RWE AktiengesellschaftEssenZwischenbericht - Halbjahresfinanzbericht nach WpHG zum Geschäftsjahr vom 01.01.2024 bis zum 30.06.2024RWE bekräftigt Ergebnisprognose für 2024 //
Bereinigtes EBITDA im ersten Halbjahr von 2,9 Mrd. €
spiegelt Normalisierung der Ertragslage wider //
Ergebnissteigerungen in den Segmenten Offshore Wind und
Onshore Wind / Solar // Investitionsentscheidung für
Offshore-Windparks Nordseecluster und OranjeWind getroffen
// RWE erhält Förderzusage für drei deutsche
Wasserstoffprojekte
Auf einen Blickscrollen
1 Teilweise angepasste Vorjahreswerte; siehe
Kapitel "Anmerkungen zur Berichtsweise" auf Seite 11 f.
RWE am Kapitalmarkt
Positive Halbjahresbilanz am deutschen
Aktienmarkt.Der seit Oktober vergangenen Jahres
beobachtete Aufschwung an den internationalen
Aktienmärkten setzte sich 2024 fort. Der deutsche
Leitindex DAX 40 konnte in den ersten sechs Monaten um 9 %
auf 18.235 Punkte zulegen, ehe ihm aufflammende
Rezessionsängste und ein kurzzeitiges Börsenbeben
in Japan Anfang August einen Dämpfer verpassten. Die
gute Halbjahres-Performance beruhte u. a. auf der
Zuversicht, dass die Notenbanken bei nachlassender
Inflation die geldpolitischen Zügel lockern
würden. In der Eurozone gab es im Juni bereits eine
leichte Zinssenkung; dagegen konnte sich die Federal
Reserve in den USA bislang nicht dazu durchringen. Auch
optimistische Wachstumserwartungen auf dem Gebiet der
künstlichen Intelligenz sorgten für
Kursphantasie, während die weiterhin unsichere
geopolitische Lage die Börsenstimmung trübte.
RWE-Aktie mit negativer Performance. Für
Anteilseigner von RWE verlief das erste Halbjahr
enttäuschend. Unsere Aktie schloss Ende Juni mit 31,95
€ und damit deutlich unter dem Niveau vom
Vorjahresende (41,18 €). Ihre Halbjahresrendite unter
Einbeziehung der Dividende belief sich auf - 20 %. Die
RWE-Aktie blieb damit auch weit hinter dem Branchenindex
STOXX Europe 600 Utilities (- 3 %) zurück. Ihre
schwache Performance beruht u. a. darauf, dass die
Stromgroßhandelspreise Anfang 2024 stark nachgegeben
haben. Auch Unwägbarkeiten im Hinblick auf den
künftigen regulatorischen Rahmen für grüne
Investitionen belasteten den Aktienkurs. Sie sind im
Superwahljahr 2024 wieder stärker ins Blickfeld
gerückt. Ein weiteres Risiko wird darin gesehen, dass
sich die internationalen Handelsbeziehungen verschlechtern
und es zu Beeinträchtigungen der Lieferketten von
Erneuerbare-Energien-Projekten kommt.
Dividende von 1,00 € je Aktie gezahlt. Die
Hauptversammlung der RWE AG vom 3. Mai 2024 hat dem
Dividendenvorschlag von Vorstand und Aufsichtsrat für
das zurückliegende Geschäftsjahr mit breiter
Mehrheit zugestimmt. Am 8. Mai schütteten wir einen
Betrag von 1,00 € je Aktie aus. Das sind 0,10 €
mehr als im Vorjahr. Für das laufende
Geschäftsjahr strebt der Vorstand der RWE AG eine
Gewinnausschüttung in Höhe von 1,10 € an.
RWE-Anleihevolumen durch Neuemissionen auf 9,0 Mrd.
€ gestiegen. Anfang August 2024 standen
RWE-Anleihen im Nominalwert von umgerechnet 9,0 Mrd. €
aus. Seit Jahresbeginn haben wir drei Neuemissionen
getätigt. Im Januar sind wir mit einer grünen
Anleihe über 500 Mio. € an den Markt gegangen.
Die Papiere haben eine Laufzeit von acht Jahren und einen
Kupon von 3,625 %. Im April begaben wir dann unsere beiden
ersten grünen Anleihen im US-Dollar-Raum. Die
Emissionsvolumina beliefen sich auf jeweils 1 Mrd. US$, bei
Laufzeiten von 10 bzw. 30 Jahren und Kupons von 5,875 %
bzw. 6,250 %. Unsere neuen Dollaranleihen stießen auf
großes Anlegerinteresse, was sich am mehrfach
überzeichneten Orderbuch zeigte. Mit den vereinnahmten
Mitteln werden wir Erneuerbare- Energien-Projekte in den
USA finanzieren.
RWE erhöht Spielraum für die Begebung von
Senioranleihen. Um auch künftig die nötigen
Fremdmittel zur Finanzierung unserer Wachstumsinvestitionen
beschaffen zu können, haben wir unser
Debt-Issuance-Programm (DIP) im April 2024 von 10 Mrd.
€ auf 15 Mrd. € aufgestockt. Beim DIP handelt es
sich um einen Rahmenprospekt für die flexible Begebung
von Anleihen. Der Finanzierungsspielraum, den uns das DIP
einräumt, war Anfang August 2024 in Höhe von 6,6
Mrd. € genutzt. Unsere in den USA begebenen
Schuldverschreibungen und die beiden ausstehenden
Hybridanleihen sind dabei nicht berücksichtigt.
KonzernzwischenlageberichtRahmenbedingungen unseres GeschäftsRegulatorisches Umfeld
EU-Strommarktreform in Kraft getreten. Nach der
Zustimmung durch das Europäische Parlament und den
Ministerrat ist im Juli ein Gesetz zur Reform des
europäischen Strommarktes in Kraft getreten.
Auslöser der Reform war der Angriff Russlands auf die
Ukraine und die dadurch ausgelösten Verwerfungen im
Energiesektor. Mit dem Gesetz will die EU den Strommarkt
unabhängiger von Brennstoffimporten machen und
für den Ausbau der erneuerbaren Energien optimieren.
An der Preisbildung - gesteuert von Angebot und Nachfrage -
wird festgehalten. Allerdings sollen verstärkt
zweiseitige Differenzverträge angeboten werden, um die
Planungssicherheit bei Investitionen in
Erneuerbare-Energien-Anlagen und Kernkraftwerke zu
verbessern. Auch das Instrument der
Kapazitätszahlungen soll künftig eine
größere Rolle spielen. Weitere Informationen zu
dem Thema finden Sie im Geschäftsbericht 2023 auf
Seite 30.
Bundesregierung konkretisiert Förderpläne
für neue Gaskraftwerke. Die Regierungskoalition in
Berlin hat sich im Juli 2024 auf weitere Details ihrer
Kraftwerksstrategie verständigt. Diese beinhaltet
Förderausschreibungen für klimaschonende
Gaskraftwerke und im nächsten Schritt die
Einführung eines umfassenden technologieoffenen
Kapazitätsmechanismus, der 2028 operativ sein soll.
Die Politik will damit sicherstellen, dass es trotz des
geplanten Kohleausstiegs genügend flexible
Back-up-Kapazitäten gibt, die Phasen mit niedriger
Wind- oder Solarstromeinspeisung überbrücken
können. Zunächst sollen 12,5 GW
Erzeugungsleistung und Langzeitspeicher mit 500 MW
ausgeschrieben werden. Die 12,5 GW enthalten 10 GW neue
Gaskraftwerke, von denen 5 GW spätestens ab dem achten
Jahr nach Aufnahme der Stromproduktion mit Wasserstoff
betrieben werden müssen, sowie 2 GW Bestandsanlagen,
die auf die Nutzung von Wasserstoff umgerüstet werden.
Hinzu kommen sogenannte Wasserstoffsprinter mit einer
Gesamtkapazität von 500 MW, die direkt nach der Fertig
stellung mit Wasserstoff laufen. Nach einer
mehrwöchigen Konsultationsphase und unter
Voraussetzung der beihilferechtlichen Genehmigung durch die
EU-Kommission will die Bundesregierung ihre Pläne in
einem "Kraftwerkssicherheitsgesetz" verankern. Die erste
Ausschreibung ist für Ende 2024 / Anfang 2025 geplant.
Großbritannien will Ausbau der erneuerbaren
Energien beschleunigen. Die neue britische
Labour-Regierung hat eine Investitionsoffensive zur
Modernisierung der Energieinfrastruktur des Landes
angekündigt. In einem Manifest, das die Labour-Partei
bereits vor ihrem Wahlsieg vom Juli 2024
veröffentlicht hatte, erklärt sie, die
Stromversorgung schon bis 2030 klimaneutral machen zu
wollen. Dabei setzt sie auf einen beschleunigten Ausbau der
erneuerbaren Energien. In der laufenden Dekade soll die
Erzeugungsleistung aus Windkraft an Land verdoppelt und die
aus Offshore-Windkraft vervierfacht werden. Ende 2023
verfügte Großbritannien bei diesen Technologien
über Kapazitäten von jeweils 15 GW. Bei der
Photovoltaikleistung, die Ende 2023 bei 16 GW lag, wird
eine Verdreifachung angestrebt. Labour hat diese
Ausbauziele nach der Wahl bekräftigt. Das vormalige
faktische Verbot von neuen Onshore-Windkraftanlagen wurde
bereits aufgehoben. Als Vehikel für Investitionen in
eine umweltfreundliche und rohstoffunabhängigere
Energieinfrastruktur soll das im Juli gegründete
Staatsunternehmen Great British Energy dienen. Aufgabe der
Gesellschaft ist es, technologisch und finanziell
anspruchsvolle Großprojekte, aber auch kleine lokale
Vorhaben zur Dekarbonisierung des Energiesektors zu
fördern. Dies soll in erster Linie durch
Kapitalbeteiligungen und Know-how-Transfer geschehen.
Marktbedingungen
Schwache Konjunktur in europäischen
Kernmärkten. Nach aktueller Datenlage war die
globale Wirtschaftsleistung in der ersten Jahreshälfte
2024 um etwa 2 % höher als im gleichen Zeitraum des
Vorjahres. In unseren europäischen Hauptmärkten
Deutschland (+ / - 0 %), Großbritannien (+ 0,5 %) und
den Niederlanden (- 0,5 %) lahmte die Konjunktur.
Dämpfende Einflussfaktoren waren der fortdauernde
Ukraine-Krieg sowie die relativ hohen Zinsen und
Energiekosten. Wesentlich dynamischer entwickelte sich die
Wirtschaft der USA. Dort ist das Bruttoinlandsprodukt nach
ersten Analysen um etwa 3 % gestiegen.
Steigender Stromverbrauch. Der 2023 zu beobachtende
Rückgang der Stromnachfrage ist zum Stoppen gekommen.
