RWE AG

RWE Aktiengesellschaft Essen Jahresabschluss 2019 Jahresabschluss der RWE AG 2019 Der Jahresabschluss und der Lagebericht der RWE AG für das Geschäftsjahr 2019 werden beim Betreiber des Bundesanzeigers (Bundesanzeiger Verlag GmbH, Köln) elektronisch eingereicht und im Bundesanzeiger bekannt gemacht. Der Lagebericht der RWE AG ist mit dem Lagebericht des Konzerns zusammengefasst; er ist in unserem Geschäftsbericht auf den Seiten 27 bis 95 veröffentlicht. Bilanz zum 31. Dezember 2019 Aktiva scroll in Mio. € (s. Anhang) 31.12.19 31.12.18 Anlagevermögen (1) Finanzanlagen 20.628 25.166 Umlaufvermögen Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände (2) Forderungen gegen verbundene Unternehmen 10.233 3.669 Sonstige Vermögensgegenstände 6.054 476 Wertpapiere (3) 485 1.906 Flüssige Mittel (4) 2.444 2.958 19.216 9.009 Rechnungsabgrenzungsposten (5) 2 3 39.846 34.178 Passiva in Mio. € (s. Anhang) 31.12.19 31.12.18 Eigenkapital (7) Gezeichnetes Kapital Stammaktien 1.574 1.474 Vorzugsaktien 100 1.574 1.574 Kapitalrücklage 2.385 2.385 Gewinnrücklagen Andere Gewinnrücklagen 1.287 1.265 Bilanzgewinn 492 430 5.738 5.654 Rückstellungen (8) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 720 691 Steuerrückstellungen 1.040 1.487 Sonstige Rückstellungen 477 522 2.237 2.700 Verbindlichkeiten (9) Anleihen 1.122 2.144 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 599 286 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 36 11 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 29.213 23.169 Sonstige Verbindlichkeiten 901 214 31.871 25.824 39.846 34.178 Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2019 scroll in Mio. € (s. Anhang) 2019 2018 Ergebnis aus Finanzanlagen (13) 1.758 1.091 Zinsergebnis (14) 31 -391 Sonstige betriebliche Erträge (15) 108 86 Personalaufwand (16) -63 -51 Sonstige betriebliche Aufwendungen (17) -1.595 -262 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag (18) 275 -1 Ergebnis nach Steuern 514 472 Jahresüberschuss 514 472 Gewinnvortrag aus dem Vorjahr 0 0 Einstellung in andere Gewinnrücklagen -22 -42 Bilanzgewinn 492 430 0 = Betrag in geringer Höhe Anhang zum 31. Dezember 2019 Allgemeine Grundlagen Die RWE Aktiengesellschaft (RWE AG) mit Sitz in Essen ist in dem Handelsregister B des Amtsgerichts Essen unter HRB 14525 eingetragen. Der Jahresabschluss ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) aufgestellt. Um die Klarheit der Darstellung zu verbessern, sind einzelne Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst. Ferner wurde die Reihenfolge der Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung angepasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt; die Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben. Die im März 2018 mit der E.ON SE vereinbarte Transaktion wurde im Geschäftsjahr weitestgehend umgesetzt. Im Rahmen dieser Transaktion wurde die Beteiligung der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen an der innogy SE, Essen veräußert. Im Gegenzug wird nahezu das gesamte Geschäft mit erneuerbaren Energien der E.ON SE und innogy SE von verbundenen Unternehmen der RWE AG erworben. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden Die Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten oder zu niedrigeren beizulegenden Werten angesetzt. Die Wertpapiere des Anlagevermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Ausleihungen sowie Arbeitgeberdarlehen sind zum Nominalwert bzw. mit dem niedrigeren beizulegenden Wert bilanziert. Flüssige Mittel sowie Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit dem Nennwert nach Abzug der erforderlichen Wertberichtigungen bilanziert. Es werden alle erkennbaren Einzelrisiken berücksichtigt. Unverzinsliche Forderungen in den sonstigen Vermögensgegenständen werden auf den Barwert abgezinst. Die Wertpapiere des Umlaufvermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Unter dem aktiven Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwendungen für einen bestimmten Zeitraum danach darstellen. Im Rahmen der körperschaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft sind der RWE AG als Organträger und somit als Steuerschuldner sämtliche latente Steuern des Organkreises zuzurechnen, sofern die Organschaft voraussichtlich auch künftig fortbesteht. Das Aktivierungswahlrecht nach § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wird nicht ausgeübt, sodass ein Überhang an aktiven latenten Steuern nicht bilanziert wird. Die Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der Richttafeln 2018G von Prof. Dr. Klaus Heubeck - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit-Methode) gebildet. Sie werden mit dem von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre abgezinst, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt. Der Zinssatz im Dezember 2019 beträgt 2,71 % (Vorjahr: 3,21 %). Aus der Verlängerung des Referenzzeitraums für die Ermittlung des durchschnittlichen Marktzinssatzes von sieben auf zehn Jahre in 2016 ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Unterschiedsbetrag in Höhe von 377 Mio. €. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,35 % (Vorjahr: 2,35 %), Rentensteigerungen je nach Versorgungsordnung von 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 % (Vorjahr: 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 %) sowie unternehmensindividuelle Fluktuationsannahmen berücksichtigt. Soweit Deckungsvermögen gemäß § 246 Abs. 2 HGB vorliegt, ergibt sich die Rückstellung aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwerts der Verpflichtung und des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens; der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert des verrechneten Deckungsvermögens. Ergebnisauswirkungen aus einer Änderung des Diskontierungszinssatzes, Zeitwertänderungen des Deckungsvermögens und laufende Erträge des Deckungsvermögens werden nach Verrechnung im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Bewertung der Rückstellungen für Jubiläumsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitleistungen wird nach versicherungsmathematischen Grundsätzen mit einem Zinssatz von 1,97 % (Vorjahr: 2,32 %) für Jubiläumsverpflichtungen bzw. 0,72 % (Vorjahr: 0,97 %) für Altersteilzeitleistungen vorgenommen. Bei der Bemessung der übrigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken, ungewissen Verbindlichkeiten sowie drohenden Verlusten aus schwebenden Geschäften Rechnung getragen. Die Verbindlichkeiten sind zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Einnahmen des Geschäftsjahres, die Erträge nach dem Bilanzstichtag darstellen, werden als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen. Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Soweit möglich werden Bewertungseinheiten nach § 254 HGB gebildet. Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung erfasst und bei Deckung durch Sicherungsgeschäfte mit dem Sicherungskurs bewertet. Forderungen und Verbindlichkeiten ohne Sicherungsgeschäft werden mit dem Stichtagskurs bewertet, bei Laufzeiten von über einem Jahr unter Beachtung des Imparitätsprinzips. Erläuterungen zur Bilanz (1) Anlagevermögen Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten und deren Entwicklung im Berichtsjahr stellen sich wie folgt dar: scroll Entwicklung des Anlagevermögens Anschaffungskosten in Mio. € Stand 01.01.19 Zugänge Abgänge Stand 31.12.19 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 18.876 704 3.720 15.860 Ausleihungen an verbundene Unternehmen 4.488 1.884 2.604 Beteiligungen 264 264 Wertpapiere des Anlagevermögens 2.029 87 2.116 Sonstige Ausleihungen 0 0 0 0 25.657 791 5.604 20.844 scroll Entwicklung des Anlagevermögens Kumulierte Abschreibungen Buchwerte in Mio. € Stand 01.01.19 Zuschreibungen Abschreibungen Stand 31.12.19 Stand 31.12.18 Stand 31.12.19 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 233 233 119 119 18.643 15.741 Ausleihungen an verbundene Unternehmen 4.488 2.604 Beteiligungen 264 264 Wertpapiere des Anlagevermögens 258 161 97 1.771 2.019 Sonstige Ausleihungen 0 0 491 394 119 216 25.166 20.628 0 = Betrag in geringer Höhe Die Zugänge der Anteile an verbundenen Unternehmen betreffen die RWE Slovak Holding B.V., Geertruidenberg/ Niederlande. Die Abgänge bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen betreffen im Wesentlichen eine Kapitalherabsetzung bei der BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen. Die Abgänge bei den Ausleihungen an verbundene Unternehmen resultieren u. a. aus der Übertragung von Ausleihungen an die innogy SE, Essen auf die E.ON SE, Essen sowie aus Rückführungen von der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen und der RWE Generation SE, Essen. Die Wertpapiere des Anlagevermögens beinhalten ausschließlich Anteile an Wertpapierfonds. Die Angaben zum Anteilsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a HGB sind auf den Seiten 19 bis 49 aufgeführt. (2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände scroll in Mio. € 31.12.19 Davon RLZ1 >1 Jahr 31.12.18 Davon RLZ1 >1 Jahr Forderungen gegen verbundene Unternehmen 10.233 165 3.669 750 Sonstige Vermögensgegenstände 6.054 264 476 246 16.287 429 4.145 996 1 RLZ = Restlaufzeit Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Ansprüche aus Darlehen, Organschaftsabrechnungen und den laufenden Verrechnungsverkehr. Der Zugang an Forderungen gegen verbundene Unternehmen ist im Wesentlichen auf die Finanzierung des Erwerbs des Geschäfts mit Erneuerbaren Energien von der E.ON SE, Essen durch verbundene Unternehmen der RWE AG zurückzuführen. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen einen Anspruch gegen die E.ON SE, Essen auf Übertragung von Vermögensgegenständen in Höhe von 5,7 Mrd. €, der im Zusammenhang mit dem Erwerb des Geschäfts mit Erneuerbaren Energien, des Gasspeichergeschäfts sowie der Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag von der innogy SE, Essen steht. Diese sollen von RWE-Konzerngesellschaften im Laufe des kommenden Jahres erworben werden. Ferner enthalten die sonstigen Vermögensgegenstände Steuererstattungsansprüche, Ansprüche aus geleisteten Barsicherheiten sowie Zinsabgrenzungen und -forderungen. (3) Wertpapiere Es handelt sich um sonstige Wertpapiere; diese betreffen geldmarktorientierte Fonds aus der Anlage flüssiger Mittel. (4) Flüssige Mittel Die flüssigen Mittel betreffen ausnahmslos Guthaben bei Kreditinstituten. (5) Rechnungsabgrenzungsposten Bei den Rechnungsabgrenzungsposten handelt es sich im Wesentlichen um Disagien. (6) Aktive latente Steuern scroll in Mio. € 31.12.19 31.12.18 Sachverhalt Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Aktiva Anlagevermögen 842 115 698 63 Umlaufvermögen, übrige 568 797 789 Passiva Sonderposten 9 30 15 38 Rückstellungen 2.219 7 1.510 7 Verbindlichkeiten, übrige 375 37 2 37 Summe 4.013 986 3.014 145 Saldierung -986 -145 Aktiver Überhang 3.027 2.869 Der Bewertung der latenten Steuern liegt ein unternehmensindividueller Steuersatz von 32,6 % zugrunde. (7) Eigenkapital scroll Eigenkapitalentwicklung in Mio. € Stand 31.12.18 Mindererlös aus gewährten Mitarbeiteraktien Dividendenzahlungen Jahresüberschuss Stand 31.12.19 Gezeichnetes Kapital 1.574 1.574 Kapitalrücklage 2.385 2.385 Gewinnrücklagen Andere Gewinnrücklagen 1.265 0 22 1.287 Bilanzgewinn 430 -430 492 492 5.654 0 -430 514 5.738 0 = Betrag in geringer Höhe Das Grundkapital der RWE AG beläuft sich auf 1.573.748.477,44 € und besteht aus 614.745.499 Stück auf den Inhaber lautenden nennbetragslosen Stammaktien mit 614.745.499 Stimmen. Die Stammaktien machen 100 % des gezeichneten Kapitals aus, nachdem die bislang bestehenden stimmrechtslosen Vorzugsaktien durch satzungsändernden Beschluss der Hauptversammlung vom 3. Mai 2019 mit Zustimmung der Stammaktionäre und der Vorzugsaktionäre in stimmberechtigte Stammaktien umgewandelt wurden. Mit Eintragung der Satzungsänderung im Handelsregister am 28. Juni 2019 wurde diese wirksam und die besondere Gattung der Vorzugsaktien aufgehoben. Der rechnerische Wert je Stückaktie beträgt 2,56 €. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des Grundkapitals im Zeitpunkt der Beschlussfassung dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2019 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2019 wurden von der RWE AG 305.216 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 7.998.155,06 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 781.352,96 € (0,05 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 305.216 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 7.924.538,24 €. Der jeweilige Unterschiedsbetrag zum Kaufpreis wurde mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Aus dem im Rahmen der Umstellung des Jahresdurchschnittszinssatzes bei Pensionsrückstellungen entstandenen Unterschiedsbetrag zum Bilanzstichtag in Höhe von 377 Mio. € sowie aus der über die Anschaffungskosten hinausgehenden Bewertung des Zweckvermögens zum beizulegenden Zeitwert abzüglich passiver latenter Steuern in Höhe von 94 Mio. € resultiert ein ausschüttungsgesperrter Gesamtbetrag in Höhe von 471 Mio. €; er ist durch frei verfügbare Rücklagen gedeckt. (8) Rückstellungen scroll in Mio. € 31.12.19 31.12.18 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 720 691 Steuerrückstellungen 1.040 1.487 Sonstige Rückstellungen 477 522 2.237 2.700 Die ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen schließen aufgrund von bestehenden Schuldbeitrittserklärungen auch Ansprüche von aktiven und ehemaligen Mitarbeitern verbundener Unternehmen sowie eines Beteiligungsunternehmens ein. Die anfallenden Aufwendungen für Altersversorgung der betroffenen Gesellschaften werden von diesen erstattet. Der Anstieg der Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen ist im Wesentlichen auf die Absenkung des Rechnungszinses zurückzuführen. Es erfolgt die Verrechnung des zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Deckungsvermögens mit den fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen: scroll 31.12.19 in Mio. € Historische Anschaffungskosten Beizulegender Zeitwert Erfüllungsbetrag Verrechnete Vermögensgegenstände (Deckungsvermögen) Anteile an verbundenen Unternehmen 5 4 Beteiligungen 134 63 Wertpapiere des Anlagevermögens 1.986 2.126 Sonstige Vermögensgegenstände 15 15 2.140 2.208 Verrechnete Schulden Erfüllungsbetrag für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 2.657 2.657 Saldo aus der Vermögensverrechnung (Pensionsrückstellung) 449 Die beizulegenden Zeitwerte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen wurden mit Börsenkursen, von den Fondsmanagern der betreffenden Beteiligungen mitgeteilten Nettoinventarwerten oder mit dem anteiligen Eigenkapital angesetzt. Als beizulegender Zeitwert der als Wertpapiere des Anlagevermögens kategorisierten Anteile an Investmentvermögen wurde der Rücknahmepreis verwendet. Das Investmentvermögen ist überwiegend in börsengehandelte Wertpapiere oder an anderen organisierten Märkten zugelassene oder in diese einbezogene Wertpapiere investiert. Beim beizulegenden Zeitwert der darüber hinaus bestehenden Rückdeckungsversicherungen für bestimmte Versorgungszusagen aus Entgeltumwandlung handelt es sich um den von der Versicherungsgesellschaft mitgeteilten Zeitwert, der sich im Wesentlichen aus den bisher geleisteten Versicherungsprämien und den erwirtschafteten Gewinnen des jeweiligen Versicherungsvertrags zusammensetzt. Ferner ist ein Guthabenkonto bei einem Kreditinstitut Bestandteil des Deckungsvermögens. Die Kategorisierung als sonstige Vermögensgegenstände erfolgt durch die Verfügungsbeschränkung aufgrund der treuhänderischen Verwaltung. Das Guthaben ist zum Nennwert angesetzt. Im Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden ferner Rückstellungen für Deputatverpflichtungen in Höhe von 271 Mio. € ausgewiesen. Die Steuerrückstellungen betreffen das Berichtsjahr sowie frühere Veranlagungszeiträume. Die sonstigen Rückstellungen betreffen überwiegend Zinsverpflichtungen, Risiken aus dem Beteiligungsbereich, drohende Verluste aus schwebenden Finanzgeschäften sowie Verpflichtungen aus dem Personalbereich. (9) Verbindlichkeiten scroll in Mio. € 31.12.19 Davon RLZ1 ≤ 1 Jahr Davon RLZ1 >1 Jahr Davon RLZ1 >5 Jahre 31.12.18 Davon RLZ1 ≤ 1 Jahr Anleihen 1.122 1.122 1.122 2.144 1.022 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 599 599 286 286 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 36 36 11 11 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 29.213 20.953 8.260 260 23.169 14.392 Sonstige Verbindlichkeiten 901 799 102 102 214 112 Davon aus Steuern (54) (54) (28) (28) Davon im Rahmen der sozialen Sicherheit (1) (1) (0) (0) 31.871 22.387 9.484 1.484 25.824 15.823 0 = Betrag in geringer Höhe 1 RLZ = Restlaufzeit Bei den Anleihen handelt es sich überwiegend um Hybridanleihen der RWE AG mit unterschiedlichen Fälligkeiten und Zinssätzen. Im Berichtsjahr wurde eine GBP-Hybridanleihe mit Nominalvolumen von 750 Mio. GBP zum erstmöglichen Kündigungstermin zurückgeführt. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten enthalten erhaltene Barsicherheiten sowie Zinsabgrenzungen für bestehende Swap-Vereinbarungen. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen beinhalten die Überlassung von Finanzmitteln, Organschaftsabrechnungen sowie den laufenden Verrechnungsverkehr. Der Zugang an Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen ist im Wesentlichen auf die Transaktion mit der E.ON SE, Essen zurückzuführen. Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen Steuerverbindlichkeiten sowie Zinsabgrenzungen. Ferner besteht aus dem Erwerb des Geschäfts mit Erneuerbaren Energien von der E.ON SE, Essen eine Verbindlichkeit gegenüber der E.ON SE. (10) Haftungsverhältnisse Die Haftungsverhältnisse beinhalten Verbindlichkeiten aus Bürgschaften, Gewährleistungsverträgen und solche aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten. Sie sind eingegangen, um Konzerngesellschaften in ihrem Geschäftsbetrieb zu unterstützen und Ansprüche von Mitarbeitern zu sichern. Bei den Verbindlichkeiten aus Bürgschaften handelt es sich um Erfüllungs- und Gewährleistungsbürgschaften in Höhe von insgesamt 134 Mio. €, im Wesentlichen aus dem operativen Geschäft und dem Finanzgeschäft verbundener Unternehmen. Die Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen betragen insgesamt 9.810 Mio. €, davon 9.038 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Einzelnen handelt es sich um nachfolgende Sachverhalte: Garantien gegenüber Dritten wurden in Höhe von 2.668 Mio. € ausgereicht, davon 2.614 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Zusammenhang mit der Einräumung von Kreditlinien (Bankavale) besteht gemäß der jeweiligen Inanspruchnahme eine gesamtschuldnerische Haftung in Höhe von insgesamt 1.048 Mio. €, zu Gunsten verbundener Unternehmen und Beteiligungsunternehmen, im Wesentlichen aus sogenannten Abzweiglinien. Im Rahmen der im Geschäftsjahr 2016 erfolgten Konzernumstrukturierung ist ein wesentlicher Teil bisher holdingbilanzierter Pensionsverpflichtungen durch Aufhebung der im Innenverhältnis bestehenden Erfüllungsübernahme auf ehemalige Konzerngesellschaften (innogy SE und verbundene Unternehmen) übertragen worden. Aufgrund der im Außenverhältnis fortbestehenden Schuldbeitrittserklärungen haftet die RWE AG für Ansprüche der dort aktiven und ehemaligen Mitarbeiter in Höhe von 5.048 Mio. €. Zu Gunsten verbundener Unternehmen bestehen gesamtschuldnerische Haftungen für Pensionsverpflichtungen in Höhe von 328 Mio. €, davon in Höhe von 93 Mio. € aus der in Vorjahren erfolgten Übertragung von Pensionsverpflichtungen an fünf verbundene Unternehmen. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung der Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Anteil bezüglich der Haftung ab dem 1. Januar 2020 30,452 % (bis 31. Dezember 2019 23,259 %) zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten. Die Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten betragen insgesamt 81 Mio. € und beinhalten die Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG sowie aus der Führung von Langzeitarbeitszeitkonten gemäß § 7e SGB IV im RWE-Konzern. Hierzu wurden Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von insgesamt 104 Mio. € in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt im Wesentlichen für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften und in geringem Umfang zu Gunsten eigener Mitarbeiter. Einem verbundenen Unternehmen wurde für das Geschäftsjahr 2020 in Form einer Patronatserklärung die Zusage erteilt, für sämtliche zum Abschlussstichtag begründete Verbindlichkeiten einzustehen. Ferner wurde einem weiteren verbundenen Unternehmen die Zusage erteilt, für Mietzahlungsverpflichtungen in Höhe von 39 Mio. € einzustehen. Haftungsverhältnisse werden nur im Rahmen unserer Geschäftstätigkeit und nach eingehender Prüfung der hiermit zusammenhängenden Risiken eingegangen. Im Rahmen unseres Risikomanagementsystems führen wir ein laufendes Monitoring der vorstehenden Sachverhalte durch. Nach unserer Einschätzung werden die zugrunde liegenden Verbindlichkeiten durch den jeweiligen Hauptschuldner voraussichtlich erfüllt werden können. Vor diesem Hintergrund ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen und somit sind die eingegangenen Eventualverbindlichkeiten nicht zu passivieren. (11) Sonstige finanzielle Verpflichtungen Der Gesamtbetrag der sonstigen finanziellen Verpflichtungen beträgt 2.713 Mio. €. Es resultieren Verpflichtungen aus dem Erwerb des Geschäfts mit Erneuerbaren Energien von der E.ON SE, Essen. Sie betreffen Haftungsverhältnisse, die von der E.ON SE noch auf die RWE AG zu übertragen sind. Dafür besteht im Haftungsfall eine Verpflichtung gegenüber der E.ON SE. Der geschätzte Betrag für diese Verpflichtungen beläuft sich auf 2.527 Mio. €. Die restlichen 186 Mio. € resultieren aus Mietverhältnissen und einer erteilten Finanzierungszusage. Im Rahmen der Finanzierungszusage besteht die Verpflichtung, in Folgejahren weitere Zuzahlungen in das Eigenkapital eines Beteiligungsunternehmens in Höhe von bis zu 75 Mio. € zu erbringen. Weitere sonstige, derzeit nicht quantifizierbare, finanzielle Verpflichtungen können sich aus folgenden Sachverhalten ergeben: Aufgrund der in Vorjahren erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht bei der RWE AG sowie den dem Pensionsfondsvertrag beigetretenen verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschussverpflichtung in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeber. Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsgerichtsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. Im Zusammenhang mit umwandlungsrechtlichen Vorgängen besteht gemäß § 133 UmwG eine gesamtschuldnerische Haftung für die Verbindlichkeiten der übertragenden Rechtsträger. (12) Derivative Finanzinstrumente und Bewertungseinheiten Zur Absicherung von Währungs- und Zinsrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen werden derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Folgende Übersicht zeigt die zum 31. Dezember 2019 bestehenden derivativen Finanzinstrumente: scroll Nominalvolumen Restlaufzeit >1 Jahr Beizulegender Zeitwert in Mio. € extern konzernintern extern konzernintern extern konzernintern Devisenderivate Devisentermingeschäfte 1.267 13.219 231 4.288 0 -85 Zinswährungs-/Währungsswaps 12.512 1.945 871 959 184 -321 13.779 15.164 1.102 5.247 184 -406 Zinsswaps 3.082 1.325 1.626 525 167 -4 16.861 16.489 2.728 5.772 351 -410 0 = Betrag in geringer Höhe Der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert der derivativen Finanzinstrumente, soweit dieser verlässlich feststellbar ist. Liegt ein verlässlich feststellbarer Marktwert nicht vor, wird der beizulegende Zeitwert aus dem Marktwert gleichartiger derivativer Finanzinstrumente abgeleitet oder mithilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden bestimmt; hierzu zählen z. B. die Discounted-Cash-Flow-Methode und - bei Vorliegen von Optionen - das Black-Scholes-Modell. Dies erfolgt u. a. unter Berücksichtigung aktueller Wechselkursverhältnisse, marktgerechter Zinsstrukturkurven sowie Kreditausfallrisiken der Kontrahenten. Die in der Tabelle oben aufgeführten Derivate sind als Grund- oder Sicherungsgeschäfte in nachstehend beschriebenen Bewertungseinheiten enthalten. Die Höhe der mit Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken beläuft sich auf insgesamt 662 Mio. €; davon betreffen 324 Mio. € Währungsrisiken, 334 Mio. € Zins- und Währungsrisiken sowie 4 Mio. € Zinsrisiken. Im Rahmen der Währungssicherung wurden u. a. Zins- bzw. Zinswährungsswaps und gegenläufige Grundgeschäfte mit einer 100-prozentigen Tochtergesellschaft abgeschlossen. Bei der RWE AG bilden die mit Banken abgeschlossenen Derivate und die jeweiligen Grundgeschäfte eine Bewertungseinheit, so dass kein Bewertungsergebnis entsteht. Hierbei handelt es sich um Mikrohedges (d. h. eindeutige Zuordnung von Grund- und Sicherungsgeschäften). Die Tochtergesellschaft setzt diese Swaps bzw. Fremdwährungsverbindlichkeiten u. a. zur Kurssicherung ihrer ausländischen Investition ein. Bei der Beendigung eines Swaps wird der positive oder negative Marktwert mit den Anschaffungskosten der Grundgeschäfte erfolgsneutral verrechnet. Zur Absicherung von Fremdwährungsforderungen gegenüber Tochtergesellschaften wurden Währungsswaps und Devisentermingeschäfte abgeschlossen (Mikrohedges). Zinswährungsswaps dienen der Sicherung begebener Anleihen (Mikrohedges). Darüber hinaus wurden für einzelne Zins- bzw. Währungsrisiken bei der RWE AG und Konzerngesellschaften Zinsswaps und Devisenderivate abgeschlossen, die überwiegend an Konzerngesellschaften kongruent weitergeleitet wurden. Hierbei handelt es sich sowohl um Mikrohedges als auch um Portfoliohedges, in denen Derivate mit gleichen Währungsrisiken zusammengefasst werden. Den Marktwertveränderungen der Derivate stehen bei vorhandenen Grundgeschäften entsprechende gegenläufige Marktwertveränderungen gegenüber. Der Nachweis der Effektivität erfolgt durch ein ordnungsgemäßes und angemessenes Risikomanagementsystem. Für negative Salden von Portfoliohedges wurden Rückstellungen für drohende Verluste in Höhe von 75 Mio. € gebildet. Für die RWE AG und ihre Konzernunternehmen sind Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten sowie Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt. Insbesondere dürfen derivative Finanzinstrumente, mit Ausnahme der Eigenhandelsgeschäfte im Energiehandel, vornehmlich zur Absicherung von Risiken im Zusammenhang mit Grundgeschäften und den damit verbundenen Liquiditätsanlagen und Finanzierungsvorgängen eingesetzt werden. Es kommen nur externe Vertragspartner guter Bonität in Frage. Originäre Finanzinstrumente, die mit den vorgenannten derivativen Finanzinstrumenten in Bewertungseinheiten (Mikrohedges) zusammengefasst sind, ergeben sich aus nachfolgender Übersicht: scroll Buchwert Beizulegender Zeitwert Davon mit einer Restlaufzeit von in Mio. € 31.12.19 31.12.19 bis 1 Jahr 2 - 5 Jahre >5 Jahre Finanzforderungen gesichertes Risiko: Währung 2.202 2.248 2.248 2.202 2.248 2.248 Finanzverbindlichkeiten gesichertes Risiko: Zins und Währung -290 -282 -282 -290 -282 -282 Die Ergebniseffekte dieser Finanzforderungen und -verbindlichkeiten werden durch gegenläufige Beträge aus Realisationen und Marktwertänderungen der Sicherungsgeschäfte kompensiert. Aufgrund von Betrags-, Risiko- und Fristengleichheit weisen die Bewertungseinheiten eine hohe Wirksamkeit auf, die anhand der Critical Terms Match Methode nachgewiesen wird. Die Bilanzierung der Bewertungseinheiten erfolgt nach der Einfrierungsmethode. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung (13) Ergebnis aus Finanzanlagen scroll in Mio. € 2019 2018 Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen mit verbundenen Unternehmen 916 864 Erträge aus Beteiligungen an verbundenen Unternehmen 698 1.038 übrigen Unternehmen 25 25 723 1.063 Aufwendungen aus Verlustübernahmen von verbundenen Unternehmen -258 -785 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 102 135 Davon aus verbundenen Unternehmen (34) (68) Zuschreibungen auf Finanzanlagen 394 Abschreibungen auf Finanzanlagen -119 -186 1.758 1.091 Die Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen resultieren im Wesentlichen aus dem Energiehandel. In den Erträgen aus Beteiligungen an verbundenen Unternehmen sind im Wesentlichen Dividenden der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen sowie Erträge aus der Kapitalherabsetzung bei der BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen erfasst. Die Aufwendungen aus Verlustübernahmen sind im Wesentlichen auf den konventionellen Erzeugungsbereich zurückzuführen. Die Abschreibungen und Zuschreibungen auf Finanzanlagen betreffen Beteiligungen an verbundenen Unternehmen des konventionellen Erzeugungsbereichs sowie mit 161 Mio. € eine Zuschreibung eines Investmentfonds. (14) Zinsergebnis scroll in Mio. € 2019 2018 Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 284 81 Davon aus verbundenen Unternehmen (64) (38) Zinsen und ähnliche Aufwendungen -253 -472 Davon an verbundene Unternehmen (-107) (-125) Davon aus Aufzinsung von sonstigen Rückstellungen (0) (0) 31 -391 0 = Betrag in geringer Höhe Im Berichtsjahr wurde der Aufwand aus der Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (77 Mio. €) mit den Marktwertveränderungen sowie den übrigen Aufwendungen und Erträgen des für die Pensionsverpflichtungen bestehenden Deckungsvermögens (275 Mio. €) verrechnet. Der daraus resultierende Saldo ist in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen ausgewiesen und ergibt sich aus der nachfolgenden Übersicht: scroll in Mio. € 2019 Verrechnete Aufwendungen Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens -15 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -77 Sonstige betriebliche Aufwendungen -92 Verrechnete Erträge Erträge aus Beteiligungen 0 Sonstige betriebliche Erträge 229 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 61 290 Saldo aus der Verrechnung von Aufwendungen und Erträgen 198 0 = Betrag in geringer Höhe (15) Sonstige betriebliche Erträge Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 51 Mio. € stellen periodenfremde Erträge dar. Erträge aus Währungsumrechnung belaufen sich auf 33 Mio. € (Vorjahr: 52 Mio. €). (16) Personalaufwand scroll in Mio. € 2019 2018 Löhne und Gehälter -53 -40 Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung -10 -11 Davon für Altersversorgung (-6) (-7) -63 -51 Der Aufwand für Altersversorgung umfasst den Dienstzeitaufwand der Pensionszuführung. Der Zinsanteil der Pensionszuführung ist im Zinsergebnis enthalten. scroll Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt 2019 2018 in Mitarbeiteräquivalenten Angestellte 293 241 Davon Teilzeitbeschäftigte (25) (23) Davon befristet Beschäftigte (11) (6) Auszubildende Die Angabe der Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt erfolgt in Mitarbeiteräquivalenten. Diese entsprechen Mitarbeitern gemäß dem jeweiligen prozentualen Beschäftigungsgrad. Der Zugang der Mitarbeiterzahl ist im Wesentlichen auf die Mitarbeitertransfers aus der innogy SE, Essen zurückzuführen. (17) Sonstige betriebliche Aufwendungen Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten Aufwendungen aus der Wertberichtigung einer Forderung gegen ein verbundenes Unternehmen in Höhe von 1.120 Mio. €. Ferner sind zu einem großen Teil Verwaltungsaufwendungen enthalten. Darüber hinaus werden sonstige Steuern in Höhe von 3 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) ausgewiesen; hiervon stellen 1 Mio. € im Berichtsjahr periodenfremde Aufwendungen dar. Aufwendungen aus Währungsumrechnung belaufen sich auf 113 Mio. €. (18) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag Bei den Steuern vom Einkommen und vom Ertrag handelt es sich um periodenfremde Steuererträge in Höhe von 275 Mio. € für frühere Veranlagungszeiträume. Sonstige Angaben Die Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats und des Vorstands gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 50 bis 54 aufgeführt. Der Vorstand und der Aufsichtsrat haben die gemäß § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG (www.rwe.com/corporate-governance) dauerhaft zugänglich gemacht. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der individuellen Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts. Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2019 Gesamtbezüge in Höhe von 7.571 Tsd. €. Darin enthalten sind die im Rahmen der aktienbasierten Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (Tranche 2019) mit einem Ausgabezeitwert von 2.350 Tsd. € zugeteilten 123.037 Performance Shares. Die Bezüge des Aufsichtsrats betragen 2.761 Tsd. €. Zum Bilanzstichtag bestehen keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats, auch wurden im Berichtsjahr keine Kredite oder Vorschüsse gewährt. Frühere Mitglieder des Vorstands der RWE AG und ihre Hinterbliebenen erhielten 1.779 Tsd. €. Für Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen sind 53.659 Tsd. € zurückgestellt. Das von dem Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Gesamthonorar im Sinne des § 285 Nr. 17 HGB ist in der entsprechenden Anhangangabe des Konzernabschlusses enthalten und nach Abschlussprüfungsleistungen, anderen Bestätigungsleistungen, Steuerberatungsleistungen und sonstigen Leistungen aufgeschlüsselt. Für die RWE AG und die von ihr beherrschten Unternehmen sind andere Bestätigungsleistungen für die Prüfung des internen Kontrollsystems sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben angefallen. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. In den sonstigen Leistungen sind im Wesentlichen Vergütungen für Due Diligence-Leistungen enthalten. Die RWE AG hält zum Bilanzstichtag Anteile von mehr als 10 % an nachfolgendem Investmentvermögen: scroll Buchwert 31.12.19 in Mio. € Marktwert 31.12.19 in Mio. € Ausschüttung in 2019 in Mio. € Tägliche Rückgabemöglichkeit Unterlassene Abschreibungen Anlageziele Immobilienfonds 3 3 0 Nein Nein Mischfonds 4.037 4.037 130 Ja Nein 0 = Betrag in geringer Höhe Die Anlageschwerpunkte der Immobilienfonds umfassen überwiegend europäische Büro- und Einzelhandelsimmobilien. Die Mischfonds beinhalten im Wesentlichen internationale Aktien- und Rentenwerte. Für die Immobilienfonds sehen die Vertragsbedingungen eine quartalsweise Rückgabemöglichkeit vor. Es liegen die folgenden Mitteilungen gemäß § 33 Abs. 1 WpHG vor: scroll Gesellschaftsname Sitz Grund der Mitteilung Datum der Schwellenberührung Stimmrechtsanteil % Anzahl der Stimmrechte Davon Zurechnung gemäß § 34 WpHG BlackRock, Inc Wilmington, DE, USA. Vereinigte Staaten von Amerika Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 25.11.2019 6,52 40.075.630 40.075.630 Stadt Dortmund Dortmund, Deutschland Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 12.04.2018 6,27 36.116.942 36.115.027 Stadt Essen Essen, Deutschland Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 15.03.2018 3,26 18.761.230 17.162.850 Gewinnverwendungsvorschlag (Teil des Anhangs) Der Bilanzgewinn entwickelte sich wie folgt: scroll Jahresüberschuss 513.498.208,08 € Gewinnvortrag aus dem Vorjahr 59.392,54 € Einstellung in andere Gewinnrücklagen -21.700.000,00 € Bilanzgewinn 491.857.600,62 € Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2019 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,80 € je dividendenberechtigter Stammaktie. scroll Dividende 491.796.399,20 € Gewinnvortrag 61.201,42 € Bilanzgewinn 491.857.600,62 € Versicherung der gesetzlichen Vertreter Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt und im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft beschrieben sind. Essen, 27. Februar 2020 Der Vorstand Schmitz Krebber Aufstellung des Anteilsbesitzes (Teil des Anhangs) Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i. V. m. § 315 e I) HGB zum 31.12.2019 I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande 100 25.645 23.154 Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund 100 -67.329 -3.664 Amrum-Offshore West GmbH, Düsseldorf 100 126 149.501 An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 24.290 1.202 Anacacho Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 56.488 0 Anacacho Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 134.952 -5.062 Andromeda Wind s.r.l., Bozen/Italien 51 9.579 2.876 Belectric Australia Pty. Limited, Melbourne/Australien 100 508 1.872 Belectric Canada Solar Inc. , Vancouver/Kanada 100 -978 -964 Belectric Chile Energia Fotovoltaica LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 -851 -5.747 Belectric Espana Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 554 -199 Belectric France S.à.r.l., Vendres/Frankreich 100 -5.710 -5.129 BELECTRIC GmbH, Kolitzheim 100 12.467 -4.442 Belectric Inversiones Latinoamericana S.L., Barcelona/Spanien 100 28 -18 Belectric Israel Ltd., Be'er Scheva/Israel 100 12.329 537 Belectric Italia s.r.l., Latina/Italien 100 3.299 409 Belectric Photovoltaic India Private Limited, Mumbai/Indien 100 727 -2.980 BELECTRIC PV Dach GmbH, Sömmerda 100 1.177 201 Belectric Solar & Battery GmbH, Kolitzheim 100 12.461 -3.064 Belectric Solar Ltd., Slough/Großbritannien 100 1.734 394 BELECTRIC Solar Power, S.L., Barcelona/Spanien 100 50 0 BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen 100 100 4.317.938 1 Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.846 352 Boiling Springs Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 -60 -60 Bruenning's Breeze Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 75.011 0 Bruenning's Breeze Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 238.456 -5.287 Carl Scholl GmbH, Köln 100 581 45 Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -4.340 -318 Cassadaga Wind LLC, Chicago/USA 100 66.403 -296 Champion WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 114.010 -5.254 Champion Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 114.010 -5.258 Cloghaneleskirt Energy Supply Limited, Kilkenny/Irland 100 76 76 Colbeck's Corner Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 73.239 0 Colbeck's Corner, LLC, Wilmington/USA 100 243.854 -7.489 Cranell Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 29.363 0 Cranell Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 29.298 -64 DOTTO MORCONE S.r.l., Rom/Italien 100 -1.161 -1.617 Dromadda Beg Wind Farm Limited, Kilkenny/Irland 100 1.515 94 Edgware Energy Limited, Swindon/Großbritannien 100 -7 -7 Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas 100 29.823 687 Energies France S.A.S. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 33.206 1.878 2 Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich 100 SAS Île de France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 96.292 -20.770 Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 18.776 -5.191 E.ON Energie Odnawialne Sp. z o.o., Szczecin/Polen 100 61.917 29.764 Farma Wiatrowa Barzowice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 16.727 7.464 Forest Creek Investco, Inc., Wilmington/USA 100 109 0 Forest Creek WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 88.869 -3.728 Forest Creek Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 88.869 -3.728 Fri-El Anzi Holding s.r.l., Bozen/Italien 51 7.354 1.743 Fri-El Anzi s.r.l., Bozen/Italien 100 7.629 1.776 Fri-El Guardionara s.r.l., Bozen/Italien 51 10.334 2.344 GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 17.923.746 5.268.288 GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 Generación Fotovoltaica De Alarcos, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 -20 -42 Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA 100 62.922 18.351 Georgia Biomass LLC, Savannah/USA 100 46.072 14.266 GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund 100 100 135.281 6.817 Glen Kyllachy Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -4.198 -4.078 Grandview Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 103.297 2.260 Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen 51 80.321 3.795 Hardin Class B Holdings LLC, Wilmington/USA 100 104.969 0 Hardin Wind Holdings LLC, Wilmington/USA 100 104.933 -3 Hardin Wind LLC, Chicago/USA 100 42.250 0 Harryburn Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -2.391 -464 Inadale Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 121.398 -3.842 innogy Bergheim Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 226 1 Innogy Energy Marketing LLC, Wilmington/USA 100 -42.733 -42.885 innogy Evendorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Gas Storage NWE GmbH, Dortmund 100 317.572 8 innogy Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien 100 540.881 11.337 Innogy GyM 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -13.399 -552 Innogy GyM 3 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -13.401 -554 Innogy GyM 4 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -40.229 -1.662 innogy Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hörup 100 26 1 innogy indeland Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Eschweiler 51 53.581 3.159 innogy Italia s.p.a., Mailand/Italien 100 16.766 1.507 innogy Kaskasi GmbH, Hamburg 100 99 1 innogy Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten 100 25 1 innogy Limondale Sun Farm Holding Pty. Ltd., Melbourne/Australien 100 40.071 -582 innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode 100 25 1 innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 578 1 innogy Offshore Wind Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 621 -396 Innogy Renewables Australia Pty Ltd., Melbourne/Australien 100 -16 -16 innogy Renewables Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -71.621 54.655 innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Dortmund 100 7.350 1 innogy Renewables Canada Inc., Vancouver/Kanada 100 1.485 -1.060 Innogy Renewables Ireland Limited, Kilkenny/Irland 100 -3.237 -2.281 innogy Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 245.878 38.464 Innogy Renewables UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.842.861 328.572 Innogy Renewables UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.373.332 712.184 Innogy Renewables US LLC, Chicago/USA 100 197.193 -11.792 innogy Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen 100 2.550 -47.591 innogy Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 9.452 10.061 innogy Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sommerland 100 26 1 innogy Spain, S.A.U. