 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenmitteilung über das erste Quartal 2020 Trotz Corona-Krise: RWE bekräftigt Ergebnisprognose für 2020 // Bereinigtes EBITDA
im ersten Quartal mit 1,3 Mrd.€ deutlich über Vorjahr // Stark erhöhte Stromproduktion
aus erneuerbaren Energien // Hauptversammlung verschoben: virtuelles Aktionärstreffen
am 26. Juni 2020 Auf einen BlickEckdaten des RWE-Konzernsscroll
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Angepasste Vorjahreswerte; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 116 Wesentliche EreignisseIm BerichtszeitraumBundeskabinett legt Entwurf für Kohleausstiegsgesetz vor Ende Januar 2020 hat das Bundeskabinett den Entwurf für ein Gesetz zur Reduzierung
und zur Beendigung der Kohleverstromung verabschiedet. Darin konkretisiert die Regierung,
wie sie die Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung"
zum deutschen Kohleausstieg umsetzen will. Wie von der Kommission vorgeschlagen, soll
Deutschland schrittweise bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigen. Der Gesetzentwurf
enthält dazu einen Fahrplan. Bei der Braunkohle gibt es einen festen Abschaltpfad
für die einzelnen Kraftwerke, auf den sich der Bund mit den betroffenen Ländern und
Energieunternehmen verständigt hat. Demnach sollen bis Ende 2022 zusätzliche Braunkohlekapazitäten
in Höhe von 3 GW vorzeitig stillgelegt werden. Rund 2,8 GW entfallen davon auf RWE. Nach dem Gesetzentwurf müssen wir im Rheinischen Braunkohlerevier bereits Ende 2020
den ersten 300-MW-Block vom Netz nehmen. Im folgenden Jahr schalten wir dort drei
weitere 300-MW-Anlagen ab, 2022 dann noch einen 300-MW-Block und zwei 600-MW-Blöcke.
Betroffen sind vor allem die Kraftwerke Neurath und Niederaußem sowie in geringem
Maße Weisweiler. Im Jahr 2022 werden wir außerdem die Produktion von Braunkohlebriketts
am Standort Frechen und damit den Betrieb von 120 MW Stromerzeugungskapazität einstellen. In der Folgezeit sollen zunächst die Kapazitäten des Kraftwerks Weisweiler vom Netz
gehen; dabei handelt es sich um einen Block mit 300 MW (2025) und zwei Blöcke mit
jeweils 600 MW (2028 bzw. 2029). Der Tagebau Inden, dessen Kohle ausschließlich in
Weisweiler eingesetzt wird, läuft dann aus. Unsere beiden letzten 600-MW-Anlagen werden
wir Ende 2029 schließen. Eine davon wird zum 1. Januar 2030 in eine vierjährige Sicherheitsbereitschaft
überführt. Ab 2030 sind dann nur noch unsere drei modernsten Braunkohleblöcke der
1.000-MW-Klasse am Markt. Sie laufen voraussichtlich bis Ende 2038. Die Stilllegungen haben erhebliche Konsequenzen für die Tagebaue. Mehr als die Hälfte
der für den Abbau genehmigten Braunkohlevorräte werden wir nicht mehr fördern. Außerdem
tragen wir dem Wunsch der Strukturwandelkommission und der Politik Rechnung, dass
der Hambacher Forst erhalten bleibt. Von unseren drei Tagebauen im Rheinischen Revier
-Inden, Hambach und Garzweiler - wird ab 2030 nur noch der letztgenannte zur Verfügung
stehen, um die verbleibenden Erzeugungsanlagen mit Braunkohle zu versorgen. Das macht
eine grundlegend neue Planung des Tagebaubetriebs und der Rekultivierung erforderlich,
insbesondere in Hambach. Entsprechende Unterlagen haben wir bereits Ende Februar 2020
beim nordrhein-westfälischen Wirtschaftsministerium eingereicht. Der Braunkohleausstieg ist für uns mit hohen finanziellen Belastungen verbunden.
Der Gesetzentwurf sieht dafür eine Entschädigung von 2,6 Mrd.€ vor, die uns über 15
Jahre in gleichen Teilbeträgen geleistet werden soll. Nach den Vorstellungen der Bundesregierung
sind damit alle Ansprüche abgegolten. Unser tatsächlicher Schaden wird den Betrag
von 2,6 Mrd.€ allerdings deutlich übersteigen. Der Ausgleichsanspruch gegenüber dem
Bund und der Großteil unserer erwarteten Belastungen sind bereits im Konzernabschluss
2019 berücksichtigt worden (siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 43). Neben RWE sollen
auch die betroffenen Beschäftigten staatliche Kompensationen erhalten. Nach aktueller
Planung werden bereits kurzfristig mehr als 3.000 von insgesamt rund 10.000 Stellen
in unserem Braunkohlegeschäft wegfallen; bis 2030 dürften es etwa 6.000 sein. Der
Gesetzentwurf sieht u.a. Regelungen für ein Anpassungsgeld und den Ausgleich entstehender
Nachteile bei der gesetzlichen Rente vor. Diese Leistungen sollen vom Bund getragen
werden. Auch zum Ausstieg aus der Steinkohle enthält der Gesetzentwurf detaillierte Bestimmungen.
