RWE AG

Interim / Quarterly Report • Aug 14, 2018

RWE Aktiengesellschaft

Essen

Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018

―	Tauschgeschäft von RWE und E.ON: Umsetzung kommt planmäßig voran
―	Umstellung der Berichtsweise zum ersten Halbjahr 2018
―	Bereinigtes EBITDA des RWE-Konzerns mit 825 Mio. € im Rahmen der Erwartungen
―	Ausblick für 2018 operativ unverändert; bereinigtes EBITDA von 1,5 bis 1,8 Mrd. € prognostiziert

AUF EINEN BLICK

scroll

Eckdaten des RWE-Konzerns1		Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Stromerzeugung	Mrd. kWh	87,9	105,1	- 16,4	200,2
Außenumsatz (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	Mio. €	6.758	7.407	- 8,8	13.822
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	825	1.130	- 27,0	2.149
Bereinigtes EBIT	Mio. €	385	660	- 41,7	1.170
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	Mio. €	68	2.354	- 97,1	2.056
Nettoergebnis	Mio. €	162	2.669	- 93,9	1.900
Ergebnis je Aktie	€	0,26	4,34	- 94,0	3,09
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	1.911	1.694	12,8	- 3.771
Investitionen	Mio. €	380	330	15,2	902
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	Mio. €	280	233	20,2	706
in Finanzanlagen	Mio. €	100	97	3,1	196
Free Cash Flow	Mio. €	1.555	1.448	7,4	- 4.439
		30.06.2018	31.12.2017
Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	5.447	-	-
Mitarbeiter2		17.558	19.106	- 8,1

1 Geänderte Berichtsweise; siehe Erläuterung auf Seite 11 f.

2 Umgerechnet in Vollzeitstellen

RWE AM KAPITALMARKT

RWE-AKTIE: STARKE PERFORMANCE DANK TAUSCHGESCHÄFT MIT E.ON

Performance der RWE-Stammaktie sowie der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities

in %

Wochendurchschnittswerte

Quelle: Bloomberg

Politische Risiken dämpfen Aktienkursentwicklung

Die Stimmung am deutschen Aktienmarkt hat sich leicht eingetrübt: Der Leitindex DAX gab in der ersten Jahreshälfte 2018 um 5 % auf 12.306 Punkte nach. Eine wichtige Rolle spielte dabei die Eskalation des Handelsstreits zwischen den USA und führenden Industrienationen. Von der US-Regierung verhängte Strafzölle und Vergeltungsmaßnahmen der betroffenen Länder haben für massive Verunsicherung gesorgt. In Europa waren die Finanzmärkte auch durch die schleppenden Brexit-Verhandlungen und die schwierige Regierungsbildung in Italien belastet. Stabilisierend wirkte die weiterhin extrem expansive Geldpolitik führender Notenbanken.

RWE-Stammaktie mit Halbjahresrendite von 24 %

Eine wesentlich bessere Performance als der DAX legten die RWE-Aktien hin. Unsere Stämme gingen Ende Juni mit 19,53 € aus dem Handel. Inklusive der Anfang Mai gezahlten Dividende von 1,50 € kamen sie auf eine Halbjahresrendite von 24 %. Damit belegten sie Platz 1 im DAX. Auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (+ 2 %) haben sie deutlich übertroffen. Die Gesamtrendite unserer Vorzugsaktien lag mit 22 % nur geringfügig unter der unserer Stämme. Hauptursache für die starke RWE-Performance war der mit E.ON vereinbarte Tausch von Vermögenswerten und Beteiligungen, über den wir auf Seite 4 f. ausführlich berichten. Am 12. März, dem ersten Börsenhandelstag nach Bekanntwerden des Vorhabens, legte unsere Stammaktie um 9 % zu. Auch die solide Finanzlage von RWE und steigende Stromgroßhandelspreise trugen zur erfreulichen Kursentwicklung bei.

LAGEBERICHT

WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Mehr als 2 % Wirtschaftswachstum in der Eurozone

Nach vorläufigen Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr 2018 um rund 3 % höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Die Eurozone dürfte ein Wachstum von etwas über 2 % erreicht haben. Gleiches gilt für Deutschland, die größte Volkswirtschaft des Währungsraumes. Stimuli kamen hier insbesondere vom privaten Verbrauch. Die Niederlande nahmen mit rund 3 % Wachstum einen vorderen Platz unter den Euroländern ein. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, ist das Bruttoinlandsprodukt dagegen nur um etwas mehr als 1 % gestiegen. Der bevorstehende Brexit und die damit verbundenen Risiken erwiesen sich als Bremsklotz für die Konjunktur des Landes.

Leicht verringerte Stromnachfrage in Deutschland

Das Wirtschaftswachstum regte den Stromverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Nach ersten Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war die deutsche Stromnachfrage im Berichtszeitraum um 0,3 % niedriger als ein Jahr zuvor. Schätzungen für die Niederlande deuten dagegen auf einen Verbrauchsanstieg um etwa 1,5 % hin. Auch in Großbritannien wurde mehr Strom nachgefragt als vor einem Jahr; vorliegende Daten lassen auf ein Plus von 1 % schließen.