Nach Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW) gab es in Deutschland in der ersten
Jahreshälfte 2024 ein leichtes Plus von 0,4 %.
Maßgeblichen Anteil daran hatte allerdings der
Schalttag im Februar. Ohne diesen Effekt hätte die
Stromnachfrage etwa auf dem Niveau von 2023 gelegen, vor
allem wegen fehlender konjunktureller Impulse. In
Großbritannien hat sich der Stromverbrauch um ca. 0,5
% erhöht, in den Niederlanden wesentlich stärker.
Einen Anstieg von rund 4 % verzeichneten die USA, vor allem
wegen der guten Konjunktur. Daneben machte sich der
fortgesetzte Ausbau energieintensiver IT-Infrastruktur
bemerkbar.
Bessere Windverhältnisse als 2023. Auslastung
und Profitabilität von Erneuerbare-Energien-Anlagen
unterliegen in hohem Maße Wettereinflüssen. Eine
zentrale Rolle spielt das Windaufkommen. In Europa zeigte
sich hier ein heterogenes Bild: Während die
Windgeschwindigkeiten insbesondere in Deutschland,
Südengland und Skandinavien über dem
langjährigen Mittel lagen, fielen sie u. a. in
Nordspanien, Südfrankreich, Polen und Irland
unterdurchschnittlich aus. Verglichen mit 2023 haben sie
sich in Europa insgesamt leicht erhöht. Auch in den
USA waren die Windbedingungen günstiger als im
Vorjahreszeitraum, obwohl sie teilweise etwas hinter dem
Normalniveau zurückblieben. Die Stromproduktion
unserer Laufwasserkraftwerke wird in erster Linie von den
Niederschlags- und Schmelzwassermengen bestimmt. In
Deutschland, der Hauptregion unserer Stromerzeugung aus
Wasserkraft, lagen diese Mengen weit über dem
langjährigen Durchschnitt. Auch gegenüber 2023
sind sie stark angestiegen.
scrollen
1 Mengeneinbußen wegen Abregelungen durch
den Netzbetreiber.
Brennstoffpreise niedriger als 2023. Die
Einsatzzeiten und Margen konventioneller Kraftwerke
hängen stark davon ab, wie sich die Marktpreise
für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte entwickeln.
Obwohl sich die Notierungen im Laufe des Berichtszeitraums
stabilisierten, konnten sie nicht an die Niveaus von 2023
anknüpfen. In der ersten Jahreshälfte 2024 lagen
die Spotpreise von Erdgas am niederländischen
Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) bei
durchschnittlich 30 € / MWh und damit deutlich unter
dem Vorjahresniveau (44 € / MWh). Hintergrund ist,
dass sich die Gasversorgungslage trotz Fortdauer des
Ukraine-Kriegs entspannt hat. Dazu beigetragen haben der
milde Winter 2023 / 2024 und die schwache Konjunktur. Die
gute Versorgungslage spiegelte sich auch im Gasterminhandel
wider. Der TTF- Forward für 2025 wurde im
Berichtszeitraum mit durchschnittlich 33 € / MWh
abgerechnet. Zum Vergleich: Vor einem Jahr war der
TTF-Forward 2024 noch mit 56 € / MWh gehandelt worden.
Auch die Preise für Kraftwerkssteinkohle
(Kesselkohle) haben sich verringert. In den ersten sechs
Monaten 2024 wurden Lieferungen zu den ARA-Häfen (ARA
= Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) am Sportmarkt inklusive
Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 108 US$ /
Tonne abgerechnet. Der Vorjahreswert hatte noch bei 137 US$
/ Tonne gelegen. Der Preisrückgang ist im Wesentlichen
nachfrageseitig zu erklären. Insbesondere in
Deutschland waren Steinkohlekraftwerke zuletzt nur schwach
ausgelastet. Eine Rolle spielten dabei die zunehmende
Stromproduktion aus erneuerbaren Energien und hohe
Einfuhren von Kernenergiestrom aus Frankreich. Auch die
gute Gasversorgungslage trug dazu bei, dass weniger
Steinkohle als erwartet benötigt wurde und sich hohe
Lagerbestände aufbauten. Die genannten Faktoren
dämpften auch die Preise im Terminhandel. Im ersten
Halbjahr notierte der Steinkohle-Forward 2025 (Index API 2)
mit durchschnittlich 109 US$ / Tonne. Das sind 25 US$
weniger, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2024
(134 US$ / Tonne) bezahlt worden war.
CO
2-Emissionsrechte günstiger als 2023.
Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte
Kraftwerke sind die Ausgaben für CO
2-Emissionsrechte. Der Preis für eine
European Union Allowance (EUA), die in der EU zum
Ausstoß einer Tonne CO
2 berechtigt, lag im ersten Halbjahr 2024 bei
durchschnittlich 68 €, gegenüber 94 € im
Vorjahr. Abgestellt wird hier auf Terminkontrakte, die im
Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden.
Seit Ende Februar 2023, als Emissionsrechte mit
Rekordwerten oberhalb der 100-Euro- Marke notierten, war
ein zwölfmonatiger Abwärtstrend zu beobachten,
der sich Anfang 2024 zuspitzte und im Endergebnis zu einer
Halbierung des Preisniveaus führte. Danach erholten
sich die Notierungen wieder etwas. Wesentliche Gründe
für den Preissturz waren die schwache
Industrieproduktion und eine geringe Auslastung von
vergleichsweise emissionsintensiven Kohlekraftwerken. Hinzu
kam, dass die EU seit Mitte 2023 zusätzliche EUAs in
Umlauf bringt, um Mittel für das Maßnahmenpaket
REPowerEU zu beschaffen.
In Großbritannien, wo nach dem Brexit ein
nationales Emissionshandelssystem geschaffen wurde, zeigte
sich eine ähnliche Preisentwicklung wie in der EU. UK
Allowances (UKAs) notierten im ersten Halbjahr 2024 mit
durchschnittlich 41 £, gegenüber 73 £ im
Vorjahreszeitraum. Auch hier machten sich die schwache
Industrieproduktion und rückläufige Emissionen in
der Stromerzeugung bemerkbar. Außerdem bringt
Großbritannien - ähnlich wie die EU - zurzeit
zusätzliche Zertifikate auf den Markt.
Entspannung an den Brennstoffmärkten dämpft
Stromgroßhandelspreise. Die Preise im
Stromgroßhandel spiegelten die Entwicklung an den
Märkten für Brennstoffe und Emissionsrechte
wider. Sie haben ebenfalls stark nachgegeben. Im ersten
Halbjahr 2024 wurde Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt
mit durchschnittlich 70 € / MWh gehandelt. Der
Vergleichswert für 2023 hatte bei 104 € / MWh
gelegen. In Großbritannien sind die Notierungen von
108 £ / MWh auf 65 £ / MWh und in den
Niederlanden von 106 € / MWh auf 66 € / MWh
gesunken. Im Stromterminhandel zeigte sich folgendes Bild:
Der deutsche Grundlast- Forward 2025 kostete
durchschnittlich 86 € / MWh. Zum Vergleich: Für
den Forward 2024 waren im Vorjahreszeitraum 151 € /
MWh gezahlt worden. In Großbritannien verbilligte
sich der Ein-Jahres- Forward von 139 £ / MWh auf 76
£ / MWh und in den Niederlanden von 138 € / MWh
auf 82 € / MWh.
Der nordamerikanische Strommarkt ist geografisch in
mehrere Teilmärkte untergliedert, die von
unabhängigen Netzgesellschaften kontrolliert werden.
Von besonderer Bedeutung ist für uns das vom Electric
Reliability Council of Texas (ERCOT) betriebene texanische
Verbundnetz, weil daran zahlreiche RWE-Windparks
angeschlossen sind, deren Erzeugung wir zu Marktkonditionen
verkaufen. Der ERCOT-Stromspotpreis lag im
Halbjahresdurchschnitt bei 27 US$ / MWh. Das sind 5 US$ /
MWh weniger als im Vergleichszeitraum 2023. Gesunkene
Gaspreise, höhere Stromeinspeisungen aus erneuerbaren
Energien und milde Winterwitterung haben zu dieser
Entwicklung beigetragen. Der Ein-Jahres- Forward ist
dagegen von 42 US$ / MWh auf 51 US$ / MWh gestiegen. Das
dürfte darauf zurückzuführen sein, dass der
Markt für 2025 mit einer Erholung der Gaspreise und
einem stark steigenden Strombedarf rechnet.
Wesentliche Ereignisse
RWE führt drei große britische
Offshore-Windkraftprojekte von Vattenfall weiter.
Vom schwedischen Energiekonzern Vattenfall haben wir im
März 2024 drei Offshore-Windkraftprojekte vor der
Küste von Norfolk im Osten Englands übernommen.
Der Preis war so bemessen, dass er einem Wert des
Projektportfolios von 963 Mio. £ entsprach. Mit den
drei Projekten Norfolk Vanguard West, Norfolk Vanguard East
und Norfolk Boreas können Erzeugungskapazitäten
von jeweils bis zu 1,4 GW geschaffen werden. Alle drei
Offshore-Windparks aus der Norfolk-Pipeline sollen noch im
laufenden Jahrzehnt in Betrieb gehen.
Masdar wird RWE-Partner bei den
Offshore-Windkraftprojekten Dogger Bank South. Das in
Abu Dhabi ansässige Erneuerbare-Energien-Unternehmen
Masdar ist unser neuer Partner bei zwei
Offshore-Windkraftprojekten, die wir auf der südlichen
Doggerbank in der britischen Nordsee realisieren wollen.
Eine Vereinbarung dazu trat Ende Februar 2024 in Kraft.
Masdar ist nun mit 49 % an den beiden Vorhaben mit der
Bezeichnung "Dogger Bank South" beteiligt und hat uns die
bereits angefallenen Entwicklungskosten in entsprechendem
Umfang erstattet. RWE hält 51 % und ist für den
Bau und Betrieb der Anlagen verantwortlich. Die zwei
geplanten Windparks sollen jeweils über eine Leistung
von bis zu 1,5 GW verfügen. Unser Ziel ist es, sie bis
Ende 2031 fertigzustellen.
RWE gibt grünes Licht für den Bau von zwei
Windparks in der deutschen Nordsee. Im Mai 2024 haben
wir die finale Investitionsentscheidung für die beiden
Offshore-Windparks Nordseecluster A und B rund 50 Kilometer
nördlich der Insel Juist getroffen. Die Anlagen mit
einer Gesamtleistung von 660 MW bzw. 900 MW sollen Anfang
2027 bzw. Anfang 2029 fertiggestellt sein. RWE ist
alleiniger Eigentümer. Den Strom aus den Windparks
wollen wir größtenteils über
Langfristverträge an industrielle und kommunale Kunden
vermarkten und diese damit auf ihrem Weg der
Dekarbonisierung unterstützen.