Nach den Vorstellungen der Bundesregierung soll per Auktionsverfahren darüber entschieden
werden, welche Steinkohlekapazitäten vom Netz gehen und wie hoch die Kompensationen
für ihre Betreiber sind. Der Gesetzentwurf sieht jährliche Ausschreibungen im Zeitraum
von 2020 bis 2026 vor. Die Gebote der Betreiber müssen allerdings bestimmte Obergrenzen
einhalten, die über die Jahre von 165 Tsd.€ auf 49 Tsd.€ pro MW gesenkt werden sollen.
Für die Zeit danach sieht der Gesetzentwurf ordnungsrechtliche Abschaltungen ohne
Entschädigungen vor. Sofern die Ausschreibungen nicht im gewünschten Umfang zu Kraftwerksschließungen
führen, sollen die Kraftwerksbetreiber bereits ab 2024 angewiesen werden können, Anlagen
abzuschalten, ohne dass ihnen dafür Kompensationen gewährt werden. Unternehmensvertreter,
Gewerkschaften und der Bundesrat haben sich kritisch dazu geäußert und Nachbesserungen
gefordert, insbesondere für Steinkohlekraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung. Das Gesetzgebungsverfahren zum Kohleausstieg wird voraussichtlich bis Jahresmitte
abgeschlossen sein. Auf der Grundlage des Gesetzes werden wir dann einen öffentlich-rechtlichen
Vertrag mit dem Bund schließen, der uns Vertrauensschutz im Hinblick auf die getroffenen
Regelungen gewährt. Zunächst muss die EU-Kommission die Kompensationen aber noch beihilferechtlich
genehmigen. RWE erwirbt hochmodernes Gaskraftwerk im Osten Englands In Großbritannien haben wir unsere Position als einer der führenden Gasverstromer
ausgebaut. Mitte Februar 2020 erwarben wir vom britischen Energieversorger Centrica
für 101 Mio.£ das Gaskraftwerk King's Lynn in Norfolk (Ostengland). Die Anlage verfügt
über eine Nettoleistung von 382 MW und zeichnet sich durch einen hohen Wirkungsgrad
von 57% aus. Ihre Fahrweise kann flexibel an den Strombedarf angepasst werden. Ein
Kapazitätsmarkt-Vertrag sichert King's Lynn fixe Prämienzahlungen für den Zeitraum
von Oktober 2020 bis September 2035. Erst vor Kurzem ist das Kraftwerk umfassend modernisiert
und dabei mit einer neuen Gasturbine ausgestattet worden. Letztes britisches Steinkohlekraftwerk von RWE stellt offiziell Betrieb ein Am 31. März 2020 ist mit Aberthaw B in Wales unser letztes britisches Steinkohlekraftwerk
offiziell stillgelegt worden. Die Anlage verfügte über drei Blöcke, die zusammen eine
Nettoleistung von 1.560 MW erreichten. Ihre noch bis Ende September 2021 bestehenden
Verpflichtungen im Rahmen des britischen Kapazitätsmarktes wurden auf Anlagen Dritter
oder auf andere Einheiten der RWE-Kraftwerksflotte übertragen. Aberthaw B war 1971
in Betrieb genommen worden und hat somit fast ein halbes Jahrhundert zur sicheren
Energieversorgung in Großbritannien beigetragen. RWE bei Kapazitätsmarkt-Auktionen in Großbritannien erfolgreich Die britische Regierung hat im ersten Quartal 2020 drei Kapazitätsmarkt-Auktionen
durchführen lassen. Das erste Bieterverfahren Ende Januar bezog sich auf den Zeitraum
vom 1. Oktober 2022 bis 30. September 2023. Mit Ausnahme einiger Kleinanlagen kamen
alle bei der Auktion vertretenen RWE-Kraftwerke zum Zuge. Die Anlagen haben eine gesicherte
Leistung von insgesamt 6,5 GW. Sie werden eine Vergütung dafür erhalten, dass sie
im oben genannten Zeitraum am Netz sind und damit zur Stromversorgung beitragen. Die
im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie war mit 6,44 £/kW (vor Inflationsanpassung)
allerdings niedriger, als die meisten Marktbeobachter erwartet hatten. Anfang Februar wurde eine zweite Auktion abgehalten, die den Zeitraum 1. Oktober
2020 bis 30. September 2021 betraf. Für diese Periode hatte es bereits im Dezember
2016 ein Bieterverfahren gegeben, bei dem sich RWE-Anlagen mit insgesamt 8,0 GW (inkl.