Steinkohle- und Gasnotierungen über Vorjahresniveau

Neben der Stromnachfrage entscheidet die Entwicklung der Brennstoffkosten über den Kraftwerkseinsatz. Die Preise für Steinkohle lagen im Berichtszeitraum deutlich über dem Vorjahresniveau: Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (ARA = Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 88 US$/Tonne (73 €) abgerechnet. Das sind 8 US$ mehr als 2017. Im Terminhandel (Index API 2) wurden Lieferkontrakte für das kommende Kalenderjahr (Forward 2019) mit 83 US$/Tonne (69 €) abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2018 waren im Vorjahreszeitraum 66 US$/Tonne bezahlt worden. Die Preisentwicklung ist u. a. auf die gute Konjunktur im asiatisch-pazifischen Raum und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage zurückzuführen. Auch Erdgasbezüge haben sich verteuert. Am niederländischen Gashandelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen von Januar bis Juni 2018 bei durchschnittlich 21 €/MWh. Sie waren damit um 4 € höher als ein Jahr zuvor. Im TTF-Terminhandel wurde der Forward 2019 mit 18 €/MWh abgerechnet. Der vergleichbare Vorjahreswert hatte bei 17 € gelegen. Wesentliche Einflussfaktoren im Gashandel waren steigende Ölpreise und die gute Weltkonjunktur.

Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für rasanten Preisanstieg bei CO2-Zertifikaten

Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von CO2 -Emissionsrechten. Deren Preise haben sich seit Mitte 2017 etwa verdreifacht. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, notierte Ende Juni 2018 mit 15 €, gegenüber 5 € zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres. Ihr Durchschnittspreis im ersten Halbjahr 2018 betrug 12 €. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2018 fällig werden. Zwar sind nach wie vor wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als die Unternehmen zur Abdeckung ihres CO2 -Ausstoßes benötigen. Allerdings hat die EU inzwischen ein Maßnahmenpaket verabschiedet, das es ihr ermöglicht, den Überschuss an Zertifikaten ab 2019 deutlich zu reduzieren (siehe Seite 7). Dies hat offenbar bei vielen CO2 -Emittenten die Erwartung steigender Zertifikatpreise ausgelöst und sie dazu veranlasst, sich frühzeitig mit Emissionsrechten einzudecken. Dadurch haben sich die EUAs bereits vor der Umsetzung des Reformpakets erheblich verteuert.

Aufwärtstrend der Stromgroßhandelspreise setzt sich fort

Die Verteuerung von Brennstoffen und Emissionsrechten spiegelte sich in der Entwicklung der Stromgroßhandelspreise wider. Diese tendierten weiter nach oben. Im ersten Halbjahr wurde Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 36 €/MWh gehandelt. Während hier der Vorjahreswert nur geringfügig überschritten wurde, haben sich die Spotnotierungen in Großbritannien um 9 £ auf 53 £/MWh (60 €/MWh) und in den Niederlanden um 7 € auf 46 €/MWh erhöht. An den Terminmärkten zeigte sich folgende Entwicklung: In Deutschland notierte der Grundlast-Forward 2019 in der ersten Jahreshälfte mit durchschnittlich 37 €/MWh; das sind 7 € mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2018 gezahlt wurde. In Großbritannien verteuerte sich der Ein-Jahres-Forward um 6 £ auf 48 £/MWh (55 €/MWh) und in den Niederlanden um 8 € auf 42 €/MWh.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt

in €/MWh

Wochendurchschnittswerte

bis 3. August 2018

Quelle: RWE Supply & Trading

Rückläufige Margen bei Stromterminverkäufen für 2018

Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtszeitraum sind somit von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2018 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend die Grundlast abdecken, haben wir solche Verkäufe bereits relativ früh getätigt und dabei niedrigere Preise erzielt als in Kontrakten für 2017. Bei nahezu stabilen Erzeugungskosten haben sich die Margen dieser Anlagen dementsprechend verringert. Terminverkäufe von Strom aus Steinkohle- und Gaskraftwerken machen wir typischerweise mit geringerem zeitlichen Vorlauf. Dadurch profitierten wir bereits von der Preiserholung im Stromgroßhandel. Allerdings mussten wir auch deutlich mehr für Brennstoffe bezahlen. Die Deckungsbeiträge dieser Anlagen haben sich daher gegenüber 2017 ebenfalls verschlechtert.

Unterdurchschnittliche Windverhältnisse in Mitteleuropa und Großbritannien

Bei der Stromerzeugung aus regenerativen Quellen wird die Verfügbarkeit und Profitabilität der Anlagen in hohem Maße von den Wetterbedingungen beeinflusst. Eine wichtige Rolle spielt das Windaufkommen. Dieses lag an den mitteleuropäischen und britischen Erzeugungsstandorten von innogy deutlich unter dem Durchschnitt der letzten 30 Jahre, an den Standorten in Italien und Spanien dagegen darüber. Verglichen mit dem ersten Halbjahr 2017 wurden in Westdeutschland, in den Niederlanden und im Südosten Großbritanniens gleich hohe oder höhere Windgeschwindigkeiten gemessen. Dies gilt auch für Italien und Spanien. In den übrigen Teilen Großbritanniens, in Ostdeutschland und in Polen ist das Windaufkommen gesunken. Bei unseren Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem Maße von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, wo sich die meisten Laufwasserkraftwerke des RWE-Konzerns befinden, lagen diese Mengen etwas über dem langfristigen Mittel und über dem Vorjahresniveau.