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 153.356 20.608 2 Danta de Energías, S.A., Soria/Spanien 99 Explotaciones Eólicas de Aldehuelas, S.L., Soria/Spanien 95 General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 Hidroeléctrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien 60 innogy Spain, S.A.U., Barcelona/Spanien 100 innogy Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich 100 106 1 innogy Titz Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Essen 100 25 1 innogy Wind Onshore Deutschland GmbH, Hannover 100 77.373 1 innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 51 81.458 5.845 innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 1.158 171.067 Inversiones Belectric Chile LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 -39 -3 INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 21.174 2.580 2 INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participações Sociais, Lda., São João do Estoril/Portugal 100 LUSITERG - Gestão e Produção Energética, Lda., São João do Estoril/ Portugal 74 IRUS Solar Development LLC, Dover/USA 100 -165 -165 IRUS Solar Holdings LLC, Dover/USA 100 22.385 -270 IRUS Solar NC Lessee LLC, Wilmington/USA 100 14.165 -33 IRUS Solar NC Pledgor LLC, Wilmington/USA 100 14.198 0 IRUS Solar Operations LLC, Wilmington/USA 100 13.361 -839 IRUS Wind Development LLC, Dover/USA 100 65.602 -1.210 IRUS Wind Holdings LLC, Dover/USA 100 198.798 0 IRUS Wind Operations LLC, Wilmington/USA 100 104.969 0 Jurchen Technology GmbH, Kitzingen 100 2.035 -397 Jurchen Technology India Private Limited, Mumbai/Indien 100 1.158 -62 Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen 100 96.736 8.343 Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 100 20.034 1 Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 100 432.269 1 Kernkraftwerksbeteiligung Lippe-Ems beschränkt haftende OHG, Lingen/Ems 100 144.433 35.516 KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 100 696.225 1 Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 11.391 1.378 Limondale Sun Farm Pty. Ltd., Melbourne/Australien 100 -172 -171 Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 59 39.374 9.669 MI-FONDS G50, Frankfurt am Main 100 100 1.940.959 84.296 ML Wind LLP, Swindon/Großbritannien 51 75.549 9.501 Munnsville Investco, LLC, Wilmington/USA 100 14.309 0 Munnsville WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 38.797 -1.378 Munnsville Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 38.797 -1.378 Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen 90 21.408 13.321 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 312 1 Padcon GmbH, Kitzingen 100 2.574 365 Panther Creek Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 241.364 0 Panther Creek Wind Farm I & II, LLC, Wilmington/USA 100 259.732 -8.837 Panther Creek Wind Farm Three, LLC, Wilmington/USA 100 147.251 510 Peyton Creek Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 16.498 0 Peyton Creek Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 15.865 -635 Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen 51 19.635 2.799 Pioneer Trail Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 167.466 -2.390 Primus Projekt GmbH & Co. KG, Hannover 100 -1.388 -734 Pyron Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 203.648 -1.558 Radford's Run Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 159.020 0 Radford's Run Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 432.077 12.818 Raymond Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 35.514 0 Raymond Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 35.514 0 Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln 100 82.619 1 Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim 100 9.236 1 Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen 77 31.817 1.757 Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta 100 100 59.176 300 Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 152.512 16.393 Roscoe WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 172.832 -10.392 Roscoe Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 172.832 -10.419 RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln 100 36.694 1 RWE&Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 70 190.537 -11.278 RWE Aktiengesellschaft, Essen 5.736.616 513.498 RWE Canada Ltd., Saint John/Kanada 100 78.616 0 RWE Czech Gas Grid Holding B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 1.526 1.526 RWE Eemshaven Holding II B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 -48.396 9.487 RWE Energy Services, LLC, Wilmington/USA 100 3.108 1.683 RWE Generation NL B.V., Arnhem/Niederlande 100 -20.424 -187.664 RWE Generation NL Corner Participations B.V., Geertruidenberg/ Niederlande 100 48.270 3.029 RWE Generation NL Participations B.V., Arnhem/Niederlande 100 -10.869 2.121 RWE Generation NL Personeel B.V., Arnhem/Niederlande 100 12.464 639 RWE Generation SE, Essen 100 100 264.673 1 RWE Generation UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.024.201 -173.543 RWE Generation UK plc, Swindon/Großbritannien 100 1.779.495 -108.464 RWE Investco EPC Mgmt, LLC, Wilmington/USA 100 234.047 24 RWE Investco Mgmt, LLC, Wilmington/USA 100 1.586.717 69 RWE Investco Mgmt II, LLC, Wilmington/USA 100 579.256 -6.778 RWE Magicat Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 91.555 0 RWE Markinch Limited, Swindon/Großbritannien 100 49.408 -5.402 RWE Nuclear Beteiligungs-GmbH, Essen 100 25 1 RWE Nuclear GmbH, Essen 100 100 100.000 1 RWE Personeel B.V., Arnhem/Niederlande 100 -17 23 RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen 100 100 2.037.209 1 RWE Renewables Americas, LLC, Wilmington/USA 100 263.978 -156.882 RWE Renewables Asset Management, LLC, Wilmington/USA 100 -25.066 32.107 RWE Renewables Canada Ltd., Saint John/Kanada 100 8.299 1.877 RWE Renewables Development, LLC, Wilmington/USA 100 57.181 -11.440 RWE Renewables Energy Marketing, LLC, Wilmington/USA 100 -56.319 -31.364 RWE Renewables GmbH, Essen 100 25 1 RWE Renewables International GmbH, Essen 100 18.024 918 RWE Renewables International Participations B.V., Geertruidenberg/ Niederlande 100 -111.318 -28.518 RWE Renewables Italia S.r.l., Rom/Italien 100 463.789 19.292 RWE Renewables O & M, LLC, Wilmington/USA 100 6.559 9.375 RWE Renewables QSE, LLC, Wilmington/USA 100 -9.898 478 RWE Renewables Services, LLC, Wilmington/USA 100 -46.542 -48.922 RWE Renewables Sweden AB, Malmö/Schweden 100 43.392 1.899 RWE Renewables UK Blyth Limited, Coventry/Großbritannien 100 -4.557 -708 RWE Renewables UK Developments Limited, Coventry/Großbritannien 100 56.274 17.103 RWE Renewables UK Humber Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 116.605 45.449 RWE Renewables UK Limited, Coventry/Großbritannien 100 64.839 16.403 RWE Renewables UK London Array Limited, Coventry/Großbritannien 100 101.571 24.297 RWE Renewables UK Offshore Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 51.971 6.797 RWE Renewables UK Operations Limited, Coventry/Großbritannien 100 33.842 6.770 RWE Renewables UK Robin Rigg East Limited, Coventry/Großbritannien 100 55.160 14.570 RWE Renewables UK Robin Rigg West Limited, Coventry/Großbritannien 100 60.955 10.495 RWE Renewables UK Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 16.051 15.058 RWE Renewables UK Zone Six Limited, Coventry/Großbritannien 100 0 0 RWE Slovak Holding B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 704.083 -317 RWE Solar Development, LLC, Wilmington/USA 100 -31.891 -9.735 RWE Solar PV, LLC, Wilmington/USA 100 36.139 -7.435 RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 6.465 -79 RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur 100 41.607 10.726 RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien 100 1.208.523 64.941 RWE Supply & Trading GmbH, Essen 100 100 446.778 1 RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien 100 801 165 RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien 100 13.255 -2.876 RWE Supply and Trading (Shanghai) Co. Ltd, Shanghai/China 100 2.624 -267 RWE Technology International GmbH, Essen 100 12.463 1 RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei 100 192 113 RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.948 1.006 RWE Trading Americas Inc., New York City/USA 100 9.558 47 RWE Trading Services GmbH, Essen 100 5.735 1 RWE Wind Karehamn AB, Malmö/Schweden 100 33.150 -177 RWE Wind Services Denmark A/S, Rødby/Dänemark 100 5.400 2.758 Sand Bluff WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 6.823 -13.390 Sand Bluff Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 6.823 -13.390 Settlers Trail Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 193.435 -8.844 Sofia Offshore Wind Farm Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Sofia Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -394 -383 SOLARENGO Energia, Unipessoal, Lda., Cascais/Portugal 100 -81 -81 Solar Holding India GmbH, Kolitzheim 100 5.925 -50 Solar Holding Poland GmbH, Kolitzheim 100 16 -3 SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen 90 13.758 1.706 Stella Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 97.537 0 Stella Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 235.593 -169 Taber Solar 1 Inc., Vancouver/Kanada 100 9.521 -69 Taber Solar 2 Inc., Vancouver/Kanada 100 10.210 -64 Tamworth Holdings, LLC, Charlotte/USA 100 7.743 77 Tanager Holdings, LLC, Charlotte/USA 100 7.129 -1 Tech Park Solar, LLC, Wilmington/USA 100 -11.511 767 The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 604 68 Transpower Limited, Dublin/Irland 100 3.528 -1.048 Triton Knoll HoldCo Limited, Swindon/Großbritannien 59 97.484 0 Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -25.460 1.852 Valencia Solar, LLC, Tucson/USA 100 -19.810 565 Východoslovenská distribucná, a.s., Košice/Slowakei 100 290.463 30.641 Východoslovenská energetika a.s., Košice/Slowakei 100 67.856 8.641 Východoslovenská energetika Holding a.s., Košice/Slowakei 49 608.317 77.877 4 West of the Pecos Solar, LLC, Wilmington/USA 100 91.352 -3.049 West Raymond Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 33.054 0 West Raymond Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 33.054 0 Wind Farm Deliceto s.r.l., Bozen/Italien 100 24.403 1.909 Windpark Eekerpolder B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -2 -2 Windpark Kattenberg B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 520 153 Windpark Nordsee Ost GmbH, Helgoland 100 256 1 Windpark Oostpolderdijk B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 9.336 -593 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover 100 2.016 649 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Adensis GmbH, Dresden 100 381 59 Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien 100 191 24 Alcamo II S.r.l., Mailand/Italien 100 6 -13 Alvarado Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 -84 -138 Ashwood Solar I, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Aurum Solaris 4 GmbH & Co. KG, Kassel 100 1 -12 Avolta Storage Limited, Kilkenny/Irland 100 -292 -288 Awel y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Baltic Trade and Invest Sp. z o.o., Slupsk/Polen 100 10.913 -4.926 Baron Winds LLC, Chicago/USA 100 0 0 Belectric International GmbH, Kolitzheim 100 99 10 BELECTRIC JV GmbH, Kolitzheim 100 14 -5 Belectric Mexico Fotovoltaica S.de R.L. de C.V., Bosques de las Lomas/ Mexiko 100 -5 356 Belectric Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -146 -44 Belectric PV 5 (SARL), Vendres/Frankreich 100 -11 -10 Belectric PV 10 (SARL), Vendres/Frankreich 100 -8 -2 Belectric SP Solarprojekte 14 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 Belectric SP Solarprojekte 14 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 Belectric SP Solarprojekte 15 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 Belectric SP Solarprojekte 15 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 Belectric SP Solarprojekte 16 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 Belectric SP Solarprojekte 16 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 Belectric US LLC, Wilmington/USA 100 3 Biomasseheizkraftwerk Schameder GmbH, Essen 100 23 -1 Blackbeard Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Blackbriar Battery, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Blackjack Creek Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Blueberry Hills LLC, Chicago/USA 100 0 0 BO Baltic Offshore GmbH, Hamburg 98 13 -7 Boiling Springs Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Bowler Flats Energy Hub LLC, Chicago/USA 100 0 0 Brahman Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Broken Spoke Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Buckeye Wind LLC, Chicago/USA 100 0 0 Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Bursjöliden Vind AB, Malmö/Schweden 100 561 -2 Camellia Solar LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Camellia Solar Member LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Cardinal Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Casey Fork Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Cassadaga Class B Holdings LLC, Wilmington/USA 100 3 Cassadaga Wind Holdings LLC, Wilmington/USA 100 3 Catalina-Cypress Holding Limited, Swindon/Großbritannien 100 94 0 Cattleman Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Cattleman Wind Farm II, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Champaign Wind LLC, Chicago/USA 100 0 0 Ciriè Centrale PV s.a.s. (s.r.l.), Rom/Italien 100 -5 -22 Clavellinas Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 -26 -39 Climagy Photovoltaikprojekt Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 -1 Climagy PV-Sonnenanlage GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -26 -2 Climagy PV-Sonnenanlage Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Climagy Sonneneinstrahlung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -20 -2 Climagy Sonneneinstrahlung Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Climagy Sonnenkraft Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 -1 Climagy Sonnenstrom GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Climagy Sonnenstrom Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy Stromertrag GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -18 -2 Climagy Stromertrag Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Clinton Wind, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Clocaenog Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Coralese Investments Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 90 -12 Cordova Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Curns Energy Limited, Kilkenny/Irland 70 -501 -266 Decadia GmbH, Essen 50 50 893 -45 E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Essen 100 16.874 -2.885 Eko-En 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 98 -78 Eko-En 2 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.236 -58 Eko-En 3 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 134 -69 Eko-En 4 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 535 -76 El Algarrobo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Algodon Alto Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 El Chañar (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Navajo Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 -10 -23 El Pimiento (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Solar (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 -5 El Tamarugo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 Enchant Solar 3 Inc., Vancouver/Kanada 100 0 0 Enchant Solar 4 Inc., Vancouver/Kanada 100 0 0 Energio Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 29 -1 Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien 52 1.550 -29 EverPower Maine LLC, Chicago/USA 100 0 0 EverPower Ohio LLC, Chicago/USA 100 0 0 EverPower Solar LLC, Chicago/USA 100 0 0 EverPower Wind Development, LLC, Chicago/USA 100 0 0 Farma Wiatrowa Lubsko Sp. z o.o. , Zielona Góra/Polen 100 3 Fifth Standard Solar PV, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 "Finelectra" Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG in Liquidation, Hausen/Schweiz 100 7.562 122 Five Estuaries Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Flatlands Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Florida Solar and Power Group LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Frazier Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Gazules I Fotovoltaica, S.L., Barcelona/Spanien 100 -58 -137 Gazules II Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 -58 -137 GBV Achtunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 25 1 GBV Dreiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 GBV Einunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 30 1 GBV Sechsunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 25 1 GBV Siebenunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 25 1 GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 1 Generación Fotovoltaica Castellano Manchega, S.L., Murcia/Spanien 100 3 Goole Fields II Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Grandview Wind Farm III, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Grandview Wind Farm IV, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Grandview Wind Farm V, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen 51 36 1 Haube Wind Sp. z o.o., Slupsk/Polen 100 663 -255 Highland III LLC, Chicago/USA 100 0 0 Horse Thief Wind Project LLC, Chicago/USA 100 0 0 INDI Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 47 40 Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Barcelona/Spanien 100 428 0 Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mit beschränkter Haftung, Hannover 100 18 -24 innogy Energy Marketing Australia PTY LTD, Melbourne/Australien 100 3 Innogy Energy Services LLC, Wilmington/USA 100 0 0 innogy Hillston Sun Farm Holding Pty. Ltd., Melbourne/Australien 100 -169 -168 innogy indeland Windpark Eschweiler Verwaltungs GmbH, Eschweiler 100 47 6 Innogy Management Services LLC, Wilmington/USA 100 3 innogy Middle East & North Africa Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate 100 -7.654 -5.550 innogy Offshore Wind Netherlands Participations I B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations II B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations III B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations IV B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande 100 0 0 innogy Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Essen 100 65 6 innogy Solar Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Solar Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 22 -6 innogy Solutions s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 3 Innogy Stallingborough Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 51 45 2 innogy Windpark Garzweiler GmbH & Co. KG, Essen 51 559 -23 Innogy Windpark Jüchen A44n Verwaltungs GmbH, Essen 100 31 -3 innogy Windpark Papenhagen GmbH & Co. KG, Hannover 100 3 innogy Windpark Papenhagen Verwaltungs GmbH, Hannover 100 3 Iron Horse Battery Storage, LLC, Wilmington/USA 100 10.849 679 IRUS Offshore Wind Holdings LLC, Dover/USA 100 0 0 iWATT s.r.o., Košice/Slowakei 100 3 Jerez Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 2 -35 Kasson Manteca Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim 51 2.200 656 Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim 51 30 0 Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Kimberly Run LLC, Chicago/USA 100 0 0 Lake Fork Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Lampasas Wind LLC, Chicago/USA 100 0 0 Las Vaguadas I Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 -17 -54 Las Vaguadas II Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 -42 -79 Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Mahanoy Mountain, LLC, Chicago/USA 100 0 0 Major Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 March Road Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Maricopa East Solar PV, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Maricopa East Solar PV 2 , LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Maricopa Land Holding, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Maricopa West Solar PV 2, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Maryland Sunlight 1 LLC, Wilmington/USA 100 3 Mason Dixon Wind LLC, Chicago/USA 100 0 0 Mud Springs Wind Project LLC, Chicago/USA 100 0 0 Nadácia VSE Holding , Košice/Slowakei 100 3 Northern Orchard Solar PV, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Northern Orchard Solar PV 2, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Northern Orchard Solar PV 3, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Offshore-Windpark Delta Nordsee GmbH, Hamburg 100 246 0 Ohio Sunlight 1 LLC, Wilmington/USA 100 3 Oranje Wind Power B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Oranje Wind Power C.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Owen Prairie Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Painter Energy Storage, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Panther Creek Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Paradise Cut Battery, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Parc Ynni Cymunedol Alwen Cyfyngedig, Swindon/Großbritannien 100 3 Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -2.662 -227 Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -143 124 Pawnee Spirit Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Pe Ell North LLC, Chicago/USA 100 0 0 Peg Project #1 Pty Ltd, Melbourne/Australien 100 3 Peg Project #2 Pty Ltd, Melbourne/Australien 100 3 Photovoltaikkraftwerk Götz Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 28 -1 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur GmbH & Co. KG, Templin 100 -16 -2 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur Verwaltungs-GmbH, Templin 100 29 0 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -26 1 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 30 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -27 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -19 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 30 0 PI E&P Holding Limited, George Town/Cayman Islands 100 45.505 -11 PI E&P US Holding LLC, New York City/USA 100 45.377 -78 Pinckard Solar LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Pinckard Solar Member LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Pipkin Ranch Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Proyecto Rio Putaendo S.p.A., Santiago de Chile/Chile 100 3 Proyecto Tabalongo Solar S.p.A., Santiago de Chile/Chile 100 1 0 Proyectos Solares Iberia I, S.L., Barcelona/Spanien 100 6 -14 Proyectos Solares Iberia II, S.L., Barcelona/Spanien 100 0 -20 Proyectos Solares Iberia III, S.L., Barcelona/Spanien 100 19 -1 Proyectos Solares Iberia IV, S.L., Barcelona/Spanien 100 19 -1 Proyectos Solares Iberia V, S.L., Barcelona/Spanien 100 19 -1 Pryor Caves Wind Project LLC, Chicago/USA 100 0 0 PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien 100 277 4 Quintana Fotovoltaica SLU, Barcelona/Spanien 100 -5 -5 Rampion Extension Development Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 RD Hanau GmbH, Hanau 100 0 0 Rose Rock Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 0 0 RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei 100 855 161 RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien 100 50 -14 RWE Belgium BVBA, Brüssel/Belgien 100 1.451 -8 2 RWE Carbon Sourcing North America, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 RWE Energy APAC Co. Ltd., Chengdu/China 100 1.977 -105 RWE Enerji Toptan Satis A.S., Istanbul/Türkei 100 4.294 -244 RWE Generation Hydro GmbH, Essen 100 25 1 RWE Ingen!us Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.670 82 RWE NSW PTY LTD, Sydney/Australien 100 219 -45.462 RWE Pensionsfonds AG, Essen 100 100 3.694 -145 RWE Power Climate Protection GmbH, Essen 100 23 1 RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 3.032 -77 RWE Principal Investments USA, LLC, New York City/USA 100 169 -971 RWE Renewables Australia Holdings Pty Ltd., Brisbane/Australien 100 176 -27 RWE Renewables Chile SpA, Santiago/Chile 100 1.133 -570 RWE Renewables France SAS, Levallois-Perret/Frankreich 100 -1.532 -4.337 RWE Renewables Japan G.K., Tokyo/Japan 100 3.643 -384 RWE Renewables Mexico, S. de R.L. de C.V., Ciudad de México/Mexiko 100 1.166 -179 RWE Renewables Services GmbH, Essen 100 25 0 RWE Renewables Services Mexico, S. de R.L. de C.V., Ciudad de México/ Mexiko 100 3 RWE Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 100 3 RWEST PI Bras Limited, London/Großbritannien 100 1.360 -23 RWEST PI FRE Holding LLC, New York City/USA 100 -1 -31 RWEST PI Limetree GmbH, Essen 100 25 0 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 100.990 6 RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei 100 1.054 176 RWE Technology International Energy Environment Engineering GmbH, Essen 100 25 1 RWE TECNOLOGIA LTDA, Rio de Janeiro/Brasilien 100 3 RWE Trading Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.349 32 RWE Wind Denmark AB, Malmö/Schweden 100 684 0 RWE Wind Norway AB, Malmö/Schweden 100 6.634 788 RWE Windparks Deutschland GmbH, Essen 100 24 -1 RWE Wind Projects AB, Malmö/Schweden 100 4 0 RWE Wind Service Italia S.r.l. , Mailand/Italien 100 -399 -444 RWE Wind Services GmbH, Neubukow 100 2.165 0 RWE Wind Services Norway AS, Oslo/Norwegen 100 1.515 -8 RWE Wind Songkjølen AS, Oslo/Norwegen 100 3.533 -18 Santa Severa Centrale PV s.a.s. (s.r.l.), Rom/Italien 100 -151 0 SB Retrofit, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Scioto Solar LLC, Wilmington/USA 100 3 Snow Shoe Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Songkjølen Wind Farm DA, Oslo/Norwegen 100 4.943 -25 Sparta North, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Sparta South, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 SP Solarprojekte 1 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 2 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -3 -3 SP Solarprojekte 2 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 26 0 SP Solarprojekte 3 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -4 -2 SP Solarprojekte 3 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 26 0 SP Solarprojekte 4 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -4 -2 SP Solarprojekte 4 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 26 0 SP Solarprojekte 7 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 7 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 8 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 8 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 9 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 9 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 10 GmbH & Co. KG, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 10 Verwaltungs-GmbH, Sömmerda 100 3 SP Solarprojekte 11 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -28 -2 SP Solarprojekte 11 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 SP Solarprojekte 12 GmbH & Co. KG , Kolitzheim 100 -29 -2 SP Solarprojekte 12 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 SP Solarprojekte 13 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 SP Solarprojekte 13 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Stillwater Energy Storage, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Stockton Solar I, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Stockton Solar II, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Storage Facility 1 Ltd., Slough/Großbritannien 100 -20 -20 Sun Data GmbH (i.L.), Kolitzheim 100 74 70 Sunpow 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 0 0 Sunrise Energy Generation Pvt. Ltd., Mumbai/Indien 100 70 3 Sunrise Wind Holdings, LLC, Chicago/USA 100 0 0 SVFR 12 (SAS), Vendres/Frankreich 100 -112 -2 Terrapin Hills LLC, Chicago/USA 100 0 0 Three Rocks Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Tierra Blanca Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Tipton Wind, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Valverde Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 VDE Komplementär GmbH, Kassel 100 8 -9 VDE Projects GmbH, Kassel 100 37 -22 Venado Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main 80 604 31 Vici Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Vici Wind Farm II, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Vici Wind Farm III, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Vortex Energy Deutschland GmbH, Kassel 100 4.661 986 Vortex Energy Windpark GmbH & Co. KG, Kassel 100 1 -29 VSE Call centrum, s.r.o., Košice/Slowakei 100 56 29 VSE Ekoenergia, s.r.o., Košice/Slowakei 100 65 -119 West of the Pecos Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Wildcat Wind Farm II, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Wildcat Wind Farm III, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Willowbrook Solar I, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Windpark Hölzerberg GmbH & Co. KG, Kassel 100 1 -12 Windpark Winterlingen-Alb GmbH & Co. KG, Kassel 100 1 -12 Wiregrass, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 WIT Ranch Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 WR Graceland Solar, LLC, Wilmington/USA 100 0 0 Zielone Glówczyce Sp. z o.o., Glówczyce/Polen 100 472 -519 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Reading/Großbritannien 50 1.122.469 101.728 N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/ Niederlande 30 81.302 5.609 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden IV. Assoziierte Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € B.V. NEA, Arnhem/Niederlande 28 71.714 216 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen 51 5 36.819 5.740 AWE-Arkona-Windpark Entwicklungs-GmbH, Hamburg 50 1.074.954 26.952 C-Power N.V., Oostende/Belgien 27 247.933 22.227 Elevate Wind Holdco, LLC, Wilmington/USA 50 245.884 16.100 Galloper Wind Farm Holding Company Limited, Swindon/Großbritannien 25 -101.690 33.135 Grandview Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 50 302.098 -12.364 Gwynt y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 -2.103 -992 Innogy Venture Capital GmbH, Dortmund 75 5 714 119 Rampion Renewables Limited, Coventry/Großbritannien 60 5 3 Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg 40 11.617 5.686 2 TCP Petcoke Corporation, Dover/USA 50 35.437 25.425 2 URANIT GmbH, Jülich 50 72.127 98.094 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Amprion GmbH, Dortmund 25 25 1.823.000 203.400 ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal 40 4.862 532 Belectric Gulf Limited, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 49 4.758 4.173 Bray Offshore Wind Limited, Kilkenny/Irland 50 -83 -12 DOTI Deutsche Offshore-Testfeld- und Infrastruktur-GmbH & Co. KG, Oldenburg 26 84.844 -46.276 GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen 28 36.339 15.690 2 Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim 40 127.435 6.647 HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal 32 12.588 1.964 Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG (i.L.), Dortmund 78 5 16.637 -1.833 Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich 49 912.286 96.638 2 KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich 13 6 893.675 93.316 Kish Offshore Wind Limited, Kilkenny/Irland 50 -103 -12 Magicat Holdco, LLC, Wilmington/USA 20 278.448 1.552 Mingas-Power GmbH, Essen 40 5.114 4.445 Nysäter Wind AB, Malmö/Schweden 20 20.419 -5.869 PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln 10 7 1.951.247 242.061 Rødsand 2 Offshore Wind Farm AB, Malmö/Schweden 20 143.174 14.320 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg Baden 50 64.957 2.809 Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande 60 5 10.679 3.070 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VII. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Abwasser-Gesellschaft Knapsack, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Hürth 33 415 185 Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen 50 5.113 0 Ascent Energy LLC, Wilmington/USA 50 83.664 -3.349 CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich 50 3.052 1.422 CARBON Egypt Ltd. (Under Liquidation), Kairo/Ägypten 49 -2.274 -245 DBO Energia S.A., Rio de Janeiro /Brasilien 90 604 -988 Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Essen 31 2.159 1.647 DOTI Management GmbH, Oldenburg 26 119 0 EMDO S.A.S., Paris/Frankreich 30 -10.890 -5.906 Energotel, a.s., Bratislava/Slowakei 20 6.922 1.410 Eoliennes en mer de Dunkerque (EMD) S.A.S., Paris/Frankreich 30 3 Fassi Coal Pty. Ltd., Rutherford/Australien 47 -9.954 -2.975 First River Energy LLC, Denver/USA 40 -1.410 -7.597 Focal Energy Photovoltaic Holdings Limited, Nicosia/Zypern 50 1.476 -4 Gemeinschaftswerk Hattingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 52 2.045 -685 GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 33 62 3 Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen 50 5.113 0 KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen 33 615 26 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. Kommanditgesellschaft, Bergheim 50 32 -1 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim 50 39 0 LDO Coal Pty. Ltd., Rutherford/Australien 47 -101 77 Limetree Bay Preferred Holdings LLC, Boston/USA 28 3 London Array Limited, Tunbridge Wells/Großbritannien 30 0 0 Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien 51 3.538 -18 Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven 25 627 -41 PV Projects GmbH & Co. KG (i.L.), Kolitzheim 50 236 -33 PV Projects Komplementär GmbH (i.L.), Kolitzheim 50 26 1 RWE Dhabi Union Energy LLC, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 24 36 0 Scarweather Sands Limited, Coventry/Großbritannien 50 0 0 SPX, s.r.o., Zilina/Slowakei 33 163 9 TetraSpar Demonstrator ApS, Kopenhagen/Dänemark 33 -1.037 -1.985 Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien 33 1.607 681 TPG Wind Limited, Coventry/Großbritannien 50 516 904 TRANSELEKTRO, s.r.o., Košice/Slowakei 26 -36 -69 Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Oldenburg 25 0 -137 WALDEN GREEN ENERGY LLC, New York City/USA 74 13.697 18.618 Walden Renewables Development LLC, New York City/USA 76 3 Windesco Inc, Boston/USA 22 -1.029 -1.120 Windpark Fresenhede GmbH & Co. KG, Kassel 50 1 -38 Windpark Herßum-Vinnen Projekt GmbH & Co. KG, Kassel 50 1 -7 Windpark Rotenburg GmbH & Co. KG, Kassel 50 1 -119 Windpark Schapen GmbH & Co. KG, Kassel 50 1 -9 WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 38 2.276 118 Yorkshire Windpower Limited, Coventry/Großbritannien 50 26.121 4.176 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VIII. Sonstige Beteiligungen scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, München 36 36 159.315 67.583 Chrysalix Energy II U.S. Limited Partnership, Vancouver/Kanada 6 9.155 -51 Chrysalix Energy III U.S. Limited Partnership, Vancouver/Kanada 11 115.776 -6.846 Dry Bulk Partners 2013 LP, Grand Cayman/Cayman Islands 23 6.578 85 Energías Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spanien 17 595 0 E.ON SE, Essen 15 9.431.700 1.053.000 Focal Energy Solar Three Ltd., Nicosia/Zypern 8 5.430 -4 Glenrothes Paper Limited, Glenrothes/Großbritannien 0 715 0 Globus Steel & Power Pvt. Limited, New Delhi/Indien 18 -1.337 -937 High-Tech Gründerfonds II GmbH & Co. KG, Bonn 1 111.181 0 HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK Gesellschaft mit beschränkter Haftung (HKG) Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm 31 0 0 Nordsee One GmbH, Oststeinbek 15 121.250 49.274 Nordsee Three GmbH, Oststeinbek 15 226 -7 Nordsee Two GmbH, Oststeinbek 15 73 -7 OPPENHEIM PRIVATE EQUITY Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln 29 29 385 -20 Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien 10 50 0 Parque Eólico Escorpio, S.A., Oviedo/Spanien 10 522 4 Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spanien 10 126 0 PEAG Holding GmbH, Dortmund 12 12 18.858 2.425 People2People, s.r.o., Bratislava /Slowakei 9 177 -43 Promocion y Gestion Cáncer, S.L., Oviedo/Spanien 10 63 1 REV LNG LLC, Ulysses/USA 5 3.163 325 SET Fund II C.V., Amsterdam/Niederlande 13 49.078 10.271 Stem Inc., Milbrae/USA 6 2.211 -45.187 Sustainable Energy Technology Fund C.V., Amsterdam/Niederlande 50 15.030 -1.949 Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich 5 1.791 198 Transport- und Frischbeton-Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Co. Kommanditgesellschaft Aachen, Aachen 17 390 164 Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf 43 43 1.058 -144 UMBO GmbH, Hamburg 10 1.487 1.387 Umspannwerk Lübz GbR, Lübz 18 19 -39 Versorgungskasse Energie (VVaG) i.L., Hannover 0 51.729 0 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2019 in% Anteil 31.12.2018 in% Veränderung Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Amrum-Offshore West GmbH, Düsseldorf 100 100 Anacacho Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Anacacho Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Belectric Canada Solar Inc. , Vancouver/Kanada 100 100 Boiling Springs Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Bruenning's Breeze Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Bruenning's Breeze Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Champion WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Champion Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Colbeck's Corner Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Colbeck's Corner, LLC, Wilmington/USA 100 100 Cranell Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Cranell Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 DOTTO MORCONE S.r.l., Rom/Italien 100 100 E.ON Energie Odnawialne Sp. z o.o., Szczecin/Polen 100 100 Energiewerken B.V., Almere/Niederlande 100 100 Farma Wiatrowa Barzowice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 100 Forest Creek Investco, Inc., Wilmington/USA 100 100 Forest Creek WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Forest Creek Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Get Energy Solutions Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 91 91 Glen Kyllachy Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 100 Grandview Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Hardin Class B Holdings LLC, Wilmington/USA 100 100 Hardin Wind Holdings LLC, Wilmington/USA 100 100 Inadale Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 IRUS Solar NC Lessee LLC, Wilmington/USA 100 100 IRUS Solar NC Pledgor LLC, Wilmington/USA 100 100 IRUS Solar Operations LLC, Wilmington/USA 100 100 IRUS Wind Operations LLC, Wilmington/USA 100 100 Klima és Hutéstechnológia Tervezo, Szerelo és Kereskedelmi Kft., Budapest/Ungarn 100 100 Munnsville Investco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Munnsville WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Munnsville Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Panther Creek Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Panther Creek Wind Farm I&II, LLC, Wilmington/USA 100 100 Panther Creek Wind Farm Three, LLC, Wilmington/USA 100 100 Peyton Creek Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Peyton Creek Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Pioneer Trail Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Pyron Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Radford's Run Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Radford's Run Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Raymond Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Raymond Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Roscoe WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Roscoe Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Canada Ltd., Saint John/Kanada 100 100 RWE Czech Gas Grid Holding B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 RWE Energy Services, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Investco EPC Mgmt, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Investco Mgmt, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Investco Mgmt II, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Magicat Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Americas, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Asset Management, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Canada Ltd., Saint John/Kanada 100 100 RWE Renewables Development, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Energy Marketing, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables International GmbH, Essen 100 100 RWE Renewables International Participations B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 RWE Renewables Italia S.r.l., Rom/Italien 100 100 RWE Renewables O&M, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables QSE, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Services, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Renewables Sweden AB, Malmö/Schweden 100 100 RWE Renewables UK Blyth Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Developments Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Humber Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK London Array Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Offshore Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Operations Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Robin Rigg East Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Robin Rigg West Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Wind Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Renewables UK Zone Six Limited, Coventry/Großbritannien 100 100 RWE Slovak Holding B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 RWE Solar Development, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Solar PV, LLC, Wilmington/USA 100 100 RWE Wind Karehamn AB, Malmö/Schweden 100 100 RWE Wind Services Denmark A/S, Rødby/Dänemark 100 100 Sand Bluff WF Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Sand Bluff Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Settlers Trail Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Stella Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 Stella Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Tamworth Holdings, LLC, Charlotte/USA 100 100 Tanager Holdings, LLC, Charlotte/USA 100 100 Tech Park Solar, LLC, Wilmington/USA 100 100 Valencia Solar, LLC, Tucson/USA 100 100 West of the Pecos Solar, LLC, Wilmington/USA 100 100 West Raymond Holdco, LLC, Wilmington/USA 100 100 West Raymond Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 100 100 Zugänge von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind AWE-Arkona-Windpark Entwicklungs-GmbH, Hamburg 50 50 Elevate Wind Holdco, LLC, Wilmington/USA 50 50 Grandview Wind Farm, LLC, Wilmington/USA 50 50 Rampion Renewables Limited, Coventry/Großbritannien 60 3 60 Zugänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind DOTI Deutsche Offshore-Testfeld- und Infrastruktur-GmbH & Co. KG, Oldenburg 26 26 Magicat Holdco, LLC, Wilmington/USA 20 20 Nysäter Wind AB, Malmö/Schweden 20 20 Rødsand 2 Offshore Wind Farm AB, Malmö/Schweden 20 20 Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. KG Cottbus, Düsseldorf 1 2. CR-Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt MEAG Halle KG, Düsseldorf 1 Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg 90 -90 A/V/E GmbH, Halle (Saale) 76 -76 Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen 100 -100 Bayerische Elektrizitätswerke Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Augsburg 100 -100 Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 62 -62 Bristol Channel Zone Limited, Bristol/Großbritannien 100 -100 Broadband TelCom Power, Inc., Santa Ana/USA 100 -100 BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin 100 -100 Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn 55 -55 Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 -100 Certified B.V., Amsterdam/Niederlande 100 -100 Channel Energy Limited, Bristol/Großbritannien 100 -100 EGD-Energiewacht Facilities B.V., Assen/Niederlande 100 -100 Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech 100 -100 ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen 100 -100 ELMU DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Energiakereskedo Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Energiatároló Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Telco Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 ÉMÁSZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn 100 -100 Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen 50 -50 Energiedirect B.V., Waalre/Niederlande 100 -100 Energienetze Berlin GmbH, Berlin 100 -100 Energiewacht Facilities B.V., Zwolle/Niederlande 100 -100 Energiewacht Groep B.V., Meppel/Niederlande 100 -100 Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande 100 -100 Energiewacht West Nederland B.V., Assen/Niederlande 100 -100 Energiewerken B.V., Almere/Niederlande 5 energis GmbH, Saarbrücken 72 -72 energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken 100 -100 enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz 100 -100 enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen 100 -100 envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz 59 -59 envia SERVICE GmbH, Cottbus 100 -100 envia TEL GmbH, Markkleeberg 100 -100 envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 -100 eprimo GmbH, Neu-Isenburg 100 -100 Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 -100 Essent EnergieBewust Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande 100 -100 Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande 100 -100 Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande 100 -100 Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Rights B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn 54 -54 EuroSkyPark GmbH, Saarbrücken 51 -51 EVIP GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 -100 EWIS BV, Ede/Niederlande 100 -100 EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg 54 -54 FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken 100 -100 GasNet, s.r.o., Ústí nad Labem/Tschechien 100 -100 GasWacht Friesland Facilities B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 -100 Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande 100 -100 Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG, Bergkamen 51 -51 Get Energy Solutions Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 5 GridServices, s.r.o., Brno/Tschechien 100 -100 GWG Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 60 -60 Hof Promotion B.V., Eindhoven/Niederlande 100 -100 Improvers B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Improvers Community B.V., Amsterdam/Niederlande 100 -100 innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 -100 innogy Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 innogy Beteiligungsholding GmbH, Essen 100 -100 innogy Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande 100 -100 innogy Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen 100 -100 Innogy Business Services UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 innogy Ceská republika a.s., Prag/Tschechien 100 -100 innogy eMobility Solutions GmbH, Dortmund 100 -100 innogy e-mobility US LLC, Delaware/USA 100 -100 innogy Energie, s.r.o., Prag/Tschechien 100 -100 innogy Energo, s.r.o., Prag/Tschechien 100 -100 innogy Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 innogy Gastronomie GmbH, Essen 100 -100 innogy Grid Holding, a.s., Prag/Tschechien 50 -50 innogy Hungária Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 innogy Innovation Berlin GmbH, Berlin 100 -100 INNOGY INNOVATION CENTER LTD, Tel Aviv/Israel 100 -100 innogy Innovation GmbH, Essen 100 -100 innogy Innovation UK Ltd., London/Großbritannien 100 -100 innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 innogy IT Magyarország Kft. "v.a.", Budapest/Ungarn 100 -100 innogy Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 -100 innogy Netze Deutschland GmbH, Essen 100 -100 innogy New Ventures LLC, Palo Alto/USA 100 -100 innogy Polska IT Support Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -100 innogy Polska S.A., Warschau/Polen 100 -100 innogy Polska Solutions Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -100 innogy Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 -100 innogy SE, Essen 77 -77 Innogy Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland 100 -100 innogy solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 -100 innogy Solutions s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei 100 -100 innogy South East Europe s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 -100 innogy Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -100 innogy TelNet GmbH, Essen 100 -100 innogy Ventures GmbH, Essen 100 -100 innogy Zákaznické sluzby, s.r.o., Ostrava/Tschechien 100 -100 innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 -100 Installatietechniek Totaal B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 -100 IsoFitters BVBA, Herentals/Belgien 100 -100 Isoprofs België BVBA, Hasselt/Belgien 100 -100 Isoprofs B.V., Meijel/Niederlande 100 -100 iSWITCH GmbH, Essen 100 -100 It's a beautiful world B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -100 Klima és Hutéstechnológia Tervezo, Szerelo és Kereskedelmi Kft., Budapest/ Ungarn 5 Konnektor B.V., Amsterdam/Niederlande 100 -100 Koprivnica Opskrba d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 -75 Koprivnica Plin d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 -75 Lechwerke AG, Augsburg 90 -90 Leitungspartner GmbH, Düren 100 -100 LEW Anlagenverwaltung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Gundremmingen 100 -100 LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 -100 LEW Netzservice GmbH, Augsburg 100 -100 LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg 100 -100 LEW TelNet GmbH, Neusäß 100 -100 LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg 100 -100 Licht Groen B.V., Amsterdam/Niederlande 100 -100 Livisi GmbH, Essen 100 -100 MI-FONDS 178, Frankfurt am Main 100 -100 MI-FONDS F55, Frankfurt am Main 100 -100 MI-FONDS G55, Frankfurt am Main 100 -100 MI-FONDS J55, Frankfurt am Main 100 -100 MI-FONDS K55, Frankfurt am Main 100 -100 MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale) 75 -75 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, Halle (Saale) 100 -100 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Halle (Saale) 100 -100 Mittlere Donau Kraftwerke AG, München 40 1 -40 Montcogim - Plinara d.o.o., Sveta Nedelja/Kroatien 100 -100 Nederland Isoleert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -100 Nederland Schildert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -100 Nederland Schildert Rijnmond B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -100 Nederland Verkoopt B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -100 NEW AG, Mönchengladbach 40 2 -40 NEW Netz GmbH, Geilenkirchen 100 -100 NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, Mönchengladbach 