Aberthaw) für eine Prämie von 22,50£/kW qualifizieren konnten. Die neuerliche Auktion
diente dazu, verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Dabei wurde zusätzliche Erzeugungsleistung
in Höhe von 1,0 GW für eine Prämie von 1,00£/kW ersteigert. RWE hatte sich mit einer
Kleinanlage an dem Verfahren beteiligt, die aber keine Zahlung erhalten wird. Bei der dritten Auktion Anfang März konnten wir uns erneut eine Prämienzahlung für
6,5 GW sichern. Die betreffenden Kraftwerke werden im Zeitraum vom 1. Oktober 2023
bis 30. September 2024 eine Kapazitätsvergütung von 15,97 £/kW (vor Inflationsanpassung)
erhalten. Lediglich einige Kleinanlagen von uns gehen leer aus. Seit 2014 werden in Großbritannien Kapazitätsauktionen durchgeführt. Damit will die
Regierung sicherstellen, dass dem nationalen Strommarkt genügend Erzeugungsleistung
zur Verfügung steht. Im November 2018 war der britische Kapazitätsmarkt für etwa ein
Jahr ausgesetzt worden, weil das Gericht der Europäischen Union die von der EU-Kommission
erteilte Genehmigung für unwirksam erklärt hatte. Nach der erneuten beihilferechtlichen
Freigabe aus Brüssel im Oktober 2019 konnten die Kapazitätsvergütungen wieder aufgenommen
und verschobene Auktionen nachgeholt werden. Im Januar 2020 sind uns zurückbehaltene
Prämien von rund 50 Mio.€ für 2018 und rund 180 Mio.€ für 2019 nachträglich ausbezahlt
worden. Ergebniswirksam erfasst haben wir diese Mittelzuflüsse bereits im Geschäftsjahr
2019. Windpark Peyton Creek in Texas nimmt kommerziellen Betrieb auf Im März 2020 hat unser neuer Onshore-Windpark "Peyton Creek" im US-Bundesstaat Texas
den kommerziellen Betrieb aufgenommen. Er besteht aus 48 Windturbinen mit einer Leistung
von insgesamt 151 MW. Obwohl die Bauarbeiten durch den Tropensturm Imelda beeinträchtigt
waren, konnte Peyton Creek ohne Zeitverzug ans Netz gehen. In Texas errichten wir
derzeit noch zwei weitere große Onshore-Windparks: "Cranell" mit einer Kapazität von
220 MW und "Big Raymond" mit 440 MW. Wir wollen sie noch im laufenden Jahr fertigstellen. innogy gibt Startschuss für Bau des Nordsee-Windparks Kaskasi Ebenfalls im März hat innogy die finale Investitionsentscheidung für den Bau des
deutschen Nordsee-Windparks Kaskasi getroffen. Kaskasi wird 35 Kilometer nördlich
der Insel Helgoland entstehen. Seine 38 Turbinen werden gemeinsam über eine Leistung
von 342 MW verfügen und damit rechnerisch ca. 400.000 Haushalte mit Strom versorgen
können. Die Baumaßnahmen auf See sollen 2021 beginnen. Nach aktueller Planung könnte
Kaskasi bereits 2022 mit seiner vollen Kapazität in Betrieb sein. Bei der Einbringung
der Fundamente im 18 bis 25 Meter tiefen Meeresboden wird ein neuartiges Vibrationsverfahren
zur Anwendung kommen, das die Geräuschemissionen gegenüber der herkömmlichen Schlagrammtechnik
reduziert und eine Verkürzung der Konstruktionszeit ermöglicht. Vorteile bietet auch
die günstige Lage von Kaskasi nahe den bestehenden Windparks Nordsee Ost und Amrumbank.
Dadurch lassen sich Synergien beim Betrieb und der Instandhaltung nutzen. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsRWE hält am 26. Juni virtuelle Hauptversammlung ab - Dividendenvorschlag bleibt bei 0,80 € je Aktie Angesichts der Corona-Pandemie hat der Vorstand der RWE AG beschlossen, die diesjährige
Hauptversammlung vom 28. April auf den 26. Juni zu verschieben und sie als reine Online-Veranstaltung
durchzuführen. Der RWE-Aufsichtsrat hat Ende April grünes Licht dafür gegeben. Wir
nutzen damit die deutsche Corona-Notfallgesetzgebung, die es den Unternehmen ermöglicht,
rein virtuelle Aktionärstreffen abzuhalten. Am 20. Mai werden wir die Hauptversammlung
einberufen und die Einladung veröffentlichen. Die Veranstaltung beginnt um 10 Uhr.
