zum Klimaschutz zu entwickeln. Deutschland hat diese Vorgabe bereits erfüllt. EU schränkt Teilnahme von Kohlekraftwerken an Kapazitätsmechanismen ein.Einen Durchbruch erzielte die EU auch bei der Novelle der Strommarktrichtlinie und der Strommarktverordnung, die ebenfalls Teil des Winterpakets sind. Das Europäische Parlament und der Ministerrat konnten sich im Dezember auf eine gemeinsame Position dazu verständigen. Beide Gremien wollen die Strommarktverordnung um Regelungen ergänzen, an die sich nationale Regierungen halten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen einführen oder dies bereits getan haben. Kraftwerke mit CO2-Emissionen von mehr als 550 g/kWh dürfen künftig nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen. Voraussetzung dafür ist, dass sie pro Jahr nicht mehr als 350 kg CO2je Kilowatt installierter Leistung emittieren. Ein modernes Braunkohlekraftwerk erreicht diese Grenze nach maximal 375 Stunden im Volllastbetrieb, ein modernes Steinkohlekraftwerk nach höchstens 470 Stunden. Konkret heißt das, dass Kohlekraftwerke nicht mit voller Auslastung an einem allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen können, wohl aber an Reserveregelungen, die nur wenige Betriebsstunden vorsehen. Ein Beispiel für solche Regelungen ist die bestehende Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft, die nach den neuen EU-Regeln auch in Zukunft möglich wäre. 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. Damit kam die EU insbesondere Polen entgegen: Das Land hat bereits einen allgemeinen Kapazitätsmarkt eingeführt, in den Kohlekraftwerke einbezogen sind. Das Europäische Parlament und der Ministerrat müssen die Novelle der Strommarktrichtlinie und der Strommarktverordnung noch formal beschließen, ehe sie in Kraft treten kann. Dies wird voraussichtlich in der ersten Jahreshälfte 2019 geschehen. Strukturwandel-Kommission schlägt Fahrplan für deutschen Kohleausstieg vor.In 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 Stilllegungen 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 von mindestens 12,5 GW, davon annähernd 5 GW aus Braunkohle und 7,7 GW aus Steinkohle. In den Zahlen enthalten sind Stilllegungen, die zwischenzeitlich stattgefunden haben oder schon angekündigt 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 der Bundesregierung außerdem vor, in den Jahren 2023, 2026 und 2029 die bis dahin umgesetzten Maßnahmen einer Überprüfung zu unterziehen. Dabei sollen u. a. die Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, das Strompreisniveau, den Klimaschutz und die Strukturentwicklung in den betroffenen Regionen analysiert und nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen in die Wege geleitet werden. Außerdem wird der Politik empfohlen, den Stilllegungsfahrplan im Einvernehmen mit den Betreibern umzusetzen und diesen angemessene Entschädigungsleistungen zu gewähren. 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. Betriebsbedingte Kündigungen sowie unbillige soziale und ökonomische Nachteile für die Beschäftigten sollen verhindert werden, u. a. durch ein staatliches Anpassungsgeld. 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 kann, 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 der früheren Inanspruchnahme nach oben angepasst 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 konkrete Pläne vorgelegt und Gespräche mit uns aufgenommen hat. Positiv werten wir, dass die Kommission die Notwendigkeit angemessener Entschädigungsleistungen für Kraftwerksbetreiber anerkannt hat und dabei ausdrücklich auch die Folgekosten für die Tagebaue einbezieht. Niederlande planen Ausstieg aus der Kohleverstromung.Auch in den Niederlanden kündigt sich ein frühzeitiger Kohleausstieg an. Im Mai hat die Regierung einen entsprechenden Gesetzentwurf verabschiedet. Danach darf in Kraftwerken aus den 1990er Jahren 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. Diese Zielvorgabe steht auch im Koalitionsvertrag, den die vier Regierungsparteien unter der Führung von Ministerpräsident Mark Rutte im Oktober 2017 geschlossen haben. Nach einer öffentlichen Konsultation im Sommer 2018 hat die Regierung den Gesetzentwurf überarbeitet und eine bislang nicht veröffentlichte Neufassung dem Raad van State (niederländischen Staatsrat) vorgelegt, einem Verfassungsorgan, das die Regierung berät. Im Frühjahr 2019 soll dann das Parlament über den Entwurf entscheiden. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb. Zwei davon gehören uns, Amer 9 und Eemshaven. Die erstgenannte Anlage verfügt über 631 MW Nettoleistung und ist 1993 ans Netz gegangen. Nach dem Gesetzentwurf vom Mai müsste sie Ende 2024 die Kohleverstromung einstellen. Das Kraftwerk Eemshaven ist ein Doppelblock mit 1.554 MW, den wir seit 2014 betreiben. Für ihn würde das spätere Ausstiegsdatum gelten, also Ende 2029. Amer 9 und Eemshaven müssten entweder stillgelegt oder mit anderen Brennstoffen betrieben werden. Derzeit rüsten wir beide Anlagen 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. Niederländische Regierung will Mindestpreis für CO2-Emissionen im Stromsektor einführen.Die Regierung in Den Haag will darüber hinaus das europäische Emissionshandelssystem durch eine nationale CO2-Steuer im Stromsektor flankieren. Damit soll erreicht werden, dass die Gesamtkosten je ausgestoßener Tonne Kohlendioxid auch bei niedrigen Zertifikatpreisen nicht unter ein vorab definiertes Minimum sinken. Die Einführung der Abgabe ist Bestandteil eines nationalen Klima-Abkommens, das voraussichtlich im laufenden Jahr verabschiedet wird. Darin will die Regierung in Abstimmung mit Umweltverbänden, Gewerkschaften und Energieunternehmen Maßnahmen festlegen, mit denen das Land seine ambitionierten Emissionsminderungsziele erreichen kann. Nach ersten Plänen sollte die Abgabe bei ihrer Einführung im Jahr 2020 einen Mindestpreis von 18 € je Tonne CO2garantieren und dieser Wert bis 2030 schrittweise auf 43 € angehoben werden. Damit stieß die Regierung allerdings auf Kritik. Eine von ihr in Auftrag gegebene Studie kam zu dem Ergebnis, dass die Reform nur wenig zur Emissionsminderung beitragen werde und die Sicherheit der Stromversorgung beeinträchtigen könne. Aus den gleichen Gründen hatte sich auch der Energiesektor gegen die Abgabe ausgesprochen und dabei auf das inzwischen stark erhöhte Preisniveau im europäischen Emissionshandel hingewiesen. Trotzdem wollte die Politik nicht gänzlich von dem Vorhaben abrücken. Nach Gesprächen mit den Energieunternehmen und Umweltverbänden wurde ein Mindestpreispfad festgelegt, der deutlich unter dem ursprünglich geplanten liegt. Er startet 2020 mit 12,30 € und erhöht sich schrittweise auf 31,90 € im Jahr 2030. Dem Pfad liegen Schätzungen zur künftigen Preisentwicklung im europäischen Emissionsrechtehandel zugrunde. Angenommen wird, dass die Zertifikatnotierungen stark ansteigen und durchgehend über den vorgegebenen CO2-Mindestpreisen liegen werden. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSE2018 war für uns ein ereignisreiches Jahr. Durch eine mit E.ON getroffene Vereinbarung über den Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen haben wir die Weichen gestellt für eine neue RWE, die zu Europas führenden Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien gehören wird. Unsere Tochter innogy hat zudem weitere Meilensteine beim Ausbau ihrer Windkraft- und Solarkapazitäten erreicht. Für unser Braunkohlegeschäft war das vergangene Jahr weniger erfreulich: Das Oberverwaltungsgericht Münster hat einen vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst angeordnet, der unsere Tagebauaktivitäten beeinträchtigen und Einbußen bei der Stromproduktion verursachen wird. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2018 und Anfang 2019 eingetreten sind. Dabei konzentrieren wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im BerichtsjahrUmfassendes Tauschgeschäft vereinbart: E.ON wird innogy übernehmen, RWE steigt zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien auf.Die Energieversorger RWE und E.ON haben gemeinsam die Weichen für eine grundlegende Neuaufteilung ihrer Geschäftsaktivitäten gestellt. RWE wird damit zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien, während E.ON seine Netz- und Vertriebsaktivitäten ausbaut. Dies wollen die beiden Unternehmen mit einem umfassenden Tauschgeschäft erreichen, das sie am 12. März 2018 vertraglich vereinbart haben. Demnach wird E.ON 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 und innogy; (3) die Minderheitsbeteiligungen der E.ON-Tochter PreussenElektra an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland in Höhe von 25 % bzw. 12,5 %; (4) das Gasspeichergeschäft von innogy und (5) den 37,9 %-Anteil von innogy am österreichischen Energieversorger Kelag. Daneben wird RWE eine Zahlung von 1,5 Mrd. € an E.ON leisten. Die Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen sollen mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Der Transaktion lag bei Vertragsabschluss eine Bewertung unseres 76,8 %-Anteils an innogy von 40 € je Aktie zugrunde. Das entspricht einer Prämie von 28 % auf den Schlusskurs der innogy-Aktie zum 22. Februar (31,29 €) - den letzten Wert, der von Übernahmespekulationen noch weitgehend unbeeinflusst war. In den 40 € sind die Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 enthalten, die RWE weiter zustehen. RWE steigt durch die Transaktion zum Allrounder der Stromerzeugung auf, der mit seinen flexiblen Kraftwerken einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet und zugleich den Umbau des Energiesektors in Richtung einer klimaschonenden Stromproduktion vorantreibt. Dadurch stellen wir uns nicht nur operativ breiter, sondern auch finanziell robuster auf. Das Geschäft mit den erneuerbaren Energien zeichnet sich durch einen hohen Anteil stabiler regulierter Erträge aus. Nach Abschluss der Transaktion dürfte es mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns beitragen. Unser Verschuldungsfaktor, der das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA wiedergibt, wird dann voraussichtlich bei unter 3,0 liegen. Ausführliche Informationen zu den Auswirkungen der Transaktion auf unser Geschäftsmodell finden Sie auf Seite 18 f. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft bis Ende 2019 abschließen zu können. Vollzogen wird es in mehreren Etappen, von denen einige bereits hinter uns liegen:
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 die vereinbarte Zahlung von 1,5 Mrd. €, während wir die 16,67 °%-Beteiligung an E.ON sowie die Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland übernehmen. Im zweiten Schritt wird uns E.ON die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten, das Gasspeichergeschäft von innogy und den Kelag-Anteil überlassen. Gericht beschließt vorläufigen Stopp der Rodung im Hambacher Forst - RWE erwartet Ergebniseinbußen durch Beeinträchtigung des Tagebaubetriebs.Am 5. Oktober hat das Oberverwaltungsgericht (OVG) Münster per Eilverfahren beschlossen, dass RWE Power den Hambacher Forst (bei Köln) vorerst nicht roden darf. Dies wird zu einer massiven Beeinträchtigung der Braunkohleförderung im Tagebau Hambach führen. Wir rechnen im Mittelfristzeitraum (2019 bis 2021) mit jährlichen Mengeneinbußen von 10 bis 15 Mio. Tonnen. Das bereinigte 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 im Oktober 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 beim VG Köln anhängig ist. Im Kern geht es dabei um die Frage, ob die ca. 200 Hektar große Restfläche des 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. Allerdings ist nicht auszuschließen, dass das Thema vorher auf die Agenda der Bundesregierung kommt. Im Abschlussbericht der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" vom 26. Januar 2019 wird der Erhalt des Hambacher Forstes als wünschenswert bezeichnet. Über die Empfehlungen der Kommission an die Bundesregierung informieren wir auf Seite 33 ausführlich. Der mit Hambacher Braunkohle erzeugte Strom entspricht rund 15 % des Bedarfs in Nordrhein-Westfalen. An den Tagebau angeschlossen sind nicht nur Kraftwerke in Neurath und Niederaußem, sondern auch Veredlungsbetriebe, 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 nachgelagerten Kraftwerken und Betrieben tätig; hinzu kommen zahlreiche Beschäftigte bei Zulieferern. EU-Gericht legt britischen Kapazitätsmarkt auf Eis.Das Gericht der Europäischen Union hat Mitte November die von der EU-Kommission erteilte Genehmigung für den britischen Kapazitätsmarkt für unwirksam erklärt. Nach Auffassung der Richter hätte die Kommission zunächst eine umfassende Untersuchung durchführen müssen, bevor sie grünes Licht für die staatlichen Beihilfen gab. Seit dem Urteil befindet sich der britische Kapazitätsmarkt in einer Stillhaltephase. Das heißt, dass keine Kapazitätszahlungen im Rahmen bestehender Vereinbarungen geleistet und keine neuen Kapazitätsauktionen durchgeführt werden dürfen, bis die Kommission die Beihilfen erneut genehmigt hat. Die Prämienzahlungen, die wir im Berichtsjahr erhalten haben, fielen dadurch um ca. 50 Mio. € niedriger aus als erwartet. Das britische Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS) hat erklärt, dass es alles in seiner Macht Stehende tun werde, um möglichst bald wieder die Genehmigung für den Kapazitätsmarkt zu erhalten. Dies könnte noch im laufenden Jahr der Fall sein. Die EU-Kommission hat inzwischen eine eingehende Untersuchung eingeleitet, mit der sie klären will, ob der britische Kapazitätsmarkt den EU-Vorschriften für staatliche Beihilfen entspricht. Sollte die Kommission dem ursprünglichen britischen Genehmigungsersuchen erneut stattgeben, könnten wieder Kapazitätsprämien gewährt werden. Obwohl wir zuversichtlich sind, dass der britische Kapazitätsmarkt in der bisherigen Form fortgeführt werden kann, haben wir für das laufende Jahr erst einmal keine Zahlungen eingeplant. Bei früheren Auktionen waren uns für 2019 rund 180 Mio. € zugesagt worden. Braunkohleblöcke Niederaußem E und F in Sicherheitsbereitschaft überführt.Am 30. September haben wir die beiden 300-MW-Blöcke E und F des Braunkohlekraftwerks Niederaußem planmäßig vom Netz genommen. Die Anlagen sind in die sogenannte Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft überführt worden und können bei Engpässen in der Stromversorgung binnen zehn Tagen reaktiviert werden. Die Regelungen zur Sicherheitsbereitschaft waren 2016 aus Klimaschutzgründen gesetzlich verankert worden. Danach 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 - ebenfalls Ende September -die Blöcke P und Q des Kraftwerks Frimmersdorf in die Sicherheitsbereitschaft überführt. 2019 wird Block C des Kraftwerks Neurath folgen. RWE verkauft Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra.RWE und der Energieversorger EnBW haben gemeinsam ihre Beteiligungen von 51 % 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. Niederländisches Gaskraftwerk Claus C wird wieder ans Netz gehen.Unser 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 direkt an das belgische Stromnetz angeschlossen werden. Allerdings wird das Kraftwerk wohl erst im Herbst 2020 voll einsatzbereit sein, u. a. weil noch umfangreiche Wartungsarbeiten durchgeführt werden müssen. Im Gegensatz zu Claus C wird das benachbarte Gaskraftwerk Claus A keinen Strom mehr produzieren. Die Anlage mit 610 MW Nettoleistung ist bereits seit März 2012 nicht mehr am Netz und wurde 2018 endgültig stillgelegt. Aufgrund ihres technischen Zustands hätte sich eine Reaktivierung nicht gelohnt. Darüber hinaus haben wir das Gaskraftwerk Moerdijk 1 zum 1. Februar 2018 vorläufig vom Netz genommen. Diese Entscheidung war 2016 aus wirtschaftlichen Gründen getroffen worden. Moerdijk 1 liegt südlich von Rotterdam in der niederländischen Provinz Nordbrabant und verfügt über eine Nettoleistung von 348 MW. Britischer Offshore-Windpark Galloper fertiggestellt.Unsere Tochter innogy hat ihre Stromerzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien weiter ausgebaut. Mit Galloper konnte ein großer Windpark in der britischen Nordsee fertiggestellt werden, dessen 56 Turbinen auf eine Gesamtleistung von 353 MW kommen. innogy ist mit 25 % an dem Windpark beteiligt, betreibt ihn und war hauptverantwortlich für die Entwicklung und den Bau. Seit März 2018 ist Galloper mit voller Kapazität am Netz. Sein Strom deckt rein rechnerisch den Bedarf von rund 380.000 britischen Haushalten. Die Investitionssumme betrug 1,5 Mrd. £. RWE-Tochter innogy gewinnt Partner für Offshore-Windkraftprojekt Triton Knoll.Entsprechend ihrer Strategie, große Windkraftvorhaben gemeinsam mit Partnern zu verwirklichen, hat innogy den japanischen Energiekonzernen J-Power und Kansai Electric Power Anteile von 25 % bzw. 16 % am Offshore-Projekt Triton Knoll verkauft. innogy hält damit weiterhin die Mehrheit an Triton Knoll (59 %). Die Transaktion wurde im August vertraglich vereinbart und konnte im September abgeschlossen werden. Triton Knoll ist ein Windpark mit ca. 860 MW Gesamtleistung, der in der Nordsee vor der Küste Englands entstehen soll. innogy und die neuen Partner werden hier 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, den Betrieb und die Instandhaltung des Windparks zuständig sein. Nachdem die Projektfinanzierung gesichert war, starteten im September die Arbeiten am landseitigen Netzanschluss. 