RWE und TotalEnergies wollen gemeinsam Offshore-Windpark
OranjeWind realisieren. Ein Joint Venture von RWE und
TotalEnergies wird das niederländische
Offshore-Windkraftprojekt OranjeWind verwirklichen. Der
französische Energiekonzern hat sich Ende Juli mit 50
% an dem Projekt beteiligt. Gleichzeitig fiel die finale
Investitionsentscheidung für den 795-MW-Windpark, der
rund 53 Kilometer vor der Stadt IJmuiden in der Provinz
Noord-Holland entstehen soll. OranjeWind ist das erste
Systemintegrationsprojekt in den Niederlanden. Das
heißt, RWE und TotalEnergies haben sich verpflichtet,
Maßnahmen zu treffen, um die schwankende
Stromproduktion des Windparks an die Nachfrage anzupassen.
Dafür sollen Elektrolyseure für die Produktion
von grünem Wasserstoff, Ladestationen für
E-Autos, Batteriespeicher und Elektroboiler zum Einsatz
kommen. RWE ist für die Entwicklung, den Bau und den
späteren Betrieb des Windparks zuständig. Dieser
wird nach aktueller Planung im Jahr 2028 mit allen Turbinen
am Netz sein. Der Einstieg unseres Partners TotalEnergies
erfolgte durch Übernahme einer 50 %-Beteiligung an der
Projektgesellschaft Oranje Wind Power II C.V., die wir
fortan at-Equity bilanzieren. Das Vermögen dieser
Gesellschaft in Höhe von 119 Mio. € besteht
bisher im Wesentlichen aus aktivierten
Entwicklungsleistungen (Sachanlagevermögen).
Vorerst kein Stromabnahmevertrag für
Windkraftprojekt in der Bucht von New York. Unser
Vertrag über die Abnahme von Windstrom durch den
Bundesstaat New York, den wir 2023 im Rahmen einer Auktion
für unser Projekt Community Offshore Wind gesichert
haben, wird nicht finalisiert. Dies hat die zuständige
Behörde NYSERDA im Einvernehmen mit uns entschieden.
Der Kontrakt hätte uns dazu berechtigt, den Staat New
York 25 Jahre lang zu festen Konditionen mit grünem
Strom zu beliefern. Dieser sollte aus Windkraftanlagen mit
einer Gesamtleistung von 1,3 GW stammen, die wir vor der
Ostküste der USA bauen wollen (siehe
Geschäftsbericht 2023, Seite 36). Die Finalisierung
des Vertrags scheiterte daran, dass der Hersteller der
für das Projekt vereinbarten Turbinenklasse die
Lieferzusage zurückgezogen hat. Das Ausweichen auf ein
anderes Modell verursacht Mehrkosten, die durch den
Stromabnahmevertrag nicht abgedeckt sind. Wir wollen uns
nun bei einer der kommenden Ausschreibungen, die 2024 und
2025 stattfinden, um einen Kontrakt mit angepassten
Konditionen bewerben.
USA: Solarparks Willowbrook und Bright Arrow nehmen
Betrieb auf. In der ersten Jahreshälfte haben wir
zwei große Photovoltaikprojekte in den USA
erfolgreich abgeschlossen. Im Januar 2024 startete im
Bundesstaat Ohio der Solarpark Willowbrook mit einer
Gesamtleistung von 150 MW den kommerziellen Betrieb. Der
zweite große Solarpark, Bright Arrow, ist seit Mai
mit insgesamt 300 MW am Netz. An seinem Standort in Texas
haben wir auch eine Mega-Batterie mit einer Leistung von
100 MW und einem Speichervolumen von 200 MWh gebaut, die
eine zeitlich optimierte Einspeisung des Solarstroms ins
örtliche Netz ermöglicht. Die Investitionen
für Willowbrook und Bright Arrow (inkl.
Batteriespeicher) summierten sich zu umgerechnet ca. 660
Mio. €. Den Strom der Solarparks nehmen uns zwei
Großunternehmen ab, mit denen wir langfristige
Liefervereinbarungen getroffen haben.
US-Windpark Montgomery Ranch fertiggestellt. Im Juni
hat unser neuer Onshore-Windpark Montgomery Ranch in Texas
den kommerziellen Betrieb aufgenommen. Er besteht aus 45
Turbinen mit einer Gesamtkapazität von 203 MW. Unsere
Erzeugungskapazität aus Windkraft und Solaranlagen in
Texas hat sich damit auf 4,8 GW erhöht (Stand: 30.
Juni 2024). Das Investitionsvolumen für Montgomery
Ranch betrug umgerechnet 290 Mio. €. Auch für
dieses Projekt haben wir einen langfristigen
Stromliefervertrag mit einem Großkunden geschlossen.
15-jähriger Stromliefervertrag mit Microsoft.
Der IT-Konzern Microsoft wird uns 15 Jahre lang den Strom
aus zwei neuen Windparks in Texas abnehmen. Dies wurde im
Mai 2024 bekannt gegeben. Die Windparks mit den Namen
Peyton Creek II und Lane City befinden sich derzeit im Bau.
Bei ihrer Fertigstellung sollen sie über eine
Erzeugungsleistung von 243 MW bzw. 203 MW verfügen.
Wir liefern Microsoft den gesamten Strom der Windparks. So
helfen wir dem Unternehmen dabei, seine ambitionierten
Klimaschutzziele zu erreichen. Der weltgrößte
Software-Hersteller will seinen Stromverbrauch ab 2025 zu
100 % aus erneuerbaren Energien decken.
RWE sichert sich erstes Offshore-Windprojekt in
Australien. Die australische Regierung hat uns im Juli
2024 die Lizenz für die Entwicklung eines
Offshore-Windkraftprojekts im südöstlichen
Bundesstaat Victoria erteilt. Die uns zugesprochene
Fläche bietet Potenzial für
Erzeugungskapazitäten von bis zu 2 GW. Sie liegt 67
Kilometer vor der Küste von Gippsland und weist eine
durchschnittliche Wassertiefe von 59 Metern auf. Wir haben
für sieben Jahre das Projektentwicklungsrecht sowie
die Option, eine Lizenz für den Bau und Betrieb des
Windparks zu beantragen. Dieser könnte nach aktueller
Planung in der ersten Hälfte der 2030er Jahre
einsatzbereit sein.
Erfolg bei britischer Kapazitätsmarktauktion.
Im Februar 2024 fand eine Auktion für den britischen
Kapazitätsmarkt statt, die sich auf den
Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2027 bis 30. September 2028
bezog. Dabei konnten wir für alle teilnehmenden
RWE-Kraftwerke eine Kapazitätsprämie sichern. Die
betreffenden Anlagen - fast ausschließlich
Gaskraftwerke - kommen zusammen auf eine gesicherte
Leistung von 6.353 MW. Die bei der Auktion ermittelte
Kapazitätsprämie beträgt 65 £ je
Kilowatt zuzüglich Inflationsausgleich. Sie wird uns
dafür gewährt, dass unsere Anlagen im oben
genannten Zeitraum am Netz sind und zur Stromversorgung
beitragen.
Gersteinwerk erneut für deutsche
Kapazitätsreserve qualifiziert. Unsere
Erdgas-Kombiblöcke F, G und K 1 am Standort
Gersteinwerk in Werne (Westfalen) werden vom 1. Oktober
2024 bis zum 30. September 2026 Teil der deutschen
Kapazitätsreserve sein. Die Entscheidung fiel im
Februar 2024 bei einer Ausschreibung der deutschen
Übertragungsnetzbetreiber. Die Anlagen sollen eine
Reserveleistung von zusammen 820 MW vorhalten, die im
Bedarfsfall zur Absicherung der Netzstabilität genutzt
werden kann. Wir bekommen dafür eine Prämie von
99,99 € pro Kilowatt und Jahr. Die Blöcke F und G
waren schon bei den ersten beiden Ausschreibungen dieser
Art erfolgreich. Sie sind als Reservekraftwerke seit dem 1.
Oktober 2020 nicht mehr im regulären Strommarkt
vertreten und dürfen nur auf Anordnung der
Übertragungsnetzbetreiber angefahren werden. Für
Block K 1 war es dagegen die erste Teilnahme an einer
Ausschreibung zur Kapazitätsreserve.
Deutschland bewilligt Förderung von drei
RWE-Wasserstoffprojekten. Im Juli 2024 haben wir
Zusagen über staatliche Förderungen für drei
deutsche Wasserstoffprojekte erhalten. Mittel in
Gesamthöhe von 619 Mio. € entfallen auf zwei
Vorhaben, die wir alleinverantwortlich umsetzen: den Bau
von 300 MW Elektrolysekapazität in Lingen
(Niedersachsen) im Rahmen des Projekts GET H2 Nukleus und
die Errichtung eines Wasserstoffspeichers in Gronau-Epe
(Nordrhein-Westfalen). Ein dritter Zuwendungsbescheid
über 199 Mio. € ging an ein Konsortium mit
RWE-Beteiligung, das im Rahmen des Projekts HyTechHafen
Rostock (Mecklenburg-Vorpommern) eine Elektrolyseanlage mit
100 MW bauen will. Der Bund stellt pro Vorhaben 70 % der
Fördersumme bereit, 30 % kommen von den
Bundesländern, in denen die Maßnahmen realisiert
werden. Die EU hatte im Februar bestätigt, dass die
Projekte im gemeinsamen europäischen Interesse liegen,
und damit den Weg für eine Förderung durch
nationale Träger geebnet. RWE plant, über die
staatlichen Zuschüsse hinaus einen mittleren
dreistelligen Millionenbetrag für die drei Vorhaben
auszugeben.
Den größten Teil der Mittel investieren wir
in die Elektrolyseure in Lingen, die mit Strom aus
erneuerbaren Energien Wasserstoff erzeugen werden. Die
erste Anlage mit 100 MW soll 2025 in Betrieb gehen. Mit dem
in Lingen erzeugten Wasserstoff wollen wir
Industrieunternehmen dabei helfen, ihre CO
2-Emissionen zu reduzieren.
Der geplante Wasserstoffspeicher in Gronau-Epe umfasst
zwei Kavernen, von denen eine derzeit als
Erdgaslagerstätte genutzt wird. Im Jahr 2026 soll dort
der erste Wasserstoff gespeichert werden.
Das Projekt HyTechHafen Rostock sieht die Errichtung
eines 100-MW-Elektrolyseurs im Rostocker Hafen vor, der
voraussichtlich 2027 den Betrieb aufnimmt. Der dort
hergestellte grüne Wasserstoff soll teils an lokale
Verbraucher geliefert und teils in das im Aufbau
befindliche deutschlandweite Wasserstoffkernnetz
eingespeist werden. Verantwortlich für das Projekt ist
ein Konsortium aus ROSTOCK PORT GmbH, RheinEnergie AG, EnBW
Neue Energien AG und RWE Generation SE.