WESENTLICHE EREIGNISSE

Im Berichtszeitraum

Tauschgeschäft vereinbart: E.ON wird innogy übernehmen - RWE steigt zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien auf

Die Energieversorger RWE und E.ON haben gemeinsam die Weichen für eine grundlegende Neuaufteilung ihrer Geschäftsaktivitäten gestellt. Während RWE damit zu Europas Nr. 3 bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien aufsteigt, erweitert E.ON seine Netz- und Vertriebsaktivitäten, die künftig die Haupttätigkeitsfelder des Unternehmens sein werden. Erreicht werden soll dies im Wege eines umfassenden Tauschgeschäfts, das die Unternehmen am 12. März 2018 vertraglich vereinbart haben. E.ON wird den von RWE gehaltenen 76,8 %-Anteil an der innogy SE erwerben. Im Gegenzug erhält RWE folgende Geschäftsteile und Vermögenswerte: (1) eine Beteiligung von 16,67 % an E.ON, die durch eine Sachkapitalerhöhung aus genehmigtem Kapital geschaffen wird; (2) nahezu das gesamte Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON; (3) das Erneuerbare-Energien-Geschäft von innogy; (4) die Minderheitsbeteiligungen der E.ON-Tochter PreussenElektra an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland in Höhe von 25 % bzw. 12,5 %; (5) das Gasspeichergeschäft von innogy und (6) den 37,9 %-Anteil von innogy am österreichischen Energieversorger KELAG. Daneben wird RWE eine Zahlung von 1,5 Mrd. € an E.ON leisten. Die Übertragung der Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen soll mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 erfolgen. Der Transaktion lag bei Vertragsabschluss eine Bewertung unseres 76,8 %-Anteils an innogy mit 40 € je Aktie zugrunde. Das entspricht einer Prämie von 28 % auf den Schlusskurs der innogy-Aktie zum 22. Februar (31,29 €), den letzten Wert, der von Übernahmespekulationen noch weitgehend unbeeinflusst war. In den 40 € enthalten sind die Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018, die RWE weiter zustehen.

Mit den Erneuerbare-Energien-Aktivitäten von E.ON und innogy übernimmt RWE Kapazitäten zur CO2 -freien Stromerzeugung in Höhe von 8 GW. Der Großteil davon sind Windparks an Land und im Meer. Neben bestehenden Anlagen erhalten wir eine attraktive Projektpipeline, mit der wir unsere Position bei den erneuerbaren Energien in Europa und Nordamerika ausbauen können. Unsere führende Rolle bei der konventionellen Stromerzeugung bleibt von der Transaktion unberührt. RWE steigt in seinen Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux zum Allrounder der Stromerzeugung auf, der mit seinen flexiblen Kraftwerken die Sicherheit der Versorgung gewährleistet und zugleich aktiv am Umbau des Energiesektors in Richtung einer klimaschonenden Stromproduktion mitwirkt. Die Minderheitsbeteiligung an dem auf Stromerzeugung aus Wasserkraft spezialisierten Kärntner Energieversorger KELAG stärkt unsere Position bei den erneuerbaren Energien zusätzlich. Die deutschen und tschechischen Gasspeicher von innogy, die wir dem Segment Energiehandel zuordnen werden, passen gut zu unseren bestehenden Gasaktivitäten. Angesichts der wachsenden Bedeutung des Energieträgers Gas für die Stromerzeugung gehen wir davon aus, dass sich im Gasspeichergeschäft auf längere Sicht attraktive Renditen erzielen lassen.

RWE stellt sich durch das Tauschgeschäft mit E.ON nicht nur strategisch, sondern auch finanziell stärker auf.

Wir erwarten, dass der Verschuldungsfaktor des Konzerns, der das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA wiedergibt und im vergangenen Jahr 3,5 betrug, nach Abschluss der Transaktion bei unter 3,0 liegen wird. Das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, das sich durch einen hohen Anteil stabiler regulierter Erträge auszeichnet, dürfte dann mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns beitragen.

Der vereinbarte Tausch von Beteiligungen und Geschäftsteilen wird in mehreren Schritten vollzogen. Zunächst hat E.ON den Minderheitsaktionären von innogy am 27. April ein freiwilliges öffentliches Angebot zur Übernahme ihrer Anteile unterbreitet. Mit 40 € je Aktie abzüglich der innogy-Dividenden für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 entsprach der Angebotspreis den Konditionen, die der Transaktion zwischen E.ON und uns zugrunde liegen. Bei Ablauf der Annahmefrist am 25. Juli waren E.ON insgesamt 9,4 % der innogy-Aktien angedient worden. Im nächsten Schritt wird E.ON unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy übernehmen, sobald die zuständigen Kartell- und Aufsichtsbehörden ihre Zustimmung erteilt haben. Das dürfte Mitte 2019 der Fall sein. Gleichzeitig leisten wir die vereinbarte Zahlung von 1,5 Mrd. € und erhalten die 16,67 %-Beteiligung an E.ON sowie die Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland. Im letzten Schritt wird uns E.ON die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten, das Gasspeichergeschäft von innogy und den KELAG-Anteil übertragen. Wir sind zuversichtlich, die gesamte Transaktion bis Ende 2019 abschließen zu können.