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. Übernahme einer großen Windkraft-Projektpipeline in den USA.Wachstum bei den erneuerbaren Energien strebt innogy auch außerhalb Europas an. Diesem Ziel ist unsere Tochter 2018 ein gutes Stück näher gekommen. Im Juli hat sie ein Portfolio von Onshore-Windkraftprojekten in den USA übernommen. Die projektierten Anlagen haben eine Gesamtleistung von über 2 GW. Verkäufer ist die britische Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners. Das übernommene Portfolio umfasst mehr als 20 Einzelvorhaben, die sich auf acht US-Bundesstaaten verteilen und unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Bei einem der Projekte hat innogy bereits die finale Investitionsentscheidung getroffen: Im November 2018 gab unsere Tochter grünes Licht für den Bau des Windparks Scioto Ridge im US-Bundesstaat Ohio, der Ende 2020 mit seiner vollen Kapazität von 242 MW am Netz sein soll. Rein rechnerisch kann er dann rund 60.000 Haushalte in Ohio mit grünem Strom versorgen. Fördermittel für deutschen Nordsee-Windpark gesichert.Im Frühjahr 2018 hat innogy die Weichen für ein weiteres attraktives Offshore-Windkraftprojekt gestellt: Bei einer Auktion konnte das Unternehmen eine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz für den Windpark Kaskasi sichern. Über den Bau von Kaskasi soll 2020 entschieden werden. Der Windpark mit einer geplanten Erzeugungskapazität von 325 MW könnte dann im Jahr 2022 den Betrieb aufnehmen. 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. innogy beschließt Bau von Australiens größtem Solarkraftwerk.Im September hat innogy beschlossen, im australischen Bundesstaat New South Wales das Freiflächen-Solarkraftwerk Limondale zu errichten. Die Anlage soll bei ihrer Inbetriebnahme Mitte 2020 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. Solarentwickler Birdseye gewährt innogy Exklusivrechte an Projekten in den USA.innogy wird künftig mit dem amerikanischen Unternehmen Birdseye Renewable Energy bei der Entwicklung von Solarprojekten zusammenarbeiten. Dies wurde im Juni 2018 vereinbart. Die Partnerschaft umfasst 13 Projekte mit rund 440 MW Gesamtkapazität, die von Birdseye initiiert wurden und unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Durch die Vereinbarung sichert sich innogy das Vorrecht, Projekte aus der Pipeline zu erwerben, sobald diese die Baureife erlangt haben. innogy und Birdseye wollen zudem weitere Möglichkeiten der Zusammenarbeit prüfen. Ereignisse nach Ablauf des BerichtsjahresStrukturwandel-Kommission gibt Empfehlungen für deutschen Kohleausstieg bekannt.Im Januar 2019 hat die von der Bundesregierung eingesetzte Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" ihren Abschlussbericht vorgelegt. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften, Verbänden, Wissenschaft, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen spricht sich darin für einen schrittweisen Ausstieg aus der deutschen Kohleverstromung bis 2038 aus. Bereits bis Ende 2022 soll der Bestand an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken im Markt durch Stilllegungen oder Umrüstungen auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung gesenkt werden. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein. Die Bundesregierung will nun auf der Basis der Empfehlungen ein Gesetzespaket zum Klimaschutz vorlegen und Gespräche mit den betroffenen Unternehmen führen. Über die Empfehlungen der Kommission und ihre möglichen Folgen für RWE informieren wir auf Seite 33 ausführlich. STEAG erwirbt Mehrheitsbeteiligung von RWE am Steinkohlekraftwerk Bergkamen.Mit 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 Heizkraftwerk.Mit 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 Abfälle.Zum 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. £.Anfang Februar 2019 haben wir bekannt gegeben, dass wir unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £ zum 20. März 2019 kündigen werden, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Die Anleihe war sieben Jahre zuvor begeben worden. Sie hat einen Kupon von 7 % und eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit. Wir machen vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch. Damit berücksichtigen wir die solide Finanzlage von RWE und die deutlich verbesserten Ertragsperspektiven durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON. RWE erwirbt tschechische Netz-Beteiligung von innogy zum Weiterverkauf an E.ON.Ende Februar 2019 hat RWE die Mehrheitsbeteiligung der innogy SE am tschechischen Gasnetzbetreiber innogy Grid Holding (IGH) erworben. Das hatten wir im Rahmen des mit E.ON vereinbarten Tausches von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen zugesagt. Ebenso hatten wir uns dazu verpflichtet, die IGH-Beteiligung an E.ON weiterzuverkaufen. Den zwischenzeitlichen Erwerb finanzieren wir mit Barmitteln und einer eigens dafür gesicherten Bankenkreditlinie. innogy war mit 50,04 % an IGH beteiligt. Die übrigen Anteile werden vom australischen Finanzdienstleister und Infrastrukturinvestor Macquarie gehalten. 1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISEDer mit E.ON vereinbarte Tausch von Geschäftsteilen und Beteiligungen macht schon vor seiner Umsetzung methodische Anpassungen der Finanzberichterstattung erforderlich. Nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir jene Aktivitäten von innogy, die im Zuge der Transaktion den RWE-Konzern verlassen werden, bei der Darstellung des Geschäftsverlaufs gesondert ausweisen. Welche Konsequenzen dies im Einzelnen hat, stellen wir im Folgenden näher dar. Außerdem gehen wir darauf ein, wie sich die neuen Rechnungslegungsstandards IFRS 9 und IFRS 15 auf unseren Konzernabschluss auswirken. Neue Darstellung der innogy-Aktivitäten.Wie auf Seite 19 ff. dargelegt, orientiert sich unsere Finanzberichterstattung an einer Konzernstruktur mit vier Segmenten: Während die ersten drei Segmente (Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung, Energiehandel) gegenüber 2017 unverändert sind, ist das vierte wegen des mit E.ON vereinbarten Tauschgeschäfts neu abgegrenzt worden. Bislang hatten wir innogy dort in Gänze erfasst. Nun berücksichtigen wir nur noch jene Teile der Gesellschaft, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben. Der neue Segmentname lautet dementsprechend "Fortgeführte innogy-Aktivitäten". Die übrigen Teile von innogy, die auf E.ON übergehen werden, stellen wir außerhalb des Segments als "nicht fortgeführte Aktivitäten" dar. Dies betrifft in erster Linie die Verteilnetze und den Vertrieb. Der Ausweis "nicht fortgeführter Aktivitäten" hat erhebliche Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung, die Bilanz und die Kapitalflussrechnung:
Durch die Umstellung der Berichtsweise sind unsere Prognosen für 2018, die wir im Geschäftsbericht 2017 auf Seite 83 ff. veröffentlicht haben, teilweise gegenstandslos geworden. Dies betrifft u. a. unsere Aussagen zum bereinigten EBITDA und zu den Investitionen. Im Bericht über das erste Halbjahr 2018 haben wir diese Prognosen auf die neue Berichtsweise umgestellt. Auch der Ausblick zum bereinigten Nettoergebnis hat sich überholt: Diese Kennzahl wird vorläufig nicht mehr ermittelt, da sie in der Übergangszeit bis zum Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON nur begrenzt aussagefähig ist. Im Geschäftsbericht 2017 haben wir auch Prognosen zu Kennzahlen gemacht, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft. Diese Kennzahlen basieren nicht auf IFRS-Vorgaben. Wie sie berechnet werden, erläutern wir auf Seite 58. Methodische Anpassungen sind hier bis zum Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON nicht erforderlich. Daher konnten wir auch unsere Prognosen aufrechterhalten, die sich auf das bereinigte EBITDA und das - in dieser Abgrenzung weiterhin ermittelte -bereinigte Nettoergebnis bezogen. Geänderter Umsatzausweis durch Anwendung von IFRS 15.Im Geschäftsjahr 2018 haben wir erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" angewendet. Eine Folge davon ist, dass Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten, die vor der Realisierung der Kontrakte eintreten, nicht mehr als Umsatz oder Materialaufwand, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis berücksichtigt werden. Unsere Erlöse von 2018 sind deshalb niedriger ausgefallen, insbesondere im Gasgeschäft. Die Vorjahreszahlen haben wir nicht angepasst. Höhere Ergebniswirksamkeit von Finanzinstrumenten wegen IFRS 9.Ebenfalls seit 2018 setzen wir den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 "Finanzinstrumente" um. Dies führt zu Änderungen bei der Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten sowie bei der Erfassung von Wertminderungen aufgrund erwarteter Zahlungsausfälle. Auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen haben wir auch hier verzichtet. Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapiere, die bisher ergebnisneutral waren, sind 2018 erstmals in der Gewinn- und Verlustrechnung berücksichtigt worden. Überdies minderte die Erfassung erwarteter Kreditverluste unser Vermögen; die Nettoschulden fielen daher geringfügig höher aus. Zukunftsbezogene Aussagen.Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. Verweise.Inhalte von Internetseiten oder Publikationen, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Davon ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. 1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNGDer RWE-Konzern hat sein operatives Ergebnisziel für 2018 erreicht: Das bereinigte EBITDA lag mit 1,5 Mrd. € innerhalb der prognostizierten Bandbreite. Dabei mussten wir einige unerwartete Belastungen verkraften. Beispielsweise führte die vorläufige Aussetzung des britischen Kapazitätsmarktes zum Wegfall vertraglich zugesagter Prämienzahlungen. Außerdem waren die Windparks von innogy wetterbedingt nur schwach ausgelastet. Am stärksten wirkte sich der marktbedingte Rückgang unserer Erzeugungsmargen aus, den wir in der Prognose aber bereits berücksichtigt hatten. Mit effizienzverbessernden Maßnahmen konnten wir die Ergebniseinbußen etwas abfedern. Auch der fortgesetzte Ausbau der Windkraftkapazitäten von innogy machte sich positiv bemerkbar. Ergebnisentwicklung 2018: Was wir prognostiziert und was wir erreicht habenPrognose-Ist-Vergleichscroll
Stromerzeugung 12% unter Vorjahr.Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 176,0 Mrd. kWh Strom erzeugt. Davon entfielen 38 % auf den Energieträger Braunkohle, 27 % auf Gas, 16 % auf Steinkohle, 12 % auf Kernenergie und 6 % auf regenerative Quellen. Unsere Stromproduktion war um 12 % geringer als im Vorjahr. Bei allen Erzeugungstechnologien verzeichneten wir Rückgänge. Ausschlaggebend in der Kernenergie (- 8,5 TWh) war, dass wir Ende 2017 den Kraftwerksblock Gundremmingen B (1.284 MW) im Rahmen des deutschen Atomausstiegs vom Netz nehmen mussten. Bei der Braunkohleverstromung (- 7,0 TWh) führte der Verkauf unserer Mehrheitsbeteiligung an Mátra in Ungarn zu Mengeneinbußen. Außerdem machte sich bemerkbar, dass wir im rheinischen Braunkohlerevier vier Blöcke der 300-MW-Klasse abgeschaltet und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt haben, zwei am 30. September 2017 und zwei am 30. September 2018. Bei unseren Gaskraftwerken (- 5,7 TWh) führten ungünstige Marktbedingungen zu niedrigeren Produktionsmengen. Außerdem haben wir Moerdijk 1 in den Niederlanden aus wirtschaftlichen Gründen vorübergehend stillgelegt. Dass wir weniger Steinkohle verstromt haben (- 1,9 TWh), liegt u. a. an der Schließung des Doppelblocks Voerde A/B (1.390 MW) zum 1. April 2017. Im Übrigen war unser britisches Steinkohlekraftwerk Aberthaw marktbedingt nur noch gelegentlich im Einsatz. Bei den erneuerbaren Energien (- 0,5 TWh) führte das ungewöhnlich schwache Windaufkommen in Großbritannien und Mitteleuropa zu Mengeneinbußen. Dem standen positive Effekte aus der Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen gegenüber. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtsjahr beliefen sich diese Bezüge auf 49,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 36,6 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug ergeben zusammen ein Stromaufkommen von 225,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 236,8 Mrd. kWh). Stromerzeugungscroll
scroll
scroll
Mit 41,7 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas.Ende 2018 verfügten wir über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 41,7 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl mit berücksichtigt sind Kraftwerke, die aus wirtschaftlichen Gründen vorübergehend vom Netz genommen wurden, und unsere vier in die Sicherheitsbereitschaft überführten Braunkohleblöcke. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,6 GW verringert. Hintergrund ist, dass wir unsere Mehrheitsbeteiligungen am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra verkauft und das niederländische Gaskraftwerk Claus A stillgelegt haben (siehe Seite 37). Positiven Einfluss hatte, dass innogy im vergangenen Jahr neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat, vor allem in Großbritannien. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2018 auf 34 %. Mit 25 % lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 17 %. Die erneuerbaren Energien kommen auf 10 % und die Kernenergie auf 7 %. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 61 % unserer installierten Leistung. Großbritannien und die Niederlande nehmen mit 23 % bzw. 12 % die beiden folgenden Plätze ein. Stromerzeugungskapazitätscroll
scroll
1
Inkl. Erzeugungskapazitäten, die sich nicht
in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger
Nutzungsverträge verfügen können; Ende 2018 kamen diese Anlagen zusammen
auf eine Nettoleistung von 2.986 MW, darunter Steinkohlekraftwerke
mit einer Gesamtleistung von 783 MW. Deutlicher Rückgang der CO2-Emissionen.Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 118,0 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Gegenüber 2017 haben sich unsere CO2-Emissionen um 13,8 Mio. Tonnen bzw. 10 % verringert. Das ergibt sich aus dem Rückgang unserer Stromproduktion aus Kohle und Gas. Die spezifischen Emissionen, also der CO2-Ausstoß je erzeugter Megawattstunde Strom, ist dagegen von 0,66 auf 0,67 Tonnen gestiegen. Hauptgrund dafür war, dass wir wegen der Stilllegung von Gundremmingen B deutlich weniger CO2-freien Strom aus Kernenergie erzeugt haben. Die von uns benötigten Emissionsrechte kaufen wir größtenteils am Markt ein. Denn seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen CO2-Zertifikate kostenfrei zu. Von unseren Emissionen in EU-Ländern (116,9 Mio. Tonnen) konnten wir im Berichtsjahr nur 1,3 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Emissionsbilanzscroll
1
Darin enthalten ist der CO2-Ausstoß
unseres Gaskraftwerks im türkischen Denizli, der sich 2018 auf 1,1
Mio. Tonnen belief (Vorjahr: 1,4 Mio. Tonnen). Da die Türkei nicht
am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für diese
Mengen keine Emissionsrechte. 86,3 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert.Die in den Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Abbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 86,3 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 91,3 Mio. Tonnen). Davon wurden 74,2 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredlungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet. Stromabsatz 5 % niedriger, Gasabsatz 5 % höher als 2017.Der RWE-Konzern hat mit seinen fortgeführten Aktivitäten 216,1 Mrd. kWh Strom und 67,0 Mrd. kWh Gas an externe Kunden abgesetzt. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel zuzuordnen. Beim Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 5 %, der u. a. darauf beruht, dass RWE Supply & Trading weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt abgesetzt hat. Auch der Verkauf des ungarischen Braunkohleverstromers Mátra, der seine Erzeugung selbst vermarktete, führte zu Mengeneinbußen. Positiv wirkte, dass RWE Supply & Trading neue Industrie- und Geschäftskunden gewinnen konnte. Dies beeinflusste nicht nur den Strom-, sondern auch den Gasabsatz und war ausschlaggebend dafür, dass Letzterer 5 % höher war als im Vorjahr. Außenumsatzscroll
Außenumsatz nach Produkten 1scroll
Außenumsatz um 3 % unter Vorjahr.Im Berichtsjahr haben wir einen konzernexternen Umsatz (ohne Erdgas- und Stromsteuer) von 13.388 Mio. € erwirtschaftet. Gegenüber 2017 ist das ein Minus von 3 %. Unsere Stromerlöse sind um ebenfalls 3 % auf 10.090 Mio. € gesunken. Dabei kam der verringerte Absatz zum Tragen. Der Gasumsatz des Konzerns ging um 13 % auf 1.565 Mio. € zurück. Er entwickelte sich damit gegenläufig zu den Liefermengen, was u. a. auf niedrigere Erlöse aus der Realisierung von Sicherungsgeschäften zurückzuführen ist. Außerdem hat die Erstanwendung von IFRS 15 zur Folge, dass bestimmte Sachverhalte nicht mehr im Umsatz erfasst werden (siehe Erläuterung auf Seite 40). Bereinigtes EBITDAscroll
1
Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien
102 Mio. € (Vorjahr: 205 Mio. €). Bereinigtes EBITDA mit 1,5 Mrd. € im Rahmen der Erwartungen.Unser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) belief sich auf 1.538 Mio. €. Damit bestätigte sich unser Ausblick, den wir im August 2018 gegeben haben und der eine Bandbreite von 1,5 bis 1,8 Mrd. € vorsah (siehe Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018, Seite 26). Wie auf Seite 40 erläutert, hatten wir unsere im Geschäftsbericht 2017 veröffentlichte 2018er-Prognose unterjährig anpassen müssen, weil das mit E.ON vereinbarte Tauschgeschäft eine Umstellung der Berichtsweise erforderlich machte. Gegenüber 2017 hat sich das bereinigte EBITDA um 28 % verringert. Hauptgrund dafür waren Margen- und Mengenrückgänge in der konventionellen Stromerzeugung. Aber auch der Energiehandel und die fortgeführten innogy-Aktivitäten lieferten niedrigere Ergebnisbeiträge. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:
Bereinigtes EBITscroll
1
Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien
- 48 Mio. € (Vorjahr: 40 Mio. €). Überleitung zum Nettoergebnis durch Wegfall von Sondererträgen aus 2017 geprägt.Die Überleitung vom bereinigten EBITDA zum Nettoergebnis war 2017 noch dadurch gekennzeichnet, dass wir in Deutschland hohe Sondererträge aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer erzielten, während 2018 keine positiven Effekte in dieser Größenordnung eintraten. Dies führte zu einer deutlichen Verschlechterung beim neutralen Ergebnis und beim Finanzergebnis. Das bereinigte EBIT des RWE-Konzerns hat sich erwartungsgemäß deutlich verringert, und zwar um 47 % auf 619 Mio. €. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die 919 Mio. € betrugen (Vorjahr: 979 Mio. €). Neutrales Ergebnisscroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, betrug - 161 Mio. € (Vorjahr: 949 Mio. €). Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt:
Finanzergebnisscroll
Unser Finanzergebnis verschlechterte sich um 346 Mio. € auf - 409 Mio. €. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen:
Überleitung zum Nettoergebnisscroll
Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern war mit 49 Mio. € deutlich niedriger als 2017 (2.056 Mio. €). Die Ertragsteuern beliefen sich auf 103 Mio. €. Die Steuerquote lag damit weit über dem theoretischen Normalniveau. Hintergrund ist, dass wir im Organkreis der RWE AG keine latenten Steuern aktiviert haben, soweit ihnen nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstanden, denn wir können die latenten Steueransprüche wohl auf absehbare Zeit nicht nutzen. Dies wäre nur unter der Voraussetzung möglich, dass in kommenden 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 - 54 Mio. € (Vorjahr: 1.723 Mio. €). Der Ergebnisbeitrag der nicht fortgeführten Aktivitäten belief sich auf 1.127 Mio. €. Gegenüber 2017 (592 Mio. €) hat er sich deutlich erhöht. Das ergibt sich im Wesentlichen 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. Das Vorjahresergebnis enthielt dagegen noch die planmäßigen Abschreibungen für volle zwölf Monate und war zudem durch eine Firmenwertabschreibung im britischen Vertriebsgeschäft belastet. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter stiegen um 306 Mio. € auf 679 Mio. €. Im Vorjahr hatten außerplanmäßige Abschreibungen beim ungarischen Stromerzeuger Mátra zu Ergebniseinbußen bei uns und den Miteigentümern geführt, die nun weggefallen sind. Außerdem weisen wir für innogy im RWE-Konzernabschluss ein deutlich höheres Ergebnis aus; 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 auf 59 Mio. € (Vorjahr: 42 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £. Diese inzwischen gekündigte 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 2017 stark verringertes Nettoergebnis von 335 Mio. € (Vorjahr: 1.900 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 0,54 € (Vorjahr: 3,09 €). Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswertescroll
Investitionen in Finanzanlagenscroll
Deutlich höhere Investitionen in erneuerbare Energien.Im zurückliegenden Geschäftsjahr hat RWE Investitionen in Höhe von 1.260 Mio. € getätigt. Das sind 358 Mio. € bzw. 40 % mehr als 2017. Für Sachanlagen setzten wir 1.079 Mio. € ein, was einem Plus von 53 % 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 38 berichten. Im Segment Europäische Stromerzeugung führte die Umrüstung der niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für die Mitverbrennung von Biomasse zu erhöhten Investitionen. Außerdem fielen Mehrausgaben für Instandhaltungsmaßnahmen an. Unsere Investitionen in Finanzanlagen beliefen sich auf 181 Mio. € und waren damit um 8 % niedriger als 2017. Ein Großteil der Mittel wurde von innogy dafür verwendet, ein Portfolio von Onshore-Windkraftprojekten in den USA zu erwerben (siehe Seite 38). Mitarbeiter 1scroll
1
Umgerechnet in Vollzeitstellen Weniger Mitarbeiter wegen Veräußerung von Mátra.Zum 31. Dezember 2018 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten 17.748 Mitarbeiter, davon 15.101 an deutschen und 2.647 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber Ende 2017 hat sich der Personalbestand in Deutschland um 582 Mitarbeiter erhöht. Im Ausland sind dagegen 1.940 Stellen weggefallen, vor allem wegen des Verkaufs unserer Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra (siehe Seite 37). Rein operativ, also ohne solche Konsolidierungseffekte, ist die Zahl unserer Mitarbeiter um 702 gestiegen. Im Personalbestand nicht erfasst sind unsere Auszubildenden. Ende 2018 erlernten bei uns 666 junge Menschen einen Beruf; ein Jahr zuvor waren es 615 gewesen. Auch diese Angaben beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten des RWE-Konzerns. 1.8 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGETrotz der schwierigen Rahmenbedingungen in unserem Geschäft ist die Finanz- und Vermögenslage von RWE grundsolide. Ein Beleg dafür sind die Bonitätseinstufungen durch Moody's und Fitch: Beide Agenturen haben ihr Investment-Grade-Rating für RWE im vergangenen Jahr bekräftigt. Eine Rolle spielten dabei die guten operativen und finanziellen Perspektiven, die sich uns durch die geplante Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON und innogy eröffnen. Im Geschäftsjahr 2018 haben wir einen sehr hohen operativen Cash Flow von 4,6 Mrd. € erwirtschaftet, was aber größtenteils auf temporäre Effekte zurückzuführen ist. Die Nettoschulden des Konzerns sind auf 19,3 Mrd. € zurückgegangen. Ohne die zur Veräußerung stehenden innogy-Aktivitäten lagen sie bei nur 4,4 Mrd. €. Verantwortlichkeit für die Mittelbeschaffung.Die Zuständigkeit für die Finanzierung im RWE-Konzern liegt bei der Muttergesellschaft RWE AG und ihrer operativ eigenständigen Tochter innogy. Die beiden Unternehmen beschaffen die Mittel für das jeweils von ihnen kontrollierte Geschäft. Sie agieren dabei unabhängig voneinander. Gesellschaften, die von der RWE AG oder der innogy SE gesteuert werden, nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kreditmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Gehen sie Haftungsverhältnisse ein, übernehmen die RWE AG bzw. die innogy SE die Koordination. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital.Die RWE AG und die innogy SE verfügen über eine breite Palette von Instrumenten, die sie - zusätzlich zu ihren Mittelzuflüssen aus dem operativen Geschäft - zur Deckung des Finanzbedarfs einsetzen können:
Anleihevolumen auf 15,2 Mrd. € gestiegen.Ende 2018 standen auf Konzernebene (inkl. innogy) Anleihen mit einem nominalen Gesamtvolumen von umgerechnet 15,2 Mrd. € aus - gegenüber 14,0 Mrd. € im Jahr zuvor. Die insgesamt 26 Titel lauten auf Euro, Pfund Sterling, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, war der RWE-Konzern am Bilanzstichtag zu 66 % in Euro und zu 34 % in Pfund Sterling verschuldet. Die ausstehenden Senior-Anleihen hatten Ende 2018 eine durchschnittliche Restlaufzeit von 8,5 Jahren. Das Volumen der Anleihen, die wirtschaftlich und rechtlich der RWE AG zuzuordnen sind, belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 1,9 Mrd. €. Gegenüber dem Vorjahr blieb es nahezu unverändert. Die langfristige Fremdfinanzierung der RWE AG basiert im Wesentlichen auf vier Hybridanleihen mit ausstehenden Volumina von 750 Mio. £ (Kupon: 7 %; frühestmögliche Tilgung: März 2019), 539 Mio. € (2,75 %; Oktober 2020), 282 Mio. € (3,5 %; April 2025) und 317 Mio. US$ (6,625 %; März 2026). Die erstgenannte Anleihe über 750 Mio. £ werden wir am 20. März 2019 ablösen, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen (siehe Seite 39). Die Begebung von Senior-Anleihen ist vorerst nicht geplant. Anleihen des RWE-Konzerns: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung(Stand: 31.12.2018) Die ausstehenden Anleihen von innogy hatten Ende 2018 ein Gesamtvolumen von 13,3 Mrd. €. Das sind 1,2 Mrd. € mehr als ein Jahr zuvor. Bei den Papieren handelt es sich um insgesamt 21 Senior-Anleihen in den Währungen Euro (13), Pfund Sterling (6), US-Dollar (1) und Yen (1). innogy hat im abgelaufenen Geschäftsjahr drei Neuemissionen getätigt. Zunächst begab das Unternehmen im Januar eine Anleihe über 1 Mrd. € mit einer Laufzeit von 11,5 Jahren und einem Kupon von 1,5 %. Im Mai folgten zwei weitere Emissionen: eine über 500 Mio. € mit achtjähriger Laufzeit und einem Kupon von 1,625 % und eine über ebenfalls 500 Mio. € mit 4,5-jähriger Laufzeit und einem Kupon von 0,75 %. Die letztgenannte Anleihe ist kurze Zeit später auf 750 Mio. € aufgestockt worden. Den Emissionen stand im Juli 2018 die Tilgung einer 15-jährigen Anleihe mit einem Nominalvolumen von 980 Mio. € und einem Kupon von 5,125 % gegenüber. Kurz nach Ablauf des Berichtsjahres hat innogy das günstige Zinsumfeld genutzt, um eine weitere Anleihe zu begeben. Ende Januar 2019 platzierte die Gesellschaft Papiere mit einem nominalen Volumen von 750 Mio. €, einer Laufzeit von 4,5 Jahren und einem Kupon von 0,75 %. Die Emission dient u. a. der Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten. Fremdkapitalkosten der RWE AG spiegeln Rückgang der Refinanzierung mit Commercial Paper wider.Der Kostensatz für die Fremdfinanzierung der RWE AG lag bei 3,4 %, gegenüber 2,5 % im Vorjahr. Die Werte beziehen sich auf den jeweiligen Jahresendbestand aller der Konzernholding zuzurechnenden Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Von den Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß International Financial Reporting Standards als Schulden einzustufen sind. Der Anstieg des Kostensatzes beruht hauptsächlich darauf, dass wir die kurzfristige Refinanzierung über niedrig verzinsliche Commercial Paper wegen hoher operativer Cash Flows bis Ende 2018 auf null zurückfahren konnten. Bei innogy hat sich der Kostensatz für das Fremdkapital von 4,1 % auf 3,6 % verringert. Eine Rolle spielte dabei, dass die im Berichtsjahr neu begebenen Anleihen wegen der Marktzinsentwicklung vergleichsweise niedrige Kupons aufweisen, während die getilgte Anleihe noch wesentlich höher verzinst wurde. Kreditrating der RWE AG (Stand: 31.12.2018)scroll
Ratingagenturen bestätigen Investment Grade Rating von RWE.Wie hoch unsere Fremdfinanzierungskosten sind, hängt u. a. davon ab, wie unabhängige Ratingagenturen unsere Kreditwürdigkeit beurteilen. Bei RWE nehmen zurzeit Moody's und Fitch solche Bonitätseinstufungen vor. Eine weitere führende Agentur, Standard & Poor's, hatte ihr RWE-Rating im Februar 2018 auf unseren Wunsch zurückgezogen. Hintergrund ist, dass nach dem Schuldentransfer zu innogy so gut wie keine Senior-Anleihen von RWE mehr ausstehen und wir deshalb die Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend halten. Vor Beendigung des Ratings hatte Standard & Poor's uns für die langfristige Refinanzierung die Bonitätsnote BBB- gegeben - eine Einstufung, die im Bereich Investment Grade liegt. In dieser Kategorie bewegen sich auch die Beurteilungen durch unsere aktuellen Ratinganbieter: Moody's benotet uns mit Baa3 und Fitch mit BBB. Nach Bekanntwerden unseres geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON haben die beiden Agenturen 2018 eine Überprüfung unserer Bonität vorgenommen und ihre Einschätzungen bekräftigt, jeweils mit stabilem Ausblick. Für unsere kurzfristigen Finanzschulden hat Fitch das Rating sogar um eine Stufe auf F2 angehoben. Für innogy werden dagegen weiterhin von allen drei genannten Agenturen Ratings vergeben. Diese liegen jeweils eine Stufe über denen von RWE, bei stabilem Ausblick: Standard & Poor's bewertet die langfristige Kreditwürdigkeit unserer Tochter mit BBB, Moody's mit Baa2 und Fitch mit BBB+ (bei Senior-Anleihen sogar A-). Die gute Benotung erklärt sich u. a. dadurch, dass innogy wegen des hohen Anteils regulierten Geschäfts ein vergleichsweise stabiles Ertragsprofil aufweist. Detaillierte Informationen zu ihrem Kreditrating gibt die Gesellschaft in ihrem Geschäftsbericht 2018. Kapitalflussrechnung 1scroll
1
Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich
auf die fortgeführten Aktivitäten. Außergewöhnlich hoher operativer Cash Flow wegen erhaltener Sicherheitsleistungen.Im Berichtsjahr haben wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von 4.611 Mio. € erzielt. Damit lagen wir deutlich über dem negativen Vorjahreswert (- 3.771 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 2018 hohe Variation Margins erhalten haben, 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 mit der Realisierung der Transaktionen um. Durch die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten sind 2.999 Mio. € abgeflossen. Neben den auf Seite 50 erläuterten Investitionen haben Wertpapierkäufe dazu beigetragen, während Einnahmen aus der Veräußerung von Sach- und Finanzanlagen gegenläufig wirkten. Im Vorjahr hatte es noch einen hohen Mittelzufluss gegeben (3.750 Mio. €), der großenteils aus dem Verkauf von Wertpapieren stammte; mit den Einnahmen haben wir den Kernenergiefonds dotiert. Aus der Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten ergab sich in Summe ein Mittelabfluss von 1.559 Mio. € (Vorjahr: 997 Mio. €). Davon entfielen 1,0 Mrd. € auf Ausschüttungen, die wir an RWE-Aktionäre, Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber geleistet haben. Im Berichtszeitraum haben wir Finanzschulden in Höhe von 2,8 Mrd. € getilgt und in Höhe von 1,6 Mrd. € neu aufgenommen. Hinzu kamen Einnahmen aus dem Verkauf von Minderheitsanteilen am Offshore-Windkraftprojekt Triton Knoll (siehe Seite 37 f.). Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 66 Mio. € erhöht. Die erwähnten hohen Variation Margins schlugen sich auch im Free Cash Flow nieder, der bei 3.439 Mio. € lag. Der Vorjahreswert (- 4.439 Mio. €) war dagegen noch von der Dotierung des Kernenergiefonds geprägt. Nettoschulden 1scroll
Nettoschulden etwas niedriger als 2017.Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2018 bei 19,3 Mrd. €. Davon entfielen 4,4 Mrd. € auf die fortgeführten und der Rest auf die nicht fortgeführten Aktivitäten. Für das Vorjahr werden nur Zahlen für den Konzern insgesamt ausgewiesen. Gegenüber 2017 haben sich die Nettoschulden um 0,9 Mrd. € verringert. Unsere Prognose von März 2018, die einen moderaten Anstieg vorsah, hat sich damit nicht bestätigt. Ausschlaggebend dafür sind die unerwartet hohen Zuflüsse aus Variation Margins. Während die operativen Cash Flows der fortgeführten Aktivitäten (4,6 Mrd. €) und der nicht fortgeführten Aktivitäten (2,0 Mrd. €) die Nettoschulden minderten, gingen von den Investitionen (1,2 bzw. 1,7 Mrd. €) und den Ausschüttungen (1,0 bzw. 0,5 Mrd. €) gegenläufige Wirkungen aus. Darüber hinaus erhöhten sich die Pensionsrückstellungen um 0,8 bzw. 0,7 Mrd. €. Ein Grund dafür ist, dass sich das Planvermögen, mit dem der Großteil der Pensionsverpflichtungen abgedeckt wird, aufgrund negativer Marktentwicklungen verringert hat. Leicht erhöhte außerbilanzielle Verpflichtungen aus dem Einkauf von Strom und Brennstoffen.Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 27,9 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 25,8 Mrd. €) und 7,8 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 6,8 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 151 im Anhang. Konzernbilanzstrukturscroll
1
Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von
Investment Property zu den Sachanlagen Eigenkapitalquote: Leichter Anstieg auf 17,8 %.Zum Abschlussstichtag weisen wir eine Bilanzsumme von 80,1 Mrd. € aus, gegenüber 69,1 Mrd. € zum 31. Dezember 2017. Für das laufende Jahr erfassen wir die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy gesondert in den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" (40,5 Mrd. €) und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" (32,8 Mrd. €). Eine entsprechende Anpassung der Vorjahreswerte haben wir gemäß IFRS nicht vorgenommen. Dies hat maßgeblich dazu beigetragen, dass sich einzelne Bilanzposten stark verringert haben: Auf der Aktivseite liegen die immateriellen Vermögenswerte nun um 10,2 Mrd. € und die Sachanlagen um 12,5 Mrd. € unter den Werten des Vorjahres; auf der Passivseite sind die Finanzverbindlichkeiten um 14,4 Mrd. € und die Rückstellungen um 5,9 Mrd. € gesunken. Keinen Einfluss hatte die Ausweisänderung auf die Entwicklung der Bilanzsumme. Dass diese um 11,0 Mrd. € höher war als 2017, beruht in erster Linie auf Wertzuwächsen bei Commodity-Derivaten. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist um 2,3 Mrd. € auf 14,3 Mrd. € gestiegen. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) hat sich ebenfalls erhöht, und zwar um 0,4 Prozentpunkte auf 17,8 %. 1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)Der Einzelabschluss der RWE AG wird maßgeblich vom Geschäftsverlauf bei den Tochterunternehmen beeinflusst. Im vergangenen Jahr haben sich die realisierten Strommargen unserer Erzeugungsgesellschaften RWE Power und RWE Generation insgesamt verringert. Außerdem ist ein positiver Einmaleffekt weggefallen, der sich 2017 aus der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer ergeben hatte. Der Jahresüberschuss der RWE AG war daher stark rückläufig. Mit 0,5 Mrd. € bietet er uns aber ausreichend Spielraum für eine attraktive Dividende. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG werden der Hauptversammlung im Mai eine Ausschüttung für das Geschäftsjahr 2018 von 0,70 € je Aktie vorschlagen. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/berichte zur Verfügung. Bilanz der RWE AG (Kurzfassung)scroll
Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung)scroll