Braunkohleausstieg: RWE legt fünf
Kraftwerksblöcke still. Ende März 2024 haben
wir im Rheinischen Braunkohlerevier fünf
Kraftwerksblöcke mit einer Gesamtleistung von 2,1 GW
vom Netz genommen. Konkret handelt es sich um die Anlagen
Niederaußem E und F (jeweils 295 MW) sowie Neurath C
(292 MW), D (607 MW) und E (604 MW). Die Blöcke wurden
im Zuge des deutschen Kohleausstiegs stillgelegt. Die
Bundesregierung hatte ihre Laufzeit vorübergehend
verlängert, um bei Bedarf Ein sparungen von Gas in der
Stromerzeugung zu ermöglichen. Grund dafür waren
die wegen des Ukraine-Kriegs stark verringerten russischen
Gaslieferungen nach Deutschland. Inzwischen hat sich die
Gasversorgungslage allerdings wieder stabilisiert. Durch
die Still legungen werden sich unsere CO
2-Emissi-onen weiter deutlich verringern. Seit
Ende 2020 haben wir bereits zwölf unserer insgesamt 20
Braunkohleblöcke abgeschaltet. Zusätzlich wurde
die Brikettproduktion eingestellt. Bis Ende März 2030
wollen wir komplett aus der Braunkohleverstromung
aussteigen.
Strukturwandel im Rheinischen Revier: RWE
veräußert Grundstück an Microsoft. Im
April 2024 haben wir ein Grundstück im Rheinischen
Braunkohlerevier an Microsoft veräußert. Der
IT-Konzern hat angekündigt, auf dem Areal in Bergheim
im Rhein-Erft-Kreis ein Großrechenzentrum zu bauen.
Dem gleichen Zweck soll ein zweites, in der Nähe
gelegenes Grundstück dienen, das Microsoft der Stadt
Bedburg abgekauft hat. Neben dem Aufbau von
Dateninfrastruktur für die Nutzung von
künstlicher Intelligenz (KI) und Cloud-Technologien
plant Microsoft in der Region auch eine
Qualifizierungsoffensive, um insbesondere junge Menschen zu
IT-Fachkräften auszubilden.
Anmerkungen zur Berichtsweise
Konzernstruktur mit fünf Segmenten. Bei der
Darstellung unseres Geschäftsverlaufs unterscheiden
wir fünf Segmente, von denen die ersten vier unser
Kerngeschäft bilden. Gegenüber der bisherigen
Berichtsweise haben wir einige Anpassungen vorgenommen, die
zum 1. Januar 2024 wirksam wurden. Die Segmente Wasser /
Biomasse / Gas und Kohle / Kernenergie erhielten die neuen
Bezeichnungen "Flexible Erzeugung" bzw.
"Ausstiegstechnologien". Geändert wurde auch die
Zuordnung unserer Beteiligungen am niederländischen
Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %) und an der deutschen
Gesellschaft URANIT (50 %), die bisher bei Kohle /
Kernenergie angesiedelt waren und nun im Segment Flexible
Erzeugung (EPZ) bzw. unter der Position "Sonstige,
Konsolidierung" (URANIT) ausgewiesen werden. Aus
Gründen der Vergleichbarkeit haben wir die
Vorjahreszahlen angepasst.
Die Segmente stellen sich somit nun wie folgt dar:
1.
Offshore Wind: Hier erfassen wir unser Geschäft
mit der Windkraft auf See. Geführt wird es von RWE
Offshore Wind.
2.
Onshore Wind / Solar: Zu diesem Segment zählen
unsere Aktivitäten auf dem Gebiet der Windkraft an
Land und der Solarenergie sowie Teile unseres
Batteriespeichergeschäfts. Je nach Kontinent liegt die
Zuständigkeit dafür bei RWE Renewables Europe
& Australia oder der in Amerika tätigen
Gesellschaft RWE Clean Energy.
3. Flexible Erzeugung (bisher: Wasser / Biomasse /
Gas): Hier ist die Stromerzeugung mit Laufwasser-,
Pumpspeicher-, Biomasse- und Gaskraftwerken gebündelt.
Außerdem umfasst das Segment die
niederländischen Kraftwerke Amer 9 und Eemshaven, in
denen wir Steinkohle und Biomasse verstromen, sowie
einzelne Batteriespeicher. Ebenfalls darin enthalten sind
die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen
spezialisierte Gesellschaft RWE Technology International
sowie unsere Beteiligungen am österreichischen
Energieversorger KELAG (37,9 %) und an EPZ (30 %).
Übergeordnete Führungsgesellschaft in dem Segment
ist RWE Generation. Sie ist auch für die Ausgestaltung
und Umsetzung unserer Wasserstoffstrategie zuständig.
4. Energiehandel: Hauptbestandteil dieses Segments
ist der Handel mit Strom, Pipeline- Gas, LNG und weiteren
energienahen Commodities. Verantwortet wird er von RWE
Supply & Trading. Die Gesellschaft hat ein breites
Tätigkeitsspektrum, zu dem auch das
Vertriebsgeschäft mit Großkunden, das
Gasspeichergeschäft und der Aufbau von
LNG-Infrastruktur gehören. Außerdem
übernimmt sie Aufgaben für die
Erzeugungsgesellschaften des Konzerns: Dazu zählen die
externe Vermarktung der Stromproduktion und die
kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes, wobei die
Erträge aus diesen Aktivitäten den jeweiligen
Erzeugungsgesellschaften zufließen.
5. Ausstiegstechnologien (bisher: Kohle /
Kernenergie): Hier berichten wir über
Tätigkeiten, die nicht zu unserem Kerngeschäft
gehören. Dabei handelt es sich in erster Linie um die
Förderung, Verstromung und Veredelung von Braunkohle
im Rheinischen Revier sowie unsere verbliebenen
Tätigkeiten auf dem Gebiet der Kernenergie in
Deutschland, die hauptsächlich den sicheren
Anlagenrückbau umfassen. Verantwortlich für die
genannten Aktivitäten ist RWE Power.
Gesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben
wie die Holding RWE AG und bilanzielle Effekte aus der
Konsolidierung von Konzernaktivitäten sind im
Kerngeschäft unter der Position "Sonstige,
Konsolidierung" subsumiert. Ferner darin enthalten sind
unsere Anteile am deutschen Übertragungsnetzbetreiber
Amprion (25,1 %) und an E.ON (15 %), wobei wir die
E.ON-Dividende im Finanzergebnis ausweisen. Wie bereits
dargelegt, umfasst die Position auch unsere 50
%-Beteiligung an der Gesellschaft URANIT, die 33 % an der
auf UranAnreicherung spezialisierten Urenco hält.
Geänderter Ergebnisausweis bei den
Ausstiegstechnologien. Ab dem laufenden
Geschäftsjahr weisen wir für unsere deutschen
Braunkohle- und Kernenergieaktivitäten kein
bereinigtes EBITDA und kein bereinigtes EBIT mehr aus,
sondern zeigen die operativen Gewinne und Verluste im
neutralen Ergebnis. Um die Vergleichbarkeit mit den
Vorjahres zahlen zu gewährleisten, haben wir diese
entsprechend angepasst. Die geänderte
Berichterstattung ergibt sich aus der Art und Weise, wie
wir die Ausstiegstechnologien steuern. Wir orientieren uns
dabei an einem bereinigten Cash Flow, dessen Herleitung wir
auf Seite 22 erläutern. Die wirtschaftliche
Entwicklung der Ausstiegstechnologien stellen wir nun
anhand dieser Kennzahl dar.
Anpassungen beim Ausweis von Variation Margins. Bei
Bonitätsprüfungen wird den Funds from Operations
große Bedeutung beigemessen. Um die
Aussagefähigkeit dieser Kennzahl zu verbessern,
bereinigen die Ratingagenturen sie um Faktoren, die
temporäre Liquiditätsschwankungen verursachen, z.
B. um geleistete und erhaltene Sicherheitsleistungen bei
Börsentermingeschäften (Variation Margins). Vor
diesem Hintergrund haben wir uns dazu entschieden, in den
Funds from Operations keine Variation Margins mehr zu
erfassen. Diese werden ab 2024 vollständig unter der
Position "Zunahme / Abnahme des Nettoumlaufvermögens"
ausgewiesen, wo wir sie teilweise bereits in der
Vergangenheit berücksichtigt haben. Die
Vorjahreszahlen passen wir entsprechend an.
Neue Bilanzierung der Kapazitätsreserve am Standort
Gersteinwerk. Wie auf Seite 9 erläutert, sind die
Erdgas-Kombiblöcke F und G und demnächst auch K 1
am Standort Gersteinwerk in Werne (Westfalen) Teil der
deutschen Kapazitätsreserve. Die Bereitstellung der
Reserveleistung haben wir bisher als schwebendes
Geschäft bilanziert. Ab dem laufenden
Geschäftsjahr erfassen wir sie als
Finanzierungsleasing gemäß IFRS 16, wobei RWE
die Rolle des Leasinggebers einnimmt. Das hat zur Folge,
dass wir in der Bilanz anstelle der Kraftwerke
(Sachanlagen) eine Forderung aus Finanzierungsleasing
ausweisen, die den abgezinsten künftigen Einnahmen
entspricht. Der Methodenwechsel wirkt sich auch auf die
Gewinn- und Verlustrechnung sowie die Kapitalflussrechnung
aus. Die Vorjahreszahlen haben wir entsprechend angepasst.
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.
Dennoch besteht die Möglichkeit, dass die
tatsächlichen Entwicklungen von den Prognosen
abweichen - etwa wenn sich die zugrunde gelegten Annahmen
als unzutreffend erweisen oder unvorhergesehene Risiken
eintreten. Für die Korrektheit zukunftsbezogener
Aussagen können wir daher keine Gewähr
übernehmen.
Geschäftsentwicklungscrollen
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1 Teilweise angepasste Vorjahreszahlen; siehe
Kapitel "Anmerkungen zur Berichtsweise" auf Seite 11 f.