Am 18. Juli haben RWE und innogy sowie E.ON und innogy rechtlich bindende Vereinbarungen zur geplanten Einbindung der innogy-Aktivitäten in die jeweils übernehmende Gesellschaft getroffen. Die Integration soll in einem transparenten Prozess erfolgen, bei dem alle Mitarbeiter fair und möglichst gleich behandelt werden -unabhängig davon, welchem Unternehmen sie bisher angehören. Außerdem soll den Stärken der jeweiligen Unternehmen Rechnung getragen werden. Im Gegenzug wird das innogy-Management die zügige Umsetzung der geplanten Transaktion zwischen RWE und E.ON positiv begleiten und unterstützen, auch gegenüber dem Kapitalmarkt. Mit der Vereinbarung besteht nun die Möglichkeit einer frühzeitigen gemeinsamen Planung der Integrationsmaßnahmen und damit auch eines zügigeren Abschlusses der Transaktion.

Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra veräußert

RWE und der Energieversorger EnBW haben gemeinsam ihre Beteiligungen von 51 % bzw. 21,7 % am ungarischen Stromerzeuger Mátrai Erőmű Zrt. (kurz: Mátra) verkauft. Die Transaktion wurde im März 2018 abgeschlossen. Erwerber ist ein Konsortium aus der tschechischen EP Holding und dem ungarischen Investor Lőrinc Mészáros. Mátra ist auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisiert. Ende 2017 beschäftigte das Unternehmen etwas mehr als 2.000 Mitarbeiter und verfügte über eine Nettoerzeugungskapazität von rund 840 MW. Die Gesellschaft hat für uns strategisch an Bedeutung verloren, weil wir uns bei der konventionellen Stromerzeugung auf die Kernmärkte Deutschland, Großbritannien und Benelux konzentrieren wollen.

Britischer Kapazitätsmarkt: RWE-Kraftwerke mit insgesamt 6,6 GW bei Auktion für 2021/2022 erfolgreich

Anfang 2018 haben zwei weitere Auktionen für den britischen Kapazitätsmarkt stattgefunden. Im Vordergrund stand für uns das Bieterverfahren für den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2021 bis 30. September 2022, das am 8. Februar 2018 nach drei Tagen abgeschlossen wurde. Mit Ausnahme des Steinkohlekraftwerks Aberthaw und einiger kleiner Neubauvorhaben konnten sich alle bei der Auktion vertretenen RWE-Anlagen für eine Prämienzahlung qualifizieren. Zusammen verfügen sie über eine gesicherte Leistung von 6,6 GW. Die im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie lag mit 8,40 £/kW (vor Inflationsanpassung) allerdings deutlich unter den Markterwartungen. An der Auktion nahmen Bestandsanlagen und Neubauprojekte mit insgesamt 74,2 GW teil, von denen 50,4 GW zum Zuge kamen. Wenige Tage zuvor war ein weiteres Bieterverfahren durchgeführt worden, das sich auf den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 bezog. Für diese Periode hatte es bereits im Dezember 2014 eine Auktion gegeben, bei der sich Anlagen mit insgesamt 49,3 GW -darunter 8,0 GW von RWE - für eine Prämie von 19,40 £/kW qualifizierten. Die neuerliche Auktion diente dem Zweck, verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Dabei wurden 5,8 GW zusätzliche Erzeugungsleistung für eine Prämie von 6,00 £/kW ersteigert. RWE hatte sich an der Auktion mit einem kleineren Projekt beteiligt, für das wir allerdings keine Kapazitätszahlung erhalten.

RWE trennt sich von belgischem Heizkraftwerk

Im Juni 2018 haben wir eine Vereinbarung über den Verkauf unseres belgischen Heizkraftwerks Inesco an den britischen Chemiekonzern INEOS getroffen. Die elf Jahre alte Anlage befindet sich auf einem von INEOS betriebenen Chemiepark 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. Wir rechnen damit, dass die Transaktion bis zum Jahresende abgeschlossen werden kann. Ein Grund für unsere Verkaufsentscheidung war die enge Einbindung des Kraftwerks in die Geschäftsaktivitäten von INEOS. Ungeachtet dessen stufen wir Belgien als Wachstumsmarkt ein und sondieren dort Optionen für den Erwerb oder die Errichtung von Erzeugungskapazitäten.

RWE beendet Kreditrating von Standard & Poor's

Mitte Februar 2018 hat Standard & Poor's das RWE-Kreditrating auf unseren Wunsch zurückgezogen. Hintergrund ist, dass wir im Zuge der Reorganisation des Konzerns den Großteil unserer Kapitalmarktschulden auf unsere Tochtergesellschaft innogy übertragen haben. Da seither so gut wie keine Senior-Anleihen der RWE AG mehr ausstehen, halten wir die zwei verbliebenen Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend. Standard & Poor's hatte uns vor Beendigung des Ratings die Bonitätsnote BBB - gegeben, die im Bereich Investment-Grade liegt. In dieser Kategorie bewegen sich auch die Einstufungen von Moody's (Baa3) und Fitch (BBB). Die beiden Agenturen kündigten nach Bekanntwerden unseres geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON eine Überprüfung unserer Bonitätsnote an. Inzwischen hat Moody's unser Rating mit stabilem Ausblick bestätigt.

RWE schüttet für das abgelaufene Geschäftsjahr 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie aus

Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 26. April 2018 dem Dividendenvorschlag von Vorstand und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2017 mit breiter Mehrheit zugestimmt. Dementsprechend haben wir Anfang Mai 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie ausgeschüttet. Der Betrag setzt sich zusammen aus einer regulären Dividende von 0,50 € und einer Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir unsere Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligt haben. Für das Geschäftsjahr 2018 strebt der Vorstand eine Ausschüttung von 0,70 € an.