100 -100 NEW NiederrheinWasser GmbH, Viersen 100 -100 NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst 98 -98 NEW Viersen GmbH, Viersen 100 -100 Npower Business and Social Housing Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Direct Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Group Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein 100 -100 Plus Shipping Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Powerhouse B.V., Almere/Niederlande 100 -100 PS Energy UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Recargo Inc., El Segundo/USA 100 -100 Regionetz GmbH, Aachen 49 2 -49 Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg 100 -100 rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln 67 -67 RL Besitzgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 -100 RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Gundremmingen 100 -100 RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien 100 -100 RWE Cogen UK (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 RWE Cogen UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 -100 RWE Generation Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 -100 RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 -100 RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien 100 -100 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 -100 RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz 100 -100 RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr 80 -80 SARIO Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Würzburg KG, Düsseldorf 1 Stadtwerke Düren GmbH, Düren 50 2 -50 Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau 100 -100 Süwag Energie AG, Frankfurt am Main 78 -78 Süwag Grüne Energien und Wasser GmbH, Frankfurt am Main 100 -100 Süwag Vertrieb AG & Co. KG, Frankfurt am Main 100 -100 Syna GmbH, Frankfurt am Main 100 -100 Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach 75 -75 Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen 100 -100 VKB-GmbH, Neunkirchen 50 -50 Volta Energycare N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien 100 -100 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 -100 Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande 100 -100 Volta Solar B.V., Heerlen/Niederlande 95 -95 Volta Solar VOF, Heerlen/Niederlande 60 -60 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 51 -51 VSE NET GmbH, Saarbrücken 100 -100 VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken 100 -100 VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein/Sa. 98 -98 Wendelsteinbahn Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Brannenburg 100 -100 Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg 100 -100 Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf 100 -100 Westnetz GmbH, Dortmund 100 -100 WTTP B.V., Arnhem/Niederlande 100 -100 ZonnigBeheer B.V., Lelystad/Niederlande 100 -100 Abgänge von Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg 50 -50 BEW Netze GmbH, Wipperfürth 61 3 -61 Budapesti Disz-es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn 50 -50 Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall 33 -33 FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen 50 -50 Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein 67 3 -67 PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mit beschränkter Haftung, Neuss 50 -50 Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain 70 3 -70 SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien 50 -50 Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen 50 -50 Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems) 40 -40 Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, Friedberg 49 -49 Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 49 -49 Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg 49 -49 SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn 30 -30 Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien 49 -49 Abgänge assoziierter Unternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind Dortmunder Energie- und Wasserversorgung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Dortmund 40 -40 EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf 49 -49 Energieversorgung Guben GmbH, Guben 45 -45 Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth 25 -25 Energieversorgung Oberhausen Aktiengesellschaft, Oberhausen 10 4 -10 ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers 20 -20 e-regio GmbH & Co. KG, Euskirchen 43 -43 EWR Aktiengesellschaft, Worms 1 4 -1 EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms 25 -25 EWR GmbH, Remscheid 20 -20 Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg 30 -30 Gas- und Wasserwerke Bous - Schwalbach GmbH, Bous 49 -49 Kemkens B.V., Oss/Niederlande 49 -49 KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung Aktiengesellschaft, Neunkirchen 29 -29 MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen 47 -47 medl GmbH, Mülheim an der Ruhr 39 -39 Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf 20 -20 PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT, Ludwigshafen am Rhein 27 -27 Projecta 14 GmbH, Saarbrücken 50 -50 Propan Rheingas GmbH&Co Kommanditgesellschaft, Brühl 30 -30 Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen 50 -50 RheinEnergie AG, Köln 20 -20 Rhein-Main-Donau GmbH, München 23 -23 Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen 25 -25 SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus 33 -33 SSW - Stadtwerke St. Wendel GmbH&Co KG., St. Wendel 50 -50 Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben 35 -35 Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale) 45 -45 Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen 40 -40 Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg 20 -20 Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein 25 -25 Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen 29 -29 Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern 49 -49 Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach 25 -25 Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 49 -49 Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn/Nahe 49 -49 Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane 25 -25 Stadtwerke Meerbusch GmbH, Meerbusch 40 -40 Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg 40 -40 Stadtwerke Merzig Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Merzig 50 -50 Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss 25 -25 Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald 50 -50 Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen 25 -25 Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland 25 -25 Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis 49 -49 Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert 30 -30 Stadtwerke Weißenfels Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Weißenfels 25 -25 Stadtwerke Willich Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Willich 25 -25 Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz 25 -25 SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 33 -33 Tankey B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 43 -43 WVW Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel Gesellschaft mit beschränkter Haftung, St. Wendel 28 -28 Xelan SAS, Saint-Denis La Plaine/Frankreich 34 -34 Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien 31 -31 Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau 27 -27 Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Fri-El Guardionara s.r.l., Bozen/Italien 51 100 -49 innogy indeland Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Eschweiler 51 100 -49 Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen 100 75 25 Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 100 99 1 Kernkraftwerksbeteiligung Lippe-Ems beschränkt haftende OHG, Lingen/Ems 100 88 12 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 70 70 0 1 Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12 2 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 3 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 4 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 5 Zugang 2019 Organe (Teil des Anhangs) Stand: 28. Februar 2020 Aufsichtsrat (Ende der Amtszeit: Hauptversammlung 2021) Dr. Werner Brandt Bad Homburg Vorsitzender Vorsitzender des Aufsichtsrats der ProSiebenSat.1 Media SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit 18. April 2013 Mandate: • ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) 1 • Siemens AG 1 Frank Bsirske 2 Berlin Stellvertretender Vorsitzender Ehem. Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit 9. Januar 2001 Mandate: • DB Privat- und Firmenkundenbank AG • Deutsche Bank AG 1 • innogy SE 1,3 Michael Bochinsky 2 Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit 1. August 2018 Reiner Böhle 2 , 4 Witten Referent Sonderaufgaben und Projektarbeiten der Westnetz GmbH Geburtsjahr: 1960 Mitglied vom 1. Januar 2013 bis 18. September 2019 Sandra Bossemeyer 2 Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit 20. April 2016 Martin Bröker 2 Bochum Leiter HR & Business Functions IT der RWE Generation SE Geburtsjahr: 1966 Mitglied seit 1. September 2018 Anja Dubbert 2 Essen Business Development Manager/Mitglied des Betriebsrats der RWE Supply & Trading GmbH Geburtsjahr: 1979 Mitglied seit 27. September 2019 Matthias Dürbaum 2 Heimbach Vorsitzender des Betriebsrats Tagebau Hambach Geburtsjahr: 1987 Mitglied seit 27. September 2019 Ute Gerbaulet Düsseldorf Persönlich haftende Gesellschafterin der Bankhaus Lampe KG Geburtsjahr: 1968 Mitglied seit 27. April 2017 Mandate: - NRW.Bank AöR Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Essen Ehem. Vorsitzender des Vorstands der HOCHTIEF AG Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit 18. April 2013 Mandate: • National-Bank AG - Consolidated Contractors Group S.A.L. Mag. Dr. h. c. Monika Kircher Krumpendorf, Österreich Beraterin Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit 15. Oktober 2016 Mandate: - Andritz AG 1 - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz) 3 - KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG 1,3 - Siemens AG Österreich Monika Krebber 2 , 4 Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Geburtsjahr: 1962 Mitglied vom 20. April 2016 bis 18. September 2019 Mandate: • innogy SE 1,3 Harald Louis 2 Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit 20. April 2016 Mandate: • RWE Power AG 5 Dagmar Mühlenfeld Mülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. der Stadt Mülheim an der Ruhr/ Geschäftsführerin der JUNI gGmbH (Junior-Uni Ruhr) Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit 4. Januar 2005 Peter Ottmann Nettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Rechtsanwalt, Landrat a. D. Kreis Viersen Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit 20. April 2016 Günther Schartz Wincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit 20. April 2016 Mandate: - A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (Vorsitz) - Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) - Sparkassenverband Rheinland-Pfalz - Sparkasse Trier (Vorsitz) - Trierer Hafengesellschaft mbH - Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier Dr. Erhard Schipporeit Hannover Selbstständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit 20. April 2016 Mandate: • BDO AG • Fuchs Petrolub SE 1 • Hannover Rück SE 1 • HDI V. a. G. • Talanx AG 1 Dr. Wolfgang Schüssel Wien, Österreich Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit 1. März 2010 Mandate: - Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) - PJSC LUKOIL 1 Ullrich Sierau Dortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit 20. April 2011 Mandate: • Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz) • Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) • Dortmunder Stadtwerke Holding GmbH (Vorsitz) • KEB Holding AG (Vorsitz) - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH - Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG - Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski 2 Hannover Stellvertretender Vorsitzender der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit 1. Juli 2014 Mandate: • CHEMIE Pensionsfonds AG (Vorsitz) • Lanxess AG 1 • Lanxess Deutschland GmbH • RAG AG • RWE Generation SE 5 • RWE Power AG 5 - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH Marion Weckes 2 Dormagen Referatsleiterin Institut für Mitbestimmung und Unternehmensführung der Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit 20. April 2016 Leonhard Zubrowski 2 Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit 1. Juli 2014 Mandate: • RWE Generation SE 5 • Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG -Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG 1 Börsennotiertes Unternehmen 2 Vertreter der Arbeitnehmer 3 Konzerninternes Mandat bis 18. September 2019 4 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens. 5 Konzerninternes Mandat Ausschüsse des Aufsichtsrats Präsidium des Aufsichtsrats Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Anja Dubbert Matthias Dürbaum Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Dagmar Mühlenfeld Dr. Wolfgang Schüssel Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Dr. Wolfgang Schüssel Ralf Sikorski Personalausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Harald Louis Peter Ottmann Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Prüfungsausschuss Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) Michael Bochinsky Mag. Dr. h. c. Monika Kircher Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes Nominierungsausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Peter Ottmann Strategieausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Leonhard Zubrowski Vorstand Dr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender) Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Arbeitsdirektor der RWE AG seit dem 1. Mai 2017 Mandate: • Amprion GmbH • E.ON SE 1 • RWE Generation SE 5 (Vorsitz) • RWE Power AG 5 (Vorsitz) • RWE Supply & Trading GmbH 5 • TÜV Rheinland AG - Jaeger Grund GmbH & Co. KG (Jaeger Gruppe, Vorsitz) - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH 3 - KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG 1,3 Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2024 Mandate: • RWE Generation SE 5 • RWE Pensionsfonds AG 5 (Vorsitz) • RWE Power AG 5 • RWE Supply & Trading GmbH 5 (Vorsitz) • Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG -Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG 1 Börsennotiertes Unternehmen 2 Vertreter der Arbeitnehmer 3 Konzerninternes Mandat bis 18. September 2019 4 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens. 5 Konzerninternes Mandat Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers An die RWE Aktiengesellschaft, Essen Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts Prüfungsurteile Wir haben den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2019 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Lageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse ― entspricht der beigefügte Jahresabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2019 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 und ― vermittelt der beigefügte Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Lagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des Lageberichts. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat. Grundlage für die Prüfungsurteile Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Jahresabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Jahresabschlusses Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2019 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung: 1 Veräußerung und Erwerb von Geschäftsbereichen 2 Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert: 1 Sachverhalt und Problemstellung 2 Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse 3 Verweis auf weitergehende Informationen Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: 1 Veräußerung und Erwerb von Geschäftsbereichen 1 Am 12. März 2018 haben die RWE Aktiengesellschaft und die E.ON SE (im Folgenden werden die E.ON SE und ihre Tochtergesellschaften mit der Bezeichnung "E.ON" abgekürzt) Veräußerungen und Erwerbe von Geschäftsbereichen vereinbart. Der überwiegende Teil dieser Transaktionen wurde im Geschäftsjahr 2019 abgeschlossen: ― Veräußerung des gesamten im mittelbaren Besitz der RWE AG befindlichen Aktienbestandes an der innogy SE (76,8 %) durch die Tochtergesellschaft GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH (GBV 34) an E.ON zum 18. September 2019 ― Erwerb des Erneuerbaren Energien-Geschäfts von E.ON durch eine Tochtergesellschaft der GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH (GBV 32) zum 30. September 2019 ― Erwerb der Minderheitsbeteiligungen an den Kernkraftwerken Gundremmingen (25%) und Emsland (12,5%) durch die RWE Nuclear GmbH und RWE Nuclear Beteiligungs GmbH von der E.ON-Tochter PreußenElektra zum 30. September 2019 Die Abrechnung der Transaktionen erfolgte - unter vertraglich festgelegten Verrechnungsvereinbarungen - direkt zwischen der RWE AG und E.ON. In der Bilanz der RWE AG zum 31. Dezember 2019 zeigen sich aus der konzerninternen Weiterverrechnung zu den obig beschriebenen Tochtergesellschaften daraus Forderungen gegen verbundene Unternehmen (GBV 32: € 8.503 Mio) sowie Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen (GBV 34: € 12.052 Mio bzw. RWE Nuclear: € 835 Mio). Außerdem wird in den Sonstigen Vermögensgegenständen ein Anwartschaftsrecht auf das Erneuerbare Energien-Geschäft und die Gasspeicheraktivitäten von innogy sowie die Beteiligung an KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG/Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich, ausgewiesen, welche - als letzte Teiltransaktion - rechtlich voraussichtlich im Geschäftsjahr 2020 auf RWE übertragen werden. Die Höhe dieses Postens beträgt € 5.679 Mio. Geplant ist auch hier ein Erwerb durch die GBV 32 und ihre Tochtergesellschaften sowie die GBV 34. Der Sachverhalt war insbesondere vor dem Hintergrund der hohen Komplexität aufgrund des Einbezugs diverser Konzerngesellschaften und der damit verbundenen Abrechnung auf Ebene der RWE AG sowie des Ausweises und der Bewertung des Anwartschaftsrechts auf Übertragung des Erneuerbare Energien-Geschäfts (inkl. Gasspeicher und KELAG) gegenüber E.ON von hoher Bedeutung für unsere Prüfung. 2 Im Rahmen unserer Prüfung haben wir zunächst beurteilt, ob die Bedingungen zur bilanziellen Abbildung der einzelnen Transaktionen dem Grunde nach erfüllt sind, z.B. dass die Zustimmungen der Kartellbehörden zur Durchführung der Transaktionen vorliegen. Anschließend haben wir beurteilt, welche bilanziellen Implikationen sich aus der rechtlichen Ausgestaltung durch die Einbindung der Tochtergesellschaften der RWE AG in die Gesamttransaktion ergeben. In diesem Zusammenhang haben wir insbesondere die Höhe der resultierenden Forderungen und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sowohl mittels der Verträge mit E.ON und ergänzender Mandantenberechnungen als auch mittels konzerninterner Saldenbestätigungstools nachvollzogen. Außerdem haben wir beurteilt, ob es sich bei dem Anwartschaftsrecht um einen bilanzierungsfähigen Vermögensgegenstand handelt, dessen Ausweis sachgerecht ist und dessen Höhe mittels der Verträge und weiterer Korrespondenzen mit E.ON nachvollzogen werden kann. Wir konnten uns durch die dargestellten und weitere Prüfungshandlungen insgesamt davon überzeugen, dass der Ausweis der einzelnen aus der Veräußerung und dem Erwerb von Geschäftsbereichen resultierenden Bilanzposten begründet und deren Höhe sachgerecht ermittelt wurde. 3 Im Anhang der RWE AG finden sich die Erläuterungen zu den wesentlichen Posten aus der Transaktion insb. in den Abschnitten zu "Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände" sowie "Verbindlichkeiten". 2 Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen 1 Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Finanzanlagen" Anteile an verbundenen Unternehmen in Höhe von € 15,7 Mrd (40 % der Bilanzsumme) ausgewiesen. Die handelsrechtliche Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen richtet sich nach den Anschaffungskosten und dem niedrigeren beizulegenden Wert. Zur Ermittlung des beizulegenden Werts ist die Sicht der die Beteiligung haltenden Gesellschaft einzunehmen. Grundlage der Bewertungen sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den gesetzlichen Vertretern erstellten Planungsrechnungen ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden mittels Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen Finanzanlage. Die Gesellschaft hat eigene Bewertungen vorgenommen und dabei auch Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen verwendet. Auf Basis der ermittelten Werte sowie weiterer Dokumentationen ergab sich für das Geschäftsjahr einerseits ein Abwertungsbedarf von insgesamt € 119 Mio und andererseits ein Zuschreibungsbedarf in Höhe von € 233 Mio. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsströme einschätzen sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen und Wachstumsraten. Die Bewertung ist daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der hohen Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2 Bei unserer Prüfung der beizulegenden Werte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Bewertung nachvollzogen. Zudem haben wir beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelflüsse eine sachgerechte Grundlage für den Werthaltigkeitstest der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen bilden. Die Angemessenheit der bei den Berechnungen verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse haben wir unter anderem durch Abgleich dieser Angaben mit den Planungsrechnungen sowie durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen beurteilt. Wir haben außerdem vorliegende Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen auf ihre Verwertbarkeit sowie die fachliche Qualifikation der externen Sachverständigen gewürdigt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, haben wir auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter einschließlich der gewichteten Kapitalkosten beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Bewertung der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sachgerecht vorzunehmen. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(1) Anlagevermögen" enthalten. Sonstige Informationen Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Lageberichts: ― die in Abschnitt 1.8 des Lageberichts enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f HGB und § 315d HGB ― den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen ― wesentliche Unstimmigkeiten zum Jahresabschluss, zum Lagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder ― anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen. Falls wir auf Grundlage der von uns durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Jahresabschluss und im Lagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Jahresabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme der Gesellschaft abzugeben. ― beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben. ― ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss und im Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass die Gesellschaft ihre Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann. ― beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Jahresabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Jahresabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. ― beurteilen wir den Einklang des Lageberichts mit dem Jahresabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage der Gesellschaft. ― führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen. Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO Wir wurden von der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 als Abschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 6. Mai 2019 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2000 als Abschlussprüfer der RWE Aktiengesellschaft, Essen, tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter. Essen, den 28. Februar 2020 PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer Finanzkalender 2020/2021 scroll 12. März 2020 Capital Market Day 28. April 2020 Hauptversammlung 29. April 2020 Ex-Dividende-Tag 4. Mai 2020 Dividendenzahlung 14. Mai 2020 Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2020 13. August 2020 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 12. November 2020 Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2020 16. März 2021 Bericht über das Geschäftsjahr 2020 28. April 2021 Hauptversammlung 29. April 2021 Ex-Dividende-Tag 3. Mai 2021 Dividendenzahlung 12. Mai 2021 Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2021 12. August 2021 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2021 11. November 2021 Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2021 Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. Impressum RWE Aktiengesellschaft Altenessener Straße 35 45141 Essen scroll Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail [email protected] Investor Relations: scroll Telefon +49 201 5179-3112 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail [email protected] Konzernkommunikation: scroll Telefon +49 201 12-23986 Telefax +49 201 12-22115 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen sowie weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Jahresabschluss ist am 12. März 2019 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V. RWE Aktiengesellschaft Altenessener Straße 35 45141 Essen www.rwe.com 01 Zusammengefasster Lagebericht 1.1 Strategie Im vergangenen Jahr ist die neue RWE an den Start gegangen: Durch unser Tauschgeschäft mit E.ON sind wir ein international führendes Unternehmen auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien geworden. Unsere Rolle ist nun die eines Allrounders in der Stromerzeugung, der in vorderster Reihe bei der Schaffung eines nachhaltigen Energiesystems mitwirkt und - solange nötig - mit seinen flexiblen Kraftwerken zur Sicherheit der Energieversorgung beiträgt. Eine nachhaltige Stromerzeugung muss klimaneutral sein. Diesem Anspruch wollen wir bereits 2040 gerecht werden. Dafür werden wir Milliarden in Windkraft, Photovoltaik und Energiespeicher investieren. Und wir werden entsprechend den politischen Vorgaben frühzeitig und sozialverträglich aus der Kohleverstromung aussteigen. Die neue RWE: Fokus auf nachhaltige Stromerzeugung und Energiehandel. Unser Unternehmen hat sich in den vergangenen Jahren grundlegend neu aufgestellt. Zu Beginn dieses Transformationsprozesses war RWE noch ein integrierter Versorger, der alle Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette abdeckte. Heute sind wir ein auf die Stromerzeugung und den Energiehandel spezialisiertes Unternehmen, das seinen Beitrag dazu leisten will, dass sich auch die Energiewirtschaft grundlegend erneuert - hin zu einer nahezu CO2-freien Stromerzeugung, die sicher und bezahlbar bleibt. Der Weg zur neuen RWE begann 2016, als wir die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft mit dem Namen innogy zusammenführten und an die Börse brachten. Eineinhalb Jahre später, Anfang 2018, vereinbarten wir mit E.ON ein umfassendes Tauschgeschäft, das inzwischen großenteils abgeschlossen ist. Im Zuge dieser Transaktion trennten wir uns im September 2019 von unserem 76,8%-Anteil an innogy und erhielten dafür das Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON, eine 16,67 %-Beteiligung an E.ON und die Minderheitsanteile der E.ON-Tochter PreussenElektra an unseren Kernkraftwerken Gundremmingen (25%) und Emsland (12,5%). Was noch aussteht, ist die rechtliche Rückübertragung einzelner innogy-Aktivitäten auf RWE: Dies sind das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen und tschechischen Gasspeicher sowie ein 37,9%-Anteil am österreichischen Energieversorger Kelag. Sie sind unter der Position "Fortgeführte innogy-Aktivitäten" im Konzernabschluss erfasst. Auf Seite 45 erläutern wir das Tauschgeschäft mit E.ON ausführlich. Hervorragende Startposition bei den erneuerbaren Energien. Mit dem Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON und innogy unter dem Dach von RWE sind wir ein international führender Stromerzeuger aus regenerativen Quellen geworden. Ende 2019 verfügten wir über ein Erneuerbare-Energien-Portfolio mit einer Gesamtkapazität von 9,9 GW. Dabei handelt es sich um die Erzeugungsleistung, die uns pro rata, d. h. gemäß unseren Beteiligungsquoten, zuzurechnen ist. Windparks an Land (onshore) und im Meer (offshore) machen mit 8,6 GW den Großteil der Erzeugungsleistung aus. Bei der Offshore-Windkraft sind wir die Nr. 2 weltweit. Neben den bestehenden Anlagen haben wir eine Vielzahl unterschiedlich weit fortgeschrittener Wachstumsprojekte übernommen. Schwerpunkt ist auch hier die Windkraft, gefolgt von Photovoltaik. Die Stromerzeugung aus regenerativen Quellen wird unser mit Abstand ertragreichstes Tätigkeitsfeld sein. Bereits 2020 werden wir damit mehr als die Hälfte unseres bereinigten EBITDA erwirtschaften. Unser Ziel bis 2040: RWE wird klimaneutral. Parallel zur Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON haben wir unsere Strategie weiterentwickelt und uns ambitionierte Ziele im Hinblick auf die Verringerung unserer Treibhausgasemissionen gesetzt. Von 2012 bis 2019 hat RWE den jährlichen CO2-Ausstoß bereits um 51% gesenkt; 2030 sollen es 75% sein. Eine zentrale Rolle spielt dabei der schrittweise Ausstieg aus der Kohleverstromung. Bis 2040 wollen wir die Stromproduktion des RWE-Konzerns so weit umgestellt haben, dass der Anspruch der Klimaneutralität erfüllt wird. Dabei setzen wir auf einen zügigen Ausbau der erneuerbaren Energien, die verstärkte Nutzung von Speichertechnologien und den Einsatz von CO2-neutralen Brennstoffen für die Stromerzeugung. Diese strategische Ausrichtung spiegelt sich auch in unserem Markenauftritt wider. Mit dem neuen Leitsatz "Our energy for a sustainable life" bringen wir zum Ausdruck, dass der RWE-Konzern mit seinen rund 20.000 Mitarbeitern entschlossen auf eine nachhaltige Energieversorgung hinarbeitet. Hohes Wachstumstempo bei Windkraft und Photovoltaik. Wichtigster Baustein unserer Strategie ist die Umstellung unserer Stromproduktion auf eine zunehmende Nutzung regenerativer Quellen. Durch das Tauschgeschäft mit E.ON verfügen wir über eine sehr gute Startposition, die wir zügig ausbauen werden. Unsere Windkraft- und Solarkapazitäten, die Ende 2019 bei 8,7 GW (pro rata) lagen, wollen wir bis Ende 2022 auf über 13 GW erhöhen. Dafür planen wir Nettoinvestitionen von jährlich 1,5 bis 2,0 Mrd. € ein; durch die Reinvestition von Erlösen aus dem Verkauf von Projektbeteiligungen können die Bruttoausgaben sogar wesentlich höher ausfallen. In technologischer Hinsicht liegt unser Augenmerk auf Windkraft und Photovoltaik. Geografisch werden wir uns auf Märkte in Europa, in Amerika und im asiatisch-pazifischen Raum konzentrieren. Unser derzeit größtes Bauprojekt ist der Offshore-Windpark Triton Knoll vor der Ostküste Englands mit einer Leistung von 860 MW, für den sich innogy eine garantierte Vergütung von 74,75 £/MWh gesichert hat. Auch an Land errichten wir zurzeit große Windparks, z. B. Big Raymond und Cranell im US-Bundesstaat Texas mit 440 bzw. 220 MW. Und im australischen New South Wales wollen wir 2020 unser Solarkraftwerk Limondale in Betrieb nehmen, das mit 349 MWp das leistungsstärkste des Landes sein wird. An dem integrierten Geschäftsmodell, das innogy und E.ON verfolgt haben, halten wir fest, das heißt, wir werden bei neuen Projekten möglichst die gesamte Wertschöpfungskette abdecken - von der Entwicklung über den Bau bis hin zum Betrieb. Leistungsfähige Speicher: Voraussetzung für 100% Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien allein ist es nicht getan. Die Verfügbarkeit von Wind- und Solarenergie hängt in hohem Maße von den Wetterbedingungen und der Tages- oder Jahreszeit ab. Mal deckt die Stromproduktion aus regenerativen Quellen nur einen Bruchteil der Nachfrage ab, mal überschreitet sie den lokalen Bedarf so stark, dass sie gedrosselt werden muss. Mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien rücken die Speichertechnologien daher immer mehr in den Mittelpunkt. Noch erfüllen sie nicht die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen, um in großem Maßstab für die Absicherung der Stromversorgung eingesetzt zu werden - aber wir arbeiten daran, dass sich das ändert. In mehreren Forschungs- und Entwicklungsprojekten widmen wir uns derzeit den sogenannten Power-to-Gas-Technologien, also der Umwandlung von Strom aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff und der Nutzung des Gases als klimaneutraler Rohstoff. Beispielsweise haben wir uns im Rahmen der Initiative "Get H2" mit Gasnetzbetreibern und Industrieunternehmen zusammengetan, um die Erzeugung, die Speicherung, den Transport und die Nutzung des Wasserstoffs in industriellem Maßstab zu testen (siehe Seite 36). Neben Power-to-Gas-Technologien und thermischen oder mechanischen Speicherkonzepten kann auch der Einsatz von Batterien zur Abfederung der Schwankungen bei den erneuerbaren Energien beitragen. RWE ist bereits in der Entwicklung und im Bau von Batteriespeichern aktiv. Diese Aktivitäten bauen wir aus. Konventionelle Stromerzeugung: Wachsende Bedeutung des Energieträgers Gas. Der Aufbau der Speicherinfrastruktur, die für eine Vollversorgung mit grünem Strom benötigt wird, ist keine Frage von Jahren, sondern von Jahrzehnten. Daher muss es noch auf längere Sicht Kraftwerke geben, die die Schwankungen bei Wind- und Solarstrom ausgleichen. Mit unseren konventionellen Erzeugungskapazitäten leisten wir einen unverzichtbaren Beitrag zur zuverlässigen und bedarfsgerechten Stromversorgung in unseren Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux. Unsere großenteils hochmodernen Gaskraftwerke eignen sich besonders gut als Partner der erneuerbaren Energien, weil sie wenig CO2 emittieren und ihre Fahrweise schnell an Lastschwankungen im Netz anpassen können. Gemessen an der Erzeugungsleistung ist Gas schon heute unser wichtigster konventioneller Energieträger, und sein Anteil an unserem Kraftwerksportfolio wird sich weiter erhöhen. Wachstumsmöglichkeiten sehen wir gegenwärtig allerdings vor allem im Kauf bestehender Anlagen. Neubaumaßnahmen sind derzeit i. d. R. unwirtschaftlich - es sei denn, die Anlagen erhalten garantierte Vergütungen nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz oder auf Basis von Kapazitätsausschreibungen durch die Netzbetreiber. Kohle- und Kernkraftwerke werden in unserem Erzeugungsportfolio dagegen immer mehr an Gewicht verlieren. Bei der Kernenergie ergibt sich das aus dem deutschen Ausstiegsfahrplan, der für jede einzelne Anlage einen spätestmöglichen Abschalttermin vorsieht. Aktuell sind noch zwei Kernkraftwerke von RWE am Netz: Gundremmingen C und Emsland. Wir können diese Blöcke noch bis Ende 2021 bzw. Ende 2022 betreiben; dann müssen wir auch sie stilllegen. Unser operatives Geschäft in der Kernenergie wird sich dann im Wesentlichen auf den sicheren und effizienten Rückbau der Anlagen beschränken. Außerdem suchen wir nach Wegen, wie wir die Standorte unserer Kernkraftwerke auch in Zukunft energiewirtschaftlich nutzen können. Auch beim Energieträger Kohle zeichnet sich das Ende der Nutzungsmöglichkeit ab. In allen drei Ländern mit Kohlekraftwerken von RWE gibt es bereits konkrete Ausstiegspläne. Großbritannien peilt mit 2024 das früheste Enddatum an. Dort haben wir im Dezember 2019 unser letztes Steinkohlekraftwerk - Aberthaw B - vom Netz genommen, um es vorzeitig stillzulegen. Die Niederlande wollen bis Ende 2029 aus der Kohle aussteigen. Seit vergangenem Jahr ist das gesetzlich festgeschrieben. Derzeit verfügen wir dort über zwei Steinkohlekraftwerke, Amer 9 und Eemshaven, die nach 2024 bzw. 2029 mit einem anderen Brennstoff betrieben oder stillgelegt werden müssen. Dank staatlicher Förderung haben wir in beiden Anlagen mit der Beifeuerung von Biomasse begonnen und werden prüfen, ob wir den Anteil dieses Rohstoffs langfristig auf 100% steigern können. In Deutschland hat die Regierung Anfang 2020 einen Gesetzentwurf zum Kohleausstieg vorgelegt, der sich an den Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" orientiert. Demnach soll der Bestand an Kohlekraftwerken im Markt bis 2038 schrittweise auf null reduziert werden. In den Gesetzentwurf eingeflossen ist auch die vorzeitige Schließung von Braunkohleanlagen im Rheinischen Revier, auf die wir uns nach langen Verhandlungen mit der Bundesregierung verständigt haben. Ausführliche Informationen dazu finden Sie auf Seite 42 ff. Der Ausstiegsfahrplan bietet die Chance auf einen verlässlichen regulatorischen Rahmen, innerhalb dessen wir auf eine klimaneutrale Stromerzeugung ab 2040 hinarbeiten können. Zugleich stellt er uns vor große soziale und betriebliche Herausforderungen, die in erster Linie unsere rheinische Braunkohlewirtschaft betreffen. Beispielsweise müssen wir den Tagebau Hambach vorzeitig beenden, was bei gleichzeitigem Erhalt des Hambacher Forsts mit erheblichen Aufwendungen verbunden ist. Außerdem sind wir gezwungen, in großem Umfang Stellen abzubauen und Sozialprogramme für die betroffenen Beschäftigten aufzulegen. In den Gesprächen mit der Bundesregierung konnten wir zwar Entschädigungen von insgesamt 2,6 Mrd. € aushandeln; dennoch werden wir die zusätzlichen Belastungen zu einem Teil selbst tragen müssen. Durch den deutschen Kohleausstieg wird sich der Strukturwandel im Rheinischen Braunkohlerevier stark beschleunigen. Wir wollen diesen Wandel tatkräftig mitgestalten und dazu beitragen, dass die Region energiewirtschaftlich geprägt bleibt. Die Rekultivierungsflächen eignen sich zum Teil hervorragend für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Drei Onshore-Windparks von innogy gibt es dort bereits. Auch die Kraftwerksstandorte wollen wir weiterentwickeln. Beispielsweise soll in und um Frimmersdorf ein Innovations-, Technologie- und Gewerbepark entstehen. Am Standort Weisweiler werden wir im Rahmen eines EU-Projekts Probebohrungen durchführen, um herauszufinden, ob sich die dortige Geothermie zur Erzeugung von Fernwärme eignet (siehe Seite 34 f.). Und im Innovationszentrum Niederaußem wollen wir uns verstärkt mit Power-to-Gas-Technologien beschäftigen; bereits seit 2013 betreiben wir dort einen Elektrolyseur zur Produktion von Wasserstoff. Energiehandel - kommerzielle Schaltstelle für das Erzeugungsgeschäft. Zum Kerngeschäft von RWE zählt auch der Energiehandel. Er ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Verantwortet wird er von der Konzerngesellschaft RWE Supply & Trading, die schwerpunktmäßig mit Strom, Gas, Kohle, Öl, Biomasse und CO2-Zertifikaten handelt. Das macht sie hauptsächlich von Europa aus, über Tochtergesellschaften aber auch in New York, Singapur und Peking. Ein weiteres Tätigkeitsfeld des Unternehmens ist die Vermarktung des Stroms aus RWE-Kraftwerken und die Beschaffung der für die Stromproduktion benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte. Damit sollen Preisrisiken begrenzt werden. RWE Supply& Trading ist ferner damit betraut, den Einsatz unserer Kraftwerke kommerziell zu optimieren. Die dadurch erzielten Ergebnisbeiträge stehen allerdings unseren Erzeugungsgesellschaften zu und werden auch dort ausgewiesen. Auch konzernfremde Unternehmen können vom Know-how unserer Handelstochter profitieren. Für sie gibt es eine breite Palette von Angeboten, die von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagement-Lösungen bis hin zu komplexen Risikomanagement-Konzepten reicht. RWE Supply & Trading tätigt darüber hinaus kleinere Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen erzielen lassen (sogenannte Principal Investments). Ende 2019 verfügte die Gesellschaft über sieben Principal-Investment-Beteiligungen, vier davon in den USA. Zusätzliche Ertragspotenziale durch Zwischenhandel und Speicherung von Erdgas. Ein weiteres Tätigkeitsfeld von RWE Supply & Trading ist das Gasgeschäft. Die Gesellschaft will sich hier als führender europäischer Zwischenhändler etablieren. Schon heute beliefert sie zahlreiche Unternehmen innerhalb und außerhalb des Konzerns mit Gas. Dazu schließt sie langfristige Bezugsverträge mit Produzenten ab, organisiert den Gastransport durch Buchung von Pipelines und optimiert das zeitliche Profil der Lieferungen, indem sie Speicherkapazitäten mietet. Dabei gilt: Je größer und diversifizierter ein Portfolio aus Bezugs- und Lieferkontrakten, desto größer die Chance, dass es sich kommerziell optimieren lässt. RWE Supply & Trading handelt auch mit verflüssigtem Erdgas (LNG). Dabei geht es uns in erster Linie darum, Preisdifferenzen zwischen regionalen Gasmärkten zu nutzen, die nicht durch Pipelines miteinander verbunden sind. Durch das Tauschgeschäft mit E.ON bauen wir unser Gasgeschäft weiter aus. Von unserer früheren Tochter innogy erhalten wir elf Gasspeicher, fünf in Deutschland mit einem Fassungsvermögen von insgesamt 1,6 Mrd. m 3 und sechs in Tschechien mit insgesamt 2,7 Mrd. m 3 . Die Ergebnisse aus der Bewirtschaftung der Anlagen erfassen wir ab 2020 im Segment Energiehandel. Aufgrund regulatorischer Vorgaben werden die Speicher nicht RWE Supply & Trading, sondern rechtlich unabhängigen Konzerngesellschaften gehören, die sie an Unternehmen wie RWE Supply & Trading vermieten. Die Pächter wiederum nutzen die Speicher für zeitliche Arbitrage-Geschäfte: Sie lassen sie in warmen Monaten befüllen, wenn wenig Gas zum Beheizen von Gebäuden gebraucht wird, und entnehmen das Gas wieder in der kalten Jahreszeit, wenn die Nachfrage groß ist. Dabei hängt es von den saisonalen Preisunterschieden bei Erdgas ab, welche Erträge sich durch solche Arbitrage-Geschäfte und damit auch durch die Verauktionierung der Speicherkapazitäten erwirtschaften lassen. Die Preisdifferenzen zwischen Sommer- und Wintergas sind inzwischen wesentlich geringer als in der Vergangenheit. Dies gilt insbesondere für den deutschen Markt, wo es derzeit ein Überangebot an Speicherkapazitäten gibt. Eine Erholung der Margen ist noch nicht absehbar. Allerdings glauben wir, dass auf lange Sicht wieder verstärkt mit Knappheitsphasen und Preisspitzen zu rechnen sein wird, u. a. wegen einer zunehmenden Nachfrage nach Kraftwerksgas. Davon würden wir doppelt profitieren: als Nutzer und als Eigentümer der Speicher. Attraktives Beteiligungsportfolio zur Stärkung der Finanzkraft. Neben dem operativen Geschäft gibt es bei RWE ein Portfolio aus Finanzbeteiligungen an Energieunternehmen, von dem wir uns hohe, verlässliche Einnahmen versprechen. Größte Einzelposition ist der Anteil an E.ON, den wir im Zuge des Tauschgeschäfts erhalten haben. Zum Zeitpunkt des Erwerbs im September 2019 hatte er noch bei 16,7% gelegen. Kurz darauf haben wir ihn auf 15,0% gesenkt. Unser Beteiligungsportfolio umfasst außerdem einen 25,1%-Anteil am deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion und den bereits erwähnten 37,9%-Anteil am österreichischen Versorger Kelag, der zu den fortgeführten innogy-Aktivitäten zählt. Mit ihrer starken Position auf dem Gebiet der Wasserkraft fügt sich Kelag ideal in unsere Erneuerbare-Energien-Strategie ein. Neue Konzernstruktur: Bündelung von Kohle und Kernenergie in einem Segment. Ab 2020 werden wir den RWE-Konzern in einer neuen Struktur darstellen. Eine wesentliche Veränderung gegenüber 2019 ist, dass wir die provisorischen Segmente "Fortgeführte innogy-Aktivitäten" und "Übernommene E.ON-Aktivitäten" auflösen und das Erzeugungsgeschäft ausschließlich nach Energieträgern aufgliedern. Unsere deutschen Braunkohle-, Steinkohle- und Kernkraftwerke fassen wir in einem Segment zusammen. Für diese Technologien gibt es staatlich vorgegebene Ausstiegspfade, sodass der Rückbau von Anlagen und die Rekultivierung von Tagebauflächen im Vergleich zur Stromerzeugung an Bedeutung gewinnen werden. Auf Seite 94 f. finden Sie weitere Informationen über die neue Segmentaufgliederung; die alte Struktur, an der sich unsere Finanzberichterstattung über das Geschäftsjahr 2019 orientiert, ist auf Seite 49 f. erläutert. Das Steuerungssystem der RWE AG. Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Für die Steuerung der Konzernaktivitäten nutzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controllingsystem, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht. Auf Basis von Zielvorgaben des Vorstands und Erwartungen hinsichtlich des Geschäftsverlaufs erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält die Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung dem Aufsichtsrat vor, der sie prüft und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerten und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen. Wichtige Kennzahlen für die Steuerung unseres Geschäfts sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis und die Nettoschulden. Beim EBITDA handelt es sich um das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf den ordentlichen Geschäftsverlauf zu verbessern, bereinigen wir es um nicht operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Firmenwertabschreibungen sowie sonstige wesentliche Sondersachverhalte. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das um wesentliche Sondereffekte korrigierte Nettoergebnis (bereinigtes Nettoergebnis). Bis 2019 haben wir zu Steuerungszwecken auch Kennzahlen genutzt, in denen innogy bilanziell wie eine reine Finanzbeteiligung erfasst war. In der Gewinn- und Verlustrechnung wurde das Unternehmen dabei ausschließlich mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigt. Diese von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichende Vorgehensweise ist auf Seite 69 näher erläutert. Durch sie konnten wir die Rolle von innogy adäquat abbilden. Die größere Unabhängigkeit von Rechnungslegungsvorgaben hatte auch den Vorteil, dass wir während der Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON keine methodischen Anpassungen vornehmen mussten. Daher wurde die Vorgehensweise auch angewendet, um die für die variable Vorstandsvergütung maßgeblichen Ergebniskennzahlen zu ermitteln. Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return). Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit. Besonderes Augenmerk legen wir auch auf die Entwicklung des Free Cash Flow. Er ergibt sich, wenn man vom Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit die Ausgaben für Investitionen abzieht und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnet. Ein weiterer Indikator für die Finanzkraft von RWE sind die Nettoschulden. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die Nettofinanzposition von RWE, zuzüglich der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen (z. B. die Rekultivierung von Tagebauflächen) und für den Rückbau von Windparks. Ab dem Berichtsjahr 2020 werden wir die bergbaubedingten Rückstellungen und die zu ihrer Deckung verwendeten Finanzaktiva allerdings nicht mehr in die Nettoschulden einbeziehen. Zur Steuerung unserer Verschuldung orientieren wir uns am sogenannten Leverage Factor. Er gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA wieder. Dabei stellen wir künftig nur noch auf die Erträge im Kerngeschäft ab, dessen Abgrenzung auf Seite 94 f. erläutert ist. Nachhaltiges Wirtschaften - mehr als die Senkung von Emissionen. Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir unsere unternehmerische Verantwortung wahrnehmen und uns so die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Dem Aspekt der Corporate Responsibility (CR) wird heute große Beachtung geschenkt. CR bezieht sich auf mannigfaltige ökologische, ökonomische und soziale Aspekte und geht somit weit über die Verringerung von Treibhausgasemissionen hinaus. Um die Erwartungen der Gesellschaft an uns besser einschätzen zu können, suchen wir den Dialog mit Vertretern unserer Anspruchsgruppen, auch als "Stakeholder" bezeichnet. Dabei handelt es sich in erster Linie um Anteilseigner, Arbeitnehmer, Politiker, Verbände, Nichtregierungsorganisationen und Bürgerinitiativen. Die Impulse, die wir durch den Austausch mit unseren Stakeholdern erhalten, helfen uns dabei, Handlungsschwerpunkte auf dem Gebiet der CR festzulegen. Neben der Reduktion unserer Emissionen gibt es eine Reihe weiterer Anliegen, die wir sehr ernst nehmen. Dazu zählen u. a. die Gesundheit unserer Mitarbeiter, die Biodiversität an unseren Standorten, die Vielfalt in der Belegschaft und die Attraktivität von RWE als Arbeitgeber. Für viele CR-Belange haben wir uns konkrete Ziele gesetzt und messen deren Erreichung mithilfe von Kennzahlen. Damit schaffen wir nicht nur Transparenz, sondern verleihen unserer Nachhaltigkeitsstrategie auch ein höheres Maß an Verbindlichkeit. Diese wird auch dadurch erreicht, dass der Grad der Erfüllung von CR-Zielen direkten Einfluss auf die Vergütung des Vorstands der RWE AG hat (siehe Seite 80). Weitergehende Informationen zu unseren Zielen und Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie in unserem gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB, der außerhalb des zusammengefassten Lageberichts als Bestandteil unseres im April 2020 erscheinenden CR-Berichts veröffentlicht wird. Der CR-Bericht mit dem Titel "Unsere Verantwortung" kann im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden. 1.2 Innovation Kaum ein Industriesektor ist so stark im Wandel begriffen wie die Energiewirtschaft. Mit Innovationsgeist, Neugier und Tatendrang gestalten wir diesen Wandel mit. Im vergangenen Jahr haben wir 190 Innovationsprojekte gestartet oder vorangetrieben. 370 unserer Mitarbeiter sowie zahlreiche Partner aus Industrie und Wissenschaft waren an diesen Projekten beteiligt. So vielfältig die Vorhaben sind - sie alle haben das eine Ziel: die technischen und wirtschaftlichen Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Mit rund 290 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Was uns antreibt, ist das Ziel, in einem sich stark wandelnden Umfeld wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit unseren Innovationsprojekten wollen wir Lösungen entwickeln, die uns dabei helfen, die Stromerzeugung aus regenerativen Quellen auszubauen und die Potenziale unserer konventionellen Kraftwerke für eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende nutzbar zu machen. Mit 1.070 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 290 Erfindungen basieren, gehören wir zur Spitzengruppe der europäischen Versorger. Im vergangenen Jahr haben wir an ca. 190 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet. Rund 370 unserer Mitarbeiter waren ausschließlich oder teilweise damit befasst. Meist kooperieren wir bei F & E-Vorhaben mit Unternehmen oder Forschungseinrichtungen und müssen deshalb i. d. R. nur einen Teil der Projektkosten tragen. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2019 auf 21 Mio. € (Vorjahr: 18 Mio. €). innogy ist dabei - wie auch in den vorher genannten Zahlen - nur mit den von uns fortgeführten Aktivitäten berücksichtigt. Im Folgenden präsentieren wir Ihnen eine kleine Auswahl aktueller Innovationsprojekte. Sie verdeutlichen die Mannigfaltigkeit der Herausforderungen, vor die uns die Energiewende stellt, und die Kreativität, mit der wir diese Herausforderungen angehen. Die schwimmende TetraSpar-Turbine: Neue Option für den Ausbau der Offshore-Windkraft. Bei der Stromerzeugung mit Offshore-Windturbinen ist RWE die Nr. 2 weltweit. Diese Anlagen haben eines gemeinsam: Sie sind fest im Meeresboden verankert und befinden sich deshalb an Standorten mit einer Wassertiefe von bis zu 50 Metern. Mittelfristig denkbar sind maximal 70 Meter. Der Grund für diese Beschränkung: Mit größeren Wassertiefen müssten noch mehr Baustoffe eingesetzt werden, um die Konstruktion so stabil zu machen, dass sie Wind und Wellen standhalten kann. Aufgrund der hohen Baukosten wären die Windparks dann nicht mehr wirtschaftlich. Um das Potenzial der Windkraft noch besser zu nutzen, arbeitet die Branche derzeit an Konzepten für schwimmende Windturbinen (Floating Wind), die lediglich mit Ankerketten am Meeresgrund befestigt werden. Für diese Anlagen kommen auch tiefere Gewässer als Standorte infrage. Mit ihnen lassen sich ganz neue Regionen für die Windkraft erschließen, z. B. der Mittelmeerraum oder die meist steil abfallenden Küsten in Asien und Amerika. Laut WindEurope, dem europäischen Verband der Windindustrie, ist das Meer in etwa 80% der Gebiete, die geeignete Windstärken für die Stromerzeugung aufweisen, für die klassische Form der Offshore-Windkraft zu tief. Noch befindet sich die Floating-Technologie in der Erprobungsphase. Meist werden handelsübliche Turbinen dafür genutzt, während es sich bei den schwimmenden Fundamenten um teure Maßanfertigungen handelt. Gemeinsam mit dem Mineralölkonzern Shell und dem dänischen Unternehmen Stiesdal Offshore Technologies (SOT) testet innogy derzeit ein modulares Konzept namens TetraSpar, von dem sich die Projektpartner erhebliche Einsparpotenziale versprechen. SOT hat eine Stahlrohr-Tragstruktur entwickelt, die im Wasser durch einen darunter hängenden Kiel stabil gehalten wird. Dank des modularen Ansatzes können die Einzelteile der Tragstruktur an verschiedenen Standorten vorgefertigt werden. Ein Vorteil gegenüber anderen Floating-Konzepten liegt auch darin, dass das Schwimmfundament direkt im Hafen zusammengebaut und mit der Turbine bestückt werden kann. Das Projektteam hat die Tests einer Windkraftanlage im Modellmaßstab im Wind- und Wellenkanal weitgehend abgeschlossen; mit der Fertigung der Einzelkomponenten für die Testanlage wurde bereits begonnen. 2020 soll das erste TetraSpar-Fundament im dänischen Hafen Grenaa montiert und zu Wasser gelassen werden. Im nächsten Schritt wird eine 3,6-MW-Windturbine darauf befestigt. Schlepper bringen die Anlage dann zum Teststandort zehn Kilometer vor der norwegischen Küste nahe Stavanger. Dort wird sie mit drei Ankerketten am Meeresboden in 200 Metern Tiefe befestigt und über ein Kabel mit dem Stromnetz verbunden. Die schwimmende Turbine ist mit einer Vielzahl von Sensoren ausgestattet; damit messen wir, ob ihr Verhalten unter realen Bedingungen unseren Erwartungen aus den Berechnungen und Modellversuchen entspricht. Mit TetraSpar hoffen wir, ein Konzept gefunden zu haben, das es uns erlaubt, mit der Floating-Technologie in ganz neue Windkraft-Regionen vorzustoßen. Wetterschutz für Windparks: Geringere Reparaturkosten durch Beschichtung der Rotorblätter. Die Blätter der Turbinen unserer Windparks sind Wind und Wetter ausgesetzt. Das gilt insbesondere für die vordere Blattkante: Dort treffen Staub, Wassertropfen und an Offshore-Standorten auch Meersalz auf die Lackschicht auf und dringen mit der Zeit zu den darunterliegenden Schichten vor. Die Erosionsschäden müssen dann regelmäßig unter hohem Aufwand beseitigt werden. Das wollen wir ändern, getreu der Devise "Vorbeugen ist besser als Reparieren". Schon seit Jahren bieten Hersteller Materialien an, die wie ein Schild auf die Kanten aufgebracht werden können, um sie vor Erosion zu schützen. Drei Arten von Materialien stehen dafür zur Verfügung: spezielle Farben, Klebestreifen und vorgeformte Schaumstoffe. Sie alle haben wir bereits im Labor getestet. Dabei kamen Materialien von zehn Herstellern zum Einsatz. In den Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der Küste von Wales und Rödsand 2 bei Lolland in Dänemark führen wir die Untersuchungen nun unter realen Bedingungen fort. An Meeresstandorten sind die Zahl, die Größe und der Salzgehalt der Wassertropfen in der Luft besonders hoch, und damit auch die Aussagekraft der Materialtests. Diese dienen vor allem dazu festzustellen, wie einfach sich die Materialien unter den Wetterbedingungen auf dem Meer auftragen lassen und wie sie sich auf die Aerodynamik der Turbinen auswirken. Die Tests werden voraussichtlich bis 2021 andauern. Spätestens dann wollen wir das Material mit dem besten Kosten-Nutzen-Verhältnis identifiziert haben. Bei turnusmäßigen Wartungen könnten wir es dann auf die Rotorblätter auftragen und damit unnötigen Stillstandzeiten vorbeugen. Außerdem wollen wir beim Bau von Windparks darauf achten, dass die Turbinen bereits mit der optimalen Schutzschicht geliefert werden. Windkraftanlagen unter Beobachtung: Condition Monitoring Systems. Nachdem eine Windkraftanlage installiert ist, muss sie regelmäßig gewartet und instand gehalten werden. Schäden sollten so früh wie möglich erkannt, bewertet und behoben werden, damit es nicht zu einem Ausfall der Anlage kommt. Um einen sicheren und möglichst unterbrechungsfreien Betrieb unserer Windparks zu gewährleisten, setzen wir Zustandsüberwachungssysteme (Condition Monitoring Systems) ein: Über Sensoren erfassen die Systeme Drehzahlen, Schwingungen, Umgebungstemperaturen und vieles mehr. Rund um die Uhr werden Messungen vorgenommen und die Ergebnisse gespeichert. Anschließend werten Programme die Daten aus. Im Rahmen unserer F & E-Tätigkeit arbeiten wir daran, das Zusammenspiel zwischen den Sensoren (Hardware) und den Analysemethoden (Software) zu verbessern. Beispielsweise untersuchen wir, welche Hardware sich am besten für die Datenaufnahme eignet. Die Software verbessern wir u. a. mithilfe sogenannter Machine-Learning-Ansätze: Ingenieure und IT-Spezialisten bringen den Programmen bei, auf Basis der vorhandenen Datenbestände selbsttätig immer besser zwischen normalem und "verdächtigem" Verhalten der Windkraftanlagen zu unterscheiden. Die am besten geeigneten Kombinationen aus Hard- und Software übernehmen wir anschließend für einzelne Anlagentypen oder sogar ganze Flotten. Mithilfe unserer Zustandsüberwachungssysteme haben wir die Zahl der außerplanmäßigen Instandhaltungen bereits erheblich senken können. Wärme aus der Erde: Neue Aufgaben für unseren Standort Weisweiler. Eine regenerative Energiequelle mit großem Potenzial ist die Tiefengeothermie. Sie bietet nicht nur vielversprechende Perspektiven für die Energieversorgung, sondern möglicherweise auch für die Zukunft des Rheinischen Braunkohlereviers. Im Rahmen einer F & E-Initiative unter dem Dach des EU-Förderprojekts INTERREG untersuchen wir derzeit, ob und wie wir am RWE-Kraftwerk Weisweiler östlich von Aachen Erdwärme gewinnen können, die dort in tiefen Gesteinsschichten gespeichert ist. Konkret geht es darum, heißes Wasser aus großer Tiefe zutage zu fördern; die Hitze ließe sich mithilfe eines Wärmetauschers auffangen und für das Aachener Fernwärmenetz nutzen, während das Thermalwasser über ein zweites Bohrloch in den Untergrund zurückgepumpt würde. Die Region Aachen könnte so vom Rheinischen Revier aus mit klimaneutraler Energie versorgt werden, und Weisweiler bliebe auch nach dem planmäßigen Ende der Braunkohleverstromung ein wichtiger Energiestandort mit zukunftssicheren Arbeitsplätzen. Zehn Partner haben sich für unser Projekt mit dem Namen "DGE-Rollout NWE" (Erschließung der Tiefengeothermie in Nordwesteuropa) unter der Leitung des Geologischen Dienstes von Nordrhein-Westfalen zusammengetan. RWE Power bringt neben der Energieinfrastruktur des Standorts Weisweiler auch das Know-how seiner Mitarbeiter in das Projekt ein. Zudem verlaufen von unserem Kraftwerk aus bereits Fernwärmeleitungen bis ins rund 20 Kilometer entfernte Aachen. In der ersten Projektphase werden die Untergrundverhältnisse in Weisweiler erkundet. In der zweiten Jahreshälfte 2020 wollen wir mit einer Probebohrung in mehr als 1.000 Meter Tiefe vordringen. Sollte sich herausstellen, dass die Nutzung der Erdwärme wirtschaftlich ist, wäre dies die Geburtsstunde des Geothermie-Standorts Weisweiler. Das Land Nordrhein-Westfalen hat sich zum Ziel gesetzt, den Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2038 durch einen massiven Ausbau der erneuerbaren Energien zu flankieren. Das Rheinische Revier soll zur europäischen Modellregion für den Wandel hin zu einer modernen, innovativen und klimafreundlichen Industrie werden. Erdwärme ist dabei von besonderem Interesse, weil sie wetterunabhängig rund um die Uhr zur Verfügung steht. Mit seiner langen Bergbautradition und seinen hohen fachlichen und technischen Standards verfügt Nordrhein-Westfalen über alle notwendigen Voraussetzungen für eine erfolgreiche Etablierung der Tiefengeothermie. In Belgien und den Niederlanden profitieren bereits Fernwärmenetze, Gewächshäuser, Industriebetriebe und Thermalbäder von der umweltfreundlichen Energie aus dem Erdinneren. StoreToPower: Umwandlung von Kohle- in Wärmespeicherkraftwerke. Um den Strukturwandel im Rheinischen Braunkohlerevier und die Erhaltung der Region als Energiestandort geht es auch im Projekt "StoreToPower". Wie der Begriff andeutet, steht dabei die Stromspeicherung im Fokus. Eine der großen Herausforderungen der Energiewende besteht darin, dass Wind und Sonne keine stabilen Elektrizitätsquellen sind. Je mehr sie an die Stelle konventioneller Kraftwerke treten, umso dringender benötigen wir Speicherlösungen, die es erlauben, die stark schwankende Stromproduktion aus regenerativen Quellen mit dem zeitlichen Bedarfsprofil in Einklang zu bringen. Wie der Ausstieg aus der Kohle mit dem Einstieg in die Speicherung verknüpft werden kann - darum geht es bei StoreToPower. Hier erkunden wir die Nutzung eines Braunkohlekraftwerks als Wärmespeicherkraftwerk. Dabei bedarf es keiner kompletten Neukonstruktion der Anlage: In Kohlekraftwerken wird durch Verbrennung von Kohle Wärme gewonnen und mit der Wärme wiederum Wasserdampf. Der Wasserdampf treibt unter hohem Druck eine Turbine an, mit deren Hilfe über einen Generator Strom erzeugt wird. In einem zum Wärmespeicherkraftwerk umgebauten Kohlekraftwerk kann die Wärme für die Dampferzeugung auch anders gewonnen werden als durch die Verbrennung von Kohle, nämlich mit Strom aus Sonne und Wind. Immer dann, wenn dieser im Übermaß vorhanden ist, könnte er genutzt werden, um einen Wärmespeicher aufzuheizen. Später, wenn Wind- und Solarstrom knapp sind, wird mit der gespeicherten Wärme Wasserdampf für den Turbinenantrieb erzeugt. Die Module der Wärmespeicheranlage können nach und nach neben bestehenden Kraftwerksblöcken zugebaut werden. Der in der Speicheranlage erzeugte Dampf ersetzt so einen immer größeren Teil der ansonsten mit Braunkohle erzeugten Dampfmenge, bis das Kraftwerk nach dem Auslaufen der Kohleverstromung vollständig als Wärmespeicherkraftwerk mit erneuerbaren Energien betrieben wird. Für das Projekt StoreToPower hat sich RWE mit dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und der FH Aachen zusammengetan. Gemeinsam wollen die Partner ein Wärmespeichermodul als Testanlage an einem großen Braunkohlekraftwerksblock im Rheinischen Revier nachrüsten und damit nachweisen, dass das Konzept technisch umsetzbar ist. Das Land Nordrhein-Westfalen fördert die Planungsarbeiten bereits finanziell und hat StoreToPower als Leitprojekt in das Sofortprogramm "Das Rheinische Zukunftsrevier" aufgenommen. Im Juli 2019 hat das Vorhaben eine wichtige Hürde genommen: Es wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) in die Liste der 20 Projekte aufgenommen, die im Rahmen des Ideenwettbewerbs "Reallabore der Energiewende" Fördermittel beantragen dürfen. Der Ideenwettbewerb soll dazu beitragen, dass zukunftsfähige Energietechnologien unter realen Bedingungen und im großtechnischen Maßstab erprobt werden können. Innovative CO2-Nutzung: Synthetischer Treibstoff aus Kohlendioxid. Schon seit längerem arbeiten wir an Verfahren, mit denen Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken abgetrennt werden kann (sogenannte CO2-Wäsche). In unserem Innovationszentrum Niederaußem im Rheinischen Braunkohlerevier haben wir zusammen mit BASF und Linde eine der weltweit führenden Technologien auf diesem Gebiet entwickelt. Unsere Pilotanlage für die CO2-Wäsche hat ihre Leistungsfähigkeit in langjährigen Tests unter Beweis gestellt: Seit 2009 hat sie mehr als 80.000 Betriebsstunden absolviert und CO2-Abscheidungsgrade von 90% erzielt. Das CO2 aus der Pilotanlage nutzen wir zur Herstellung von synthetischen Treibstoffen und Grundstoffen für die chemische Industrie, mit denen sich fossile Energieträger wie Erdöl oder Erdgas ersetzen lassen. Dazu haben wir fünf Projekte gestartet, die sich allesamt für eine EU-Förderung qualifiziert haben. Zwei von ihnen seien hier beispielhaft vorgestellt. Im ersten Projekt, MefCO2 (Methanol from CO2), das bereits abgeschlossen ist, haben wir aus CO2 und Wasserstoff Methanol hergestellt. Den Wasserstoff wiederum haben wir per Elektrolyse aus Wasser und Strom erzeugt. Methanol ist Ausgangsstoff für verschiedenste chemische Produkte und eine der meistproduzierten Chemikalien weltweit. Außerdem eignet es sich als chemischer Langzeitspeicher für erneuerbare Energien - sofern der für seine Herstellung verwendete Wasserstoff mit grünem Strom gewonnen wurde und das Methanol später selbst zur Stromerzeugung verwendet wird. Ein zweites Projekt, ALIGN-CCUS, wird seit 2017 in Niederaußem vorangetrieben. Für dieses Vorhaben stellt neben der EU auch das BMWi Mittel bereit. Insgesamt 30 Industrieunternehmen und Forschungseinrichtungen aus fünf europäischen Ländern sind daran beteiligt. Sie wollen zeigen, wie sich eine vollständige Wertschöpfungskette von der CO2-Abscheidung über die Nutzung bis hin zur Speicherung gestalten lässt. Im Projekt ALIGN-CCUS werden CO2 und Wasserstoff in Dimethylether (DME) umgewandelt. DME kann als ruß- und stickoxidarmer Diesel-Ersatz verwendet werden. Unsere Pilotanlage in Niederaußem hat Anfang 2020 die Produktion aufgenommen: Pro Tag gewinnen wir aus CO2 und Wasserstoff bis zu 50 Kilogramm DME, das u. a. als Treibstoff für die Produktion von Spitzenlaststrom in einem stationären Dieselaggregat in Niederaußem eingesetzt wird. ALIGN-CCUS ist ein weiteres Beispiel dafür, wie künftig Engpässe in der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien abgefedert werden könnten. Alle Projekte zur Umwandlung von CO2 dienen dazu, Erfahrungen mit neuen Technologien, Produkten und auch Partnern zu machen und somit den nächsten Schritt vorzubereiten: die Errichtung und den Betrieb einer Demonstrationsanlage für die Erprobung der Verfahren im großtechnischen Maßstab. GET H2: Blaupause für den Einstieg in die Wasserstoffwirtschaft. Wie die Projekte MefCO2 und ALIGN-CCUS gezeigt haben, spielt Wasserstoff für die Nutzung von CO2 eine zentrale Rolle. Seine Bedeutung für die Energiewirtschaft geht allerdings weit über diese Anwendung hinaus. Denn Wasserstoff (H2) lässt sich vielfältig einsetzen, beispielsweise zur Erzeugung von Strom und Wärme, als Treibstoff für Autos oder als Rohstoff für die Industrie. Ein weiterer Vorteil des leichtesten chemischen Elements besteht darin, dass es sich per Elektrolyse aus Strom und Wasser gewinnen lässt und damit als Speichermedium für erneuerbare Energien infrage kommt. Die Herstellung, der Transport und die Nutzung von Wasserstoff stehen im Zentrum der Initiative GET H2, zu der wir uns mit zahlreichen Partnern aus Wirtschaft und Forschung zusammengetan haben. GET H2 hat das Ziel, eine deutschlandweite Wasserstoffinfrastruktur aufzubauen. Gestartet wird diese Initiative mit einem Projekt an unserem Kraftwerksstandort in Lingen. Dort soll in großem Maßstab grüner Wasserstoff für industrielle Prozesse hergestellt werden. Außerdem will man eine bestehende Gaspipeline, die von Lingen ins Ruhrgebiet führt, für den Transport von Wasserstoff nutzbar machen. Das Vorhaben befindet sich noch in der Planungsphase und steht unter dem Vorbehalt der Wirtschaftlichkeit. Braunkohlekraftwerke: Geringere Quecksilber-Emissionen dank Herdofenkoks. Bei unserem Bemühen, Strom immer emissionsärmer zu erzeugen, haben wir nicht nur das Treibhausgas CO2 im Visier, sondern auch Schadstoffe wie Quecksilber. Schon heute gelingt es uns, den größten Teil des Quecksilbers aus dem Rauchgas abzuscheiden und aufzufangen. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die aktuellen gesetzlichen Emissionsobergrenzen deutlich. Allerdings werden neue EU-Vorgaben dazu führen, dass der erlaubte Rahmen für unsere Braunkohlekraftwerke ab Sommer 2021 wesentlich enger gesteckt sein wird. Daher kommt es uns zugute, dass wir uns seit Jahren intensiv damit befassen, wie Quecksilber-Emissionen zu vertretbaren Kosten weiter gesenkt werden können. Unser besonderes Augenmerk gilt dabei einem Verfahren, bei dem aus Braunkohle gewonnener Herdofenkoks zum Einsatz kommt. Diesen Stoff nutzen wir bereits zur Abscheidung von Quecksilber in unseren Veredlungsanlagen, mit denen wir Braunkohle zu Briketts oder zu Braunkohlestaub für die Zement- und Kalkindustrie weiterverarbeiten. Dass mit Herdofenkoks auch Emissionen von Kraftwerken gesenkt werden können, zeigten Tests aus dem Jahr 2018 mit einer Pilotanlage im Innovationszentrum Niederaußem. Dort haben wir Herdofenkoks in einen Rauchgaskanal eines Braunkohleblocks eingedüst. Ergebnis: Das Quecksilber lagert sich an den feinen Partikeln des Herdofenkoks an; beides wird im Elektrofilter aufgefangen und anschließend entsorgt. Die Versuche brachten eine deutliche Senkung der Quecksilber-Emissionen, was uns dazu veranlasste, die Methode im großen Maßstab und unter realen Bedingungen anzuwenden. Dazu haben wir eine Demonstrationsanlage errichtet, die ebenfalls an einen der Kraftwerksblöcke in Niederaußem gekoppelt ist. In umfassenden Testreihen zwischen Februar und Juli 2019 hat sich das Verfahren erneut bewährt und als effektiv erwiesen. Wir wollen es nun in weiteren Braunkohleblöcken einsetzen, die sonst nicht in der Lage wären, die zukünftigen Grenzwerte einzuhalten. Mit der Demonstrationsanlage erkunden wir derweil, wie wir die Technik weiter perfektionieren können. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten finden Sie unter www.rwe.com/innovation und unter www.innogy.com/innovation > Erneuerbare Energien. 1.3 Wirtschaftliche Rahmenbedingungen Das globale Wirtschaftswachstum hat sich 2019 verlangsamt. In Deutschland ist das Bruttoinlandsprodukt nach ersten Schätzungen nur geringfügig gestiegen; die Industrieproduktion war hier sogar rückläufig, sodass auch der Stromverbrauch nachgab. An den internationalen Märkten für Kraftwerkskohle und Erdgas sind die Notierungen nach mehrjährigem Aufschwung wieder gefallen. Trotzdem waren die jahresdurchschnittlichen Stromterminpreise in Deutschland und den Niederlanden höher als 2018. Eine wesentliche Rolle spielte dabei die seit 2017 zu beobachtende Verteuerung von CO2-Emissionsrechten. Sie trug auch maßgeblich dazu bei, dass sich die Margen der emissionsarmen Gaskraftwerke verbesserten, während sich die der Steinkohlekraftwerke verschlechterten. Nur leichtes Wachstum in der Eurozone. Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat sich die Konjunktur spürbar abgekühlt. Nach ersten Schätzungen ist die globale Wirtschaftsleistung um ca. 2,5% gestiegen und damit nicht mehr so stark wie 2018 (3,3%). In der Eurozone dürfte das Wachstum bei knapp über 1% gelegen haben. Deutschland kommt wohl nur auf 0,6 %. Die größte Volkswirtschaft des Währungsraums ist wegen ihrer Exportabhängigkeit in hohem Maße von den internationalen Handelskonflikten betroffen. Dagegen nahmen die Niederlande mit einem Wachstum von schätzungsweise 1,7% einen vorderen Platz unter den Euroländern ein. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, entwickelte sich die Wirtschaft trotz des EU-Austritts zum 31. Januar 2020 vergleichsweise robust. Das Bruttoinlandsprodukt des Landes hat sich nach aktueller Datenlage um mehr als 1% erhöht. Seit der Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON zählen auch die USA zu den Kernmärkten von RWE. Wirtschaftsforschungsinstitute veranschlagen das dortige Wachstum auf über 2%. Rückläufiger Stromverbrauch in Deutschland. Die Entwicklung des Stromverbrauchs hängt in hohem Maße von der Industriekonjunktur ab, die sich in unseren europäischen Märkten merklich abgeschwächt hat. Zudem wurde witterungsbedingt weniger Heizstrom benötigt. Nach vorläufigen Daten des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat sich der Stromverbrauch in Deutschland 2019 um etwa 2% verringert. Expertenschätzungen für Großbritannien lassen auf einen Rückgang gleicher Größenordnung schließen, während es in den Niederlanden wohl keine wesentliche Veränderung gegenüber 2018 gab. In den USA dürfte sich die Stromnachfrage trotz der soliden Konjunktur sogar um mehr als 2% verringert haben. Eine Rolle spielte dabei, dass die Sommertemperaturen unter dem außergewöhnlich hohen Vorjahresniveau lagen und dementsprechend weniger Energie für die Raumklimatisierung benötigt wurde. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Milde Witterung lässt Spotpreise für Erdgas einbrechen. Der Einsatz und die Ertragslage unserer Kraftwerke hängen stark davon ab, wie sich die Preise von Brennstoffen und Emissionsrechten entwickeln. Erdgas, unser wichtigster frei handelbarer Energieträger, zeichnete sich 2019 durch ein extrem niedriges Spotpreisniveau aus. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen Leitmarkt, lagen die Notierungen im Durchschnitt bei 14€/MWh. Sie waren damit 9 € niedriger als ein Jahr zuvor. Eine wesentliche Rolle spielte dabei, dass der Heizgasbedarf wegen des milden Winters 2018/2019 ungewöhnlich niedrig war. Außerdem drängten große Mengen an verflüssigtem Erdgas (LNG) auf den europäischen Markt, wodurch die Preise noch mehr unter Druck gerieten. Zusätzliche Verbräuche aufgrund einer verbesserten Auslastung von Gaskraftwerken konnten das nicht ausgleichen. Im Gasterminhandel hat sich das Preisniveau ebenfalls verringert, wenn auch nicht ganz so stark: Der TTF-Forward 2020 kostete im Berichtsjahr durchschnittlich 18 €/MWh. Zum Vergleich: 2018 war der Forward 2019 mit 21€ gehandelt worden. Rückläufige Nachfrage dämpft Steinkohlepreise. Bei Kraftwerkssteinkohle (Kesselkohle) hat sich das Spotpreisniveau ebenfalls deutlich verringert: Lieferungen zu den ARA-Häfen (ARA = Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) inklusive Fracht und Versicherung wurden 2019 mit durchschnittlich 61 US$/Tonne (54€) abgerechnet. Das sind 31 US$ weniger als im Vorjahr. Hintergrund ist, dass Kohlekraftwerke in Europa nur schwach ausgelastet waren und dementsprechend weniger Kesselkohle benötigt wurde. Importbeschränkungen in China und die Reaktivierung japanischer Kernkraftwerke dämpften zudem die Nachfrage aus dem asiatischen Raum. Aufgrund der genannten Faktoren waren auch die Terminpreise stark rückläufig: Der Ein-Jahres-Forward (Index API 2) kostete 2019 durchschnittlich 70 US$/Tonne (62€) und damit 17 US$ weniger als 2018. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (European Union Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für rasanten Preisanstieg bei CO2-Zertifikaten. Ein wichtiger Kostenfaktor der Stromproduktion aus fossilen Brennstoffen ist die Beschaffung von CO2-Emissionsrechten. Deren Preise haben sich seit Mitte 2017 stark erhöht. Eine sogenannte European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, kostete 2019 durchschnittlich 25€ und damit 9€ mehr als 2018. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Der deutliche Preis anstieg beruht darauf, dass die EU das Emissionshandelssystem grundlegend reformiert hat. Durch die neuen Regelungen, die teilweise seit Anfang 2019 greifen, soll der hohe Überschussbestand der am Markt vorhandenen Emissionsrechte nach und nach reduziert werden. Viele Teilnehmer am Emissionshandel erwarten deshalb eine Verknappung der verfügbaren EUAs und haben sich frühzeitig eingedeckt. Dadurch war schon vor der Umsetzung des Reformpakets ein massiver Preisanstieg zu beobachten. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Deutlicher Preisrückgang im Strom-Spothandel. Die Verbilligung von Erdgas und Steinkohle dämpfte die Notierungen im Stromgroßhandel, während die Verteuerung von Emissionsrechten gegenläufig wirkte. Grundlaststrom wurde 2019 am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 38 €/MWh gehandelt und damit 6 € unter dem Preisniveau des Vorjahres. In Großbritannien haben sich die Spotnotierungen um 14£ auf 43 £/MWh (49 €) und in den Niederlanden um 12€ auf 41€/MWh verringert. An den Terminmärkten zeigte sich folgendes Bild: Der deutsche Grundlast-Forward 2020 kostete 2019 durchschnittlich 48€/MWh; das sind 4€ mehr, als im Vorjahr für den Forward 2019 gezahlt wurde. In den Niederlanden hat sich der Ein-Jahres-Forward geringfügig verteuert, und zwar um 1€ auf 50€/MWh, während er in Großbritannien um 2£ auf 52 £/MWh (59 €) gesunken ist. Verteuerung von CO2-Emissionsrechten setzt Margen von Kohlekraftwerken unter Druck. Die Kraftwerksmargen ergeben sich, indem man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2-Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i. d. R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Bei Gaskraftwerken werden die Margen als Clean Spark Spreads bezeichnet und bei Steinkohlekraftwerken als Clean Dark Spreads. Clean Spark Spreads 1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Gas und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 50%; inklusive CO2-Steuer in Großbritannien Clean Dark Spreads 1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Steinkohle und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 40%; inklusive CO2-Steuer in Großbritannien Die Grafiken auf Seite 40 zeigen, wie sich diese Spreads in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2017 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Terminkontrakte für das jeweils nächste Jahr. Die Clean Spark Spreads lagen 2019 in Deutschland und den Niederlanden über dem Vorjahresdurchschnitt, in Großbritannien dagegen etwas darunter. Bei den Clean Dark Spreads war in Großbritannien und den Niederlanden ein deutlicher Rückgang gegenüber 2018 zu beobachten; in Deutschland hat sich das jahresdurchschnittliche Niveau geringfügig erhöht. Die Brennstoffkosten der Braunkohle- und Kernkraftwerke sind vergleichsweise stabil, da wir Braunkohle in eigenen Tagebauen fördern und Uran auf Basis langfristiger Verträge zu festen Konditionen beschaffen. Das höhere Terminpreisniveau im deutschen Stromgroßhandel hatte zur Folge, dass sich die in der Kernenergie erzielbaren Margen verbesserten; bei den Braunkohlekraftwerken standen dem positiven Preiseffekt erhebliche Mehrkosten durch die Verteuerung von CO2-Emissionsrechten gegenüber. RWE: Geringfügig höhere Margen bei Grundlast-Terminkontrakten für 2019. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Erzeugungsmargen im Berichtsjahr hängen somit stark davon ab, zu welchen Konditionen wir Terminkontrakte für 2019 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen haben. Für Strom aus Braunkohle- und Kernkraftwerken konnten wir mit solchen Geschäften etwas höhere Preise und damit zum Teil auch etwas höhere Margen erzielen als mit Geschäften für 2018. Terminverkäufe von Strom aus Gas- und Steinkohlekraftwerken machen wir typischerweise mit geringerem zeitlichen Vorlauf. Die für 2019 realisierten Strompreise waren deshalb höher, allerdings gab es auch Kostensteigerungen wegen der bis 2018 zu beobachtenden deutlichen Verteuerung von Brennstoffen. Daneben machte sich der Preisanstieg bei Emissionsrechten bemerkbar. Die bei Stromverkäufen für 2019 erzielten Margen unserer Gaskraftwerke haben sich in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden trotz dieser Belastungen gegenüber dem Vorjahr verbessert, während die Deckungsbeiträge unserer Steinkohlekraftwerke in allen genannten Märkten rückläufig waren. Bessere Windverhältnisse als 2018. Bei der Stromerzeugung aus regenerativen Quellen wird die Verfügbarkeit und Profitabilität der Anlagen in hohem Maße von den Wetterbedingungen beeinflusst. Eine zentrale Rolle spielt für uns das Windaufkommen. Dieses war an unseren Produktionsstandorten in Polen, Spanien und Italien zum Teil höher als im langjährigen Durchschnitt, an den meisten britischen und einzelnen US-amerikanischen Standorten dagegen niedriger. In den übrigen Regionen, in denen wir tätig sind, bewegte es sich überwiegend auf Normalniveau. Im Vergleich zum Vorjahr wurden an unseren Standorten i. d. R. ähnlich hohe oder höhere Windgeschwindigkeiten gemessen. Lediglich in Teilen der USA und Schwedens war ein Rückgang zu verzeichnen. Bei Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem Maße von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, der Hauptregion unserer Stromerzeugung aus Wasserkraft, waren diese Mengen geringer als im langjährigen Durchschnitt. Gegenüber 2018 haben sie sich aber etwas erhöht. 1.4 Politische Rahmenbedingungen Das Thema Klimaschutz steht weiterhin ganz oben auf der politischen Agenda. Die Europäische Kommission hat mit dem "Green Deal" ein Maßnahmenpaket für eine drastische Senkung der Treibhausgasemissionen in allen Sektoren der Wirtschaft vorgelegt. Damit soll die EU bis 2050 klimaneutral werden. Auch in unserem Heimatmarkt Deutschland treibt die Politik den Klimaschutz voran. Im Januar 2020 hat die Bundesregierung einen Gesetzentwurf zum Kohleausstieg vorgelegt, der eine schrittweise Beendigung der Kohleverstromung bis 2038 vorsieht. Nach dem Entwurf müssen wir unsere Braunkohlekraftwerke und Tagebaue vorzeitig schließen. Dafür sollen wir Kompensationen erhalten, die aber deutlich unter den tatsächlichen Belastungen liegen. Positiv ist, dass die Rahmenbedingungen für unsere Kohlekraftwerke verlässlicher werden und der notwendige Personalabbau sozial abgefedert wird. EU-Kommission legt "Green Deal" vor: Europa soll bis 2050 klimaneutral werden. Die neue Europäische Kommission unter ihrer Präsidentin Ursula von der Leyen hat am 11. Dezember 2019 den "European Green Deal" vorgelegt. Dieses Programm enthält einen Maßnahmenkatalog zur Senkung der Treibhausgasemissionen in allen Bereichen der Wirtschaft. Mit dem Green Deal verfolgt die Kommission zwei Ziele. Das erste: Die EU soll bis 2050 klimaneutral werden. Das zweite Ziel bezieht sich auf das Jahr 2030: Bis dahin soll die EU ihren jährlichen Treibhausgasausstoß um 50 bis 55% unter den Wert von 1990 senken. Bisher geplant war eine Reduktion um 40%. Erreicht werden sollen die Ziele durch einen weitreichenden Umbau von Industrie, Energieversorgung, Verkehr und Landwirtschaft. Dafür plant die EU-Kommission zahlreiche Gesetze und Programme. Vorgesehen ist u. a. ein beschleunigter Ausbau der erneuerbaren Energien, eine neue Industriestrategie, Importhürden für klimaschädlich produzierte Waren und eine Strategie für sauberen Verkehr. Regionen, die durch diese Maßnahmen besonders belastet werden, sollen mit Mitteln aus einem "Just Transition Fund" unterstützt werden. Die EU will zunächst das Ziel der Klimaneutralität für 2050 gesetzlich verankern. Voraussichtlich im Sommer wird dann das legislative Verfahren zur Zielerhöhung für 2030 starten. Je nach Ausgang dieses Verfahrens müssten die Regeln des europäischen Emissionshandels überarbeitet und die künftig in den Markt gegebenen Zertifikatmengen nach unten angepasst werden. EU schränkt Teilnahme von Kohlekraftwerken an Kapazitätsmechanismen ein. Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben im März bzw. Mai 2019 eine Reform der EU-Gesetzgebung zum Strommarkt verabschiedet. Die neuen Regeln greifen teilweise ab 1. Januar 2020 (Strommarktverordnung). Andere Bestimmungen (Strommarktrichtlinie) müssen von den Mitgliedstaaten bis Ende 2020 in nationales Recht umgesetzt werden. Ein Kernelement der Reform sind Vorgaben zur Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen. Die neue Strommarktverordnung sieht vor, dass Kraftwerke mit CO2-Emissionen von mehr als 550 g/kWh nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen dürfen. Voraussetzung dafür ist, dass sie pro Jahr nicht mehr als 350 kg CO2 je Kilowatt installierte Leistung emittieren. Kohlekraftwerke können daher nicht mit voller Auslastung an einem allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen, wohl aber an Reserveregelungen, die nur wenige Betriebsstunden vorsehen. Die Emissionsobergrenzen gelten für neue Kraftwerke seit dem 1. Januar 2020. Für Bestandsanlagen gibt es eine Übergangsregelung bis Mitte 2025. Bereits existierende Kapazitätsverträge bleiben von den Grenzwerten gänzlich unberührt. Deutscher Kohleausstiegsplan: RWE trägt Großteil der Anfangslasten und erhält 2,6 Mrd. € Entschädigung. In Deutschland, unserem wichtigsten Erzeugungsmarkt, sind die Weichen für einen vorzeitigen Ausstieg aus der Kohleverstromung gestellt worden. Im Januar 2019 legte die von der Bundesregierung eingerichtete Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (Strukturwandelkommission) ein Konzept zur Umsetzung der Klimaschutzziele im Energiesektor vor. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften, Wissenschaft, Verbänden, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen plädierte für einen Kohleausstieg bis spätestens 2038. Darüber hinaus schlug es Etappenziele für Kapazitätsschließungen vor und sprach sich dafür aus, dass den Kraftwerksbetreibern angemessene Entschädigungsleistungen gewährt werden. Die Höhe der Kompensationen könne u. a. per Auktion (Steinkohle) oder auf dem Verhandlungswege (Braunkohle) bestimmt werden. Betriebsbedingte Kündigungen sowie unangemessene soziale und ökonomische Nachteile für die Beschäftigten seien nach Möglichkeit zu vermeiden. Die Kommission äußerte zudem den Wunsch, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Über die Empfehlungen des Gremiums haben wir bereits im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 33 ausführlich informiert. Die Vorschläge der Strukturwandelkommission sind bei Politikern und Interessenverbänden überwiegend auf Zustimmung gestoßen. Nach ihrer Veröffentlichung haben die Bundesregierung, die betroffenen Länder sowie die Kraftwerks- und Tagebaubetreiber Verhandlungen über die Umsetzung der Empfehlungen in der Braunkohlewirtschaft aufgenommen. Die Gespräche mündeten Anfang 2020 in einen Konsens. Auf dieser Basis hat das Bundeskabinett am 29. Januar 2020 den Entwurf eines Gesetzes zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung (Kohleausstiegsgesetz) beschlossen und damit das parlamentarische Verfahren angestoßen. Nach Abschluss des Verfahrens soll die Bundesregierung dazu ermächtigt sein, mit den Betreibern von Braunkohleanlagen öffentlich-rechtliche Verträge zu schließen, die den Unternehmen Vertrauensschutz gewähren. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass RWE den Großteil der Anfangslasten des Braunkohleausstiegs trägt. Bis Ende 2022 soll zusätzliche Erzeugungskapazität aus Braunkohle in Höhe von 3 GW vom Markt genommen werden. Davon entfallen rund 2,8 GW auf uns. Nach dem Gesetzentwurf geht im Rheinischen Braunkohlerevier bereits Ende 2020 der erste 300-MW-Block vom Netz. Im folgenden Jahr werden drei weitere 300-MW-Anlagen abgeschaltet, 2022 dann noch ein 300-MW-Block und zwei 600-MW-Blöcke. Betroffen sind vor allem die Kraftwerksstandorte Neurath und Niederaußem sowie in geringem Maße Weisweiler. Im Jahr 2022 werden wir außerdem die Produktion von Braunkohlebriketts am Standort Frechen und damit den Betrieb von 120 MW Stromerzeugungskapazität einstellen. Bis zum Ende der Dekade wird sich unsere Braunkohlekapazität weiter stark verringern. Bereits im Jahr 2025 geht ein 300-MW-Block in Weisweiler außer Betrieb. Die beiden 600-MW-Blöcke an diesem Standort folgen 2028 und 2029. Der Tagebau Inden, dessen Kohle ausschließlich in Weisweiler eingesetzt wird, läuft dann aus. Von den übrigen beiden 600-MW-Blöcken soll einer Ende 2029 stillgelegt und der andere zum 1. Januar 2030 für vier Jahre in eine Sicherheitsbereitschaft überführt werden. Ab 2030 sind nur noch unsere drei modernsten Braunkohleblöcke der 1.000-MW-Klasse am Markt. Sie laufen voraussichtlich bis Ende 2038. Die Stilllegungen haben erhebliche Konsequenzen für die Tagebaue. 1,1 Mrd. Tonnen Braunkohle, mehr als die Hälfte der für den Abbau genehmigten Vorräte, werden nun nicht mehr gefördert. Außerdem tragen wir dem Wunsch der Strukturwandelkommission und der Politik Rechnung, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Von unseren drei Tagebauen im Rheinischen Revier - Inden, Hambach und Garzweiler - wird ab 2030 nur noch der letztgenannte zur Verfügung stehen, um die verbleibenden Erzeugungsanlagen mit Braunkohle zu versorgen. Das macht eine grundlegend neue Planung des Tagebaubetriebs und der Rekultivierung erforderlich, insbesondere in Hambach. Die dafür notwendigen Schritte werden wir im Einvernehmen mit der nordrhein-westfälischen Landesregierung einleiten. Die energiewirtschaftliche Notwendigkeit des Tagebaus Garzweiler soll im Kohleausstiegsgesetz verankert werden. Der Braunkohleausstieg ist für uns mit hohen finanziellen Belastungen verbunden. Der Gesetzentwurf sieht dafür eine Entschädigung von 2,6 Mrd. € vor, die uns während der nächsten 15 Jahre ausgezahlt werden soll. Im Konzernabschluss 2019 weisen wir den Gesamtbetrag als Vermögenswert aus. Nach den Vorstellungen der Bundesregierung sind damit alle Ansprüche abgegolten. Unser tatsächlicher Schaden wird den Betrag von 2,6 Mrd. € allerdings deutlich übersteigen. Die erwarteten Belastungen sind zu einem großen Teil im Konzernabschluss abgebildet. Für die zusätzlichen Betriebskosten und die zeitliche Vorverlagerung der Rekultivierung (inkl. Zinseffekte) haben wir den Bergbaurückstellungen 2.022 Mio. € zugeführt. Durch Wertberichtigungen auf Braunkohlekraftwerke und Tagebaue sind Belastungen von 527 Mio. € entstanden. Außerdem haben wir 347 Mio. € für sozialverträglichen Personalabbau zurückgestellt. Im Konzernabschluss nur teilweise berücksichtigt sind künftige Ausgaben, die den Weiterbetrieb der Kraftwerke und Tagebaue unter den geänderten Bedingungen ermöglichen sollen. Neben RWE sollen auch die betroffenen Beschäftigten staatliche Kompensationen erhalten. Nach aktueller Planung werden bereits kurzfristig mehr als 3.000 von insgesamt 10.000 Stellen in unserem Braunkohlegeschäft wegfallen; bis 2030 dürften es etwa 6.000 sein. Der Gesetzentwurf sieht u. a. Regelungen für ein Anpassungsgeld und den Ausgleich entstehender Nachteile bei der gesetzlichen Rente vor. Diese Leistungen sollen vom Bund getragen werden. Auch zum Ausstieg aus der Steinkohle enthält der Gesetzentwurf detaillierte Bestimmungen. Nach den Vorstellungen der Bundesregierung soll im Auktionsverfahren darüber entschieden werden, welche Steinkohlekapazitäten vom Netz gehen und wie hoch die Kompensationen für ihre Betreiber sind. Der Gesetzentwurf sieht jährliche Ausschreibungen im Zeitraum von 2020 bis 2026 vor. Die Gebote der Betreiber müssen allerdings bestimmte Obergrenzen einhalten, die über die Jahre von 165 Tsd. € pro MW auf 49 Tsd. € gesenkt werden sollen. Für die Zeit danach sieht der Gesetzentwurf ordnungsrechtliche Abschaltungen ohne Entschädigungen vor. Sofern die Ausschreibungen nicht im gewünschten Umfang zu Kraftwerksschließungen führen, sollen die Kraftwerksbetreiber bereits ab 2024 angewiesen werden können, Anlagen abzuschalten, ohne dass ihnen dafür Kompensationen gewährt werden. Unternehmensvertreter, Gewerkschaften und zahlreiche Bundesländer haben sich kritisch zu dem Gesetzentwurf geäußert und Nachbesserungen gefordert, insbesondere für Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung. Das Gesetzgebungsverfahren zum Kohleausstieg wird voraussichtlich bis Jahresmitte abgeschlossen sein. Darüber hinaus werden wir auf der Grundlage des Gesetzes einen öffentlich-rechtlichen Vertrag mit dem Bund schließen, der uns Vertrauensschutz im Hinblick auf die getroffenen Regelungen gewährt. Die EU-Kommission muss die Kompensationen dann noch beihilferechtlich genehmigen. Bund will Kohleregionen mit bis zu 40 Mrd. € unterstützen. Bereits im August 2019 hat das Bundeskabinett den Entwurf für ein "Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen" beschlossen. Der Bundestag und der Bundesrat stellten ihre Beratungen darüber aber zunächst zurück, um das Vorhaben gemeinsam mit dem Kohleausstiegsgesetz diskutieren zu können. Der Entwurf zum Strukturstärkungsgesetz sieht vor, dass der Bund den Braunkohlerevieren bis 2038 Finanzhilfen von bis zu 14 Mrd. € für besonders bedeutsame Investitionen gewährt. Davon sind 37% für das Rheinische 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. Bundesregierung legt Klimaschutzprogramm 2030 vor und verabschiedet Klimaschutzgesetz. Im Oktober hat das Bundeskabinett sein Klimaschutzprogramm 2030 beschlossen. Gleichzeitig verabschiedete es den Entwurf für ein Bundes-Klimaschutzgesetz, das - mit einigen Anpassungen - im Dezember vom Bundestag und vom Bundesrat beschlossen wurde. Klimaschutzprogramm und Klimaschutzgesetz sollen sicherstellen, dass die nationalen Emissionsminderungsziele für 2030 erreicht werden. Diese werden im Klimaschutzgesetz nun erstmals legislativ verankert. Das Klimaschutzprogramm 2030 beschreibt die Instrumente und Maßnahmen, mit denen die Ziele erreicht werden sollen. Geplant ist u. a. die Einführung einer CO2-Bepreisung in den Sektoren, die nicht vom europäischen Emissionshandel erfasst werden (z. B. Verkehr und Wärme). Dies soll ab 2021 zunächst auf nationaler Ebene geschehen. Perspektivisch will sich die Bundesregierung für die Einführung eines europaweiten sektorübergreifenden Emissionshandels mit einem moderaten Mindestpreis einsetzen. Den Mehrausgaben der Verbraucher durch die CO2-Bepreisung bei Kraft- und Brennstoffen sollen Entlastungen an anderer Stelle gegenüberstehen, z. B. durch die bereits beschlossene Anhebung der Pendlerpauschale ab 2021. Das Klimaschutzprogramm beinhaltet eine Vielzahl von Maßnahmen in den Sektoren Gebäude, Verkehr, Land- und Forstwirtschaft, Industrie und Energiewirtschaft. Vorgesehen ist u. a. ein beschleunigter Ausbau der Offshore-Windkraft: Statt bisher 15 GW strebt die Bundesregierung nun eine Gesamtkapazität von 20 GW bis 2030 an. Kommunen, in denen Windkraftanlagen gebaut werden, sollen künftig zusätzliche finanzielle Vorteile erhalten. Geplant ist auch die Abschaffung des Förderdeckels für neue Photovoltaikanlagen: Nach der bisherigen Regelung erhalten diese keine Einspeisevergütung mehr, sobald in Deutschland eine Solarkapazität von 52 GW erreicht ist. Niederlande wollen bis 2030 aus der Kohleverstromung aussteigen. Das niederländische Parlament und der Senat haben 2019 ein Gesetz beschlossen, das einen Ausstieg des Landes aus der Kohleverstromung in der kommenden Dekade vorsieht. Kraftwerke aus den 1990er-Jahren dürfen spätestens ab 2025 keine Kohle mehr nutzen. Für Anlagen jüngeren Baudatums gilt das Verbot ab 2030. Ausgleichszahlungen an die betroffenen Energieversorger sind im Gesetz nicht vorgesehen. Derzeit werden in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke betrieben. Zwei davon gehören uns: Amer 9 mit 631 MW Nettoleistung und Eemshaven mit 1.554 MW. Laut Gesetz müssen die Anlagen Ende 2024 bzw. Ende 2029 die Kohleverstromung einstellen. Sie können dann allenfalls noch mit anderen Brennstoffen weiterbetrieben werden. Nach ersten Umrüstmaßnahmen haben wir in beiden Kraftwerken mit der Beifeuerung von Biomasse begonnen. Dafür erhalten wir Fördermittel, mit denen wir die Investitionsausgaben und den Mehraufwand bei der Brennstoffbeschaffung finanzieren. Eine Umrüstung auf 100-prozentige Biomassenutzung wäre mit erheblichen Mehrbelastungen verbunden. Allerdings lehnt es die Regierung ab, zusätzliche Fördermittel bereitzustellen. Wegen der fehlenden Kompensationen sehen wir durch den niederländischen Kohleausstieg unsere Eigentumsrechte verletzt. Deshalb erwägen wir, Rechtsmittel dagegen einzulegen. 