Rückläufige Stromproduktion - deutliches Plus
bei den erneuerbaren Energien. Im ersten Halbjahr 2024
hat RWE 58.864 GWh Strom produziert. Davon stammten 45 %
aus regenerativen Quellen, die den Energieträger Kohle
(28 %) weit hinter sich ließen. Verglichen mit den
ersten sechs Monaten des Vorjahres ist unsere
Stromproduktion um 13 % gesunken. Den deutlichsten
Rückgang verzeichneten wir bei unseren britischen
Gaskraftwerken, u. a. weil einige Anlagen revisionsbedingt
stillstanden. Hauptgrund aber waren ungünstigere
Marktbedingungen. Diese gaben auch den Ausschlag
dafür, dass wir in Deutschland und den Niederlanden
weniger Kohle verstromt haben. Bei der deutschen Braunkohle
kam hinzu, dass die Blöcke Niederaußem E und F
sowie Neurath C, D und E mit einer Gesamtleistung von 2,1
GW Ende März 2024 im Zuge des deutschen Kohleausstiegs
vom Netz gegangen sind. Weitere Mengeneinbußen
ergaben sich aus dem deutschen Kernenergieausstieg: Mit dem
Block Emsland hat unser letztes deutsches Kernkraftwerk zum
15. April 2023 den Leistungsbetrieb eingestellt.
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Unsere Stromproduktion aus erneuerbaren Energien war um
19 % höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Auf
dem Gebiet der Photovoltaik verzeichneten wir ein Plus von
52 %. Hauptgrund dafür ist, dass wir zum 1. März
2023 den US-amerikanischen Energiekonzern Con Edison Clean
Energy Businesses übernommen haben (siehe
Geschäftsbericht 2023, Seite 35). Dadurch gewannen wir
ein umfangreiches Solarportfolio hinzu, das 2024 erstmals
im gesamten Berichtszeitraum zur Stromerzeugung des
Konzerns beitrug. Auch die Inbetriebnahme großer
Solarparks in den USA wirkte sich positiv aus. Bei der
Windkraft konnten wir um 16 % zulegen. Den Ausschlag
dafür gaben verbesserte Wetterbedingungen und der
Einsatz neuer Anlagen.
Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen
ihn auch von konzernexternen Anbietern, insbesondere im
Rahmen unseres Vertriebsgeschäfts mit
Großkunden. Die Fremdbezüge lagen im
Berichtszeitraum bei 23.634 GWh (Vorjahr: 13.732 GWh).
Stark gesunkene Braunkohlefördermengen. Die
für die Stromerzeugung benötigten Brennstoffe
beziehen wir größtenteils an den internationalen
Handelsmärkten. Braunkohle gewinnen wir in unseren
eigenen Tagebauen im Rheinischen Revier westlich von
Köln. Die dort geförderten Mengen beliefen sich -
umgerechnet in Steinkohleeinheiten (SKE) - auf 6,4 Mio.
Tonnen. Das sind 1,3 Mio. Tonnen SKE weniger als im
Vorjahreszeitraum - eine Folge der stark gesunkenen
Stromproduktion unserer Braunkohlekraftwerke. Für sie
war der Großteil der Fördermengen bestimmt. Den
Rest haben wir zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z.
B. Braunkohlestaub und Herdofenkoks) und in geringem Umfang
auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme
verwendet.
CO
2-Emissionen um 27 % zurückgegangen.
Unser CO
2-Ausstoß in der Stromerzeugung hat sich
gegenüber dem ersten Halbjahr 2023 um 27 % auf 25,1
Mio. Tonnen verringert. Den Ausschlag dafür gab, dass
unsere Kohle- und Gaskraftwerke schwächer ausgelastet
waren als im Vorjahr. Die spezifischen Emissionen, d. h.
der CO
2-Ausstoß je erzeugter Megawattstunde
Strom, sind von 0,51 Tonnen auf 0,43 Tonnen gesunken. Neben
der geringeren Kohleverstromung machte sich dabei die
vermehrte Nutzung der klimafreundlichen
Erzeugungstechnologien Windkraft und Photovoltaik
bemerkbar. Gegenläufigen Einfluss hatte, dass durch
die Stilllegung unseres letzten deutschen Kernkraftwerks
Emsland ein Teil unserer CO
2-freien Stromerzeugung weggefallen ist.
Strom- und Gasabsatz über Vorjahr. RWE hat im
Berichtszeitraum 79.006 GWh Strom und 21.628 GWh Gas
abgesetzt. Die Mengen sind in erster Linie der Gesellschaft
RWE Supply & Trading im Segment Energiehandel
zuzuordnen, die den Großteil unserer Stromerzeugung
vermarktet und das Gasgeschäft verantwortet. Von
unserem Hauptprodukt Strom haben wir geringfügig mehr
verkauft als 2023. Dabei machte sich bemerkbar, dass wir im
Vertriebsgeschäft mit Industrieunternehmen Kunden
hinzugewinnen konnten. Unser Gasabsatz hat sich um 8 %
erhöht. Ein Grund dafür war die erstmals
ganzjährige Berücksichtigung der Aktivitäten
von Con Edison Clean Energy Businesses, die in begrenztem
Umfang auch Gaslieferungen an Weiterverteiler umfassen.
Außenumsatz: Rückgang um 25 %. Unser
Umsatz mit konzernexternen Kunden belief sich auf 11.212
Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer). Das ist 25 %
weniger als im Vorjahreszeitraum (14.862 Mio. €).
Trotz höherer Liefermengen sind die Stromerlöse
um 26 % auf 9.764 Mio. € und die Gaserlöse um 16
% auf 820 Mio. € gesunken. In beiden Fällen gaben
Preisrückgänge den Ausschlag.
Eine Kennzahl, die vor allem bei
nachhaltigkeitsorientierten Investoren auf Interesse
stößt, ist der Prozentsatz, den die Erlöse
aus Kohlestrom und sonstigen Kohleprodukten am
Konzernumsatz ausmachen. Im ersten Halbjahr 2024 betrug der
Anteil 16 % (Vorjahr: 21 %).
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Bereinigtes EBITDA mit 2,9 Mrd. € deutlich unter
dem hohen Vorjahresniveau. Im ersten Halbjahr 2024
erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern
und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 2.899 Mio.
€. Wie auf Seite 12 dargelegt, bezieht sich die Zahl
ausschließlich auf das Kerngeschäft, da wir
für die Ausstiegstechnologien Braunkohle und
Kernenergie kein bereinigtes EBITDA mehr ausweisen.
Gegenüber dem Vorjahreszeitraum hat sich das Ergebnis
um 30 % verringert. Zuzuordnen ist das in erster Linie den
Segmenten Flexible Erzeugung und Energiehandel. Dort
konnten wir nicht an die außergewöhnlich gute
Ertragslage von 2023 anknüpfen. Auch das Ergebnis der
Position "Sonstige, Konsolidierung" blieb deutlich hinter
dem Vorjahreswert zurück, der durch einen
Bundeszuschuss an den deutschen
Übertragungsnetzbetreiber Amprion (RWE-Anteil: 25,1 %)
begünstigt war. Positive Effekte ergaben sich aus der
Inbetriebnahme neuer Wind- und Solarparks sowie aus
verbesserten Windverhältnissen. Außerdem trugen
die Geschäftsaktivitäten der zum 1. März
2023 erworbenen US-Gesellschaft Con Edison Clean Energy
Businesses erstmals im gesamten Berichtszeitraum zum
Ergebnis bei.
In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende
Ergebnisentwicklung:
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Bereinigtes EBIT auf 1,9 Mrd. € gesunken. Unser
bereinigtes EBIT lag bei 1.928 Mio. € und damit
deutlich unter dem Vorjahreswert (3.189 Mio. €). Vom
bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die
betrieblichen Abschreibungen, die sich im Berichtszeitraum
auf 971 Mio. € beliefen (Vorjahr: 954 Mio. €).
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Überleitung zum Nettoergebnis: Hohe temporäre
Erträge aus der Derivatebewertung. Die
Überleitung vom bereinigten EBIT zum Nettoergebnis war
von nicht operativen Sondereinflüssen geprägt,
die sich per saldo positiv niederschlugen. Quantitativ am
bedeutendsten waren Effekte im neutralen Ergebnis, z. B.
temporäre Erträge aus der Bewertung von Derivaten
und der Wegfall von Belastungen durch
außerplanmäßige Abschreibungen aus dem
Vorjahr. Im Folgenden stellen wir dar, wie sich die
Einzelposten der Überleitungsrechnung entwickelt
haben.
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1 Sämtliche Tabellenpositionen enthalten
Bereinigungen.
Unser bereinigtes Finanzergebnis ist um 33 Mio. €
auf - 154 Mio. € gesunken. Dabei kam zum Tragen, dass
sich unsere Bankguthaben verringerten und wir entsprechend
niedrigere Zinserträge erzielten. Trotz der
erhöhten langfristigen Verschuldung durch
Anleiheemissionen waren unsere Zinsaufwendungen etwas
niedriger als 2023. Ein Grund dafür ist, dass wir die
kurzfristigen Finanzierungen zurückgefahren haben.
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Das neutrale Ergebnis, in dem wir wesentliche nicht
operative oder aperiodische Sachverhalte erfassen, betrug
3.038 Mio. € (Vorjahr: - 555 Mio. €). Seine
Hauptpositionen entwickelten sich wie folgt:
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Das Ergebnis vor Steuern belief sich auf 4.812 Mio.
€ (Vorjahr: 2.513 Mio. €). Die Ertragsteuern
lagen bei 745 Mio. €, was einer Steuerquote von 15 %
entspricht. Damit unterschreiten wir den kalkulatorischen
Durchschnittswert von 20 %, den wir für den
Mittelfristzeitraum unter Berücksichtigung der
erwarteten Erträge in unseren Märkten, der dort
geltenden Steuersätze und der Nutzung von
Verlustvorträgen abgeleitet haben. Die Abweichung
ergibt sich im Wesentlichen durch steuerlich nicht
relevante IFRS-Ergebnisbeiträge, die insbesondere im
Segment Energiehandel anfielen.
Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 19
Mio. € auf 57 Mio. € gesunken. Hauptgrund
dafür waren rückläufige Erträge unseres
Gaskraftwerks im türkischen Denizli, an dem das
Energieunternehmen Turcas mit 30 % beteiligt ist. Zwar hat
sich die Verfügbarkeit der Anlage verbessert,
allerdings blieben die Erzeugungsmargen deutlich hinter
denen des Vorjahres zurück.
Unser Nettoergebnis, das die Ergebnisanteile der
RWE-Aktionäre wiedergibt, betrug 4.010 Mio. €.
Der Vorjahreswert hatte bei 1.991 Mio. € gelegen.
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Bereinigtes Nettoergebnis von 1,4 Mrd. €. Das
bereinigte Nettoergebnis hat sich um 1.016 Mio. € auf
1.362 Mio. € verringert, was in erster Linie auf die
niedrigeren operativen Erträge
zurückzuführen ist. Um das bereinigte
Nettoergebnis zu ermitteln, haben wir das neutrale Ergebnis
in der Überleitungsrechnung herausgerechnet und die
Steuerquote angepasst, sodass sie dem erwähnten
Planwert von 20 % entspricht. Das bereinigte Nettoergebnis
je Aktie belief sich auf 1,83 €, gegenüber 3,20
€ im Vorjahreszeitraum. Den Werten liegt eine
Aktienzahl von 743,8 Mio. Stück zugrunde.
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1 In der Tabelle sind ausschließlich
zahlungswirksame Investitionen erfasst.
