 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenbericht über das erste Halbjahr 2019Zukunft. Sicher. Machen.Zwischenbericht über das
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Bereinigtes EBITDA des RWE-Konzerns im ersten Halbjahr um 37 % über Vorjahr |
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Außergewöhnlich gute Performance im Energiehandel |
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RWE hebt Ergebnisprognose für das Geschäftsjahr 2019 an |
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Bereinigtes EBITDA von 1,6 bis 1,9 Mrd. € erwartet |
AUF EINEN BLICK
| Eckdaten des RWE-Konzerns | Jan - Jun 2019 | Jan - Jun 2018 | +/- | Jan - Dez 2018 | |
| Stromerzeugung | Mrd. kWh | 73,7 | 87,9 | - 14,2 | 176,0 |
| Außenumsatz (ohne Erdgas-/Stromsteuer) | Mio. € | 6.965 | 6.6871 | 278 | 13.2981 |
| Bereinigtes EBITDA | Mio. € | 1.130 | 825 | 305 | 1.538 |
| Bereinigtes EBIT | Mio. € | 617 | 385 | 232 | 619 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern | Mio. € | - 67 | 68 | - 135 | 49 |
| Nettoergebnis | Mio. € | 830 | 162 | 668 | 335 |
| Ergebnis je Aktie | € | 1,35 | 0,26 | 1,09 | 0,54 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten |
Mio. € | - 1.136 | 1.911 | - 3.047 | 4.611 |
| Investitionen | Mio. € | 674 | 380 | 294 | 1.260 |
| in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte | Mio. € | 652 | 280 | 372 | 1.079 |
| in Finanzanlagen | Mio. € | 22 | 100 | - 78 | 181 |
| Free Cash Flow | Mio. € | - 1.647 | 1.555 | -3.202 | 3.439 |
| 30.06.2019 | 31.12.2018 | ||||
| Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten | Mio. € | 8.035 | 4.389 | 3.646 | |
| Mitarbeiter2 | 17.890 | 17.748 | 142 |
1
Angepasster Wert, im Wesentlichen wegen Änderungen bei der Erfassung von Umsätzen
aus Derivatgeschäften
2
Umgerechnet in Vollzeitstellen
STARKE ERSTE JAHRESHÄLFTE FÜR DIE RWE-AKTIE UND DEN DAX
Performance der RWE-Stammaktie sowie der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities
Aktienmarkt trotz konjunktureller Abkühlung im Aufwind
Die Stimmung am deutschen Aktienmarkt hat sich nach dem schwachen Börsenjahr 2018
wieder aufgehellt. Der Leitindex DAX kletterte in den ersten sechs Monaten 2019 um
17 %o auf 12.399 Punkte. Damit verzeichnete er die beste erste Jahreshälfte seit 2007
- trotz schwächelnder Konjunktur und des fortgesetzten Handelsstreits zwischen den
USA und China. Wichtigster Impulsgeber für die Aktienkurse waren die weiterhin extrem
niedrigen Zinsen und die Ankündigung von EZB-Präsident Mario Draghi, an seiner ultralockeren
Geldpolitik festhalten zu wollen. Angesichts von Nullzinsen und teilweise negativen
Renditen für Bundesanleihen zieht es weiterhin viele Anleger an den Aktienmarkt.
RWE-Stammaktie: 18 % Rendite aus Kursveränderung und Dividende
Die RWE-Stammaktie konnte ebenfalls deutlich zulegen. Ende Juni ging sie mit 21,67
€ aus dem Handel. Inklusive der Anfang Mai gezahlten Dividende von 0,70 € erbrachte
sie eine Halbjahresrendite von 18 %o. Damit lag sie knapp über dem DAX und konnte
auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (15 %o) hinter sich lassen. Ein
wesentlicher Grund für die starke RWE-Performance war, dass wir bei der Umsetzung
des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON zügig vorankamen. Durch die Transaktion, die
wir in den kommenden Monaten abschließen wollen, steigt RWE zu Europas Nummer drei
bei den erneuerbaren Energien auf. Viele Investoren und Analysten sehen das als wesentlichen
Werttreiber für die RWE-Aktie. Die im Januar 2019 bekannt gegebenen Empfehlungen der
Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" haben zudem die Hoffnung genährt,
dass sich die politischen Risiken aus der deutschen Kohleverstromung verringern werden.
Wie auf Seite 5 f. erläutert, plädiert das Gremium für einen geordneten Kohleausstieg
und angemessene Kompensationen für die betroffenen Unternehmen. Im Juli setzte sich
der Aufwärtstrend der RWE-Aktie trotz eines schwachen Marktumfelds fort. Eine Rolle
spielte dabei, dass einige Finanzanalysten ihre Kursziele für RWE nach oben angepasst
haben. Auch die Anhebung unserer Ergebnisprognose für 2019, die Ende Juli bekannt
gemacht wurde, schlug sich positiv im Aktienkurs nieder.
WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN
Rund 1 % Wirtschaftswachstum in der Eurozone
Nach vorläufigen Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr
2019 um 2,5 %o höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Die Eurozone dürfte ein
Wachstum von etwa 1 % erreicht haben. Deutschland kommt wohl nur auf ein Plus von
0,5 %: Die größte Volkswirtschaft des Währungsraums ist wegen ihrer Exportabhängigkeit
in hohem Maße von den internationalen Handelskonflikten betroffen. Die Niederlande
nahmen dagegen mit schätzungsweise 1,5 % Wachstum einen vorderen Platz unter den Euroländern
ein. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, entwickelte
sich die Wirtschaft trotz des bevorstehenden EU-Austritts robust. Das Bruttoinlandsprodukt
des Landes ist um ca. 1,5 % gestiegen.
Rückläufige Stromnachfrage in Deutschland und Großbritannien
Das Wirtschaftswachstum regte den Stromverbrauch in unseren Kernmärkten an, während
der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Aufgrund
milder Winterwitterung wurde zudem weniger Heizstrom benötigt. Vorläufige Daten des
Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) deuten darauf hin, dass sich
der Stromverbrauch in Deutschland gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 1,6 % verringert
hat. Auch in anderen Kernmärkten dürfte es eine rückläufige Entwicklung gegeben haben:
Während für die Niederlande noch keine belastbaren Zahlen vorliegen, ist in Großbritannien
eine um ca. 3 % niedrigere Stromnachfrage gemessen worden.
Milder Winter lässt Gaspreise am Spotmarkt einbrechen
Die erste Jahreshälfte war durch ein extrem niedriges Preisniveau am Erdgas-Spotmarkt
gekennzeichnet. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen
die Notierungen im Durchschnitt bei 16 €/MWh. Sie waren damit um 5 € niedriger als
ein Jahr zuvor. Eine wesentliche Rolle spielte dabei, dass der Heizgasbedarf wegen
des milden Winters ungewöhnlich niedrig war. Außerdem drängten große Mengen an verflüssigtem
Erdgas (LNG) auf den europäischen Markt, wodurch die Preise noch mehr unter Druck
gerieten. Zusätzliche Verbräuche aufgrund einer verbesserten Auslastung von Gaskraftwerken
konnten das nicht ausgleichen. Im Gasterminhandel blieb das Preisniveau allerdings
stabil: Der TTF-Forward 2020 kostete 19 €/MWh und damit geringfügig mehr als der TTF-Forward
2019 im Vorjahreszeitraum (18 €/MWh).
Rückläufige Nachfrage dämpft Steinkohlepreise
Bei Kraftwerkssteinkohle (Kesselkohle) hat sich das Spotpreisniveau ebenfalls deutlich
verringert: Im Berichtszeitraum wurden Lieferungen zu den ARA-Häfen (ARA = Amsterdam,
Rotterdam, Antwerpen) inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 65 US$/Tonne
(57 €) abgerechnet, gegenüber 88 US$/Tonne im Vorjahreszeitraum. Ein Grund dafür war,
dass Kohlekraftwerke in Europa nur schwach ausgelastet waren und dementsprechend weniger
Kesselkohle benötigt wurde. Importbeschränkungen in China und die Reaktivierung japanischer
Kernkraftwerke dämpften zudem die Nachfrage aus dem asiatischen Raum. Aufgrund der
genannten Faktoren gaben auch die Notierungen am Terminmarkt nach: Der Forward 2020
(Index API 2) kostete im Berichtszeitraum durchschnittlich 74 US$/Tonne (66 €). Zum
Vergleich: Für den Forward 2019 waren im Vorjahreszeitraum 83 US$/Tonne bezahlt worden.
Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für rasanten Preisanstieg bei CO2-Zertifikaten
Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von CO2 -Emissionsrechten. Deren Preise haben sich seit Mitte 2017 stark erhöht. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, kostete im ersten Halbjahr 2019 durchschnittlich 24 € und damit doppelt so viel wie im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Der deutliche Preisanstieg beruht darauf, dass die EU das Emissionshandelssystem grundlegend reformiert hat. Durch die neuen Regelungen wird der hohe Überschussbestand an Emissionsrechten, der seit Langem am Markt vorhanden ist, ab 2019 schrittweise reduziert. Viele Teilnehmer am Emissionshandel erwarten deshalb eine Verknappung der verfügbaren EUAs und haben sich frühzeitig eingedeckt. Dadurch war schon vor der Umsetzung des Reformpakets ein massiver Preisanstieg zu beobachten.
Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt
Gestiegenes Preisniveau an den Stromterminmärkten
Die starke Verbilligung von Kohleimporten und das ungewöhnlich niedrige Preisniveau
im Gasspothandel dämpften die Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten, während
die Verteuerung von Emissionsrechten preiserhöhenden Einfluss hatte. Im ersten Halbjahr
wurde Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 38 €/MWh gehandelt
und damit etwas höher als im Vorjahreszeitraum (36 €/MWh). Dagegen haben sich die
Spotnotierungen in Großbritannien um 6 auf 47 £/MWh (53 €/MWh) und in den Niederlanden
um 2 auf 44 €/MWh verringert. Im Terminhandel tendierten die Preise in allen Kernmärkten
nach oben: In Deutschland kostete der Grundlast-Forward 2020 durchschnittlich 48 €/MWh;
das sind 11 € mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2019 gezahlt wurde. In
Großbritannien verteuerte sich der Ein-Jahres-Forward um 5 auf 53 £/MWh (61 €/MWh)
und in den Niederlanden um 9 auf 51 €/MWh.
Stromterminverkäufe für 2019: Deutlich niedrigere Margen für Steinkohlekraftwerke
Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung
unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe
und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtszeitraum sind somit
von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2019 in vorangegangenen
Jahren abgeschlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend
die Grundlast abdecken, haben wir solche Verkäufe bereits ab 2016 getätigt. Dabei
konnten wir im Durchschnitt geringfügig höhere Margen erzielen als mit Kontrakten
für 2018. Terminverkäufe von Strom aus Steinkohle- und Gaskraftwerken machen wir typischerweise
mit geringerem zeitlichen Vorlauf. Die realisierten Strompreise waren dadurch höher,
allerdings gab es auch Mehrkosten infolge der bis 2018 zu beobachtenden deutlichen
Verteuerung von Brennstoffen. Auch der Preisanstieg bei Emissionsrechten machte sich
bemerkbar. In der Steinkohleverstromung hat sich die Ertragslage daher insgesamt verschlechtert.
Die Margen unserer Gaskraftwerke waren in Großbritannien dagegen etwa gleich hoch
wie 2018; in Deutschland und den Niederlanden haben sie sich verbessert.
Bessere Windverhältnisse als 2018
Bei der Stromerzeugung aus regenerativen Quellen wird die Verfügbarkeit und Profitabilität
der Anlagen in hohem Maße von den Wetterbedingungen beeinflusst. Von besonderer Bedeutung
für innogy ist das Windaufkommen. Dieses lag in Nordost- und Mitteleuropa sowie weiten
Teilen Südeuropas über dem langjährigen Mittel, in Großbritannien, Irland und den
Niederlanden hingegen zum Teil deutlich darunter. Verglichen mit dem Vorjahreszeitraum
wurden an fast allen innogy-Standorten in Kontinentaleuropa - ausgenommen Spanien
-ähnliche oder höhere Windgeschwindigkeiten gemessen. In Großbritannien und Irland
lag das Windaufkommen ebenfalls über dem Vorjahresniveau; nur im äußersten Süden Englands
war es niedriger als 2018. Bei Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem
Maße von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, der Hauptregion
unserer Stromerzeugung aus Wasserkraft, blieben diese Mengen geringfügig hinter dem
langjährigen Durchschnitt zurück. Gegenüber der ersten Jahreshälfte 2018 haben sie
sich aber etwas erhöht.
WESENTLICHE EREIGNISSE
Im Berichtszeitraum
Europäische Kommission gibt RWE grünes Licht für Tauschgeschäft mit E.ON
Bei der Umsetzung des im März 2018 vereinbarten Tauschgeschäfts mit E.ON sind wir
weiter vorangekommen. Am 22. Januar 2019 haben wir den Erwerb der für uns bestimmten
Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen bei der Europäischen Kommission angemeldet
und erhielten am 26. Februar die Freigabe aus Brüssel. Auch nationale Wettbewerbsbehörden
haben ihre Genehmigungen erteilt: das Bundeskartellamt am 26. Februar, die britische
Competition and Markets Authority (CMA) am 8. April und die US-Kartellbehörde am 22./31.
Mai. Jetzt steht nur noch die Freigabe des E.ON-Teils der Transaktion durch die EU-Kommission
aus. Sobald auch diese vorliegt, soll die Transaktion in zwei Schritten abgeschlossen
werden: Zunächst erhält E.ON unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy und eine Zahlung
von 1,5 Mrd. €, während wir eine Finanzbeteiligung an E.ON (16,67 %) und die von E.ON
gehaltenen Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen (25 %o) und Emsland
(12,5 %o) übernehmen. Dies wird voraussichtlich im September 2019 geschehen. Im zweiten
Schritt wird uns E.ON dann die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten
überlassen; ferner erhalten wir aus dem innogy-Portfolio das Gasspeichergeschäft und
die Minderheitsbeteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag (37,9 %o). Weitere
Informationen zu der Transaktion finden Sie in unserem Geschäftsbericht 2018 auf den
Seiten 18 und 35 f.
RWE erwirbt tschechische Netz-Beteiligung von innogy zum Weiterverkauf an Macquarie
Ende Februar haben wir die 50,04 %-Beteiligung der innogy SE am tschechischen Gasnetzbetreiber
innogy Grid Holding (IGH) erworben. Dazu hatten wir uns im Rahmen des Tauschgeschäfts
mit E.ON verpflichtet. Ebenso hatten wir zugesagt, die IGH-Beteiligung an E.ON weiterzuverkaufen.