Sie wird live und in voller Länge auf der Website von RWE übertragen. Aktionäre können
ihre Fragen zur Tagesordnung bis zwei Tage vor der Versammlung einreichen. Ihr Stimmrecht
können sie vorab per Briefwahl ausüben oder den Stimmrechtsvertretern der Gesellschaft
eine entsprechende Vollmacht erteilen. Beides ist auf elektronischem Wege auch während
der Veranstaltung möglich. Die Tagesordnung der Hauptversammlung bleibt gegenüber der ursprünglichen Planung
unverändert. Gleiches gilt für den Dividendenvorschlag: Aufsichtsrat und Vorstand
der RWE AG werden den Aktionären eine Gewinnausschüttung für das Geschäftsjahr 2019
von 0,80€ je Aktie vorschlagen. Das hatten wir bereits im März angekündigt. Unseren
Ergebnisausblick für 2020, über den wir im Geschäftsbericht 2019 auf Seite 94f. informiert
haben, können wir trotz der Corona-Krise und ihrer wirtschaftlichen Folgen bekräftigen.
Näheres dazu finden Sie auf Seite 16f. der vorliegenden Zwischenmitteilung. Aufsichtsrat trifft Nachfolgeregelung: Markus Krebber soll Mitte 2021 Vorstandsvorsitzender der RWE AG werden Der Aufsichtsrat der RWE AG hat in seiner Sitzung vom 28. April entschieden, dass
Dr. Markus Krebber (47) zum 1. Juli 2021 neuer Vorstandsvorsitzender der RWE AG werden
soll. Den formalen Bestellungsbeschluss wird das Gremium zu gegebener Zeit fassen.
Markus Krebber folgt damit Dr. Rolf Martin Schmitz (62) nach, der seit 2009 Mitglied
des Vorstands der RWE AG und seit 2016 dessen Vorsitzender ist. Der Vertrag von Schmitz
läuft Mitte 2021 aus. Mit der frühzeitigen Nachfolgeregelung will der Aufsichtsrat
sicherstellen, dass der eingeschlagene strategische Kurs von RWE fortgesetzt wird.
Markus Krebber war nach seinem Studium der Wirtschaftswissenschaften zunächst in der
Unternehmensberatung und im Finanzdienstleistungssektor tätig. Im Jahr 2012 kam er
zum RWE-Konzern, wo er zunächst der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading angehörte.
Seit 2016 ist er Finanzvorstand der RWE AG. Gemeinsam mit Rolf Martin Schmitz hat
er das Tauschgeschäft mit E.ON vorangetrieben, durch das RWE zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen
aufgestiegen ist. Anmerkungen zur BerichtsweiseNeuaufstellung des RWE-Konzerns durch Tauschgeschäft mit E.ON Durch ein umfassendes Tauschgeschäft mit E.ON hat sich der RWE-Konzern im vergangenen
Jahr grundlegend neu aufgestellt. Im September 2019 trennten wir uns von unserem 76,8%-Anteil
an innogy und erhielten dafür das Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON, eine 16,7%-Beteiligung
an E.ON und die Minderheitsanteile der E.ON-Tochter PreussenElektra an unseren Kernkraftwerken
Gundremmingen (25%) und Emsland (12,5%). Für den vollständigen Abschluss des Tauschgeschäfts
muss E.ON noch Teile des innogy-Portfolios an uns zurückgeben, die wir uns aber bereits
wirtschaftlich zurechnen und in unseren Konzernzahlen erfassen. Dabei handelt es sich
um das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen und tschechischen Gasspeicher
sowie eine 37,9%-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag. Der Transfer
soll frühestmöglich im laufenden Jahr stattfinden. Neue Konzernstruktur mit fünf Segmenten Ab 2020 stellen wir den Konzern in einer neuen Struktur dar. Die provisorischen Segmente
"Fortgeführte innogy-Aktivitäten" und "Übernommene E.ON-Aktivitäten" haben wir aufgelöst
und die Erzeugungsaktivitäten nach Maßgabe des verwendeten Energieträgers neu aufgegliedert.
Wir unterscheiden nun die folgenden fünf Segmente: (1) Offshore Wind, (2) Onshore
Wind/Solar, (3) Wasser/Biomasse/Gas, (4) Energiehandel und (5) Kohle/Kernenergie.
Die Segmente (1) bis (4) bilden unser Kerngeschäft. Hier wollen wir wachsen. Unter
(5) fassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus Braunkohle, Steinkohle und Kernenergie
zusammen. Für diese Technologien gibt es staatlich vorgegebene Ausstiegspfade, sodass
der Rückbau von Anlagen und die Rekultivierung von Tagebauflächen im Vergleich zur
Stromproduktion an Bedeutung gewinnen werden. Zum Zweck der Vergleichbarkeit haben
wir die Vorjahreszahlen in die neue Segmentstruktur überführt. Die einzelnen Segmente setzen sich wie folgt zusammen:
Konzerngesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie die Holding RWE AG weisen
wir im Kerngeschäft unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. Die Position enthält auch
unseren 25,1%-Anteil am deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion. Außerdem sind
Konsolidierungseffekte darin erfasst. Zukunftsbezogene Aussagen Die vorliegende Zwischenmitteilung enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung
des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen
Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie
auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses
Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen
oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten
Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. Geschäftsentwicklungscroll
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Inkl. Produktionsmengen, die nicht den genannten Energieträgern zuzuordnen sind (z.B.