Investitionstätigkeit: Fokus auf Ausbau der
erneuerbaren Energien. In der ersten Jahreshälfte
haben wir 5.159 Mio. € investiert (Vorjahr: 6.562 Mio.
€). Die Mittel wurden größtenteils in den
Segmenten Offshore Wind (58 %) und Onshore Wind / Solar (35
%) eingesetzt.
Für Sachanlagen und immaterielle
Vermögenswerte haben wir 3.734 Mio. € ausgegeben,
etwa doppelt so viel wie im Vorjahreszeitraum (1.881 Mio.
€). Im Vordergrund standen dabei Windkraft- und
Solarprojekte in Europa und den USA. Ein Großteil der
Mittel floss in den Bau der Nordsee-Windparks Sofia
(Großbritannien, 1.400 MW) und Thor (Dänemark,
1.080 MW) sowie in die Projekte Nordseecluster A / B und
Dogger Bank South, über die wir auf Seite 8 berichten.
Unsere Akquisitionen und Finanzanlageinvestitionen
blieben mit 1.425 Mio. € deutlich hinter dem
Vorjahreswert (4.681 Mio. €) zurück, der wegen
des Erwerbs von Con Edison Clean Energy Businesses
ungewöhnlich hoch ausgefallen war. Im Berichtszeitraum
floss der Großteil der Mittel in die Übernahme
von drei britischen Offshore-Windkraftprojekten, die wir
Vattenfall abgekauft haben (siehe Seite 8).
Von den Investitionen waren 95 % taxonomiekonform
(Vorjahr: 90 %), d. h., in dieser Höhe entfielen sie
auf Projekte, die gemäß EU-Taxonomie-Verordnung
als nachhaltig einzustufen sind. Bei der Ermittlung des
Anteils haben wir Gesamtinvestitionen in Höhe von
5.524 Mio. € zugrunde gelegt. Die Abweichung vom oben
angegebenen Betrag (5.159 Mio. €) erklärt sich
dadurch, dass auch nicht zahlungswirksame Vorgänge
taxonomierelevant sind und dass anstelle der Ausgaben
für Akquisitionen die daraus resultierenden
Vermögenszugänge berücksichtigt werden.
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Stark verringerter operativer Cash Flow. Unser Cash
Flow aus laufender Geschäftstätigkeit lag bei 330
Mio. € und damit deutlich unter dem Vorjahres wert
(2.009 Mio. €). Maßgeblich dafür waren die
stark gesunkenen operativen Erträge. Außerdem
flossen uns wesentlich weniger Variation Margins aus
Commodity-Derivaten zu als im ersten Halbjahr 2023.
Variation Margins sind Sicherheitsleistungen, die
während der Laufzeit börsengehandelter
Terminkontrakte erbracht werden. Positiven Einfluss hatte,
dass wir weniger für den Erwerb von CO
2-Emissionsrechten ausgeben mussten.
Die Investitionstätigkeit führte zu einem
gegenüber 2023 (750 Mio. €) stark erhöhten
Mittelabfluss von 2.883 Mio. €, obwohl wir im Vorjahr
hohe Ausgaben für die Akquisition von Con Edison Clean
Energy Businesses getätigt hatten. Ausschlaggebend
dafür war, dass wir unsere Sachinvestitionen
hochgefahren und in wesentlich geringerem Umfang
kurzfristige Geldanlagen veräußert haben.
Aus der Finanzierungstätigkeit resultierte ein Cash
Flow in Höhe von 1.044 Mio. € (Vorjahr: 214 Mio.
€). Dabei kam zum Tragen, dass wir drei grüne
Anleihen begeben haben: eine im Januar über 500
Mio.€ und zwei im April über jeweils 1 Mrd. US$
(siehe Seite 4). Weitere Einnahmen ergaben sich dadurch,
dass der in Abu Dhabi ansässige Energieversorger
Masdar einen 49 %-Anteil am Offshore-Windkraftprojekt
Dogger Bank South übernommen hat (siehe Seite 8).
Gegenläufig wirkten die Ausschüttungen an unsere
Aktionäre (744 Mio. €) und an
Minderheitsgesellschafter (152 Mio. €).
Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der
Geschäfts-, Investitions- und
Finanzierungstätigkeit hat sich unser
Liquiditätsbestand um 1.447 Mio. € verringert.
Zieht man vom Cash Flow aus laufender
Geschäftstätigkeit die Investitionen ab und
addiert die Einnahmen aus Desinvestitionen und
Anlagenabgängen, erhält man den Free Cash Flow.
Dieser lag im Berichtszeitraum bei - 4.654 Mio. €
(Vorjahr: - 4.439 Mio. €).
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Ausstiegstechnologien: Bereinigter Cash Flow auf 396
Mio. € gestiegen. Wie auf Seite 12 dargelegt,
steuern wir unsere Braunkohle- und
Kernenergieaktivitäten mit einem bereinigten Cash
Flow. Diesen leiten wir her, indem wir von den operativen
Mittelzuflüssen die Nettoinvestitionen abziehen.
Außerdem eliminieren wir periodenfremde Effekte aus
der (zahlungswirksamen) Inanspruchnahme von
Rückstellungen und addieren periodengerechte (nicht
zahlungswirksame) Effekte aus der Bildung / Auflösung
von Rückstellungen. Beispielsweise werden Auszahlungen
für CO
2-Emissionsrechte, die sich auf die
Stromerzeugung des Vorjahres beziehen, herausgerechnet,
während Rückstellungen für künftige
Käufe von Emissionsrechten, die aus der aktuellen
Stromerzeugung resultieren, einbezogen werden.
Im ersten Halbjahr 2024 haben wir mit den
Ausstiegstechnologien einen bereinigten Cash Flow von 396
Mio. € erzielt. Das sind 219 Mio. € mehr als im
Vorjahreszeitraum, u. a. wegen gestiegener Margen aus
Stromterminverkäufen und Einnahmen aus dem Verkauf
eines Grundstücks an Microsoft (siehe Seite 10).
Deutliche Ergebniseinbußen resultierten daraus, dass
das zum 15. April 2023 abgeschaltete Kernkraftwerk Emsland
nicht mehr zur Stromerzeugung beitragen konnte.
Nettoschulden in Höhe von 11,4 Mrd. €. Die
Nettoschulden des RWE-Konzerns beliefen sich zum 30. Juni
2024 auf 11,4 Mrd.€. Gegenüber dem Stand zum 31.
Dezember 2023 sind sie um 4,8 Mrd. € gestiegen.
Ausschlaggebend dafür waren unsere hohen
Investitionen. Schuldenmindernd wirkten der operative Cash
Flow und die Einnahmen aus dem Verkauf des 49 %-Anteils an
Dogger Bank South. Außerdem führte ein Anstieg
der Diskontierungszinssätze dazu, dass sich die
Rückstellungen für Pensionen, Kernenergie sowie
den Rückbau von Wind- und Solarparks verringerten.
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Eigenkapitalquote auf 35,1 % gestiegen. Im
Zwischenabschluss weisen wir eine Bilanzsumme von 97,6 Mrd.
€ aus, gegenüber 106,5 Mrd. € zum
Vorjahresende. Hauptursache für den Rückgang ist
die Wertentwicklung der Commodity-Derivate: Diese sind auf
der Aktivseite der Bilanz um 9,6 Mrd. € gesunken und
auf der Passivseite um 7,2 Mrd. €. Auch der
Wertpapierbestand hat sich verringert, und zwar um 1,9 Mrd.
€. Dagegen sind unsere Sachanlagen um 4,6 Mrd. €
gestiegen, was hauptsächlich auf unsere
Wachstumsinvestitionen auf dem Gebiet der erneuerbaren
Energien zurückzuführen ist. Das Eigenkapital
erhöhte sich um 1,1 Mrd. € auf 34,2 Mrd. €.
Sein Anteil an der Bilanzsumme betrug 35,1 %,
gegenüber 31,1 % zum Vorjahresende.
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1 Umgerechnet in Vollzeitäquivalente.
Deutlicher Stellenaufbau dank grünem Wachstum.
Zum 30. Juni 2024 gab es im RWE-Konzern 20.865
Beschäftigte, davon 13.632 an deutschen und 7.233 an
ausländischen Standorten. Bei den Zahlen handelt es
sich um sogenannte Vollzeitäquivalente, d. h.,
Teilzeitstellen werden hier anteilig berücksichtigt.
Gegenüber Ende 2023 hat sich der Personalbestand um
730 Vollzeitäquivalente erhöht, im
Kerngeschäft sogar um 824 Vollzeitäquivalente.
Zum Aufbau von Personal trugen im Wesentlichen die
Wachstumsprojekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien
bei. Dem Zuwachs im Kerngeschäft stand ein leichter
Rückgang im Segment Ausstiegstechnologien
gegenüber (- 94). Dort nahmen zahlreiche
Beschäftigte Altersteilzeit- und
Vorruhestandsregelungen in Anspruch, die ihnen insbesondere
im Zusammenhang mit dem deutschen Kohle- und
Kernenergieausstieg angeboten wurden.
Prognose 2024scrollen
1 Teilweise angepasste Werte; siehe Kapitel
"Anmerkungen zur Berichtsweise" auf Seite 11 f.
RWE-Konzern bekräftigt Ergebnisprognose. Unser
aktueller Ausblick auf die Ergebnisentwicklung im laufenden
Geschäftsjahr entspricht dem Stand vom März 2024
(siehe Geschäftsbericht 2023, Seite 60 f.). Das
operative Ergebnis von RWE wird voraussichtlich weit hinter
dem hohen Niveau von 2023 zurückbleiben. Beim
bereinigten EBITDA rechnen wir unverändert mit einem
Wert am unteren Rand der Bandbreite von 5,2 bis 5,8 Mrd.
€. Den Korridor hatten wir beim Kapitalmarkttag am 28.
November 2023 kommuniziert. In der Folgezeit waren die
Strompreise gesunken und hatten unsere Gewinnerwartungen
leicht eingetrübt. Das bereinigte EBIT war beim
Kapitalmarkttag auf 3,2 bis 3,8 Mrd. € veranschlagt
worden. Auch hier werden wir wohl am unteren Ende der
Bandbreite abschließen. Gleiches gilt für das
bereinigte Nettoergebnis, dessen Prognosekorridor bei 1,9
bis 2,4 Mrd. € liegt. Der erwartete
Ergebnisrückgang basiert auf der Annahme, dass das
Handelsergebnis, die Strommargen und die Erträge aus
der kurzfristigen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes
nicht an das hohe Niveau von 2023 heranreichen werden.
Positive Effekte versprechen wir uns von der Inbetriebnahme
neuer Windparks, Solarparks und Batteriespeicher.