Vermögenslage.Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2018 eine Bilanzsumme von 34,2 Mrd. € aus. Das ist genauso viel wie im Vorjahr. Wesentliche Veränderungen auf der Aktivseite der Bilanz ergaben sich u. a. bei den Forderungen gegen verbundene Unternehmen, die sich verringert haben. Eine Rolle spielte dabei, dass RWE Power ihr Ergebnis von 2017 an uns abgeführt hat und dieses Ergebnis wegen der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund außergewöhnlich hoch war. Gestiegen sind die Bestände an Wertpapieren und flüssigen Mitteln. Eine Rolle spielte dabei, dass unsere Tochtergesellschaft RWE Supply & Trading hohe Sicherheitsleistungen erhalten hat, die Termingeschäfte mit Strom, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten betrafen (siehe Seite 53). Auf der Passivseite der Bilanz erhöhten sich die Pensionsrückstellungen. Hier kam zum Tragen, dass die zur Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte verwendeten Diskontierungssätze nach unten angepasst werden mussten und dass wir Wertberichtigungen auf das Deckungsvermögen für die Pensionsverpflichtungen vorgenommen haben. Gestiegen sind auch die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen, die sich aus unserer Verpflichtung ergeben, die Verluste dieser Gesellschaften zu übernehmen. Die sonstigen Verbindlichkeiten waren dagegen rückläufig, u. a. weil wir die kurzfristige Refinanzierung über Commercial Paper zum Bilanzstichtag auf null zurückgefahren haben. Das Eigenkapital verringerte sich ebenfalls - und bei konstanter Bilanzsumme dementsprechend auch die Eigenkapitalquote: Diese lag zum 31. Dezember 2018 bei 16,5 %, gegenüber 17,9 % im Vorjahr. Zum Rückgang trug bei, dass die RWE AG für das Geschäftsjahr 2017 eine Sonderdividende von 1 € je Aktie gezahlt hat. Finanzlage.Die RWE AG ist finanziell solide aufgestellt und verfügt über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Das spiegelt sich in unseren langfristigen Kreditratings wider, die im Bereich Investment Grade liegen. Ausführliche Informationen über die Finanzlage von RWE und über unsere Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr finden Sie auf Seite 51ff. Ertragslage.Verglichen mit 2017 hat sich die Ertragslage der RWE AG verschlechtert. Maßgeblich dafür waren Faktoren, die sich im Ergebnis aus Finanzanlagen niederschlugen. Dieses ist um 1.177 Mio. € auf 1.091 Mio. € gesunken. Wie bereits dargelegt, hatte RWE Power im Geschäftsjahr 2017 von der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer profitiert. Dieser Einmaleffekt ist nun weggefallen. Außerdem haben sich die Margen in der konventionellen Stromerzeugung und im Energiehandel verringert. Das Zinsergebnis verschlechterte sich um 52 Mio. € auf - 391 Mio. €. Ausschlaggebend dafür waren die erwähnten Wertberichtigungen auf das Deckungsvermögen für die Pensionsverpflichtungen. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen hat sich um 118 Mio. € auf - 227 Mio. € verbessert, weil Aufwendungen aus der Auflösung von Abgrenzungsposten aus dem Vorjahr weggefallen sind. Belastungen im Berichtsjahr ergaben sich u. a. aus Projektkosten im Zusammenhang mit dem anstehenden Tauschgeschäft mit E.ON, über das wir auf Seite 35 f. informieren. Bei einem Steueraufwand von 1 Mio. € (Vorjahr: 172 Mio. €) kommt die RWE AG für 2018 auf einen Jahresüberschuss von 472 Mio. € (Vorjahr: 1.412 Mio. €). Der Bilanzgewinn in Höhe von 430 Mio. € entspricht der geplanten Ausschüttung an unsere Aktionäre. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 eine Dividende für das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 0,70 € je Aktie vorschlagen. Ausblick 2019.Die Ertragsperspektiven der RWE AG hängen maßgeblich vom Geschäftsverlauf ihrer Tochtergesellschaften ab. Unsere aktuellen Einschätzungen dazu stimmen uns zuversichtlich, 2019 einen Jahresüberschuss erzielen zu können, der etwas über dem von 2018 liegt. Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB.Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2019 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB abgegeben. Sie ist veröffentlicht unter www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung. 1.10 DARSTELLUNG DES RWE-KONZERNS MIT INNOGY ALS REINER FINANZBETEILIGUNGSeit ihrem Börsengang im Oktober 2016 kann unsere Tochter innogy ihre Geschäftstätigkeit eigenständig ausüben. Für uns hat sie daher den Status einer reinen Finanzbeteiligung. Bei der Unternehmensplanung orientieren wir uns daher auch an Konzernzahlen, die diesen Status besser widerspiegeln, als es die IFRS-Konsolidierungsgrundsätze erlauben. Wir ermitteln diese Zahlen, indem wir innogy in der Bilanz unter den Finanzanlagen und in der Gewinn- und Verlustrechnung mit der an uns gezahlten Dividende berücksichtigen. Für 2018 ergibt sich so ein bereinigtes EBITDA von 1,5 Mrd. €. Der Wert liegt im Rahmen unserer Erwartungen. Die Nettoschulden belaufen sich auf 2,3 Mrd. € und sind damit niedriger, als wir zunächst angenommen hatten. Vollkonsolidierung gibt Status der RWE-Beteiligung an innogy nur eingeschränkt wieder.Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir Gesellschaften, die von der RWE AG mittel- oder unmittelbar beherrscht werden, im Konzernabschluss vollkonsolidieren. Das heißt, die betroffenen Aktivitäten gehen mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in die Konzernzahlen ein. Anzuwenden ist diese Vorgehensweise auch im Fall unserer 76,8 %-Beteiligung an innogy, wobei wir jene Geschäftsteile der Gesellschaft, die durch das Tauschgeschäft mit E.ON den Konzern verlassen werden, seit 2018 als "nicht fortgeführte Aktivitäten" gesondert erfassen. Diese Darstellungsform korrespondiert aber nur eingeschränkt mit der Art und Weise, wie wir innogy steuern. Die Gesellschaft hat für uns den Status einer reinen Finanzbeteiligung. Dokumentiert wird dies durch eine Grundlagenvereinbarung, nach der innogy unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Angepasstes Zahlenwerk.Für Planungszwecke nutzen wir daher eine von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichende Darstellungsweise, die dem tatsächlichen Verhältnis der RWE AG zu innogy besser entspricht. Dabei gehen wir so vor, dass wir die innogy-Beteiligung in der Bilanz den "übrigen Finanzanlagen" zuordnen. Der dabei verwendete Wertansatz ergibt sich aus der Anzahl unserer innogy-Aktien, multipliziert mit einem Stückpreis von 38,40 €, der sich aus den Konditionen des bevorstehenden Verkaufs an E.ON ergibt. In den Ergebniszahlen des Konzerns ist innogy ausschließlich mit der Dividende für RWE berücksichtigt, die sich 2018 auf 683 Mio. € belief. Daneben wirkt sich die geänderte Bilanzierung auch indirekt auf unser Zahlenwerk aus, weil Geschäfte des Restkonzerns mit innogy fiktiv wie Geschäfte mit Dritten behandelt werden. Bereinigtes EBITDA im Rahmen der Erwartungen.Die folgende Übersicht stellt einige wesentliche Finanzkennzahlen dar, die sich nach der oben beschriebenen Methodik ergeben. Das bereinigte EBITDA betrug 1.521 Mio. € (Vorjahr: 2.066 Mio. €) und das bereinigte Nettoergebnis 591 Mio. € (Vorjahr: 973 Mio. €). Die Ist-Zahlen lagen damit in den jeweiligen Prognosebandbreiten von 1,4 bis 1,7 Mrd. € bzw. 0,5 bis 0,8 Mrd. € (siehe Geschäftsbericht 2017, Seite 85). Die Nettoschulden in Höhe von 2.280 Mio. € (Vorjahr: 4.510 Mio. €) waren dagegen niedriger als geplant. Für sie hatten wir zu Jahresbeginn einen leichten Anstieg vorausgesagt. Der deutliche Rückgang ist auf unerwartet hohe Mittelzuflüsse aus Sicherheitsleistungen zurückzuführen (siehe Seite 53). Kennzahlen für den RWE-Konzern unter Einbeziehung von innogy als nicht vollkonsolidierte Finanzbeteiligung 1scroll
1.11 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABENGegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315a Abs. 1 und 289a Abs. 1 des Handelsgesetzbuchs sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden gesellschaftsspezifische Regelungen, die u. a. die Anpassung der Kapitalstruktur durch den Vorstand oder den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle betreffen. Bei RWE entsprechen all diese Bestimmungen den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals.Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 % bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren, 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie, 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie, 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte.Zum 31. Dezember 2018 gab es keine Beteiligung an der RWE AG, die bei über 10 % der Stimmrechte lag. Beschränkungen bei der Übertragung von Aktien.Im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms der RWE AG sind im abgelaufenen Geschäftsjahr 196.560 RWE-Stammaktien an Mitarbeiter ausgegeben worden. Diese Titel unterliegen bis zum 31. Dezember 2019 einer Verfügungsbeschränkung. Im vergangenen Jahr sind erstmals auch in Großbritannien Belegschaftsaktienprogramme aufgelegt worden. Teilnahmeberechtigt waren Mitarbeiter von RWE Generation UK plc, RWE Technology UK Limited und RWE Supply & Trading GmbH UK Branch. Im Rahmen der Programme wurden insgesamt 29.452 RWE-Stammaktien erworben. Diese Titel unterliegen einer Verfügungsbeschränkung von fünf Jahren ab dem Tag der Zuteilung. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen.Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands ist durch §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz geregelt. Satzungsänderungen richten sich nach §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Der genannte Satzungsparagraph sieht vor, dass Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, soweit außerdem eine Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Mehrheit des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst werden, falls nicht das Gesetz oder die Satzung etwas anderes vorschreibt. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form, und nicht den Inhalt betreffen. Befugnis der RWE AG zum Erwerb eigener Aktien.Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls der Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen eingezogen werden. Ferner dürfen sie im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien.Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann es jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option zustehen. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20 % erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung.Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Bezüglich der Senior-Anleihe, die im Zuge der Schuldenübertragung auf innogy mit einem Restbetrag bei der RWE AG verblieben ist, gibt es folgende Regelung: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Für unsere nachrangigen Hybridanleihen gilt in einem solchen Fall, dass die RWE AG sie innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums kündigen kann. Geschieht das nicht, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 3 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontrolloder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Eine entsprechende Regelung gilt für die Kreditlinie, die uns im Zusammenhang mit dem vorübergehenden Erwerb des 50,04 %-Anteils an der innogy Grid Holding eingeräumt wurde (siehe Seite 39). Auswirkungen eines Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften.Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich dadurch wesentliche Nachteile für sie ergeben können. In diesem Fall steht es ihnen frei, ihr Amt innerhalb eines halben Jahres nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle aus wichtigem Grund niederzulegen, wobei eine Frist von drei Monaten einzuhalten ist. Zusätzlich können sie die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den Bezügen, die bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit angefallen wären, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung entspricht den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 64 f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben, aber noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis dahin pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 1.12 VERGÜTUNGSBERICHTEine leistungsorientierte und transparente Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gilt als Grundvoraussetzung für eine gute Unternehmensführung. Gerade institutionelle Anleger messen ihr große Bedeutung bei. Im Folgenden erläutern wir die Struktur und die Höhe der Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands der RWE AG. Neben den Vorgaben des deutschen Aktien- und Handelsrechts berücksichtigen wir dabei auch alle Empfehlungen, die der Deutsche Corporate Governance Kodex zur Ausgestaltung und Darstellung der Vergütungssysteme macht. Struktur der Vergütung des AufsichtsratsGrundlegendes.Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Danach steht dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats pro Geschäftsjahr eine Festvergütung von 300 Tsd. € zu. Seinem Stellvertreter werden 200 Tsd. € gewährt. Die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten 100 Tsd. € und darüber hinaus eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses bekommen ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses, dessen Mitglieder kein Zusatzentgelt erhalten. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25 % der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und diese Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2017 nachgekommen. Für jene Mitglieder, die 2018 neu in das Gremium aufgenommen wurden, gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2019 ausgezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2018. Höhe der Vergütung des AufsichtsratsVergütung für das Geschäftsjahr 2018.Die Gesamtvergütung der Aufsichtsratsmitglieder (ohne Auslagen) summierte sich für das Geschäftsjahr 2018 auf 3.480 Tsd. € (Vorjahr: 3.637 Tsd. €). Davon entfielen 460 Tsd. € (Vorjahr: 459 Tsd. €) auf Vergütungen für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats und 720 Tsd. € (Vorjahr: 877 Tsd. €) auf Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften. Die folgende Tabelle zeigt die Aufsichtsratsvergütung für alle Personen, die dem Gremium in den Jahren 2017 und/oder 2018 angehörten. Vergütung des Aufsichtsrats 1scroll
scroll
1
Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf
aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten
eine zeitanteilige Vergütung. Struktur der Vergütung des VorstandsGrundlegendes.Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Das im Folgenden erläuterte Vergütungssystem wird seit dem 1. Oktober 2016 angewendet. Es besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten. Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsabhängigen Komponenten zählen die Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung. Empfänger der Vorstandsvergütung.Im zurückliegenden Geschäftsjahr erhielten Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber Leistungen für Vorstandstätigkeiten bei der RWE AG. Rolf Martin Schmitz ist seit 1. Mai 2009 Mitglied des Vorstands und seit 15. Oktober 2016 dessen Vorsitzender. Seine Bestellung in den Vorstand endet am 30. Juni 2021. Markus Krebber wurde zum 1. Oktober 2016 für zunächst drei Jahre in das Gremium berufen und verantwortet seit dem 15. Oktober 2016 das Finanzressort. Im Dezember 2018 ist seine Bestellung um fünf Jahre bis zum 30. September 2024 verlängert worden. Erfolgsunabhängige Vergütung des VorstandsFestgehalt und Versorgungsentgelt.Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht ihnen für jedes Dienstjahr ein individuell festgelegter Betrag als Versorgungsentgelt zu, sofern sie nicht - wie im Fall von Rolf Martin Schmitz - bereits vor Einführung des Versorgungsentgelts dem Vorstand angehörten und deshalb eine Pensionszusage erhalten haben (siehe Seite 67). Das Versorgungsentgelt wird wahlweise bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Regelaltersgrenze erreichen Vorstandsmitglieder der RWE AG mit 63 Jahren. Danach ist eine Wiederbestellung für jeweils ein Jahr möglich, maximal jedoch bis zur Vollendung des 65. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können beim Wechsel in den Ruhestand zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten sie oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten im RWE-Konzern Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Sach- und sonstige Bezüge.Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Prämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung des VorstandsTantieme.Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der Erreichung individueller und kollektiver Ziele des Vorstands abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme, die von der Höhe des bereinigten EBIT (EBIT abzüglich des neutralen Ergebnisses) abhängt und auf die im Folgenden beschriebene Weise ermittelt wird. Der Aufsichtsrat legt zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres einen Zielwert sowie eine Unter- und eine Obergrenze für das bereinigte EBIT fest. Nach Ablauf des Geschäftsjahres wird das tatsächlich erreichte bereinigte EBIT mit diesem Zielwert verglichen. Stimmen die Werte überein, beträgt die Zielerreichung 100 %. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Liegt das bereinigte EBIT exakt an der vorab definierten Untergrenze, beträgt die Zielerreichung 50 %; liegt es an der Obergrenze, beträgt die Zielerreichung 150 %. Im dazwischen liegenden Wertebereich wird die Zielerreichung linear angepasst. Ist das bereinigte EBIT niedriger als die Untergrenze, wird keine Unternehmenstantieme gezahlt. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zielerreichung von 150 %. Die Regelungen des Vorstands-Vergütungssystems sehen vor, dass der Aufsichtsrat Anpassungen am bereinigten EBIT vornehmen kann. Solche Anpassungen können u. a. Veräußerungsergebnisse, Rückstellungsveränderungen, außerplanmäßige Abschreibungen und deren Folgewirkungen betreffen. Die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen. Welcher Wert erreicht wird, hängt von folgenden Kriterien ab, die jeweils mit einem Drittel gewichtet werden: (1) der Erreichung individueller Ziele, (2) der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands sowie (3) Leistungen auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) und der Mitarbeitermotivation. Der Erfolg auf dem Gebiet der CR hängt von der Erreichung ökologischer und gesellschaftlicher Ziele ab und wird in unserer Nachhaltigkeitsberichterstattung dokumentiert. Die Mitarbeitermotivation messen wir anhand eines Motivationsindex, der sich auf anonyme Befragungen zur Leistungsbereitschaft und zur Zufriedenheit unserer Mitarbeiter stützt. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder in den drei genannten Kriterien und bestimmt so ihren individuellen Leistungsfaktor. Dies geschieht nach Maßgabe der Ziele und Zielwerte, die er zu Anfang des Geschäftsjahres verbindlich festgelegt hat. Die so ermittelte Tantieme wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Die Zielgröße des bereinigten EBIT, das zur Bestimmung der Unternehmenstantieme verwendet wird, ist per Aufsichtsratsbeschluss vom September 2018 umgestellt worden. In der Vergangenheit war die innogy SE, an der wir mit 76,8 % beteiligt sind, bei der EBIT-Ermittlung gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) als vollkonsolidierte Tochtergesellschaft berücksichtigt worden. Wie auf Seite 40 erläutert, hat das geplante Tauschgeschäft mit E.ON methodische Anpassungen der Rechnungslegung erforderlich gemacht, sodass ein bereinigtes EBIT nach alter Definition nicht mehr vorliegt. Für die Performance-Messung verwenden wir nun ein bereinigtes EBIT, das die aktuelle Situation von RWE besser widerspiegelt und weiterhin ermittelt wird. innogy wird dabei abweichend von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen als reine Finanzbeteiligung erfasst. Nähere Informationen zu dieser Vorgehensweise finden Sie auf Seite 58. Wegen der geänderten Abgrenzung des bereinigten EBIT musste der Zielwert für die Performance-Messung nachträglich angepasst werden. Dies ist vom Aufsichtsrat der RWE AG im September 2018 entschieden worden. Der Deutsche Corporate Governance Kodex (DCGK) empfiehlt, dass nachträgliche Änderungen der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter ausgeschlossen sein sollen (Ziffer 4.2.3, Absatz 2, Satz 8). In unserer am 21. September 2018 veröffentlichten Entsprechenserklärung haben wir angegeben, dass wir dem Kodex in diesem Punkt nicht gefolgt sind. Allerdings gehen wir davon aus, dass wir nicht gegen die Grundintention der Empfehlung verstoßen haben, da die Aktualisierung der Zielwerte methodisch begründet und aktienrechtlich geboten war. Aktienbasierte Vergütung.Den Mitgliedern des Vorstands wird außerdem eine aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (kurz: SPP) der RWE AG gewährt. Der SPP honoriert das Erreichen langfristiger Ziele. Maßgeblich für den Erfolg sind hier die Höhe des bereinigten Nettoergebnisses und die Performance der RWE-Stammaktie (Rendite aus Kursentwicklung und Dividende) über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Durch die Verknüpfung der Vergütung mit der langfristigen Aktienkursentwicklung wird der Vorstand darin bestärkt, bei seinen Entscheidungen die Perspektive der Unternehmenseigentümer einzunehmen. Der SPP basiert auf bedingt zugeteilten Performance Shares. Diese werden jeweils zum 1. Januar eines Geschäftsjahres gewährt. Die Planbedingungen des SPP sehen eine Übergangstranche im Einführungsjahr 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für 2017, 2018 und 2019 vor. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein Zuteilungsschreiben, in dem ihr individueller Brutto-Zuteilungsbetrag aufgeführt ist. Die -noch vorläufige - Anzahl der Performance Shares ergibt sich, indem dieser Betrag durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt wird. Die Performance Shares haben eine Laufzeit von vier Jahren (Vesting-Periode). Nach Ablauf des ersten Jahres wird die Anzahl der endgültig zugeteilten Performance Shares festgestellt. Sie hängt vom bereinigten Nettoergebnis ab, das RWE in diesem Jahr erzielt hat. Dabei wird der Ist-Wert mit einem vorab definierten Zielwert verglichen. Das Vorgehen ist ähnlich wie bei der Bestimmung der Unternehmenstantieme. Der Aufsichtsrat legt im Vorfeld einen Zielwert, eine Untergrenze und eine Obergrenze für das bereinigte Nettoergebnis fest, wobei er sich an der genehmigten Mittelfristplanung orientiert. Entspricht der Ist-Wert exakt dem Zielwert, werden 100 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Liegt das bereinigte Nettoergebnis exakt an der Untergrenze, werden 50 % der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt, liegt es an der Obergrenze, beträgt die endgültige Zuteilung 150 %. Unterschreitet das bereinigte Nettoergebnis die Untergrenze, verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zuteilung von 150 %. Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode werden die final festgeschriebenen Performance Shares vollständig und in bar an die Mitglieder des Vorstands ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag hängt von der Performance der RWE-Stammaktie ab. Er entspricht der Anzahl der final zugeteilten Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode und den Dividenden, die während der Haltefrist ausgezahlt worden sind. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Aktienperformance ist die Auszahlung auf höchstens 200 % des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt. Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, 25 % des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in RWE-Aktien zu reinvestieren. Die Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden. Nach dem Ausscheiden eines Vorstandmitglieds am Ende der Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden am Ende der Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen alle Performance Shares, die noch nicht das Ende der Planlaufzeit erreicht haben. Der SPP enthält überdies eine sogenannte Malus-Regelung. Danach kann der Aufsichtsrat ein Fehlverhalten von Vorstandsmitgliedern, z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft, mit einer Kürzung oder vollständigen Streichung laufender SPP-Tranchen ahnden. Der Aufsichtsrat hat 2016 für alle vorgesehenen Tranchen des SPP (2016 bis 2019) Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis festgelegt. Dabei sind auch die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Die Planbedingungen des SPP sehen vor, dass der Aufsichtsrat die Ziel- und Grenzwerte nur in sehr begrenztem Umfang und in abschließend definierten Fällen nachträglich anpassen darf. Solche Anpassungen sind zulässig, wenn damit Auswirkungen von Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen und regulatorischen Änderungen berücksichtigt werden, die bei der Festlegung der Werte noch nicht bekannt oder absehbar waren. Wie bereits in den Ausführungen zur Tantieme dargelegt, haben wir 2018 wegen des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON einen Methodenwechsel bei der Erhebung der Zahlen vorgenommen. Dies betraf auch das bereinigte Nettoergebnis, das wir in der Vergangenheit aus dem IFRS-Nettoergebnis abgeleitet hatten und nun in der auf Seite 58 erläuterten Weise ermitteln, d. h. unter Berücksichtigung von innogy als reiner Finanzbeteiligung. Dementsprechend sind auch die Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis bei den SPP-Tranchen für 2018 und 2019 nachträglich angepasst worden. In der bereits erwähnten Entsprechenserklärung am 21. September 2018 haben wir die Öffentlichkeit auch über diese Abweichung vom DCGK informiert. Mandatsbezüge.Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung.Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben zu 100 % erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Das Festgehalt macht rund 30 % der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die Tantieme, entfällt ein Anteil von etwa 30 %. Der SPP als langfristige Vergütungskomponente deckt rund 40 % der Gesamtvergütung ab. Begrenzung der Vorstandsvergütung.Wie bereits erläutert, sind die variablen Vergütungsbestandteile nach oben begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150 % des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (0,8 bis 1,2), werden höchstens 180 % des Tantiemebudgets erreicht. Für die aktienbasierte Vergütung nach dem SPP gilt, dass die Auszahlung der Performance Shares nach Ablauf der Vesting-Periode bei maximal 200 % des Zuteilungsbudgets liegen kann. Wegen der genannten Maximalwerte gibt es auch eine Obergrenze für die Gesamtvergütung (siehe Schaubild auf der nächsten Seite). Bandbreite der Vorstandsvergütung Auszahlungszeitpunkte.Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausbezahlt, soweit es nicht in eine Versorgungszusage überführt worden ist. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres stellt der Aufsichtsrat die Zielerreichung für die Unternehmenstantieme fest und bestimmt den individuellen Leistungsfaktor. Die Tantieme kommt im Monat der Hauptversammlung zur Auszahlung, die sich mit dem Jahresabschluss der RWE AG befasst. Nach Beendigung der vierjährigen Planlaufzeit werden die Performance Shares aus dem SPP ausbezahlt, und zwar im Monat der ordentlichen Hauptversammlung des Folgejahres. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25 % des Auszahlungsbetrags in RWE-Stammaktien investieren und dürfen die Titel erst liquidieren, wenn nach der vierjährigen Vesting-Periode drei weitere Kalenderjahre vergangen sind. Somit dauert es insgesamt sieben Jahre, bis die Vorstandsmitglieder über ihre volle Vergütung verfügen können. Zeitliches Auszahlungsprofil der Vorstandsvergütung für ein Geschäftsjahr Regelung zur Altersversorgung.Bis zur Einführung des bereits beschriebenen Versorgungsentgelts am 1. Januar 2011 ist den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt worden. Von den Vorstandsmitgliedern des Jahres 2018 betrifft dies Rolf Martin Schmitz; seine bereits 2009 erteilte Pensionszusage wird unverändert fortgeführt. Sie gewährt ihm einen Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG nach Erreichung des 60. Lebensjahres, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags gezahlt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle.Sollte der Fall eintreten, dass Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich daraus wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben, haben diese ein Sonderkündigungsrecht. Sie können ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung ihres Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30 % der Stimmrechte auf sich vereinen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch dann vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50 % des Wertes der RWE AG. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares nach dem SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung der Vorstandstätigkeit und Abfindungsobergrenze.Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des DCGK eine Vereinbarung, dass im Falle einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrags vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze). Höhe der Vergütung des VorstandsGesamtbetrag und Einzelbestandteile der Vergütung für 2018.Im Folgenden wird die Vergütung dargestellt, die den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2018 gewährt worden ist. Ermittelt wurde sie nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB). Die Gesamtvergütung des Vorstands für das zurückliegende Geschäftsjahr belief sich auf 6.880 Tsd. €. Der Vorjahreswert hatte bei 7.274 Tsd. € gelegen; darin enthalten sind noch Bezüge von Uwe Tigges, der Ende April 2017 aus dem Vorstand ausgeschieden ist. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten, also das Festgehalt der Vorstandsmitglieder, die Sach- und sonstigen Bezüge und das Versorgungsentgelt, summierten sich 2018 auf 2.246 Tsd. € (Vorjahr: 2.342 Tsd. €). Nach HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für die Pensionszusage an Rolf Martin Schmitz nicht zur Vergütung, wohl aber das an Markus Krebber ausbezahlte Versorgungsentgelt in Höhe von 300 Tsd. € (Vorjahr: 255 Tsd. €). Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile betrugen 2018 insgesamt 4.634 Tsd. € (Vorjahr: 4.932 Tsd. €). Davon entfielen 2.284 Tsd. € (Vorjahr: 2.365 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2018 und 2.350 Tsd. € (Vorjahr: 2.567 Tsd. €) auf die Zuteilung von Performance Shares aus dem SPP. Wie auf Seite 64 dargelegt, ermitteln wir das für die Höhe der Tantieme maßgebliche bereinigte EBIT seit dem vergangenen Jahr nach einer neuen Methode, bei der innogy als reine Finanzbeteiligung berücksichtigt wird. Deshalb ist der Zielwert für 2018 nachträglich angepasst worden, und zwar auf 831 Mio. € (Zielerreichung von 100 %) bei einer Untergrenze von 131 Mio. € (Zielerreichung von 50 %) und einer Obergrenze von 1.531 Mio. € (Zielerreichung von 150 %). Die neuen Werte sind ebenfalls aus der 2017 erstellten Mittelfristplanung abgeleitet worden. Tatsächlich erreicht haben wir ein bereinigtes EBIT von 953 Mio. €. Die in diesem Jahr vorgenommenen Anpassungen des bereinigten EBIT-Wertes um insgesamt - 49 Mio. € auf 904 Mio. € betreffen Effekte aus veränderten Abschreibungszeiträumen bei einzelnen Vermögenswerten und Bewertungseffekte bei Rückstellungen. Nach der Anpassung ergibt sich für die Unternehmenstantieme ein Zielerreichungswert von 105 %. Ermittlung der Unternehmenstantieme 2018scroll
1
Siehe Erläuterung im Text oben Die sich aufgrund dieser Zielerreichung ergebende Unternehmenstantieme wird, wie oben beschrieben, mit einem persönlichen Leistungsfaktor multipliziert. Aufgrund der Bewertung der individuellen Ziele, der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands und der Ziele auf dem Gebiet der Corporate Responsibility und Mitarbeitermotivation hat der Aufsichtsrat sowohl für Rolf Martin Schmitz als auch Markus Krebber den Leistungsfaktor auf 1,2 festgesetzt. Daraus ergibt sich eine Tantieme in Höhe von 126 % des vertraglich vereinbarten Budgets. Der Aufsichtsrat bescheinigte dem Vorstand, dass er bei der Umsetzung der vorab festgelegten Strategie- und Finanzziele besser als erwartet vorangekommen sei. Gewürdigt wurde vor allem der große Fortschritt bei der Transformation von RWE hin zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen. Die Resonanz des Kapitalmarktes auf die eingeleitete Transformation des Unternehmens ist durchweg positiv. Die jährliche Mitarbeiterbefragung zeigt eine weiter verbesserte Motivation der Beschäftigten auf bereits hohem Niveau in einem insgesamt herausfordernden Umfeld. Die für das Geschäftsjahr 2018 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. Kurzfristige Vorstandsvergütungscroll
scroll
Aktienkursbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan.Im Geschäftsjahr 2018 wurden Rolf Martin Schmitz und Markus Krebber Performance Shares nach dem SPP der RWE AG zugeteilt (siehe folgende Übersicht). Ausschlaggebend für das Verhältnis der vorläufig zugeteilten zu den endgültig zugeteilten Performance Shares war das bereinigte Nettoergebnis von 2018. Der Zielwert (49 Mio. €) wurde aus der Mittelfristplanung von 2016 abgeleitet und entspricht einer Zuteilung von 100 %. Die Untergrenze beträgt - 351 Mio. € und die Obergrenze 449 Mio. €. Ähnlich wie beim bereinigten EBIT ist der tatsächlich erreichte Wert (591 Mio. €) nach unten angepasst worden, und zwar auf 233 Mio. €. Die Zuteilung betrug dementsprechend 123 %. Die Anpassungen ergaben sich aus den Planbedingungen zum SPP und dienten der Bereinigung ungeplanter Sondereffekte. Beispielweise haben wir im Konzernabschluss 2016 hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke vorgenommen, die in der damaligen Mittelfristplanung noch nicht enthalten waren und dazu führten, dass die planmäßigen Abschreibungen nun deutlich niedriger ausfallen; diesen Einfluss auf die Abschreibungen haben wir eliminiert. Ermittlung der Tranche 2018 des Strategic Performance Planscroll
1
Siehe Erläuterung im Text oben Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Planscroll
scroll
Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Planscroll
Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus der aktienbasierten Vergütung nach dem SPP zugeführt worden sind. Zuführung zu Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkungscroll
Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung.Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Rolf Martin Schmitz lag 2018 bei 536 Tsd. € (Vorjahr: 538 Tsd. €). Hierbei handelt es sich um keinen Vergütungsbestandteil gemäß HGB. Der nach IFRS ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 13.370 Tsd. € (Vorjahr: 12.391 Tsd. €). Der Barwert der Pensionsverpflichtung nach HGB belief sich auf 10.534 Tsd. € (Vorjahr: 9.287 Tsd. €). Im Jahr 2018 erhöhte sich die Pensionsverpflichtung um 1.248 Tsd. € (Vorjahr: - 607 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2018 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Rolf Martin Schmitz bei planmäßigem Ausscheiden aus der Gesellschaft zum Ablauf seiner Bestellung 556 Tsd. € (unverändert gegenüber dem Vorjahr). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern, die auf die RWE AG übertragen wurden. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance KodexNach DCGK in der Fassung vom 7. Februar 2017 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsbestandteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit gewährt werden. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten offengelegt werden sollen. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört nach DCGK auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der DCGK konkretisiert die empfohlene Darstellung der Vorstandsvergütung anhand von Mustertabellen, in denen zwischen der Gewährung und dem Zufluss unterschieden wird:
Die im Kodex getroffene Abgrenzung sei am Beispiel der Tantieme verdeutlicht: Als "gewährt" gilt hier das für das jeweilige Geschäftsjahr vertraglich vereinbarte und zugesagte Tantiemebudget. In der Zufluss-Tabelle ist dagegen der Betrag auszuweisen, der mit hoher Wahrscheinlichkeit tatsächlich zufließen wird. Dass die Zahlung erst im Folgejahr geleistet wird, ist dabei irrelevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt bereits als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit der Tantieme) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher ist die Vorstandstantieme bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen. Im Folgenden stellen wir die Vorstandsvergütung der RWE AG anhand der vom DCGK empfohlenen Mustertabellen dar. Gewährte Zuwendungenscroll