Allerdings hat das vom australischen Finanzdienstleister und Infrastrukturinvestor
Macquarie geführte Konsortium MIRA, das die restlichen Anteile an IGH hält, ein Vorkaufsrecht
geltend gemacht. Dementsprechend wird nun MIRA anstelle von E.ON das 50,04 %-Paket
übernehmen. Der Kaufpreis beträgt rund 1,8 Mrd. €. Wir haben das Paket zu den gleichen
Konditionen erworben und hätten es auch zu diesen Konditionen an E.ON weitergereicht.
Die IGH-Transaktion ist Ende Juni von der EU-Kommission genehmigt worden. Sie steht
aber noch unter dem Vorbehalt, dass E.ON unsere Beteiligung an innogy übernehmen kann.
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 (ohne Reservekapazitäten) bis Ende 2022 auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung
gesenkt werden. Gegenüber Ende 2017 entspricht das einem Rückgang um 7,7 GW aus Steinkohle
und annähernd 5 GW aus Braunkohle. In den Zahlen enthalten sind Stilllegungen, die
zwischenzeitlich stattgefunden haben oder schon angekündigt worden sind. Ebenfalls
miterfasst sind Braunkohleblöcke, die Ende 2017 noch nicht in die Sicherheitsbereitschaft
überführt worden waren. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit
insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein.
Ferner rät die Kommission, die eingesparten CO2 -Mengen im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems zu berücksichtigen, indem das nationale Versteigerungsbudget gekürzt wird. Die für die stillgelegten Kraftwerke nicht mehr benötigten Zertifikate stünden sonst anderen Unternehmen zur Verfügung und würden ihnen zusätzliche Emissionen erlauben. Die Kommission regt an, dass in den Jahren 2023, 2026 und 2029 eine Überprüfung der bis dahin umgesetzten Maßnahmen vorgenommen wird. Dabei sollen u. a. die Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, den Klimaschutz, das Strompreisniveau und die Strukturentwicklung in den betroffenen Regionen analysiert und nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen in die Wege geleitet werden. Der Politik wird empfohlen, den Stilllegungsfahrplan im Einvernehmen mit den Betreibern umzusetzen und diesen angemessene Entschädigungsleistungen zu gewähren. Betriebsbedingte Kündigungen sowie unangemessene soziale und ökonomische Nachteile für die Beschäftigten sollen verhindert werden, u. a. durch ein staatliches Anpassungsgeld. Die Kommission hält es ferner für wünschenswert, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Im Hinblick auf die Umsiedlungen in den Tagebauregionen werden die Länder aufgefordert, in einen Dialog mit den Betroffenen zu treten, um soziale und wirtschaftliche Härten zu vermeiden.
Die Vorschläge der Kommission sind bei Politikern und Interessenverbänden überwiegend
auf Zustimmung gestoßen. Positiv hervorgehoben wurde, dass nun ein breiter Konsens
gefunden sei, der für die Politik die Basis sein könne, um Planungssicherheit für
Unternehmen, Beschäftigte und Regionen zu schaffen. Beobachter gehen deshalb davon
aus, dass die Bundesregierung das Konzept der Kommission in den wesentlichen Punkten
umsetzen wird. Für unser rheinisches Braunkohlegeschäft hätte das gravierende Konsequenzen.
RWE hat im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft bereits vier Kraftwerksblöcke vorzeitig
vom Netz genommen und wird Ende September 2019 einen weiteren Block folgen lassen.
Zusätzliche Stilllegungen sind deshalb umso schwieriger und führen zu Belastungen,
die weit über die entgangenen Stromerlöse hinausgehen. Beispielsweise müssten wir
kurzfristig in erheblichem Umfang Stellen abbauen und Sozialprogramme für die betroffenen
Beschäftigten auflegen. Bei einer frühzeitigen Schließung von Tagebauen hätten wir
neue Rekultivierungskonzepte zu entwickeln. Dadurch und durch die vorzeitige Inanspruchnahme
der Bergbaurückstellungen müssten diese stark angehoben werden. Zusätzliche Kosten
entstünden bei einem Erhalt des Hambacher Forstes. 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 laufenden Gespräche der Bundesregierung mit uns in konkrete Vorschläge münden
und der Gesetzgebungsprozess zum Kohleausstieg voranschreitet. Positiv werten wir,
dass die Kommission die Notwendigkeit angemessener Entschädigungsleistungen für Kraftwerksbetreiber
anerkennt und dabei ausdrücklich auch die Folgekosten für die Tagebaue einbezieht.
Entscheidung zum Hambacher Forst: Verwaltungsgericht Köln weist Klage des BUND zurück
Das Verwaltungsgericht Köln hat am 12. März entschieden, dass es sich beim Hambacher
Forst um kein potenzielles Schutzgebiet nach der europäischen Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie
handelt. Damit ist eine Klage des Bundes für Umwelt und Naturschutz Deutschland e.
V. (BUND) abgewiesen worden. Nach Ansicht der Richter war die Zulassung des Hauptbetriebsplans
2018-2020 für den Tagebau Hambach durch die Bezirksregierung in Arnsberg rechtmäßig.
Dieser Plan sieht u. a. die Rodung des Hambacher Forstes vor. Dazu wird es allerdings
zunächst nicht kommen, denn am vorläufigen Rodungsstopp, den das Oberverwaltungsgericht
(OVG) Münster am 5. Oktober 2018 in einem Eilverfahren verhängt hatte, ändert sich
durch das Kölner Urteil nichts. Im nächsten Schritt muss nun das OVG Münster selbst
über den naturschutzrechtlichen Status des Hambacher Forstes entscheiden. Außerdem
hatte RWE Power erklärt, bis Ende September 2020 auf eine Rodung zu verzichten. Nach
den zum Teil gewalttätigen Protesten im Hambacher Forst wollen wir so zur Deeskalation
der Lage beitragen.
EU schränkt Teilnahme von Kohlekraftwerken an Kapazitätsmechanismen ein
Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben im März bzw. Mai 2019 eine Reform der EU-Gesetzgebung zum Strommarkt verabschiedet. Die neuen Regeln greifen teilweise ab 1. Januar 2020 (Strommarktverordnung). Andere Bestimmungen (Strommarktrichtlinie) müssen von den Mitgliedstaaten bis Ende 2020 in nationales Recht umgesetzt werden. Ein Kernelement der Reform sind Vorgaben zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen. Die neue Strommarktverordnung sieht vor, dass Kraftwerke mit CO2 -Emissionen von mehr als 550 g/kWh nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen dürfen. Voraussetzung dafür ist, dass sie pro Jahr nicht mehr als 350 kg CO2 je Kilowatt installierte Leistung emittieren. Kohlekraftwerke können daher nicht mit voller Auslastung an einem allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen, wohl aber an Reserveregelungen, die nur wenige Betriebsstunden vorsehen. Die deutsche Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft ist damit weiterhin zulässig. Die Emissionsobergrenzen sollen für neue Kraftwerke am 1. Januar 2020 wirksam werden. Für Bestandsanlagen gilt eine Übergangsregelung bis Mitte 2025. Bereits existierende Kapazitätsverträge und solche, die im laufenden Jahr abgeschlossen werden, bleiben von den Grenzwerten gänzlich unberührt.
RWE schließt Bau neuer Kohlekraftwerke aus - Projekt "BoAplus" endgültig vom Tisch
Pläne für ein neues hocheffizientes Braunkohlekraftwerk als Ersatz für emissionsintensivere Altanlagen werden wir nicht weiterverfolgen. Das haben wir Ende April bekannt gegeben. Seit Längerem hatte es Überlegungen gegeben, am Standort Niederaußem einen Braunkohleblock mit optimierter Anlagentechnik (BoAplus) zu errichten. Neue Kohlekraftwerke haben in unserer Strategie aber keinen Platz mehr. RWE bekennt sich zu den europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. In den vergangenen sechs Jahren hat das Unternehmen seine CO2 -Emissionen bereits um ein Drittel gesenkt.
RWE beendet Steinkohleverstromung am Kraftwerksstandort Werne
Am 29. März 2019 haben wir den mit Steinkohle befeuerten Teil von Kombiblock K des
Gersteinwerks in Werne (Westfalen) endgültig vom Netz genommen. Damit wird an dem
Standort keine Steinkohle mehr verstromt. Wirtschaftliche Gründe haben uns zu der
Stilllegung bewogen: Notwendige Investitionen im Rahmen einer anstehenden Revision
hätten sich nicht mehr gelohnt. Der Block K besteht aus einer Vorschaltgasturbine
(K1) mit einer Nettoleistung von 112 MW und einer zweiten - jetzt stillgelegten -
Turbine (K2), die mit Dampf aus der Verbrennung von Steinkohle betrieben wurde und
über 620 MW verfügte. Strom wird im Gersteinwerk weiterhin erzeugt: Neben der erwähnten
Vorschaltgasturbine K1 stehen uns dort zwei Erdgas-Kombiblöcke und eine weitere Vorschaltgasturbine
zur Verfügung. Diese Anlagen kommen zusammen auf eine Leistung von rund 1.000 MW.
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 veräußert. Dieser war zuvor bereits
mit 49 % an der Anlage beteiligt gewesen und hatte von einem vertraglichen Kaufrecht
Gebrauch gemacht. Hinsichtlich der Höhe des Preises wurde Vertraulichkeit vereinbart.
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 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. Im Gegenzug haben
die deutschen Kernkraftwerksbetreiber dem Bund im Jahr 2017 Mittel in Höhe von 24,1
Mrd. € überwiesen, mit denen ein öffentlich-rechtlicher "Fonds zur Finanzierung der
kerntechnischen Entsorgung" dotiert worden ist. Die Verantwortung für die Stilllegung
und den sicheren Rückbau der Kraftwerke liegt weiterhin bei den Unternehmen. Ebenso
obliegt es ihnen, die radioaktiven Abfälle fachgerecht zu verpacken, bevor 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.
Britische Regierung lässt weitere Kapazitätsauktion durchführen
Trotz der Aussetzung der Prämienzahlungen für den britischen Kapazitätsmarkt hat Mitte
Juni eine Kapazitätsauktion stattgefunden, die sich auf den Vorhaltezeitraum 1. Oktober
2019 bis 30. September 2020 bezog. Dabei konnten sich Kraftwerke mit einer Gesamtleistung
von 3,6 GW für eine Kapazitätszahlung qualifizieren. Diese fiel mit 0,77 £/kW allerdings
außergewöhnlich niedrig aus. Für den gleichen Vorhaltezeitraum hatte es bereits Ende
2015 eine Auktion gegeben. Damals haben sich Anlagen mit insgesamt 46,4 GW - darunter
8,0 GW von RWE - für eine Prämie von 18 £/kW qualifiziert. Die neuerliche Auktion,
die eigentlich bereits für Anfang 2019 geplant war, diente dem Zweck, verbliebene
Kapazitätslücken zu schließen. Da der Vorhaltezeitraum bereits im Oktober beginnt,
gab es ein Überangebot an gesicherter Leistung, weil viele Anlagen ohnehin für diese
Periode verfügbar sein werden. Von RWE waren die Kleinanlagen Grimsby und Cowes 2
beim Bieterverfahren vertreten, ohne allerdings zum Zuge zu kommen. Wir werden sie
dennoch weiterbetreiben.
Die Auktion vom Juni 2019 wird allerdings nur dann wirksam, wenn der britische Kapazitätsmarkt
fortgeführt werden kann. Seit Mitte November 2018 befindet er sich in einer Stillhaltephase.
Das Gericht der Europäischen Union hatte die von der EU-Kommission im Jahr 2014 erteilte
Genehmigung des Fördermechanismus für unwirksam erklärt, da ihr keine eingehende Untersuchung
vorausgegangen war. Diese wird nun nachgeholt. Sollte die EU-Kommission dem ursprünglichen
britischen Genehmigungsersuchen erneut stattgeben, könnten wieder Kapazitätsprämien
gewährt werden. Wir sind zuversichtlich, dass der britische Kapazitätsmarkt in der
bisherigen Form fortgeführt werden kann und dass die während der Stillhaltephase eingefrorenen
Prämien nachträglich ausbezahlt werden.
Umwandlung der RWE-Vorzugsaktien in Stammaktien abgeschlossen
Mitte des Jahres haben wir die insgesamt 39.000.000 RWE-Vorzugsaktien in stimmberechtigte
Stammaktien umgewandelt. Die Transaktion erfolgte im Verhältnis 1:1 und ohne Zuzahlung.
Sie war am 3. Mai 2019 von der ordentlichen Hauptversammlung der Gesellschaft sowie
einer gesonderten Versammlung der Vorzugsaktionäre auf Vorschlag des Vorstands und
des Aufsichtsrats beschlossen worden. Die für die Umwandlung erforderliche Satzungsänderung
wurde am 28. Juni 2019 in das Handelsregister beim Amtsgericht Essen eingetragen.
Am gleichen Tag ist nach Handelsschluss die Börsennotierung der Vorzüge eingestellt
worden. Anfang Juli haben die Depotbanken die RWE-Vorzugsaktien ihrer Kunden in Stammaktien
umgebucht. Durch die Vereinheitlichung der Aktiengattung ist die Zahl der RWE-Stämme
auf 614.745.499 Stück gestiegen. Wir sehen darin eine Stärkung unserer Corporate Governance,
denn aus Sicht institutioneller Investoren sollte mit jeder Aktie eines Unternehmens
auch ein Stimmrecht verbunden sein (Prinzip "One Share - One Vote"). Diesem Anspruch
wird RWE nun gerecht.
RWE kündigt Hybridanleihe über 750 Mio. £
Mit Wirkung zum 20. März 2019 haben wir eine Hybridanleihe über 750 Mio. £ gekündigt,
ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Damit trugen wir der soliden Finanzlage
von RWE Rechnung. Die Anleihe war sieben Jahre zuvor begeben worden. Sie hatte einen
Kupon von 7 % und eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit. Wir haben vom erstmaligen
Kündigungsrecht Gebrauch gemacht.
Banken stocken Kreditrahmen von RWE auf 5 Mrd. € auf
Mitte April 2019 haben wir unsere syndizierte Kreditlinie über 3 Mrd. € vor Ende der
Laufzeit durch eine neue Vereinbarung über 5 Mrd. € ersetzt. Hintergrund ist die geplante
Neuaufstellung des RWE-Konzerns, durch die sich unser operatives Geschäft um die Erneuerbare-Energien-Aktivitäten
von E.ON und innogy vergrößern wird. Der erhöhte Kreditrahmen wird uns von einem Konsortium
aus 27 internationalen Banken gewährt. Er besteht aus zwei Tranchen: eine über 3 Mrd.
€ mit einer Laufzeit von fünf Jahren und eine über 2 Mrd. € mit zweijähriger Laufzeit.