Anteilseigner von innogy erhalten Dividende von 1,60 € je Aktie

Die Hauptversammlung der innogy SE hat am 24. April 2018 beschlossen, für das vergangene Geschäftsjahr eine Dividende von 1,60 € je Aktie zu zahlen. Bezogen auf das bereinigte Nettoergebnis in Höhe von 1.224 Mio. €, das unsere Tochter 2017 erzielte, betrug die Ausschüttungsquote 73 %.

innogy sichert sich Fördermittel für deutschen Nordsee-Windpark

Bei einer Auktion im April 2018 hat sich innogy erfolgreich um eine staatliche Förderung des Offshore-Windkraft-Projekts Kaskasi beworben. Der Windpark Kaskasi soll über eine Erzeugungskapazität von 325 MW verfügen. Sein Standort unweit von Helgoland zeichnet sich durch gute Windverhältnisse und moderate Wassertiefen aus. Vorteilhaft ist auch die Nähe zum bestehenden innogy-Windpark Nordsee Ost. Die Entscheidung zum Bau von Kaskasi soll im Frühjahr 2020 getroffen werden. Nach aktueller Planung könnte der Windpark im Jahr 2022 den Betrieb aufnehmen.

Solarentwickler Birdseye gewährt innogy Exklusivrechte an Projekten in den USA

innogy wird künftig mit dem amerikanischen Unternehmen Birdseye Renewable Energy bei der Entwicklung von Solarprojekten zusammenarbeiten. Dies wurde im Juni 2018 vereinbart. Die Partnerschaft umfasst 13 Projekte mit rund 440 MW Gesamtkapazität, die von Birdseye gestartet wurden und unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Durch die Vereinbarung sichert sich innogy das Vorrecht, Projekte aus der Pipeline zu erwerben, sobald diese die Baureife erlangt haben. Geplant ist, dass die innogy-Tochter Belectric die akquirierten Projekte fertigstellt und sich darüber hinaus um den Betrieb und die Instandhaltung der Anlagen kümmert. innogy und Birdseye wollen zudem weitere Möglichkeiten der Zusammenarbeit prüfen.

Uwe Tigges als Vorstandsvorsitzender von innogy bestätigt - Arno Hahn neuer Personalvorstand

Der Aufsichtsrat der innogy SE hat in seiner Sitzung vom 24. April 2018 Uwe Tigges (58) zum Vorstandsvorsitzenden der Gesellschaft ernannt. Uwe Tigges hatte diese Funktion zuvor interimsweise ausgeübt, nachdem Peter Terium im Dezember 2017 aus dem innogy-Vorstand ausgeschieden war. Der Aufsichtsrat hat darüber hinaus Arno Hahn (55) mit Wirkung ab dem 1. Mai 2018 für drei Jahre zum Vorstandsmitglied bestellt. Arno Hahn übernimmt von Uwe Tigges die Zuständigkeit für das Personalressort und folgt ihm als Arbeitsdirektor nach. Zuvor war er Geschäftsführer und Arbeitsdirektor der Westnetz GmbH.

EU beschließt Reform des europäischen Emissionshandelssystems

Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben im Februar bzw. März 2018 eine grundlegende Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) beschlossen. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission, die im November 2017 zu einer Einigung führten. Mit der Reform, die im April 2018 in Kraft getreten ist, soll das ETS gestärkt und auf das europäische Treibhausgasminderungsziel für 2030 ausgerichtet werden. Bis 2030 müssen die Wirtschaftssektoren, die am ETS teilnehmen, ihre Emissionen gegenüber 2005 um 43 % reduziert haben. Die Zahl der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate soll deshalb während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2 % gesenkt werden. Gegenwärtig wird ein Reduktionsfaktor von 1,74 % angewandt. Mit der ETS-Novelle will man außerdem den hohen Zertifikatüberschuss im Markt abbauen. Verglichen mit der alten Rechtslage können nun wesentlich mehr Emissionsrechte in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden. Bei der MSR, die ab 2019 zum Einsatz kommt, handelt es sich um ein Instrument, mit dem das Angebot an Zertifikaten flexibler an die Nachfrage angepasst werden soll. Die Neuregelung sieht vor, dass von 2019 bis 2023 pro Jahr 24 % des Zertifikatüberschusses von der Marktzuteilungsmenge abgezogen und in die MSR überführt werden. Ab 2023 sollen Emissionsrechte aus dem Bestand der MSR gelöscht werden, soweit dieser die Marktzuteilungsmenge des Vorjahres übersteigt. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale emissionsmindernde Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren.

