 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 RWE bekräftigt Ergebnisprognose für 2020 // Bislang nur geringe Auswirkungen der
Corona-Krise auf das operative Geschäft // Bereinigtes EBITDA im ersten Halbjahr auf
1,8 Mrd. € gestiegen // Tausch geschäft mit E.ON nach mehr als zwei Jahren erfolgreich
abgeschlossen Auf einen BlickEckdaten des RWE-Konzernsscroll
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Angepasster Wert; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 116 RWE am KapitalmarktRWE-Aktie erreicht trotz schwierigem Marktumfeld Halbjahresrendite von 17%Performance der RWE-Aktie sowie der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities Corona-Krise schickt Aktienmärkte auf Talfahrt - Kurserholung im zweiten Quartal Ein turbulentes erstes Halbjahr hat die Corona-Pandemie den Anlegern an den Aktienmärkten
beschert. Lag der DAX Mitte Februar noch auf einem Allzeithoch von fast 13.800 Punkten,
hatte er vier Wochen später mehr als ein Drittel seines Wertes eingebüßt. Ausschlaggebend
dafür waren die Zuspitzung der Corona-Krise und die von zahlreichen Regierungen ergriffenen
Lockdown-Maßnahmen, durch die Teile der Wirtschaft vorübergehend zum Erliegen kamen.
Nach Durchschreiten der Talsohle Mitte März konnte der DAX aber wieder deutlich zulegen.
Lockerungen der Lockdown-Maßnahmen im zweiten Quartal und die Ankündigung staatlicher
Konjunkturprogramme sorgten dabei für wichtige Impulse. Auch die rasch einsetzende
Erholung der chinesischen Wirtschaft schlug sich positiv nieder. Zum Ende des ersten
Halbjahres lag der DAX bei 12.311 Punkten und damit nur 7% unter dem Schlusskurs des
Vorjahres. Im Juli überschritt der deutsche Leitindex sogar zeitweise wieder die Marke
von 13.000 Punkten. RWE-Aktie einer der besten Werte im DAX Die RWE-Aktie konnte sich in dem schwierigen Marktumfeld behaupten und bis Ende Juni
sogar auf 31,11€ zulegen. Inklusive der Dividendenzahlung von 0,80€ entspricht dies
einer Halbjahresrendite von 17%. Damit übertraf unsere Aktie nicht nur den DAX, sondern
auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities, dessen Performance -0,5% betrug.
Durch unsere Transformation zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen kommen
wir auf einen hohen Anteil regulierter Erträge, die uns in Krisenzeiten Stabilität
verleihen. Außerdem sichern wir einen Großteil unserer Erzeugung mit einem Vorlauf
von bis zu drei Jahren am Terminmarkt ab. Der von der Corona-Krise ausgelöste Preis-
und Mengenrückgang im Stromgroßhandel hat daher keinen nennenswerten Einfluss auf
unsere aktuelle Ertragslage. Ein wichtiger Impulsgeber für den Aktienkurs ist unsere
Wachstumsstrategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, die am Kapitalmarkt breite
Zustimmung findet. Positiv aufgenommen wurde auch, dass sich Politik und Wirtschaft
auf die Rahmenbedingungen des deutschen Kohleausstiegs verständigen konnten und dass
die getroffenen Regelungen noch vor der Sommerpause gesetzlich verankert wurden (siehe
dazu auch Seite 7f. in diesem Bericht). LageberichtWirtschaftliche RahmenbedingungenNegatives Wirtschaftswachstum in allen RWE-Kernmärkten Nach vorläufigen Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr
2020 um 6% niedriger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Wegen der Corona-Pandemie
und der dadurch veranlassten Infektionsschutzmaßnahmen hat es in den großen Industrienationen
massive Einbußen beim Bruttoinlandsprodukt (BIP) gegeben. Konjunkturexperten veranschlagen
für die Eurozone einen BIP-Rückgang um etwa 9%. In Deutschland, der größten Volkswirtschaft
des Währungsraums, lassen vorliegende Daten auf ein Minus von etwa 7% schließen. Die
niederländische Wirtschaft dürfte um ca. 6% geschrumpft sein. In Großbritannien und
den USA hat sich das BIP um schätzungsweise 8% bzw. 5% verringert. Deutscher Stromverbrauch nach Schätzungen um 5% unter Vorjahr Mit der Wirtschaftsleistung hat sich auch der Energiebedarf verringert. Nach ersten
Daten des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war der deutsche
Stromverbrauch in der ersten Jahreshälfte um etwa 5% niedriger als 2019. Expertenschätzungen
für die Niederlande (-5%), Großbritannien (-7%) und die USA (-4%) kommen auf Rückgänge
in ähnlicher Größenordnung. Coronabedingte Einschränkungen der Industrieproduktion
waren ausschlaggebend für diese Entwicklung. In geringem Umfang machte sich auch die
milde Witterung bemerkbar, da weniger Strom zum Heizen benötigt wurde. Bessere Windverhältnisse in Nord- und Mitteleuropa Auslastung und Profitabilität von Erneuerbare-Energien-Anlagen unterliegen in hohem
Maße Wettereinflüssen. Eine zentrale Rolle spielt für uns das Windaufkommen. Dieses
war an unseren Produktionsstandorten in Nord- und Mitteleuropa i.d.R. höher als im
langjährigen Durchschnitt, an den meisten Standorten in Südeuropa und den USA dagegen
niedriger oder gleich hoch. Im Vergleich zum Vorjahr wurden in Großbritannien und
Schweden teilweise deutlich höhere Windgeschwindigkeiten gemessen. Auch unsere Anlagen
in Mitteleuropa und im Nordwesten der USA profitierten von günstigeren Wetterverhältnissen,
während in Südeuropa und im Osten der USA ein insgesamt niedrigeres Windaufkommen
zu beobachten war. 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 im Berichtszeitraum deutlich
hinter dem langjährigen Durchschnitt zurück. Auch im Vergleich zur ersten Jahreshälfte
2019 fielen sie geringer aus. Weiterhin extrem niedrige Gaspreise Bei konventionellen Kraftwerken hängen Einsatzzeiten und Margen stark davon ab, wie
sich die Kosten für Brennstoffe und Emissionsrechte entwickeln. Erdgas, unser wichtigster
frei handelbarer Energieträger, zeichnet sich zurzeit durch ein extrem niedriges Preisniveau
aus. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen
Leitmarkt, lagen die Spotnotierungen bei durchschnittlich 8 €/MWh. Das ist halb so
viel wie ein Jahr zuvor. Eine wesentliche Rolle spielte dabei der niedrige Heizwärmebedarf
infolge des milden Winterwetters. Außerdem wurde wegen der Corona-Krise weniger Gas
für die Industrieproduktion benötigt. Auch im Terminhandel haben die Notierungen nachgegeben.
Der TTF-Forward 2021 kostete im Berichtszeitraum durchschnittlich 13€/MWh und damit
6€ weniger als der TTF-Forward 2020 im ersten Halbjahr 2019. Rückläufige Nachfrage dämpft Steinkohlepreise Auch Kraftwerkssteinkohle (Kesselkohle) hat sich deutlich verbilligt: Lieferungen
zu den ARA-Häfen (ARA = Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden im Berichtszeitraum
am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 46 US$/Tonne (42
€) abgerechnet, gegenüber 65 US$/Tonne in den ersten sechs Monaten des Vorjahres.