1.5 Wesentliche Ereignisse Das zurückliegende Geschäftsjahr hat uns auf dem Weg zur "neuen" RWE entscheidend vorangebracht. Mitte September gab die EU grünes Licht für unser Tauschgeschäft mit E.ON. Kurz darauf konnte die Transaktion bereits zu großen Teilen umgesetzt werden. Zu den Highlights 2019 zählten auch unser Erfolg im Bieterverfahren um eine staatliche Förderung für das britische Offshore-Windkraft-Projekt Sofia und die erneute Genehmigung des britischen Kapazitätsmarktes durch die EU-Kommission. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2019 und Anfang 2020 eingetreten sind. Dabei konzentrieren wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im Berichtsjahr Tauschgeschäft mit E.ON zum großen Teil umgesetzt: RWE gibt innogy-Beteiligung ab und erhält Erneuerbare-Energien-Geschäft. Im September 2019 haben RWE und E.ON wesentliche Teile ihres im März 2018 vereinbarten Tauschgeschäfts abgeschlossen. Voraussetzung dafür war die finale Freigabe der Transaktion durch die EU-Kommission, die am 17. September erteilt wurde. E.ON übernahm am folgenden Tag unsere 76,8%-Beteiligung an innogy und führte unmittelbar danach eine Kapitalerhöhung gegen Sacheinlagen durch. Die rund 440 Mio. neu geschaffenen Aktien wurden an RWE ausgegeben. Dadurch waren wir zunächst mit 16,7 % an E.ON beteiligt, haben diesen Anteil aber Ende September/Anfang Oktober durch Aktienverkäufe auf 15,0% reduziert. Mit Ablauf des 30. Septembers hat uns E.ON außerdem ihr Erneuerbare-Energien-Geschäft und die Minderheitsanteile ihrer Tochter PreussenElektra an den RWE-Kernkraftwerken Gundremmingen (25%) und Emsland (12,5%) überlassen. Ebenfalls Ende September leisteten wir einen finanziellen Ausgleich an E.ON in Höhe von 1,5 Mrd. €. Für den vollständigen Abschluss der Transaktion muss E.ON noch Teile des innogy-Portfolios an uns zurückgeben, die wir uns aber bereits wirtschaftlich zurechnen und in unseren Konzernzahlen erfassen. Dabei handelt es sich um das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen und tschechischen Gasspeicher sowie eine 37,9%-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag. Der Transfer soll frühestmöglich im laufenden Jahr stattfinden. Im Rahmen des Tauschgeschäfts war vereinbart worden, dass RWE von innogy die Mehrheitsbeteiligung am tschechischen Gasnetzbetreiber innogy Grid Holding (IGH) erwirbt und später an E.ON weitergibt. Wir haben das 50,04%-Paket im Februar 2019 übernommen. Allerdings hat der Miteigentümer von IGH, das vom Infrastrukturinvestor Macquarie geführte Konsortium MIRA, ein Vorkaufsrecht geltend gemacht. Dementsprechend gaben wir die IGH-Anteile an MIRA und nicht an E.ON weiter. Die Veräußerung wurde zum 30. September abgeschlossen. Der Preis betrug rund 1,8 Mrd. € und entsprach damit den Konditionen, zu denen wir die Beteiligung von innogy erworben hatten. Die IGH-Transaktion war damit für uns in finanzieller Hinsicht neutral. Ebenfalls im Zuge des Tauschgeschäfts hat RWE im August 2019 den 49%-Anteil von innogy am slowakischen Energieversorger VSE mit Sitz in Košice übernommen. Die Beteiligung wollen wir an E.ON weitergeben. Dies soll zu den gleichen Konditionen geschehen, zu denen wir den Anteil erworben haben. Der von E.ON zu entrichtende Kaufpreis ist bereits im September bei der Abwicklung der Zahlungsansprüche aus dem Tauschgeschäft berücksichtigt worden. Der VSE-Anteil wird weiterhin in unsere Konzernzahlen einbezogen. Wir weisen ihn als "nicht fortgeführte Aktivität" aus. Bei der Abwicklung der finanziellen Forderungen und Verbindlichkeiten aus dem Tauschgeschäft ist auch ein Darlehen berücksichtigt worden, das wir innogy im Vorfeld des Börsengangs vom Oktober 2016 gewährt hatten. Es belief sich auf 700 Mio. € und wäre im Oktober 2020 fällig geworden. Durch die Verrechnung mit anderen Zahlungsansprüchen hat uns E.ON den Tilgungsbetrag zuzüglich aufgelaufener Zinsen vorzeitig erstattet. Das Tauschgeschäft mit E.ON hatte erheblichen Einfluss auf unsere Finanz-, Vermögens- und Ertragslage im abgelaufenen Geschäftsjahr, die wir auf Seite 51 ff. darstellen. Durch die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON veränderte sich zudem die Struktur unserer Finanzberichterstattung. Näheres dazu finden Sie auf Seite 49 f. EU-Kommission gibt grünes Licht für Wiederaufnahme des britischen Kapazitätsmarktes. Im Oktober 2019 hat die Europäische Kommission den britischen Kapazitätsmarkt nach eingehender Prüfung erneut genehmigt. Damit schuf sie die Voraussetzung dafür, dass die Prämienzahlungen nach längerer Pause wieder aufgenommen und verschobene Kapazitätsauktionen nachgeholt werden konnten. Die Kommission ist der Auffassung, dass die Kapazitätsmarktregelungen in Einklang mit den EU-Beihilfevorschriften stehen. Zu diesem Ergebnis war sie bereits im Juli 2014 gelangt. Die damalige Prüfung war aber nach Auffassung des Gerichts der Europäischen Union nicht umfassend genug gewesen. Die Richter erklärten die erste Genehmigung daher im November 2018 für unwirksam. Der britische Kapazitätsmarkt trat danach in eine Stillhaltephase ein, in der den teilnehmenden Stromerzeugern keine Prämien mehr gezahlt wurden. RWE sind dadurch vertraglich zugesicherte Kapazitätsvergütungen von rund 50 Mio. € für 2018 und rund 180 Mio. € für 2019 zunächst nicht gewährt worden. Diese Beträge sind uns im Januar 2020 nachträglich ausgezahlt worden. Ergebniswirksam erfasst haben wir sie bereits im Geschäftsjahr 2019. Mitte 2019, also noch während der Stillhaltephase, hat der britische Netzbetreiber National Grid eine Kapazitätsauktion durchgeführt, die sich auf den Vorhaltezeitraum 1. Oktober 2019 bis 30. September 2020 bezog. Dabei konnten sich Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 3,6 GW für eine Kapazitätszahlung qualifizieren, die mit 0,77 £/kW aber sehr gering ist. Für den gleichen Vorhaltezeitraum hatte es bereits Ende 2015 eine Auktion gegeben, bei der Anlagen mit insgesamt 46,4 GW - darunter 8,0 GW von RWE - zum Zuge kamen. Sie erhalten eine Prämie von 18 £/kW. Die zweite Auktion diente dazu, verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Von RWE nahmen zwei Kleinanlagen am Bieterverfahren teil, die jedoch keine Vergütung erhalten werden. Großprojekt in der britischen Nordsee: innogy sichert sich Förderung für Windpark Sofia. Unsere Wachstumsperspektiven auf dem Gebiet der Offshore-Windkraft haben sich 2019 weiter verbessert. Bei einem Auktionsverfahren im September konnte sich innogy eine staatliche Förderung für das Projekt Sofia sichern. Im Rahmen dieses Vorhabens sollen in der britischen Nordsee Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 1,4 GW entstehen. Das Investitionsvolumen wird auf 3 Mrd. £ veranschlagt (inkl. Netzanschluss). Für die Stromerzeugung des Windparks garantiert der Staat eine Vergütung von 39,65 £/MWh zuzüglich Inflationsaufschlägen. Die Förderdauer beträgt 15 Jahre. Der Standort von Sofia knapp 200 Kilometer vor der englischen Küste im Gebiet Dogger Bank zeichnet sich durch sehr gute Windbedingungen und moderate Wassertiefen aus. Für den Windpark liegen bereits alle erforderlichen Genehmigungen vor. Die finale Investitionsentscheidung soll 2020 getroffen werden. Nach aktueller Planung könnten 2024/2025 die ersten Turbinen den Betrieb aufnehmen. Im Jahr 2026 wäre der Windpark dann mit voller Kapazität am Netz. In Großbritannien werden die erneuerbaren Energien seit April 2015 über einen als "Contract for Difference" (CfD) bezeichneten Mechanismus gefördert. Liegt der Preis, den die Anlagenbetreiber am Großhandelsmarkt erzielen, unter einer garantierten Vergütung, wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen die Betreiber Zahlungen leisten. Bei der Auswahl der zu fördernden Projekte wird folgendermaßen vorgegangen: Ist der für eine bestimmte Erzeugungstechnologie vorgesehene Fördertopf groß genug, erhalten alle Bewerber einen CfD-Vertrag. Ist er zu klein, wird im Bieterverfahren entschieden, wer zum Zuge kommt. Die Auktion vom September 2019 war die dritte seit Einführung des CfD-Fördersystems in Großbritannien. Einstieg ins polnische Offshore-Windkraft-Geschäft. Künftig werden wir auch in polnische Offshore-Windparks investieren. Unsere Tochtergesellschaft RWE Renewables International hat von mehreren Privateigentümern und Entwicklern eine Projekt-Pipeline mit einer Gesamtkapazität von mehr als 1,5 GW erworben. Die insgesamt vier Vorhaben sollen an der Sandbank von Stupsk in der Ostsee realisiert werden. In Polen betreiben wir bereits mehrere Windparks auf dem Festland. Braunkohleblock Neurath C in Sicherheitsbereitschaft überführt. Ende September haben wir den 300-MW-Block C des Braunkohlekraftwerks Neurath vom Netz genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt. Klimaschutzgründe gaben den Ausschlag dafür. Nach dem Strommarktgesetz war die deutsche Energiewirtschaft dazu verpflichtet, in der Zeit von 2016 bis 2019 acht Braunkohleblöcke mit einer Gesamtleistung von 2,7 GW vorzeitig vom Markt zu nehmen. Bis zu ihrer endgültigen Stilllegung stehen die Anlagen aber noch jeweils vier Jahre für die letzte Absicherung der Stromversorgung bereit. RWE nimmt mit fünf 300-MW-Blöcken an der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft teil: Ende September 2017 hatten wir bereits die Anlagen Frimmersdorf P und Q abgeschaltet, ein Jahr später folgten Niederaußem E und F. Entscheidung zum Hambacher Forst: Verwaltungsgericht Köln weist Klage des BUND zurück. Das Verwaltungsgericht Köln hat am 12. März 2019 entschieden, dass es sich beim Hambacher Forst um kein potenzielles Schutzgebiet nach der europäischen Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie handelt. Damit ist eine Klage des Bundes für Umwelt und Naturschutz Deutschland e. V. (BUND) abgewiesen worden. Nach Ansicht der Richter war die Zulassung des Hauptbetriebsplans 2018-2020 für den Tagebau Hambach durch die Bezirksregierung in Arnsberg rechtmäßig. Dieser Plan sieht u. a. die Rodung des Hambacher Forstes vor. Seine Zulässigkeit müsste allerdings noch vom Oberverwaltungsgericht Münster bestätigt werden, das im Oktober 2018 einen vorläufigen Rodungsstopp verhängt hatte. Inzwischen zeichnet sich aber ab, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Wie auf Seite 42 ff. dargelegt, haben wir uns mit der Bundesregierung auf einen beschleunigten Ausstieg aus der Braunkohleverstromung und eine vorzeitige Beendigung des Tagebaus Hambach verständigt. RWE steigt aus Steinkohleverstromung in Bergkamen, Werne und Aberthaw aus. Im vergangenen Jahr haben wir eine Reihe von Steinkohleaktivitäten beendet. Zunächst veräußerten wir unseren 51%-Anteil am Kraftwerk Bergkamen an den Essener Energieversorger STEAG. Dieser war zuvor bereits mit 49% an der Anlage beteiligt gewesen und hatte von einem vertraglichen Kaufrecht Gebrauch gemacht. Die Transaktion wurde zum 1. Januar 2019 wirksam. Das Steinkohlekraftwerk Bergkamen ist seit 1981 in Betrieb und verfügt über eine Erzeugungsleistung von 720 MW. RWE war für die kaufmännische Verwaltung zuständig, während STEAG die technische Betriebsführung verantwortete. Mit dem Anteilsverkauf endete auch ein Vertrag, der uns zum Bezug des Stroms der Anlage verpflichtete. Ende März 2019 haben wir den mit Steinkohle befeuerten Teil von Kombiblock K des Gersteinwerks in Werne (Westfalen) stillgelegt. Anlass dafür war eine anstehende Revision, die sich nicht mehr gelohnt hätte. Block K besteht aus einer Vorschaltgasturbine (K1) mit einer Nettoleistung von 112 MW und einer zweiten - jetzt stillgelegten - Turbine (K2), die mit Dampf aus der Verbrennung von Steinkohle betrieben wurde und über 620 MW verfügte. Das Gersteinwerk produziert weiterhin Strom, allerdings ausschließlich mit Erdgas. Seine aktuell nutzbare Kapazität beträgt 965 MW. Im Juli 2019 haben wir beschlossen, das Steinkohlekraftwerk Aberthaw B in Wales mit 1.560 MW Nettoleistung vorzeitig stillzulegen. Die Anlage ist im Dezember vom Netz gegangen. Ihre noch bis Ende September 2021 bestehenden Verpflichtungen im Rahmen des britischen Kapazitätsmarktes wurden auf Dritte und - in geringerem Umfang - auf andere Einheiten der RWE-Kraftwerksflotte übertragen. Aberthaw B wurde 1971 in Betrieb genommen und hat somit fast ein halbes Jahrhundert zur sicheren Energieversorgung im Vereinigten Königreich beigetragen. Mit seiner Schließung endet die Kohleverstromung von RWE in Großbritannien. RWE trennt sich von belgischem Heizkraftwerk. Ende Februar 2019 haben wir das belgische Heizkraftwerk Inesco an den britischen Chemiekonzern INEOS veräußert. Die Anlage befindet sich auf dem Gelände eines von INEOS betriebenen Chemieparks bei Antwerpen. Sie wird mit Gas befeuert und verfügt über eine elektrische Nettoleistung von 133 MW. Neben Strom liefert sie auch Dampf und demineralisiertes Wasser an die im Chemiepark ansässigen Unternehmen. Ein Grund für unsere Verkaufsentscheidung war die enge Einbindung des Kraftwerks in die Geschäftsaktivitäten von INEOS. Bund übernimmt von RWE die Standort-Zwischenlager für hochradioaktive Abfälle. Zum 1. Januar 2019 sind unsere Zwischenlager für hochradioaktive Abfälle an den Standorten der Kernkraftwerke Emsland, Biblis und Gundremmingen auf die bundeseigene Gesellschaft für Zwischenlagerung (BGZ) übertragen worden. Ein Jahr später, zum 1. Januar 2020, übernahm die BGZ auch zwei Zwischenlager für schwach- und mittelradioaktive Abfälle in Biblis. Rechtliche Grundlage dafür ist das Ende 2016 verabschiedete Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung, mit dem der Staat die Zuständigkeit für die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernommen hat. Im Gegenzug haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber dem Bund im Jahr 2017 Mittel in Höhe von 24,1 Mrd. € überwiesen, mit denen ein öffentlich-rechtlicher "Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung" dotiert worden ist. Die Verantwortung für die Stilllegung und den sicheren Rückbau der Kraftwerke liegt weiterhin bei den Unternehmen. Ebenso obliegt es ihnen, die radioaktiven Abfälle fachgerecht zu verpacken, bevor diese an die BGZ übergeben werden. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahres Bundeskabinett legt Entwurf für Kohleausstiegsgesetz vor. Ende Januar 2020 hat das Bundeskabinett den Entwurf für ein Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung verabschiedet. Darin konkretisiert die Regierung, wie sie die Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" zum deutschen Kohleausstieg umsetzen will. Wie von der Kommission vorgeschlagen, soll Deutschland schrittweise bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigen. Der Gesetzentwurf enthält dazu einen konkreten Fahrplan. Bei der Braunkohle gibt es einen festen Abschaltpfad für die einzelnen Kraftwerke, auf den sich der Bund mit den betroffenen Ländern und Energieunternehmen im Vorfeld geeinigt hatte. Für die frühzeitigen Schließungen von Kraftwerken und Tagebauen im Rheinischen Revier sollen wir Entschädigungen von 2,6 Mrd. € erhalten. Unsere tatsächlichen finanziellen Belastungen werden wesentlich höher ausfallen. Für Steinkohlekraftwerke sieht der Gesetzentwurf Ausschreibungen vor, in denen sich die Betreiber um Entschädigungen für frühzeitige Schließungen ihrer Anlagen bewerben können. Ausführliche Informationen zu diesem Thema finden Sie auf Seite 42 ff. 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 u. a. mit einer neuen Gasturbine ausgestattet worden. Britische Kapazitätsmarktauktion für 2022/2023: RWE sichert sich Prämie für 6,5 GW Erzeugungsleistung. Anfang 2020 haben mehrere Auktionen für den britischen Kapazitätsmarkt stattgefunden. Das erste Bieterverfahren Ende Januar bezog sich auf den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2022 bis 30. September 2023. Mit Ausnahme einiger Kleinanlagen haben sich alle bei der Auktion vertretenen RWE-Kraftwerke für eine Prämienzahlung qualifiziert. Zusammen verfügen sie über eine gesicherte Leistung von 6,5 GW. Die im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie lag mit 6,44 £/kW (vor Inflationsanpassung) allerdings unter den Markterwartungen. Anfang Februar wurde eine zweite Auktion abgehalten, die den Vorhaltezeitraum 1. Oktober 2020 bis 30. September 2021 betraf. Für diese Periode hatte es bereits im Dezember 2016 ein Bieterverfahren gegeben, bei der sich RWE-Anlagen mit insgesamt 8,0 GW (inkl. Aberthaw) für eine Prämie von 22,50£/kW qualifizieren konnten. Bei der neuerlichen Auktion wurden 1,0 GW zusätzliche Erzeugungsleistung für eine Prämie von 1,00£/kW ersteigert. RWE hatte sich mit einer Kleinanlage an dem Verfahren beteiligt, die allerdings nicht zum Zuge kam. Die britische Regierung hat für Anfang März 2020 eine weitere Auktion angesetzt, um die im Zeitraum vom 1. Oktober 2023 bis 30. September 2024 benötigten Erzeugungskapazitäten zu sichern. Die Ergebnisse lagen bei der Aufstellung des Lageberichts noch nicht vor. 1.6 Anmerkungen zur Berichtsweise Dass wir das Tauschgeschäft mit E.ON im September 2019 zu großen Teilen umgesetzt haben, beeinflusste nicht nur unsere Finanzkennzahlen, sondern auch die Art der Finanzberichterstattung. Das von E.ON auf uns übergegangene Erneuerbare-Energien-Geschäft haben wir als neues Segment in unseren Konzernabschluss einbezogen. Somit basiert unsere Darstellung des Geschäftsverlaufs 2019 auf einer Konzernstruktur mit fünf Segmenten, die wir in diesem Kapitel ausführlich beschreiben. Auswirkungen des Tauschgeschäfts mit E.ON auf unsere Finanzberichterstattung. Unser Tauschgeschäft mit E.ON konnten wir im September 2019 bereits zum großen Teil umsetzen. Auf Seite 45 informieren wir ausführlich darüber. Im Folgenden stellen wir dar, wie die Transaktion in der Finanzberichterstattung über das abgelaufene Geschäftsjahr berücksichtigt wird. ― Das Netz- und Vertriebsgeschäft von innogy, das dauerhaft bei E.ON verbleibt, und die an das MIRA-Konsortium veräußerte 50,04%-Beteiligung am tschechischen Gasnetzbetreiber IGH sind zum 18. bzw. 30. September entkonsolidiert worden. Sie waren in der Gewinn- und Verlustrechnung als nicht fortgeführte Aktivitäten und in der Bilanz als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte/ Schulden erfasst. Als solche weiterhin in unseren Zahlen enthalten ist die 49%-Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE, die wir an E.ON abgeben wollen. ― Die von uns fortgeführten innogy-Aktivitäten - sie umfassen das Erneuerbare-Energien-Geschäft, die deutschen und tschechischen Gasspeicher sowie die 37,9%-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag - gehören zwar rechtlich vorübergehend zu E.ON, bleiben in der Finanzberichterstattung aber uns zugeordnet. Damit tragen sie weiterhin zum Ergebnis, zum Cash Flow und zur Verschuldung von RWE bei. Wir werden sie 2020 von E.ON übernehmen, sobald die formalen Voraussetzungen dafür geschaffen sind. ― Das Erneuerbare-Energien-Geschäft, das wir Ende September von E.ON erhalten haben, stellen wir im neu gebildeten Segment "Übernommene E.ON-Aktivitäten" dar. Abweichend vom Zeitpunkt der rechtlichen Übertragung berücksichtigen wir es bereits seit dem 18. September 2019 in unseren Konzernzahlen. Die Anteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland, die uns die E.ON-Tochter PreussenElektra überlassen hat, erfassen wir mit Wirkung zum 30. September 2019 im Segment Braunkohle & Kernenergie. Geschäftsjahr 2019: Konzernstruktur mit fünf Segmenten. In der Finanzberichterstattung für 2019 untergliedern wir den RWE-Konzern in fünf Segmente mit den folgenden Bezeichnungen: (1) Braunkohle & Kernenergie, (2) Europäische Stromerzeugung, (3) Energiehandel, (4) Fortgeführte innogy-Aktivitäten und (5) Übernommene E.ON-Aktivitäten. Die einzelnen Segmente setzen sich wie folgt zusammen: ― Braunkohle & Kernenergie: Hier erfassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus Braunkohle und Kernenergie sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Die operative Verantwortung für diese Aktivitäten liegt bei RWE Power. Unter "Braunkohle & Kernenergie" berücksichtigen wir ferner unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30%) und an der deutschen URANIT (50%), die mit 33% an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. ― Europäische Stromerzeugung: Dieses Segment umfasst unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse, deren regionaler Fokus auf Deutschland, Großbritannien und Benelux liegt. Ebenfalls darin enthalten sind unsere 70%-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli, einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten werden von RWE Generation gesteuert. ― Energiehandel: Hier stellen wir das Geschäft von RWE Supply & Trading dar, deren Geschäftsaktivitäten auf Seite 30 f. dargestellt sind. Die Gesellschaft ist auf den Eigenhandel mit Commodities spezialisiert, fungiert als Zwischenhändler für Gas und beliefert Großkunden mit Energie. Außerdem übernimmt sie die Vermarktung des Stroms unserer Erzeugungsgesellschaften und die kommerzielle Optimierung des Kraftwerkseinsatzes; die mit den letztgenannten Aktivitäten erzielten Ergebnisbeiträge werden allerdings in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung ausgewiesen. ― Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Hauptbestandteil dieses Segments ist das Erneuerbare-Energien-Geschäft von innogy. Das Unternehmen gehört zu den führenden Stromerzeugern aus regenerativen Quellen mit regionalem Fokus auf Europa, hier vor allem Deutschland und Großbritannien, sowie mit Startpositionen in Nordamerika und Australien. Bei den Energiequellen liegt der Schwerpunkt auf Windkraft, gefolgt von Wasserkraft und Photovoltaik. Zu den fortgeführten innogy-Aktivitäten zählen ferner die deutschen und tschechischen Gasspeicher sowie eine 37,9%-Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag. ― Übernommene E.ON-Aktivitäten: Hier stellen wir das Geschäft mit den erneuerbaren Energien dar, das wir von E.ON erhalten haben. Regional ist es auf Nordamerika und Europa konzentriert. Mit Abstand wichtigster Energieträger ist die Windkraft; hinzu kommen kleinere Aktivitäten auf dem Gebiet der Photovoltaik und Energiespeicherung. Nach seiner Übernahme im September 2019 haben wir das Geschäft unter dem Dach der 2018 gegründeten RWE Renewables GmbH gebündelt. Konzerngesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie die Holding RWE AG weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. Die Position enthält auch unseren 25,1%-Anteil am deutschen Übertragungsnetzbetreiber Amprion. Außerdem sind Konsolidierungseffekte darin erfasst. Erstanwendung von IFRS 16: Höhere Nettoschulden, höhere Abschreibungen. In der Berichterstattung über das Geschäftsjahr 2019 wenden wir erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 16 "Leasingverhältnisse" an. Demnach sind Leasingverhältnisse grundsätzlich in der Bilanz zu erfassen, es sei denn, sie sind kurzfristig (bis zwölf Monate) oder beziehen sich auf geringwertige Güter. Der Leasingnehmer hat für die geleasten Vermögenswerte ein Nutzungsrecht zu aktivieren und eine entsprechende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der künftigen Leasingzahlungen zu passivieren. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie auf Seite 115 im Anhang. Die geänderte Vorgehensweise führt zu einem Anstieg der Bilanzsumme und der Nettoschulden. In der Gewinn- und Verlustrechnung erhöhen sich die Abschreibungen und verschlechtert sich das Finanzergebnis; diesen Effekten stehen etwa gleich große Entlastungen beim bereinigten EBITDA gegenüber, sodass das Nettoergebnis nahezu unbeeinflusst bleibt. Die Vorjahreszahlen sind nicht angepasst worden. Zukunftsbezogene Aussagen. Der vorliegende Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. Verweise. Inhalte von Internetseiten oder Publikationen, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Davon ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. 1.7 Geschäftsentwicklung Unser Geschäft entwickelte sich 2019 so erfolgreich, dass wir unsere Gewinnprognose im Jahresverlauf deutlich nach oben korrigieren konnten. Wir schlossen das Jahr mit einem bereinigten EBITDA von 2,5 Mrd. € - und damit weit über dem Vorjahresniveau. Das lag vor allem an unserer außergewöhnlich guten Performance im Energiehandel. Außerdem profitierten wir von der Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON und der Wiederaufnahme der Kapazitätsvergütungen für unsere britischen Kraftwerke. Stark verbessert hat sich nicht nur die Ertragslage, sondern auch die Emissionsbilanz von RWE: Unser CO2-Ausstoß ist gegenüber 2018 um ein Viertel gesunken. Ergebnisentwicklung 2019: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben scroll Prognose-Ist-Vergleich in Mio. € Ist 2018 Ursprüngliche Prognose für 20191 Angepasste Prognose für 20191 Ist 2019 Angepasste Prognose eingetreten? Bereinigtes EBITDA 1.538 1.400-1.700 2.200-2.500 2.489 √ Braunkohle & Kernenergie 356 300-400 300-400 374 √ Europäische Stromerzeugung 334 250-350 450-550 453 √ Energiehandel 183 100-300 deutlich über 300 702 √ Fortgeführte innogy-Aktivitäten 699 800-900 800-900 833 √ Übernommene E.ON-Aktivitäten - - 200-300 253 √ 1 Unsere erste Prognose für 2019 haben wir am 14. März 2019 im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 83f. veröffentlicht. Danach ist der Ausblick zweimal aktualisiert worden. Die Tabellenspalte "Angepasste Prognose für 2019" gibt den Stand nach der letzten Anpassung wieder, den wir am 14. November 2019 in der Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019 auf Seite 16 veröffentlicht haben. Stromerzeugung 13% unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 153,2 Mrd. kWh Strom erzeugt. Davon entfielen 33% auf den Energieträger Gas, 32% auf Braunkohle, 9% auf Steinkohle, 14% auf Kernenergie und 11% auf regenerative Quellen. Unsere Stromproduktion war um 13 % geringer als im Vorjahr. Den deutlichsten Rückgang verzeichneten wir bei unseren Braunkohlekraftwerken (-18,9 Mrd. kWh). Eine Rolle spielte dabei, dass die Anlagen markt- und revisionsbedingt weniger am Netz waren und der vorläufige Rodungsstopp im Hambacher Forst unsere Braunkohleförderung beeinträchtigte. Hinzu kam, dass wir Ende September 2018 die Blöcke Niederaußem E und F (295 bzw. 299 MW) und ein Jahr später den Block Neurath C (292 MW) außer Betrieb genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt haben. Außerdem lieferte der ungarische Stromproduzent Mátra keinen Beitrag zu unserer Erzeugung mehr, denn wir hatten unsere 51%-Beteiligung an dem Unternehmen 2018 verkauft. Unsere Stromproduktion aus Steinkohle ist ebenfalls stark gesunken (-13,2 Mrd. kWh). Auch hier kamen ungünstige Marktverhältnisse und revisionsbedingte Kraftwerksstillstände zum Tragen. Weitere Mengeneinbußen ergaben sich dadurch, dass wir unsere Mehrheitsbeteiligung am Kraftwerk Bergkamen veräußert und die Kohleverstromung im Gersteinwerk in Werne eingestellt haben (siehe Seite 47). Bei der Kernenergie (-0,6 Mrd. kWh) führten Betriebsunterbrechungen für Revisionsarbeiten zu einem Rückgang der Produktion. Gestiegen ist dagegen die Stromerzeugung unserer Gaskraftwerke (+ 3,6 Mrd. kWh), die von günstigeren Marktbedingungen profitierten. Bei den erneuerbaren Energien verzeichneten wir ein noch deutlicheres Plus (+ 6,5 Mrd. kWh), das zum großen Teil den im September 2019 übernommenen E.ON-Aktivitäten zuzuordnen ist. Diese haben in den gut drei Monaten ihrer Zugehörigkeit zum RWE-Konzern 4,5 Mrd. kWh zur Stromerzeugung beigetragen. Hinzu kam, dass wir in unseren niederländischen Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven mit der Beifeuerung von Biomasse begonnen haben. Bei innogy schlug sich die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen positiv nieder; zugleich führten günstige Wetterbedingungen zur verbesserten Auslastung bestehender Kapazitäten. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von Anbietern außerhalb des Konzerns. Im Berichtsjahr beliefen sich diese Bezüge auf 46,4 Mrd. kWh (Vorjahr: 49,0 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug ergeben zusammen ein Stromaufkommen von 199,6 Mrd. kWh (Vorjahr: 225,0 Mrd. kWh). scroll Stromerzeugung Erneuerbare Energien Pumpspeicher, Batterien Gas in Mrd. kWh 2019 2018 2019 2018 2019 2018 Braunkohle & Kernenergie - - - - 0,2 - Europäische Stromerzeugung 2,2 1,1 1,8 2,1 50,6 47,2 Davon: Deutschland 2 0,2 0,7 1,8 2,1 7,8 5,5 Großbritannien 0,4 0,4 - - 33,5 33,2 Niederlande/Belgien 1,6 - - - 6,6 5,5 Türkei - - - - 2,7 3,0 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 9,7 8,8 - - - - Übernommene E.ON-Aktivitäten 4,5 - - - - - RWE-Konzern 16,4 9,9 1,8 2,1 50,8 47,2 scroll Stromerzeugung Braunkohle Steinkohle Kernenergie in Mrd. kWh 2019 2018 2019 2018 2019 2018 Braunkohle & Kernenergie 48,3 67,2 - - 21,2 21,8 Europäische Stromerzeugung 14,2 27,4 Davon: Deutschland 2 - - 4,7 13,0 - - Großbritannien - - 0,7 0,5 - - Niederlande/Belgien - - 8,8 13,9 - - Türkei - - - - - - Fortgeführte innogy-Aktivitäten - - - - - - Übernommene E.ON-Aktivitäten - - - - - - RWE-Konzern 48,3 67,2 14,2 27,4 21,2 21,8 scroll Stromerzeugung Gesamt1 in Mrd. kWh 2019 2018 Braunkohle & Kernenergie 70,1 89,2 Europäische Stromerzeugung 68,9 78,0 Davon: Deutschland 2 14,6 21,5 Großbritannien 34,6 34,1 Niederlande/Belgien 17,0 19,4 Türkei 2,7 3,0 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 9,7 8,8 Übernommene E.ON-Aktivitäten 4,5 - RWE-Konzern 153,2 176,0 1 Inkl. Kapazitäten, die nicht den genannten Energieträgern zuzuordnen sind (z.B. Ölkraftwerke) 2 Inkl. Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; 2019 sind 3,6 Mrd. kWh bezogen worden (Vorjahr: 5,0 Mrd. kWh), davon 1,5 Mrd. kWh aus Steinkohlekraftwerken (Vorjahr: 2,3 Mrd. kWh). Anstieg der Erzeugungsleistung durch das Tauschgeschäft mit E.ON. Ende 2019 verfügten wir über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 42,9 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl mit berücksichtigt sind Kraftwerke, die aus wirtschaftlichen Gründen vorübergehend vom Netz genommen wurden, und unsere fünf in die Sicherheitsbereitschaft überführten Braunkohleblöcke. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,9 GW erhöht. Zuzuordnen ist das den erneuerbaren Energien, die Ende 2019 auf eine installierte Leistung von 9,2 GW kamen. Diese Zahl ist nach den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen ermittelt worden und weicht deshalb von der Angabe auf Seite 28 ab. Sie liegt um 5,3 GW über dem Vorjahreswert, was in erster Linie auf die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON zurückzuführen ist. Hinzu kommt, dass wir die niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für die Mitverbrennung von Biomasse umgerüstet haben und dass neue Windkraftanlagen in Betrieb gegangen sind. Einen deutlichen Kapazitätsrückgang verzeichneten wir dagegen bei der Steinkohle. Hier sind 3,2 GW weggefallen. Ausschlaggebend dafür waren die Stilllegung von Aberthaw B in Wales und Teilen des Gersteinwerks sowie der Verkauf unserer 51%-Beteiligung am Kraftwerk Bergkamen (siehe Seite 47). Auch die erwähnte Umrüstung von Amer 9 und Eemshaven für die Biomassenutzung minderte die ausgewiesenen Steinkohlekapazitäten. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2019 auf 33 %. Dahinter folgen Braunkohle mit 24 % und die erneuerbaren Energien mit 21%. Lässt man unsere fünf in die Sicherheitsbereitschaft überführten Braunkohleblöcke außer Betracht, liegen die regenerativen Stromquellen Wind, Wasser, Biomasse und Photovoltaik schon jetzt auf Platz 2 im RWE-Konzern. Eine detaillierte Übersicht über unsere Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien finden Sie auf der folgenden Seite. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 55% unserer installierten Leistung. Großbritannien und die Niederlande nehmen mit 21 bzw. 12% die nächsten Plätze ein. Durch die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON sind die USA unser viertwichtigster Erzeugungsstandort geworden. Fast die Hälfte unserer Onshore-Windkraftanlagen befinden sich dort. Damit sind die Vereinigten Staaten zugleich unser größter Einzelmarkt bei den erneuerbaren Energien. scroll Stromerzeugungskapazität Stand: 31.12.2019, in MW Erneuerbare Energien Pumpspeicher, Batterien Gas Braunkohle Steinkohle Kernenergie Braunkohle & Kernenergie 7 - 400 10.255 - 2.770 Europäische Stromerzeugung 670 2.336 13.553 - 3.977 - Davon: Deutschland 2 55 2.336 3.767 - 2.341 - Großbritannien 55 - 6.676 - - - Niederlande/Belgien 560 - 2.323 - 1.636 - Türkei - - 787 - - - Fortgeführte innogy-Aktivitäten 3.639 - - - - - Übernommene E.ON-Aktivitäten 4.864 20 - - - - RWE-Konzern 9.180 2.358 3 13.953 10.255 3.977 2.770 scroll Stromerzeugungskapazität Stand: 31.12.2019, in MW Gesamt1 Gesamt1 31.12.2018 Braunkohle & Kernenergie 13.459 13.459 Europäische Stromerzeugung 20.879 23.906 Davon: Deutschland 2 8.538 9.872 Großbritannien 7.035 8.595 Niederlande/Belgien 4.519 4.652 Türkei 787 787 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 3.639 3.571 Übernommene E.ON-Aktivitäten 4.884 - RWE-Konzern 42.863 3 40.937 3 1 Inkl. Kapazitäten, die nicht den genannten Energieträgern zuzuordnen sind (z.B. Ölkraftwerke) 2 Inkl. Kapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; diese Anlagen kamen Ende 2019 - wie im Vorjahr - auf eine Nettoleistung von 2.986 MW; davon entfielen 783 MW auf Steinkohlekraftwerke. 3 Inkl. geringer Kapazitäten bei RWE Supply & Trading scroll Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien Stand: 31.12.2019, in MW Wind offshore Wind onshore Solar Wasser Biomasse Gesamt Deutschland 597 666 2 435 6 1.706 Großbritannien 1.272 706 - 82 55 2.115 Niederlande - 295 - 11 549 855 Polen - 385 1 - - 386 Spanien - 447 - 12 - 459 Italien - 475 - - - 475 USA - 2.824 125 - - 2.949 Andere Länder 48 126 - 61 - 235 RWE-Konzern 1.917 5.924 128 601 610 9.180 scroll Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien Stand: 31.12.2019, in MW Gesamt 31.12.2018 Deutschland 1.366 Großbritannien 1.165 Niederlande 517 Polen 242 Spanien 459 Italien 90 USA - Andere Länder 73 RWE-Konzern 3.912 Deutlicher Rückgang der CO2-Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 88,1 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Das sind 29,9 Mio. Tonnen bzw. 25% weniger als 2018. Ausschlaggebend dafür war, dass wir wesentlich weniger Braunkohle und Steinkohle verstromt haben. Verringert haben sich nicht nur die absoluten, sondern auch die spezifischen Emissionen, d.h. der CO2-Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom. Dieser ist von 0,67 auf 0,58 Tonnen gesunken. Fast alle Emissionsrechte, die wir benötigen, kaufen wir am Markt ein. Denn seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode am 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern CO2-Zertifikate nur noch in Ausnahmefällen kostenfrei zu. Von unseren Emissionen in EU-Ländern (87,1 Mio. Tonnen) konnten wir im Berichtsjahr nur 1,1 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. scroll Emissionsbilanz CO2-Ausstoß Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten in Mio. Tonnen CO2 2019 2018 2019 2018 2019 2018 Braunkohle & Kernenergie 57,7 79,4 0,6 0,7 57,1 78,7 Europäische Stromerzeugung 30,4 38,6 0,5 0,6 28,9 36,9 Davon: Deutschland 1 7,4 13,0 0,5 0,6 6,9 12,4 Großbritannien 12,9 12,4 - - 12,9 12,4 Niederlande/Belgien 9,1 12,1 - - 9,1 12,1 Türkei 2 1,0 1,1 - - - - Fortgeführte innogy-Aktivitäten - - - - - - Übernommene E.ON-Aktivitäten - - - - - - RWE-Konzern 88,1 118,0 1,1 1,3 86,0 115,6 1 Inkl. Zahlen für Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; 2019 emittierten diese Anlagen 1,3 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 2,0 Mio. Tonnen). 2 Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für den dortigen CO2-Ausstoß keine Emissionsrechte. 64,8 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert. Unsere Erzeugungsgesellschaften beziehen die in ihren Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Abbaugebiet westlich von Köln, dem Rheinischen Revier, haben wir im vergangenen Jahr 64,8 Mio. Tonnen gefördert. Damit blieben wir um 21,5 Mio. Tonnen hinter dem Vorjahreswert zurück, u. a. wegen des Rodungsstopps im Hambacher Forst und der dadurch entstandenen Beeinträchtigung unserer Tagebauaktivitäten. Mit 53,8 Mio. Tonnen haben wir den Großteil der gewonnenen Braunkohle für die Stromerzeugung eingesetzt. Die übrigen Mengen sind zur Herstellung von Veredlungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet worden. Strom- und Gasabsatz unter Vorjahr. Im vergangenen Jahr haben wir 192,0 Mrd. kWh Strom und 56,6 Mrd. kWh Gas verkauft; 2018 waren es 216,1 bzw. 67,0 Mrd. kWh gewesen. Die Geschäfte wurden größtenteils im Segment Energiehandel getätigt. Beim Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 11%, der maßgeblich darauf beruht, dass unsere Erzeugung gesunken ist und RWE Supply & Trading deshalb weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt absetzen konnte. Unsere Gaslieferungen sanken um 16%. Hauptgrund dafür ist, dass wir Gasverkäufe von RWE Supply & Trading in Tschechien wegen der Entkonsolidierung unseres dortigen Großabnehmers innogy nur noch als reine Handelstransaktionen klassifizieren. Die Umstellung erfolgte mit Wirkung zum 1. Juli 2019. Die betroffenen Geschäfte werden seither weder im Absatz noch im Umsatz berücksichtigt. scroll Außenumsatz1 in Mio. € 2019 2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 1.003 1.132 -129 Europäische Stromerzeugung 1.062 925 137 Energiehandel 9.514 10.208 -694 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 1.164 1.124 40 Übernommene E.ON-Aktivitäten 374 - 374 Sonstige, Konsolidierung 8 17 -9 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 13.125 13.406 -281 Erdgas-/Stromsteuer 152 141 11 RWE-Konzern 13.277 13.547 -270 1 Teilweise angepasste Vorjahreswerte, im Wesentlichen wegen Änderungen bei der Erfassung von Umsätzen aus Derivatgeschäften (siehe Seite 98 im Anhang) scroll Außenumsatz nach Produkten1 in Mio. € 2019 2018 +/- Stromerlöse 10.272 10.121 151 Davon: Braunkohle & Kernenergie 282 303 -21 Europäische Stromerzeugung 620 542 78 Energiehandel 8.259 8.478 -219 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 869 799 70 Übernommene E.ON-Aktivitäten 242 - 242 Gaserlöse 1.156 1.547 -391 Davon: Europäische Stromerzeugung 12 17 -5 Energiehandel 1.094 1.484 -390 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 50 47 3 Sonstige Erlöse 1.697 1.738 -41 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 13.125 13.406 -281 1 Teilweise angepasste Vorjahreswerte, im Wesentlichen wegen Änderungen bei der Erfassung von Umsätzen aus Derivatgeschäften (siehe Seite 98 im Anhang). Wegen Geringfügigkeit nicht gesondert ausgewiesen sind Stromerlöse unter "Sonstige, Konsolidierung". Leicht gesunkener Außenumsatz. Der konzernexterne Umsatz belief sich 2019 auf 13.125 Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer). Das sind 2% weniger als im Vorjahr. Der Rückgang ist in erster Linie den Gaserlösen zuzuordnen, die sich um 25% auf 1.156 Mio. € verringert haben. Wie bereits erläutert, werden die Gasverkäufe von RWE Supply & Trading in Tschechien seit 1. Juli 2019 als reine Handelstransaktionen und damit nicht mehr im Umsatz erfasst. Mit unserem Hauptprodukt Strom erwirtschafteten wir Erlöse von 10.272 Mio. €. Damit lagen wir geringfügig über dem Vorjahreswert. Hintergrund ist, dass RWE Supply & Trading bei Stromverkäufen am Großhandelsmarkt höhere Preise realisiert hat, während der Rückgang der Verkaufsmengen gegenläufig wirkte. scroll Bereinigtes EBITDA in Mio. € 2019 2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 374 356 18 Europäische Stromerzeugung 1 453 334 119 Energiehandel 702 183 519 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 833 699 134 Übernommene E.ON-Aktivitäten 253 - 253 Sonstige, Konsolidierung -126 -34 -92 RWE-Konzern 2.489 1.538 951 1 Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien 368 Mio. € (Vorjahr: 102 Mio. €). Bereinigtes EBITDA um 62% gestiegen. Unser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) belief sich auf 2.489 Mio. €. Damit lagen wir am oberen Rand der im November 2019 prognostizierten Bandbreite von 2,2 bis 2,5 Mrd. € (siehe Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019, Seite 16). In unserer ersten Ergebnisprognose vom März 2019 hatten wir das bereinigte EBITDA noch auf 1,4 bis 1,7 Mrd. € veranschlagt (siehe Geschäftsbericht 2018, Seite 83 f.). Diese Erwartung haben wir weit übertroffen. Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass wir im Handelsgeschäft außergewöhnlich erfolgreich waren. Außerdem profitierten wir von der Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes und der Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON: Diese beiden Effekte hatten wir bei Aufstellung der ersten Prognose ausgeklammert. Gegenüber dem Vorjahr hat sich unser bereinigtes EBITDA um 62% erhöht. Dazu haben die bereits genannten Faktoren maßgeblich beigetragen. Hinzu kam, dass die fortgeführten innogy-Aktivitäten erwartungsgemäß deutlich über Vorjahr abschlossen. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung: ― Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA lag hier bei 374 Mio. € und damit im prognostizierten Korridor von 300 bis 400 Mio. €. Gegenüber dem Vorjahr hat es sich um 5% erhöht. Positiv wirkte sich aus, dass wir für den Strom unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke einen etwas höheren Großhandelspreis erzielten als 2018. Die Erzeugung dieser Anlagen hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Auch der Erwerb der Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland trug zum Ergebnisanstieg bei. Dem standen Belastungen aus wartungsbedingten Kraftwerksstillständen und dem vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst gegenüber. ― Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment erzielten wir ein bereinigtes EBITDA von 453 Mio. €. Die im März 2019 prognostizierte Bandbreite von 250 bis 350 Mio. € wurde damit deutlich übertroffen. Das ergab sich aus der Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes. Dadurch wurden uns Prämien, die während der Stillhaltephase einbehalten worden waren, nachträglich ausbezahlt. Obwohl wir die Mittel erst Anfang 2020 erhalten haben, war die Rückerstattung bereits im Berichtsjahr ergebniswirksam. Im ursprünglichen Ausblick für 2019 hatten wir das nicht eingeplant. Die Rückerstattung war auch ausschlaggebend dafür, dass das bereinigte EBITDA des Segments um 36% über dem Vorjahreswert lag. Allerdings gab es auch negative Effekte, u. a. aus stark verringerten Margen und Einsatzzeiten unserer Steinkohlekraftwerke. ― Energiehandel: Hier erzielten wir ein bereinigtes EBITDA von 702 Mio. €. Der ursprünglich prognostizierte Korridor von 100 bis 300 Mio. € wurde damit weit überschritten. Gleiches gilt für den Vorjahreswert (183 Mio. €). Ausschlaggebend dafür war eine außergewöhnlich gute Handelsperformance. Das Gas- und LNG-Geschäft der RWE Supply & Trading entwickelte sich ebenfalls erfreulich. Im Vorjahresvergleich machte sich außerdem der Wegfall einer Belastung bemerkbar, die sich 2018 aus einer Wertberichtigung auf eine Beteiligung ergeben hatte. ― Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Das bereinigte EBITDA des bei RWE verbleibenden innogy-Geschäfts lag mit 833 Mio. € in der erwarteten Bandbreite von 800 bis 900 Mio. €. Gegenüber 2018 hat es sich um 19% erhöht. Eine Rolle spielte dabei, dass die Windparks von innogy aufgrund der Wetterverhältnisse insgesamt besser ausgelastet waren als 2018. Bei den Erneuerbare-Energien-Anlagen, die nicht mit festen Einspeisevergütungen gefördert werden, führten höhere realisierte Strompreise zu Ertragssteigerungen. Auch der fortgesetzte Ausbau der Windkraftkapazitäten schlug sich positiv im Ergebnis nieder. ― Übernommene E.ON-Aktivitäten: Das von E.ON auf RWE übertragene Erneuerbare-Energien-Geschäft wird seit dem 18. September 2019 in unsere Konzernzahlen einbezogen. In den dreieinhalb Monaten bis Jahresende erwirtschaftete es ein bereinigtes EBITDA von 253 Mio. €. Damit bestätigte sich unsere Prognose vom November 2019, die einen Wert von 200 bis 300 Mio. € vorsah. In unserem Ausblick vom März 2019 war die Übernahme des E.ON-Geschäfts noch nicht berücksichtigt gewesen. scroll Bereinigtes EBIT in Mio. € 2019 2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 12 77 -65 Europäische Stromerzeugung 1 132 37 95 Energiehandel 691 177 514 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 443 349 94 Übernommene E.ON-Aktivitäten 116 - 116 Sonstige, Konsolidierung -127 -21 -106 RWE-Konzern 1.267 619 648 1 Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien 198 Mio. € (Vorjahr: -48 Mio. €). Bereinigtes EBIT mehr als doppelt so hoch wie 2018. Das bereinigte EBITDA abzüglich der betrieblichen Abschreibungen ergibt das bereinigte EBIT. Dieses lag mit 1.267 Mio. € innerhalb der Bandbreite von 1,1 bis 1,4 Mrd. €, die wir im November 2019 prognostiziert hatten. Der ursprünglich erwartete Korridor von 0,4 bis 0,7 Mrd. € wurde deutlich überschritten. Die Abweichung ist auf die gleichen Faktoren zurückzuführen wie beim bereinigten EBITDA. Gegenüber 2018 (619 Mio. €) hat sich das bereinigte EBIT mehr als verdoppelt. Überleitung zum Nettoergebnis: Positiver Einmaleffekt durch Tauschgeschäft mit E.ON. Die Überleitung vom bereinigten EBIT zum Nettoergebnis war durch Effekte aus dem Tauschgeschäft mit E.ON geprägt. Am meisten ins Gewicht fiel der Buchgewinn von 8,3 Mrd. €, der durch die Entkonsolidierung des Netz- und Vertriebsgeschäfts von innogy und der Beteiligung an IGH entstand. Er gab den Ausschlag dafür, dass wir das Geschäftsjahr 2019 mit einem ungewöhnlich hohen Nettoergebnis abschlossen. scroll Neutrales Ergebnis in Mio. € 2019 2018 +/- Veräußerungsergebnis 48 -25 73 Ergebniseffekte aus Derivaten 81 -146 227 Sonstige -1.210 10 -1.220 Neutrales Ergebnis -1.081 -161 -920 Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, war mit -1.081 Mio. € wesentlich niedriger als 2018 (-161 Mio. €). Seine Einzelpositionen stellen sich wie folgt dar: ― Durch Veräußerungen von Beteiligungen und Vermögenswerten erzielten wir ein Ergebnis von 48 Mio. € (Vorjahr: -25 Mio. €). Maßgeblich dafür waren Buchgewinne aus dem Verkauf des belgischen Gaskraftwerks Inesco und nicht mehr benötigter Immobilien. ― Die Bewertung von Derivaten schlug mit 81 Mio. € zu Buche (Vorjahr: -146 Mio. €). Solche Ergebniseffekte sind jedoch nur temporär. Sie entstehen u. a. dadurch, dass Finanzinstrumente zur Absicherung von Preisrisiken gemäß IFRS mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren sind, während die abgesicherten Grundgeschäfte erst bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. ― Das unter "Sonstige" ausgewiesene Ergebnis lag bei -1.210 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €). Darin ist ein Großteil der Belastungen verarbeitet, die sich aus dem deutschen Braunkohleausstieg ergeben werden. Außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke und Tagebaue und Zuführungen zu den Bergbaurückstellungen mindern das Ergebnis um 2.087 Mio. €. Außerdem wurden 347 Mio. € für sozialverträglichen Personalabbau zurückgestellt. Gegenläufig wirkt unser Entschädigungsanspruch gegenüber dem Bund in Höhe von 2,6 Mrd. €, den wir ebenfalls im neutralen Ergebnis erfasst haben. Die erwartete frühzeitige Stilllegung deutscher Steinkohlekraftwerke machte Rückstellungszuführungen und außerplanmäßige Abschreibungen in Gesamthöhe von 432 Mio. € erforderlich, denen aber Zuschreibungen auf Gaskraftwerke und ein Pumpspeicherwerk in Höhe von 363 Mio. € gegenüberstanden. Der gesetzliche Kohleausstieg in den Niederlanden wurde mit außerplanmäßigen Kraftwerksabschreibungen von 693 Mio. € berücksichtigt. Eine weitere Wertberichtigung betraf den deutschen Offshore-Windpark Nordsee Ost. Dieser war einem Werthaltigkeitstest unterzogen worden, weil die Insolvenz eines Dienstleisters eine grundlegende Überarbeitung des Instandhaltungskonzepts erforderlich gemacht hatte. Die Überprüfung führte zu einer Abschreibung von 225 Mio. €. Dabei wurde mit berücksichtigt, dass der 2015 fertiggestellte Windpark nach dem sogenannten Stauchungsmodell gefördert wird, das eine sehr hohe, aber auf acht Jahre begrenzte Anfangsvergütung vorsieht. Der beizulegende Wert des Windparks verringert sich daher schneller, als es die lineare Abschreibung gemäß IFRS widerspiegelt. scroll Finanzergebnis in Mio. € 2019 2018 +/- Zinserträge 185 166 19 Zinsaufwendungen -258 -180 -78 Zinsergebnis -73 -14 -59 Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen -881 -264 -617 Übriges Finanzergebnis 16 -131 147 Finanzergebnis -938 -409 -529 Unser Finanzergebnis betrug -938 Mio. €. Gegenüber 2018 hat es sich um 529 Mio. € verschlechtert. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen: ― Das Zinsergebnis ist um 59 Mio. € auf -73 Mio. € zurückgegangen, weil die Zinsaufwendungen gestiegen sind. Dazu hat u. a. die Erstanwendung von IFRS 16 beigetragen (siehe Seite 50). Außerdem sind in den Zinsaufwendungen Gebühren erfasst, die 2019 bei der Aufstockung unserer Kreditlinie anfielen. ― Die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen minderten das Ergebnis um 881 Mio. € und damit stärker als im Vorjahr (-264 Mio. €). Hauptursache dafür ist, dass der Realabzinsungssatz zur Berechnung der Bergbaurückstellungen gesenkt werden musste und der damit verbundene Anstieg der Verpflichtungsbarwerte zum Teil als Aufwand in den Zinsanteilen berücksichtigt wird. Grund der Zinsanpassung ist die erwartete vorzeitige Beendigung der Braunkohleverstromung im Rahmen des deutschen Kohleausstiegs. ― Das "übrige Finanzergebnis" verbesserte sich auf 16 Mio. € (Vorjahr: -131 Mio. €). Eine Ursache dafür war, dass wir mit unserem Wertpapierportfolio Kursgewinne erzielten, nachdem im Vorjahr Kursverluste entstanden waren. Aufgrund der Belastungen im neutralen Ergebnis und im Finanzergebnis weisen wir ein negatives Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern von -752 Mio. € aus (Vorjahr: 49 Mio. €). Damit geht ein Steuerertrag von 92 Mio. € einher. Dieser Wert ist niedriger, als bei der (theoretischen) Normalsteuerquote zu erwarten gewesen wäre. Grund: Wir haben im Organkreis der RWE AG keine latenten Steuern aktiviert, soweit ihnen nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstanden, denn wir können die latenten Steueransprüche wohl auf absehbare Zeit nicht nutzen. Gegenläufig wirkte, dass wir unsere steuerliche Risikovorsorge reduziert haben. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von -660 Mio. € (Vorjahr: -54 Mio. €). Das Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten, die das Netz- und Vertriebsgeschäft von innogy sowie die Beteiligungen an IGH und VSE umfassen, betrug 9.816 Mio. € (Vorjahr: 1.127 Mio. €). Der hohe Wert ergibt sich dadurch, dass wir diese Aktivitäten mit Ausnahme der VSE-Beteiligung im September 2019 verkauft haben und dabei einen Entkonsolidierungserfolg von 8.258 Mio. € erzielten. Die veräußerten Aktiva waren in der Konzernbilanz mit historischen Buchwerten erfasst, während sich die Kaufpreise an den zumeist deutlich höheren Marktwerten orientierten. Das Ergebnis aus dem laufenden Geschäft der nicht fortgeführten Aktivitäten lag bei 1.558 Mio. €. Das ist wesentlich mehr als im Vorjahr, obwohl nur VSE mit vollen zwölf Monaten zum Konzernergebnis 2019 beitrug. Der Anstieg ergibt sich aus den IFRS-Rechnungslegungsvorschriften: Danach durften wir bei den nicht fortgeführten Aktivitäten seit Beginn ihres gesonderten Ausweises zum 30. Juni 2018 keine Abschreibungen mehr berücksichtigen. scroll Überleitung zum Nettoergebnis in Mio. € 2019 2018 +/- Bereinigtes EBITDA 2.489 1.538 951 Betriebliche Abschreibungen -1.222 -919 -303 Bereinigtes EBIT 1.267 619 648 Neutrales Ergebnis -1.081 -161 -920 Finanzergebnis -938 -409 -529 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern -752 49 -801 Ertragsteuern 92 -103 195 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten -660 -54 -606 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten 9.816 1.127 8.689 Ergebnis 9.156 1.073 8.083 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter 643 679 -36 Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 15 59 -44 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG 8.498 335 8.163 Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 36 Mio. € auf 643 Mio. € gesunken. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass sich das Nachsteuerergebnis der fortgeführten innogy-Aktivitäten verringert hat. Damit sanken auch die Ergebnisanteile, die Minderheitsgesellschaftern dieser Aktivitäten zuzuordnen sind. Die Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber von RWE beliefen sich auf 15 Mio. € (Vorjahr: 59 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £, die wir zum 20. März 2019 abgelöst haben. Diese Anleihe hatte keine vorab festgelegte Laufzeitbegrenzung. Daher waren die Mittel, die wir durch sie vereinnahmt haben, gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizieren. Das übrige Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir im Finanzergebnis. Aufgrund der dargestellten Entwicklungen schlossen wir mit einem außergewöhnlich hohen Nettoergebnis von 8.498 Mio. € ab (Vorjahr: 335 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von 13,82€ (Vorjahr: 0,54€). scroll Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Mio. € 2019 2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 342 230 112 Europäische Stromerzeugung 252 245 7 Energiehandel 11 13 -2 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 1.215 592 623 Übernommene E.ON-Aktivitäten 267 - 267 Sonstige, Konsolidierung 3 -1 4 RWE-Konzern 2.090 1.079 1.011 scroll Investitionen in Finanzanlagen in Mio. € 2019 2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 78 - 78 Europäische Stromerzeugung 2 4 -2 Energiehandel 68 37 31 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 23 141 -118 Übernommene E.ON-Aktivitäten 20 - 20 Sonstige, Konsolidierung 7.557 -1 7.558 RWE-Konzern 7.748 181 7.567 Stark erhöhte Investitionen wegen des Tauschgeschäfts mit E.ON. Unsere Investitionen fielen mit 9.838 Mio. € außerordentlich hoch aus (Vorjahr: 1.260 Mio. €). Ausschlaggebend dafür war das Tauschgeschäft mit E.ON. Unsere Finanzanlageinvestitionen erreichten dadurch ein Volumen von 7.748 Mio. € (Vorjahr: 181 Mio. €). Davon entfielen 4,0 Mrd. € auf den Erwerb der 16,7%-Beteiligung an unserem Tauschpartner E.ON und 3,6 Mrd. € auf die Übernahme seines Erneuerbare-Energien-Geschäfts. Wie erwartet sind auch unsere Investitionen in Sachanlagen stark angestiegen. Mit 2.090 Mio. € waren sie fast doppelt so hoch wie 2018. Zurückzuführen ist das u. a. auf den Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll und des australischen Solarkraftwerks Limondale. Nähere Informationen über die beiden Großprojekte von innogy finden Sie im Geschäftsbericht 2018 auf Seite 38. Auch die Einbeziehung des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON und Maßnahmen zur Instandhaltung von Kraftwerken trugen zum Anstieg der Sachinvestitionen bei. Daneben machte sich die Erstanwendung von IFRS 16 bemerkbar: Sie hatte zur Folge, dass Nutzungsrechte für geleaste Vermögenswerte aktiviert wurden. scroll Mitarbeiter1 31.12.2019 31.12.2018 +/- Braunkohle & Kernenergie 11.150 11.292 -142 Europäische Stromerzeugung 2.927 2.738 189 Energiehandel 1.337 1.267 70 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 2.505 2.192 313 Übernommene E.ON-Aktivitäten 1.559 - 1.559 Sonstige 2 314 259 55 RWE-Konzern 19.792 17.748 2.044 1 Umgerechnet in Vollzeitstellen 2 Die Position umfasst ausschließlich die Beschäftigten der Holdinggesellschaft RWE AG. Deutlicher Anstieg der Mitarbeiterzahl durch Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON. Zum 31. Dezember 2019 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten 19.792 Mitarbeiter, davon 15.056 an deutschen und 4.736 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber Ende 2018 hat sich der Personalbestand um 2.044 Mitarbeiter erhöht. Ausschlaggebend dafür war die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON. Dadurch haben wir 1.559 Mitarbeiter hinzugewonnen, davon 763 in den USA. Rein operativ, also ohne Effekte aus Unternehmenskäufen oder -verkäufen, ist die Zahl unserer Mitarbeiter um 485 gestiegen. Ein wichtiger Faktor dabei war der Ausbau der Offshore-Windkraftkapazitäten von innogy. Im Personalbestand nicht erfasst sind unsere Auszubildenden. Ende 2019 erlernten bei uns 701 junge Menschen einen Beruf; ein Jahr zuvor waren es 666 gewesen. 1.8 Finanz- und Vermögenslage Das Tauschgeschäft mit E.ON hat RWE finanziell robuster gemacht. Die Entkonsolidierung der Netz- und Vertriebsaktivitäten von innogy war ausschlaggebend dafür, dass sich unsere Nettoschulden 2019 um mehr als die Hälfte auf 9,3 Mrd. € verringert haben. Positiv wirkte sich das Tauschgeschäft auch auf die Eigenkapitalquote aus: Sie ist um 9,4 Prozentpunkte auf 27,2 % gestiegen. Unsere solide Finanz- und Vermögenslage spiegelt sich in den Ratings durch Moody's und Fitch wider: Beide Agenturen bescheinigen uns eine Bonität der Kategorie "Investment Grade". Verantwortlichkeit für die Mittelbeschaffung. Die Zuständigkeit für die Finanzierung im RWE-Konzern liegt seit dem Verkauf unserer innogy-Beteiligung wieder allein bei der RWE AG. Obwohl wir die Mehrheit an innogy hielten, war die Gesellschaft operativ eigenständig und kümmerte sich dementsprechend auch um die Finanzierung der von ihr verantworteten Aktivitäten. Als Konzernmutter obliegt es der RWE AG, Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt zu beschaffen. Tochtergesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Die RWE AG wird außerdem koordinierend tätig, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital. Wir decken unseren Finanzbedarf zum großen Teil durch Einnahmen aus dem operativen Geschäft. Darüber hinaus verfügen wir über eine breite Palette von Instrumenten für die Beschaffung von Fremdmitteln: ― Unser Debt-Issuance-Programm (DIP) bietet uns Spielraum für die langfristige Fremdfinanzierung am Kapitalmarkt. Ein DIP ist ein Rahmenprospekt für die flexible Begebung von Anleihen. Mit unserem aktuellen Programm können wir bis zu 10 Mrd. € aufnehmen. Seit 2015 hat die RWE AG allerdings keine Anleihe mehr emittiert. ― Für die kurzfristige Refinanzierung steht uns ein Commercial-Paper-Programm zur Verfügung. Es erlaubt uns, Mittel im Gegenwert von 5 Mrd. US$ am Geldmarkt zu beschaffen. Im Laufe des vergangenen Geschäftsjahres haben wir diesen Rahmen nur zum Teil ausgeschöpft: Zeitweise standen Commercial Paper über maximal 3,4 Mrd. € aus. ― Darüber hinaus können wir auf eine syndizierte Kreditlinie zurückgreifen, die der Liquiditätssicherung dient. Unseren Kreditrahmen haben wir uns im April 2019 durch Abschluss einer neuen Vereinbarung von 3 auf 5 Mrd. € aufstocken lassen. Dazu hat uns die Transaktion mit E.ON bewogen, denn durch sie vergrößert sich das von uns verantwortete operative Geschäft. Die neue Kreditlinie wird uns von einem Konsortium aus 27 internationalen Banken gewährt. Sie besteht aus zwei Tranchen: eine über 3 Mrd. € mit einer Laufzeit von fünf Jahren und eine über 2 Mrd. € mit zweijähriger Laufzeit. Mit dem Einverständnis der Banken kann die erstgenannte Tranche zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Bei der zweiten Tranche besteht diese Option für ein Jahr, ohne dass es einer Zustimmung durch die Banken bedarf. Bisher hat RWE die syndizierte Kreditlinie nicht in Anspruch genommen. Anleihevolumen auf 1,1 Mrd. € gesunken. Zum 31. Dezember 2019 standen RWE-Anleihen im Gesamtwert von 1,1 Mrd. € aus. Dabei handelte es sich im Wesentlichen um drei Hybridanleihen: eine über 539 Mio. € (Kupon: 2,75%; frühestmögliche Kündigung: Oktober 2020), eine über 282 Mio. € (3,5%; April 2025) und eine über 317 Mio. US$ (6,625%; März 2026). Wegen vorzeitiger Rückkäufe im Oktober 2017 liegen die Beträge unter den Emissionsvolumina (700 Mio. €, 550 Mio. € und 500 Mio. US$). Eine vierte Hybridanleihe mit einem Kupon von 7% und einem Nominalwert von 750 Mio. £ haben wir am 20. März 2019 zum frühestmöglichen Zeitpunkt abgelöst, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Daher war das Anleihevolumen der RWE AG am Bilanzstichtag deutlich niedriger als Ende 2018 (1,9 Mrd. €). scroll Kreditrating der RWE AG (Stand: 31.12.2019) Moody's Fitch Langfristige Finanzschulden Senior-Anleihen Baa3 BBB Nachrangige Anleihen (Hybridanleihen) Ba2 BB+ Kurzfristige Finanzschulden P-3 F2 Ausblick stabil stabil Fremdkapitalkostensatz auf 1,4% gesunken. Der Kostensatz für die Fremdfinanzierung von RWE lag 2019 bei 1,4%. Ermittelt wurde er für den jahresdurchschnittlichen Bestand unserer Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Die im März 2019 abgelöste Hybridanleihe über 750 Mio. £ blieb hier unberücksichtigt, da sie nach IFRS dem Eigenkapital zuzurechnen war. Gegenüber 2018 (2,9%) hat sich der Kapitalkostensatz deutlich verringert. Hintergrund ist, dass wir uns im Berichtsjahr verstärkt mit zinsgünstigen Commercial Paper refinanziert haben. Solides Kreditrating der Kategorie "Investment Grade". Wie hoch unsere Fremdfinanzierungskosten sind, hängt u. a. davon ab, wie unabhängige Ratingagenturen unsere Bonität beurteilen. Im Auftrag von uns nehmen Moody's und Fitch solche Einschätzungen vor. Moody's benotet unsere langfristige Kreditwürdigkeit mit "Baa3"; diese Bewertung ist im Oktober 2019 nach eingehender Prüfung bekräftigt worden. Unser Rating durch Fitch fällt mit "BBB" sogar um eine Stufe besser aus. Beide Häuser bescheinigen uns damit eine Bonität der Kategorie "Investment Grade" - bei jeweils stabilem Ausblick. scroll Kapitalflussrechnung1 in Mio. € 2019 2018 +/- Funds from Operations 1.809 138 1.671 Veränderung des Nettoumlaufvermögens -2.786 4.473 -7.259 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -977 4.611 -5.588 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 474 -2.999 3.473 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 189 -1.559 1.748 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel 13 13 - Veränderung der flüssigen Mittel -301 66 -367 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -977 4.611 -5.588 Abzüglich Investitionen 2 -1.771 -1.246 -525 Zuzüglich Desinvestitionen/Anlagenabgänge 2 695 74 621 Free Cash Flow -2.053 3.439 -5.492 1 Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. 2 Erfasst sind nur zahlungswirksame Vorgänge. Operativer Cash Flow: Hohe Belastungen aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften. Trotz der stark verbesserten operativen Ertragslage erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen negativen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von -977 Mio. € (Vorjahr: 4.611 Mio. €). Maßgeblich dafür waren Vorgänge, die sich in der Veränderung des Nettoumlaufvermögens widerspiegeln. Beispielsweise gab es im Berichtszeitraum erhebliche Mittelabflüsse aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften, für die wir vor 2019 hohe Variation Margins vereinnahmt hatten. Variation Margins sind Zahlungen, mit denen Transaktionspartner untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und kehrt sich spätestens dann um, wenn die Termingeschäfte fällig werden. Die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten erbrachte per saldo einen Mittelzufluss von 474 Mio. €. Ausschlaggebend dafür waren Einnahmen aus der Veräußerung von Wertpapieren, während Investitionen in Sach- und Finanzanlagen gegenläufig wirkten. Im Vorjahr hatte es einen Mittelabfluss von 2.999 Mio. € gegeben, der u. a. auf umfangreiche Wertpapierkäufe zurückzuführen war. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten betrug 189 Mio. € (Vorjahr: -1.559 Mio. €). Im Berichtsjahr haben wir mehr Finanzschulden aufgenommen als getilgt. Dadurch ergab sich ein Nettozufluss von 1.678 Mio. €. Gegenläufig wirkte die Ablösung der nicht in den Finanzschulden erfassten Hybridanleihe über 750 Mio.£, durch die umgerechnet 869 Mio. € abgeflossen sind. Unsere Ausschüttungen an RWE-Aktionäre, Hybridkapitalgeber und Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften summierten sich auf 560 Mio. €. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit hat sich unser Liquiditätsbestand per saldo um 301 Mio. € verringert. Unser Free Cash Flow lag mit -2.053 Mio. € weit unter dem hohen Vorjahreswert (3.439 Mio. €). Hauptursache dafür ist die Verschlechterung beim operativen Cash Flow. scroll Nettoschulden in Mio. € 31.12.2019 31.12.2018 +/- Flüssige Mittel 3.192 3.523 -331 Wertpapiere 3.523 3.863 -340 Sonstiges Finanzvermögen 4.983 2.809 2.174 Finanzvermögen 11.698 10.195 1.503 Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper 2.466 1.657 809 Währungskurssicherung von Anleihen 7 12 -5 Sonstige Finanzverbindlichkeiten 3.268 1.107 2.161 Finanzverbindlichkeiten 5.741 2.776 2.965 Korrektur beim Hybridkapital -562 -88 -474 Zuzüglich 50% des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals - 470 -470 Abzüglich 50% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals -562 -558 -4 Nettofinanzvermögen (inkl. Korrektur beim Hybridkapital) 6.519 7.507 -988 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 3.446 3.287 159 Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen -153 -213 60 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 6.723 5.944 779 Bergbaubedingte Rückstellungen 4.618 2.516 2.102 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks 951 362 589 Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten 9.066 4.389 4.677 Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten 232 14.950 -14.718 Nettoschulden 9.298 19.339 -10.041 Deutlicher Schuldenrückgang durch Entkonsolidierung des Netz- und Vertriebsgeschäfts von innogy. Unsere Nettoschulden beliefen sich zum 31. Dezember 2019 auf 9,3 Mrd. €. Gegenüber dem Stand zum Vorjahresende haben sie sich um 10,0 Mrd. € verringert. Eine Schlüsselrolle spielt dabei das Tauschgeschäft mit E.ON. Die Nettoschulden der nicht fortgeführten Aktivitäten sanken um 14,7 Mrd. € auf 0,2 Mrd. €. Grund war die Entkonsolidierung des an E.ON abgegebenen Netz- und Vertriebsgeschäfts von innogy und der 50,04%-Beteiligung am tschechischen Gasnetzbetreiber IGH, die wir an das MIRA-Konsortium veräußert haben. Der verbliebene Wert ist unserer Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE zuzuordnen, die wir 2019 von innogy erworben haben und an E.ON weiterverkaufen wollen. Die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten haben sich dagegen - wie erwartet - deutlich erhöht, und zwar um 4,7 Mrd. € auf 9,1 Mrd. €. Dazu hat der negative Free Cash Flow beigetragen. Effekte aus dem Tauschgeschäft mit E.ON machten sich mit 3,0 Mrd. € bemerkbar. Davon entfallen 1,5 Mrd. € auf die Nettoschulden, die wir mit dem Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON übernommen haben, 0,7 Mrd. € auf zusätzliche Kernenergierückstellungen und weitere 0,7 Mrd. € auf die Zahlung des Kaufpreises für VSE an innogy. Auch der deutsche Kohleausstieg beeinflusste die Nettoschulden. Er war die Hauptursache dafür, dass sich die Bergbaurückstellungen um 2,1 Mrd. € erhöhten. Gegenläufig wirkte unsere im sonstigen Finanzvermögen berücksichtigte Kompensationsforderung gegen den Bund in Höhe von 2,6 Mrd. €, die einen Großteil unseres gesamten finanziellen Schadens aus dem Kohleausstieg abdecken soll. Die Erstanwendung von IFRS 16 erhöhte die Nettoschulden um 0,4 Mrd. €. Weitere 0,4 Mrd. € resultierten daraus, dass wir die Hybridanleihe über 750 Mio. £ getilgt haben und damit der Vorteil ihrer hälftigen Zurechnung zum Eigenkapital weggefallen ist. Allerdings hat innogy zeitgleich ein Darlehen an uns zurückgezahlt, das etwa so hoch war wie der Tilgungsbetrag. Dies geschah im Rahmen einer Vereinbarung, die unsere frühere Tochter im Vorfeld ihres Börsengangs 2016 mit uns getroffen hatte (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 52). Leicht verringerte außerbilanzielle Verpflichtungen aus dem Einkauf von Strom und Brennstoffen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 27,1 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 27,9 Mrd. €) und 7,1 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 7,8 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 168 im Anhang. Konzernbilanz: Eigenkapitalquote auf 27,2 % gestiegen. Das Tauschgeschäft mit E.ON hatte erhebliche Auswirkungen auf die Konzernbilanz. Es war ausschlaggebend dafür, dass sich die Bilanzsumme gegenüber Ende 2018 um 15,9 auf 64,2 Mrd. € verringerte. Durch die Entkonsolidierung des von E.ON weitergeführten innogy-Geschäfts und der IGH-Beteiligung sanken die zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerte von 40,5 auf 1,3 Mrd. € und die zur Veräußerung bestimmten Schulden von 32,8 auf 0,5 Mrd. €. Die Erstkonsolidierung der von uns übernommenen E.ON-Aktivitäten schlug sich dagegen mit 12,2 Mrd. € bilanzverlängernd nieder. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns hat sich um 3,2 Mrd. € erhöht. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) lag am Abschlussstichtag bei 27,2% und damit 9,4 Prozentpunkte über dem Stand zum Vorjahresende. Hauptgrund dafür ist das hohe Ergebnis aus der Entkonsolidierung des Netz- und Vertriebsgeschäfts von innogy. Gegenläufig wirkte, dass die Anteile anderer Gesellschafter gesunken sind. Auch unsere Ausschüttungen und die Tilgung der Hybridanleihe über 750 Mio. £ minderten das Eigenkapital. Konzernbilanzstruktur Aktiva scroll 31.12.2019 31.12.2018 in Mio. € in % in Mio. € in % Langfristiges Vermögen 35.951 56,0 18.595 23,2 Davon: Immaterielle Vermögenswerte 4.809 7,5 2.193 2,7 Sachanlagen 19.097 29,7 12.409 15,5 Kurzfristiges Vermögen 28.241 44,0 61.513 76,8 Davon: Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 3.621 5,6 1.963 2,5 Forderungen und sonstige Vermögenswerte 15.311 23,9 10.291 12,8 Wertpapiere 3.258 5,1 3.609 4,5 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 1.274 2,0 40.496 50,6 Gesamt 64.192 100,0 80.108 100,0 Passiva 31.12.2019 31.12.2018 in Mio. € in % in Mio. € in % Eigenkapital 17.448 27,2 14.257 17,8 Langfristige Schulden 27.018 42,1 20.007 25,0 Davon: Rückstellungen 1 18.936 29,5 14.366 17,9 Finanzverbindlichkeiten 3.924 6,1 1.998 2,5 Kurzfristige Schulden 19.726 30,7 45.844 57,2 Davon: Rückstellungen 1 2.638 4,1 2.572 3,2 Finanzverbindlichkeiten 1.810 2,8 766 1,0 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 2.987 4,7 2.429 3,0 Übrige Verbindlichkeiten 11.781 18,4 7.281 9,1 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 510 0,8 32.796 40,9 Gesamt 64.192 100,0 80.108 100,0 1 Angepasste Vorjahreswerte; siehe Erläuterung auf Seite 116 im Anhang 1.9 Erläuterungen zum Jahresabschluss der RWE AG (Holding) Der Einzelabschluss der RWE AG wird maßgeblich vom Geschäftsverlauf bei den Tochterunternehmen beeinflusst. Im vergangenen Jahr trug vor allem RWE Supply & Trading mit ihrer starken Handelsperformance zum Ergebnis der Konzernmutter bei. Allerdings gab es auch Belastungen, beispielsweise durch Wertberichtigungen im Zusammenhang mit dem niederländischen Kohleausstieg. Der Jahresüberschuss der RWE AG liegt mit 514 Mio. € etwas über dem Niveau von 2018. Steigen soll auch die Ausschüttung an unsere Aktionäre: Wir beabsichtigen, der Hauptversammlung im April 2020 eine Dividende von 0,80€ je Aktie vorzuschlagen. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/berichte zur Verfügung. scroll Bilanz der RWE AG (Kurzfassung) in Mio. € 31.12.2019 31.12.2018 Aktiva Finanzanlagen 20.628 25.166 Forderungen gegen verbundene Unternehmen 10.233 3.669 Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 6.056 479 Wertpapiere und flüssige Mittel 2.929 4.864 Gesamt 39.846 34.178 Passiva Eigenkapital 5.738 5.654 Rückstellungen 2.237 2.700 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 29.213 23.169 Übrige Verbindlichkeiten 2.658 2.655 Gesamt 39.846 34.178 scroll Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung) in Mio. € 2019 2018 Ergebnis aus Finanzanlagen 1.758 1.091 Zinsergebnis 31 -391 Sonstige Erträge und Aufwendungen -1.550 -227 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag 275 -1 Jahresüberschuss 514 472 Einstellung in andere Gewinnrücklagen -22 -42 Bilanzgewinn 492 430 Vermögenslage. Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2019 eine Bilanzsumme von 39,8 Mrd. € aus, gegenüber 34,2 Mrd. € im Vorjahr. Hauptursache für den Anstieg sind Effekte aus dem Tauschgeschäft mit E.ON. Beispielsweise hat die RWE AG das von E.ON erhaltene Erneuerbare-Energien-Geschäft auf ein nachgeordnetes Unternehmen übertragen und damit eine entsprechende Forderung gegenüber diesem Unternehmen gebildet. Umgekehrt führte der Verkauf der innogy-Beteiligung, die von einer Tochtergesellschaft gehalten worden war, zu einer Verbindlichkeit gegenüber dieser Tochter. Allerdings gab es auch Entwicklungen, die die Bilanzsumme minderten: Unter anderem verringerte sich der Bestand an Wertpapieren und flüssigen Mitteln; hier machte sich der auf Seite 63 erläuterte Liquiditätsabfluss aus der Realisierung von Commodity-Termingeschäften bei RWE Supply & Trading bemerkbar. Die Eigenkapitalquote belief sich Ende 2019 auf 14,4%. Wegen der gestiegenen Bilanzsumme war sie niedriger als im Vorjahr (16,5%). Finanzlage. Die RWE AG ist wirtschaftlich solide aufgestellt und verfügt über eine Reihe von flexibel einsetzbaren Finanzierungsinstrumenten. Dies spiegelt sich in unseren Kreditratings wider, die im Bereich Investment Grade liegen. Ausführliche Informationen über die Finanzlage von RWE und über unsere Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr finden Sie auf Seite 62ff. Ertragslage. Die Ertragslage der RWE AG hat sich gegenüber 2018 leicht verbessert. Die wesentlichen Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung haben sich folgendermaßen entwickelt: ― Das Ergebnis aus Finanzanlagen ist um 667 Mio. € auf 1.758 Mio. € gestiegen. Eine wesentliche Rolle spielte dabei die außergewöhnlich gute Performance im Energiehandel. Außerdem trugen die Geschäftsaktivitäten, die wir von E.ON übernommen haben, erstmals zum Ergebnis bei. Allerdings gab es auch belastende Faktoren, z. B. bei RWE Generation die wesentlich ungünstigeren Marktbedingungen für Steinkohlekraftwerke. ― Auch das Zinsergebnis hat sich stark erhöht, und zwar um 422 Mio. € auf 31 Mio. €. Hintergrund ist, dass bei der Verwaltung von Pensionsgeldern hohe Kapitalerträge erzielt werden konnten. ― Die Position "Sonstige Erträge und Aufwendungen" hat sich um 1.323 Mio. € auf -1.550 Mio. € verschlechtert. Hauptursache dafür war eine Wertberichtigung auf Finanzforderungen gegen eine Tochtergesellschaft in den Niederlanden, deren Ertragsperspektiven sich wegen des gesetzlich verankerten Kohleausstiegs stark eingetrübt haben. Darüber hinaus führten IT-Projekte zu Mehraufwendungen bei der RWE AG. ― Für das Berichtsjahr weisen wir einen Steuerertrag von 275 Mio. € aus, der im Wesentlichen darauf beruht, dass wir unsere steuerliche Risikovorsorge reduziert haben und uns Steuern für Vorjahre erstattet worden sind. Im Vorjahr war noch ein Steueraufwand von 1 Mio. € angefallen. ― Die dargestellten Ergebniszahlen summieren sich zu einem Jahresüberschuss von 514 Mio. €. Im Vergleich zu 2018 ist das eine Verbesserung um 42 Mio. €. ― Der Bilanzgewinn in Höhe von 492 Mio. € entspricht der geplanten Ausschüttung an unsere Aktionäre in Höhe von 0,80€ je Aktie. Ausblick 2020. Die Ertragsperspektiven der RWE AG hängen maßgeblich davon ab, wie sich die Geschäftsaktivitäten ihrer Tochtergesellschaften entwickeln werden. Unsere aktuelle Einschätzung dazu stimmt uns zuversichtlich, dass unser Jahresüberschuss 2020 etwas über dem von 2019 liegen wird. Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG haben am 14. Februar 2020 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB abgegeben. Die Erklärung enthält erstmals auch den Bericht zur Corporate Governance. Sie ist veröffentlicht unter www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung. 1.10 Darstellung des RWE-Konzerns mit innogy als reiner Finanzbeteiligung Für das Geschäftsjahr 2019 veröffentlichen wir letztmals auch Konzernzahlen, in denen unsere frühere Tochtergesellschaft innogy wie eine reine Finanzbeteiligung dargestellt wird. Diese Zahlen ermitteln wir abweichend von den Konsolidierungsgrundsätzen gemäß IFRS. In der Gewinn- und Verlustrechnung berücksichtigen wir innogy dabei nicht mit ihrem Ergebnisbeitrag, sondern mit der an uns gezahlten Dividende. Für 2019 ergeben sich so ein bereinigtes Konzern-EBITDA von 2,1 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 1,2 Mrd. €. Das ist wesentlich mehr, als wir zunächst prognostiziert hatten. Ausschlaggebend dafür waren unsere starke Performance im Energiehandel und die Wiedereinführung des britischen Kapazitätsmarktes. Frühere Tochter innogy: Vollkonsolidierung nur bedingt aussagefähig. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir Gesellschaften, die von der RWE AG mittel- oder unmittelbar beherrscht werden, im Konzernabschluss vollkonsolidieren. Das heißt, die betroffenen Aktivitäten gehen mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in die Konzernzahlen ein. Diese Vorgehensweise war auch bei innogy anzuwenden. Sie entsprach aber nicht der Art und Weise, wie wir unsere frühere Tochter gesteuert haben. innogy wurde als reine Finanzbeteiligung geführt und konnte unternehmerisch eigenständig agieren. Angepasstes Zahlenwerk. Wir haben in der Vergangenheit daher eine zweite, von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichende Methode zur Ermittlung der Konzernzahlen verwendet, die den Status unserer Tochtergesellschaft genauer widerspiegelte. Die Beteiligung an innogy wurde dabei in der Bilanz den übrigen Finanzanlagen zugeordnet. In den Ergebniszahlen von RWE war sie nur mit der uns zustehenden Dividende berücksichtigt. Geschäfte des Restkonzerns mit innogy haben wir fiktiv wie Geschäfte mit Dritten behandelt. Seit dem Verkauf unserer innogy-Beteiligung an E.ON im September 2019 stellen wir zwar keine Bilanz mehr nach der beschriebenen Methode auf. Wir haben diese allerdings noch ein letztes Mal angewendet, um Ergebniszahlen für 2019 zu ermitteln. Effekte aus dem Tauschgeschäft mit E.ON (z. B. die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts) werden dabei größtenteils ausgeklammert. Somit ermöglichen die Zahlen einen Einblick in die Geschäftsentwicklung, der von Sondereffekten aus der Transaktion nahezu unbeeinflusst ist. Wir nutzen sie daher auch zur Erfolgsmessung im Rahmen der Vorstandsvergütung. Bereinigtes EBITDA und bereinigtes Nettoergebnis höher als prognostiziert. Die Übersicht unten stellt einige wesentliche Ergebniskennzahlen dar, die in der oben beschriebenen Weise ermittelt wurden. Für das bereinigte EBITDA ergab sich 2019 ein Wert von 2.106 Mio. € (Vorjahr: 1.521 Mio. €); das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 1.210 Mio. € (Vorjahr: 591 Mio. €). Unser Ausblick vom November 2019 sah Bandbreiten von 1,8 bis 2,1 Mrd. € bzw. 0,9 bis 1,2 Mrd. € vor (siehe Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019, Seite 16). In unserer ersten Ergebnisprognose vom März 2019 hatten wir das bereinigte EBITDA auf 1,2 bis 1,5 Mrd. € und das bereinigte Nettoergebnis auf 0,3 bis 0,6 Mrd. € veranschlagt (siehe Geschäftsbericht 2018, Seite 84). Diese Erwartung haben wir weit übertroffen. Ausschlaggebend dafür waren die außergewöhnlich gute Handelsperformance von RWE Supply & Trading und der Ergebniseffekt aus der Wiedereinführung des britischen Kapazitätsmarktes. scroll Kennzahlen für den RWE-Konzern unter Einbeziehung von innogy als nicht vollkonsolidierte Finanzbeteiligung1 in Mio. € 2019 2018 +/- Bereinigtes EBITDA 2.106 1.521 585 Bereinigtes EBIT 1.412 953 459 Bereinigtes Nettoergebnis 1.210 591 619 1 Die Zahlen sind abweichend von IFRS-Vorgaben ermittelt worden. Neben den oben skizzierten Sachverhalten betrifft dies u.a. die folgenden Punkte: Liefer- und Leistungsverträge des Restkonzerns mit innogy sind durchweg als schwebende Geschäfte bilanziert worden, auch wenn sie gegebenenfalls mit dem beizulegenden Zeitwert zu bewerten gewesen wären. Rückstellungen für eventuell drohende Verluste aus diesen Geschäften haben wir nicht gebildet. Für Liefer- und Leistungsbeziehungen mit externen Dritten und damit verbundene Rückstellungen ist die Bilanzierung aus dem IFRS-Konzernabschluss übernommen worden. Gleiches gilt für die bilanziellen Effekte von Sicherungsbeziehungen und für latente Steuern. In den Ergebnissen von 2019 ist nicht die tatsächliche innogy-Dividende von 1,40€ je Aktie enthalten, sondern der theoretische Wert von 1,64€, der den Konditionen des Tauschgeschäfts mit E.ON zugrunde lag. 1.11 Übernahmerechtliche Angaben Gegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315a Abs. 1 und 289a Abs. 1 des Handelsgesetzbuchs sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden gesellschaftsspezifische Regelungen, die u.a. die Anpassung der Kapitalstruktur durch den Vorstand oder den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle betreffen. Bei RWE entsprechen all diese Bestimmungen den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das Grundkapital der RWE AG beträgt 1.573.748.744,44€ und verteilt sich auf 614.745.499 nennbetragslose, auf den Inhaber lautende Stammaktien. Wie auf Seite 25 dargelegt, sind Mitte 2019 unsere insgesamt 39.000.000 Vorzugsaktien in Stammaktien umgewandelt worden. Seither gewährt jede RWE-Aktie die gleichen Rechte. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10% der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2019 gab es keine Beteiligung an der RWE AG, die mehr als 10% der Stimmrechte auf sich vereint. Beschränkungen bei der Übertragung von Aktien. Im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms der RWE AG sind im abgelaufenen Geschäftsjahr 305.216 RWE-Stammaktien an Mitarbeiter in Deutschland ausgegeben worden. Die Titel unterliegen bis zum 31. Dezember 2020 einer Verfügungsbeschränkung. Auch in Großbritannien legen wir Belegschaftsaktienprogramme auf. Teilnahmeberechtigt sind Mitarbeiter von RWE Generation UK plc, RWE Technology UK Limited und RWE Supply & Trading GmbH UK Branch. Die Titel unterliegen ebenfalls einer Verfügungsbeschränkung, und zwar für fünf Jahre ab dem Tag der Zuteilung. Im Rahmen der britischen Programme sind 2019 insgesamt 27.742 RWE-Stammaktien erworben worden. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands ist durch §§ 84f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz geregelt. Satzungsänderungen richten sich nach §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 5 der Satzung der RWE AG. Der genannte Satzungsparagraph sieht vor, dass Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, soweit außerdem eine Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Mehrheit des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst werden, falls nicht das Gesetz oder die Satzung etwas anderes vorschreiben. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d.h. die sprachliche Form, und nicht den Inhalt betreffen. Befugnis der RWE AG zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft im Umfang von bis zu 10% des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls der Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder im Wege eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen eingezogen werden. Ferner dürfen sie im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmal oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien. Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44€ durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmal oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann es jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats in den folgenden Fällen ausschließen: ― Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. ― Es kann ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. ― Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10% des Grundkapitals nicht überschreitet. ― Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option zustehen. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20% erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Bezüglich der Senior-Anleihe, die 2016 als einzige nicht in Gänze auf innogy übertragen werden konnte und bis heute mit einem kleinen Restbetrag bei uns verblieben ist, gibt es folgende Regelung: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Für unsere nachrangigen Hybridanleihen gilt in einem solchen Fall, dass die RWE AG sie innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums kündigen kann. Geschieht das nicht, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 5 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Auswirkungen eines Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich dadurch wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben können. In diesem Fall steht es ihnen frei, ihr Amt innerhalb eines halben Jahres nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle aus wichtigem Grund niederzulegen, wobei eine Frist von drei Monaten einzuhalten ist. Zusätzlich können sie die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den Bezügen, die bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit angefallen wären, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung steht im Einklang mit den im Berichtsjahr maßgeblichen Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 75f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben, aber noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie an den letzten 30 Börsenhandelstagen vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis dahin pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 1.12 Vergütungsbericht Der Kapitalmarkt erwartet von Unternehmen, dass sie über leistungsorientierte Vergütungssysteme verfügen, die die Interessen des Managements mit denen der Eigentümer in Einklang bringen. Außerdem soll es sich für Vorstände lohnen, wenn ihr Unternehmen nachhaltig wirtschaftet und seine Verantwortung gegenüber der Gesellschaft ernst nimmt. Das Vergütungssystem von RWE wird diesen Anforderungen gerecht. Trotzdem wollen wir es weiterentwickeln und haben uns dazu bereits eng mit Investoren abgestimmt. Der Aufsichtsrat der RWE AG wird im laufenden Jahr über Neuerungen entscheiden und diese dann der Hauptversammlung 2021 zur Abstimmung vorlegen. Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Danach steht dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats pro Geschäftsjahr eine Festvergütung von 300 Tsd. € zu. Seinem Stellvertreter werden 200 Tsd. € gewährt. Die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten 100 Tsd. € und darüber hinaus eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses bekommen ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses, dessen Mitglieder kein Zusatzentgelt erhalten. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25% der jährlichen Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und diese Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2018 nachgekommen. Für diejenigen Mitglieder, die 2019 neu in das Gremium aufgenommen wurden, beginnt die Selbstverpflichtung mit der Anfang 2020 ausgezahlten Vergütung für das Geschäftsjahr 2019. Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats Die Gesamtvergütung der Aufsichtsratsmitglieder (ohne Auslagen) summierte sich für das Geschäftsjahr 2019 auf 3.304 Tsd. € (Vorjahr: 3.480 Tsd. €). Davon entfielen 465 Tsd. € (Vorjahr: 460 Tsd. €) auf Vergütungen für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats und 543 Tsd. € (Vorjahr: 720 Tsd. €) auf Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften. Die folgende Tabelle zeigt die Aufsichtsratsvergütung für alle Personen, die dem Gremium in den Jahren 2018 und/oder 2019 angehörten. scroll Vergütung des Aufsichtsrats1 Feste Vergütung Ausschussvergütung Mandatsvergütung bei Tochtergesellschaften2 in Tsd. € 2019 2018 2019 2018 2019 2018 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 300 300 - - - - Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 200 200 - - 143 200 Michael Bochinsky (seit 01.08.2018) 100 42 40 17 - - Reiner Böhle (bis 18.09.2019) 72 100 14 20 - - Sandra Bossemeyer 100 100 20 20 - - Martin Bröker (seit 01.09.2018) 100 33 - - - - Anja Dubbert (seit 27.09.2019) 26 - 1 - - - Matthias Dürbaum (seit 27.09.2019) 26 - 1 - - - Ute Gerbaulet 100 100 - - - - Reinhold Gispert (bis 31.07.2018) - 58 - 23 - - Andreas Henrich (bis 31.08.2018) - 67 - - - - Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 100 100 20 20 - - Dr. h.c. Monika Kircher 100 100 30 - - - Monika Krebber (bis 18.09.2019) 72 100 14 20 86 120 Harald Louis 100 100 20 20 20 20 Dagmar Mühlenfeld 100 100 20 20 - - Peter Ottmann 100 100 20 20 - - Günther Schartz 100 100 20 20 - - Dr. Erhard Schipporeit 100 100 80 80 215 300 Dr. Wolfgang Schüssel 100 100 25 40 - - Ullrich Sierau 100 100 40 40 - - Ralf Sikorski 100 100 40 40 50 50 Marion Weckes 100 100 40 40 - - Leonhard Zubrowski 100 100 20 20 30 30 Gesamt 3 2.296 2.300 465 460 543 720 scroll Vergütung des Aufsichtsrats1 Gesamtbezüge3 in Tsd. € 2019 2018 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 300 300 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 343 400 Michael Bochinsky (seit 01.08.2018) 140 59 Reiner Böhle (bis 18.09.2019) 86 120 Sandra Bossemeyer 120 120 Martin Bröker (seit 01.09.2018) 100 33 Anja Dubbert (seit 27.09.2019) 27 - Matthias Dürbaum (seit 27.09.2019) 27 - Ute Gerbaulet 100 100 Reinhold Gispert (bis 31.07.2018) - 81 Andreas Henrich (bis 31.08.2018) - 67 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 120 120 Dr. h.c. Monika Kircher 130 100 Monika Krebber (bis 18.09.2019) 172 240 Harald Louis 140 140 Dagmar Mühlenfeld 120 120 Peter Ottmann 120 120 Günther Schartz 120 120 Dr. Erhard Schipporeit 395 480 Dr. Wolfgang Schüssel 125 140 Ullrich Sierau 140 140 Ralf Sikorski 190 190 Marion Weckes 140 140 Leonhard Zubrowski 150 150 Gesamt 3 3.304 3.480 1 Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung. 2 Mandatsvergütungen bei Tochtergesellschaften sind nur insoweit einbezogen, als sie auf Zeiträume der Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG entfallen. 3 Die kaufmännische Rundung von Einzelwerten kann dazu führen, dass sich diese in der Tabelle nicht exakt aufaddieren. Struktur der Vergütung des Vorstands Grundlegendes. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Das im Folgenden erläuterte Vergütungssystem wird seit dem 1. Oktober 2016 angewendet. Es besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten. Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsabhängigen Komponenten zählen die Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung. Empfänger der Vorstandsvergütung. Im zurückliegenden Geschäftsjahr erhielten Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber Leistungen für Vorstandstätigkeiten bei der RWE AG. Rolf Martin Schmitz ist seit 1. Mai 2009 Mitglied des Vorstands und seit 15. Oktober 2016 dessen Vorsitzender. Sein Vertrag läuft am 30. Juni 2021 aus. Markus Krebber wurde zum 1. Oktober 2016 in das Gremium berufen. Seit dem 15. Oktober 2016 verantwortet er das Finanzressort. Er ist bis zum 30. September 2024 in den Vorstand bestellt. Erfolgsunabhängige Vergütung des Vorstands Festgehalt und Versorgungsentgelt. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht ihnen für jedes Dienstjahr ein individuell festgelegter Betrag als Versorgungsentgelt zu, sofern sie nicht - wie im Fall von Rolf Martin Schmitz -bereits vor Einführung des Versorgungsentgelts dem Vorstand angehörten und deshalb eine Pensionszusage erhalten haben (siehe Seite 78). Das Versorgungsentgelt wird wahlweise bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Regelaltersgrenze erreichen Vorstandsmitglieder der RWE AG mit 63 Jahren. Danach ist eine Wiederbestellung für jeweils ein Jahr möglich, maximal jedoch bis zur Vollendung des 65. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können beim Wechsel in den Ruhestand zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten sie oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten im RWE-Konzern Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Prämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung des Vorstands Tantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der Erreichung individueller und kollektiver Ziele des Vorstands abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme. Diese hängt davon ab, wie hoch das vergütungsrelevante EBIT im jeweiligen Geschäftsjahr ausfällt. Basis für die Ermittlung dieser Kennzahl ist das bereinigte EBIT. Dabei handelt es sich um das EBIT, abzüglich des neutralen Ergebnisses. Für 2019 und das Vorjahr haben wir das bereinigte EBIT nach der auf Seite 69 beschriebenen Methode ermittelt. Das heißt, unsere im September 2019 von E.ON übernommene Tochtergesellschaft innogy wird im Ergebnis ausschließlich mit der RWE zustehenden Dividende erfasst. Die Regelungen zur Vorstandsvergütung sehen vor, dass der Aufsichtsrat Anpassungen am bereinigten EBIT vornehmen kann, die die Eignung dieser Größe für die Performance-Messung verbessern. Die Anpassungen können u.a. Veräußerungsergebnisse, Rückstellungsveränderungen sowie außerplanmäßige Abschreibungen und deren Folgewirkungen betreffen. Durch sie wird das bereinigte EBIT ins vergütungsrelevante EBIT überführt. Die Unternehmenstantieme wird folgendermaßen ermittelt: Zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres legt der Aufsichtsrat einen Zielwert sowie eine Unter- und eine Obergrenze für das vergütungsrelevante EBIT fest. Nach Ablauf des Geschäftsjahres wird das tatsächlich erreichte bereinigte EBIT festgestellt und daraus durch die erläuterten Anpassungen das erreichte vergütungsrelevante EBIT abgeleitet. Stimmt dieses mit dem EBIT-Zielwert überein, beträgt die Zielerreichung 100%. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Liegt das vergütungsrelevante EBIT exakt an der vorab definierten Untergrenze, beträgt die Zielerreichung 50%; liegt es an der Obergrenze, beträgt die Zielerreichung 150%. Im dazwischen liegenden Wertebereich wird die Zielerreichung linear angepasst. Ist das vergütungsrelevante EBIT niedriger als die Untergrenze, wird keine Unternehmenstantieme gezahlt. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zielerreichung von 150%. Zur Ermittlung der individuellen Tantieme wird die Unternehmenstantieme mit einem Faktor multipliziert, der die persönliche Leistung des jeweiligen Vorstandsmitglieds wiedergibt. Die Höhe dieses Leistungsfaktors hängt von der Erreichung (1) individueller Ziele, (2) allgemeiner kollektiver Ziele sowie (3) kollektiver Ziele auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) und der Mitarbeitermotivation ab, wobei die genannten Zielkategorien mit jeweils einem Drittel gewichtet werden. Die Zielerreichung kann zwischen 0 und 200% liegen. Der daraus abgeleitete Leistungsfaktor ist aber auf 80 bis 120% begrenzt. Das heißt, selbst wenn ein Vorstandsmitglied die individuellen und kollektiven Ziele beispielsweise zu 150% erreicht hat, beträgt der Leistungsfaktor "nur" 120%. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder in den drei genannten Kategorien und bestimmt so die individuellen Leistungsfaktoren. Dies geschieht nach Maßgabe der Ziele und Zielwerte, die er zu Beginn des Geschäftsjahres verbindlich festgelegt hat. Die so ermittelte Tantieme wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Aktienbasierte Vergütung. Den Mitgliedern des Vorstands wird außerdem eine Vergütung nach dem sogenannten Strategic Performance Plan (kurz: SPP) gewährt, der das Erreichen langfristiger Ziele honoriert. Maßgeblich für den Erfolg ist dabei die Gesamtrendite der RWE-Stammaktie aus Kursentwicklung und Dividende (Performance). Durch die Verknüpfung der Vergütung mit der langfristigen Aktienperformance wird der Vorstand darin bestärkt, bei seinen Entscheidungen die Perspektive der Unternehmenseigentümer einzunehmen. Ein weiterer Erfolgsfaktor beim SPP ist das vergütungsrelevante Nettoergebnis im jeweiligen Geschäftsjahr. Diese Kennzahl wird aus dem bereinigten Nettoergebnis abgeleitet. Letzteres entspricht dem Nettoergebnis, abzüglich des neutralen Ergebnisses und weiterer wesentlicher Sondersachverhalte mitsamt ihrer Auswirkungen auf die Ertragsteuern. Ebenso wie das bereinigte EBIT haben wir es mit der auf Seite 69 beschriebenen Methode ermittelt, bei der innogy ausschließlich mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigt wird. Die Planbedingungen des SPP sehen vor, dass der Aufsichtsrat das bereinigte Nettoergebnis in begrenztem Umfang und abschließend definierten Fällen anpassen darf, um so das vergütungsrelevante Nettoergebnis zu ermitteln. Solche Anpassungen sind zulässig, wenn damit Auswirkungen unvorhergesehener Ereignisse wie Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen und regulatorische Änderungen berücksichtigt werden. Der SPP basiert auf sogenannten Performance Shares, deren Laufzeit (Vesting-Periode) sich über das jeweilige Geschäftsjahr und die drei Folgejahre erstreckt. Die Vorstandsmitglieder erhalten zu Beginn des Geschäftsjahres ein Zuteilungsschreiben, in dem ihr individueller Brutto-Zuteilungsbetrag aufgeführt ist. Die - noch vorläufige -Anzahl der Performance Shares ergibt sich, indem dieser Betrag durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie an den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt wird. Erst nach Ablauf des Geschäftsjahres entscheidet sich, wie viele Performance Shares endgültig zugeteilt werden. Maßgeblich dafür ist das vergütungsrelevante Nettoergebnis im jeweiligen Geschäftsjahr. Dabei wird der Ist-Wert mit einem vorab definierten Zielwert verglichen. Das Vorgehen ist ähnlich wie bei der Bestimmung der Unternehmenstantieme. Der Aufsichtsrat legt im Vorfeld einen Zielwert, eine Untergrenze und eine Obergrenze für das vergütungsrelevante Nettoergebnis fest, wobei er sich an der genehmigten Mittelfristplanung orientiert. Entspricht das erreichte Ergebnis exakt dem Zielwert, werden 100% der vorläufig zugeteilten Performance Shares final festgeschrieben. Liegt das vergütungsrelevante Nettoergebnis exakt an der Untergrenze, werden 50% der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt, liegt es an der Obergrenze, beträgt die endgültige Zuteilung 150%. Bei einer Unterschreitung der Untergrenze verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zuteilung von 150%. Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode werden die endgültig zugeteilten Performance Shares in bar an die Mitglieder des Vorstands ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag hängt von der Performance der RWE-Stammaktie ab. Er entspricht der Anzahl der final festgeschriebenen Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie der 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode und den aufgelaufenen Dividenden der letzten drei Jahre. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Aktienperformance ist die Auszahlung auf höchstens 200% des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt. Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, 25% des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in RWE-Aktien zu reinvestieren. Die Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden. Nach dem Ausscheiden eines Vorstandsmitglieds am Ende der Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden am Ende der Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen alle Performance Shares, die noch nicht das Ende der Vesting-Periode erreicht haben. Der SPP enthält überdies eine sogenannte Malus-Regelung. Danach kann der Aufsichtsrat ein Fehlverhalten von Vorstandsmitgliedern, z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft, mit einer Kürzung oder vollständigen Streichung laufender SPP-Tranchen ahnden. Bei der Einführung des SPP im Jahr 2016 hat der Aufsichtsrat zunächst eine Übergangstranche für 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für die Jahre 2017, 2018 und 2019 festgelegt. Dabei sind auch Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis und die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Aufgrund von Entwicklungen, die bei der Festlegung der Werte noch nicht absehbar waren, hat der Aufsichtsrat nachträgliche Anpassungen vorgenommen, die sich auf die Tranchen 2018 und 2019 bezogen. Für sie wurde das bereinigte Nettoergebnis nicht mehr aus dem IFRS-Nettoergebnis hergeleitet, sondern nach der bereits erläuterten Methode, bei der innogy lediglich mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigt wird. Dementsprechend sind auch die Zielwerte sowie die oberen und unteren Grenzen für das vergütungsrelevante Nettoergebnis nachträglich angepasst worden. Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu höheren Gesamtbezügen. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung. Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben zu 100% erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Das Festgehalt macht rund 30% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die Tantieme, entfällt ein Anteil von etwa 30%. Der SPP als langfristige Vergütungskomponente entspricht rund 40% der Gesamtvergütung. Begrenzung der Vorstandsvergütung. Wie bereits erläutert, sind die variablen Vergütungsbestandteile in ihrer Höhe nach oben begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150% des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (80 bis 120%), werden höchstens 180% des Tantiemebudgets erreicht. Für die aktienbasierte Vergütung nach dem SPP gilt, dass die Auszahlung der Performance Shares nach Ablauf der Vesting-Periode bei maximal 200% des Zuteilungsbudgets liegen kann. Wegen der genannten Maximalwerte gibt es auch eine Obergrenze für die Gesamtvergütung (siehe Schaubild auf der nächsten Seite). Bandbreite der Vorstandsvergütung Auszahlungszeitpunkte. Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausbezahlt, soweit es nicht in eine Versorgungszusage überführt worden ist. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres stellt der Aufsichtsrat die Zielerreichung für die Unternehmenstantieme fest und bestimmt den individuellen Leistungsfaktor. Die Tantieme kommt im Monat der Hauptversammlung zur Auszahlung, die sich mit dem Jahresabschluss der RWE AG befasst. Die Performance Shares aus dem SPP werden am Jahresanfang nach Ablauf der Vesting-Periode ausbezahlt. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25% des Auszahlungsbetrags in RWE-Stammaktien investieren und dürfen die Titel erst liquidieren, wenn nach der vierjährigen Vesting-Periode drei weitere Kalenderjahre vergangen sind. Somit dauert es insgesamt sieben Jahre, bis die Vorstandsmitglieder über ihre volle Vergütung verfügen können. Zeitliches Auszahlungsprofil der Vorstandsvergütung für ein Geschäftsjahr Regelung zur Altersversorgung. Bis zur Einführung des bereits beschriebenen Versorgungsentgelts am 1. Januar 2011 ist den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt worden. Von den Vorstandsmitgliedern des Jahres 2019 betrifft dies Rolf Martin Schmitz; seine bereits 2009 erteilte Pensionszusage wird unverändert fortgeführt. Sie gewährt ihm einen Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG nach Erreichung des 60. Lebensjahres, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags gezahlt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Sollte der Fall eintreten, dass Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich daraus wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben, haben diese ein Sonderkündigungsrecht. Sie können ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung ihres Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein Aktionär, mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der Stimmrechte auf sich vereinen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch dann vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Wertes der RWE AG. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares nach dem SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung der Vorstandstätigkeit und Abfindungsobergrenze. Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) eine Vereinbarung, dass im Falle einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrags vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze). Weiterentwicklung des Vergütungssystems geplant. Im vergangenen Jahr haben wir mit Vertretern institutioneller Anleger darüber beraten, wie das System der Vorstandsvergütung weiterentwickelt werden kann. Dabei ging es uns u. a. darum, den gestiegenen Anforderungen der internationalen Kapitalmärkte gerecht zu werden. Auf Basis des Investoren-Feedbacks haben wir damit begonnen, das Vergütungssystem in wesentlichen Punkten zu überarbeiten. An seinem Grundgerüst halten wir aber fest. Die Neuerungen sollen im laufenden Jahr vom Aufsichtsrat der RWE AG verabschiedet werden und danach in allen neu abgeschlossenen Arbeitsverträgen zur Anwendung kommen. Außerdem wollen wir sie der Hauptversammlung 2021 zur Abstimmung vorlegen. Nach einem Beschluss des Aufsichtsrats wird der Strategic Performance Plan, der bislang nur Tranchen für 2016 bis 2019 umfasste, zunächst unverändert fortgeführt. Dementsprechend sind neue Zielwerte sowie Ober- und Untergrenzen für das vergütungsrelevante Nettoergebnis festgelegt worden. Höhe der Vergütung des Vorstands Die Vergütung des Vorstands der RWE AG wird nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) ermittelt. Für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2019 erhielten die Vorstandsmitglieder insgesamt 7.571 Tsd. €. Der Vorjahreswert hatte bei 6.880 Tsd. € gelegen. Die einzelnen Vergütungskomponenten sind in der folgenden Tabelle aufgeführt. scroll Höhe der Vorstandsvergütung (nach HGB) Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber Gesamt in Tsd. € 2019 2018 2019 2018 2019 2018 Erfolgsunabhängig 1.183 1.180 1.085 1.066 2.268 2.246 Davon: Festgehalt 1.160 1.160 763 750 1.923 1.910 Versorgungsentgelt 1 - - 300 300 300 300 Sach- und sonstige Bezüge 23 20 22 16 45 36 Erfolgsabhängig 3.032 2.636 2.271 1.998 5.303 4.634 Tantieme (kurzfristig) 1.782 1.386 1.171 898 2.953 2.284 Davon: Angerechnete Mandatseinkünfte 2 115 115 146 180 261 295 Zuteilungswert der Performance Shares 3 (langfristig) 1.250 1.250 1.100 1.100 2.350 2.350 Gesamtvergütung 4.215 3.816 3.356 3.064 7.571 6.880 1 Das an Markus Krebber ausbezahlte Versorgungsentgelt ist Teil der Vergütung nach HGB, nicht jedoch der jährliche Dienstzeitaufwand für die Pensionszusage an Rolf Martin Schmitz. 2 Einkünfte aus der Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate werden vollständig auf die Tantieme angerechnet. 3 Gemäß HGB ist hier der Wert der Zuteilung zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres anzusetzen. Das vergütungsrelevante EBIT, auf dessen Basis die Tantieme ermittelt wird, belief sich im abgelaufenen Geschäftsjahr auf 1.207 Mio. €. Vom bereinigten EBIT (1.412 Mio. €) unterscheidet es sich durch Anpassungen, mit denen wir in den Zielwerten nicht berücksichtigte Effekte neutralisiert haben. Beispielsweise waren bei der Festlegung des Zielwerts keine Erträge aus einer möglichen Wiedereinführung des britischen Kapazitätsmarktes eingeplant worden. Der Ergebniseffekt aus den verspäteten Kapazitätsvergütungen für 2018 und 2019 wurde deshalb aus dem Ist-Wert eliminiert. Der aus der Mittelfristplanung abgeleitete EBIT-Zielwert lag bei 786 Mio. € (Zielerreichung von 100%), die Untergrenze bei 186 Mio. € (Zielerreichung von 50%) und die Obergrenze bei 1.386 Mio. € (Zielerreichung von 150%). Aus diesen Zahlen ergibt sich für 2019 eine Zielerreichung von 135%. Das heißt, die Unternehmenstantieme war 35% höher als das zu Jahresbeginn festgelegte Tantiemebudget. scroll Ermittlung der Unternehmenstantieme 2019 2019 in Mio. € Zielerreichung in% Bereinigtes EBIT 1.412 - Anpassungen 1 -205 - Vergütungsrelevantes EBIT 1.207 135 Zielwert 786 100 Obergrenze 1.386 150 Untergrenze 186 50 1 Siehe Erläuterung im Text Der Aufsichtsrat hat dem Vorstand bescheinigt, dass er die individuellen und kollektiven Ziele übererfüllt hat. Wesentliche Erfolgsfaktoren waren die zügige und reibungslose Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON und der Fortschritt bei der Transformation von RWE zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen. Gewürdigt wurde auch, dass ein Kompromiss mit der Bundesregierung zum Braunkohleausstieg gefunden werden konnte und dass der Vorstand die Strategie von RWE mit Blick auf die Zukunft der erneuerbaren Energien und der Kohleverstromung weiterentwickelt hat. Die weit überdurchschnittliche Entwicklung des RWE-Aktienkurses und Rückmeldungen von Investoren haben gezeigt, dass der Kapitalmarkt die neue Strategie gutheißt. Im Hinblick auf die Mitarbeitermotivation, die mittels regelmäßiger Erhebungen im Unternehmen gemessen wird, konnten die Vorgaben ebenfalls zu mindestens 100% erfüllt werden. Mit einer Ausnahme trifft das auch auf die CR-Ziele zu, die sich im Wesentlichen auf die CO2-Intensität des Erzeugungsportfolios, die Arbeitssicherheit sowie die Einhaltung von Compliance-, Umwelt- und Sozialstandards beziehen. Die einzige Zielunterschreitung betraf die Zahl der Arbeitsunfälle, die mit 2,1 je 1 Mio. geleistete Arbeitsstunden über der vorab festgelegten Obergrenze (1,9) lag. Die Mitglieder des Vorstands kamen rechnerisch auf eine Zielerreichung von jeweils 153 %. Wegen der Kappungsgrenze beträgt ihr Leistungsfaktor 120%. Durch Multiplikation dieses Wertes mit der Unternehmenstantieme (135%) ergibt sich ein Faktor von 162%. Daraus lässt sich die individuelle Tantieme ableiten, die sich für Rolf Martin Schmitz auf 1.782 Tsd. € und für Markus Krebber auf 1.171 Tsd. € beläuft. Die Beträge entsprechen dem 1,62-Fachen der vorab festgelegten Budgetwerte von 1.100 Tsd. € (Schmitz) bzw. 723 Tsd. € (Krebber). scroll Ermittlung der Tranche 2019 des Strategic Performance Plan 2019 in Mio. € Zielerreichung in% Bereinigtes Nettoergebnis 1.210 - Anpassungen 1 -363 - Vergütungsrelevantes Nettoergebnis 847 150 Zielwert 51 100 Obergrenze 351 150 Untergrenze -249 50 1 Siehe Erläuterung im Text Gemäß HGB ist als langfristige erfolgsabhängige Vergütungskomponente der Wert der zu Beginn eines Geschäftsjahres vorläufig zugeteilten Performance Shares anzugeben. Wie auf Seite 75 erläutert, hängt die Höhe der endgültigen Zuteilung davon ab, wie sich das vergütungsrelevante Nettoergebnis im jeweiligen Geschäftsjahr im Vergleich zu einem vorab definierten Zielwert entwickelt hat. Letzterer war vom Aufsichtsrat für 2019 mit 51 Mio. € angesetzt worden (Zuteilung von 100%). Die Untergrenze betrug -249 Mio. € (Zuteilung von 50%) und die Obergrenze 351 Mio. € (Zuteilung von 150%). Der tatsächlich erreichte Wert lag mit 847 Mio. € deutlich über der Obergrenze. Dadurch ergab sich die größtmögliche Zielerreichung von 150%. Die endgültige Zuteilung von Performance Shares für 2019 war somit 50% höher als die vorläufige. Das vergütungsrelevante Nettoergebnis ist vom bereinigten Nettoergebnis (1.210 Mio. €) durch Herausrechnen einiger ungeplanter Sachverhalte abgeleitet worden. Beispielsweise haben wir im Konzernabschluss 2016 hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke vorgenommen, die in der damaligen Mittelfristplanung noch nicht enthalten waren und dazu führten, dass die planmäßigen Abschreibungen nun deutlich niedriger ausfallen; dieser Einfluss auf die Abschreibungen wurde eliminiert. Gleiches gilt für den Ertrag, den wir im britischen Erzeugungsgeschäft wegen der Nachzahlung von Kapazitätsprämien für 2018 erzielt haben. scroll Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung: Strategic Performance Plan Dr. Rolf Martin Schmitz Tranche Zuteilungsdatum Jahr 2019 01.01.2019 2018 01.01.2018 2017 01.01.2017 2016 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 1.250 1.250 1.250 769 Durchschnittlicher Aktienkurs € 19,10 18,80 11,62 13,78 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 65.445 66.489 107.573 55.787 Bewertungsdatum 31.12.2019 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bei vergütungsrelevantem Nettoergebnis % 150 123 115 115 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 98.168 81.781 123.709 64.155 Ende der Vesting-Periode 31.12.2022 31.12.2021 31.12.2020 31.12.2019 scroll Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung: Strategic Performance Plan Dr. Markus Krebber Tranche Zuteilungsdatum Jahr 2019 01.01.2019 2018 01.01.2018 2017 01.01.2017 2016 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 1.100 1.100 988 247 Durchschnittlicher Aktienkurs € 19,10 18,80 11,62 13,78 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 57.592 58.511 84.983 17.915 Bewertungsdatum 31.12.2019 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bei vergütungsrelevantem Nettoergebnis % 150 123 115 115 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 86.388 71.969 97.730 20.602 Ende der Vesting-Periode 31.12.2022 31.12.2021 31.12.2020 31.12.2019 Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus der aktienbasierten Vergütung nach dem SPP zugeführt worden sind. scroll Zuführung zu Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung in Tsd. € 2019 2018 Dr. Rolf Martin Schmitz 2.726 1.413 Dr. Markus Krebber 1.982 934 Summe 4.708 2.347 Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung. Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Rolf Martin Schmitz lag 2019 bei 554 Tsd. € (Vorjahr: 536 Tsd. €). Dabei handelt es sich um keinen Vergütungsbestandteil gemäß HGB. Der nach IFRS ermittelte Barwert der Pensionsverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 14.997 Tsd. € (Vorjahr: 13.370 Tsd. €). Der Barwert der Pensionsverpflichtung nach HGB belief sich auf 11.894 Tsd. € (Vorjahr: 10.534 Tsd. €). Im Jahr 2019 erhöhte sich die Pensionsverpflichtung um 1.360 Tsd. € (Vorjahr: 1.248 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2019 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Rolf Martin Schmitz bei planmäßigem Ausscheiden aus der Gesellschaft zum Ablauf seiner Bestellung 556 Tsd. € (gleicher Wert wie im Vorjahr). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern, die auf die RWE AG übertragen wurden. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex Bei der Darstellung des Vergütungssystems orientieren wir uns auch an den Empfehlungen des DCGK in der für 2019 maßgeblichen Fassung vom 7. Februar 2017. Danach besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsbestandteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit gewährt werden. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten offengelegt werden sollen. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört nach DCGK auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der DCGK konkretisiert die empfohlene Darstellung der Vorstandsvergütung anhand von Mustertabellen, in denen zwischen der Gewährung und dem Zufluss unterschieden wird: ― Nach dem DCGK gelten Zuwendungen oder Vergütungen als gewährt, wenn sie den Mitgliedern des Vorstands verbindlich zugesagt wurden. Abweichend vom HGB ist es dabei irrelevant, in welchem Umfang das Vorstandsmitglied die vergütete Arbeitsleistung bereits erbracht hat. ― Der Begriff "Zufluss" stellt darauf ab, in welchem Umfang die Vorstandsmitglieder Zahlungen erhalten. Dabei kommt es nicht auf den Termin der Auszahlung an, sondern darauf, ab wann die Zahlung hinreichend sicher ist. Die im Kodex getroffene Abgrenzung sei am Beispiel der Tantieme verdeutlicht: Als "gewährt" gilt hier das für das jeweilige Geschäftsjahr vertraglich vereinbarte und zugesagte Tantiemebudget. In der Zufluss-Tabelle ist dagegen der Betrag auszuweisen, der mit hoher Wahrscheinlichkeit tatsächlich zufließen wird. Dass die Zahlung erst im Folgejahr geleistet wird, ist dabei irrelevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt bereits als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit der Tantieme) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher ist die Vorstandstantieme bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen. Im Folgenden stellen wir die Vorstandsvergütung der RWE AG anhand der vom DCGK empfohlenen Mustertabellen dar. scroll Gewährte Zuwendungen Dr. Rolf Martin Schmitz Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016 in Tsd. € 2019 (Min.) 2019 (Max.) 2019 Ist 2018 Ist Festvergütung 1.160 1.160 1.160 1.160 Versorgungsentgelt - - - - Sach- und sonstige Bezüge 23 23 23 20 Summe Festvergütung 1.183 1.183 1.183 1.180 Einjährige variable Vergütung (Tantieme) 0 1.980 1.782 1.386 Mehrjährige variable Vergütung (SPP) 0 2.500 1.250 1.250 Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021) - - - 1.250 Tranche 2019 (Laufzeit: 2019-2022) 0 2.500 1.250 - Summe variable Vergütung 0 4.480 3.032 2.636 Summe variable und feste Vergütung 1.183 5.663 4.215 3.816 Versorgungsaufwand 554 554 554 536 Gesamtvergütung 1.737 6.217 4.769 4.352 scroll Gewährte Zuwendungen Dr. Markus Krebber Finanzvorstand seit 15.10.2016 in Tsd. € 2019 (Min.) 2019 (Max.) 2019 Ist 2018 Ist Festvergütung 763 763 763 750 Versorgungsentgelt 300 300 300 300 Sach- und sonstige Bezüge 22 22 22 16 Summe Festvergütung 1.085 1.085 1.085 1.066 Einjährige variable Vergütung (Tantieme) 0 1.302 1.171 898 Mehrjährige variable Vergütung (SPP) 0 2.200 1.100 1.100 Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021) - - - 1.100 Tranche 2019 (Laufzeit: 2019-2022) 0 2.200 1.100 - Summe variable Vergütung 0 3.502 2.271 1.998 Summe variable und feste Vergütung 1.085 4.587 3.356 3.064 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 1.085 4.587 3.356 3.064 scroll Zufluss Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber Vorstandsvorsitzender Finanzvorstand seit 15.10.2016 seit 15.10.2016 in Tsd. € 2019 2018 2019 2018 Festvergütung 1.160 1.160 763 750 Versorgungsentgelt - - 300 300 Sach- und sonstige Bezüge 23 20 22 16 Summe Festvergütung 1.183 1.180 1.085 1.066 Einjährige variable Vergütung (Tantieme) 1.782 1.386 1.171 898 Mehrjährige variable Vergütung (SPP) 1.538 - 494 - Auszahlung Tranche 2016 1.538 - 494 - Summe variable Vergütung 3.320 1.386 1.665 898 Summe feste und variable Vergütung 4.503 2.566 2.750 1.964 Versorgungsaufwand 554 536 - - Gesamtvergütung 5.057 3.102 2.750 1.964 1.13 Entwicklung der Risiken und Chancen Die Risikolage von RWE hat sich 2019 weiter verbessert. Wichtig für uns war, dass die EU-Kommission grünes Licht für das Tauschgeschäft mit E.ON gegeben hat. Mit dem Erneuerbare-Energien-Geschäft haben wir nun ein neues operatives Standbein mit hohen regulierten Erträgen. Wir sind damit nicht nur profitabler, sondern auch krisenresistenter. Dennoch bleibt RWE Risiken ausgesetzt. Beispielsweise besteht die Gefahr, dass unsere Belastungen aus dem deutschen Kohleausstieg höher als erwartet sind. Dieses und weitere wesentliche Risiken erfassen, bewerten und steuern wir mithilfe unseres bewährten Konzern-Risikomanagementsystems, das uns dabei hilft, RWE trotz der fortwährenden Unwägbarkeiten in unserem Geschäft auf sicherem Kurs zu halten. Verteilung der Risikomanagement-Aufgaben bei RWE. Zuständig für das Konzern-Risikomanagement ist die RWE AG. Der Vorstand der Konzernmutter überwacht und steuert das Gesamtrisiko seiner Gesellschaft und der nachgeordneten Unternehmen. Außerdem entscheidet er über die generelle Risikobereitschaft und definiert Obergrenzen für einzelne Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling&Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich leitet aus den vom Vorstand festgelegten Risikoobergrenzen detaillierte Limite für die einzelnen Geschäftsfelder und operativen Einheiten ab. Zu seinen Aufgaben gehört es auch, die erfassten Risiken auf Vollständigkeit und Plausibilität zu prüfen und zu aggregieren. Dabei unterstützt ihn der Risikomanagement-Ausschuss, der sich aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG zusammensetzt: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Finanzen&Kreditrisiko, Rechnungswesen, Recht&Versicherung und Unternehmensentwicklung. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens. Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten mit Risikomanagement-Aufgaben betraut: ― Finanzwirtschaftliche Risiken und Kreditrisiken werden vom Bereich Finanzen&Kreditrisiko gesteuert, der dem Finanzvorstand der RWE AG unterstellt ist. ― Der ebenfalls dem Finanzvorstand zugeordnete Bereich Rechnungswesen kümmert sich darum, dass die Finanzberichterstattung keine materiellen Fehler enthält. Dazu nutzt er ein rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem. Bei der Qualitätssicherung in der Finanzberichterstattung wirkt ein Komitee mit, das aus Verantwortlichen des Rechnungswesens und weiterer rechnungslegungsrelevanter Bereiche besteht. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie auf Seite 92. ― Der Bereich Interne Revision&Compliance achtet darauf, dass der RWE-Verhaltenskodex eingehalten wird, und widmet sich dabei vorrangig der Verhinderung von Korruption. Er berichtet an den Vorstandsvorsitzenden der RWE AG oder - sollten Mitglieder des Vorstands betroffen sein - direkt an den Aufsichtsratsvorsitzenden und an den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses des Aufsichtsrats. ― Risiken aus Schwankungen von Commodity-Preisen werden, soweit sie die konventionelle Stromerzeugung, den Energiehandel und das Gasgeschäft betreffen, von RWE Supply & Trading überwacht. ― Strategien, die der Begrenzung von Marktrisiken in der konventionellen Stromerzeugung dienen, müssen vom Commodity-Management-Komitee genehmigt werden. Mitglieder dieses Expertenkreises sind der Finanzvorstand der RWE AG, Personen aus der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading und ein Vertreter des Bereichs Controlling & Risikomanagement. ― Ein Gremium wie das vorgenannte gibt es seit Oktober 2019 auch für Marktrisiken bei den erneuerbaren Energien. Das Renewables-Commodity-Management-Komitee besteht aus dem Finanzvorstand der RWE AG, Mitgliedern der Geschäftsführung der RWE Renewables GmbH und einem Vertreter des Bereichs Controlling & Risikomanagement. ― Über die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Finanzanlagen (einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e.V.) bestimmt das Asset-Management-Komitee. Ihm gehören folgende Personen an: der Finanzvorstand der RWE AG, der für Finanzen zuständige Geschäftsführer der RWE Supply & Trading, die Leiter der Bereiche Controlling&Risikomanagement, Finanzen&Kreditrisiko und Portfolio Management/Mergers&Acquisitions sowie -aus dem letztgenannten Bereich - der Leiter der Abteilung Financial Asset Management. Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten sind die RWE AG und ihre operativen Tochtergesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und nach zentralen Vorgaben gesteuert werden. Die Qualität und die Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems werden regelmäßig von der Internen Revision begutachtet. Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir ermitteln Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten prüfen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich einmal pro Quartal über die Risiken des Konzerns informieren. Risikomatrix für die RWE AG scroll Möglicher Schaden1 Ergebnisrisiken Verschuldungs-/Eigenkapitalrisiken in Mio. € Mögliche Auswirkung auf das Nettoergebnis2 Mögliche Auswirkung auf Nettoschulden2 und Eigenkapital2 Kategorie V ≥ 8.000 ≥ 8.000 Kategorie IV ≥ 1.500 und < 8.000 ≥ 4.000 und < 8.000 Kategorie III ≥ 600 und < 1.500 ≥ 2.000 und < 4.000 Kategorie II ≥ 300 und < 600 ≥ 1.000 und < 2.000 Kategorie I < 300 < 1.000 1 Aggregiert über die Jahre 2020 bis 2022 2 Nettoergebnis, Nettoschulden und Eigenkapital sind seit dem Verkauf von innogy wieder entsprechend den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen definiert. Zuvor waren sie nach der auf Seite 69 dargestellten Methode ermittelt worden, bei der innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst wurde. Unsere Analyse der Risiken bezieht sich i.d.R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann aber in Einzelfällen auch darüber hinausreichen. Den möglichen Schaden messen wir anhand der Auswirkungen auf das Nettoergebnis, die Nettoschulden und das Eigenkapital. Absicherungsmaßnahmen (z. B. Hedge-Transaktionen) werden dabei mitberücksichtigt. Wir definieren den möglichen Schaden als Abweichung vom jeweiligen Planwert, kumuliert über den dreijährigen Planungszeitraum. Unsere wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar (siehe Abbildung auf der vorherigen Seite): Wir kategorisieren sie dort anhand der potenziellen Schadenshöhe und der Eintrittswahrscheinlichkeit. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie nach Möglichkeit zu einem einzigen Risiko zusammengefasst. Um eine eindeutige Zuordnung zu den Matrixfeldern vornehmen zu können, haben wir Schwellenwerte für Nettoergebnis, Nettoschulden und Eigenkapital definiert, die sich an der Risikotragfähigkeit des RWE-Konzerns orientieren. Sie sind in der Tabelle unter der Matrix aufgeführt. Je nach Position in der Matrix stufen wir Risiken als gering, mittel oder hoch ein. Auf der Grundlage dieser systematischen Risikoerfassung können wir feststellen, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls entsprechende Maßnahmen einleiten. scroll Risikoklassen Einstufung des höchsten Einzelrisikos 31.12.2019 31.12.2018 Marktrisiken mittel mittel Regulatorische und politische Risiken hoch hoch Rechtliche Risiken gering mittel Operative Risiken mittel mittel Finanzwirtschaftliche Risiken mittel mittel Bonität von Geschäftspartnern mittel mittel Sonstige Risiken gering hoch Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern. Unsere Risiken lassen sich nach ihren Ursachen in sieben Klassen einteilen, die in der Tabelle oben aufgeführt sind. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Gegenwärtig werden nur die regulatorischen und politischen Risiken als hoch eingestuft. Sie ergeben sich in erster Linie aus dem Kohleausstieg in Deutschland. Schon heute steht fest, dass die uns zugesagten Kompensationen nicht ausreichen werden, um unseren finanziellen Schaden aus der frühzeitigen Schließung von Kraftwerken und Tagebauen auszugleichen. Diese Lücke könnte sich noch vergrößern, falls unsere Belastungen höher als geplant sind. Ferner besteht die Gefahr, dass der regulatorische Druck auf unser Braunkohlegeschäft trotz der Ausstiegsvereinbarung weiter steigt. Unter der Position "sonstige Risiken" sehen wir kein hohes Risiko mehr. Im vergangenen Jahr hatten wir darunter noch das mögliche Scheitern des Tauschgeschäfts mit E.ON berücksichtigt. Seitdem die Transaktion genehmigt und zum großen Teil umgesetzt worden ist, sind die sonstigen Risiken nur noch gering. Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen. ― Marktrisiken. In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung gekennzeichnet. Fallende Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten können dazu führen, dass Erzeugungsanlagen an Wirtschaftlichkeit einbüßen. Das betrifft nicht nur Kraftwerke, sondern auch Windparks und andere Erneuerbare-Energien-Anlagen, die nicht mit festen Einspeisevergütungen gefördert werden. Rückläufige Strompreise können zu außerplanmäßigen Abschreibungen führen. Bei Strombezugsverträgen, in denen fixe Konditionen vereinbart sind, besteht die Gefahr, dass wir mehr für den Strom bezahlen müssen, als wir bei seinem Weiterverkauf am Markt einnehmen. Gegebenenfalls müssen wir dann Rückstellungen bilden. Ein solches Risiko sehen wir u. a. bei unseren beiden 2005/2006 abgeschlossenen Kontrakten über Strombezüge aus dem 1.055-MW-Steinkohlekraftwerk Datteln 4. Die Anlage wird nach Einschätzung des Betreibers Uniper im Sommer 2020 ans Netz gehen, zehn Jahre später als geplant. Wir wollen die Bezugsverträge anpassen oder kündigen und haben deshalb den Rechtsweg eingeschlagen. Die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande liegen heute weit über den Tiefstständen von 2016. Ausschlaggebend dafür ist die Preisentwicklung bei Brennstoffen und CO2-Emissionsrechten. Nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Stromnotierungen wieder stark unter Druck geraten. Dazu könnte auch der fortgesetzte Ausbau der erneuerbaren Energien beitragen. Aber wir sehen auch die Chance einer für uns positiven Preisentwicklung, nicht zuletzt wegen des deutschen Kernenergie- und Kohleausstiegs. Durch den Abbau gesicherter Erzeugungsleistung könnte es zum vermehrten Auftreten von Knappheitsphasen mit hohen Strompreisen kommen. Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir diese Risiken dadurch, dass wir ihren Strom größtenteils auf Termin verkaufen und dabei die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte preislich absichern. Um Commodity-Positionen abzusichern, setzen wir auch Finanzinstrumente ein. Im Konzernabschluss werden solche Instrumente - auch wenn sie der Begrenzung von Zins- und Währungsrisiken dienen - zumeist durch den Ausweis bilanzieller Sicherungsbeziehungen abgebildet. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 113 ff. im Anhang. Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Die Gesellschaft ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Im Auftrag und auf Rechnung der Kraftwerksgesellschaften vermarktet sie große Teile unserer Erzeugungsposition und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2-Zertifikate ein. Die Funktion von RWE Supply & Trading als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten zu begrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In einem durch Risikolimite begrenzten Umfang geht RWE Supply & Trading Commodity-Positionen ein, um Gewinne zu erzielen. Unser Risikomanagementsystem im Energiehandel ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich die damit verbundenen Risiken innerhalb genehmigter Grenzen bewegen. Richtlinien geben vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und den damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen fortlaufend. Risiken aus reinen Handelsgeschäften von RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Von zentraler Bedeutung für die Risikomessung im Energiehandel ist der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit in einer definierten Zeitspanne nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das heißt, der VaR stellt den Tagesverlust dar, der mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschritten wird. Der VaR für Preisrisiken von Commodity-Positionen im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading darf höchstens 40 Mio. € betragen. Im vergangenen Jahr belief er sich auf durchschnittlich 12 Mio. €; der höchste Tageswert lag bei 22 Mio. €. Daneben gibt es Limite für die einzelnen Handelstische, die wir aus der oben genannten VaR-Obergrenze abgeleitet haben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken für zu hoch halten. Das Management unseres Gasportfolios und das Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) ist in einer eigenen Organisationseinheit bei der RWE Supply & Trading gebündelt. Für diese Aktivitäten haben wir eine VaR-Obergrenze von 14 Mio. € festgelegt; 2019 kamen wir auf einen Durchschnittswert von 6 Mio. €; der höchste Tageswert lag bei 8 Mio. €. Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften ein Gesamtrisiko. Dieses ergibt sich für RWE hauptsächlich aus der Stromproduktion. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2020 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Chancen auf zusätzliche Erträge bieten sich dadurch, dass wir den Einsatz unserer Kraftwerke flexibel an kurzfristige Marktentwicklungen anpassen können. Im britischen Erzeugungsgeschäft hängt unsere Ertragslage nicht nur von der Entwicklung der Preise für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte ab, sondern auch von der Höhe der Prämien, die wir für die Teilnahme am nationalen Kapazitätsmarkt erhalten. Die Vergütungen werden in jährlichen Auktionen ermittelt. Je nach Angebot und Nachfrage können sie unterschiedlich hoch ausfallen. Marktrisiken sind wir auch im Gasspeichergeschäft ausgesetzt, das durch die Transaktion mit E.ON an Bedeutung für uns gewonnen hat. Wie auf Seite 31 erläutert, hängen die erzielbaren Margen hier in hohem Maße von saisonalen Differenzen beim Gaspreis ab. Sind die Preisunterschiede groß, lassen sich durch das Ausnutzen dieser Unterschiede hohe Erträge erzielen, sind sie niedrig, fallen auch die Erträge gering aus. Das deutsche Gasspeichergeschäft ist derzeit von Überkapazitäten und hohem Margendruck geprägt. Wir sind aber zuversichtlich, dass sich die Marktbedingungen auf längere Sicht wieder verbessern werden. Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel". ― Regulatorische und politische Risiken. Die Energieversorgung ist ein langfristiges Geschäft, und wer es betreibt, ist auf stabile, verlässliche Rahmenbedingungen angewiesen. Diese sind gerade in der konventionellen Stromerzeugung nicht mehr gegeben. Ambitionierte Emissionsminderungsziele haben die Regierungen in unseren Kernmärkten dazu veranlasst, wiederholt in den Energiesektor einzugreifen. Jüngste Beispiele sind die Kohleausstiegsbeschlüsse in Deutschland und den Niederlanden, über die wir auf Seite 42 ff. ausführlich informieren. Mit der Bundesregierung haben wir uns nach intensiven Verhandlungen auf eine vorzeitige Schließung von Braunkohlekraftwerken und Tagebauen verständigt. Dafür wurden uns Kompensationen zugesagt, die unsere erwarteten finanziellen Belastungen aber nicht voll abdecken. Zudem sehen wir das Risiko, dass die tatsächlichen Belastungen noch höher ausfallen als geplant - und damit auch die Ergebniseinbußen für RWE. In den Niederlanden sieht die Gesetzgebung zum Kohleausstieg überhaupt keine Kompensationen für die betroffenen Stromerzeuger vor. Dennoch bemühen wir uns auch dort um einen Ausgleich unserer finanziellen Nachteile und leiten nötigenfalls rechtliche Schritte ein. Sosehr uns die jüngsten Kohleausstiegsbeschlüsse belasten, so sehr können sie auch zur Deeskalation im Streit um die Kohleverstromung beitragen und damit die Planungssicherheit der Kraftwerksbetreiber erhöhen. Allerdings bleibt das Risiko, dass sich der regulatorische Druck ungeachtet dessen weiter erhöht, etwa durch die Einführung von CO2-Mindestpreisen oder die Festlegung extrem restriktiver Grenzwerte für Schadstoffemissionen. Risiken sind wir auch in der Kernenergie ausgesetzt, allerdings in wesentlich geringerem Umfang als früher. Seit wir Mitte 2017 den deutschen Kernenergiefonds dotiert haben, trägt der Staat die Gesamtverantwortung für die Zwischen- und Endlagerung unserer radioaktiven Abfälle. Aus den Entsorgungsaufgaben, die in unserem Zuständigkeitsbereich verblieben sind, ergeben sich für uns allerdings weiterhin Kostenrisiken. Beispielsweise lässt sich nicht ausschließen, dass der Rückbau der Kernkraftwerke teurer wird als veranschlagt und wir dementsprechend höhere Rückstellungen bilden müssen. Ebenso sehen wir aber auch die Chance von Synergien und Kosteneinsparungen. Verbessert hat sich die Risikolage auch beim britischen Kapazitätsmarkt. Dieser war im November 2018 außer Kraft gesetzt worden, weil das Gericht der Europäischen Union die 2014 erteilte beihilferechtliche Genehmigung durch die EU-Kommission für unwirksam erklärt hatte. Im Oktober 2019 hat die Kommission den Kapazitätsmarkt nach umfänglicher Prüfung erneut genehmigt. Dadurch konnten die Kapazitätsvergütungen wieder aufgenommen und einbehaltene Prämien nachträglich ausbezahlt werden. Auch innerhalb des bestehenden regulatorischen Rahmens sind wir Risiken ausgesetzt, z. B. bei Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Produktionsanlagen. Dies betrifft vor allem unsere Tagebaue und Kraftwerke. Hier besteht die Gefahr, dass Genehmigungen verspätet oder gar nicht erteilt werden und dass bereits erteilte Genehmigungen vorübergehend oder endgültig entzogen werden. Ein Beispiel dafür ist der vom Oberverwaltungsgericht (OVG) Münster im Oktober 2018 verfügte vorläufige Stopp der Rodung des Hambacher Forstes, durch den die Fortführung des Tagebaus Hambach beeinträchtigt wurde. Das beim OVG anhängige Verfahren dürfte allerdings an Bedeutung verlieren, da wir uns inzwischen mit der Bundesregierung auf den Erhalt des Forstes verständigt haben. In Deutschland müssen wir für Strom, den wir in unseren Kraftwerken und Tagebauen selbst verbrauchen, keine Umlage nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) entrichten. Die Rechtslage zur Nutzung des sogenannten Eigenstromprivilegs ist allerdings unscharf und bedarf in Einzelpunkten noch höchstrichterlicher Klärung, beispielsweise im Hinblick auf die EEG-Befreiung bei gepachteten Anlagen. Es besteht die Gefahr, dass die Möglichkeiten, vom Eigenstromprivileg zu profitieren, beschränkt werden und gegebenenfalls sogar Nachzahlungen für vergangene Jahre zu leisten sind. Durch die Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON und innogy positionieren wir uns auf einem Gebiet des Energiesektors, das sich durch relativ stabile Rahmenbedingungen und breite gesellschaftliche Akzeptanz auszeichnet. Allerdings gibt es auch hier regulatorische Risiken. Anpassungen der staatlichen Fördersysteme können dazu führen, dass sich die erzielbaren Vergütungen verringern und neue Projekte nicht mehr attraktiv sind. Investitionsvorhaben müssen dann möglicherweise abgebrochen werden. Denkbar ist auch, dass fest zugesagte staatliche Vergütungen nachträglich gekürzt werden. Im Dialog mit der Politik weisen wir darauf hin, dass verlässliche Rahmenbedingungen eine Grundvoraussetzung dafür sind, dass Unternehmen in die Schaffung einer nachhaltigen, klimafreundlichen Energieinfrastruktur investieren. Obwohl sich unsere regulatorischen und politischen Risiken verringert haben, stufen wir sie unverändert als "hoch" ein. Die größte Bedeutung messen wir dabei den Belastungen bei, die durch den deutschen Kohleausstieg auf uns zukommen und nicht durch staatliche Kompensationszahlungen aufgefangen werden. ― Rechtliche Risiken. Einzelne Unternehmen des RWEKonzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Es werden mitunter auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Konzerngesellschaften an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für mögliche Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir - soweit erforderlich - Rückstellungen gebildet. Risiken können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien Risiken ab, die zum Veräußerungszeitpunkt noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind Standard beim Verkauf von Gesellschaften und Beteiligungen. Derzeit sehen wir nur geringe rechtliche Risiken. Ende 2019 wurde eine Schadensersatzklage gegen uns wegen eines gescheiterten Joint Ventures mit der russischen Sintez-Gruppe abgewiesen. Damit ist unser einziges Rechtsrisiko der Kategorie "mittel" weggefallen. ― Operative Risiken. RWE betreibt technologisch komplexe und vernetzte Produktionsanlagen, wie z. B. konventionelle Kraftwerke, Tagebaue oder große Windparks an Land und im Meer. Bei Schäden und außerplanmäßigen Stillständen sind erhebliche Ergebniseinbußen möglich. Werden solche Anlagen gebaut oder modernisiert, können Verzögerungen eintreten und die Kosten unplanmäßig steigen, etwa infolge von Unfällen, Materialfehlern, verspäteten Zulieferungen oder zeitaufwendigen Genehmigungsverfahren. Bei Erneuerbare-Energien-Anlagen besteht außerdem die Gefahr, dass sich eine verspätete Inbetriebnahme nachteilig auf die Förderung auswirkt. Den beschriebenen Risiken begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Darüber hinaus prüfen und warten wir regelmäßig unsere Anlagen. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab. Bei Investitionen besteht das Risiko, dass die Erträge unter den Erwartungen bleiben; im Falle von Akquisitionen könnte sich der gezahlte Preis dann rückblickend als zu hoch erweisen. Wenn Investitionsentscheidungen anstehen, machen wir umfassende Analysen, um die finanziellen und strategischen Auswirkungen realitätsnah abzubilden. Außerdem gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse, die bei der Vorbereitung und Umsetzung der Entscheidungen einzuhalten sind. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Gleichwohl können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastruktur und bei der Datensicherheit auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere operativen Risiken liegen wie im Vorjahr in der Kategorie "mittel". ― Finanzwirtschaftliche Risiken. Marktzinsen, Währungs- und Aktienkurse sowie Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften können unsere Finanzlage stark beeinflussen. Zinsrisiken sind wir in mehrfacher Hinsicht ausgesetzt. Beispielsweise kann ein Anstieg der Marktzinsen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren in unserem Bestand sinken. Dies gilt in erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen der RWE AG lag im vergangenen Jahr bei durchschnittlich 5 Mio. €. Steigen die Zinsen, dann erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Unser CFaR belief sich 2019 auf durchschnittlich 18 Mio. €. Das Marktzinsniveau beeinflusst außerdem die Höhe unserer Rückstellungen, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Unter sonst gleichen Bedingungen steigen die Rückstellungen, wenn die Marktzinsen fallen, und sie verringern sich, wenn die Marktzinsen steigen. Auf Seite 144ff. im Anhang stellen wir dar, wie stark sich Veränderungen der Zinsen auf die Barwerte unserer Pensionsverpflichtungen und auf die Kernenergie- und Bergbaurückstellungen auswirken. Wechselkursrisiken ergeben sich für uns vor allem wegen unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien und den USA. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Gesellschaften, die operativ von der RWE AG geführt werden, lassen von ihr auch die Währungsrisiken steuern. Die Konzernmutter aggregiert die Risiken zu einer Nettofinanzposition je Währung und sichert sie nötigenfalls ab. Der VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag im Berichtsjahr bei durchschnittlich 2 Mio. €. Zu den Wertpapieren in unserem Bestand zählen auch Aktien. Unsere derzeit größte Einzelposition ist der 15%-Anteil an E.ON, der zum Jahresende 2019 einen Marktwert von 3,8 Mrd. € hatte. Starke Kursveränderungen bei der E.ON-Aktie können unsere Finanzkraft erheblich beeinflussen. Neben der Beteiligung an E.ON halten wir umfangreiche Aktienbestände in unserem Asset Management. Der VaR für das Kursrisiko bei diesen Papieren (ohne den E.ON-Anteil) betrug 2019 durchschnittlich 5 Mio. €. Sicherheiten, die bei Termintransaktionen zu stellen sind, können unsere Liquidität stark beeinflussen. Ihre Höhe wird dadurch bestimmt, wie stark die vertraglich vereinbarten Preise von den Marktnotierungen zum jeweiligen Stichtag abweichen. Diese Differenzen können erheblich sein, insbesondere in volatilen Märkten. Zuletzt waren bei einigen der für uns wichtigen Commodities deutliche Marktpreisschwankungen zu beobachten, insbesondere bei CO2-Emissionsrechten. Diese Entwicklung birgt Risiken für uns. Allerdings steigt dadurch auch die Chance, hohe Sicherheitsleistungen von Kontraktpartnern zu erhalten - verbunden mit einer temporären Erhöhung unseres Eigenkapitals. Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement. Für Finanzgeschäfte der Konzernunternehmen gibt es Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen, die in Richtlinien verankert sind. Sämtliche Finanzgeschäfte werden mit einer speziellen Software erfasst und von der RWE AG überwacht. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt u. a. davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 63 erläutert, sehen Moody's und Fitch unsere Kreditwürdigkeit in der Kategorie "Investment Grade", bei stabilem Ausblick. Allerdings besteht immer die Möglichkeit, dass die Agenturen ihre Einschätzungen ändern und unsere Bonitätsnote senken. Dadurch könnten zusätzliche Kosten anfallen, wenn wir Fremdkapital aufnehmen. Auch der Liquiditätsbedarf bei der Besicherung von Termingeschäften würde sich dadurch wahrscheinlich erhöhen. Unsere Wachstumsstrategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien sieht vor, dass wir jährlich 1,5 bis 2,0 Mrd. € zuzüglich Einnahmen aus dem Verkauf von Projektanteilen für Investitionen einsetzen. Dadurch entsteht das Risiko einer fehlenden zeitlichen Kongruenz von Mittelbeschaffung und Mittelverwendung. Denn während wir bei unseren Investitionen oft an feste Zeitrahmen gebunden sind, können sich die zur Refinanzierung erforderlichen Desinvestitionen verspäten oder scheitern. In solchen Fällen würden unsere Nettoschulden - zumindest temporär - höher ausfallen. Wir ordnen unsere finanzwirtschaftlichen Risiken wie im Vorjahr in die Kategorie "mittel" ein. ― Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Wir verfolgen die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner zeitnah und beurteilen ihre Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner und externer Ratings. Für Transaktionen, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, und für sämtliche Handelsgeschäfte gibt es ein Kreditlimit, das wir vor ihrem Abschluss festlegen und nötigenfalls anpassen, etwa bei Veränderungen der Bonität. Mitunter lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handels- und Finanzbereich täglich. Bei außerbörslichen Handelsgeschäften vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Außerdem greifen wir auf Rahmenverträge zurück, z. B. den der European Federation of Energy Traders (EFET). Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Unsere Risiken aus der Bonität von Geschäftspartnern gehen nach wie vor nicht über die Kategorie "mittel" hinaus. ― Sonstige Risiken. Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken und Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen. Bis September 2019 war hier auch die Möglichkeit eines Scheiterns des Tauschgeschäfts mit E.ON berücksichtigt. Dieses Risiko, das wir wegen seines enormen Schadenspotenzials als hoch eingestuft hatten, besteht nicht mehr. Deshalb ist das Gesamtrisiko der Risikoklasse nur noch gering. Risiken und Chancen von RWE: Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, hat sich die Risikolage von RWE insgesamt verbessert. Die Gefahr eines Scheiterns unseres Tauschgeschäfts mit E.ON besteht nicht mehr, und unser operatives Geschäft wird durch den hohen Ergebnisbeitrag der erneuerbaren Energien stabiler und krisenresistenter. Auch die Wiedereinsetzung des britischen Kapazitätsmarktes wirkt sich positiv aus. Dennoch sind wir weiterhin erheblichen Risiken ausgesetzt. Vor allem der deutsche Kohleausstieg hat negative Folgen für uns. Die uns zugesagten staatlichen Kompensationen reichen nicht aus, um den absehbaren Schaden auszugleichen. Diese Lücke könnte sich sogar vergrößern, falls die tatsächlichen Belastungen unsere Erwartungen übersteigen. Positiv ist die mit dem Ausstiegspfad gewonnene Planungssicherheit. Regulatorische Risiken gibt es in begrenztem Umfang auch bei den erneuerbaren Energien. Hier könnten Kürzungen der staatlichen Förderung dazu führen, dass sich Investitionsvorhaben nicht mehr lohnen. Bei rückwirkenden Eingriffen in das Fördersystem könnten auch Bestandsanlagen unrentabel werden. Weitere bedeutende regulatorische Risiken sehen wir derzeit nicht. Auch der EU-Austritt Großbritanniens hat aller Voraussicht nach keine wesentlichen Auswirkungen auf unser Geschäft. Neben dem regulatorischen Umfeld können sich auch die Marktbedingungen stark verändern. Vor allem in der Stromerzeugung ergeben sich dadurch Risiken für uns. Bei rückläufigen Preisen im Stromgroßhandel drohen uns Margeneinbußen. Allerdings sehen wir auch die Chance positiver Preis- und Margenentwicklungen. In unserem Hauptmarkt Deutschland könnten wir von temporären Preisspitzen profitieren, die bei der zu erwartenden Verknappung konventioneller Erzeugungskapazitäten vermehrt auftreten dürften. Durch massive Umstrukturierungen, effizienzverbessernde Maßnahmen und strikte Investitionsdisziplin haben wir den RWE-Konzern auf ein solides finanzielles Fundament gestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, gewährleisten wir, dass wir unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht erfüllen können. Wir verfügen über erhebliche flüssige Mittel und großen Fremdfinanzierungsspielraum durch das Debt-Issuance-Programm, das Commercial-Paper-Programm und die syndizierte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und der beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich schaffen wir die Voraussetzungen dafür, dass wir dies auch in Zukunft gewährleisten können. Rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem: Angaben nach §§ 289 Abs. 4 und 315 Abs. 4 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Beispielsweise könnte ein zu hoch ausgewiesenes Ergebnis dazu führen, dass Kapitalanleger in das Unternehmen investieren. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, Fehler und Falschdarstellungen zu vermeiden, die sich aus der Nichteinhaltung von Rechnungslegungsvorschriften ergeben können. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze -allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie unsere konzernweit geltenden Richtlinien. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Der RWE AG obliegt es, das IKS auszugestalten und zu überwachen. Unser Rechnungswesen nimmt diese Aufgaben wahr. Dabei kann es auf ein konzernweit gültiges Regelwerk zurückgreifen. Außerdem haben wir ein Komitee eingerichtet, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Das IKS-Komitee besteht aus Vertretern der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision&Compliance sowie Verantwortlichen aus den Funktionen Personal, Einkauf, Handel, Finanzen, Steuern und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Jedes Jahr unterziehen wir das IKS einer umfassenden Prüfung. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Beziehen sich die IKS-Prüfungen auf rechnungslegungsbezogene Prozesse, z. B. die Aufstellung von Einzelabschlüssen oder die Konsolidierung, werden sie von Mitarbeitern aus dem Rechnungswesen durchgeführt. Bei Prozessen, die in unserem Auftrag von Dienstleistungszentren abgewickelt werden, etwa die Bearbeitung von Rechnungen, wird die Angemessenheit und Wirksamkeit der Kontrollen von einer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft bescheinigt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT dokumentieren die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Darüber hinaus begleitet unsere Interne Revision die IKS-Prüfung. Die Ergebnisse der Untersuchungen werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei der Überprüfung, die wir 2019 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Die Tests bezogen sich auf RWE ohne innogy. Allerdings hat unsere inzwischen veräußerte Tochtergesellschaft das oben beschriebene Prüfverfahren analog angewendet. Die dabei erzielten Ergebnisse sind in die Einschätzung des IKS von RWE eingeflossen. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Abschlüsse ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht dazu vor. 1.14 Prognosebericht In der Prognose für 2020 ist die neue RWE bereits voll reflektiert. Das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, das wir im September 2019 von E.ON übernommen haben, trägt nun erstmals ganzjährig zum Konzernergebnis bei. Dies wird sich positiv im bereinigten EBITDA niederschlagen, das wir auf 2,7 bis 3,0 Mrd. € veranschlagen. Gegenüber dem Vorjahreswert von 2,5 Mrd. € wäre das ein deutliches Plus. Dabei profitieren wir auch vom fortschreitenden Ausbau unserer Windkraft- und Solarkapazitäten. Im Energiehandel werden wir dagegen wohl nicht an das außergewöhnlich gute Ergebnis von 2019 anknüpfen können. Experten rechnen mit stabilem Wachstum. Nach ersten Prognosen wird das globale Wirtschaftswachstum 2020 mit rund 2,5% etwa so hoch sein wie im vergangenen Jahr. Die Konjunkturaussichten für den Euroraum sind ebenfalls mit 2019 vergleichbar: Die Wirtschaftsleistung dürfte hier wieder um etwa 1% steigen. Für Deutschland rechnen Experten mit einem ähnlichen Wert, während das Wachstum in den Niederlanden wohl erneut über dem Durchschnitt der Euroländer liegen wird. Die Perspektiven Großbritanniens hängen u. a. davon ab, ob das Land seine engen Wirtschaftsbeziehungen mit der EU nach dem Brexit aufrechterhalten kann. Falls ja, sollte ein Anstieg des Bruttoinlandsprodukts um 1% erreichbar sein. Für die USA wird ein Wachstum von rund 2 % geschätzt. Stagnierender Stromverbrauch erwartet. Unsere Erwartungen zur Höhe des diesjährigen Stromverbrauchs stützen sich auf die oben dargestellten Konjunkturprognosen. Sollte die deutsche Wirtschaft im erwarteten Ausmaß wachsen, ist mit einer gegenüber 2019 stabilen Stromnachfrage zu rechnen. Das setzt voraus, dass der 2019 beobachtete Rückgang der Industrieproduktion zum Stoppen kommt. Allerdings ist in Deutschland - wie in anderen RWE-Märkten auch - mit dämpfenden Effekten aus Energieeinsparungen zu rechnen. Der Stromverbrauch in Großbritannien dürfte ebenfalls auf dem Vorjahresniveau liegen. In den Niederlanden wird er wegen der dynamischeren Konjunktur wohl leicht steigen. Für die USA erwarten wir trotz der günstigen Wachstumsprognose eine stagnierende Stromnachfrage, weil wir davon ausgehen, dass sich der Energiebedarf für Raumklimatisierung weiter verringert. Dabei unterstellen wir Sommertemperaturen auf Normalniveau, die damit etwas niedriger sein würden als 2019. Stromproduktion für 2020 bereits größtenteils auf Termin verkauft. Die künftige Entwicklung der Commodity-Preise hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer Faktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2020 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte preislich abgesichert. Diese Transaktionen sind mit bis zu dreijährigem Vorlauf getätigt worden. Die dabei realisierten Stromnotierungen können daher deutlich vom aktuellen Marktniveau abweichen. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke, den wir besonders früh auf Termin verkauft haben, haben wir für 2020 höhere Preise realisiert als für 2019. Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON und Vertrag zum Braunkohleausstieg im Fokus. Im laufenden Geschäftsjahr wollen wir das Tauschgeschäft mit E.ON zügig abschließen. Sobald die fortgeführten innogy-Aktivitäten auf uns übertragen worden sind, ist die neue RWE auch in rechtlicher Hinsicht komplett. Darüber hinaus wird der deutsche Kohleausstieg ein zentrales Thema für uns bleiben. Nachdem wir uns mit der Bundesregierung über die Ausstiegskonditionen für unsere Braunkohlekraftwerke und Tagebaue verständigt haben, gilt es nun, diese in einem öffentlich-rechtlichen Vertrag zu verankern. Nur so können wir sicherstellen, dass unsere Rheinische Braunkohlewirtschaft mit ihren rund 10.000 Beschäftigten eine verlässliche Perspektive hat. Finanzberichterstattung 2020 spiegelt neue RWE wider. In der diesjährigen Finanzberichterstattung ist die neue RWE bereits von Anfang an reflektiert. Das im September 2019 von E.ON auf RWE übertragene Erneuerbare-Energien-Geschäft und die im gleichen Monat transferierten Minderheitsanteile an unseren Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland werden 2020 erstmals ganzjährig zum Konzernergebnis beitragen. Daneben beziehen wir die innogy-Aktivitäten, die wir fortführen werden, weiterhin in unsere Zahlen ein, obwohl sie rechtlich noch zum E.ON-Konzern gehören. scroll Ausblick1in Mio. € Ist 2019 Prognose 2020 Bereinigtes EBITDA 2.489 2.700-3.000 Davon: Kerngeschäft 2.183 2.150-2.450 Davon: Offshore Wind 614 900-1.100 Onshore Wind/Solar 295 500-600 Wasser / Biomasse / Gas 671 550-650 Energiehandel 731 150-350 Kohle/Kernenergie 307 500-600 Bereinigtes EBIT 1.267 1.200-1.500 Bereinigtes Nettoergebnis - 850-1.150 1 Neue Segmentstruktur; die Vorjahreszahlen wurden angepasst. Ab 2020 stellen wir den Konzern in einer neuen Segmentstruktur dar. Die provisorischen Positionen "Fortgeführte innogy-Aktivitäten" und "Übernommene E.ON-Aktivitäten" haben wir aufgelöst und die Erzeugungsaktivitäten nach Maßgabe des verwendeten Energieträgers neu aufgegliedert. Wir unterscheiden nun die folgenden fünf Segmente: (1) Offshore Wind, (2) Onshore Wind/Solar, (3) Wasser/Biomasse/Gas, (4) Energiehandel und (5) Kohle/Kernenergie. Die Segmente (1) bis (4) bilden unser Kerngeschäft. Hier wollen wir wachsen. Unter (5) fassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus Braunkohle, Steinkohle und Kernenergie zusammen. Für diese Technologien gibt es staatlich vorgegebene Ausstiegspfade, sodass der Rückbau von Anlagen und die Rekultivierung von Tagebauflächen im Vergleich zur Stromproduktion an Bedeutung gewinnen werden. Zum Zweck der Vergleichbarkeit werden die Zahlen für 2019 in die neue Segmentstruktur überführt. Bereinigtes EBITDA für das Geschäftsjahr 2020 auf 2,7 bis 3,0 Mrd. € veranschlagt. Unsere operative Ertragslage dürfte sich weiter verbessern. Wir rechnen für 2020 mit einem bereinigten EBITDA in der Größenordnung von 2.700 bis 3.000 Mio. € (Vorjahr: 2.489 Mio. €); davon werden voraussichtlich 2.150 bis 2.450 Mio. € im Kerngeschäft erwirtschaftet. Bei erwarteten betrieblichen Abschreibungen von rund 1.500 Mio. € ergibt sich für unser bereinigtes Konzern-EBIT ein Korridor von 1.200 bis 1.500 Mio. € (Vorjahr: 1.267 Mio. €). In diesen Zahlen nicht berücksichtigt sind Dividendenerträge aus unserer 15%-Beteiligung an E.ON, die wir im Finanzergebnis erfassen. Das bereinigte Nettoergebnis veranschlagen wir auf 850 bis 1.150 Mio. €. Vom IFRS-Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Sondereinflüsse inklusive der darauf entfallenden Steuern herausgerechnet werden. Für die beiden vergangenen Jahre haben wir kein bereinigtes Nettoergebnis ermittelt, da es wegen der erheblichen Einmaleffekte aus dem Tauschgeschäft mit E.ON nur begrenzt aussagefähig gewesen wäre. Die positive Ergebnisentwicklung ist in erster Linie dem Erneuerbare-Energien-Geschäft zuzuordnen, das wir von E.ON übernommen haben: Weil wir es seit dem 18. September 2019 in unseren Zahlen erfassen, wird es 2020 erstmals mit vollen zwölf Monaten zum Ergebnis beitragen. Dagegen wird RWE Supply & Trading wohl nicht an die außergewöhnlich gute Handelsperformance des Vorjahres anknüpfen können. Zu den einzelnen Segmenten: ― Offshore Wind: In diesem Segment stellen wir unser Geschäft mit Offshore-Windkraftanlagen dar. Wir werden damit 2020 voraussichtlich ein bereinigtes EBITDA von 900 bis 1.100 Mio. € erwirtschaften. Gegenüber dem Vorjahreswert (614 Mio. €), in dem das übernommene E.ON-Geschäft nur mit dreieinhalb Monaten berücksichtigt wurde, ist das ein deutliches Plus. ― Onshore Wind/Solar: Hier bündeln wir unsere Aktivitäten auf dem Gebiet der Onshore-Windkraft und der Photovoltaik. Das bereinigte EBITDA des Segments wird voraussichtlich bei 500 bis 600 Mio. € und damit deutlich über dem Vorjahreswert (295 Mio. €) liegen. Neben der erstmals ganzjährigen Einbeziehung des E.ON-Geschäfts wird auch die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten zum Ergebnisanstieg beitragen. ― Wasser/Biomasse/Gas: Das Segment umfasst unsere Laufwasser-, Pumpspeicher-, Biomasse- und Gaskraftwerke. Die niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven gehören auch dazu, weil wir in ihnen verstärkt Biomasse mitverbrennen. Daneben ist das Steinkohlekraftwerk Aberthaw, das Ende 2019 stillgelegt wurde, noch im Segment berücksichtigt. Außerdem erfassen wir hier unseren 37,9%-Anteil an dem auf Wasserkraft spezialisierten österreichischen Energieversorger Kelag. Für 2020 rechnen wir in dem Segment mit einem bereinigten EBITDA von 550 bis 650 Mio. €. Gegenüber 2019 (671 Mio. €) wäre das ein Rückgang. Hauptgrund dafür sind niedrigere Vergütungen im Rahmen des britischen Kapazitätsmarktes. Im vergangenen Jahr hatten wir von Prämien-Nachzahlungen für 2018 profitiert. ― Energiehandel: In diesem Segment sind ab 2020 auch die deutschen und tschechischen Gasspeicher von innogy enthalten. Auf lange Sicht erwarten wir hier nun ein jahresdurchschnittliches bereinigtes EBITDA in der Größenordnung von 250 Mio. €. Meistens dürfte dabei ein Korridor von 150 bis 350 Mio. € eingehalten werden. Nach dem außergewöhnlich hohen Ergebnis von 2019 (731 Mio. €) rechnen wir für das laufende Geschäftsjahr mit einem Wert innerhalb des angegebenen Korridors. ― Kohle/Kernenergie: Hier erfassen wir unsere deutschen Braunkohle-, Steinkohle- und Kernkraftwerke sowie die Braunkohleförderung im Rheinischen Revier. Das bereinigte EBITDA des Segments veranschlagen wir auf 500 bis 600 Mio. € und damit deutlich oberhalb des Vorjahreswerts (307 Mio. €). Gründe dafür sind höhere Kraftwerksmargen und der nun ganzjährige Ergebniseffekt aus der Übernahme der Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland. Sachinvestitionen deutlich über Vorjahr. Die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden wohl wesentlich höher sein als 2019 (2.090 Mio. €), u. a. weil das von E.ON erhaltene Erneuerbare-Energien-Geschäft erstmals mit vollen zwölf Monaten berücksichtigt wird. Aber auch ohne diesen Effekt dürften die Sachausgaben in unserem Kerngeschäft steigen. Grund dafür ist, dass wir im laufenden Jahr einige große Windparks bauen, z. B. Triton Knoll in der britischen Nordsee und Big Raymond in Texas. 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. Nettoschulden sollen das Dreifache des EBITDA nicht überschreiten. Eine wichtige Steuerungsgröße ist für uns das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA des Kerngeschäfts (Leverage Factor). Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Verbindlichkeiten, da sie auch auf die Ertragskraft abstellt - und damit unsere Fähigkeit, die Schulden zu bedienen. Wir haben für den Leverage Factor eine Obergrenze von 3,0 festgelegt, die wir langfristig einhalten wollen. Dabei verwenden wir eine neue Definition der Nettoschulden: Unsere Bergbaurückstellungen, die hauptsächlich die Verpflichtungen zur Rekultivierung von Tagebauflächen abbilden, werden künftig nicht mehr darin enthalten sein. Entsprechendes gilt für Aktiva, mit denen wir diese Rückstellungen decken. Dazu zählen derzeit unsere 15%-Beteiligung an E.ON und der Anspruch auf Entschädigung für den Braunkohleausstieg in Höhe von 2,6 Mrd. €, der 2019 noch in den Nettoschulden berücksichtigt war. Dividende für das Geschäftsjahr 2020. Die Ausschüttungspolitik der RWE AG wird auch künftig am Grundsatz der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit ausgerichtet sein. Der Vorstand strebt für das Geschäftsjahr 2020 eine gegenüber 2019 leicht erhöhte Dividende je Aktie in Höhe von 0,85€ an. In den folgenden Jahren soll die Ausschüttung nach Maßgabe der Ergebnisentwicklung in unserem Kerngeschäft weiter kontinuierlich steigen. Bericht des Aufsichtsrats "Unsere Aktionäre profitieren davon, dass sich RWE erneuert und zum Schrittmacher der Energiewende wird. Vor allem aber profitiert die Gesellschaft -und damit wir alle." Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, sehr geehrte Damen und Herren, von Mahatma Gandhi stammt der Satz: "Sei du selbst die Veränderung, die du dir wünschst für diese Welt." Bei RWE hat man sich diese Aufforderung zu Herzen genommen. Durch das im März 2018 vereinbarte Tauschgeschäft mit E.ON ist der Konzern zu einem international führenden Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien geworden. Damit unterstützt er nicht nur die Klimaschutzpolitik, sondern eröffnet auch sich selbst vielversprechende Perspektiven. 2019 war ein Schlüsseljahr für die "neue" RWE: Am 17. September gab die EU-Kommission grünes Licht für das Tauschgeschäft, und schon am folgenden Tag konnte mit seiner Umsetzung begonnen werden. E.ON erhielt die Mehrheit an innogy und RWE kurz darauf das Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON. Diese und einige weitere Transfers sind nun abgeschlossen. Was noch aussteht, ist die rechtliche Übertragung einiger innogy-Aktivitäten auf RWE, darunter das Erneuerbare-Energien-Geschäft. Das soll frühestmöglich im laufenden Jahr geschehen. Über den künftigen Kurs der neuen RWE hat das Management die Öffentlichkeit bereits im September 2019 informiert. Wichtigste Botschaft: Bis 2040 will das Unternehmen seine Stromerzeugung so stark umgestellt haben, dass es den Anspruch der Klimaneutralität erfüllt. Das ist zehn Jahre früher, als es die EU für sich anstrebt. In Anlehnung an das Gandhi-Zitat heißt das: Unser Unternehmen verändert sich schneller, als es die Welt um uns herum tut. Und das gilt nicht nur für die Zukunft, wie folgender Vergleich zeigt: In den vergangenen sieben Jahren hat RWE seinen CO2-Ausstoß um 51% gesenkt. Das ist etwa das Doppelte von dem, was Europa seit 1990 geschafft hat. Um klimaneutral zu werden, wird RWE die erneuerbaren Energien zügig ausbauen. Zweiter Baustein der Emissionsminderungsstrategie ist ein forcierter Ausstieg aus der Kohleverstromung. Wie dieser Ausstieg in Deutschland aussehen wird, darüber haben Regierungs- und Unternehmensvertreter bis vor kurzem intensiv verhandelt. Ausgangspunkt war das im Januar 2019 vorgelegte Konzept der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" (kurz: Strukturwandelkommission), das die schrittweise Beendigung der Kohleverstromung bis 2038 vorsieht. Schon früh stand fest, dass die anfänglichen Lasten des Braunkohleausstiegs vor allem von RWE zu schultern sein würden. Nach monatelangen Gesprächen mit der Politik kam es im Januar 2020 zu einer Verständigung über den Zeitplan der Kraftwerksschließungen und die Höhe der Kompensationen. Die von der Bundesregierung zugesagte Entschädigung von 2,6 Mrd.€ wird die Belastungen für RWE allerdings nicht in voller Höhe ausgleichen. In einer kurzfristig einberufenen Aufsichtsratssitzung haben wir uns vom Vorstand über den gefundenen Kompromiss informieren lassen. Wichtig ist, dass nun Klarheit herrscht und die Betroffenen wissen, woran sie sind. Dabei denke ich vor allem an die rund 10.000 Beschäftigten von RWE im Rheinischen Revier: Sie haben jetzt eine verlässliche Perspektive und können sicher sein, dass sie der Kohleausstieg nicht zu Verlierern macht. Lassen Sie mich nun auf die Tätigkeit des Aufsichtsrats im vergangenen Jahr eingehen. Auch 2019 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und sein Handeln aufmerksam überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand informierte uns mündlich und schriftlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung, die Ertragslage, die Risiken und deren Management. Er tat dies regelmäßig, umfassend und zeitnah. Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit in außerordentlichen Sitzungen und auch außerhalb unserer Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst, mitunter auch im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstand. Wichtige Neuigkeiten konnten somit ohne Zeitverzug erörtert werden. Themenschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen. Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat zu fünf ordentlichen und zwei außerordentlichen Sitzungen zusammen, auf deren Inhalte ich gleich näher eingehen werde. Bei unseren Zusammenkünften sind wir vom Vorstand in aller Ausführlichkeit über aktuelle Geschehnisse informiert worden, die für RWE von Bedeutung waren. Mitunter haben wir uns auch ausgetauscht, ohne dass der Vorstand präsent war. Vor den Sitzungen gab es stets separate Treffen der Anteilseigner- und der Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat, bei denen diese die Gelegenheit hatten, die Tagesordnungspunkte im kleineren Kreis vorzubesprechen und gegebenenfalls gemeinsame Standpunkte zu erarbeiten. Im Zentrum unserer Beratungen standen die Empfehlungen der Strukturwandelkommission und die Gespräche von Regierungs- und Unternehmensvertretern über ihre Umsetzung im Rheinischen Braunkohlerevier. Weitere Themenschwerpunkte waren der Gesetzgebungsprozess zum niederländischen Kohleausstieg, das zähe Ringen um einen geordneten Brexit und die Vorkommnisse rund um den britischen Kapazitätsmarkt. Breiten Raum nahm auch das Tauschgeschäft mit E.ON ein: Die Genehmigungsverfahren und die bisherigen Umsetzungsschritte haben wir aufmerksam verfolgt. Daneben berieten wir über die künftige Strategie des RWE-Konzerns und seine ambitionierten Klimaschutzziele. Zu den Sitzungen im Einzelnen: ― Unser erstes Treffen im vergangenen Jahr fand am 5. Februar statt. Nachdem die Strukturwandelkommission ihre Vorschläge zum deutschen Kohleausstieg bekannt gegeben hatte, kamen wir zu einer Sondersitzung zusammen, bei der wir uns mit den Empfehlungen und ihren möglichen Auswirkungen auf RWE und die Beschäftigten im Rheinischen Braunkohlerevier befassten. Dabei ging es auch um die Kompensationen für RWE und die Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. ― In unserer ordentlichen Sitzung vom 8. März 2019 erörterten und billigten wir den Jahresabschluss 2018 der RWE AG, den Konzernabschluss und den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht. Außerdem verabschiedeten wir die Tagesordnung für die ordentliche Hauptversammlung vom 3. Mai 2019, auf der u. a. die Umwandlung der RWE-Vorzugsaktien in Stammaktien beschlossen wurde. Da wegen der Umwandlung eine gesonderte Versammlung der Vorzugsaktionäre einberufen werden musste, war auch die Tagesordnung dieser Versammlung zu genehmigen. In der März-Sitzung befassten wir uns erneut mit dem Abschlussbericht der Strukturwandelkommission. Außerdem berichtete ich von den Gesprächen, die ich turnusgemäß mit großen institutionellen Anlegern zu Corporate-Governance-Themen führe. Ende 2018 und Anfang 2019 hatte erneut ein solcher Austausch stattgefunden. Dabei waren u. a. die Vorstandsvergütung, die Zusammensetzung des Vorstands und des Aufsichtsrats sowie die Nachfolgeplanung zur Sprache gekommen. ― Im Zentrum der ordentlichen Sitzung am 3. Mai 2019 standen letzte Vorbereitungen für die ordentliche Hauptversammlung und die bereits erwähnte gesonderte Versammlung der Vorzugsaktionäre, die am gleichen Tag stattfanden. ― Auf unserer ordentlichen Sitzung am 11. Juli 2019 haben wir beschlossen, die Effizienz unserer Aufsichtsratsarbeit zu überprüfen und uns dabei von der Unternehmensberatung Russel Reynolds Associates unterstützen zu lassen. Außerdem informierten wir uns darüber, wie sich die jüngsten Anpassungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) auf das System der Vorstandsvergütung von RWE auswirken. Des Weiteren berieten wir über die Nachfolgeplanung für den Vorstand und die künftige Aufstellung des Konzerns nach Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON. ― Am 6. September 2019 kamen wir ein weiteres Mal zu einer außerordentlichen Sitzung zusammen, weil ein Bieterverfahren um polnische Offshore-Windkraft-Projekte anstand und die Teilnahme daran an die Zustimmung des Aufsichtsrats geknüpft war. Obwohl bei der Versteigerung andere Unternehmen zum Zuge kamen, ist dem Konzern 2019 der Einstieg ins polnische Offshore-Windkraft-Geschäft gelungen: Er konnte sich eine Projekt-Pipeline in der Ostsee mit einer Gesamtkapazität von über 1,5 GW sichern. ― Zwei Wochen später, am 20. September, trafen wir uns zu einer ordentlichen Aufsichtsratssitzung und besprachen dort erneut die Nachfolgeplanung für den Vorstand. Dabei ging es auch um die generelle Vorgehensweise bei der Auswahl und Bestellung neuer Vorstandsmitglieder. Wir haben beschlossen, dafür künftig die Hilfe eines externen Beraters in Anspruch zu nehmen. Breiten Raum nahmen bei der Sitzung die neue Strategie und der neue Markenauftritt von RWE ein. Außerdem ließen wir uns vom Vorstand über den Fortgang des Tauschgeschäfts mit E.ON informieren. ― In der ordentlichen Sitzung vom 18. Dezember 2019 haben wir die Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2020 geprüft und verabschiedet. Sehr ausführlich widmeten wir uns der neuen Fassung des DCGK. Gemeinsam mit dem Vorstand verabschiedeten wir eine aktualisierte Entsprechenserklärung und die Erklärung zur Unternehmensführung mit dem darin integrierten Corporate-Governance-Bericht. Ein weiterer Beratungsgegenstand war das zum 1. Januar 2020 in Kraft getretene Gesetz zur Umsetzung der zweiten Aktionärsrechterichtlinie (ARUG II). Das ARUG II bringt eine Reihe von Neuerungen, die u. a. die Vorstandsvergütung, Geschäfte mit nahestehenden Personen und die Transparenzpflichten von institutionellen Anlegern betreffen. Sehr ausführlich analysierten wir die Ergebnisse der im Juli initiierten Effizienzprüfung bezüglich unserer Arbeit und widmeten uns der Frage, wie die Aufsichtsratstätigkeit künftig noch wirksamer ausgeübt werden kann. Darauf werde ich später näher eingehen. Ausschüsse des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat hatte im vergangenen Jahr sechs ständige Ausschüsse, deren Mitglieder auf Seite 210 aufgeführt sind. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Sitzungen des Plenums anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Gelegentlich nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, sofern ihnen diese vom Aufsichtsrat übertragen wurden. In jeder ordentlichen Sitzung wird der Aufsichtsrat über die Arbeit der Ausschüsse durch deren jeweiligen Vorsitzenden informiert. Im Berichtsjahr fanden insgesamt 14 Ausschusssitzungen statt, über die ich Sie nun informieren möchte. ― Das Präsidium tagte dreimal. In zwei Sondersitzungen befasste es sich mit Detailfragen zur Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON. Dazu war es im März 2018 vom Aufsichtsrat ermächtigt worden. In seiner Dezember-Sitzung widmete sich das Gremium turnusgemäß der Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2020 und der Vorschau für die beiden Folgejahre. ― Der Prüfungsausschuss trat viermal zusammen. Er befasste sich schwerpunktmäßig mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns, mit dem zusammengefassten Lagebericht, dem Halbjahresbericht, den Quartalsmitteilungen und dem nichtfinanziellen Konzernbericht. Die Abschlüsse erörterte er vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand und ließ sich vom Abschlussprüfer über die Ergebnisse der Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht berichten. Sein Augenmerk lag dabei auch auf der Qualität der Abschlussprüfung. Das Gremium gab darüber hinaus eine Empfehlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2019, bereitete die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor und legte die Prüfungsschwerpunkte fest. Der Prüfungsausschuss ließ sich turnusgemäß über die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems (IKS) berichten. Dabei wurden keine Tatsachen bekannt, die an der Wirksamkeit des IKS zweifeln lassen. Der Ausschuss befasste sich außer dem mit der Stichprobenprüfung, die die Deutsche Prüfstelle für Rechnungslegung (DPR) beim Jahres- und Konzernabschluss der RWE AG für das Geschäftsjahr 2018 vornahm und die zu keiner Fehlerfeststellung führte. Weitere Themenschwerpunkte waren die Planung und die Ergebnisse der internen Revision, die Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), die Datensicherheit, Compliance-Sachverhalte sowie rechtliche und steuerliche Fragen. Der Wirtschaftsprüfer nahm an allen Sitzungen des Prüfungsausschusses teil und stand auch außerhalb des Sitzungsrahmens im Dialog mit dem Ausschussvorsitzenden. Bei Bedarf wurden zu den Beratungen auch Fachexperten aus dem Unternehmen hinzugezogen. ― Im Berichtsjahr fanden vier Sitzungen des Personalausschusses statt. Im Zentrum der Beratungen standen die Höhe und die Ausgestaltung der Vorstandsvergütung sowie die Auswirkungen, die das ARUG II und der neue DCGK darauf haben werden. Außerdem befasste sich das Gremium mit der Planung der Nachfolge für den Vorstandsvorsitzenden Rolf Martin Schmitz, dessen Vertrag Mitte 2021 ausläuft. ― Der Nominierungsausschuss hielt 2019 zwei Sitzungen ab. Beide waren von der 2021 anstehenden Neuwahl der Anteilseignervertreter im Aufsichtsrat geprägt. Ein wichtiges Thema, auf das ich noch zurückkommen werde, war dabei das Anforderungs- und Kompetenzprofil des Aufsichtsrats, das bei der Auswahl der Kandidaten zu berücksichtigen ist. Erörtert wurde auch, welche Folgen sich aus dem ARUG II und den neuen DCGK-Empfehlungen für die Wahl ergeben. Sehr intensiv befasste sich das Gremium mit der Frage, ob die Amtszeiten der Anteilseignervertreter verkürzt und gestaffelt werden sollen. Der Nominierungsausschuss und der Aufsichtsrat befürworten das. Bisher werden die Vertreter der Anteilseigner von RWE - wie in Deutschland üblich - alle fünf Jahre im Block gewählt. Wir werden dafür eintreten, dass ihre Amtsperioden künftig maximal drei Jahre dauern und zeitlich versetzt sind. Dadurch würde es jedes Jahr eine gewisse Fluktuation geben. Vorteil: Die Besetzung des Aufsichtsrats könnte schneller an neue Anforderungen angepasst werden. Zugleich würde gewährleistet, dass nicht zu viele Personen auf einmal das Gremium verlassen und dadurch wertvolle Erfahrung verloren geht. ― Die Mitglieder des Strategieausschusses trafen sich einmal. Im Mittelpunkt dieser Sitzung standen die Ertragsperspektiven und Wachstumsoptionen von RWE auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. ― Der Vermittlungsausschuss gemäß §27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste 2019 nicht einberufen werden. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind per Gesetz und nach dem DCGK dazu angehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im März 2018 haben Monika Krebber und Dr. Erhard Schipporeit, die sowohl dem Aufsichtsrat der RWE AG als auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehörten, im Hinblick auf Entscheidungen zum geplanten Tauschgeschäft mit E.ON einen Interessenkonflikt angezeigt. Dieser bestand 2019 fort. Frau Krebber und Herr Schipporeit haben deshalb zu den betreffenden Tagesordnungspunkten keine vorbereitenden Sitzungsunterlagen erhalten und nahmen auch nicht an den Beratungen und Beschlussfassungen teil. Ein Interessenkonflikt ergab sich für Monika Krebber auch dadurch, dass sich für sie wegen der Veräußerung der innogy-Beteiligung ein Wechsel zu E.ON abzeichnete. Sie hat sich daher nicht mehr informieren lassen, als RWE im September 2019 die Reduktion der Finanzbeteiligung an E.ON plante. Effizienzprüfung. Der Aufsichtsrat soll regelmäßig die Effizienz seiner Tätigkeit prüfen. So sieht es der DCGK vor. Wir haben eine solche Überprüfung 2019 mit Unterstützung von Russel Reynolds Associates vorgenommen. Dabei ging es auch um die Frage, ob wir als Gremium über die Kompetenzen verfügen, die für eine wirksame Kontrolltätigkeit in der neuen RWE erforderlich sind. Die Effizienzprüfung hat gezeigt, dass unsere Arbeitsabläufe insgesamt als zielorientiert und effektiv eingestuft werden können. Gleiches gilt für unser Zusammenwirken mit dem Vorstand. Allerdings wurden auch Maßnahmen identifiziert, die uns dabei helfen können, die bereits hohe Qualität der Aufsichtsratsarbeit weiter zu verbessern. Beispielsweise werden wir das Anforderungsprofil für Aufsichtsratsmitglieder, das bei der Auswahl neuer Kandidaten für das Gremium zugrunde gelegt wird, um bestimmte Kompetenzen erweitern. Im Mittelpunkt stehen dabei die Aspekte Technologie, Digitalisierung und Internationalität. Außerdem soll energiewirtschaftlichem Know-how noch größere Bedeutung beigemessen werden, insbesondere im Hinblick auf die erneuerbaren Energien. Sitzungspräsenz. Die Tabelle unten zeigt die Präsenz bei den Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse. Da der Vermittlungsausschuss 2019 nicht getagt hat, ist er hier auch nicht aufgeführt. Die Zahlenpaare sind folgendermaßen zu interpretieren: Steht dort beispielsweise "3/4", dann hat die betreffende Person an drei Sitzungen eines Gremiums teilgenommen, obwohl sie theoretisch aufgrund der Dauer ihrer Zugehörigkeit zu dem Gremium an vier Sitzungen hätte teilnehmen können. Wie Sie in der Übersicht sehen können, war das Fehlen bei einer Sitzung die Ausnahme. Und wenn es dennoch vorkam, gab es stets überzeugende Gründe dafür (z. B. das Vorliegen eines Interessenkonflikts). scroll Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 2019 Aufsichtsrat Präsidium Prüfungsausschuss Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 7/7 3/3 4/4 1 Frank Bsirske, Stellv. Vorsitzender 7/7 3/3 Michael Bochinsky 7/7 4/4 Reiner Böhle (bis 18.09.2019) 5/5 Sandra Bossemeyer 7/7 3/3 Martin Bröker 7/7 Anja Dubbert (seit 27.09.2019) 1/1 Matthias Dürbaum (seit 27.09.2019) 1/1 Ute Gerbaulet 7/7 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 6/7 3/3 Dr. h.c. Monika Kircher 7/7 3/3 2 Monika Krebber (bis 18.09.2019) 4/5 0/2 3 Harald Louis 7/7 Dagmar Mühlenfeld 7/7 3/3 Peter Ottmann 7/7 Günther Schartz 7/7 Dr. Erhard Schipporeit 6/7 4/4 Dr. Wolfgang Schüssel 7/7 3/3 1/1 4 Ullrich Sierau 6/7 3/4 Ralf Sikorski 7/7 2/4 Marion Weckes 7/7 4/4 Leonhard Zubrowski 7/7 3/3 scroll Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 2019 Personalausschuss Nominierungsausschuss Strategieausschuss Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 4/4 2/2 1/1 Frank Bsirske, Stellv. Vorsitzender 4/4 1/1 Michael Bochinsky Reiner Böhle (bis 18.09.2019) 2/2 Sandra Bossemeyer Martin Bröker Anja Dubbert (seit 27.09.2019) Matthias Dürbaum (seit 27.09.2019) Ute Gerbaulet Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 2/2 1/1 Dr. h.c. Monika Kircher Monika Krebber (bis 18.09.2019) Harald Louis 4/4 Dagmar Mühlenfeld Peter Ottmann 4/4 2/2 Günther Schartz 1/1 Dr. Erhard Schipporeit Dr. Wolfgang Schüssel 3/4 Ullrich Sierau Ralf Sikorski 1/1 Marion Weckes Leonhard Zubrowski 1/1 1 Dr. Werner Brandt hat als Gast an den Sitzungen des Prüfungsausschusses teilgenommen. 2 Dr. Monika Kircher ist seit dem 1. April 2019 Mitglied des Prüfungsausschusses. 3 Monika Krebber hat wegen möglicher Interessenkonflikte an keiner der beiden Präsidiumssitzungen während ihrer Amtszeit teilgenommen. 4 Dr. Wolfgang Schüssel ist mit Ablauf des 31. März 2019 aus dem Prüfungsausschuss ausgeschieden. Personalia. Im Berichtsjahr gab es zwei Personalveränderungen im Aufsichtsrat: Monika Krebber und Reiner Böhle - beide Vertreter der Arbeitnehmerseite - sind am 18. September aus dem Gremium ausgeschieden. Als Beschäftigte von innogy haben sie mit der Übernahme der Gesellschaft durch E.ON den Konzern verlassen und durften daher per Gesetz nicht mehr dem Aufsichtsrat der RWE AG angehören. Als ihre Nachfolger hat das Amtsgericht Essen am 27. September Anja Dubbert und Matthias Dürbaum bestellt. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich Frau Krebber und Herrn Böhle für die gute Zusammenarbeit und ihren Einsatz zum Wohle von RWE. Veränderungen gab es auch bei der Besetzung unserer Ausschüsse. Dr. Wolfgang Schüssel hat mit Ablauf des 31. März seine Mitgliedschaft im Prüfungsausschuss niedergelegt. Per Aufsichtsratsbeschluss vom 8. März ist Dr. Monika Kircher in das Gremium aufgerückt. Durch das Ausscheiden von Monika Krebber und Reiner Böhle aus dem Aufsichtsrat wurden weitere Nachbesetzungen erforderlich, die das Präsidium und den Personalausschuss betrafen. Zudem hat Leonhard Zubrowski seine Mitgliedschaft im Präsidium mit Ablauf des 17. Dezember beendet. In der Sitzung vom 18. Dezember wählte der Aufsichtsrat Anja Dubbert und Matthias Dürbaum ins Präsidium und Leonhard Zubrowski in den Personalausschuss. Jahresabschluss 2019. Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2019 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach IFRS aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte für das Jahr 2019 rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 6. März 2020 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Wirtschaftsprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 5. März 2020 im Beisein der Wirtschaftsprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst und dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht, den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2019 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende von 0,80€ je Aktie vorsieht. Dank an die Beschäftigten von RWE. Veränderungen, wie wir sie bei RWE erleben, stellen alle Beteiligten vor große Herausforderungen. Sie verlangen Mut und Beharrlichkeit, aber auch Flexibilität und Kreativität. Die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von RWE haben gezeigt, dass Veränderungen mit ihnen möglich sind, auch solche, die für sie selbst gravierende Konsequenzen haben. Das verdient Respekt. Im Namen des Aufsichtsrats möchte ich ihnen dafür herzlich danken. Dass RWE auf dem richtigen Weg ist, steht außer Frage. Auch der Blick auf die Börse zeigt es: Wer Ende 2017 in die RWE-Stammaktie investiert hatte, kam Ende Januar 2020 auf eine Gesamtrendite von über 100%. Unsere Aktionäre profitieren davon, dass sich RWE erneuert und zum Schrittmacher der Energiewende wird. Vor allem aber profitiert die Gesellschaft - und damit wir alle. Mit dieser Motivation werden wir uns auch in Zukunft den Herausforderungen stellen, die mit wünschenswerten Veränderungen zwangsläufig einhergehen. Essen, 6. März 2020 Für den Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt Vorsitzender

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