Strom aus Ölkraftwerken) Deutlich gesunkene Stromproduktion aus Kohlekraftwerken Im ersten Quartal 2020 hat der RWE-Konzern 37,5 Mrd. kWh Strom erzeugt, 9% weniger
als im Vorjahreszeitraum. Der Rückgang ist hauptsächlich unseren Braun- und Steinkohlekraftwerken
zuzuordnen, deren Marktbedingungen sich weiter verschlechtert haben. Eine Rolle spielte
dabei das hohe Niveau der Stromeinspeisungen aus Windkraftanlagen, die von günstigen
Wetterbedingungen profitierten. Daneben machte sich der starke Einbruch des Stromverbrauchs
im März infolge der Corona-Krise bemerkbar. Aus den genannten Gründen waren auch unsere
britischen Gaskraftwerke weniger im Einsatz als 2019. Bei den erneuerbaren Energien
konnten wir dagegen stark zulegen. Hauptgrund dafür ist die erstmalige Berücksichtigung
der Aktivitäten, die wir im September 2019 von E.ON übernommen haben. Außerdem profitierten
wir vom hohen Windaufkommen. Positiv wirkte auch, dass wir neue Windparks in Betrieb
genommen haben (z. B. Peyton Creek in Texas, über den wir auf Seite 3 berichten) und
dass wir in unseren niederländischen Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven verstärkt
Biomasse mitverbrannt haben. Außenumsatz1scroll
Außenumsatz 2% über Vorjahr Unser Außenumsatz erhöhte sich um 2% auf 3.803 Mio.€ (ohne Erdgas- und Stromsteuer).
Mit unserem Hauptprodukt Strom erwirtschafteten wir Erlöse von 3.393 Mio.€. Gegenüber
2019 ist das ein Plus von 19%. Hier machte sich die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts
von E.ON bemerkbar, das im Vorjahresquartal noch nicht zum Konzernumsatz beigetragen
hatte. Unsere Gaserlöse machten demgegenüber mit 148 Mio. € nur noch etwa ein Viertel
des Niveaus von 2019 aus. Maßgeblich dafür war ein Sondereffekt: Gasverkäufe von RWE
Supply & Trading in Tschechien werden seit 1. Juli 2019 als reine Handelstransaktionen
und damit nicht mehr im Umsatz erfasst. Eine Kennzahl, die bei nachhaltigkeitsorientierten
Investoren immer mehr Beachtung findet, ist der Prozentsatz, den die Erlöse aus Kohlestrom
und sonstigen Kohleprodukten am Konzernumsatz ausmachen. Im ersten Quartal 2020 lag
der Anteil bei 21% und damit unter dem Vergleichswert für 2019 (26 %). Innenumsatzscroll
Bereinigtes EBITDAscroll
Bereinigtes EBITDA auf 1,3 Mrd.€ gestiegen Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und
Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 1.312 Mio.€. Davon entfielen 1.030 Mio.€ auf
unser Kerngeschäft und die restlichen 282 Mio.€ auf das Segment Kohle/Kernenergie.
Gegenüber 2019 hat sich das bereinigte EBITDA um 488 Mio.€ bzw. 59% erhöht, u.a. wegen
der erstmaligen Berücksichtigung des Erneuerbare-Energien-Geschäfts, das wir von E.ON
übernommen haben. Auch die stark verbesserte Auslastung unserer Windkraftanlagen und
die Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes trugen maßgeblich zum Ergebnisanstieg
bei. Dagegen konnten wir im Handelsgeschäft trotz starker Performance nicht an die
außergewöhnlich gute Ertragslage von 2019 anknüpfen. In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Ergebnisentwicklung:
Bereinigtes EBITscroll
Unser bereinigtes EBIT belief sich im ersten Quartal 2020 auf 955 Mio.€. Damit lag
es um 385 Mio.€ bzw. 68% über dem Vergleichswert für 2019. Vom bereinigten EBITDA
unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die im Berichtszeitraum
357 Mio.€ betrugen (Vorjahr: 254 Mio.€). Neutrales Ergebnisscroll
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Geänderte Positionsbezeichnung (vorher: Ergebniseffekte aus Derivaten) Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Sachverhalte
erfassen, lag bei 425 Mio.€ und damit deutlich über dem Vorjahreswert (-18 Mio.€).