Der Rückgang ist vor allem nachfrageseitig zu erklären: Kohlekraftwerke waren in Europa
zuletzt nur sehr schwach ausgelastet. Dabei machte sich u.a. das extrem niedrige Gaspreisniveau
bemerkbar, weil es die Wettbewerbsfähigkeit des Energieträgers Gas gegenüber Kohle
verbesserte. Auch der coronabedingte Rückgang des Energiebedarfs minderte die Steinkohlenachfrage.
Viele Marktteilnehmer gehen davon aus, dass das Marktumfeld für Kohlekraftwerke schwierig
bleiben wird, nicht zuletzt wegen der releativ hohen CO2-Emissionen dieser Anlagen und der damit verbundenen Kostennachteile. Die negative
Stimmung spiegelte sich in der Entwicklung der Steinkohle-Terminpreise wider: In der
ersten Jahreshälfte notierte der Forward 2021 (Index API 2) mit durchschnittlich 57
US$/Tonne (51 €). Das sind 17 US$ weniger, als im Vorjahr für den Forward 2020 bezahlt
worden ist. CO2-Emissionshandel: Nur vorübergehender Preiseinbruch durch Corona Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von
CO2-Emissionsrechten. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne
CO2 berechtigt, wurde in den ersten sechs Monaten 2020 mit durchschnittlich 22€ gehandelt.
Der Vergleichswert für 2019 betrug 24€. Diese Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte,
die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Anfang 2020 waren EUAs zunächst
mit 25€ gehandelt worden. Die Corona-Krise hatte zur Folge, dass der Zertifikatpreis
bis März auf unter 16€ absackte, denn mit dem Einbruch der Industrieproduktion verringerte
sich auch der CO2-Ausstoß und damit der Bedarf an Emissionsrechten. Im zweiten Quartal tendierten die
Notierungen wieder stark nach oben und erreichten Ende Juni wieder das Niveau vom
Jahresbeginn. Neben der sich abzeichnenden wirtschaftlichen Erholung haben auch politische
Initiativen zur Stärkung des Klimaschutzes dazu beigetragen, allen voran der "European
Green Deal". Dieses Maßnahmenpaket, dessen Umsetzung die EU entschlossen vorantreibt,
sieht u.a. eine deutliche Verschärfung der für 2030 avisierten Treibhausgas-Minderungsziele
vor. Für eine Umsetzung dieses Vorhabens müssen die Regeln des europäischen Emissionshandels
überarbeitet und die künftig in den Markt gegebenen Zertifikatmengen nach unten angepasst
werden. Viele Teilnehmer am Emissionshandel gehen deshalb davon aus, dass sich die
für Versorger und Industrie verfügbaren EUAs auf längere Sicht deutlich verknappen
werden. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt Deutlicher Preisrückgang an den Stromterminmärkten Der Preisverfall bei den Brennstoffen Steinkohle und Erdgas prägte die Entwicklung
an den Stromgroßhandelsmärkten. Daneben machte sich der negative Nachfrageeinfluss
der Corona-Krise bemerkbar. Im ersten Halbjahr 2020 wurde Grundlaststrom am deutschen
Spotmarkt mit durchschnittlich 23€/MWh gehandelt. Der Vergleichswert für 2019 hatte
bei 38€/MWh gelegen. In Großbritannien sind die Notierungen von 47 £ auf 28£/MWh (33€)
und in den Niederlanden von 44€ auf 26€/MWh gesunken. An den Terminmärkten waren die
Strompreise wesentlich höher als im Spothandel. Gegenüber 2019 war aber auch hier
ein deutlicher Rückgang zu verzeichnen. Der deutsche Grundlast-Forward 2021 kostete
durchschnittlich 39€/MWh. Zum Vergleich: Für den Forward 2020 waren im Vorjahreszeitraum
48€ gezahlt worden. In Großbritannien verbilligte sich der Ein-Jahres-Forward von
53 £ auf 41£/MWh (47 €) und in den Niederlanden von 51€ auf 39€/MWh. Stromterminverkäufe für 2020: Leichte Margenverbesserungen gegenüber Vorjahr 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 2020 in vorangegangenen
Jahren abgeschlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend
die Grundlast abdecken, haben wir bereits relativ früh damit begonnen, die Stromproduktion
von 2020 zu kontrahieren. Dabei konnten wir im Durchschnitt höhere Preise und Margen
erzielen als für die Erzeugung im Vorjahr. Den Strom aus Steinkohle und Gas haben
wir mit geringerem zeitlichen Vorlauf verkauft. Die realisierten Preise sind auch
hier gestiegen; allerdings gab es größere gegenläufige Effekte dadurch, dass sich
CO2-Emissionsrechte vor 2020 stark verteuert haben. Während die am Terminmarkt realisierten
Deckungsbeiträge unserer Gaskraftwerke aufs Ganze gesehen höher waren als 2019, verharrten
die unserer Steinkohlekraftwerke auf niedrigem Niveau. Wesentliche EreignisseIm BerichtszeitraumTauschgeschäft mit E.ON finalisiert: RWE wird Eigentümer des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von innogy Ende Juni haben wir unser Tauschgeschäft mit E.ON und damit eine der größten Transaktionen
der deutschen Industriegeschichte erfolgreich abgeschlossen. Der Tausch ist Anfang
2018 vereinbart und nach Erfüllung aller rechtlichen Anforderungen in zwei Schritten
vollzogen worden. Zunächst 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%). Diese Transfers fanden kurz nach der Freigabe
des Tauschgeschäfts durch die EU-Kommission im September 2019 statt. Im zweiten Schritt,
der mit Ablauf des 30. Juni 2020 wirksam wurde, gab uns E.ON Teile des innogy-Portfolios
zurück: Dabei handelt es sich um das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen
und tschechischen Gasspeicher sowie eine 37,9%-Beteiligung am österreichischen Energieversorger
Kelag. Diese Aktivitäten hatten wir schon vor dem Rücktransfer in unseren Konzernzahlen
erfasst, da sie uns aufgrund der Tauschvereinbarung wirtschaftlich zuzurechnen waren.
Nun gehören sie auch rechtlich zu RWE. 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. Bei beiden Windparks wird sich die Fertigstellung
wegen der Corona-Krise verspäten. Aktuell gehen wir davon aus, Cranell und den Ostteil
von Big Raymond (200 MW) noch im laufenden Jahr fertigstellen zu können, während dies
beim Westteil von Big Raymond (240 MW) wohl erst Anfang 2021 der Fall sein wird. Startschuss für Bau des Nordsee-Windparks Kaskasi Ebenfalls im März haben wir 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 Installation der
Fundamente in 18 bis 25 Meter Wassertiefe wird ein neuartiges Vibrationsverfahren
zur Anwendung kommen, das die Geräuschbelastung für die Meeresfauna verringert 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. 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 war bereits seit Dezember 2019 vom Netz.
Sie bestand aus drei Blöcken mit einer Nettoleistung von insgesamt 1.560 MW. 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 nicht zum Zuge kam. 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. 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. Biomassenutzung im Kraftwerk Eemshaven wegen Brandschaden unterbrochen Mitte Mai ist an unserem niederländischen Kraftwerk Eemshaven eine der Biomasseversorgung
dienende Anlage durch einen Brand beschädigt worden. Personen kamen nicht zu Schaden.