EU-Gremien einigen sich auf ambitionierteres Ziel für den Ausbau der erneuerbaren Energien

Im Juni 2018 haben das Europäische Parlament und der Ministerrat in Trilog-Gesprächen mit der Kommission einen Kompromiss über Teile des Legislativpakets "Saubere Energie für alle Europäer" erzielt. Im Einzelnen ging es dabei um Neufassungen der Richtlinien zu den erneuerbaren Energien und zur Energieeffizienz sowie um eine Verordnung zur Kontrolle der Fortschritte in der Klima- und Energiepolitik. Der Kompromiss sieht vor, dass die Energienachfrage in der EU im Jahr 2030 zu mindestens 32 % aus regenerativen Quellen gedeckt werden soll. Diese Vorgabe fällt deutlich ambitionierter aus als die ursprünglich von der Kommission vorgeschlagenen 27 %. Ehrgeizig ist auch das Ziel zur Energieeffizienz: Nach den Vorstellungen von Rat und Parlament soll der Primärenergieverbrauch der EU bis 2030 um 32,5 % gegenüber einer zugrunde gelegten Referenzentwicklung gesenkt werden. Mit der geplanten Verordnung zur Kontrolle der Fortschritte in der Klima- und Energiepolitik werden die Mitgliedstaaten verpflichtet, bis Ende 2019 nationale Energie- und Klimapläne für die Zeit bis 2030 vorzulegen sowie Langfriststrategien zum Klimaschutz zu entwickeln. Deutschland hat diese Vorgabe bereits mit dem Klimaschutzplan 2050 erfüllt. Um in Kraft zu treten, müssen die Rechtsakte noch vom Rat und vom Parlament formell verabschiedet werden.

Geplante Strommarktverordnung: EU will Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten ausschließen

Ebenfalls im Juni 2018 haben das Europäische Parlament, der Ministerrat und die EU-Kommission Trilog-Gespräche zur Novelle der Strommarktrichtlinie und der Strommarktverordnung aufgenommen. Auch diese Rechtsakte sind Teil des Legislativpakets "Saubere Energie für alle Europäer". Im Vorfeld hatten der Rat (Dezember 2017) und der Industrieausschuss des Parlaments (Februar 2018) ihre jeweiligen Standpunkte dazu festgelegt. Beide Gremien wollen die Strommarktverordnung um Regelungen ergänzen, an die sich nationale Regierungen halten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen einführen oder dies bereits getan haben. Kraftwerke mit CO2 -Emissionen von mehr als 550 g/kWh sollen künftig nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen dürfen. Der Europäische Rat tritt dafür ein, dass Anlagen, die oberhalb der 550-Gramm-Grenze liegen, nur dann Kapazitätszahlungen erhalten können, wenn sie pro Jahr weniger als 700 kg CO2 /kW emittieren. Dies soll ab 2030 auch für Bestandsanlagen gelten. Bei einem modernen Braunkohleblock wäre die jährliche Laufzeit damit auf ungefähr 750 Volllaststunden beschränkt. Das Parlament tritt für noch strengere Vorgaben ein: Emissionsintensive Kapazitäten will es allenfalls für strategische Reserven zulassen, und das auch nur dann, wenn die Anlagen pro Jahr weniger als 200 kg CO2 /kW ausstoßen. Die Regelung soll auch auf Bestandskraftwerke angewendet werden, und zwar spätestens fünf Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung. Unabhängig davon, ob sich die Vertreter des Rats oder des Parlaments mit ihren jeweiligen Vorstellungen durchsetzen: Kohlekraftwerke könnten an allgemeinen Kapazitätsmärkten, wie es sie heute bereits in Großbritannien gibt, langfristig nicht mehr teilnehmen. Beobachter gehen davon aus, dass die Trilog-Gespräche noch im laufenden Jahr abgeschlossen werden können.

Deutschland: Kommission soll Konzept zur Erreichung der Klimaschutzziele im Energiebereich vorlegen

Am 12. März 2018 hat die neue Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD ihren Koalitionsvertrag geschlossen. Darin bekennen sich die Regierungsparteien zum "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020" und zum "Klimaschutzplan 2050", die vollständig umgesetzt werden sollen. Bei der Umsetzung der Programme im Energiesektor will sich die Regierung an Vorschlägen orientieren, die eine eigens dafür eingerichtete Kommission erarbeiten soll. Die Kommission mit der Bezeichnung "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" hat Ende Juni die Arbeit aufgenommen und seither zweimal getagt. Ihr gehören 24 Vertreter von Industrie, Gewerkschaften, Wissenschaft, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen sowie vier Vorsitzende an; hinzu kommen drei Bundestagsabgeordnete aus den Regierungsfraktionen, die aber kein Stimmrecht haben. Unterstützt wird das Gremium von acht Ressorts der Bundesregierung und von Vertretern der betroffenen Länder. Eine seiner Aufgaben besteht darin, ergänzende Maßnahmen für den Energiesektor zu erarbeiten, mit denen die "Handlungslücke" zur Erreichung des Klimaziels 2020 so weit wie möglich geschlossen werden kann. Deutschland hatte sich zum Ziel gesetzt, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 2020 um mindestens 40 % gegenüber dem Stand von 1990 zu senken. Nach Einschätzung der Bundesregierung wird diese Vorgabe kaum einzuhalten sein. Darüber hinaus soll die Kommission Maßnahmen vorschlagen, die gewährleisten, dass die bis 2030 angestrebte Emissionssenkung in der Energiewirtschaft um etwa 60 % gegenüber 1990 zuverlässig erreicht wird. Dies soll unter Beachtung des Zieldreiecks Versorgungssicherheit, Sauberkeit und Wirtschaftlichkeit und ohne Strukturbrüche geschehen. Zu den Aufgaben der Kommission zählt auch, einen Plan zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung zu entwickeln und dabei die notwendigen rechtlichen, wirtschaftlichen, sozialen und strukturpolitischen Begleitmaßnahmen zu konkretisieren. Die Ergebnisse der Kommissionsarbeit sollen Ende 2018 vorliegen und Basis für ein Gesetzespaket sein, das die Koalitionspartner im kommenden Jahr verabschieden wollen.