Mit dem Einverständnis der Banken kann die erstgenannte Tranche zweimal um jeweils
ein Jahr verlängert werden. Bei der zweiten Tranche besteht diese Option für ein Jahr;
hier ist keine Zustimmung der Banken erforderlich. Syndizierte Kreditlinien dienen
uns zur Sicherung der Liquidität. Bislang mussten wir sie nicht in Anspruch nehmen.
RWE schüttet 0,70 € je Aktie für das Geschäftsjahr 2018 aus
Die Hauptversammlung der RWE AG vom 3. Mai 2019 hat dem Dividendenvorschlag von Vorstand
und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2018 zugestimmt. Dementsprechend haben wir
am 8. Mai 0,70 € je Stamm- und Vorzugsaktie ausgeschüttet. Für das Geschäftsjahr 2019
strebt der Vorstand eine Dividende von 0,80 € an.
innogy zahlt Dividende von 1,40 € je Aktie
Die Hauptversammlung der innogy SE vom 30. April 2019 hat für das vergangene Geschäftsjahr
eine Dividende von 1,40 € je Aktie beschlossen. Bezogen auf das bereinigte Nettoergebnis
in Höhe von 1.026 Mio. €, das unsere Tochter 2018 erzielt hatte, betrug die Ausschüttungsquote
76 %.
Nach Ablauf des Berichtszeitraums
Niederländisches Parlament beschließt Kohleausstieg bis 2030
Anfang Juli hat das niederländische Parlament einem Gesetzentwurf zugestimmt, der
einen Ausstieg aus der Kohleverstromung in der kommenden Dekade vorsieht. Nun muss
noch der Senat grünes Licht geben, was voraussichtlich nach der Sommerpause geschehen
wird. Nach dem Gesetzentwurf darf in Kraftwerken aus den 1990er-Jahren spätestens
ab 2025 keine Steinkohle mehr eingesetzt werden. Für Anlagen jüngeren Baudatums soll
das Verbot ab 2030 gelten. Ausgleichszahlungen an die betroffenen Energieversorger
sind im Gesetzentwurf nicht vorgesehen. Derzeit werden in den Niederlanden noch fünf
Steinkohlekraftwerke betrieben. Zwei davon gehören uns: Amer 9 und Eemshaven. Die
erstgenannte Anlage mit 631 MW Nettoleistung müsste nach dem Gesetzentwurf Ende 2024
die Kohleverstromung einstellen; für das Kraftwerk Eemshaven mit 1.554 MW wäre dies
Ende 2029 der Fall. Die Anlagen könnten dann allenfalls noch mit anderen Brennstoffen
weiterbetrieben werden. Derzeit rüsten wir sie 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.
Vorzeitige Stilllegung des Steinkohlekraftwerks Aberthaw B beschlossen
RWE wird das Steinkohlekraftwerk Aberthaw B in Wales mit 1.560 MW Nettoleistung vorzeitig
schließen. Das hat das Management Ende Juli beschlossen. Die Anlage soll Ende März
2020 vom Netz gehen. Die noch bis Ende September 2021 bestehenden Verpflichtungen
des Kraftwerks im Rahmen des britischen Kapazitätsmarktes werden auf Dritte und -
in geringerem Umfang - auf andere Einheiten der RWE-Kraftwerksflotte übertragen. Die
durch den Kapazitätsmarkt garantierte verfügbare Erzeugungsleistung bleibt somit unverändert.
Das Kraftwerk Aberthaw ist 1971 in Betrieb gegangen und hat somit fast ein halbes
Jahrhundert zur sicheren Energieversorgung im Vereinigten Königreich beigetragen.
Mit seiner Schließung endet die Kohleverstromung von RWE in Großbritannien - fünf
Jahre vor dem offiziellen Ausstiegsdatum des Landes. Damit machen wir einen weiteren
Schritt zur Umsetzung unserer Klimaschutzstrategie.
ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE
Konzernstruktur mit vier Segmenten
In unserer derzeitigen Finanzberichterstattung untergliedern wir den RWE-Konzern in
vier Segmente: (1) Braunkohle & Kernenergie, (2) Europäische Stromerzeugung, (3) Energiehandel
und (4) fortgeführte innogy-Aktivitäten. Letztere umfassen jene Geschäftsteile von
innogy, die nach Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON bei RWE verbleiben werden.
Die einzelnen Segmente bestehen aus den folgenden Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen:
| ― |
Braunkohle & Kernenergie: Hier berichten wir über 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. Zu dem Segment gehörte auch unsere 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Matra, die wir im März 2018 veräußert haben. |
| ― |
Europäische Stromerzeugung: Dieses Segment umfasst unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse, deren regionaler Fokus auf Deutschland, Großbritannien und Benelux liegt. Ebenso darin enthalten sind 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. |
| ― |
Energiehandel: Hier stellen wir das Geschäft von RWE Supply & Trading dar, die auf den Eigenhandel mit Commodities spezialisiert ist. Darüber hinaus fungiert die Gesellschaft als Zwischenhändler für Gas, beliefert Großkunden mit Energie und tätigt kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung attraktive Renditen erzielen lassen (Principal Investments). Zu den Aufgaben von RWE Supply & Trading gehört auch die Vermarktung des von RWE erzeugten Stroms und die kommerzielle Optimierung des Kraftwerkseinsatzes; die mit den letztgenannten Aktivitäten erzielten Ergebnisbeiträge werden allerdings in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung ausgewiesen. |
| ― |
Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Hauptbestandteil dieses Segments ist das Geschäft mit den erneuerbaren Energien. Unsere Tochter innogy zählt hier zu den international führenden Unternehmen. Sie betreibt Erzeugungsanlagen in Deutschland, Großbritannien und weiteren Ländern Europas, will sich aber auch in neuen Märkten wie USA und Australien etablieren. Bei den Energiequellen liegt der Schwerpunkt auf Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore), gefolgt von Wasserkraft und Photovoltaik. Nach der Übernahme unserer Tochter wird uns E.ON das Erneuerbare-Energien-Geschäft zurückgeben. Es geht dann in unsere operative Verantwortung über. Gleiches gilt für die Gasspeicher von innogy, die in Deutschland und Tschechien angesiedelt sind. Auch die von innogy gehaltene 37,9 %-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag wird in den RWE-Konzern zurückübertragen und ist somit Teil dieses Segments. |
Gesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie die Konzernholding RWE AG weisen
wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. Die Position enthält außerdem unseren 25,1
%-Anteil am deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion sowie Konsolidierungseffekte.
Erstanwendung von IFRS 16: Höhere Nettoschulden, höhere Abschreibungen
In der Berichterstattung über das Geschäftsjahr 2019 wenden wir erstmals den neuen
Rechnungslegungsstandard IFRS 16 "Leasingverhältnisse" an. Diese müssen nun grundsätzlich
in der Bilanz erfasst werden, es sei denn, sie sind kurzfristig (bis zwölf Monate)
oder beziehen sich auf geringwertige Güter. Der Leasingnehmer hat für die geleasten
Vermögenswerte ein Nutzungsrecht zu aktivieren und eine entsprechende Verbindlichkeit
in Höhe des Barwertes der künftigen Leasingzahlungen zu passivieren. Nähere Erläuterungen
dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 107. Die geänderte Vorgehensweise
führt zu einer Erhöhung der Bilanzsumme und der Nettoschulden. In der Gewinn- und
Verlustrechnung steigen die Abschreibungen, das Finanzergebnis sinkt; diesen Effekten
stehen etwa gleich große Entlastungen beim bereinigten EBITDA gegenüber, sodass das
Nettoergebnis nahezu unbeeinflusst bleibt. Auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen
haben wir verzichtet.
Zukunftsbezogene Aussagen
Der vorliegende Zwischenbericht 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.
GESCHÄFTSENTWICKLUNG
| Stromerzeugung Januar - Juni | Gas | Braunkohle | Steinkohle | |||
| in Mrd. kWh | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 |
| Braunkohle & Kernenergie | - | - | 24,7 | 34,6 | - | - |
| Europäische Stromerzeugung | 24,7 | 23,2 | - | - | 8,2 | 13,5 |
| Davon: | ||||||
| Deutschland1 | 3,0 | 2,0 | - | - | 2,5 | 6,0 |
| Großbritannien | 18,0 | 17,2 | - | - | 0,4 | 0,4 |
| Niederlande/Belgien | 2,9 | 2,8 | - | - | 5,3 | 7,1 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | - | - | - | - | - | - |
| RWE-Konzern | 24,7 | 23,2 | 24,7 | 34,6 | 8,2 | 13,5 |
| Stromerzeugung Januar - Juni | Kernenergie | Erneuerbare Energien | Pumpwasser, Sonstige | |||
| in Mrd. kWh | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 | 2019 | 2018 |
| Braunkohle & Kernenergie | 9,2 | 9,9 | - | - | 0,1 | - |
| Europäische Stromerzeugung | - | - | 0,9 | 0,6 | 0,9 | 1,3 |
| Davon: | ||||||
| Deutschland1 | - | - | 0,1 | 0,4 | 0,9 | 1,3 |
| Großbritannien | - | - | 0,2 | 0,2 | - | - |
| Niederlande/Belgien | - | - | 0,6 | - | - | - |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | - | - | 5,0 | 4,8 | - | - |
| RWE-Konzern | 9,2 | 9,9 | 5,9 | 5,4 | 1,0 | 1,3 |
| Stromerzeugung Januar - Juni | Gesamt | |
| in Mrd. kWh | 2019 | 2018 |
| Braunkohle & Kernenergie | 34,0 | 44,5 |
| Europäische Stromerzeugung | 34,7 | 38,6 |
| Davon: | ||
| Deutschland1 | 6,5 | 9,7 |
| Großbritannien | 18,6 | 17,8 |
| Niederlande/Belgien | 8,8 | 9,9 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 5,0 | 4,8 |
| RWE-Konzern | 73,7 | 87,9 |
Deutlicher Rückgang der Kohleverstromung
Im ersten Halbjahr 2019 hat der RWE-Konzern 73,7 Mrd. kWh Strom erzeugt, 16 % weniger
als im Vorjahreszeitraum. Den deutlichsten Rückgang verzeichneten wir bei der Braunkohle
(- 9,9 TWh). Eine Rolle spielte dabei, dass die Erzeugungsanlagen markt- und revisionsbedingt
weniger am Netz waren. Daneben machten sich Beschränkungen der Braunkohleförderung
bemerkbar, die sich aus dem vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst ergaben. Hinzu
kam, dass wir am 30. September 2018 die beiden Braunkohleblöcke Niederaußem E und
F (295 bzw. 299 MW) außer Betrieb genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft
überführt haben. Außerdem enthielt die Erzeugung des Vorjahres noch Mengen der im
März 2018 verkauften Matra in Ungarn. Stark gesunken ist auch die Stromproduktion
aus Steinkohle (- 5,3 TWh), wobei ebenfalls ungünstige Marktverhältnisse und revisionsbedingte
Kraftwerksstillstände zum Tragen kamen. Weitere Mengeneinbußen ergaben sich dadurch,
dass wir unsere Mehrheitsbeteiligung am Kraftwerk Bergkamen veräußert und die Kohleverstromung
im Gersteinwerk in Werne eingestellt haben (siehe Seite 7). Bei der Kernenergie (-
0,7 TWh) führten Betriebsunterbrechungen für Revisionsarbeiten zu einem Rückgang der
Produktion. Gestiegen ist dagegen die Stromerzeugung der Gaskraftwerke (+ 1,5 TWh),
die von günstigeren Marktbedingungen profitierten. Ein Plus verzeichneten wir auch
bei den erneuerbaren Energien (+ 0,5 TWh). Ausschlaggebend dafür war, dass wir im
niederländischen Steinkohlekraftwerk Amer 9 mit der Beifeuerung von Biomasse begonnen
haben, dass innogy neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat und dass die bestehenden
Kapazitäten unserer Tochter zum Teil wetterbedingt besser ausgelastet waren als 2018.
Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen
Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 23,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 24,2
Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen
von 96,7 Mrd. kWh (Vorjahr: 112,1 Mrd. kWh).
Stromabsatz 14 % unter Vorjahr - Gasabsatz um 13 % gestiegen
Der Stromabsatz des RWE-Konzerns belief sich im Berichtszeitraum auf 92,9 Mrd. kWh
und der Gasabsatz auf 40,1 Mrd. kWh. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel
zuzuordnen. Beim Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 14 %, der maßgeblich darauf
beruht, dass unsere Erzeugung gesunken ist und RWE Supply & Trading deshalb weniger
Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt abgesetzt hat. Die Gaslieferungen sind
dagegen um 13 % gestiegen. Ein Grund dafür war, dass RWE Supply & Trading ihr Geschäft
mit Großkunden ausbauen konnte.
| Außenumsatz1 | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Braunkohle & Kernenergie | 502 | 551 | - 49 | 1.132 |
| Europäische Stromerzeugung | 376 | 531 | - 155 | 925 |
| Energiehandel | 5.421 | 5.061 | 360 | 10.100 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 659 | 531 | 128 | 1.124 |
| Sonstige, Konsolidierung | 7 | 13 | - 6 | 17 |
| RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) | 6.965 | 6.687 | 278 | 13.298 |
| Erdgas-/Stromsteuer | 75 | 69 | 6 | 141 |
| RWE-Konzern | 7.040 | 6.756 | 284 | 13.439 |
| Außenumsatz nach Produkten1 | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Stromerlöse | 5.481 | 5.043 | 438 | 10.090 |
| Davon: | ||||
| Braunkohle & Kernenergie | 145 | 158 | - 13 | 303 |
| Europäische Stromerzeugung | 266 | 266 | - | 542 |
| Energiehandel | 4.551 | 4.214 | 337 | 8.447 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 518 | 405 | 113 | 799 |
| Gaserlöse | 831 | 770 | 61 | 1.565 |
| Davon: | ||||
| Energiehandel | 797 | 738 | 59 | 1.502 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 24 | 24 | - | 47 |
| Sonstige Erlöse | 653 | 874 | - 221 | 1.643 |
| RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) | 6.965 | 6.687 | 278 | 13.298 |
Außenumsatz um 4 % höher als 2018
Der Außenumsatz des RWE-Konzerns ist um 4 % auf 6.965 Mio. € angestiegen (ohne Erdgas-
und Stromsteuer). Mit unserem Hauptprodukt Strom erwirtschafteten wir Erlöse von 5.481
Mio. €, was einem Plus von 9 % entspricht. Hintergrund ist, dass RWE Supply & Trading
bei Stromverkäufen am Großhandelsmarkt und im Direktgeschäft mit Industriekunden höhere
Preise realisiert hat, während der gesunkene Großhandelsabsatz gegenläufig wirkte.