Wegen des Vorfalls können wir die beiden Kraftwerksblöcke voraussichtlich bis Ende
November 2020 nur mit Steinkohle betreiben. Da die Mitverbrennung von Biomasse in
dieser Zeit nicht möglich ist, werden wir vorläufig auch keine Fördermittel dafür
erhalten. Außerdem rechnen wir mit finanziellen Belastungen aus der Lagerung von Biomassebeständen,
die wir frühzeitig auf Termin beschafft haben. Soweit wir bereits absehen können,
bewegen sich unsere Ergebniseinbußen im niedrigen bis mittleren zweistelligen Millionenbereich.
Sie werden größtenteils in der zweiten Jahreshälfte anfallen. RWE schüttet 0,80€ je Aktie für das Geschäftsjahr 2019 aus Die Hauptversammlung der RWE AG vom 26. Juni 2020 hat dem Dividendenvorschlag von
Vorstand und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2019 zugestimmt. Dementsprechend haben
wir am 1. Juli 0,80€ je Aktie ausgeschüttet. Für das Geschäftsjahr 2020 strebt der
Vorstand eine Dividende von 0,85€ an. Wegen der coronabedingten Kontaktbeschränkungen
haben wir unsere Hauptversammlung erstmals als reine Online-Veranstaltung abgehalten.
Die Aktionärspräsenz lag bei 63,37% des stimmberechtigten Grundkapitals (Vorjahr:
61,29%). Nach Ablauf des BerichtszeitraumsBundestag und Bundesrat beschließen Rechtsrahmen für deutschen Kohleausstieg Am 3. Juli haben der Deutsche Bundestag und der Bundesrat das "Gesetz zur Reduzierung
und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze" (Kohleausstiegsgesetz)
verabschiedet. Das Gesetz basiert auf den Empfehlungen der Regierungskommission "Wachstum,
Strukturwandel und Beschäftigung" vom Januar 2019. Es sieht vor, dass der Einsatz
von Kohle zur Stromerzeugung in Deutschland bis 2038 schrittweise auf null reduziert
wird. Außerdem enthält es Regelungen zur kontinuierlichen Überprüfung der Versorgungssicherheit,
zur Löschung frei werdender CO2-Zertifikate und zur Einführung eines Anpassungsgeldes für ältere Beschäftigte im
Kohlesektor sowie eine Ermächtigung zur Kompensation der Stromverbraucher im Falle
eines kohleausstiegsbedingten Strompreisanstiegs. Durch das Gesetz erhöht sich das
deutsche Ausbauziel für erneuerbare Energien auf 65 % im Jahr 2030. Zugleich wird
die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung verlängert und weiterentwickelt, um die Umrüstung
von Kohlekraftwerken auf eine klimafreundlichere Stromversorgung voranzutreiben. Für Braunkohlekraftwerke gibt es nun einen anlagenscharfen Abschaltfahrplan, auf
den sich der Bund mit den betroffenen Ländern und Energieunternehmen verständigt hat.
Die anfänglichen Kapazitätsreduktionen sind hier größtenteils von RWE zu erbringen.
Bereits Ende 2020 werden wir im Rheinischen Braunkohlerevier den ersten 300-MW-Block
stilllegen. Im folgenden Jahr gehen dort drei weitere 300-MW-Anlagen vom Netz, 2022
dann noch ein 300-MW-Block und zwei 600-MW-Blöcke. Betroffen sind vor allem die Kraftwerke
Neurath und Niederaußem sowie in geringem Maße Weisweiler. Danach werden zunächst
die verbliebenen Kapazitäten des Kraftwerks Weisweiler vom Netz gehen: ein 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. Die Stilllegungen haben erhebliche Konsequenzen für die Tagebaue. Mehr als die Hälfte
der Braunkohlevorräte, deren Abbau uns genehmigt wurde, werden wir nicht mehr fördern.
Der Hambacher Forst bleibt erhalten. Von unseren drei Tagebauen im Rheinischen Revier
- Inden, Hambach und Garzweiler - steht uns ab 2030 nur noch der letztgenannte zur
Verfügung, um die verbleibenden Erzeugungsanlagen mit Braunkohle zu versorgen. Dementsprechend
wurde in das Gesetz eine Klausel aufgenommen, welche die energiewirtschaftliche Notwendigkeit
des Tagebaus Garzweiler II feststellt. Der Braunkohleausstieg ist für uns mit hohen finanziellen Belastungen verbunden.
Nach dem Gesetz erhalten wir dafür eine Entschädigung von 2,6 Mrd.€, die uns über
15 Jahre in gleichen Teilbeträgen geleistet wird. Unser tatsächlicher Schaden ist
aber deutlich höher. 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. Das Kohleausstiegsgesetz sieht u.a. Regelungen
für ein Anpassungsgeld und den Ausgleich entstehender Nachteile bei der gesetzlichen
Rente vor. Diese Leistungen werden vom Bund übernommen. Flankiert wird der Braunkohleausstieg von einem öffentlich-rechtlichen Vertrag, den
die Bundesregierung mit den Betreibern erarbeitet hat. Das Vertragswerk enthält eine
Vielzahl von Regelungen, die insbesondere die Umsetzung der Stilllegungen und die
Entschädigungen betreffen. Damit soll den betroffenen Stromerzeugern Vertrauensschutz
gewährt werden. Im Gegenzug verpflichten sich die Unternehmen u.a. dazu, keine weiteren
Forderungen geltend zu machen und auf entsprechende Klagen zu verzichten. Der Vertrag
liegt dem Bundestag zur Zustimmung vor. Ebenso wie das Gesetz bedarf er der beihilferechtlichen
Genehmigung durch die EU. Auch zum Ausstieg aus der Steinkohle enthält das Gesetz detaillierte Bestimmungen.
Per Auktionsverfahren soll 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 2027 vor. Die Gebote der
Betreiber müssen allerdings bestimmte Obergrenzen einhalten, die über die Jahre von
165 Tsd.€ auf 89 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. Bund will Kohleregionen mit bis zu 40 Mrd.€ unterstützen Ebenfalls am 3. Juli haben der Deutsche Bundestag und der Bundesrat das "Strukturstärkungsgesetz
Kohleregionen" beschlossen. Danach wird der Bund den Braunkohlerevieren bis 2038 Finanzhilfen
von bis zu 14 Mrd.€ für besonders bedeutsame Investitionen gewähren. Das Rheinische
Revier, in dem wir tätig sind, soll davon 37% erhalten; 43% sind für das Lausitzer
und 20% für das Mitteldeutsche Revier bestimmt. Die Mittel können von den Ländern
beispielsweise für Investitionen in wirtschaftsnahe Infrastruktur oder den öffentlichen
Nahverkehr verwendet werden. Ergänzend will der Bund die Regionen durch eigene Maßnahmen
unterstützen. Dafür sind 26 Mrd.€ eingeplant, die u.a. für den Ausbau des Schienen-
und Straßenverkehrs sowie die Ansiedlung von Forschungseinrichtungen eingesetzt werden
sollen. RWE stellt Weichen für Erwerb von Onshore-Windkraft- und Solarprojekten mit Gesamtvolumen von 2,7 GW Ende Juli haben wir eine Vereinbarung mit Nordex getroffen, die uns zum exklusiven
Bieter für das europäische Entwicklungsgeschäft des Windkraftanlagen-Herstellers macht.