scroll
Zuflussscroll
1.13 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENDie Risikolage von RWE wird in hohem Maße durch Veränderungen des regulatorischen Rahmens im Energiesektor bestimmt. Staatliche Eingriffe zur Minderung der Treibhausgasemissionen könnten uns hart treffen: Beispielsweise müssen wir in Deutschland wahrscheinlich weitere Braunkohlekraftwerke vorzeitig stilllegen. Allerdings rechnen wir in diesem Fall mit angemessenen Entschädigungen. Durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON wollen wir unsere operative Ertragslage stärken und stabilisieren. Aber schon heute steht RWE auf einem soliden Fundament - finanziell und organisatorisch. Ein wichtiger Teil dieses Fundaments ist unser über viele Jahre erprobtes Risikomanagement, mit dem wir Risiken und Chancen systematisch erfassen, bewerten und steuern. Zuständigkeit für das Risikomanagement bei RWE.Die Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern ist bei zwei Gesellschaften angesiedelt: Zum einen bei der RWE AG, die die Risiken der ihr nachgeordneten Unternehmen steuert, die nicht zum innogy-Teilkonzern gehören; zum anderen bei der innogy SE, die seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 für die Steuerung ihrer eigenen Risiken und die ihrer Tochtergesellschaften zuständig ist. Bis zum Verkauf unserer innogy-Beteiligung an E.ON, den wir im laufenden Jahr abschließen wollen, besteht diese Aufgabenteilung fort. Neu ist allerdings die Art und Weise, wie wir Risiken erfassen, die sich durch innogy für die RWE AG ergeben. Bis Anfang 2018 sahen wir ein großes Risiko darin, dass unser 76,8 %-Anteil an dem Unternehmen durch Aktienkurseinbußen an Wert verliert. Wegen der mit E.ON vereinbarten Übernahme unserer innogy-Beteiligung zu einem vertraglich fixierten Preis stellen solche Kursverluste kein nennenswertes Risiko mehr für uns dar. Ändern könnte sich das nur bei einem Scheitern der Transaktion. Dieses Szenario birgt zwar hohes Schadenspotenzial, ist aber unwahrscheinlich. Im Folgenden stellen wir das Risikomanagement der RWE AG näher dar. Entsprechende Angaben für unsere Tochter innogy finden Sie in deren aktuellem Geschäftsbericht. Organisation des Risikomanagements der RWE AG.Die Hauptverantwortung für unser Risikomanagement liegt beim Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko der Gesellschaft und der von ihr operativ geführten Tochterunternehmen. Dazu bestimmt er die Risikobereitschaft von RWE und definiert Obergrenzen für Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling & Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich leitet aus den vom Vorstand festgelegten Risikoobergrenzen detaillierte Limite für die einzelnen Geschäftsfelder und operativen Einheiten ab. Zu seinen Aufgaben gehört es auch, die erhobenen Risiken auf Vollständigkeit und Plausibilität zu prüfen und zu aggregieren. Dabei unterstützt ihn der Risikomanagement-Ausschuss, der sich aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG zusammensetzt: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Finanzen & Kreditrisiko, Rechnungswesen, Recht und Unternehmensentwicklung. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens. Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten und Komitees mit Risikomanagement-Aufgaben betraut:
Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten sind die RWE AG und ihre operativen Tochtergesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und nach zentralen Vorgaben gesteuert werden. Die Qualität und die Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems werden regelmäßig von der Internen Revision begutachtet. Risikomatrix für die RWE AG scroll
1
Aggregierter Wert für die Jahre 2019 bis 2021 Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess.Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich quartalsweise über die Risikolage informieren. Unsere Analyse der Risiken erstreckt sich i. d. R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken zum einen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Nettoergebnis und zum anderen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Nettoschulden und das Eigenkapital. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie nach Möglichkeit zu einem einzigen Risiko zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Wir erfassen sie dort mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe, die sich unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen, z. B. Hedge-Transaktionen, ergibt. Je nachdem, in welches Matrixfeld ein Risiko einzuordnen ist, gilt es als gering, mittel oder hoch. Mithilfe dieser Analyse können wir feststellen, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten. Auswirkungen, die Risiken auf das Nettoergebnis haben können, bestimmen wir in Prozentwerten vom bereinigten EBITDA und vom Eigenkapital. Bei der Ermittlung dieser Kennzahlen nutzen wir die auf Seite 58 erläuterte, nicht IFRS-konforme Methodik, bei der innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst wird. Potenzielle Einflüsse von Risiken auf die Nettoschulden und das Eigenkapital klassifizieren wir anhand fester Schwellenwerte. Risikoklassenscroll
Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern.Wie in der Tabelle oben dargestellt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrem Gegenstand in sieben Klassen einteilen. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Einzelrisiken von innogy, über die wir uns im Halbjahresrhythmus berichten lassen, sind hier nicht erfasst. Gegenwärtig bewerten wir zwei Klassen von Risiken als "hoch". Dies betrifft zum einen die regulatorischen und politischen Risiken, deren Gesamteinschätzung sich gegenüber dem Vorjahr damit nicht verändert hat. Zum anderen betrifft es die sonstigen Risiken, die im Vorjahr noch gering waren und damit deutlich an Bedeutung gewonnen haben. Letzteres erklärt sich dadurch, dass wir unter den sonstigen Risiken seit 2018 auch das mögliche Scheitern des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON erfassen. Wir halten es für unwahrscheinlich, dass dieser Fall eintritt, sehen aber ein großes Schadenspotenzial. Deshalb stufen wir das Risiko als hoch ein. In den Hintergrund getreten ist dafür das Marktwertrisiko unserer Finanzbeteiligung an innogy. Dieses war im Vorjahr noch als "hoch" eingestuft worden - und damit auch die finanzwirtschaftlichen Risiken insgesamt. Inzwischen erreichen die höchsten Risiken dieser Klasse nur noch die Kategorie "mittel". Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen. • Marktrisiken.In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung gekennzeichnet. Fallende Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten können dazu führen, dass Kraftwerke oder zu Fixpreisen abgeschlossene Strombezugsverträge an Wirtschaftlichkeit einbüßen und gegebenenfalls sogar unrentabel werden. Möglicherweise müssen wir dann außerplanmäßige Abschreibungen vornehmen oder Rückstellungen bilden. Die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande haben sich seit 2016 wieder deutlich erhöht. Ausschlaggebend dafür war eine Erholung der Preise für Rohstoffe, insbesondere für Steinkohle und Gas. Auch CO2-Emissionsrechte sind wesentlich teurer geworden. Nicht ausgeschlossen werden kann, dass der Trend abbricht und sich Strom wieder stark verbilligt. Zugleich sehen wir aber auch die Chance, dass die Stromgroßhandelspreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Neben den Brennstoffkosten sind auch die Stromnachfrage und die Höhe der zu ihrer Deckung verfügbaren Erzeugungskapazitäten maßgeblich für die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise. Eine zunehmende Nutzung von Batterien könnte dazu führen, dass sich Haushalte mit Photovoltaikanlagen immer häufiger selbst mit Energie versorgen und dadurch der Bedarf an konventionell erzeugtem Strom sinkt. Eine Elektrifizierung des Wärme- und des Transportsektors würde dagegen zusätzliche Nachfrage schaffen. Auf der Angebotsseite wird der fortgesetzte Ausbau der erneuerbaren Energien die Stromgroßhandelspreise unter Druck setzen. Allerdings dürfte sich die gesicherte Erzeugungsleistung weiter verringern. Daher erwarten wir, dass es immer häufiger zu Knappheitsphasen mit hohen Strompreisen kommt, insbesondere in Deutschland. Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir Margenrisiken dadurch, dass wir ihren Strom größtenteils auf Termin verkaufen und dabei die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte preislich absichern. Wir wollen so die Folgen negativer Preisentwicklungen eindämmen. Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Die Gesellschaft ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Sie vermarktet große Teile unserer Erzeugungsposition und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2-Zertifikate ein. Die Funktion von RWE Supply & Trading als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten einzugrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In einem durch Risikolimite begrenzten Umfang geht RWE Supply & Trading auch Commodity-Positionen ein, um damit Gewinne zu erzielen. Unser Risikomanagementsystem im Energiehandel ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich die damit verbundenen Risiken innerhalb genehmigter Grenzen bewegen. Richtlinien geben vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und den damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen fortlaufend. Risiken aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Von zentraler Bedeutung für die Risikomessung im Energiehandel ist der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einer gegebenen Zeitspanne nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt ein Konfidenzniveau von 95 % zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das heißt, der VaR stellt den Tagesverlust dar, der mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % nicht überschritten wird. Der VaR für Preisrisiken von Commodity-Positionen im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading darf höchstens 40 Mio. € betragen. Im vergangenen Jahr belief er sich auf durchschnittlich 12 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €); der höchste Tageswert lag bei 19 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €). Daneben gibt es Limite für die einzelnen Handelstische, die wir aus der oben genannten VaR-Obergrenze abgeleitet haben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren möglichen Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken als zu hoch erachten. Das Management unseres Gasportfolios und das Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) ist seit Mitte 2017 in einer neuen Organisationseinheit bei der RWE Supply & Trading gebündelt. Für diese Aktivitäten haben wir eine VaR-Obergrenze von 12 Mio. € festgelegt; 2018 kamen wir auf einen Durchschnittswert von 4 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €); der höchste Tageswert lag bei 7 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften ein Gesamtrisiko. Dieses ergibt sich für RWE hauptsächlich aus der Stromproduktion. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2019 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Chancen auf zusätzliche Erträge bieten sich dadurch, dass wir den Einsatz unserer Kraftwerke flexibel an kurzfristige Marktentwicklungen anpassen können. Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise durch den Ausweis bilanzieller Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss berücksichtigt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 142 ff. im Anhang. Im britischen Erzeugungsgeschäft hängt unsere Ertragslage nicht nur von der Entwicklung der Preise für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte ab, sondern auch von der Höhe der Prämien, die uns für die Teilnahme am nationalen Kapazitätsmarkt gezahlt werden. Die Kapazitätsvergütungen werden in jährlichen Auktionen ermittelt. Je nach Angebot und Nachfrage können sie erhebliche Unterschiede aufweisen. Bei den bisherigen Auktionen lag die Spanne zwischen 6,95 £/kW (2017/2018) und 22,50 £/kW (2020/2021; vor Inflationsanpassung). Wie auf Seite 36 f. erläutert, ist der britische Kapazitätsmarkt allerdings vorerst ausgesetzt und muss von der EU-Kommission neu genehmigt werden. Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel". • Regulatorische und politische Risiken.Die Energieversorgung ist ein langfristiges Geschäft, und wer es betreibt, ist auf stabile, verlässliche Rahmenbedingungen angewiesen. Striktere Emissionsobergrenzen für den Stromsektor können zu massiven Ertragsausfällen führen, wenn die Übergangszeiträume zu kurz sind und Kraftwerke vorzeitig vom Netz genommen werden müssen. In der Braunkohlewirtschaft wären dann auch negative Auswirkungen auf die vorgelagerten Tagebaue möglich. Solche Risiken ergeben sich u. a. durch den deutschen Klimaschutzplan 2050. Danach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60 % unter das Niveau von 1990 absenken. Dazu, wie dies im Einzelnen geschehen soll, hat die von der Bundesregierung eingesetzte Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" im Januar 2019 Empfehlungen vorgelegt (siehe Seite 33). Das Gremium spricht sich dafür aus, dass Deutschland bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Bereits bis Ende 2022 sollen zusätzliche Anlagen stillgelegt oder für die Nutzung eines anderen Brennstoffs umgerüstet werden. Wir erwarten, dass die Bundesregierung die Kommissionsvorschläge aufgreift und die Schließung weiterer Braunkohleblöcke von uns verlangen wird. Prognosen über die Höhe und den zeitlichen Anfall der Belastungen, die dadurch auf uns zukommen, können wir erst machen, wenn die Bundesregierung nach Gesprächen mit uns konkrete Pläne vorlegt. Wann das der Fall sein wird, ist noch unklar. Wir gehen allerdings fest davon aus, adäquat für die Erlöseinbußen und zusätzlichen Kosten entschädigt zu werden. Darüber hinaus sehen wir die Chance, dass die Rahmenbedingungen für die Braunkohlewirtschaft verlässlicher werden. In den Niederlanden strebt die neue Regierung einen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2030 an und hat dazu im Mai 2018 einen Gesetzesentwurf vorgelegt (siehe Seite 34). Demnach müssten wir unsere Kraftwerke Amer 9 und Eemshaven spätestens Ende 2024 bzw. Ende 2029 stilllegen oder vollständig auf die Verbrennung von Biomasse umrüsten. Eine parlamentarische Entscheidung darüber steht noch aus. Sollten die Regierungspläne umgesetzt werden, wäre mit erheblichen Ergebniseinbußen zu rechnen. Wir würden dann darauf hinwirken, dass uns eine angemessene Entschädigung gewährt wird, und gegebenenfalls rechtliche Schritte einleiten. Neben dem Kohleausstieg beabsichtigt die niederländische Regierung die Einführung einer CO2-Steuer (siehe Seite 34). Die Abgabe soll das Europäische Emissionshandelssystem ergänzen und sicherstellen, dass die Bepreisung des Kohlendioxid-Ausstoßes von Kraftwerken ein bestimmtes Mindestniveau hat. Für die niederländischen Kraftwerksbetreiber können sich daraus erhebliche Nachteile ergeben. Außerdem besteht die Gefahr einer Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit. Im Dialog mit der Politik haben die Energieunternehmen auf diese Gefahren und das bereits hohe Preisniveau im europäischen Emissionsrechtehandel hingewiesen. Trotzdem ließ sich die Politik nicht von dem Vorhaben abbringen. Allerdings will sie nun niedrigere Preisuntergrenzen festlegen. Auch in Deutschland, wo das Thema zurzeit nicht auf der politischen Agenda steht, treten wir dafür ein, dass auf Zusatzbelastungen der Versorger durch nationale CO2-Abgaben verzichtet wird. Risiken sind wir auch in der Kernenergie ausgesetzt, allerdings in wesentlich geringerem Umfang als früher. Seit wir Mitte 2017 den deutschen Kernenergiefonds dotiert haben, trägt der Staat die Gesamtverantwortung für die Zwischen- und Endlagerung. Aus den Entsorgungsaufgaben, die in unserem Zuständigkeitsbereich verblieben sind, ergeben sich für uns aber weiterhin Kostenrisiken. Beispielsweise lässt sich nicht ausschließen, dass der Rückbau der Kernkraftwerke teurer wird als veranschlagt und wir dementsprechend höhere Rückstellungen bilden müssen. Ebenso sehen wir aber auch die Chance von Synergien und Kosteneinsparungen. Ein weiteres Risiko besteht darin, dass verschärfte Sicherheitsanforderungen eine rentable Weiterführung der noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke erschweren oder unmöglich machen. Da die bestehenden Regelungen in Deutschland bereits sehr streng sind, halten wir dies aber für unwahrscheinlich. Im November 2018 hat das Gericht der Europäischen Union die von der EU-Kommission erteilte Genehmigung für den britischen Kapazitätsmarkt aufgehoben, weil ihr keine umfassende Untersuchung vorausgegangen war. Bis diese nachgeholt worden ist, dürfen keine Kapazitätszahlungen mehr geleistet werden, auch nicht im Rahmen bestehender Vereinbarungen. Wir mussten dadurch 2018 eine EBITDA-Einbuße von rund 50 Mio. € hinnehmen und planen für 2019 erst einmal keine Kapazitätsprämien ein. Theoretisch möglich ist, dass die Zahlungen nicht oder nur mit großer Verzögerung wieder aufgenommen werden. Ebenso besteht die Chance, dass die EU-Kommission ihre Untersuchung noch im laufenden Jahr abschließen kann und den Kapazitätsmarkt nachträglich genehmigt. Im günstigsten Fall würden die Kapazitätszahlungen unverzüglich wieder aufgenommen und die ausgefallenen Prämien rückwirkend erstattet. Auch innerhalb des bestehenden regulatorischen Rahmens sind wir Risiken ausgesetzt, z. B. bei Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Produktionsanlagen. Dies betrifft vor allem unsere Tagebaue und Kraftwerke. Hier besteht die Gefahr, dass Genehmigungen verspätet oder gar nicht erteilt werden und dass bereits erteilte Genehmigungen vorübergehend oder endgültig entzogen werden. Ein Beispiel dafür ist der vom Oberverwaltungsgericht Münster verfügte vorläufige Stopp der Rodung des Hambacher Forstes. Wie auf Seite 36 dargelegt, wird das unsere Ertragslage in der Braunkohleverstromung voraussichtlich auf mehrere Jahre hinaus belasten. Wir setzen uns dafür ein, dass die anhängigen Verfahren möglichst schnell abgeschlossen und die Verzögerungen im Tagebaubetrieb in Grenzen gehalten werden. Allerdings ist inzwischen damit zu rechnen, dass sich die Bundesregierung einschaltet und eine politische Lösung anstrebt. Damit würde sie an den Abschlussbericht der Kommission "Wachstum, Beschäftigung und Strukturwandel" anknüpfen, die den Erhalt des Hambacher Forstes als wünschenswert bezeichnet hat. Unsere regulatorischen und politischen Risiken stufen wir unverändert als "hoch" ein. Die größte Bedeutung messen wir dabei den möglichen Belastungen bei, die durch einen beschleunigten Kohleausstieg, die Einführung von CO2-Steuern und ein längeres oder dauerhaftes Rodungsverbot im Hambacher Forst auf uns zukommen können. • Rechtliche Risiken.Einzelne Gesellschaften des RWE-Konzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Es werden mitunter auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Unternehmen des RWE-Konzerns an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für mögliche Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir Rückstellungen gebildet. Risiken können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien auch Risiken ab, die zum Veräußerungszeitpunkt noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind beim Verkauf von Gesellschaften und Beteiligungen Standard. Unsere rechtlichen Risiken bewegen sich maximal in der Kategorie "mittel". Gegenüber dem Vorjahr hat sich diesbezüglich keine Veränderung ergeben. • Operative Risiken.RWE betreibt technologisch komplexe und vernetzte Produktionsanlagen. Bei Bau- oder Modernisierungsmaßnahmen können Verzögerungen entstehen und die Kosten unplanmäßig steigen, z. B. infolge von Unfällen, Materialfehlern, verspäteten Zulieferungen oder zeitaufwendigen Genehmigungsverfahren. Dem begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Darüber hinaus prüfen und warten wir regelmäßig unsere Anlagen. Dennoch lässt sich nicht verhindern, dass es vereinzelt zu Ausfällen kommt. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab. Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte besteht das Risiko, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Vermögenswerte gezahlte Preis rückblickend als zu hoch erweisen. Möglicherweise sind die Rückflüsse aus Investitionen aber auch höher als ursprünglich angenommen. Mithilfe umfassender Analysen versuchen wir, die finanziellen und strategischen Auswirkungen von Transaktionen realitätsnah abzubilden. Außerdem gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse, die einzuhalten sind, wenn Investitionsentscheidungen vorbereitet und umgesetzt werden. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Gleichwohl können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastruktur und bei der Datensicherheit auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere operativen Risiken stufen wir wie im Vorjahr als "mittel" ein. • Finanzwirtschaftliche Risiken.Die Entwicklung von Marktzinsen, Währungs- und Aktienkursen sowie Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften können erheblichen Einfluss auf unsere Finanzlage haben. Wie bereits dargelegt, bestand unser größtes finanzwirtschaftliches Risiko bis Anfang 2018 darin, dass sich der Marktwert unseres Aktienpakets an innogy deutlich verringert. Durch den vereinbarten Verkauf der Beteiligung an E.ON zu einem vertraglich fixierten Preis hat dieses Risiko erheblich an Bedeutung verloren. Für die übrigen Aktien in unserem Finanzportfolio besteht die Gefahr von Wertverlusten allerdings uneingeschränkt fort. Der VaR für das Kursrisiko bei diesen Papieren (ohne innogy) betrug 2018 durchschnittlich 5 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €). Zinsrisiken sind wir in mehrfacher Hinsicht ausgesetzt. Beispielsweise kann ein Anstieg der Marktzinsen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren in unserem Bestand sinken. Dies gilt in erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen der RWE AG lag bei durchschnittlich 3 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Steigen die Zinsen, dann erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der CFaR der RWE AG belief sich 2018 wie im Vorjahr auf durchschnittlich 3 Mio. €. Das Marktzinsniveau beeinflusst außerdem die Höhe unserer Rückstellungen, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Unter sonst gleichen Bedingungen steigen die Rückstellungen, wenn die Marktzinsen fallen, und sie verringern sich, wenn die Marktzinsen steigen. Wechselkursrisiken ergeben sich für uns vor allem wegen unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Gesellschaften, die operativ von der RWE AG geführt werden, lassen von ihr auch die Währungsrisiken steuern. Die Konzernmutter aggregiert die Risiken zu einer Nettofinanzposition je Währung und sichert diese nötigenfalls ab. Der VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag 2018 im Durchschnitt bei unter 1 Mio. €. Auch der Vorjahreswert unterschritt diese Marke. Sicherheiten, die bei Termintransaktionen zu stellen sind, können unsere Liquidität stark beeinflussen. Ihre Höhe wird dadurch bestimmt, wie stark die vertraglich vereinbarten Preise von den aktuellen Marktnotierungen abweichen. Diese Differenzen können erheblich sein, insbesondere in volatilen Märkten. Zuletzt waren bei einigen der für uns wichtigen Commodities deutliche Marktpreisschwankungen zu beobachten, insbesondere bei CO2-Emissionsrechten. Diese Entwicklung birgt Risiken für uns. Allerdings steigt dadurch auch die Chance, hohe Sicherheitsleistungen von Kontraktpartnern zu erhalten - verbunden mit einer temporären Erhöhung des Eigenkapitals von RWE. Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement. Für Finanzgeschäfte der Konzernunternehmen gibt es Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen, die in Richtlinien verankert sind. Sämtliche Finanzgeschäfte werden mit einer speziellen Software erfasst und von der RWE AG überwacht. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt u. a. davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 53 erläutert, sehen Moody's und Fitch unsere langfristige Kreditwürdigkeit in der Kategorie "Investment Grade", bei stabilem Ausblick. Allerdings besteht immer die Möglichkeit, dass die Agenturen ihre Einschätzungen ändern und unsere Bonitätsnote senken. Dadurch könnten zusätzliche Kosten anfallen, wenn wir Fremdkapital aufnehmen. Auch die Besicherung von Termingeschäften würde sich dadurch wahrscheinlich verteuern. Wir ordnen unsere finanzwirtschaftlichen Risiken in die Kategorie "mittel" ein, gegenüber "hoch" im Vorjahr. Die Herabstufung ergibt sich aus der erläuterten Verringerung des Kurswertrisikos bei unserer innogy-Beteiligung. • Bonität von Geschäftspartnern.Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Wir verfolgen die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner zeitnah und beurteilen ihre Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner und externer Ratings. Für Transaktionen, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, und für sämtliche Handelsgeschäfte gibt es ein Kreditlimit, das wir vor ihrem Abschluss festlegen und nötigenfalls anpassen, etwa bei Veränderungen der Bonität. Mitunter lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handels- und Finanzbereich täglich. Bei außerbörslichen Handelsgeschäften vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Außerdem greifen wir auf Rahmenverträge zurück, z. B. den der European Federation of Energy Traders (EFET). Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Unsere Risiken aus der Bonität von Geschäftspartnern gehen nach wie vor nicht über die Kategorie "mittel" hinaus. • Sonstige Risiken.Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken und Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen. Ferner zählt dazu die Möglichkeit, dass geplante Akquisitionen oder Desinvestitionen nicht zustande kommen, etwa wegen regulatorischer Hürden. Unser größtes Einzelrisiko in dieser Risikoklasse besteht derzeit in einem möglichen Scheitern des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON. Durch intensiven Dialog mit den beteiligten Parteien und sorgfältige Vorbereitung und Begleitung der Genehmigungsprozesse wirken wir darauf hin, dass die Transaktion wie geplant zustande kommt. Auch nach Abschluss des Tauschgeschäfts sind negative Entwicklungen möglich. Beispielsweise könnte sich die Integration der Geschäftsteile, die wir von E.ON übernehmen oder aus dem innogy-Portfolio zurückerhalten, schwieriger gestalten als angenommen. Daneben besteht die Möglichkeit, dass die operative Entwicklung dieser Aktivitäten hinter den Erwartungen zurückbleibt. Wir wirken schon jetzt im Rahmen des rechtlich Möglichen darauf hin, dass die Integration der neuen Geschäftsteile in den RWE-Konzern gelingt, und haben bereits die ersten personellen und organisatorischen Weichen dafür gestellt, dass die Aktivitäten auch künftig erfolgreich geführt werden. Trotz rechtlicher und wirtschaftlicher Unwägbarkeiten halten wir es für unwahrscheinlich, dass das Tauschgeschäft mit E.ON scheitert. Sollte dieser Fall dennoch eintreten, hätte dies erhebliche negative Konsequenzen. Daher bewerten wir das Transaktionsrisiko als hoch - und damit auch die "sonstigen Risiken" insgesamt (Vorjahr: "gering"). • Risiken der fortgeführten innogy-Aktivitäten.Wie bereits erläutert, steuert unsere Tochter innogy ihre Risiken in eigener Regie. Die Konzernmutter RWE AG wird von ihr im Halbjahresrhythmus über die Risikolage informiert. Bei einem plangemäßen Vollzug des Tauschgeschäfts mit E.ON haben Risiken und Chancen, die die für E.ON bestimmten Geschäftsteile von innogy betreffen, keine Auswirkungen mehr auf RWE, weil die Aktivitäten mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Weiterhin von Bedeutung für uns sind Entwicklungen bei innogy, die das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Gasspeichern und der Minderheitsbeteiligung an der österreichischen Kelag betreffen. Die Ertragslage im Geschäft mit den erneuerbaren Energien hängt in hohem Maße von den staatlichen Fördersystemen ab. Hier besteht das Risiko, dass sich die erzielbaren Vergütungen verringern und neue Projekte nicht mehr attraktiv sind. Investitionsvorhaben müssen dann möglicherweise abgebrochen werden. Bei bestehenden Erzeugungseinheiten lässt sich nicht gänzlich ausschließen, dass die Förderung nachträglich gekürzt wird. Soweit die Erlöse dieser Anlagen von den Stromgroßhandelspreisen mitbestimmt werden, unterliegen sie auch dem Risiko ungünstiger Marktentwicklungen. Dies betrifft u. a. Windparks, deren Förderung ausgelaufen ist. Bei Eintreten solcher Risiken ist es möglich, dass Anlagen außerplanmäßig abgeschrieben oder unter Buchwert veräußert werden. Allerdings könnten sie bei steigenden Stromgroßhandelspreisen auch unerwartet hohe Renditen erwirtschaften. Im Gasspeichergeschäft hängen die erzielbaren Margen u. a. von saisonalen Unterschieden beim Gaspreis ab. Sind die Unterschiede groß, lassen sich hohe Erträge erzielen. Dagegen können rückläufige Preisdifferenzen zu Ergebniseinbußen und außerplanmäßigen Abschreibungen führen. innogy beobachtet diese und ihre übrigen Risiken kontinuierlich und ergreift nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen. In ihrem aktuellen Geschäftsbericht stellt die Gesellschaft ihr Risikomanagementsystem dar und informiert über ihre wesentlichen Risiken und Chancen. Risiko- und Chancensituation von RWE: Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung.Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, ist die Risikolage von RWE maßgeblich von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON geprägt. Regulatorische Risiken ergeben sich u. a. aus den Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung". Wir gehen davon aus, dass die Bundesregierung die Vorschläge aufgreifen wird und dass wir deshalb weitere Braunkohleblöcke vorzeitig stilllegen müssen. Allerdings gehen wir fest davon aus, adäquat für die wirtschaftlichen Belastungen entschädigt zu werden. Darüber hinaus sehen wir die Chance, dass die Rahmenbedingungen für die Braunkohlewirtschaft verlässlicher werden. Regulatorische Risiken bestehen auch außerhalb Deutschlands. Zu nennen ist hier die Unsicherheit über die Fortführung des britischen Kapazitätsmarktes. Auch die Pläne der niederländischen Regierung, in der kommenden Dekade aus der Kohleverstromung auszusteigen und nationale CO2-Mindestpreise festzulegen, bergen Risiken für uns. Im Dialog mit der Politik sensibilisieren wir für die Folgen solcher Eingriffe und treten für einen verlässlichen regulatorischen Rahmen ein. Wesentliche Risiken aus dem bevorstehenden EU-Austritt Großbritanniens sehen wir für RWE derzeit nicht, auch nicht bei einem ungeordneten Brexit. Erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage haben die Marktbedingungen in der Stromerzeugung. Die deutschen Stromgroßhandelspreise liegen heute deutlich über dem Rekordtief zu Beginn des Jahres 2016, u.a. weil sich Brennstoffe wie Steinkohle und Erdgas verteuert haben. Sollten sich diese Trends wieder umkehren und die Strompreise erneut stark nachgeben, sind erhebliche Ertragseinbußen möglich, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und zusätzlichen Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Strompreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Eine solche Entwicklung kann in Deutschland auch dann eintreten, wenn der Kernenergieausstieg und weitere Kraftwerksschließungen dazu führen, dass die zuverlässig verfügbaren Erzeugungskapazitäten knapper werden. Durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON werden wir uns operativ breiter aufstellen und können damit Risiken in der konventionellen Stromerzeugung besser abfedern. Die Transaktion macht uns auch finanziell schlagkräftiger. Ihr Scheitern wäre deshalb negativ zu bewerten. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft noch im laufenden Jahr abschließen zu können. Mit ehrgeizigen Effizienzsteigerungsprogrammen, strikter Investitionsdisziplin und dem Börsengang von innogy haben wir den RWE-Konzern auf ein solides finanzielles Fundament gestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, gewährleisten wir, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Wir haben einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und großen finanziellen Spielraum durch das Debt-Issuance-Programm, das Commercial-Paper-Programm und die syndizierte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und der beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten zu können. Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach §§ 289 Abs. 4 und 315 Abs. 4 HGB.In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, Fehler und Falschdarstellungen zu vermeiden, die sich aus der Nichteinhaltung von Rechnungslegungsvorschriften ergeben können. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie unsere konzernweit geltenden Richtlinien. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Der RWE AG obliegt es, das IKS auszugestalten und zu überwachen. Diese Aufgaben werden vom Rechnungswesen wahrgenommen. Außerdem gibt es dazu ein konzernweit gültiges Regelwerk. Überdies haben wir ein IKS-Komitee eingerichtet, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder dieses Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Personal, Einkauf, Handel, Finanzen, Steuern und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Jedes Jahr unterziehen wir das IKS einer umfassenden Prüfung. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Beziehen sich die IKS-Prüfungen auf rechnungslegungsbezogene Prozesse, z. B. den Eingang und die Bearbeitung von Rechnungen in unserem Dienstleistungszentrum in Krakau, die Aufstellung von Einzelabschlüssen oder die Konsolidierung, werden sie von Mitarbeitern aus dem Rechnungswesen durchgeführt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT dokumentieren die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Darüber hinaus sind die Interne Revision und externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften in die IKS-Prüfung eingebunden. Die Ergebnisse der Untersuchungen werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei der Überprüfung, die wir 2018 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Unsere IKS-Prüfungen beziehen sich auf den RWE-Konzern ohne die innogy SE und ihre Tochtergesellschaften. Allerdings wenden diese den oben beschriebenen Prozess analog an. Die dabei erzielten Ergebnisse fließen in die Einschätzung des IKS der RWE AG ein. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Abschlüsse ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht dazu vor. Gewinnverwendungsbeschluss 2018Beschluss der Hauptversammlung über die Verwendung des BilanzgewinnsDie Hauptversammlung hat am 3. Mai 2019 beschlossen, aus dem Bilanzgewinn für das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 430.381.241,84 EUR eine Dividende von 0,70 EUR je dividendenberechtigter Stückaktie, insgesamt EUR 430.321.849,30 EUR, auszuschütten. Der nach Abzug des für die Ausschüttung benötigten Betrags verbleibende Restbetrag von 59.392,54 EUR wird auf neue Rechnung vorgetragen.