Unser Gasumsatz hat sich um 8 % auf 831 Mio. € erhöht und spiegelte damit die positive
Entwicklung bei den Gasliefermengen wider.
| Innenumsatz | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Braunkohle & Kernenergie | 1.056 | 1.177 | - 121 | 2.340 |
| Europäische Stromerzeugung | 1.745 | 1.763 | -18 | 3.768 |
| Energiehandel | 2.035 | 2.119 | - 84 | 3.434 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 135 | 191 | - 56 | 386 |
| Bereinigtes EBITDA | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Braunkohle & Kernenergie | 172 | 167 | 5 | 356 |
| Europäische Stromerzeugung | 99 | 196 | - 97 | 334 |
| Energiehandel | 434 | 101 | 333 | 183 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 461 | 368 | 93 | 699 |
| Sonstige, Konsolidierung | - 36 | - 7 | - 29 | - 34 |
| RWE-Konzern | 1.130 | 825 | 305 | 1.538 |
Bereinigtes EBITDA 37 % über Vorjahr
Unser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA)
belief sich auf 1.130 Mio. €. Damit lagen wir um 305 Mio. € bzw. 37 % über dem Vergleichswert
des Vorjahres. Den Ausschlag dafür gab, dass wir im Handelsgeschäft außergewöhnlich
erfolgreich waren. Da wir davon ausgehen, auch im Gesamtjahr eine starke Handelsperformance
zu erzielen, passen wir unsere Prognose zum Konzernergebnis 2019 nach oben an. Unser
bisheriger Ausblick auf 2019, den wir im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 83 f. veröffentlicht
haben, sah ein bereinigtes EBITDA in Höhe von 1,4 bis 1,7 Mrd. € vor. Nun rechnen
wir mit einem Korridor von 1,6 bis 1,9 Mrd. €.
Auf Ebene der Segmente zeigte sich im ersten Halbjahr die folgende Ergebnisentwicklung:
| ― |
Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA ist hier um 5 Mio. € auf 172 Mio. € gestiegen. Positiven Einfluss hatte, dass wir für den Strom unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke einen etwas höheren Großhandelspreis erzielt haben als 2018. Die Erzeugung dieser Anlagen hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Gegenläufig wirkten Produktionseinbußen infolge wartungsbedingter Kraftwerksstillstände und des vorläufigen Rodungsstopps im Hambacher Forst. |
| ― |
Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment hat sich das bereinigte EBITDA um 97 Mio. € auf 99 Mio. € verringert, u. a. wegen der gesunkenen Stromproduktion aus Steinkohle. Rückläufig waren auch die Erträge, die wir mit der kommerziellen Optimierung des Kraftwerkseinsatzes erzielen konnten. Außerdem haben wir keine Kapazitätsprämien für unsere britischen Kraftwerke mehr erhalten. Grund dafür ist, dass die von der EU-Kommission erteilte Genehmigung für den Kapazitätsmarkt Ende 2018 vom Gericht der Europäischen Union für unwirksam erklärt worden ist und bis zum Abschluss eines erneuten Genehmigungsverfahrens keine Zahlungen an die Kraftwerksbetreiber geleistet werden dürfen. Im Vorjahreszeitraum waren uns noch Prämien in Höhe von 33 Mio. € gewährt worden. Unser Ausblick zum Ganzjahresergebnis des Segments, den wir im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 83 f. veröffentlicht haben, hat trotz des bislang enttäuschenden Geschäftsverlaufs Bestand. Allerdings dürfte das bereinigte EBITDA am unteren Ende der prognostizierten Bandbreite von 250 bis 350 Mio. € liegen. |
| ― |
Energiehandel: Das bereinigte EBITDA lag hier bei 434 Mio. € und damit weit über dem Vorjahreswert (101 Mio. €). Maßgeblich dafür war die bereits erwähnte außergewöhnlich gute Handelsperformance. Auch das Gasgeschäft lieferte einen hohen Ergebnisbeitrag. Außerdem entfiel eine Belastung aus dem Vorjahr, die sich aus einer Wertberichtigung auf eine Beteiligung ergeben hatte. Angesichts dieser sehr erfreulichen Entwicklung können wir unsere Prognose zum Gesamtjahresergebnis des Segments nach oben anpassen. Ursprünglich hatten wir mit einem bereinigten EBITDA von 100 bis 300 Mio. € gerechnet. Nun erwarten wir einen Wert deutlich über 300 Mio. €. |
| ― |
Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Das bereinigte EBITDA des bei RWE verbleibenden innogy-Geschäfts erhöhte sich um 93 Mio. € auf 461 Mio. €. Eine Rolle spielte dabei, dass die Windparks von innogy wegen günstiger Wetterverhältnisse insgesamt besser ausgelastet waren als 2018. Erneuerbare-Energien-Anlagen, die nicht mit festen Einspeisevergütungen gefördert werden, profitierten zudem von gestiegenen Notierungen im Stromgroßhandel. Auch der fortgesetzte Ausbau der Windkraftkapazitäten von innogy schlug sich positiv im Ergebnis nieder. |
| Bereinigtes EBIT | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Braunkohle & Kernenergie | 10 | 33 | - 23 | 77 |
| Europäische Stromerzeugung | - 55 | 49 | - 104 | 37 |
| Energiehandel | 429 | 99 | 330 | 177 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 270 | 198 | 72 | 349 |
| Sonstige, Konsolidierung | - 37 | 6 | - 43 | - 21 |
| RWE-Konzern | 617 | 385 | 232 | 619 |
Das bereinigte EBIT belief sich auf 617 Mio. €. Damit lag es um 232 Mio. € bzw. 60
% über dem Vergleichswert für 2018. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch
die betrieblichen Abschreibungen, die im Berichtszeitraum bei 513 Mio. € lagen (Vorjahr:
440 Mio. €).
| Neutrales Ergebnis | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Veräußerungsergebnis | 21 | - 25 | 46 | - 25 |
| Ergebniseffekte aus der Bewertung von Derivaten und Vorräten1 | - 431 | - 88 | - 343 | - 146 |
| Sonstige | - 42 | - 20 | - 22 | 10 |
| Neutrales Ergebnis | - 452 | - 133 | - 319 | - 161 |
1
Geänderte Positionsbezeichnung (vorher: Ergebniseffekte aus Derivaten)
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte
erfassen, hat sich um 319 Mio. € auf - 452 Mio. € verschlechtert. Hauptgrund dafür
sind temporäre Ergebniseffekte aus der Bewertung von Derivaten und Vorräten. Solche
Effekte entstehen u. a. dadurch, dass Finanzinstrumente zur Absicherung von Preisrisiken
gemäß IFRS mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren sind, während
die abgesicherten Grundgeschäfte erst bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst
werden dürfen. Außerdem handelt es sich um vorübergehende Belastungen bei eingespeichertem
Gas, das bereits auf Termin verkauft ist, aber mit den niedrigen Spotpreisen zum Bilanzstichtag
bewertet werden musste. Leicht verbessert hat sich das Ergebnis aus der Veräußerung
von Beteiligungen und Vermögenswerten. Im Berichtszeitraum erzielten wir Buchgewinne
von 21 Mio. €, die u. a. aus dem Verkauf des belgischen Gaskraftwerks Inesco stammten
(siehe Seite 8). Im Vorjahr hatten wir noch ein negatives Veräußerungsergebnis ausgewiesen
(- 25 Mio. €), was im Wesentlichen auf die Entkonsolidierung unserer 51 %-Beteiligung
am ungarischen Braunkohleverstromer Matra zurückzuführen war.
| Finanzergebnis | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Zinserträge | 91 | 88 | 3 | 166 |
| Zinsaufwendungen | - 119 | - 89 | - 30 | - 180 |
| Zinsergebnis | - 28 | - 1 | - 27 | - 14 |
| Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen | - 213 | - 105 | - 108 | - 264 |
| Übriges Finanzergebnis | 9 | - 78 | 87 | - 131 |
| Finanzergebnis | - 232 | - 184 | - 48 | - 409 |
Unser Finanzergebnis hat sich um 48 Mio. € auf - 232 Mio. € verschlechtert, vor allem
weil die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen stark angestiegen
sind. Hauptgrund dafür war, dass sich der Diskontierungssatz zur Berechnung der Kernenergierückstellungen
wegen der jüngsten Marktzinsentwicklung verringert hat. Die dadurch verursachte Anhebung
der Verpflichtungsbarwerte wurde zum Teil als Aufwand in den Zinsanteilen berücksichtigt.
Auch erhöhte Zinsaufwendungen trugen zum Rückgang des Finanzergebnisses bei. Positiv
wirkte, dass wir mit unserem Wertpapier-Portfolio Kursgewinne erzielt haben, nachdem
im Vorjahr Kursverluste angefallen waren. Dies führte zu einer deutlichen Verbesserung
beim "übrigen Finanzergebnis".
| Überleitung zum Nettoergebnis | Jan - Jun 2019 |
Jan - Jun 2018 |
+/- | Jan - Dez 2018 |
|
| Bereinigtes EBITDA | Mio. € | 1.130 | 825 | 305 | 1.538 |
| Betriebliche Abschreibungen | Mio. € | - 513 | - 440 | - 73 | - 919 |
| Bereinigtes EBIT | Mio. € | 617 | 385 | 232 | 619 |
| Neutrales Ergebnis | Mio. € | - 452 | - 133 | - 319 | - 161 |
| Finanzergebnis | Mio. € | - 232 | - 184 | - 48 | - 409 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern | Mio. € | - 67 | 68 | - 135 | 49 |
| Ertragsteuern | Mio. € | 151 | - 86 | 237 | - 103 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten | Mio. € | 84 | - 18 | 102 | - 54 |
| Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten | Mio. € | 1.311 | 539 | 772 | 1.127 |
| Ergebnis | Mio. € | 1.395 | 521 | 874 | 1.073 |
| Davon: | |||||
| Ergebnisanteile anderer Gesellschafter | Mio. € | 550 | 329 | 221 | 679 |
| Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG | Mio. € | 15 | 30 | - 15 | 59 |
| Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG | Mio. € | 830 | 162 | 668 | 335 |
| Ergebnis je Aktie | € | 1,35 | 0,26 | 1,09 | 0,54 |
| Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Durchschnitt) | Mio. Stück | 614,7 | 614,7 | - | 614,7 |
Aufgrund der genannten Entwicklungen weisen wir für unsere fortgeführten Aktivitäten
ein Ergebnis vor Steuern von - 67 Mio. € aus (Vorjahr: 68 Mio. €). Damit ging ein
Steuerertrag von 151 Mio. € einher. Dieser Wert ist wesentlich höher, als bei der
(theoretischen) Normalsteuerquote zu erwarten gewesen wäre. Eine Rolle spielte dabei,
dass wir unsere steuerliche Risikovorsorge reduziert haben. Nach Steuern erzielten
wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von 84 Mio. € (Vorjahr: - 18
Mio. €).
Der Ergebnisbeitrag der nicht fortgeführten Aktivitäten liegt mit 1.311 Mio. € deutlich
über dem Vorjahreswert (539 Mio. €). Das ergibt sich zum großen Teil aus den IFRS-Rechnungslegungsvorschriften:
Danach dürfen wir bei den nicht fortgeführten Aktivitäten seit Beginn ihres gesonderten
Ausweises zum 30. Juni 2018 keine Abschreibungen mehr berücksichtigen. Im Vorjahresergebnis
waren dagegen noch Abschreibungen enthalten.
Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 221 Mio. € auf 550 Mio. €
erhöht. Dabei wirkte sich aus, dass wir für die nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten
im RWE-Konzernabschluss ein deutlich höheres Ergebnis ausweisen. Dementsprechend sind
auch die Ergebnisanteile gestiegen, die den mit insgesamt 23,2 % beteiligten Minderheitsaktionären
unserer Tochtergesellschaft zuzurechnen sind.
Die Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber von RWE beliefen sich auf 15 Mio. € (Vorjahr:
30 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe
über 750 Mio. £, die wir zum 20. März 2019 abgelöst haben (siehe Seite 9). Diese Anleihe
hatte keine vorab festgelegte Laufzeitbegrenzung. Daher waren die Mittel, die wir
durch sie vereinnahmt haben, gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizieren. Das übrige
Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir
im Finanzergebnis.
Das Nettoergebnis des RWE-Konzerns lag mit 830 Mio. € weit über dem Vorjahreswert
(162 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien betrug das Ergebnis je Aktie
1,35 € (Vorjahr: 0,26 €).
| Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Mio. € |
Jan - Jun 2019 |
Jan - Jun 2018 |
+/- | Jan - Dez 2018 |
| Braunkohle & Kernenergie | 160 | 105 | 55 | 230 |
| Europäische Stromerzeugung | 122 | 67 | 55 | 245 |
| Energiehandel | 4 | 5 | - 1 | 13 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 366 | 103 | 263 | 592 |
| Sonstige, Konsolidierung | - | - | - | - 1 |
| RWE-Konzern | 652 | 280 | 372 | 1.079 |
| Investitionen in Finanzanlagen in Mio. € |
Jan - Jun 2019 |
Jan - Jun 2018 |
+/- | Jan - Dez 2018 |
| Braunkohle & Kernenergie | - | - | - | - |
| Europäische Stromerzeugung | 2 | 2 | - | 4 |
| Energiehandel | - | 34 | - 34 | 37 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 19 | 65 | - 46 | 141 |
| Sonstige, Konsolidierung | 1 | - 1 | 2 | - 1 |
| RWE-Konzern | 22 | 100 | - 78 | 181 |
Investitionen um 77 % höher als 2018
Im ersten Halbjahr 2019 hat RWE Investitionen in Höhe von 674 Mio. € getätigt. Gegenüber
2018 ist das ein Plus von 294 Mio. € bzw. 77 %o. Für Sachanlagen setzten wir 652 Mio.
€ ein - mehr als doppelt so viel wie im Vorjahreszeitraum. Der deutliche Anstieg ist
u. a. auf den Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll und des australischen
Solarkraftwerks Limondale zurückzuführen. Nähere Informationen über die beiden Großprojekte
finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 38. Zusätzliche Ausgaben fielen auch
für die Instandhaltung von Kraftwerken an. Außerdem machte sich die Erstanwendung
von IFRS 16 bemerkbar: Sie hatte zur Folge, dass Nutzungsrechte für geleaste Vermögenswerte
aktiviert wurden. Unsere Investitionen in Finanzanlagen schlugen dagegen mit 22 Mio.
€ kaum zu Buche. Im Vorjahr hatten sie noch bei 100 Mio. € gelegen, vor allem wegen
des Erwerbs von Onshore-Windkraftprojekten in den USA.
| Kapitalflussrechnung1 | Jan - Jun | Jan - Jun | +/- | Jan - Dez |
| in Mio. € | 2019 | 2018 | 2018 | |
| Funds from Operations | - 268 | 70 | - 338 | 138 |
| Veränderung des Nettoumlaufvermögens | - 868 | 1.841 | - 2.709 | 4.473 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | - 1.136 | 1.911 | - 3.047 | 4.611 |
| Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | 1.558 | - 1.287 | 2.845 | - 2.999 |
| Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | - 615 | - 957 | 342 | - 1.559 |
| Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel | 8 | 23 | - 15 | 13 |
| Veränderung der flüssigen Mittel | - 185 | - 310 | 125 | 66 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | - 1.136 | 1.911 | -3.047 | 4.611 |
| Abzüglich Investitionen2 | - 560 | - 390 | - 170 | - 1.246 |
| Zuzüglich Desinvestitionen/Anlagenabgänge2 | 49 | 34 | 15 | 74 |
| Free Cash Flow | - 1.647 | 1.555 | - 3.202 | 3.439 |
1
Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten.