Der bei einem Erwerb zu zahlende Preis beträgt 402,5 Mio.€. Das zum Verkauf stehende
Geschäft umfasst eine Pipeline von Onshore-Windkraft- und Solarprojekten mit einer
Gesamtkapazität von 2,7 GW. Mit 1,9 GW entfällt der Großteil davon auf Frankreich.
Darüber hinaus umfasst die Pipeline Vorhaben in Spanien, Schweden und Polen. Etwa
15 % der Pipeline stehen kurz vor der finalen Investitionsentscheidung oder befinden
sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium. Für 230 MW Erzeugungskapazität
konnte bereits eine staatliche Förderung gesichert werden. Vor dem Kauf der Pipeline
bedarf es einer staatlichen Genehmigung für ausländische Investitionen in Frankreich.
Außerdem muss der in dem Land übliche Prozess zur Einbindung der Beschäftigten durchlaufen
werden. Das zum Erwerb stehende Projektvolumen ergänzt unsere bestehende Entwicklungspipeline
von 22 GW. Zum europäischen Entwicklungsgeschäft von Nordex gehört ein Team von mehr
als 70 Beschäftigten. Die überwiegend in Frankreich ansässigen Mitarbeiter sollen
nach Abschluss der Transaktion in die Tochtergesellschaft RWE Renewables integriert
werden, um dort weitere Projekte zu entwickeln. Holzpelletproduzent Georgia Biomass an Enviva Partners verkauft Ende Juli haben wir die Georgia Biomass Holding an das US-Unternehmen Enviva Partners
veräußert. Als Preis sind 175 Mio. US$ vereinbart worden. Georgia Biomass betreibt
in Waycross im US-Bundesstaat Georgia eine Großanlage zur Herstellung von Holzpellets
für die industrielle Nutzung. Im vergangenen Jahr wurde ein Produktionsvolumen von
mehr als 800.000 Tonnen erreicht. Dass wir uns von Georgia Biomass getrennt haben,
ergab sich aus einer strategischen Neuausrichtung: Die Produktion von Holzpellets
zählt nicht mehr zu unseren zentralen Geschäftsaktivitäten. Der Erwerber, Enviva Partners
mit Sitz in Bethesda (Maryland), ist auf diesem Gebiet eines der weltweit führenden
Unternehmen. Aufsichtsrat trifft Nachfolgeregelung: Markus Krebber wird Mitte 2021 Vorstandsvorsitzender der RWE AG Der Aufsichtsrat der RWEAG hat Dr. Markus Krebber (47) mit Wirkung ab 1. Juli 2021
zum neuen Vorstandsvorsitzenden ernannt. Der Beschluss ist Ende Juli 2020 im Umlaufverfahren
getroffen worden. Dabei wurde auch entschieden, dass Markus Krebber eine weitere Amtszeit
als Vorstandsmitglied erhält, die bis zum 30. Juni 2026 reicht. Den Vorstandsvorsitz
wird er von Dr. Rolf Martin Schmitz (63) übernehmen, der dieses Amt seit 2016 innehat.
Der Vertrag von Schmitz läuft Mitte 2021 aus. Mit der 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 In unserer diesjährigen Finanzberichterstattung stellen wir den Konzern in einer
neuen Struktur dar. Die im Geschäftsbericht 2019 gezeigten provisorischen Segmente
"Fortgeführte innogy-Aktivitäten" und "Übernommene E.ON-Aktivitäten" haben wir aufgelöst
und die Erzeugungsaktivitäten nach Maßgabe des verwendeten Energieträgers untergliedert.
Dies spiegelt die Integration der Geschäftsteile wider, die wir durch die Transaktion
mit E.ON erhalten haben. 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, die aufgrund staatlich vorgegebener Ausstiegspfade an Bedeutung verlieren
wird. Zum Zweck der Vergleichbarkeit haben wir die Vorjahreszahlen rückwirkend 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 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. Geschäftsentwicklungscroll
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Inklusive Produktionsmengen, die nicht den genannten Energieträgern zuzuordnen sind
(z.B. Strom aus Ölkraftwerken) Deutlich gesunkene Stromproduktion aus Kohlekraftwerken Im ersten Halbjahr 2020 hat der RWE-Konzern 64,5 Mrd. kWh Strom erzeugt, 12% weniger
als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der Rückgang ist hauptsächlich den Energieträgern
Braun- und Steinkohle zuzuordnen, deren Marktbedingungen sich weiter verschlechtert
haben. Eine Rolle spielte dabei die preisbedingt stark verbesserte Wettbewerbsfähigkeit
des Energieträgers Gas. Außerdem minderten die Corona-Krise und hohe Windstromeinspeisungen
den Bedarf an konventionell erzeugtem Strom. Aufgrund der letztgenannten Faktoren
waren auch unsere britischen Gaskraftwerke weniger im Einsatz als 2019. In Deutschland
haben wir dagegen mehr Gas verstromt, vor allem wegen der stark gesunkenen Kosten
dieses Energieträges. Letzteres gilt auch für die Niederlande, wo wir überdies von
der Wiederinbetriebnahme des Gaskraftwerks Claus C profitierten, das mehrere Jahre
aus Wirtschaftlichkeitsgründen vom Netz war. Stark erhöht hat sich der Beitrag der
erneuerbaren Energien zu unserer Stromproduktion. Im ersten Halbjahr stammte bereits
ein knappes Viertel unseres Stroms aus regenerativen Quellen. Ausschlaggebend dafür
war die erstmalige Berücksichtigung der Aktivitäten, die wir im September 2019 von
E.ON übernommen haben. Außerdem profitierten wir von günstigen Windverhältnissen.
Positiv wirkte auch, dass wir neue Windparks in Betrieb genommen haben (z.B. Peyton
Creek in Texas, über den wir auf Seite 5 berichten) und dass in unseren niederländischen
Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven verstärkt Biomasse mitverbrannt worden
ist. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen
Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 26,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 23,0
Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen
von 90,5 Mrd. kWh (Vorjahr: 96,7 Mrd. kWh). Strom- und Gasabsatz um 6 bzw. 55% unter Vorjahr Der Stromabsatz des RWE-Konzerns belief sich im Berichtszeitraum auf 87,0 Mrd. kWh
und der Gasabsatz auf 18,1 Mrd. kWh. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel
zuzuordnen. Bei unserem Hauptprodukt Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 6%,
der größtenteils darauf beruht, dass die Erzeugung unserer Kraftwerke gesunken ist
und RWE Supply&Trading deshalb weniger RWE-Strom am Großhandelsmarkt abgesetzt hat.
Die Gaslieferungen von RWE sind um 55% zurückgegangen. Hintergrund ist, dass wir Gasverkäufe
von RWE Supply&Trading in Tschechien seit 1. Juli 2019 als reine Handelstransaktionen
erfassen und dementsprechend weder im Absatz noch im Umsatz berücksichtigen. Außenumsatz¹scroll
Außenumsatz nach Produkten¹scroll
Höhere Stromerlöse - stark verringerter Gasumsatz Der konzernexterne Umsatz belief sich auf 6.475 Mio.€ (ohne Erdgas- und Stromsteuer).