Ausstiegstechnologien. Für unsere deutschen
Braunkohle- und Kernenergieaktivitäten prognostizieren
wir einen bereinigten Cash Flow in Höhe von 0,3 bis
0,6 Mrd. € (Vorjahr: 117 Mio. €). Nähere
Erläuterungen zu dieser Steuerungskennzahl finden sich
auf Seite 22.
Sachinvestitionen deutlich über Vorjahr. Unsere
Investitionen in Sachanlagen und immaterielle
Vermögenswerte wollen wir gegenüber 2023 (5.146
Mio. €) deutlich steigern. Die Mittel verwenden wir
hauptsächlich für Windenergie-, Solar- und
Batterieprojekte in Europa und den USA. Ein aktueller
Schwerpunkt unserer Investitionstätigkeit ist der
Ausbau der Windkraft in der Nordsee.
Leverage Factor: Obergrenze von 3,0 wird voraussichtlich
klar eingehalten. Das Verhältnis der Nettoschulden
zum bereinigten EBITDA des Kerngeschäfts (Leverage
Factor) lag 2023 bei 0,9 und damit weit unter der
Obergrenze von 3,0, die wir uns für diese Kennzahl
gesetzt haben. Wegen unserer hohen Wachstumsinvestitionen
dürfte sich der Leverage Factor im laufenden
Geschäftsjahr erhöhen. Die erwähnte
Obergrenze wird er aber wohl weiterhin deutlich
unterschreiten.
Dividende für das Geschäftsjahr 2024. Der
Vorstand der RWE AG strebt für das Geschäftsjahr
2024 eine Gewinnausschüttung je Aktie in Höhe von
1,10 € an. Gegenüber der Dividende für 2023
ist das ein Plus von 0,10 €.
Aktuelle Einschätzung der Risikolage
Risikolage des Konzerns im Wesentlichen
unverändert. Unsere Risiken erheben wir im
Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Je
nach Ursache teilen wir sie in die folgenden Klassen ein:
(1) Marktrisiken, (2) regulatorische und politische
Risiken, (3) rechtliche Risiken, (4) operative Risiken, (5)
finanzwirtschaftliche Risiken, (6) Bonität von
Geschäftspartnern und (7) sonstige Risiken. Für
jede dieser Klassen nehmen wir eine Risikoeinstufung vor,
bei der wir uns am höchsten Einzelrisiko orientieren.
Wir unterscheiden dabei die Kategorien "gering", "mittel"
und "hoch".
Der Aufbau und die Prozesse unseres Risikomanagements,
die zuständigen Organisationseinheiten, die
wesentlichen Risiken und Chancen sowie unsere
Maßnahmen zur Steuerung und Überwachung von
Risiken werden im Geschäftsbericht 2023 auf Seite 62
ff. ausführlich dargestellt. Diese Ausführungen
beruhen auf dem Kenntnisstand vom Februar 2024. Seither
haben wir keine Entwicklungen festgestellt, die uns dazu
veranlassen würden, die Risikolage des Konzerns in
wesentlichen Punkten neu zu bewerten. Auch zeichnen sich
weiterhin keine Gefahren für den Fortbestand der RWE
AG oder des RWE-Konzerns ab.
Unsere größten Risiken sehen wir
unverändert in den Risikoklassen (1) und (2), die wir
der Kategorie "hoch" zuordnen. Marktrisiken (1) ergeben
sich in erster Linie aus der Ungewissheit darüber, wie
sich die Stromgroßhandelspreise entwickeln. Sollten
sie nachgeben und auf niedrigem Niveau verharren,
könnten die Margen von Erzeugungsanlagen, deren Strom
wir zu Marktkonditionen absetzen, hinter den Erwartungen
zurückbleiben. Allerdings sehen wir auch die Chance
steigender Stromnotierungen, u. a. infolge einer
Verteuerung von Brennstoffen und Emissionsrechten.
Regulatorische und politische Risiken (2) gibt es derzeit
u. a. wegen der anstehenden Wahlen in den USA:
Abhängig von deren Ausgang könnte es zu einer
Neuausrichtung in der Energiepolitik des Landes kommen, die
Investitionen in Windkraft oder Photovoltaik erschwert.
Vergleichbare Entwicklungen sind auch in Europa
möglich. Allerdings hat sich dort durch die
jüngste Strommarktreform der EU und den
Regierungswechsel in Großbritannien sogar die Chance
vergrößert, dass der regulatorische Rahmen
für grüne Investitionen attraktiver gemacht wird.
Risikokennzahlen im ersten Halbjahr 2024.
Commodity-Preisrisiken und finanzwirtschaftliche Risiken
steuern wir anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk,
dem Cash Flow at Risk und Sensitivitäten.
Risiken im Handelsgeschäft von RWE Supply &
Trading messen wir mit dem Value at Risk (VaR). Dieser gibt
an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer
Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in
einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet.
Für die VaR-Berechnung legen wir im Konzern
grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95 % zugrunde -
bei einem Betrachtungszeitraum von einem Tag. Das bedeutet,
dass der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit
von 95 % nicht übersteigt. Der VaR für
Preisrisiken von Commodity-Positionen im
Handelsgeschäft muss ein bestimmtes Limit einhalten,
das aktuell bei 60 Mio. € liegt. Die
tatsächlichen Tageswerte waren meist deutlich
niedriger. Im Halbjahresdurchschnitt betrugen sie 12 Mio.
€.
Das Management unseres Gasportfolios und das
LNG-Geschäft sind in einer eigenen
Organisationseinheit bei RWE Supply & Trading
gebündelt. Auch für diese Aktivitäten gibt
es ein VaR-Tageslimit, und zwar in Höhe von 40 Mio.
€. Die tatsächlichen VaR-Werte lagen im ersten
Halbjahr bei durchschnittlich 6 Mio. €.
Ein Risikofaktor im Finanzbereich ist die Entwicklung
der Marktzinsen. Falls sie steigen, erhöhen sich auch
die Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem
Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein
Konfidenzniveau von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr
zugrunde. Im ersten Halbjahr 2024 belief sich der CFaR auf
durchschnittlich 55 Mio. €.
Zinserhöhungen können außerdem dazu
führen, dass sich die Kurse von Wertpapieren aus
unserem Bestand verringern - und umgekehrt. Dies gilt in
erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Das
Kursrisiko messen wir per Sensitivitätsanalyse. Zum
Bilanzstichtag ergab sich folgendes Bild: Bei einem Anstieg
der Marktzinsen um 100 Basispunkte hätte sich der Wert
der von uns gehaltenen Anleihen um 18 Mio. €
verringert.
Konzernzwischenabschluss (verkürzt)Gewinn- und Verlustrechnungscrollen
1 Die freiwillige Angabe der Quartalswerte
für den Zeitraum 1. April bis 30. Juni 2024 und das
Vorjahresquartal unterliegen nicht der prüferischen
Durchsicht zum 30. Juni 2024.
Gesamtergebnisrechnungscrollen
1 Die freiwillige Angabe der Quartalswerte
für den Zeitraum 1. April bis 30. Juni 2024 und das
Vorjahresquartal unterliegen nicht der prüferischen
Durchsicht zum 30. Juni 2024.
BilanzAktivascrollen
1 Angepasste Vorjahreswerte (unwesentliche
Anpassung); siehe Seite 12.
Passivascrollen
1 Angepasste Vorjahreswerte (unwesentliche
Anpassung); siehe Seite 12.
Kapitalflussrechnungscrollen
1 Angepasste Vorjahreswerte; siehe Seite 12.
Veränderung des Eigenkapitalsscrollen
1 Angepasste Vorjahreswerte (unwesentliche
Anpassung); siehe Seite 12.
Ausgewählte AnhangangabenRechnungslegungsmethodenDie RWE AG mit Sitz in Essen, Deutschland, ist
Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern").
Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2024
einschließlich weiterer Angaben im
Konzernzwischenlagebericht wurde nach den International
Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der
Europäischen Union (EU) anzuwenden sind, aufgestellt.
Er ist am 9. August 2024 zur Veröffentlichung
freigegeben worden.
Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung
des Konzernzwischenabschlusses zum 30. Juni 2024 ein
gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2023
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 2023.
Für weitere Informationen verweisen wir auf den
Konzernabschluss 2023, der die Basis für den
vorliegenden Halbjahresfinanzbericht darstellt.
Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet
der Kernenergie wird ein durchschnittlicher
Abzinsungsfaktor von 2,5 % (31.12.2023: 2,0 %) und für
bergbaubedingte Rückstellungen von 3,1 % (31.12.2023:
3,0 %) zugrunde gelegt. Rückstellungen für
Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden im
Inland mit 3,7 % und im Ausland mit 5,2 % abgezinst
(31.12.2023: 3,5 % bzw. 4,6 %).
Änderungen der RechnungslegungsvorschriftenDer International Accounting Standards Board (IASB) hat
neue IFRS und Änderungen bei bestehenden IFRS
verabschiedet, die für den RWE-Konzern wegen der
erfolgten Anerkennung durch die EU ab dem
Geschäftsjahr 2024 verpflichtend anzuwenden sind:
scrollen
Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen
Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss.
Änderung der Nutzungsdauer von
Windkraftanlagen. Im Rahmen der Überprüfung
der Nutzungsdauern wurde im Berichtsjahr die Nutzungsdauer
von Windkraftanlagen auf bis zu 30 Jahre (zuvor: bis zu 25
Jahre) angepasst. Diese Schätzungsänderung wurde
prospektiv vorgenommen. Daraus resultierte für
planmäßige Abschreibungen auf Windkraftanlagen
im ersten Halbjahr 2024 eine Verminderung um 54 Mio. €
und für das Geschäftsjahr 2024 eine erwartete
Verminderung in Höhe von 108 Mio. €. In den
nächsten Jahren wird ein Effekt in einer
vergleichbaren Größenordnung erwartet.
Neue RechnungslegungsvorschriftenDer IASB hat weitere Standards und Änderungen an
Standards verabschiedet, die in der EU im
Geschäftsjahr 2024 noch nicht verpflichtend anzuwenden
sind. Diese nachfolgend aufgeführten Standards und
Änderungen an Standards werden, mit Ausnahme von IFRS
18, voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den
RWE-Konzernabschluss haben:
scrollen
Im April 2024 hat der IASB IFRS 18 ("Darstellung und
Angaben im Abschluss") veröffentlicht, der für
Geschäftsjahre ab dem 1. Januar 2027 anzuwenden ist
und IAS 1 ("Darstellung des Abschlusses") ersetzen wird. Im
Allgemeinen führen die Neuregelungen des IFRS 18 u. a.
zu Änderungen in der Darstellung der
Hauptabschlussbestandteile sowie zu zusätzlichen
Anhangangaben in Bezug auf bestimmte im Abschluss
veröffentlichte Performance-Kenn-zahlen. Die
spezifischen Auswirkungen des IFRS 18 auf den
RWE-Konzernabschluss werden derzeit geprüft.