2
Erfasst sind nur zahlungswirksame Vorgänge.
Operativer Cash Flow: Hohe Belastungen aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften
Mit unseren fortgeführten Aktivitäten haben wir einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit
von - 1.136 Mio. € erzielt. Damit lagen wir deutlich unter dem Vorjahreswert (1.911
Mio. €). Maßgeblich dafür waren Vorgänge, die sich in der Veränderung des Nettoumlaufvermögens
widerspiegelten. Beispielsweise gab es im Berichtszeitraum erhebliche Mittelabflüsse
aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften, für die wir vor 2019 hohe Variation
Margins vereinnahmt hatten. Variation Margins sind Zahlungen, mit denen Transaktionspartner
untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung
laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur
vorübergehender Natur und kehrt sich spätestens dann um, wenn die Termingeschäfte
fällig werden.
Die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten erbrachte einen Mittelzufluss
von 1.558 Mio. €. Ausschlaggebend dafür waren Einnahmen aus Wertpapierverkäufen, während
die bereits dargestellten Investitionen in Sach- und Finanzanlagen gegenläufig wirkten.
Im Vorjahreszeitraum waren 1.287 Mio. € abgeflossen, u. a. weil wir umfangreiche Wertpapierkäufe
getätigt haben.
Durch die Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten sind per saldo
615 Mio. € abgeflossen (Vorjahr: 957 Mio. €). Im Berichtszeitraum haben wir Finanzschulden
in Höhe von 6.516 Mio. € aufgenommen und in Höhe von 5.723 Mio. € abgelöst. Hinzu
kam die Tilgung der Hybridanleihe über 750 Mio. £ (siehe Seite 9), die in der Kapitalflussrechnung
mit - 869 Mio. € zu Buche schlug. Ausschüttungen an RWE-Aktionäre, Hybridkapitalgeber
und Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften führten zu einem Mittelabfluss
von insgesamt 531 Mio. €.
Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
hat sich unser Liquiditätsbestand um 185 Mio. € verringert.
Unser Free Cash Flow war vom operativen Mittelabfluss und von der verstärkten Investitionstätigkeit
geprägt. Er betrug - 1.647 Mio. € und war damit wesentlich niedriger als 2018 (1.555
Mio. €).
| Nettoschulden | 30.06.2019 | 31.12.2018 | +/- |
| in Mio. € | |||
| Flüssige Mittel | 3.265 | 3.523 | - 258 |
| Wertpapiere | 2.656 | 3.863 | - 1.207 |
| Sonstiges Finanzvermögen | 2.614 | 2.809 | - 195 |
| Finanzvermögen | 8.535 | 10.195 | - 1.660 |
| Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper | 3.318 | 1.657 | 1.661 |
| Währungskurssicherung von Anleihen | 11 | 12 | - 1 |
| Sonstige Finanzverbindlichkeiten | 1.404 | 1.107 | 297 |
| Finanzverbindlichkeiten | 4.733 | 2.776 | 1.957 |
| Nettofinanzvermögen | 3.802 | 7.419 | - 3.617 |
| Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen | 3.540 | 3.287 | 253 |
| Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen | - 137 | - 213 | 76 |
| Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich | 6.055 | 5.944 | 111 |
| Bergbaubedingte Rückstellungen | 2.545 | 2.516 | 29 |
| Rückstellungen für den Rückbau von Windparks | 389 | 362 | 27 |
| Korrektur Hybridkapital | - 555 | - 88 | - 467 |
| Zuzüglich 50 % des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals | - | 470 | - 470 |
| Abzüglich 50 %o des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals | - 555 | - 558 | 3 |
| Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten | 8.035 | 4.389 | 3.646 |
| Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten | 18.798 | 14.950 | 3.848 |
| Nettoschulden | 26.833 | 19.339 | 7.494 |
Nettoschulden: Deutlicher Anstieg wegen operativem Mittelabfluss und Erstanwendung von IFRS 16
Die Nettoschulden beliefen sich zum 30. Juni 2019 auf 26,8 Mrd. €. Gegenüber Ende
2018 haben sie sich um 7,5 Mrd. € erhöht.
Die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten sind um 3,6 Mrd. € auf 8,0 Mrd. €
gestiegen, u. a. wegen des negativen operativen Cash Flows. Unser auf Seite 5 erläuterter
Erwerb der innogy-Beteiligung an IGH schlug mit 1,8 Mrd. € zu Buche, wirkte auf Konzernebene
aber neutral, da er bei den nicht fortgeführten Aktivitäten zu einem entsprechenden
Mittelzufluss führte. Die Erstanwendung des Rechnungslegungsstandards IFRS 16 erhöhte
die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten um 0,4 Mrd. €. Daneben stiegen die
Pensions- und die Kernenergierückstellungen um 0,3 Mrd. € bzw. 0,1 Mrd. €, was sich
im Wesentlichen aus marktbedingten Absenkungen der Diskontierungssätze ergab. Die
Rückzahlung der Hybridanleihe über 750 Mio. £ erhöhte die Verschuldung um 0,4 Mrd.
€. Hintergrund ist, dass Hybridkapital bei der Berechnung der Nettoschulden zur Hälfte
als Eigenkapital eingestuft wird. Allerdings hat innogy zeitgleich ein Darlehen an
uns zurückgezahlt, das etwa so hoch war wie der Tilgungsbetrag. Dies geschah im Rahmen
einer Vereinbarung, die unsere Tochter im Vorfeld des Börsengangs 2016 mit uns getroffen
hatte (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 52).
Die Nettoschulden der nicht fortgeführten Aktivitäten lagen mit 18,8 Mrd. € um 3,8
Mrd. € über dem Stand vom Jahresende 2018. Die Erstanwendung von IFRS 16 kam hier
mit 1,9 Mrd. € zum Tragen. Weitere Ursachen waren ein saisonal bedingt negativer operativer
Cash Flow von - 0,6 Mrd. €, ein Anstieg der Pensionsrückstellungen um 0,6 Mrd. € und
die erwähnte Darlehensrückzahlung an die RWE AG, während die Einnahmen aus dem IGH-Verkauf
das Finanzvermögen erhöhten.
| Konzernbilanzstruktur | 30.06.2019 | 31.12.2018 | ||
| in Mio. € | in % | in Mio. € | in % | |
| Aktiva | ||||
| Langfristiges Vermögen | 19.267 | 23,4 | 18.595 | 23,2 |
| Davon: | ||||
| Immaterielle Vermögenswerte | 2.179 | 2,6 | 2.193 | 2,7 |
| Sachanlagen | 13.017 | 15,8 | 12.409 | 15,5 |
| Kurzfristiges Vermögen | 63.229 | 76,6 | 61.513 | 76,8 |
| Davon: | ||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 1.516 | 1,8 | 1.963 | 2,5 |
| Forderungen und sonstige Vermögenswerte | 11.970 | 14,5 | 10.291 | 12,8 |
| Wertpapiere | 2.394 | 2,9 | 3.609 | 4,5 |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 42.849 | 51,9 | 40.496 | 50,6 |
| Gesamt | 82.496 | 100,0 | 80.108 | 100,0 |
| Passiva | ||||
| Eigenkapital | 12.145 | 14,7 | 14.257 | 17,8 |
| Langfristige Schulden | 19.911 | 24,1 | 20.007 | 25,0 |
| Davon: | ||||
| Rückstellungen | 15.527 | 18,8 | 15.863 | 19,8 |
| Finanzverbindlichkeiten | 2.533 | 3,1 | 1.998 | 2,5 |
| Kurzfristige Schulden | 50.440 | 61,2 | 45.844 | 57,2 |
| Davon: | ||||
| Rückstellungen | 2.263 | 2,7 | 2.615 | 3,3 |
| Finanzverbindlichkeiten | 2.188 | 2,7 | 766 | 1,0 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 2.303 | 2,8 | 2.429 | 3,0 |
| Übrige Verbindlichkeiten | 9.163 | 11,2 | 7.238 | 9,0 |
| Zur Veräußerung bestimmte Schulden | 34.523 | 41,8 | 32.796 | 40,9 |
| Gesamt | 82.496 | 100,0 | 80.108 | 100,0 |
Eigenkapitalquote: Rückgang auf 14,7 %
Zum Abschlussstichtag weisen wir eine Bilanzsumme von 82,5 Mrd. € aus. Die nicht fortgeführten
innogy-Aktivitäten sind in diesem Wert enthalten. Wir haben sie in den Positionen
"Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" (42,8 Mrd. €) und "Zur Veräußerung bestimmte
Schulden" (34,5 Mrd. €) gesondert erfasst. Diese beiden Positionen haben sich gegenüber
Ende 2018 um 2,4 bzw. 1,7 Mrd. € erhöht. Das trug maßgeblich dazu bei, dass unsere
Bilanzsumme um 2,4 Mrd. € gestiegen ist. Bei unseren fortgeführten Aktivitäten ergaben
sich folgende wesentliche Veränderungen: Auf der Aktivseite der Bilanz erhöhten sich
die kurzfristigen "Forderungen und sonstigen Vermögenswerte" um 1,7 Mrd. €, was hauptsächlich
auf Wertzuwächsen bei Commodity-Derivaten beruhte. Dem stand ein Rückgang unserer
Wertpapierbestände um 1,2 Mrd. € gegenüber. Auf der Passivseite sind die kurzfristigen
Finanzverbindlichkeiten um 1,4 Mrd. € gestiegen. Hintergrund ist, dass wir in großem
Umfang Commercial Paper begeben haben. Die kurzfristigen "übrigen Verbindlichkeiten"
lagen um 1,9 Mrd. € über dem Niveau vom Vorjahresende, vor allem wegen stark erhöhter
Verbindlichkeiten aus Commodity-Derivaten. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist dagegen
um 2,1 Mrd. € auf 12,1 Mrd. € gesunken. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote)
hat sich um 3,1 Prozentpunkte auf 14,7 %% verringert.
| Mitarbeiter1 | 30.06.2019 | 31.12.2018 | +/- |
| Braunkohle & Kernenergie | 11.258 | 11.292 | - 34 |
| Europäische Stromerzeugung | 2.794 | 2.738 | 56 |
| Energiehandel | 1.299 | 1.267 | 32 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 2.259 | 2.192 | 67 |
| Sonstige2 | 280 | 259 | 21 |
| RWE-Konzern | 17.890 | 17.748 | 142 |
1
Umgerechnet in Vollzeitstellen
2
Die Position umfasst zurzeit ausschließlich die Beschäftigten der Holdinggesellschaft
RWE AG.
Personalbestand nahezu unverändert
Zum 30. Juni 2019 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten
17.890 Mitarbeiter, davon 14.893 an deutschen und 2.997 an ausländischen Standorten.
Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber
Ende 2018 hat sich der Personalbestand nur unwesentlich verändert: Per saldo sind
142 Mitarbeiter hinzugekommen, u. a. durch den Ausbau der Offshore-Windkraft-kapazitäten
von innogy.
ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN
Gesamteinschätzung der Risiken und Chancen
Über den Aufbau und die Prozesse unseres Risikomanagements, die zuständigen Organisationseinheiten,
die wesentlichen Risiken und Chancen sowie unsere Maßnahmen zur Steuerung und Überwachung
von Risiken informieren wir im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 73 ff. Diese Darstellung
gibt unseren Kenntnisstand vom Februar 2019 wieder. Unsere Einschätzung der Risiken
und Chancen hat sich seither nicht wesentlich verändert. Nach wie vor bewerten wir
zwei Klassen von Risiken als hoch: die "regulatorischen und politischen Risiken" und
die "sonstigen Risiken".
| ― |
Regulatorische und politische Risiken: Die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung hängen in hohem Maße davon ab, welche Schritte die Politik unternimmt, um die Treibhausgasemissionen im Energiesektor weiter zu senken. Wie auf Seite 5 f. dargelegt, hat die Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" ein Konzept für einen Kohleausstieg in Deutschland bis 2038 vorgelegt, den die Bundesregierung nun gesetzlich verankern will. Positiv werten wir, dass die Stilllegungen im Einvernehmen mit den Betreibern und gegen angemessene Entschädigungsleistungen vorgenommen werden sollen. Die Gespräche, die wir derzeit mit der Bundesregierung darüber führen, bestärken uns im Vertrauen auf eine konstruktive und faire Lösung. Etwas schwieriger stellt sich die Situation in den Niederlanden dar, wo das Parlament Anfang Juli 2019 erwartungsgemäß einem Gesetzentwurf zum Kohleausstieg bis 2030 zugestimmt hat. Demnach dürfen wir im Kraftwerk Amer 9 ab 2025 und im Kraftwerk Eemshaven ab 2030 keine Steinkohle mehr einsetzen. Die Anlagen müssten dann stillgelegt oder für die ausschließliche Nutzung anderer Brennstoffe (z. B. Biomasse) umgerüstet werden. Kompensationen für die damit verbundenen finanziellen Belastungen sind im Gesetz nicht vorgesehen. Dadurch drohen uns erhebliche wirtschaftliche Nachteile. Sollte das Gesetz nach Zustimmung des Senats unverändert in Kraft treten, werden wir sehr wahrscheinlich den Rechtsweg beschreiten, um auf angemessene Entschädigungen hinzuwirken. |
| ― |
Sonstige Risiken: In dieser Risikoklasse erfassen wir u. a. die Möglichkeit, dass geplante Akquisitionen oder Desinvestitionen nicht zustande kommen. Unser Hauptaugenmerk liegt dabei auf dem Tauschgeschäft mit E.ON. Das Schadenspotenzial bei einem Scheitern der Transaktion ist erheblich. Allerdings halten wir es für sehr unwahrscheinlich, dass dieser Fall eintritt. Der Fortgang des Genehmigungsverfahrens seit Februar 2019 und die zwischenzeitlich erhaltenen Freigaben bestärken uns in der Erwartung, dass wir den Tausch schon bald erfolgreich abschließen werden. |
Dank unseres Risikomanagementsystems und umfassender Maßnahmen zur Sicherung unserer
Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, alle aktuell erkennbaren Risiken
von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten
zu können.
Aktuelle Risikokennzahlen
Risiken aus kurzfristigen Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche
Risiken steuern und überwachen wir u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk
(VaR). Der VaR gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition
mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet.
Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95 % zugrunde;
für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass
der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % nicht überschreitet.
Im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading ist der VaR für Commodity-Positionen auf
40 Mio. € begrenzt. Von Januar bis Juni 2019 belief er sich auf durchschnittlich 16
Mio. €, gegenüber 14 Mio. € im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der höchste Tageswert
war 22 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €).
Das Management unseres Gasportfolios und das LNG-Geschäft sind bei der RWE Supply
& Trading in einer gesonderten Organisationseinheit gebündelt. Die aktuelle VaR-Obergrenze
für diese Aktivitäten beträgt 14 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €). Im ersten Halbjahr 2019
kamen wir auf einen Durchschnittswert von 6 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €).
Ein bedeutender Risikofaktor im Finanzbereich ist die Entwicklung der Marktzinsen.
Falls sie steigen, können bei Wertpapieren aus unserem Bestand Kursverluste eintreten.
Dies gilt in erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte
Kursrisiko von Kapitalanlagen der RWE AG (ohne innogy) belief sich im Halbjahresdurchschnitt
auf 4 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Mit den Zinsen 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 bei der RWE AG betrug
8 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €).
Zu den Geldanlagen der RWE AG gehören auch Aktien. Für das Risiko aus Kursveränderungen
dieser Papiere ergab sich ein VaR von durchschnittlich 5 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €).
In der Zahl nicht berücksichtigt ist unsere Beteiligung an innogy.
RWE ist darüber hinaus Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Das ergibt
sich u. a. aus unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien; außerdem werden Energieträger
wie Steinkohle und Rohöl in US-Dollar gehandelt. Der durchschnittliche VaR für die
Fremdwährungsposition der RWE AG lag bei 2 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €).
PROGNOSE 2019
RWE hebt Ergebnisausblick für 2019 an
Wie bereits auf Seite 15 dargestellt, wird die Ertragslage im Geschäftsjahr 2019 wohl
besser als erwartet sein. Unsere ursprüngliche Prognose, die wir im Geschäftsbericht
2018 veröffentlicht und in der Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2019 bekräftigt
haben, sah für das bereinigte EBITDA des Konzerns eine Bandbreite von 1,4 bis 1,7
Mrd. € vor. Diesen Korridor heben wir auf 1,6 bis 1,9 Mrd. € an. Hintergrund ist der
außerordentlich positive Geschäftsverlauf im Energiehandel. Das bereinigte EBITDA
dieses Segments hatten wir zunächst auf 100 bis 300 Mio. € veranschlagt. Nun gehen
wir von einem Wert deutlich über 300 Mio. € aus. Unsere Prognosen für die übrigen
Segmente bleiben unverändert. Einen Überblick über die erwartete EBITDA-Entwicklung
finden Sie in der folgenden Tabelle.
| Ausblick zum bereinigten EBITDA in Mio. € |
Ist 2018 | Bisherige Prognose Stand: Mai 20191 |
Prognoseanpassung |
| RWE-Konzern | 1.538 | 1.400-1.700 | 1.600-1.900 |
| Davon: | |||
| Braunkohle & Kernenergie | 356 | 300-400 | - |
| Europäische Stromerzeugung | 334 | 250-350 | - |
| Energiehandel | 183 | 100-300 | Deutlich über 300 |
| Fortgeführte innogy-Aktivitäten | 699 | 800-900 | - |
1
Siehe Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2019, Seite 15
Bei betrieblichen Abschreibungen von voraussichtlich rund 1 Mrd. € ergibt sich für
das bereinigte EBIT des Konzerns eine Größenordnung von 0,6 bis 0,9 Mrd. €. Bislang
hatten wir 0,4 bis 0,7 Mrd. € prognostiziert.
Bestätigen können wir den Ausblick zu den Investitionen: Diese werden nach aktueller
Planung deutlich höher sein als 2018 (1,3 Mrd. €). Größere Ausgaben entfallen u. a.
auf den Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll und des australischen Solarkraftwerks
Limondale. Unsere verstärkte Investitionstätigkeit trägt dazu bei, dass die Nettoschulden
der fortgeführten Konzernaktivitäten zum Jahresende wohl deutlich über dem Niveau
von 2018 (4,4 Mrd. €) liegen werden. Das wird auch deshalb der Fall sein, weil wir
für Commodity-Termingeschäfte in der Vergangenheit hohe Variation Margins erhalten
haben und sich die positiven Cash-Effekte zum Teil im laufenden Jahr mit der Realisierung
der Kontrakte umkehren (siehe Seite 19).
RWE-Zahlen mit innogy als reiner Finanzbeteiligung: Ergebnisprognose ebenfalls nach oben angepasst
Für Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen wir innogy als reine
Finanzbeteiligung erfassen. Dabei gehen wir so vor, dass wir unsere Tochter in der
Gewinn- und Verlustrechnung lediglich mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigen.
Nähere Angaben dazu, wie diese Zahlen berechnet werden, finden Sie im Geschäftsbericht
2018 auf Seite 58. Das bereinigte EBITDA von RWE wird sich bei Anwendung dieser Methode
im Geschäftsjahr 2019 auf voraussichtlich 1,4 bis 1,7 Mrd. € belaufen (Vorjahr: 1,5
Mrd. €). Dabei handelt es sich ebenfalls um eine aktualisierte Schätzung. Ursprünglich
hatten wir einen Korridor von 1,2 bis 1,5 Mrd. € veranschlagt. Angehoben haben wir
auch unsere Prognose zum bereinigten Nettoergebnis, das sich bei einer Erfassung von
innogy als reine Finanzbeteiligung ergibt. Wir erwarten nun einen Wert von 0,5 bis
0,8 Mrd. € (Vorjahr: 0,6 Mrd. €), nachdem wir zunächst von 0,3 bis 0,6 Mrd. € ausgegangen
waren.
VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER
Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen
für die Halbjahresfinanzberichterstattung der Konzernzwischenabschluss ein den tatsächlichen
Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns
vermittelt und im Konzernzwischenlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des
Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen
Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen
und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns im verbleibenden Geschäftsjahr
beschrieben sind.
Essen, 9. August 2019
Der Vorstand
| Schmitz | Krebber |
KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)
Gewinn- und Verlustrechnung
| in Mio. € | Apr - Jun 2019 | Apr-Jun 20181 | Jan - Jun 2019 | Jan - Jun 20181 |
| Umsatzerlöse (inklusive Erdgas-/Stromsteuer) | 3.132 | 3.036 | 7.040 | 6.756 |
| Erdgas-/Stromsteuer | - 36 | - 34 | - 75 | - 69 |
| Umsatzerlöse2 | 3.096 | 3.002 | 6.965 | 6.687 |
| Materialaufwand | - 2.700 | - 2.559 | - 5.519 | - 5.067 |
| Personalaufwand | - 517 | - 503 | - 1.040 | - 974 |
| Abschreibungen | - 259 | - 229 | - 513 | - 440 |
| Sonstiges betriebliches Ergebnis | - 83 | 65 | 105 | - 16 |
| Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen | 103 | 54 | 165 | 102 |
| Übriges Beteiligungsergebnis | - 27 | - 42 | 2 | - 40 |
| Finanzerträge | 205 | 56 | 405 | 232 |
| Finanzaufwendungen | - 338 | - 132 | - 637 | - 416 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern | - 520 | - 288 | - 67 | 68 |
| Ertragsteuern | 229 | - 25 | 151 | - 86 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten | - 291 | - 313 | 84 | - 18 |
| Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten | 298 | - 112 | 1.311 | 539 |
| Ergebnis | 7 | - 425 | 1.395 | 521 |
| Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter | 138 | 18 | 550 | 329 |
| Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG | 15 | 15 | 30 | |
| Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG | - 131 | - 458 | 830 | 162 |
| Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Aktie in € | - 0,21 | - 0,75 | 1,35 | 0,26 |
| Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in € | - 0,49 | - 0,54 | 0,03 | - 0,15 |
| Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in € | 0,28 | - 0,21 | 1,32 | 0,41 |
1
Angepasste Werte: Wegen Änderungen bei der Erfassung von Umsatzerlösen und Materialaufwand,
die im Wesentlichen Derivatgeschäfte betrafen, haben sich im ersten Halbjahr 2018
diese beiden Positionen um jeweils 71 Mio. € verringert.
2
Eine Darstellung der Umsatzerlöse nach Produkten und Segmenten finden Sie auf Seite
14.
Gesamtergebnisrechnung
| Beträge nach Steuern - in Mio. € | Apr - Jun 2019 | Apr -Jun 20181 | Jan - Jun 2019 | Jan - Jun 20181 |
| Ergebnis | 7 | - 425 | 1.395 | 521 |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen | - 524 | - 244 | - 606 | - 430 |
| Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen | - 1 | 23 | - 1 | 23 |
| Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten | 1 | 13 | 105 | - 14 |
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind | - 524 | - 208 | - 502 | - 421 |
| Unterschied aus der Währungsumrechnung | - 63 | - 170 | 42 | - 69 |
| Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten | 30 | - 8 | 64 | - 13 |
| Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung | 948 | 813 | - 396 | 1.748 |
| Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen | - 3 | - 3 | ||
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind | 915 | 632 | - 290 | 1.663 |
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) | 391 | 424 | - 792 | 1.242 |
| Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) | 398 | - 1 | 603 | 1.763 |
| Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend | 364 | 14 | 206 | 1.447 |
| Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend | 15 | 15 | 30 | |
| Davon: auf andere Gesellschafter entfallend | 34 | - 30 | 382 | 286 |
Bilanz
Aktiva
| in Mio. € | 30.06.2019 | 31.12.2018 |
| Langfristiges Vermögen | ||
| Immaterielle Vermögenswerte | 2.179 | 2.193 |
| Sachanlagen | 13.017 | 12.409 |
| At-Equity-bilanzierte Beteiligungen | 1.516 | 1.467 |
| Übrige Finanzanlagen | 404 | 400 |
| Forderungen und sonstige Vermögenswerte | 1.210 | 1.302 |
| Latente Steuern | 941 | 824 |
| 19.267 | 18.595 | |
| Kurzfristiges Vermögen | ||
| Vorräte | 1.235 | 1.631 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 1.516 | 1.963 |
| Forderungen und sonstige Vermögenswerte | 11.970 | 10.291 |
| Wertpapiere | 2.394 | 3.609 |
| Flüssige Mittel | 3.265 | 3.523 |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 42.849 | 40.496 |
| 63.229 | 61.513 | |
| 82.496 | 80.108 |
Passiva
| in Mio. € | 30.06.2019 | 31.12.2018 |
| Eigenkapital | ||
| Anteile der Aktionäre der RWE AG | 7.594 | 8.736 |
| Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG | 940 | |
| Anteile anderer Gesellschafter | 4.551 | 4.581 |
| 12.145 | 14.257 | |
| Langfristige Schulden | ||
| Rückstellungen | 15.527 | 15.863 |
| Finanzverbindlichkeiten | 2.533 | 1.998 |
| Übrige Verbindlichkeiten | 546 | 508 |
| Latente Steuern | 1.305 | 1.638 |
| 19.911 | 20.007 | |
| Kurzfristige Schulden | ||
| Rückstellungen | 2.263 | 2.615 |
| Finanzverbindlichkeiten | 2.188 | 766 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 2.303 | 2.429 |
| Übrige Verbindlichkeiten | 9.163 | 7.238 |
| Zur Veräußerung bestimmte Schulden | 34.523 | 32.796 |
| 50.440 | 45.844 | |
| 82.496 | 80.108 |
Kapitalflussrechnung
| in Mio. € | Jan - Jun 2019 | Jan - Jun 2018 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten | 84 | - 18 |
| Abschreibungen/Zuschreibungen | 512 | 485 |
| Veränderung der Rückstellungen | - 607 | - 523 |
| Latente Steuern/zahlungsunwirksame Erträge und Aufwendungen/Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren | - 257 | 126 |
| Veränderung des Nettoumlaufvermögens | - 868 | 1.841 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | - 1.136 | 1.911 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | - 568 | - 112 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit | - 1.704 | 1.799 |
| Investitionen in Anlagegegenstände/Akquisitionen | - 560 | - 390 |
| Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen | 49 | 34 |
| Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen | 2.069 | - 931 |
| Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten1 | 1.558 | - 1.287 |
| Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | - 260 | - 616 |
| Cash Flow aus der Investitionstätigkeit | 1.298 | - 1.903 |
| Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | - 615 | - 957 |
| Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | - 243 | 1.199 |
| Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit | - 858 | 242 |
| Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel | - 1.264 | 138 |
| Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel | 8 | 23 |
| Veränderung der flüssigen Mittel | - 1.256 | 161 |
| Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums | 5.225 | 3.958 |
| Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen | 1.702 | 25 |
| Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz | 3.523 | 3.933 |
| Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums | 3.969 | 4.119 |
| Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen | 704 | 866 |
| Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz | 3.265 | 3.253 |
1
Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 42 Mio. € (Vorjahr: 41 Mio.
€)
Veränderung des Eigenkapitals
| in Mio. € | Gezeichnetes Kapital und Kapitalrücklage der RWE AG | Gewinnrücklage und Bilanzgewinn | Accumulated Other Comprehensive Income | Anteile der Aktionäre der RWE AG | Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG | Anteile anderer Gesellschafter |
| Stand: 01.01.2018 | 3.959 | 2.393 | 371 | 6.723 | 940 | 4.283 |
| Kapitalauszahlung | - 19 | |||||
| Dividendenzahlungen | - 922 | - 922 | - 60 | - 494 | ||
| Ergebnis | 162 | 162 | 30 | 329 | ||
| Other Comprehensive Income | - 390 | 1.675 | 1.285 | - 43 | ||
| Total Comprehensive Income | - 228 | 1.675 | 1.447 | 30 | 286 | |
| Übrige Veränderungen | 6 | 1301 | 136 | 120 | ||
| Stand: 30.06.2018 | 3.959 | 1.249 | 2.176 | 7.384 | 910 | 4.176 |
| Stand: 01.01.2019 | 3.959 | 1.139 | 3.638 | 8.736 | 940 | 4.581 |
| Kapitalauszahlung | - 869 | - 1 | ||||
| Dividendenzahlungen | - 430 | - 430 | - 61 | - 445 | ||
| Ergebnis | 830 | 830 | 15 | 550 | ||
| Other Comprehensive Income | - 351 | - 273 | - 624 | - 168 | ||
| Total Comprehensive Income | 479 | - 273 | 206 | 15 | 382 | |
| Übrige Veränderungen | - 44 | - 874 | - 918 | - 25 | 34 | |
| Stand: 30.06.2019 | 3.959 | 1.144 | 2.491 | 7.594 | 4.551 |
| in Mio. € | Gesamt |
| Stand: 01.01.2018 | 11.946 |
| Kapitalauszahlung | - 19 |
| Dividendenzahlungen | - 1.476 |
| Ergebnis | 521 |
| Other Comprehensive Income | 1.242 |
| Total Comprehensive Income | 1.763 |
| Übrige Veränderungen | 256 |
| Stand: 30.06.2018 | 12.470 |
| Stand: 01.01.2019 | 14.257 |
| Kapitalauszahlung | - 870 |
| Dividendenzahlungen | - 936 |
| Ergebnis | 1.395 |
| Other Comprehensive Income | - 792 |
| Total Comprehensive Income | 603 |
| Übrige Veränderungen | - 909 |
| Stand: 30.06.2019 | 12.145 |
ANHANG
Rechnungslegungsmethoden
Die RWE AG mit Sitz in Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern").
Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2019 einschließlich weiterer Angaben im
Konzernzwischenlagebericht wurde nach den International Financial Reporting Standards
(IFRS), wie sie in der Europäischen Union (EU) anzuwenden sind, aufgestellt. Er ist
am 9. August 2019 zur Veröffentlichung freigegeben worden.
Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum
30. Juni 2019 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 verkürzter
Berichts-umfang gewählt. Im Konzernzwischenabschluss werden - mit Ausnahme der nachfolgend
beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018. Für weitere Informationen
verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2018, der die Basis für den vorliegenden
Halbjahresfinanzbericht darstellt.
Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie wird ein Abzinsungsfaktor
von 0,0 % (31.12.2018: 0,4 %) und für bergbaubedingte Rückstellungen von 4,1 % (31.12.2018:
4,1 %) zugrunde gelegt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
werden in Deutschland mit 1,2 % und im Ausland mit 2,2 % abgezinst (31.12.2018: 1,70
% bzw. 2,70 %).
Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften
Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee
(IFRS IC) haben neue IFRS und Änderungen bei bestehenden IFRS sowie eine neue Interpretation
verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2019 verpflichtend anzuwenden
sind:
IFRS 16 "Leasingverhältnisse" (2016) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 17
"Leasingverhältnisse" sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC-15 und SIC-27.
Bei der erstmaligen Anwendung der neuen Regelungen zur Leasingbilanzierung wendet
RWE die modifiziert retrospektive Methode an. Die Vergleichsinformationen für das
Geschäftsjahr 2018 wurden nicht angepasst. Für bestehende Verträge hat RWE die bereits
erfolgte Beurteilung zum Vorliegen eines Leasingverhältnisses gemäß IAS 17 und IFRIC
4 beibehalten. Zudem macht RWE von den Ausnahmeregelungen Gebrauch, kurzfristige oder
geringwertige Vermögenswerte betreffende Leasingverhältnisse nicht als Nutzungsrechte
in der Bilanz zu erfassen. Im Rahmen der Umstellung auf IFRS 16 ergaben sich keine
Auswirkungen auf das Eigenkapital.
Die erstmalige Anwendung von IFRS 16 hatte folgende Auswirkungen auf die fortgeführten
Aktivitäten des RWE-Konzerns: Zum 1. Januar 2019 wurden Nutzungsrechte in Höhe von
353 Mio. € und die Nettoschulden erhöhende Leasingverbindlichkeiten in gleicher Höhe
angesetzt. Unter Berücksichtigung der nicht fortgeführten Aktivitäten führte die Erstanwendung
von IFRS 16 zu einer Erhöhung der Bilanzsumme von insgesamt 2.251 Mio. €. Zum Übergangszeitpunkt
hat RWE die neuen Vorschriften nicht auf Leasingverhältnisse angewendet, deren Laufzeit
innerhalb der ersten zwölf Monate nach dem Erstanwendungszeitpunkt endet. Diese Verträge
werden wie kurzfristige Leasingverhältnisse bilanziert und die Leasingzahlungen im
laufenden Aufwand der Periode erfasst. Ebenso blieben bei der erstmaligen Bewertung
der Nutzungsrechte zum Übergangszeitpunkt anfängliche direkte Kosten unberücksichtigt.
Nutzungsrechte gemäß IFRS 16 werden innerhalb der Sachanlagen ausgewiesen und linear
über die Laufzeit des Leasingverhältnisses oder die kürzere Nutzungsdauer abgeschrieben.
Die im Rahmen von Leasingverträgen eingegangenen Verpflichtungen werden mit dem Barwert
der künftigen Leasingzahlungen bewertet und innerhalb der Finanzverbindlichkeiten
ausgewiesen. Die Leasingzahlungen werden unter Anwendung der Effektivzinsmethode in
Tilgungs- und Zinskomponenten aufgeteilt. Im Berichtszeitraum erhöhten sich durch
die Einführung von IFRS 16 die Abschreibungen um 21 Mio. € sowie die Zinsaufwendungen
um 6 Mio. €. Durch den Wegfall der aufwandswirksamen Erfassung der nominalen Leasingzahlungen
wurde das bereinigte EBITDA im Berichtszeitraum in etwa gleicher Höhe entlastet, sodass
kein wesentlicher Effekt auf das Nettoergebnis resultierte.
Ausgehend von den Verpflichtungen aus Operating-Leasing-Ver-trägen zum 31. Dezember
2018 ergibt sich nachfolgende Überleitung auf den Eröffnungsbilanzwert der Leasingverbindlichkeiten
zum 1. Januar 2019:
| Erstanwendung IFRS 16: Überleitung | |
| in Mio. € | |
| Verpflichtungen aus Operating Leasing zum 31.12.2018 | 572 |
| Inanspruchnahme von Anwendungserleichterungen für kurzfristige Leasingverhältnisse | - 10 |
| Leasingzahlungen aus Leasingverhältnissen, die bereits vertraglich vereinbart sind, aber noch nicht begonnen haben | - 67 |
| Sonstige Differenzen | - 3 |
| Nominalwert der Leasingverbindlichkeiten zum 01.01.2019 | 492 |
| Effekt aus der Diskontierung der Leasingverbindlichkeiten | - 139 |
| Aufgrund der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 erfasste Leasingverbindlichkeiten zum 01.01.2019 | 353 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing zum 31.12.2018 | 241 |
| Summe der Leasingverbindlichkeiten zum 01.01.2019 | 594 |
Die Position "sonstige Differenzen" beinhaltet im Wesentlichen Nicht-Leasing-Komponenten,
die vom Ansatz in den Leasingverbindlichkeiten ausgeschlossen wurden, und Differenzen
aufgrund geänderter Laufzeiteinschätzungen nach IFRS 16. Die Diskontierung der Leasingverbindlichkeiten
erfolgt unter Anwendung laufzeit- und währungsspezifischer Grenzfremdkapitalzinssätze.
Zum Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung von IFRS 16 betrug der gewichtete durchschnittliche
Grenzfremdkapitalzinssatz 3,7 %.
Die nachfolgenden für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2019 anzuwendenden Änderungen
an Standards und neuen Interpretationen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf
den RWE-Konzernabschluss:
| ― |
Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards, Zyklus 2015-2017 (2017), |
| ― |
Änderungen an IFRS 9 "Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung" (2017), |
| ― |
Änderungen an IAS 28 "Langfristige Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen" (2017), |
| ― |
Änderungen an IAS 19 "Planänderung, -kürzung oder -abgeltung" (2018), |
| ― |
IFRIC 23 "Bilanzierung von Steuerrisikopositionen" (2017). |
IFRS 9 "Finanzinstrumente" - Physische Erfüllung von Verträgen zum Kauf oder Verkauf eines nichtfinanziellen Postens
Das IFRS IC hat in seiner Sitzung im März 2019 im Rahmen einer Agenda-Entscheidung
festgestellt, dass Verträge über Terminkäufe oder -verkäufe nichtfinanzieller Posten,
sofern diese Verträge nicht der Eigenbedarfsausnahme nach IFRS 9 entsprechen (sog.
Failed-own-use-Verträge), in Höhe des bei physischer Erfüllung geltenden Marktpreises
zu realisieren sind. Die bisherige Branchenpraxis sieht eine Abbildung der Verträge
mit ihrem Erfüllungsbetrag vor.
Die Auswirkungen der IFRS-IC-Agenda-Entscheidung für den RWE-Konzernabschluss werden
derzeit geprüft. Eine Umsetzung der IFRS-IC-Agenda-Entscheidung wird für das Ende
des Geschäftsjahres 2019 avisiert.
Neue Rechnungslegungsvorschriften
Der IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der
EU im Geschäftsjahr 2019 noch nicht verpflichtend anzuwenden sind. Diese nachfolgend
aufgeführten Standards und Änderungen an Standards werden voraussichtlich keine wesentlichen
Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben:
| ― |
IFRS 17 Insurance Contracts (2017), |
| ― |
Amendments to References to the Conceptual Framework in IFRS Standards (2018), |
| ― |
Amendment to IFRS 3 Business Combinations (2018), |
| ― |
Amendments to IAS 1 and IAS 8; Definition of Material (2018). |
Konsolidierungskreis
In den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und
ausländischen Tochterunternehmen, die die RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht.
Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche
gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit.
Die folgende Übersicht stellt dar, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten
Unternehmen ergeben haben:
| Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen | Inland | Ausland | Gesamt |
| Stand: 01.01.2019 | 141 | 215 | 356 |
| Erstkonsolidierungen | 2 | 19 | 21 |
| Entkonsolidierungen | - 1 | - 7 | - 8 |
| Verschmelzungen | - 3 | - 3 | |
| Stand: 30.06.2019 | 142 | 224 | 366 |
Unverändert gegenüber dem 31.12.2018 beträgt die Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen
und Gemeinschaftsunternehmen 21, davon im Inland neun und im Ausland zwölf. Zudem
werden sechs (31.12.2018: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten
abgebildet.
Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations)
E.ON-innogy-Tauschgeschäft
Die RWE AG und die E.ON SE haben am 12. März 2018 vertraglich vereinbart, im Rahmen
eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsteilen und Beteiligungen den durch RWE gehaltenen
Mehrheitsanteil von 76,8 % an innogy auf E.ON zu übertragen. Die langfristig auf E.ON
zu übertragenden Teile von innogy werden bis zu ihrem Verkauf als "nicht fortgeführte
Aktivitäten" ausgewiesen. Dies betrifft im Wesentlichen das Netz- und Vertriebsgeschäft.
Demgegenüber behält RWE aufgrund vertraglicher Vereinbarungen die Verfügungsgewalt
über die maßgeblichen Tätigkeiten der langfristig bei RWE verbleibenden Geschäftsaktivitäten
von innogy (das Erneuerbare-Energien-Geschäft, das Gasspeichergeschäft und die Beteiligung
am österreichischen Energie-versorger Kelag). RWE steht außerdem die Wertentwicklung
dieser Geschäftsaktivitäten zu. Daher werden sie durchgehend von RWE vollkonsolidiert
und in der Segmentberichterstattung als Fortgeführte innogy-Aktivitäten ausgewiesen.
Die Transaktion bewertet den von RWE an innogy gehaltenen Anteil von 76,8 % inklusive
der unterstellten Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 von
insgesamt 3,24 € je Aktie, die RWE weiter zustehen, mit 40,00 € je Aktie. Das Transaktionsvolumen
beträgt damit rund 17,1 Mrd. €. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat der Veräußerung zugestimmt.
Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen. Sie wird voraussichtlich
im Laufe des Jahres 2019 abgeschlossen.
Seit dem 30. Juni 2018 werden die zu übertragenden Teile von innogy als nicht fortgeführte
Aktivitäten bilanziert. Bei den bisher konzerninternen Lieferungen und Leistungen,
die nach der Entkonsolidierung der zu übertragenden Teile von innogy entweder mit
diesen oder mit Dritten fortgeführt werden, wurden die Eliminierungsbuchungen im Rahmen
der Aufwands- und Ertragskonsolidierung vollständig den nicht fortgeführten Aktivitäten
zugeordnet.
Mitte Februar 2019 hat RWE die Mehrheitsbeteiligung der innogy SE am tschechischen
Verteilnetzbetreiber innogy Grid Holding a.s. (IGH) erworben. Im Rahmen der mit E.ON
abgeschlossenen Transaktion war vereinbart worden, dass E.ON die IGH-Beteiligung im
Rahmen der geplanten Übernahme der innogy SE von RWE erwirbt. Durch die Umsetzung
der Vereinbarung mit E.ON ist ein Vorkaufsrecht für den Mitgesellschafter von IGH,
dem "Macquarie Infrastructure and Real Assets (MIRA) managed consortium of investors",
ausgelöst worden. MIRA hat dieses Vorkaufsrecht am 29. April 2019 ausgeübt. Dadurch
wird MIRA die 50,04 %-Beteiligung zu gleichen Bedingungen und Konditionen erwerben,
wie sie von RWE an dritte Parteien, im konkreten Fall E.ON, verkauft worden wäre.
Dadurch wird MIRA der alleinige Gesellschafter der IGH. Der Vollzug des Erwerbs steht
kartellrechtlich unter der aufschiebenden Bedingung, dass E.ON die von RWE an innogy
gehaltenen Aktien übernehmen darf. Der Verkaufspreis beträgt rund 1,8 Mrd. €. Aufgrund
des unveränderten Gesamtplans zur Veräußerung des Netz- und Vertriebsgeschäfts wird
die IGH auch weiterhin als Teil der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten ausgewiesen.
Nachfolgend sind wichtige Kennzahlen der Aktivitäten der zu übertragenden Teile von
innogy dargestellt:
| Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten | 30.06.2019 | 31.12.2018 |
| in Mio. € | ||
| Langfristige Vermögenswerte | ||
| Immaterielle Vermögenswerte | 10.817 | 10.716 |
| Sachanlagen | 14.656 | 14.000 |
| Sonstige langfristige Vermögenswerte | 5.136 | 5.363 |
| 30.609 | 30.079 | |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 12.240 | 10.417 |
| Langfristige Schulden | ||
| Rückstellungen | 5.101 | 4.557 |
| Finanzverbindlichkeiten | 14.180 | 14.147 |
| Sonstige langfristige Verbindlichkeiten | 2.606 | 3.065 |
| 21.887 | 21.769 | |
| Kurzfristige Schulden | 12.636 | 11.027 |
| Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten | Jan - Jun 2019 | Jan - Jun 20181 |
| in Mio. € | ||
| Umsatzerlöse2 | 17.658 | 17.807 |
| Sonstige Erträge3 | 1.339 | 717 |
| Aufwendungen4 | - 17.143 | - 17.870 |
| Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten vor Steuern | 1.854 | 654 |
| Ertragsteuern | - 543 | - 115 |
| Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten | 1.311 | 539 |
1
Angepasste Werte
2
Inklusive Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 1.247 Mio. € (Vorjahr:
1.425 Mio. €)
3
Inklusive Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 93 Mio. € (Vorjahr: 124
Mio. €)
4
Inklusive Aufwendungen mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 7.663 Mio. € (Vorjahr:
9.096 Mio. €)
Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated
Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen - 705 Mio. €
(31.12.2018: - 773 Mio. €).
Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen
(Total Comprehensive Income) entfallen - 495 Mio. € (Vorjahr: 1.448 Mio. €) auf fortgeführte
Aktivitäten und 701 Mio. € (Vorjahr: - 1 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten.
Aktienkursbasierte Vergütungen
Im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 wurde über aktienkursbasierte Vergütungssysteme
für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen berichtet.
Im Rahmen des Long-Term Incentive Plan für Führungskräfte mit der Bezeichnung "Strategic
Performance Plan" (SPP) hat die RWE AG für das Geschäftsjahr 2019 eine weitere Tranche
begeben.
Für Führungskräfte der innogy SE und nachgeordneter verbundener Unternehmen wurde
der Long-Term Incentive Plan SPP im ersten Quartal 2019 beendet und durch den neu
aufgelegten "Long Term Incentive Plan 2019" ersetzt. Dieser wird als Halteprämie für
die Geschäftsjahre 2019 und 2020 gewährt, um die Führungskräfte längerfristig an die
innogy SE zu binden. Die einmalige Tranche hat eine Laufzeit von zwei Jahren, bevor
es im Januar 2021 zu einer Auszahlung kommt. Die Auszahlung ist fix und nicht an die
Performance der Führungskräfte oder des Unternehmens geknüpft.
Wertberichtigungen
Im Berichtszeitraum wurden aufgrund von gesunkenen Marktpreisen Wertminderungen auf
Kohle- und Gasvorräte in Höhe von 514 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) vorgenommen.
Gewinnausschüttung
Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 3. Mai 2019 beschlossen, eine Dividende für
das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 0,70 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie
auszuschütten. Die Ausschüttung für das Geschäftsjahr 2018 betrug insgesamt 430 Mio.
€ (Vorjahr: 922 Mio. €).
Finanzierungsmaßnahmen
Am 6. Februar 2019 hat RWE eine Hybridanleihe in Höhe von 750 Mio. £ gekündigt und
am 20. März 2019 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren.
Die Hybridanleihe war gemäß IAS 32 als Eigenkapital klassifiziert. Sie hatte einen
Kupon von 7 % und eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit.
Mitte April 2019 hat RWE die bestehende syndizierte Kreditlinie in Höhe von 3 Mrd.
€ vor Ende der Laufzeit durch eine neue Vereinbarung über 5 Mrd. € ersetzt. Der erhöhte
Kreditrahmen, der mit einem Konsortium aus 27 internationalen Banken vereinbart wurde,
besteht aus zwei Tranchen: einer in Höhe von 3 Mrd. € mit einer Laufzeit von fünf
Jahren, die mit dem Einverständnis der Banken zweimal um jeweils ein Jahr verlängert
werden kann, und einer in Höhe von 2 Mrd. € mit zweijähriger Laufzeit. Bei der zweiten
Tranche besteht eine Verlängerungsoption für ein Jahr, wobei eine Zustimmung der Banken
nicht erforderlich ist.
Ergebnis je Aktie
| Jan - Jun 2019 |
Jan - Jun 2018 |
||
| Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG | Mio. € | 830 | 162 |
| Davon: aus fortgeführten Aktivitäten | 18 | - 94 | |
| Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten | 812 | 256 | |
| Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien | Tsd. Stück | 614.745 | 614.745 |
| Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Aktie | € | 1,35 | 0,26 |
| Davon: aus fortgeführten Aktivitäten | € | 0,03 | - 0,15 |
| Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten | € | 1,32 | 0,41 |
Mit Beschluss der Hauptversammlung sowie der gesonderten Versammlung der Vorzugsaktionäre
vom 3. Mai 2019 und der Eintragung der Satzungsänderung im Handelsregister am 28.
Juni 2019 wurden die insgesamt 39.000.000 stimmrechtslosen Vorzugsaktien der RWE AG
in stimmberechtigte Stammaktien umgewandelt. Die Umwandlung erfolgte im Verhältnis
1:1 ohne Zuzahlung. Die Zahl der Stammaktien erhöhte sich damit von 575.745.499 auf
614.745.499.
Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen
Assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen gelten im RWE-Konzern als nahestehende
Unternehmen. Die mit wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte führten
im ersten Halbjahr 2019 zu Erträgen in Höhe von 288 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 456
Mio. €). Der Vorjahreswert wurde aufgrund einer Ausweisänderung für durchgeleitete
EEG-Einspeise-vergütungen angepasst. Diese wurden bislang brutto in Umsatzerlösen
und Materialaufwand ausgewiesen. Zudem führten die mit wesentlichen nahestehenden
Unternehmen getätigten Geschäfte zu Aufwendungen in Höhe von 1.574 Mio. € (Vorjahreszeitraum:
1.769 Mio. €). Zum 30. Juni 2019 betrugen die Forderungen 459 Mio. € (31.12.2018:
204 Mio. €) und die Verbindlichkeiten 248 Mio. € (31.12.2018: 199 Mio. €). Alle Geschäfte
sind zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen worden und unterscheiden sich grundsätzlich
nicht von den Liefer- und Leistungsbeziehungen mit anderen Unternehmen. Die sonstigen
Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 510 Mio. € (31.12.2018: 578 Mio.
€).
Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden
Unternehmen oder Personen getätigt.
Berichterstattung zu Finanzinstrumenten
Finanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ
sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen
die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die
flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente sind abhängig von ihrer Klassifizierung mit
den fortgeführten Anschaffungskosten oder dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Finanzinstrumente
werden für Zwecke der Bilanzierung den nachfolgenden Kategorien zugeordnet:
| ― |
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente: Die vertraglichen Geldflüsse bestehen ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag und für das Finanzinstrument besteht eine Halteabsicht bis zur Endfälligkeit. |
| ― |
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente: Die vertraglichen Geldflüsse bestehen ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag und für das Finanzinstrument besteht sowohl eine Halte- als auch eine Veräußerungsabsicht. |
| ― |
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente: Von der Option, Änderungen des beizulegenden Zeitwertes direkt im Eigenkapital auszuweisen, wird Gebrauch gemacht. |
| ― |
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte: Die vertraglichen Geldflüsse aus Fremdkapitalinstrumenten bestehen nicht ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag, oder die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes von Eigenkapitalinstrumenten direkt im Eigenkapital wird nicht angewendet. |
Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus
mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten.
Die Bewertung von zum beizulegenden Zeitwert angesetzten Finanzinstrumenten erfolgt
anhand des veröffentlichten Börsenkurses, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven
Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Fremd- und Eigenkapitaltitel
wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme unter Berücksichtigung
makroökonomischer Entwicklungen und Unternehmensplandaten ermittelt. Zur Diskontierung
werden aktuelle restlaufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen.
Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IFRS
9 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert.
Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen
Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher
Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter
Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf
aktiven Märkten. Sollten auch diese Notierungen nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische
Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch
andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Energiewirtschaftliche
und volkswirtschaftliche Annahmen werden in einem umfangreichen Prozess und unter
Einbeziehung interner und externer Experten ermittelt.
Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte
und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner
vorgenommen.
Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich
von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen
gibt es lediglich bei den Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert beträgt 4.053 Mio.
€ (31.12.2018: 2.764 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 4.327 Mio. € (31.12.2018:
2.842 Mio. €). Aufgrund der Erstanwendung von IFRS 16 sind in der aktuellen Berichtsperiode
in den für die Finanzverbindlichkeiten genannten Werten keine Leasingverbindlichkeiten
mehr enthalten, während sie in den Vorjahreswerten noch berücksichtigt sind.
Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten
Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die
einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
| ― |
Stufe 1: Bewertung mit (unverändert übernommenen) Preisen von identischen Finanzinstrumenten, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben, |
| ― |
Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen, |
| ― |
Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen. |
| Fair-Value-Hierarchie | Summe | Stufe 1 | Stufe 2 | Stufe 3 | Summe | Stufe 1 |
| in Mio. € | 30.06.2019 | 31.12.2018 | ||||
| Übrige Finanzanlagen | 404 | 91 | 166 | 147 | 400 | 93 |
| Derivate (aktiv) | 8.968 | 8.809 | 159 | 7.271 | ||
| Davon: in Sicherungsbeziehungen | 1.603 | 1.603 | 1.644 | |||
| Wertpapiere | 2.391 | 1.827 | 564 | 3.606 | 1.618 | |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 3.333 | 1.925 | 595 | 813 | 4.031 | 1.755 |
| Derivate (passiv) | 8.849 | 8.818 | 31 | 7.060 | ||
| Davon: in Sicherungsbeziehungen | 1.559 | 1.559 | 1.134 | |||
| Zur Veräußerung bestimmte Schulden | 675 | 675 | 1.343 |
| Fair-Value-Hierarchie | Stufe 2 | Stufe 3 |
| in Mio. € | ||
| Übrige Finanzanlagen | 159 | 148 |
| Derivate (aktiv) | 7.115 | 156 |
| Davon: in Sicherungsbeziehungen | 1.644 | |
| Wertpapiere | 1.988 | |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 1.472 | 804 |
| Derivate (passiv) | 7.025 | 35 |
| Davon: in Sicherungsbeziehungen | 1.134 | |
| Zur Veräußerung bestimmte Schulden | 1.343 |
Aufgrund der erhöhten Anzahl von Preisquotierungen an aktiven Märkten wurden Wertpapiere
mit einem beizulegenden Zeitwert von 46 Mio. € (31.12.2018: 14 Mio. €) von Stufe 2
nach Stufe 1 umgegliedert. Gegenläufig wurden wegen einer verminderten Anzahl von
Preisquotierungen finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert von
5 Mio. € (31.12.2018: 12 Mio. €) von Stufe 1 nach Stufe 2 umgegliedert.
Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden
Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente:
| Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2019 | Stand: 01.01.2019 | Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges | Veränderungen | Stand: 30.06.2019 | ||
| in Mio. € | Erfolgswirksam | Erfolgsneutral (OCI) | Zahlungswirksam | |||
| Übrige Finanzanlagen | 148 | - 3 | -2 | 147 | ||
| Derivate (aktiv) | 156 | - 1 | 27 | - 23 | 159 | |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 804 | - 14 | - 15 | 38 | 813 | |
| Derivate (passiv) | 35 | -1 | 8 | -11 | 31 | |
| Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2018 | Stand: 01.01.2018 | Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges | Veränderungen | Stand: 30.06.2018 | ||
| in Mio. € | Erfolgswirksam | Erfolgsneutral (OCI) | Zahlungswirksam | |||
| Übrige Finanzanlagen | 821 | - 739 | 9 | 7 | 66 | 164 |
| Finanzforderungen | 35 | - 35 | ||||
| Derivate (aktiv) | 33 | - 1 | 12 | - 10 | 34 | |
| Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte | 792 | 792 | ||||
| Derivate (passiv) | 4 | - 1 | 2 | - 3 | 2 | |
Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe
3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung:
| Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste in Mio. € |
Gesamt Jan -Jun 2019 | Davon:auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden | Gesamt Jan - Jun 2018 | Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden |
| Umsatzerlöse | 3 | 3 | 10 | 10 |
| Materialaufwand | - 13 | - 13 | ||
| Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen | 29 | 29 | ||
| Beteiligungsergebnis | - 3 | - 3 | - 1 | - 1 |
| Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten | - 15 | 14 | 10 | 10 |
| 1 | 30 | 19 | 19 |
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugs- und
Rohstoffverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte
gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Strom- und Gaspreise
abhängig. Bei steigenden Marktpreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der
beizulegende Zeitwert, bei sinkenden Marktpreisen verringert er sich. Eine Veränderung
der Preisverhältnisse um +/- 10 % würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 47 Mio.
€ bzw. zu einem Rückgang um 47 Mio. € führen.
Ereignisse nach dem Bilanzstichtag
Ausführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Konzernzwischenlagebericht.
BESCHEINIGUNG NACH PRÜFERISCHER DURCHSICHT
An die RWE Aktiengesellschaft, Essen
Wir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss - bestehend aus verkürzter Gewinn-
und Verlustrechnung, verkürzter Gesamtergebnisrechnung, verkürzter Bilanz, verkürzter
Kapitalflussrechnung, verkürzter Eigenkapitalveränderungsrechnung sowie ausgewählten
erläuternden Anhangangaben - und den Konzernzwischenlagebericht der RWE Aktiengesellschaft,
Essen, für den Zeitraum vom 1. Januar bis 30. Juni 2019, die Bestandteile des Halbjahresfinanzberichts
nach § 115 WpHG sind, einer prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung des
verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den IFRS für Zwischenberichterstattung,
wie sie in der EU anzuwenden sind, und des Konzernzwischenlageberichts nach den für
Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG liegt in der Verantwortung
des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, eine Bescheinigung zu dem verkürzten
Konzernzwischenabschluss und dem Konzernzwischenlagebericht auf der Grundlage unserer
prüferischen Durchsicht abzugeben.
Wir haben die prüferische Durchsicht des verkürzten Konzernzwischenabschlusses und
des Konzernzwischenlageberichts unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer
(IDW) festgestellten deutschen Grundsätze für die prüferische Durchsicht von Abschlüssen
unter ergänzender Beachtung des International Standard on Review Engagements "Review
of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity"
(ISRE 2410) vorgenommen. Danach ist die prüferische Durchsicht so zu planen und durchzuführen,
dass wir bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicherheit ausschließen können,
dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung
mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und
der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit
den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt
worden sind. Eine prüferische Durchsicht beschränkt sich in erster Linie auf Befragungen
von Mitarbeitern der Gesellschaft und auf analytische Beurteilungen und bietet deshalb
nicht die durch eine Abschlussprüfung erreichbare Sicherheit. Da wir auftragsgemäß
keine Abschlussprüfung vorgenommen haben, können wir einen Bestätigungsvermerk nicht
erteilen.
Auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht sind uns keine Sachverhalte bekannt
geworden, die uns zu der Annahme veranlassen, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss
in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung,
wie sie in der EU anzuwenden sind, oder dass der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen
Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren
Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind.
Essen, den 9. August 2019
PricewaterhouseCoopers GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
| Michael Reuther | Ralph Welter |
| Wirtschaftsprüfer | Wirtschaftsprüfer |
Finanzkalender
2019/2020
| 14. November 2019 | Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019 |
| 12. März 2020 | Bericht über das Geschäftsjahr 2019 |
| 28. April 2020 | Hauptversammlung |
| 4. Mai 2020 | Dividendenzahlung |
| 14. Mai 2020 | Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2020 |
| 13. August 2020 | Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 |
| 12. November 2020 | Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2020 |
Der vorliegende Zwischenbericht ist am 14. August 2019 veröffentlicht worden.
RWE Aktiengesellschaft
Altenessener Straße 35
45141 Essen
www.rwe.com