Er lag damit geringfügig über dem Vorjahreswert (6.441 Mio.€). Unsere Stromerlöse
sind trotz der verringerten Erzeugungsmengen um 14% auf 5.706 Mio.€ gestiegen. Hier
kamen zwei Effekte zum Tragen: Zum einen konnten wir für die Stromproduktion unserer
konventionellen Kraftwerke höhere Marktpreise erzielen als 2019. Zum anderen profitierten
wir von der Verlagerung unserer Erzeugung auf regenerativ gewonnenen Strom, für den
wir zumeist eine über dem Marktniveau liegende Vergütung erhalten. Unsere Gaserlöse
sind dagegen um 72% auf 231 Mio.€ gesunken. Neben dem erläuterten Absatzrückgang hat
auch das stark verringerte Gaspreisniveau dazu beigetragen. 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 Halbjahr 2020 lag der Anteil bei 22% und damit
unter dem Vergleichswert für 2019 (25%). Innenumsatzscroll
Bereinigtes EBITDAscroll
Bereinigtes EBITDA 60% über Vorjahr Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und
Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 1.807 Mio.€. Davon entfielen 1.497 Mio.€ auf
unser Kerngeschäft und die restlichen 310 Mio.€ auf das Segment Kohle/Kernenergie.
Gegenüber 2019 hat sich das bereinigte EBITDA um 677 Mio.€ bzw. 60% erhöht, vor allem
wegen der erstmaligen Berücksichtigung des Erneuerbare-Energien-Geschäfts, das wir
von E.ON übernommen haben. Auch die verbesserte Auslastung unserer Windkraftanlagen
und die Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes trugen 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 Halbjahr 2020 auf 1.088 Mio.€. Damit
lag es um 471 Mio.€ bzw. 76% über dem Vergleichswert für 2019. Vom bereinigten EBITDA
unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die im Berichtszeitraum
719 Mio.€ betrugen (Vorjahr: 513 Mio.€). Neutrales Ergebnisscroll
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Sachverhalte
erfassen, lag bei 662 Mio.€ und damit deutlich über dem Vorjahreswert (- 452 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. Diese
Asymmetrie führte im ersten Halbjahr 2020 zu einem hohen positiven, im Vorjahreszeitraum
dagegen zu einem hohen negativen Ergebnisbeitrag. Finanzergebnisscroll
Unser Finanzergebnis betrug -304 Mio.€. Gegenüber 2019 hat es sich um 72 Mio.€ verschlechtert.
Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen:
Aufgrund der genannten Entwicklungen weisen wir für unsere fortgeführten Aktivitäten
ein Ergebnis vor Steuern von 1.446 Mio.€ aus (Vorjahr: -67 Mio.€). Die Ertragsteuern
beliefen sich auf 449 Mio.€, was einer Steuerquote von 31% entspricht. Dieser relativ
hohe Wert ergibt sich dadurch, dass wir im Organkreis der RWE AG zurzeit keine latenten
Steuern aktivieren können, soweit ihnen nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstehen.
Aktive latente Steuern sind ein Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der aus
Unterschieden im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden
zwischen der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz resultiert. 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 lässt
sich das zum heutigen Zeitpunkt nicht mit hinreichender Sicherheit sagen. Nach Steuern
erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von 997 Mio.€ (Vorjahr:
84 Mio.€). Das Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten betrug 50 Mio.€. Es stammt aus unserer
Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE, die wir 2019 von innogy übernommen
haben und möglichst bald an E.ON weitergeben wollen (siehe Geschäftsbericht 2019,
Seite 45). Der Vorjahreswert (1.311 Mio.€) enthielt noch den Ergebnisbeitrag der gesamten
nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten, die - von VSE abgesehen - im September 2019
veräußert worden sind. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 513 Mio.€ auf 37 Mio.€ verringert.
Hintergrund ist, dass wir uns im September 2019 von unserer 76,8%-Beteiligung an innogy
getrennt haben. Seit dem Frühjahr 2019 steht keine Hybridanleihe von RWE mehr aus, die gemäß IFRS
als Eigenkapital zu klassifizieren wäre. Dementsprechend beliefen sich die Ergebnisanteile
von Hybridkapitalgebern auf null. Im Vorjahr hatten wir dagegen noch Anteile von 15
Mio.€ ausgewiesen. Sie entfielen auf eine Hybridanleihe in Höhe von 750 Mio.£, die
wir zum 20. März 2019 abgelöst haben. Das Nettoergebnis des RWE-Konzerns betrug 1.010 Mio.€ (Vorjahr: 830 Mio.€). Bei 614,7
Mio. ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von 1,64€ (Vorjahr:
1,35€). Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 795 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. Überleitung zum Nettoergebnisscroll
Überleitung zum bereinigten Nettoergebnis Januar - Juni 2020scroll
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 um 86% höher als 2019 Im ersten Halbjahr 2020 haben wir 1.040 Mio.€ investiert (Vorjahr: 560 Mio.€). Anders
als in der Vergangenheit stellen wir in unserer Finanzberichterstattung nur noch auf
die zahlungswirksamen Investitionen ab. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte
haben wir 988 Mio.€ eingesetzt und damit wesentlich mehr als 2019 (547 Mio.€). Dazu
beigetragen hat die erstmalige Einbeziehung der Investitionen im Erneuerbare-Energien-Geschäft,
das wir von E.ON erhalten haben. Aber auch ohne diesen Effekt kommen wir auf ein deutliches
Plus, weil wir zurzeit die großen Offshore-Windparks Triton Knoll vor der Küste Englands
und Kaskasi nahe Helgoland bauen. Unsere Finanzanlageinvestitionen beliefen sich auf
52 Mio.€ (Vorjahr: 13 Mio.€). Wichtigste Transaktion war der Erwerb des britischen
Gaskraftwerks King's Lynn, über den wir auf Seite 5 berichten. Der negative Wert (-92
Mio.€) unter "Sonstige, Konsolidierung" ist auf nachträgliche Anpassungen bei der
Erstkonsolidierung des 2019 übernommenen Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON zurückzuführen. Kapitalflussrechnung¹scroll
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Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Operativer Cash Flow spiegelt gute operative Ertragslage wider Aus der laufenden Geschäftstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten resultierte
ein Cash Flow von 1.171 Mio.€ (Vorjahr: -1.136 Mio.€). Die deutliche Verbesserung
gegenüber 2019 ist zum einen auf die gute operative Ertragslage zurückzuführen. Zum
anderen war der Vorjahreswert durch Mittelabflüsse aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften
belastet, die wir im Bericht über das erste Halbjahr 2019 auf Seite 19 erläutert haben. Durch die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind 95 Mio.€ abgeflossen.