KonsolidierungskreisIn den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG
alle wesentlichen in- und ausländischen
Tochterunternehmen, die die RWE AG unmittelbar oder
mittelbar beherrscht. Wesentliche assoziierte Unternehmen
werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche
gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode
(Gemeinschaftsunternehmen) oder als gemeinschaftliche
Tätigkeit.
Im Folgenden wird dargestellt, welche Veränderungen
sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und
der mittels der Equity-Methode bilanzierten assoziierten
Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben:
scrollen
scrollen
Zudem werden zwei (31.12.2023: zwei) Gesellschaften als
gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet.
Unternehmenserwerbe
Erwerb von drei Offshore-Windprojekten von
Vattenfall. Ende März 2024 wurde der Erwerb von
100 % der Anteile an den drei Entwicklungsprojekten Norfolk
Vanguard West, Norfolk Vanguard East und Norfolk Boreas in
Großbritannien abgeschlossen. Die Übernahme ist
im Dezember 2023 mit dem schwedischen Konzern Vattenfall
AB, Stockholm, Schweden, vereinbart worden. Die drei
Offshore-Windprojekte mit einer geplanten Leistung von
jeweils 1,4 Gigawatt liegen vor der Ostküste Englands.
Die drei Entwicklungsprojekte verfügen bereits
über die Rechte am Meeresboden, Netzanschlüsse,
Entwicklungsgenehmigungen und alle anderen wesentlichen
Genehmigungen. Neben den Projekten wird auch ein Team von
46 Mitarbeitern übernommen.
Die im Rahmen der Transaktion übernommenen
Vermögenswerte und Schulden sind in der folgenden
Tabelle dargestellt:
scrollen
Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und
kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen
belief sich auf 10 Mio. € und entsprach dem
Bruttobetrag der Forderungen, die voll einbringlich sind.
Seit der erstmaligen Konsolidierung zum 27. März
2024 haben die erworbenen Gesellschaften 0 Mio. € zum
Umsatz und - 17 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns
beigetragen.
Der Kaufpreis wurde ausschließlich in
flüssigen Mitteln entrichtet. Im Rahmen der
Transaktion wurden flüssige Mittel in Höhe von 57
Mio. € erworben.
Der vorläufige Unterschiedsbetrag ist im
Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige
Nutzeneffekte, u. a. aus Projektentwicklungskompetenzen des
Entwicklungsteams, zurückzuführen.
Die erstmalige Bilanzierung des
Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur der Transaktion noch nicht abschließend
festgestellt.
Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des
Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar 2024 erfolgt,
würde das Ergebnis des Konzerns 4.033 Mio. € und
der Konzernumsatz 11.212 Mio. € betragen.
GewinnausschüttungDie Hauptversammlung der RWE AG hat am 3. Mai 2024
beschlossen, eine Dividende für das Geschäftsjahr
2023 in Höhe von 1,00 € je dividendenberechtigte
RWE-Aktie auszuschütten. Die Ausschüttung
für das Geschäftsjahr 2023 erfolgte am 8. Mai
2024 und betrug insgesamt 744 Mio. € (Vorjahr: 669
Mio. €).
FinanzierungsmaßnahmenIm Januar 2024 hat RWE eine weitere grüne Anleihe
mit einem Volumen von 500 Mio. € begeben. Für die
Anleihe mit einer Laufzeit bis 2032 betrug die Rendite bis
zur Fälligkeit zum Emissionszeitpunkt 3,7 %, basierend
auf einem Kupon von 3,625 % p. a. und einem Ausgabepreis
von 99,489 %. Das von RWE erstellte Regelwerk für
grüne Anleihen, das RWE Green Bond Framework, sieht
die Verwendung der Emissionserlöse
ausschließlich für die Finanzierung von
Windkraft- und Solarprojekten sowie von Energiespeichern
und Wasserstofferzeugungs- und Speicheranlagen vor.
Im April 2024 hat RWE die erste grüne
US-Dollar-Anleihe mit einem Gesamtvolumen von 2 Mrd. US$
platziert. Die Anleihe wurde in zwei Tranchen emittiert,
über 1 Mrd. US$ mit einer zehnjährigen Laufzeit
und über 1 Mrd. US$ mit einer
dreißigjährigen Laufzeit. Bei einem
jährlichen Kupon von 5,875 % und einem Ausgabepreis
von 99,619 % beträgt die Rendite für die erste
Tranche bis zur Fälligkeit 5,926 %. Die Rendite
für die zweite Tranche beläuft sich bis zur
Fälligkeit auf 6,261 % bei einem jährlichen Kupon
von 6,250 % und einem Ausgabepreis von 99,852 %.
Im April 2024 wurde das Debt-Issuance-Programm (DIP) der
RWE AG von 10 Mrd. € auf 15 Mrd. € aufgestockt.
Die in den USA begebene grüne Anleihe und die zwei
ausstehenden Hybridanleihen fallen nicht unter das DIP.
Ergebnis je Aktiescrollen
Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und PersonenAssoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen
gelten im RWE-Konzern als nahestehende Unternehmen. Die mit
wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten
Geschäfte führten im ersten Halbjahr 2024 zu
Erträgen in Höhe von 585 Mio. € (Vorjahr:
564 Mio. €). Zudem führten die mit wesentlichen
nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte zu
Aufwendungen in Höhe von 192 Mio. € (Vorjahr: 253
Mio.€). Zum 30. Juni 2024 betrugen die Forderungen 848
Mio.€ (31.12.2023: 718 Mio. €) und die
Verbindlichkeiten 236 Mio. € (31.12.2023: 294 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
166 Mio. € (31.12.2023: 166 Mio. €).
Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine
wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen
oder Personen getätigt.
Berichterstattung zu FinanzinstrumentenFinanzinstrumente 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 der
Aktivseite werden für Zwecke der Bilanzierung den
Kategorien "Zu fortgeführten Anschaffungskosten
bewertete Fremdkapitalinstrumente", "Erfolgsneutral zum
beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente",
"Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete
Eigenkapitalinstrumente" und "Erfolgswirksam zum
beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle
Vermögenswerte" zugeordnet.
Auf der Passivseite bestehen die originären
Finanzinstrumente im Wesentlichen aus zu 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 von mit aktuellen
restlaufzeitkongruenten Marktzinssätzen diskontierten
erwarteten Zahlungsströmen unter Berücksichtigung
makroökonomischer Entwicklungen und
Unternehmensplandaten ermittelt. Zum Teil erfolgt die
Ermittlung auch anhand externer Bewertungen, z. B. durch
Banken. In Abhängigkeit von der Verfügbarkeit von
Marktparametern werden die beizulegenden Zeitwerte der
Finanzinstrumente den drei Stufen der Fair-Value-Hierarchie
gemäß IFRS 13 zugeordnet.
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,
marktüblicher Broker-Quotierungen bewertet oder -
falls solche nicht vorhanden sind - 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
sonstigen Vermögenswerten, den Finanzforderungen und
den Finanzverbindlichkeiten. Bei den sonstigen
Vermögenswerten beträgt der Buchwert 13.986 Mio.
€ (31.12.2023: 19.438 Mio. €) und der
beizulegende Zeitwert 13.937 Mio. € (31.12.2023:
19.438 Mio. €). Bei den Finanzforderungen beträgt
der Buchwert 2.641 Mio. € (31.12.2023: 2.652 Mio.
€) und der beizulegende Zeitwert 2.659 Mio. €
(31.12.2023: 2.652 Mio. €). Der Buchwert der
Finanzverbindlichkeiten beträgt 16.633 Mio. €
(31.12.2023: 15.115 Mio. €), der beizulegende Zeitwert
16.335 Mio. € (31.12.2023: 14.902 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:
scrollen
scrollen
scrollen
Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach
Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten
Finanzinstrumente:
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1 In dieser Position enthalten sind Käufe,
Verkäufe, Emissionen und Ausgleiche.
scrollen
1 In dieser Position enthalten sind Käufe,
Verkäufe, Emissionen und Ausgleiche.
Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von
Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende
Posten der Gewinn- und Verlustrechnung:
scrollen
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 97 Mio.
€ (Vorjahr: 34 Mio. €) bzw. zu einem
Rückgang um 97 Mio. € (Vorjahr: 34 Mio. €)
führen.
Ereignisse nach dem BilanzstichtagAusführungen zu den nachfolgend aufgelisteten
Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der
Konzernzwischenlagebericht im Abschnitt "Wesentliche
Ereignisse":
scrollen
Bescheinigung nach prüferischer DurchsichtAn die RWE Aktiengesellschaft, EssenWir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss -
bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung,
Gesamtergebnisrechnung, Kapitalflussrechnung,
Veränderung des Eigenkapitals sowie ausgewählten
Anhangangaben - und den Konzernzwischenlagebericht der RWE
Aktiengesellschaft, Essen, für den Zeitraum vom 1.
Januar bis zum 30. Juni 2024, die Bestandteile des
Halbjahresfinanzberichts nach § 115 WpHG sind, einer
prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung
des verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den
International Financial Reporting Standards (IFRS) für
Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden
sind, und des Konzernzwischenlageberichts nach den für
Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des
Wertpapierhandelsgesetzes (WpHG) liegt in der Verantwortung
der gesetzlichen Vertreter 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 sowie unter
ergänzender Beachtung des International Standard on
Review Engagements 2410 "Review of Interim Financial
Information Performed by the Independent Auditor of the
Entity" vorgenommen. Danach haben wir die prüferische
Durchsicht so zu planen und durchzuführen, dass wir
bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicherheit
ausschließen können, dass der verkürzte
Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in
Übereinstimmung mit den IFRS für
Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden
sind, oder der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen
Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für
Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des
WpHG aufgestellt worden ist. Eine prüferische
Durchsicht beschränkt sich in erster Linie auf
Befragungen von Mitarbeitern der Gesellschaft und Personen
mit Verantwortlichkeit in der Rechnungslegung sowie 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 der RWE Aktiengesellschaft, Essen,
in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit
den IFRS für Zwischen berichterstattung, 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.
Düsseldorf, den 12. August 2024
Deloitte GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
scrollen
Versicherung der gesetzlichen VertreterWir 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 Geschäfts verlauf
einschließlich des Geschäftsergebnisses und die
Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den
tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild
vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken
der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns im
verbleibenden Geschäftsjahr beschrieben sind.
Essen, 9. August 2024
Der Vorstand
scrollen
Finanzkalender 2024 / 2025scrollen
Der vorliegende Zwischenbericht ist am 14. August 2024
veröffentlicht worden. Alle Veranstaltungen zur
Veröffentlichung von Finanzberichten und die
Hauptversammlung werden live im Internet übertragen.
Aufzeichnungen sind mindestens zwölf Monate lang
abrufbar.
RWE Aktiengesellschaft
RWE Platz 1
45141 Essen
www.rwe.com
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