Zuzuordnen ist das im Wesentlichen der Position "Ergebniseffekte aus der Bewertung
von Derivaten und Vorräten". Hier erfassen wir vorläufige Gewinne oder Verluste, die
dadurch entstehen, 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. Im
Berichtszeitraum führte diese Asymmetrie zu einem hohen positiven Ergebnisbeitrag.
Im Vorjahr hatten wir unter der Position einen Verlust ausgewiesen; ausschlaggebend
dafür waren Belastungen gewesen, die eingespeichertes Gas betrafen: Obwohl wir das
Gas bereits auf Termin verkauft hatten, mussten wir den Bestand mit den niedrigen
Spotpreisen zum Bilanzstichtag bewerten. Finanzergebnisscroll
Unser Finanzergebnis betrug -367 Mio.€. Gegenüber 2019 hat es sich um 268 Mio.€ verschlechtert.
Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen:
Aufgrund der genannten Entwicklungen weisen wir für unsere fortgeführten Aktivitäten
ein Ergebnis vor Steuern von 1.013 Mio.€ aus (Vorjahr: 453 Mio.€). Die Ertragsteuern
beliefen sich auf 290 Mio.€, was einer Steuerquote von 29% entspricht. Der Anstieg
der Quote gegenüber 2019 (17%) ergibt sich daraus, dass im Organkreis der RWE AG erhöhte
Verluste anfielen, für die wir keine latenten Steuern aktivieren konnten. Aktive latente
Steuern sind ein Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der sich aus Unterschieden
im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden zwischen
der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz ergibt. Die Aktivierung latenter Steuern setzt
voraus, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung
der Steuerermäßigungen erlauben. Für den Organkreis der RWE AG gibt es dafür zurzeit
keine hinreichende Sicherheit. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten
Aktivitäten ein Ergebnis von 723 Mio.€ (Vorjahr: 375 Mio.€). Das Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten betrug 30 Mio.€. Es stammt aus unserer
Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE, von der wir uns im Rahmen des Tauschgeschäfts
mit E.ON trennen wollen. Im Vorjahreszeitraum (1.013 Mio.€) enthielt das Ergebnis
noch den Beitrag der gesamten nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten, die - von VSE
abgesehen - im September 2019 veräußert worden sind (siehe Geschäftsbericht 2019,
Seite 45). Überleitung zum Nettoergebnisscroll
Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 387 Mio.€ auf 25 Mio.€ verringert.
Hintergrund ist, dass wir uns im September 2019 von unserer 76,8%-Beteiligung an innogy
getrennt haben. Im ersten Quartal 2020 stand keine Hybridanleihe mehr aus, die gemäß IFRS als Eigenkapital
zu klassifizieren wäre. Dementsprechend lagen die Ergebnisanteile von Hybridkapitalgebern
bei null. Im Vorjahr hatten wir noch Anteile von 15 Mio.€ ausgewiesen. Sie entfielen
auf eine Hybridanleihe über 750 Mio.£, die wir zum 20. März 2019 abgelöst haben. Das Nettoergebnis des RWE-Konzerns betrug 728 Mio.€ (Vorjahr: 961 Mio.€). Bei 614,7
Mio. ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von 1,18€ (Vorjahr:
1,56€). Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 603 Mio.€. Vom IFRS-Nettoergebnis unterscheidet
es sich dadurch, dass das von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis und weitere
wesentliche Sondereinflüsse herausgerechnet werden. Für 2019 haben wir kein bereinigtes
Nettoergebnis ermittelt, da es wegen der erheblichen Einmaleffekte aus dem Tauschgeschäft
mit E.ON nur begrenzt aussagefähig gewesen wäre. Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte1scroll
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In der Tabelle sind ausschließlich zahlungswirksame Investitionen erfasst. Die Vorjahreswerte
wurden entsprechend angepasst. Investitionen in Finanzanlagen1scroll
Investitionen dreimal so hoch wie im Vorjahreszeitraum Im ersten Quartal 2020 haben wir 592 Mio.€ investiert (Vorjahr: 194 Mio.€). Anders
als in der Vergangenheit stellen wir in unserer Finanzberichterstattung nur noch auf
die zahlungswirksamen Investitionen ab. Für Sachanlagen haben wir 466 Mio.€ eingesetzt.
Gegenüber 2019 (188 Mio.€) ist das ein deutliches Plus. Dazu beigetragen hat die erstmalige
Einbeziehung der Investitionen im Erneuerbare-Energien-Geschäft, das wir von E.ON
erhalten haben. Aber auch ohne diesen Effekt sind die Ausgaben für Sachanlagen gestiegen,
u.a. weil wir zurzeit den britischen Nordsee-Windpark Triton Knoll bauen. Unsere Finanzanlageinvestitionen
lagen mit 126 Mio.€ ebenfalls weit über dem Vorjahreswert (6 Mio.€). Hier machte sich
der Erwerb des britischen Gaskraftwerks King's Lynn bemerkbar, über den wir auf Seite
2 berichten. Kapitalflussrechnung1scroll
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Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Operativer Cash Flow: Hohe Belastungen aus Sicherheitsleistungen für Commodity-Termingeschäfte Aus der laufenden Geschäftstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten resultierte
ein negativer Cash Flow von -1.202 Mio.€ (Vorjahr: -1.777 Mio.€). Maßgeblich dafür
waren Vorgänge, die sich in der Veränderung des Nettoumlaufvermögens widerspiegelten.