Ausschlaggebend dafür war unser Mitteleinsatz für Sach- und Finanzanlagen, während
Einnahmen aus Wertpapierverkäufen gegenläufig wirkten. Letztere waren im Vorjahrszeitraum
noch wesentlich höher ausgefallen und hatten maßgeblich dazu beigetragen, dass wir
einen positiven Cash Flow aus der Investitionstätigkeit von 1.558 Mio.€ erzielten. Die Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten führte zu einem Mittelabfluss
von 807 Mio.€ (Vorjahr: 615 Mio.€). Im Berichtszeitraum haben wir mehr Finanzschulden
getilgt als neu aufgenommen. Unsere Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter
RWE-Gesellschaften fielen mit 19 Mio.€ kaum ins Gewicht. Die Dividendenzahlung an
unsere Aktionäre hatte noch keine Auswirkungen auf die Kapitalflussrechnung, da sie
zum 1. Juli erfolgte. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
ist unser Liquiditätsbestand um 189 Mio.€ gestiegen. Der Free Cash Flow spiegelte den stark erhöhten operativen Mittelzufluss wider. Mit
248 Mio.€ lag er deutlich über dem Vorjahreswert (-1.647 Mio.€). Nettoschulden¹scroll
Nettoschulden auf 8,0 Mrd.€ gestiegen Unsere Nettoschulden beliefen sich zum 30. Juni 2020 auf 8.032 Mio.€. Davon entfallen
7.785 Mio.€ auf unsere fortgeführten Aktivitäten und 247 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, z. B. unser Anspruch auf staatliche Entschädigung
für den Braunkohleausstieg in Höhe von 2,6 Mrd.€. Die Vorjahreszahlen haben wir entsprechend
angepasst. Trotz hoher operativer Mittelzuflüsse sind unsere Nettoschulden gegenüber
dem 31. Dezember 2019 um 873 Mio.€ gestiegen. Eine Rolle spielte dabei die verstärkte
Investitionstätigkeit. Auch der Dividendenbeschluss der Hauptversammlung vom 26. Juni
2020 schlug sich schuldenerhöhend nieder: Die Ausschüttungen in Höhe von 492 Mio.€
erfolgten zwar erst zum 1. Juli 2020, wurden im Halbjahresabschluss aber bereits als
Finanzverbindlichkeit erfasst. Konzernbilanzstruktur¹scroll
Halbjahresbilanz: Eigenkapitalquote von 26,6% Im Halbjahresabschluss weisen wir für den RWE-Konzern eine Bilanzsumme von 62,2 Mrd.€
aus. Dieser Wert ist um 1,8 Mrd.€ niedriger als zum Vorjahresende. Rückgänge verzeichnen
wir insbesondere bei unserem Wertpapierbestand (-1,0 Mrd.€) sowie den Forderungen
(-1,3 Mrd.€) und Verbindlichkeiten (-0,9 Mrd.€) aus Lieferungen und Leistungen. Verringert
hat sich auch das Eigenkapital, und zwar um 1,0 Mrd.€ auf 16,5 Mrd.€. Sein Anteil
an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) beträgt 26,6 % und ist damit etwas niedriger
als 2019 (27,3 %). Unsere Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE und der
inzwischen verkaufte Holzpellet-Produzent Georgia Biomass Holding sind unter den Bilanzposten
"Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" (1,5 Mrd.€) und "Zur Veräußerung bestimmte
Schulden" (0,5 Mrd.€) gesondert erfasst. Mitarbeiter¹scroll
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Personalbestand geringfügig unter Vorjahr Zum 30. Juni 2020 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten
19.710 Mitarbeiter, davon 14.878 an deutschen und 4.832 an ausländischen Standorten.
Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber
Ende 2019 hat sich der Personalbestand um 82 Mitarbeiter verringert. Den größten Rückgang
verzeichneten wir im Segment Kohle/Kernenergie: Dort haben 160 Beschäftigte den Konzern
verlassen, u.a. im Rahmen von Altersteilzeitprogrammen. In unserem Kerngeschäft sind
dagegen 78 Stellen hinzugekommen. Großprojekte wie der Bau des britischen Nordsee-Windparks
Triton Knoll trugen maßgeblich dazu bei. Außerdem benötigen wir zusätzliche Mitarbeiter
für die Weiterentwicklung der IT-Infrastruktur des Konzerns. Dies führte vor allem
im Segment Energiehandel zu Neueinstellungen. Prognose 2020IWF erwartet Rückgang der globalen Wirtschaftsleistung um 5 % 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 große Schwankungsbreite auf. Bei der globalen Wirtschaftsleistung
reichen sie von -2% bis -6%. Die aktuelle Prognose des Internationalen Währungsfonds
(IWF) beträgt -5%. Für Deutschland veranschlagen die Konjunkturforscher des IWF einen
Rückgang des Bruttoinlandsprodukts um 8%. Ihre derzeitigen Schätzungen für die Niederlande
(-7%), Großbritannien (-10%) und die USA (-8%) liegen in ähnlicher Größenordnung. Stromverbrauch wesentlich niedriger als 2019 Mit der Wirtschaftsleistung wird auch der Stromverbrauch weit hinter dem Niveau von
2019 zurückbleiben. Auf Basis der Konjunkturprognose des IWF rechnen wir für die oben
genannten RWE-Kernmärkte aktuell mit Rückgängen von 4% bis 7%. Wie bereits erläutert,
hat die Corona-Krise auch die Notierungen im Stromgroßhandel unter Druck gebracht.
Im zweiten Quartal haben sich die Preise an den Terminmärkten allerdings wieder etwas
erholt. Nur geringe Auswirkungen der Corona-Krise auf die diesjährige Ertragslage Auf unsere diesjährige Ertragslage hat die beschriebene Entwicklung nur sehr begrenzten
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. Leichte Ergebniseinbußen erwarten wir durch Lockdown-Maßnahmen
in den USA, die dazu führen, dass einige neue Windparks erst später in Betrieb gehen
und 2020 deshalb niedrigere Ergebnisbeiträge liefern. Angesichts der im ersten Quartal
erlittenen Verluste in unserem Wertpapierportfolio dürften sich auch im Finanzergebnis
Folgen der Corona-Krise zeigen. Ausblickscroll
RWE-Konzern bekräftigt Ergebnisprognose für 2020 Trotz der coronabedingten Belastungen bestätigen wir unsere im März veröffentlichte
Ergebnisprognose für 2020 (siehe Geschäftsbericht 2019, Seite 94f.). Für den Konzern
erwarten wir unverändert ein bereinigtes EBITDA von 2.700 bis 3.000 Mio.€ (davon Kerngeschäft:
2.150 bis 2.450 Mio.€) und ein bereinigtes EBIT von 1.200 bis 1.500 Mio.€. In Anbetracht
der starken Handelsperformance im ersten Halbjahr rechnen wir sogar damit, im oberen
Bereich der genannten Bandbreiten abzuschließen. Das um Sondereinflüsse bereinigte
Nettoergebnis veranschlagen wir weiterhin auf 850 bis 1.150 Mio.€. Neben der positiven
operativen Entwicklung kommen hier die erwähnten negativen Einflüsse der Corona-Krise
auf das Finanzergebnis zum Tragen. Ebenfalls Bestand haben unsere EBITDA-Prognosen
für die einzelnen Segmente. Sachinvestitionen deutlich über Vorjahr Bekräftigen können wir auch den Ausblick zu den Investitionen. Unsere Ausgaben für
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden wesentlich höher sein als 2019
(1.767 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,
vor allem wegen der Offshore-Windkraft-Projekte Triton Knoll und Kaskasi. 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. Leverage Factor: 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 20 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 von Marktparametern, z. B. Commodity-Preisen oder Zinsen, lässt sich allerdings
nicht ausschließen, dass wir vorübergehend einen etwas höheren Wert als 3,0 ausweisen. Aktuelle Einschätzung der RisikolageErhöhte Risiken bei Fortdauer der Corona-Krise - größere Planungssicherheit durch Kohleausstiegsgesetz 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 2019 auf Seite 84ff. Diese Darstellung
gibt unseren Kenntnisstand vom Februar 2020 wieder. Neue Erkenntnisse und Risikoeinschätzungen
haben sich in erster Linie durch die Corona-Krise und die Verabschiedung des deutschen
Kohleausstiegsgesetzes ergeben.