Essen, im Mai 2019 RWE Aktiengesellschaft Der Vorstand BERICHT DES AUFSICHTSRATS"Mit den erneuerbaren Energien wird RWE ein Geschäftsfeld hinzugewinnen, das sich durch stabile Erträge, attraktive Wachstumsoptionen und breite gesellschaftliche Akzeptanz auszeichnet. Damit macht das Unternehmen einen riesigen Schritt nach vorn." Sehr geehrte
Aktionärinnen und Aktionäre,
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Aufsichtsrat | Präsidium | Prüfungsausschuss | Personalausschuss | Strategieausschuss | |
| Dr. Werner Brandt, Vorsitzender | 8/8 | 1/1 | 3/42 | 3/3 | 1/1 |
| Frank Bsirske, Stellv. Vorsitzender | 6/8 | 1/1 | 3/3 | 1/1 | |
| Michael Bochinsky (seit 1. August) | 3/3 | 2/2 | |||
| Reiner Böhle | 8/8 | 3/3 | |||
| Sandra Bossemeyer | 7/8 | 1/1 | |||
| Martin Bröker (seit 1. September) | 3/3 | ||||
| Ute Gerbaulet | 7/8 | ||||
| Reinhold Gispert (bis 31. Juli) | 5/5 | 2/2 | |||
| Andreas Henrich (bis 31. August) | 5/5 | ||||
| Prof. Dr. Hans-Peter Keitel | 7/8 | 1/1 | 1/1 | ||
| Dr. h. c. Monika Kircher | 8/8 | ||||
| Monika Krebber | 6/83 | 1/1 | |||
| Harald Louis | 8/8 | 3/3 | |||
| Dagmar Mühlenfeld | 8/8 | 1/1 | |||
| Peter Ottmann | 8/8 | 3/3 | |||
| Günther Schartz | 7/8 | 1/1 | |||
| Dr. Erhard Schipporeit | 6/83 | 4/4 | |||
| Dr. Wolfgang Schüssel | 8/8 | 1/1 | 4/4 | 3/3 | |
| Ullrich Sierau | 8/8 | 3/4 | |||
| Ralf Sikorski | 7/8 | 4/4 | 1/1 | ||
| Marion Weckes | 8/8 | 4/4 | |||
| Leonhard Zubrowski | 8/8 | 1/1 | 1/1 |
1
Die Präsenz wird angegeben als Anzahl der
Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat, im
Verhältnis zur Gesamtzahl der Sitzungen während der Mitgliedschaft
im jeweiligen Gremium. Von den Ausschüssen sind nur diejenigen aufgeführt,
die im Berichtsjahr getagt haben.
2
Dr. Werner Brandt hat als Gast an Sitzungen
des Prüfungsausschusses teilgenommen.
3
Monika Krebber und Dr. Erhard Schipporeit,
die auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören, haben an den außerordentlichen
Aufsichtsratssitzungen am 11. und 12. März 2018, in denen es um das
geplante Tauschgeschäft mit E.ON ging, aufgrund möglicher Interessenkonflikte
nicht teilgenommen.
Themenschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen.
In den ordentlichen Aufsichtsratssitzungen hat uns der Vorstand in aller Ausführlichkeit über aktuelle Geschehnisse informiert, die für RWE von Bedeutung waren. Ein Schwerpunkt seiner regelmäßigen Berichterstattung war die politische Diskussion um den deutschen Kohleausstieg und die Arbeit der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung". Des Weiteren befassten wir uns mit ersten Überlegungen des Bundesumweltministeriums zur Frage, wie die neuen EU-Vorgaben zur Luftreinhaltung bei Kraftwerken in nationales Recht umzusetzen sind. Der Vorstand hielt uns außerdem über die energiepolitischen Entwicklungen in Nachbarländern auf dem Laufenden, z. B. über den geplanten Kohleausstieg in den Niederlanden. Neben diesen und weiteren Themen kam auch der bevorstehende Brexit zur Sprache. In den außerordentlichen Sitzungen haben wir uns ausschließlich mit Sonderthemen befasst. Im Folgenden gehe ich auf die wesentlichen Inhalte unserer Sitzungen ein:
| ― |
In seiner ordentlichen Sitzung vom 7. März 2018 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss 2017 und die Tagesordnung der Hauptversammlung vom 26. April 2018 erörtert und verabschiedet. Darüber hinaus befassten wir uns mit den Gesprächen, die ich im Vorfeld mit großen institutionellen Anlegern zu Corporate-Governance-Themen (Vorstandsvergütung, Zusammensetzung des Aufsichtsrats etc.) und zur Klimaschutzstrategie von RWE geführt hatte. Dieser Austausch wurde von Anlegerseite sehr begrüßt und soll im jährlichen Turnus fortgesetzt werden. |
| ― |
Hauptthema zweier außerordentlicher Sitzungen am 11. und 12. März 2018 war der von RWE und E.ON geplante Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen, mit dem sich die beiden Unternehmen grundlegend neu aufstellen. Nach intensiven Beratungen haben wir am 12. März grünes Licht für die Transaktion gegeben. Noch am gleichen Tag wurde das Tauschgeschäft vertraglich vereinbart. |
| ― |
In der ordentlichen Sitzung am 26. April 2018 haben wir uns u. a. mit der Frage befasst, wie die Politik die neuen EU-Vorgaben zur Begrenzung von Luftschadstoffemissionen durch Kraftwerke in nationales Recht umsetzen wird. Zum damaligen Zeitpunkt hatte es dazu bereits erste Überlegungen im Bundesumweltministerium gegeben. Außerdem haben wir letzte Vorbereitungen für die Hauptversammlung getroffen, die am gleichen Tag stattfand. |
| ― |
Bei unserer ordentlichen Sitzung vom 6. Juli 2018 stand die IT-Sicherheit im Mittelpunkt. Der Staat und die Wirtschaft sind zunehmenden Risiken durch Hackerangriffe ausgesetzt. Gestiegen ist nicht nur die Häufigkeit, sondern auch die Intensität solcher Attacken. In unserer Sitzung haben wir uns damit befasst, welche Schutzmaßnahmen bereits getroffen wurden und welche weiteren Schritte nötig sind, um die Sicherheit der IT-Infrastruktur von RWE auch in Zukunft zu gewährleisten. |
| ― |
Bei der ordentlichen Sitzung am 21. September 2018 widmeten wir uns der Sicht des Kapitalmarktes auf RWE. Der Vorstand berichtete uns von der positiven Resonanz, auf die das geplante Tauschgeschäft mit E.ON bei Investoren gestoßen ist. Sehr ausführlich befassten wir uns mit der Frage, ob RWE langfristig an der Refinanzierung mit Vorzugsaktien festhalten soll. An den internationalen Kapitalmärkten ist es üblich, dass jede Aktie auch ein Stimmrecht hat. Gemeinsam mit dem Vorstand haben wir über verschiedene Handlungs- und Gestaltungsoptionen beraten, darunter eine mögliche Umwandlung der Vorzugsaktien in Stammaktien. |
| ― |
Am 14. Oktober 2018 traf sich der Aufsichtsrat zu einer außerordentlichen Sitzung, in der er sich mit dem vom Oberverwaltungsgericht Münster verhängten vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst befasste. Der Vorstand informierte uns darüber, welche weitreichenden Folgen die Gerichtsentscheidung für den Tagebaubetrieb und die Ertragslage des Unternehmens haben kann, und beriet sich mit uns über das weitere Vorgehen. |
| ― |
In der ordentlichen Sitzung vom 12. Dezember 2018 haben wir die Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2019 begutachtet und verabschiedet. Turnusgemäß befassten wir uns auch mit den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), die seit dem 24. April 2017 unverändert geblieben sind, und verabschiedeten gemeinsam mit dem Vorstand eine aktualisierte Entsprechenserklärung. Ein weiterer Themenschwerpunkt war die Digitalisierung und ihre zunehmende Bedeutung für die Unternehmenswelt. Wir kamen darin überein, dass Sachverstand auf diesem Gebiet im Kompetenz- und Anforderungsprofil des Aufsichtsrats explizit berücksichtigt sein sollte, und haben das Profil entsprechend erweitert. In der Sitzung haben wir uns auch mit dem Beschluss des Gerichts der Europäischen Union zum britischen Kapazitätsmarkt befasst, der zu einer vorläufigen Aussetzung der Prämienzahlungen geführt hat. Ausführlich widmeten wir uns dem bevorstehenden EU-Austritt Großbritanniens und analysierten seine möglichen Auswirkungen auf RWE. Außerdem ließen wir uns vom Vorstand über die zunehmend kohlekritische Haltung von Banken und Versicherungen berichten. Die Geschäftsbeziehungen von RWE mit Finanzinstituten werden davon aber bislang kaum beeinträchtigt. |
Ausschüsse des Aufsichtsrats.
Der Aufsichtsrat hatte im vergangenen Jahr fünf ständige Ausschüsse, deren Mitglieder auf Seite 199 aufgeführt sind. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Sitzungen des Plenums anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Gelegentlich nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, sofern ihnen diese vom Aufsichtsrat übertragen wurden. In jeder ordentlichen Sitzung wird der Aufsichtsrat über die Arbeit der Ausschüsse durch deren jeweiligen Vorsitzenden informiert. Im Berichtsjahr fanden insgesamt neun Ausschusssitzungen statt, auf die ich nun näher eingehen möchte. Die individuelle Sitzungspräsenz können Sie der Tabelle auf Seite 9 entnehmen.
| ― |
Das Präsidium tagte einmal. Seine Mitglieder setzten sich intensiv mit der Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2019 und der Vorschau auf die Jahre 2020 und 2021 auseinander und bereiteten deren Verabschiedung durch den Aufsichtsrat vor. |
| ― |
Der Prüfungsausschuss trat viermal zusammen. Er befasste sich schwerpunktmäßig mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns mitsamt des zusammengefassten Lageberichts sowie mit dem Halbjahresbericht und den Quartalsmitteilungen. Die Abschlüsse erörterte er vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand und ließ sich vom Abschlussprüfer über die Ergebnisse der Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht berichten. Sein besonderes Augenmerk galt dabei der Qualität der Abschlussprüfung. Über seinen Vorsitzenden stand der Ausschuss auch außerhalb der Sitzungen im Dialog mit dem Wirtschaftsprüfer. Das Gremium gab darüber hinaus eine Empfehlung zur Auswahl des Wirtschaftsprüfers für das Geschäftsjahr 2018, bereitete die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor und legte die Prüfungsschwerpunkte fest. Auf seiner Agenda stand auch die nichtfinanzielle Berichterstattung: Analysen und Vergleiche mit anderen Unternehmen belegen, dass RWE hier ein hohes Transparenzniveau erreicht. Der Prüfungsausschuss ließ sich turnusgemäß über die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems berichten. Dabei wurden keine Tatsachen bekannt, die an der Wirksamkeit des Kontrollsystems zweifeln lassen. Des Weiteren befasste sich der Ausschuss mit der Ausgestaltung des Compliance-Management-Systems, der Planung und den Ergebnissen der internen Revision, der Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), der Datensicherheit sowie rechtlichen und steuerlichen Fragen. Bei Bedarf wurden zu den Beratungen Fachexperten aus dem Unternehmen hinzugezogen. |
| ― |
Im Berichtsjahr fanden drei Sitzungen des Personalausschusses statt. Das Gremium befasste sich u. a. mit notwendigen Anpassungen der Zielwerte für die variable Vergütung von Vorstand und Führungskräften, die sich aus dem geplanten Tauschgeschäft mit E.ON ergaben. Über die Änderungen informieren wir Sie ausführlich auf Seite 64 ff. Darüber hinaus bereitete der Ausschuss den Aufsichtsratsbeschluss zur erneuten Bestellung von Dr. Markus Krebber als Vorstandsmitglied der RWE AG vor. |
| ― |
Der Nominierungsausschuss tagte 2018 nicht. |
| ― |
Die Mitglieder des Strategieausschusses trafen sich einmal. Schwerpunkt dieser Sitzung war das mit E.ON vereinbarte Tauschgeschäft. Der Vorstand erläuterte dabei u. a. die Eckpunkte seiner künftigen Strategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Außerdem informierte er den Ausschuss über die - im Rahmen des kartellrechtlich Zulässigen - getroffenen vorbereitenden Maßnahmen zur Integration der Geschäftsaktivitäten, die RWE im Zuge der Transaktion übernimmt. |
| ― |
Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste 2018 nicht einberufen werden. |
Interessenkonflikte.
Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind per Gesetz und nach dem DCGK dazu angehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im vergangenen Jahr haben Monika Krebber und Dr. Erhard Schipporeit, die sowohl dem Aufsichtsrat der RWE AG als auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören, im Hinblick auf Entscheidungen zum geplanten Tauschgeschäft mit E.ON einen Interessenkonflikt angezeigt. Sie haben deshalb keine vorbereitenden Sitzungsunterlagen zu den betreffenden Tagesordnungspunkten erhalten und nahmen nicht an Beratungen und Beschlussfassungen teil.
Jahresabschluss 2018.
Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2018 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach IFRS aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 26. April 2018 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden.
Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte für das Jahr 2018 rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 8. März 2019 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Wirtschaftsprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 7. März 2019 im Beisein der Wirtschaftsprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst und dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen.
In der Bilanzsitzung hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern, den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2018 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende von 0,70 € je Aktie vorsieht.
Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat.
Im Berichtsjahr gab es zwei Personalveränderungen im Aufsichtsrat: Reinhold Gispert und Andreas Henrich - beide Vertreter der Arbeitnehmerseite - sind mit Ablauf des 31. Juli bzw. 31. August aus dem Gremium ausgeschieden. Für Reinhold Gispert bestellte das Amtsgericht Essen Michael Bochinsky mit Wirkung zum 1. August 2018 in den Aufsichtsrat. Die Nachfolge von Andreas Henrich trat zum 1. September Martin Bröker an, der von der Delegiertenversammlung der Arbeitnehmer am 2. März 2016 zum Ersatzmitglied für Herrn Henrich gewählt worden war. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich den Herren Gispert und Henrich für ihre wertvolle Arbeit in unserem Gremium und ihren Einsatz zum Wohle von RWE.
Dank an die Beschäftigten von RWE.
Die letzten Zeilen meines Berichts möchte ich traditionsgemäß jenen widmen, die den wichtigsten Beitrag zum Erfolg und zur Weiterentwicklung von RWE leisten: den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. In der Vergangenheit - und auch 2018 wieder - haben sie gezeigt, dass man mit Kompetenz und Einsatzbereitschaft viel erreichen kann. Meine Kollegen und ich wissen das sehr zu schätzen und sprechen ihnen dafür unseren herzlichen Dank aus. Im vergangenen Jahr sind die Weichen für eine neue RWE gestellt worden, die für Stabilität und Wachstum steht. Der Weg des Unternehmens führt in eine vielversprechende Zukunft, mag er auch zeitweise beschwerlich sein. Ich bin mir sicher: Mit der Unterstützung der Beschäftigten wird RWE auf diesem Weg erfolgreich sein und auch die ganz großen Herausforderungen bewältigen.
Essen, 8. März 2019
Für den Aufsichtsrat
Dr. Werner Brandt, Vorsitzender