Besonders ins Gewicht fielen dabei Mittelabflüsse aus Variation Margins, die Termingeschäfte
mit Strom, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten betrafen. Bei Variation Margins handelt es sich um Zahlungen, mit denen
Transaktionspartner untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die
durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss
auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und kehrt sich spätestens mit
der Realisierung der Transaktionen um. Unsere Liquiditätsbelastungen im ersten Quartal
2020 ergaben sich nicht nur durch Ausgleichszahlungen für laufende Kontrakte, sondern
auch dadurch, dass Kontrakte fällig wurden, für die wir in der Vergangenheit Variation
Margins erhalten hatten. Die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten erbrachte einen Cash
Flow von 538 Mio.€ (Vorjahr: 2.047 Mio.€). Ausschlaggebend dafür waren Einnahmen aus
Wertpapierverkäufen, während die bereits dargestellten Investitionen in Sach- und
Finanzanlagen gegenläufig wirkten. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten betrug 275
Mio.€ (Vorjahr: 1.277 Mio.€). Im Berichtszeitraum haben wir mehr Finanzschulden aufgenommen
als getilgt. Dadurch ergab sich ein Nettozufluss von 284 Mio.€. Dem standen Ausschüttungen
an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften in Höhe von 9 Mio.€ gegenüber. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
hat sich unser Liquiditätsbestand um 399 Mio.€ verringert. Der Free Cash Flow belief sich auf -1.753 Mio.€ (Vorjahr: -1.932 Mio.€). Er spiegelte
den Mittelabfluss wider, der sich aus der laufenden Geschäftstätigkeit und aus den
Sach- und Finanzanlageinvestitionen ergab. Nettoschulden1scroll
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Neue Definition der Nettoschulden; siehe Erläuterung im Text Höhere Nettoschulden wegen negativem Free Cash Flow Zum 31. März 2020 weisen wir Nettoschulden von 8.946 Mio.€ aus. Davon entfallen 8.685
Mio.€ auf unsere fortgeführten Aktivitäten und 261 Mio.€ auf die zum Verkauf stehende
Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE. In der Finanzberichterstattung über
das laufende Geschäftsjahr grenzen wir die Nettoschulden neu ab. Unsere Bergbaurückstellungen,
die hauptsächlich die Verpflichtungen zur Rekultivierung von Tagebauflächen abbilden,
sind darin nicht mehr erfasst. Ebenso bleiben sämtliche Aktiva unberücksichtigt, mit
denen wir die Bergbaurückstellungen decken, also insbesondere unser Anspruch auf staatliche
Entschädigung für den Braunkohleausstieg in Höhe von 2,6 Mrd.€. Gegenüber dem Vorjahreswert,
den wir entsprechend angepasst haben, sind unsere Nettoschulden um 1.666 Mio.€ gestiegen.
Hauptursache dafür ist der negative Free Cash Flow. Schuldenmindernd wirkte, dass
sich die Barwerte unserer Pensionsverpflichtungen wegen gestiegener Diskontierungssätze
verringert haben. Dadurch hat sich das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten
Pensionsrückstellungen trotz negativer Einflüsse der Corona-Krise auf das Planvermögen
um 559 Mio.€ erhöht. Prognose 2020Wegen Corona-Krise: IWF rechnet mit deutlichem Rückgang der Wirtschaftsleistung Angesichts der Corona-Krise haben Konjunkturexperten ihre Wachstumserwartungen für
2020 deutlich nach unten angepasst. Da ungewiss ist, wie erfolgreich das Virus bekämpft
werden kann und wie lange das öffentliche Leben eingeschränkt bleibt, weisen die aktuellen
Schätzungen eine ungewöhnlich große Schwankungsbreite auf. Bei der globalen Wirtschaftsleistung
reichen sie von -0,5% bis -7%. Die Prognose des Internationalen Währungsfonds (IWF)
beträgt -3%. Für Deutschland veranschlagen die Konjunkturforscher des IWF einen Rückgang
des Bruttoinlandsprodukts um 7%. In ähnlicher Größenordnung liegen ihre Schätzungen
für die Niederlande (-7,5%), Großbritannien (-6,5%) und die USA (-6%). Stromverbrauch wesentlich niedriger als 2019 Mit der Wirtschaftsleistung schrumpft auch die Stromnachfrage. Auf der Konjunkturprognose
des IWF rechnen wir für die oben genannten RWE-Kernmärkte mit Rückgängen von 5 bis
6%. Der dämpfende Einfluss der Corona-Krise auf den Energiebedarf hat sich bereits
in stark verringerten Notierungen im Stromgroßhandel niedergeschlagen. Wann sich die
Preise wieder erholen, ist ungewiss. Wegen frühzeitiger Stromterminverkäufe nur begrenzte Risiken für RWE Auf unsere diesjährige Ertragslage hat die beschriebene Entwicklung nur geringen
Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2020 bereits nahezu vollständig
zu fixen Konditionen auf Termin verkauft. Diese Transaktionen sind mit bis zu dreijährigem
Vorlauf getätigt worden. Geringe Risiken durch Mengenreduktionen oder Zahlungsausfälle
sehen wir lediglich bei der Direktbelieferung von Großkunden der RWE Supply & Trading.