Risikokennzahlen im ersten Halbjahr 2020 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 2020 belief er sich auf durchschnittlich 16
Mio.€ und war damit gleich hoch wie im Vorjahreszeitraum. Der höchste Tageswert betrug
21 Mio.€ (Vorjahr: 22 Mio.€). Das Management unseres Gasportfolios und das LNG-Geschäft sind bei der RWE Supply&Trading
in einer gesonderten Organisationseinheit gebündelt. Die VaR-Obergrenze für diese
Aktivitäten beträgt 14 Mio.€. Im ersten Halbjahr 2020 kamen wir auf einen Durchschnittswert
von 7 Mio.€ (Vorjahr: 6 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 durchschnittliche VaR
für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen lag - wie im Vorjahr - bei 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 Konfidenz niveau von 95%
und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Unser CFaR fiel mit 29 Mio.€ vergleichsweise
hoch aus (Vorjahr: 8 Mio.€). Ausschlaggebend dafür war eine stark gestiegene Volatilität
der kurzfristigen Zinsen. Zu den Wertpapieren in unserem Bestand zählen auch Aktien. Der VaR für das Kursrisiko
bei diesen Papieren betrug 8 Mio.€ (Vorjahr: 5 Mio.€); nicht berücksichtigt ist hier
der 15%-Anteil an E.ON. RWE ist darüber hinaus Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Gesellschaften,
die operativ von der RWE AG geführt werden, lassen von ihr auch die Risiken aus Fremdwährungs-Cash
Flows absichern. Der mittlere VaR für die aggregierte Fremdwährungsposition der RWE
AG lag mit 2 Mio. € auf dem Niveau des Vorjahres. 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, 10. August 2020 Der Vorstand scroll
Konzernzwischenabschluss (verkürzt)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
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Angepasste Werte: Durch die Umsetzung der IFRS-IC-Agenda-Entscheidung "Failed-own-Use"
wurden die Umsatzerlöse und die Materialaufwendungen des ersten Halbjahres 2019 um
524 Mio.€ bzw. 354 Mio.€ verringert; zum Hintergrund siehe Geschäftsbericht 2019,
Seite 116. Gesamtergebnisrechnungscroll
BilanzAktivascroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
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Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 98 Mio.€ (Vorjahr: 42 Mio.€) Veränderung des Eigenkapitalsscroll
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AnhangRechnungslegungsmethoden Die RWE AG mit Sitz in Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns
("RWE" oder "Konzern"). Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2020 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 10. August 2020 zur Veröffentlichung freigegeben worden. Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum
30. Juni 2020 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019 verkürzter
Berichtsumfang gewählt. Im Konzernzwischenabschluss werden - mit Ausnahme der nachfolgend
beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019. Für weitere Informationen
verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2019, der die Basis für den vorliegenden
Halbjahresfinanzbericht darstellt. Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie wird ein Abzinsungsfaktor
von 0,0% (31.12.2019: 0,0%) und für bergbaubedingte Rückstellungen von 1,92% (31.12.2019:
1,99%) zugrunde gelegt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
werden in Deutschland mit 1,3% und im Ausland mit 1,6% abgezinst (31.12.2019: 1,20%
bzw. 2,00%). Zum 30. Juni 2020 bestand aufgrund der jeweiligen Geschäftsmodelle kein Anlass, Werthaltigkeitstests
infolge der Auswirkungen der Corona-Pandemie vorzunehmen. Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften Der International Accounting Standards Board (IASB) hat Änderungen bei bestehenden
IFRS verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2020 verpflichtend
anzuwenden sind:
Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss. Neue Rechnungslegungsvorschriften Der IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in
der EU im Geschäftsjahr 2020 noch nicht verpflichtend anzuwenden sind. Diese nachfolgend
aufgeführten Standards und Änderungen an Standards werden voraussichtlich keine wesentlichen
Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben:
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 und wesentliche
gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit
bilanziert. Im Folgenden wird dargestellt, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten
Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen
ergeben haben: scroll
Unverändert gegenüber dem 31.12.2019 beträgt die Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen
und Gemeinschaftsunternehmen 31, davon elf im Inland und 20 im Ausland. Zudem werden
zwei (31.12.2019: zwei) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. UnternehmenserwerbeÜbernommene E.ON-Aktivitäten Am 18. September 2019 hat RWE im Rahmen des am 12. März 2018 mit der E.ON SE vertraglich
vereinbarten weitreichenden Tauschs von Geschäftsteilen und Beteiligungen die Beherrschung
über wesentliche Teile des vormaligen Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON erlangt.
Die übernommenen Aktivitäten sind in Europa und den USA in den Geschäftsfeldern Onshore
Wind und Offshore Wind sowie Photovoltaik tätig. Eine im Bewertungszeitraum durchgeführte Aktualisierung der bei Erstkonsolidierung
erfassten Werte führte zu folgenden Anpassungen: Aufgrund besserer Erkenntnisse bezüglich
des Fair Values im Wesentlichen von Operating Rights und Sachanlagen wurde das bei
der Erstkonsolidierung zum beizulegenden Zeitwert angesetzte Nettovermögen in Höhe
von 2.939 Mio.€ um 339 Mio.€ auf 2.600 Mio.€ vermindert. Unter Berücksichtigung einer
Kaufpreisanpassung infolge vertraglich vorgesehener Abrechnungen resultierte im Ergebnis
eine Erhöhung des zum Zeitpunkt der Erstkonsolidierung erfassten Geschäfts- oder Firmenwertes
um 219 Mio.€ auf 872 Mio.€. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur und Größe der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt, insbesondere
da der wesentliche Informationsaustausch erst nach Entfallen der Wettbewerbsbeschränkungen
stattfinden konnte. Erwerb des Kraftwerks King's Lynn Am 12. Februar 2020 wurde die Übernahme von 100% der Anteile an Centrica KL Limited
(CKLL), Windsor, Großbritannien, die mit der britischen Energiegesellschaft GB Gas
Holdings Limited, einer Tochtergesellschaft von Centrica plc, Windsor, Großbritannien,
Ende Dezember 2019 vereinbart wurde, abgeschlossen. Die Anlage ist ein Gas-und-Dampf-Kombinationskraftwerk (GuD) in King's Lynn in Norfolk,
Großbritannien. Das Kraftwerk hat eine Kapazität von 382 MW und wird bis zum Jahr
2035 sichere und stabile Kapazitätsprämien auf der Basis eines 15-jährigen Vertrages
mit einer Laufzeit ab Oktober 2020 im britischen Kapazitätsmarkt erhalten. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist in der folgenden
Tabelle zusammen mit den übernommenen Vermögenswerten und Schulden dargestellt: Bilanzpostenscroll
Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 0,1 Mio.€ und entsprach dem Bruttobetrag der
Forderungen, die voll einbringlich sind. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 12 Mio.€ zum Umsatz beigetragen.
Nennenswerte Ergebnisbeiträge lagen im ersten Halbjahr noch nicht vor. Ohne Berücksichtigung abgelöster Gesellschafterdarlehen in Höhe von 80 Mio.€ betrug
der Kaufpreis 33 Mio.€ und wurde ausschließlich in flüssigen Mitteln entrichtet. VeräußerungenVerkauf Installationsschiff Seabreeze II Im April 2020 wurde das Offshore-Installationsschiff "Seabreeze II" samt dazugehörigem
Equipment an die SPIC Ronghe International Financial Leasing Co. Ltd. verkauft und
übergeben. Das Schiff war dem Segment "Offshore Wind" zugeordnet. Veräußerungsgruppen (Disposal Group)Georgia Biomass Im zweiten Quartal 2020 hat das Management die Veräußerung der Gesellschaft Georgia
Biomass, die das Biomasse-Geschäft in den USA verantwortet, beschlossen. Diese ist
dem Segment "Wasserkraft / Biomasse/Gas"zugeordnet. Ein Verkaufsvertrag wurde am 18.
Juni 2020 unterzeichnet. Der Abschluss der Verkaufstransaktion erfolgte am 31. Juli
2020. Zum 30. Juni 2020 wurden die Vermögenswerte und Schulden von Georgia Biomass als
zur Veräußerung bestimmt in der Bilanz ausgewiesen. Nachfolgend sind die Hauptgruppen
der Vermögenswerte und Schulden der Veräußerungsgruppe dargestellt: Eckdaten der Veräußerungsgruppescroll
Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated
Other Comprehensive Income) der Veräußerungsgruppe betragen 3 Mio.€. Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations)Nicht fortgeführte innogy-Aktivitäten Am 18. September 2019 hat RWE im Rahmen des am 12. März 2018 mit der E.ON SE vertraglich
vereinbarten weitreichenden Tauschs von Geschäftsteilen und Beteiligungen die seit
dem 30. Juni 2018 als nicht fortgeführte innogy-Aktivitäten ausgewiesenen Teile von
innogy an die E.ON SE veräußert. Im Wesentlichen betraf dies den Großteil des Netz-
und Vertriebsgeschäfts. RWE hat Ende August 2019 von innogy die Anteile an der vollkonsolidierten und ebenfalls
als Teil der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten ausgewiesenen Beteiligung am slowakischen
Strom- und Gasversorger Vychodoslovenská energetika Holding a.s. (VSEH) erworben.
Die Anteile an der VSEH wurden am 18. September 2019 noch nicht an E.ON übertragen.
Da die vorgesehene Veräußerung der VSE-Gruppe aber Teil des Gesamtplans zur Veräußerung
des Netz- und Vertriebsgeschäfts ist, wird die VSE-Gruppe weiterhin als nicht fortgeführte
Aktivität ausgewiesen. Zum 30. Juni 2020 umfassten die nicht fortgeführten Aktivitäten
damit nur noch die VSE-Gruppe. Bei den bisher konzerninternen Lieferungen und Leistungen, die nach der Entkonsolidierung
der nicht fortgeführten Aktivitäten entweder mit diesen oder mit Dritten fortgeführt
werden, wurden die Eliminierungsbuchungen im Rahmen der Aufwands- und Ertragskonsolidierung
vollständig den nicht fortgeführten Aktivitäten zugeordnet. In den folgenden Tabellen sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten
dargestellt: Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitätenscroll
Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitätenscroll
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Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen
(Total Comprehensive Income) entfallen 948 Mio.€ (Vorjahr: -495 Mio.€) auf fortgeführte
Aktivitäten und 25 Mio.€ (Vorjahr: 701 Mio.€) auf nicht fortgeführte Aktivitäten. Aktienkursbasierte Vergütungen Im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2019 wurde über aktienkursbasierte Vergütungssysteme
für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen berichtet.
Im Rahmen des Long-Term-Incentive-Plans für Führungskräfte mit der Bezeichnung "Strategic
Performance Plan" (SPP) hat die RWE AG für das Geschäftsjahr 2020 eine weitere Tranche
begeben. Wertberichtigungen Im Berichtszeitraum wurden aufgrund von gesunkenen Marktpreisen Wertminderungen auf
Kohlevorräte in Höhe von 9 Mio.€ (Vorjahr: 25 Mio.€) vorgenommen. Gewinnausschüttung Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 26. Juni 2020 beschlossen, eine Dividende
für das Geschäftsjahr 2019 in Höhe von 0,80€ je dividendenberechtigter RWE-Aktie auszuschütten.
Die Ausschüttung für das Geschäftsjahr 2019 erfolgte am 1. Juli 2020 und betrug insgesamt
492 Mio.€ (Vorjahr: 430 Mio.€). Am Bilanzstichtag war dieser Betrag als Finanzverbindlichkeit
erfasst. Finanzierungsmaßnahmen Im ersten Halbjahr 2020 hat RWE das Commercial-Paper-Programm in Anspruch genommen,
das Finanzierungen am Geldmarkt von bis zu 5 Mrd. US$ Gegenwert zulässt. Die Finanzierungen
wurden bis zu einem Maximalwert von 1,2 Mrd.€ getätigt. Zum Bilanzstichtag betrug
das in Anspruch genommene Volumen 0,2 Mrd.€. Infolge der Corona-Pandemie hat RWE zusätzliche bilaterale Kreditlinien mit Banken
mit einem Volumen von insgesamt rund 1,7 Mrd.€ vereinbart, von denen am 30. Juni 2020
noch 1,2 Mrd.€ bestanden. Die neuen Linien wurden im Berichtszeitraum bis zu 0,2 Mrd.€
in Anspruch genommen und zum Stichtag 30. Juni 2020 nicht mehr. 0,9 Mrd.€ der zum
30. Juni 2020 noch bestehenden bilateralen Kreditlinien wurden von den Banken bis
auf Weiteres zur Verfügung gestellt; für das verbleibende Volumen gelten unterschiedliche
Laufzeiten bis maximal April 2021. Ergebnis je Aktiescroll
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 2020 zu Erträgen in Höhe von 300 Mio.€ (Vorjahreszeitraum: 288
Mio.€).Zudem führten die mit wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte
zu Aufwendungen in Höhe von 103 Mio.€ (Vorjahreszeitraum: 1.574 Mio.€). Zum 30. Juni
2020 betrugen die Forderungen 182 Mio.€ (31.12.2019: 147 Mio.€) und die Verbindlichkeiten
157 Mio.€ (31.12.2019: 130 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 130 Mio.€ (31.12.2019: 99 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:
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. Deren Buchwert beträgt 5.189 Mio.€
(31.12.2019: 4.511 Mio.€), der beizulegende Zeitwert 5.550 Mio.€ (31.12.2019: 4.798
Mio.€). 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:
Fair-Value-Hierarchiescroll
scroll
Aufgrund der erhöhten Anzahl von Preisquotierungen an aktiven Märkten wurden Wertpapiere
mit einem beizulegenden Zeitwert von 55 Mio.€ (31.12.2019: 24 Mio.€) von Stufe 2 nach
Stufe 1 umgegliedert. Gegenläufig wurden wegen einer verminderten Anzahl von Preisquotierungen
finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert von 9 Mio.€ (31.12.2019:
25 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 2020scroll
Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2019scroll
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 Verlustescroll
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-, Öl- 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 63 Mio.€
(Vorjahr: 47 Mio.€) bzw. zu einem Rückgang um 63 Mio.€ (Vorjahr: 47 Mio.€) führen. Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Ausführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Konzernzwischenlagebericht. Bescheinigung nach prüferischer DurchsichtAn 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 2020, 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 Zwischenbericht erstattung, 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 10. August 2020 PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft scroll
Finanzkalender 2020/2021scroll
Der vorliegende Zwischenbericht ist am 13. August 2020 veröffentlicht worden. RWE Aktiengesellschaft RWE Platz 1 45141 Essen www.rwe.com |
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