Stabilisierenden Einfluss hat der hohe Anteil regulierter Erträge im Erneuerbare-Energien-Geschäft.
Außerdem profitieren wir im laufenden Geschäftsjahr von der bislang sehr guten Auslastung
unserer Windkraftanlagen. Ausblickscroll
RWE-Konzern bekräftigt Ergebnisprognose für 2020 Unsere Ergebnisprognose für das laufende Geschäftsjahr, die wir im Geschäftsbericht
2019 auf Seite 94f. veröffentlicht haben, gilt unverändert fort. Sie ist in der Tabelle
auf der Vorseite unten dargestellt. Für den Konzern rechnen wir mit einem bereinigten
EBITDA von 2.700 bis 3.000 Mio.€ (Vorjahr: 2.489 Mio.€); davon werden voraussichtlich
2.150 bis 2.450 Mio.€ im Kerngeschäft erwirtschaftet. Bei erwarteten betrieblichen
Abschreibungen von rund 1.500 Mio.€ ergibt sich für unser bereinigtes Konzern-EBIT
ein Korridor von 1.200 bis 1.500 Mio.€ (Vorjahr: 1.267 Mio.€). Das um Sondereinflüsse
bereinigte Nettoergebnis veranschlagen wir unverändert auf 850 bis 1.150 Mio.€. Auch
unsere Ergebnis-Prognose für die Segmente können wir bekräftigen. Sachinvestitionen deutlich über Vorjahr Im Hinblick auf die Investitionen ist unser Ausblick ebenfalls unverändert. Die Ausgaben
für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden wesentlich höher sein als 2019
(2.090 Mio.€), u.a. weil wir das von E.ON erhaltene Erneuerbare-Energien-Geschäft
erstmals mit vollen zwölf Monaten in den Konzernzahlen berücksichtigen. Aber auch
ohne diesen Effekt dürften die Sachinvestitionen in unserem Kerngeschäft steigen.
Grund dafür ist, dass wir im laufenden Jahr einige große Windparks bauen, z.B. Triton
Knoll in der britischen Nordsee. Außerhalb des Kerngeschäfts im Segment Kohle/Kernenergie
planen wir Sachinvestitionen von 200 bis 300 Mio.€, die im Wesentlichen der Instandhaltung
unserer Kraftwerke und Tagebaue dienen. Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA: Obergrenze von 3,0 wird voraussichtlich eingehalten Eine wichtige Steuerungsgröße für uns ist das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten
EBITDA des Kerngeschäfts (Leverage Factor). Bei der Ermittlung dieser Kennzahl verwenden
wir eine neue Definition der Nettoschulden, die wir auf Seite 15 erläutern. Wir haben
für den Leverage Factor eine langfristige Obergrenze von 3,0 festgelegt und sind zuversichtlich,
diese Grenze im laufenden Geschäftsjahr einhalten zu können. Bei einer ungünstigen
Entwicklung der Commodity-Preise und dementsprechend hohen Mittelabflüssen aus Variation
Margins lässt sich allerdings nicht ausschließen, dass wir vorübergehend einen etwas
höheren Wert als 3,0 ausweisen. Dividende für das Geschäftsjahr 2020 Unsere Ausschüttungspolitik richten wir am Grundsatz der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit
aus. Unabhängig vom Fortgang der Corona-Krise strebt der Vorstand für das Geschäftsjahr
2020 eine gegenüber 2019 leicht erhöhte Dividende je Aktie in Höhe von 0,85€ an. In
den folgenden Jahren soll die Ausschüttung nach Maßgabe der Ergebnisentwicklung in
unserem Kerngeschäft weiter kontinuierlich steigen. Konzernzwischenabschluss (verkürzt)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktivascroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
1
Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 100 Mio. € (Vorjahr: 42 Mio.
€) Finanzkalender 2020/2021scroll
Die vorliegende Zwischenmitteilung ist am 14. Mai 2020 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft RWE Platz 1 |
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