Niederlande: Regierung legt Gesetzentwurf zum Kohleausstieg vor

Im Mai hat die niederländische Regierung einen Gesetzentwurf verabschiedet, in dem sie ihre Pläne für einen nationalen Kohleausstieg konkretisiert. Nach dem Entwurf darf in Kraftwerken aus den 1990er Jahren ab 2025 keine Steinkohle mehr eingesetzt werden. Für Anlagen jüngeren Baudatums soll das Verbot fünf Jahre später in Kraft treten. Somit würde in den Niederlanden ab 2030 keine Kohle mehr verstromt. Diese Zielvorgabe steht auch im Koalitionsvertrag, den die vier Regierungsparteien unter der Führung von Ministerpräsident Mark Rutte Mitte Oktober 2017 geschlossen haben. Das Parlament soll nach der Sommerpause über den Gesetzentwurf entscheiden. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb. Zwei davon gehören RWE: Amer 9 mit 643 MW Nettoleistung ist 1993 ans Netz gegangen. Nach dem Gesetzentwurf müsste das Kraftwerk Ende 2024 die Kohleverstromung beenden. Bei unserer zweiten Anlage, dem seit 2014 betriebenen 1.554-MW-Doppelblock in Eemshaven, wäre dies Ende 2029 der Fall. Die Anlagen müssten dann entweder stillgelegt oder mit anderen Brennstoffen betrieben werden. Derzeit rüsten wir beide Kraftwerke für die Beifeuerung von Biomasse um. Dafür erhalten wir Fördermittel, mit denen wir die Investitionsausgaben und den Mehraufwand bei der Brennstoffbeschaffung finanzieren. Eine komplette Umstellung der Kraftwerke auf Biomasse wäre mit erheblichen Zusatzbelastungen verbunden. Im Dialog mit der Politik treten wir für einen Ausgleich unserer finanziellen Nachteile aus dem geplanten Kohleausstieg ein und werden nötigenfalls auch rechtliche Schritte einleiten.

Nach Ablauf des Berichtszeitraums

Kernenergieausstieg: Bundesregierung beschließt finanziellen Ausgleich für Kraftwerksbetreiber

Am 4. Juli 2018 ist die 16. Novelle des deutschen Atomgesetzes in Kraft getreten, die den Versorgern RWE, Vattenfall und E.ON einen finanziellen Ausgleich für wirtschaftliche Nachteile aus dem beschleunigten Kernenergieausstieg zuspricht. Die Bundesregierung setzt damit entsprechende Forderungen des Bundesverfassungsgerichts um. Nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011 hatte der Gesetzgeber eine kurz zuvor getroffene Entscheidung über verlängerte Laufzeiten für Kernkraftwerke wieder rückgängig gemacht. Die Energieversorgungsunternehmen können nun einen angemessenen finanziellen Ausgleich für wertlos gewordene Investitionen verlangen, die sie im Vertrauen auf die Laufzeitverlängerung getätigt haben. Daneben stehen RWE und Vattenfall Entschädigungen für nicht mehr nutzbare Erzeugungskontingente zu, die ihnen im Rahmen der Kernenergievereinbarung von 2000 eingeräumt worden waren. RWE hatte damals zusätzliche Kontingentmengen zum Ausgleich dafür erhalten, dass das Kernkraftwerk Mülheim-Kärlich wegen Genehmigungsfehlern nach knapp einjährigem Leistungsbetrieb vom Netz gehen musste. Aufgrund der 2011 festgelegten spätestmöglichen Abschalttermine würde ein Teil dieser Mengen ungenutzt verfallen. Das Gericht hat diesen Umstand als verfassungswidrigen Eingriff in unser Eigentum gewertet. Wir veranschlagen unser nicht nutzbares Kontingent aus Mülheim-Kärlich auf 27 TWh. In der Zahl bereits berücksichtigt ist der positive Einfluss, den die geplante Übernahme der von E.ON gehaltenen Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Emsland und Gundremmingen auf unsere Erzeugung hat. Die Atomgesetznovelle sieht nun vor, dass RWE und Vattenfall sich bemühen müssen, ihre nicht nutzbaren Stromkontingente an andere deutsche Kernkraftwerksbetreiber zu verkaufen. Sollte ihnen dies nicht oder nur teilweise gelingen, können sie nach 2022 Entschädigungen für übrig gebliebene Strommengen verlangen. Wir veranschlagen, dass RWE durch die Gesetzesregelung insgesamt Ausgleichszahlungen im mittleren dreistelligen Millionenbereich zufließen werden.

Grünes Licht für Übernahme einer großen Windkraft-Projektpipeline in den USA

Ende Juli konnte innogy den Erwerb einer Projektpipeline für Onshore-Windkraftanlagen in den USA mit über 2 GW Gesamtleistung erfolgreich abschließen. Verkäufer ist die britische Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners. Die Transaktion war bereits im Dezember 2017 vereinbart worden. Bis zum Abschluss bedurfte es aber noch einiger Genehmigungen, u. a. vom Regierungsausschuss zur Kontrolle von Auslandsinvestitionen in den USA (Committee on Foreign Investment in the United States). Das übernommene Projektportfolio umfasst mehr als 20 Einzelvorhaben, die auf acht US-Bundesstaaten verteilt sind und sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden. innogy wird die Wirtschaftlichkeit der Projekte prüfen und sich zunächst alle Optionen hinsichtlich der Finanzierung und Eigentümerstruktur offenhalten.

ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE

Neue Darstellung der innogy-Aktivitäten ab dem ersten Halbjahr 2018

Das mit E.ON vereinbarte Tauschgeschäft, über das wir auf Seite 4 f. ausführlich berichten, macht eine Umstellung der Berichtsweise erforderlich. Bislang haben wir innogy als vollkonsolidierte Unternehmensgruppe in einem eigenen Segment dargestellt. Ab sofort enthält dieses Segment nur noch jene Teile von innogy, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben sollen. Die übrigen Teile, die langfristig auf E.ON übergehen, klassifizieren wir bis zum Zeitpunkt ihres Verkaufs als "nicht fortgeführte Aktivitäten". Dies betrifft in erster Linie die Verteilnetze und den Vertrieb. Im Einzelnen gehen wir folgendermaßen vor:

―	In der Gewinn- und Verlustrechnung zeigen wir das E.ON zuzuordnende innogy-Geschäft nur noch verdichtet im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten. In den Konzernzahlen für Absatz, Umsatz, bereinigtes EBITDA, bereinigtes EBIT, neutrales Ergebnis, Finanzergebnis und Ertragsteuern wird es nicht mehr berücksichtigt. Die Vorjahreswerte passen wir entsprechend an. Ein bereinigtes IFRS-Nettoergebnis werden wir bis zum Abschluss der E.ON-innogy-Transaktion nicht mehr ermitteln, da die Kennzahl in der Übergangszeit nur begrenzt aussagefähig ist.
―	In der Konzernbilanz werden die nicht fortgeführten Aktivitäten unter den Posten "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" zusammengefasst. Bei den Bilanzwerten des Vorjahres halten wir gemäß IFRS an der bisherigen Darstellungsweise fest.
―	In der Kapitalflussrechnung des Konzernabschlusses weisen wir die Cash Flows der nicht fortgeführten Aktivitäten für die Berichts- und die Vorjahreszeiträume in gesonderten Positionen aus. Bei der verkürzten Kapitalflussrechnung im Lagebericht gehen wir anders vor: Hier zeigen wir ausschließlich die Cash Flows fortgeführter Aktivitäten.

Konzernstruktur mit vier Segmenten

In unserer Finanzberichterstattung ist der RWE-Konzern weiterhin in vier Segmente (Bereiche) untergliedert. Während die Abgrenzung der Bereiche Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung und Energiehandel unverändert geblieben ist, tritt an die Stelle von "innogy" nun das Segment "Fortgeführte innogy-Aktivitäten". Die einzelnen Segmente stellen sich wie folgt dar:

―	Braunkohle & Kernenergie: Hier erfassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Die Aktivitäten werden von unserer Tochtergesellschaft RWE Power gesteuert. Auch die im März 2018 veräußerte 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra weisen wir in dem Segment aus. Ebenfalls darin enthalten sind 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: In diesem Segment bündeln wir unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse, die auf Deutschland, Großbritannien und Benelux konzentriert ist. Darin miterfasst sind einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg, unsere 70 %-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten liegen in der Verantwortung von RWE Generation.
―	Energiehandel: Hier stellen wir RWE Supply & Trading dar. Die Gesellschaft handelt mit Commodities, betätigt sich als Zwischenhändler für Gas und beliefert einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Energie. Daneben vermarktet sie die Stromerzeugung von RWE und optimiert den Kraftwerkseinsatz; die mit den letztgenannten Aktivitäten erzielten Ergebnisbeiträge werden allerdings in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung ausgewiesen.
―	Fortgeführte innogy-Aktivitäten: In diesem Segment erfassen wir jene Teile von innogy, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben sollen. Den Schwerpunkt bildet dabei das Geschäft mit den erneuerbaren Energien: innogy gehört zu den führenden europäischen Stromerzeugern aus regenerativen Quellen - insbesondere Wind- und Wasserkraft - mit regionalem Fokus auf Deutschland, Großbritannien, Spanien, die Niederlande, Polen und Italien. Diese Aktivitäten wird uns E.ON nach der Übernahme von innogy zurückgeben. Gleiches gilt für die Gasspeicher von innogy, die in Deutschland und Tschechien angesiedelt sind, sowie für die 37,9 %-Beteiligung am österreichischen Energieversorger KELAG.

Einzelne Gesellschaften mit segmentübergreifenden Aufgaben wie z. B. die Konzernholding RWE AG weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. In der Position enthalten ist auch unser 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion.

Geänderter Umsatzausweis durch Anwendung von IFRS 15

Im Geschäftsjahr 2018 wenden wir erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" an, der die Erfassung von Umsatzerlösen regelt. Eine Folge davon ist, dass Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten, die vor der Realisierung der Kontrakte eintreten, nicht mehr als Umsatzerlöse oder Materialaufwand berücksichtigt werden, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis. Unsere für 2018 ausgewiesenen Erlöse fallen deshalb niedriger aus, insbesondere im Gasgeschäft. Die Vorjahreszahlen haben wir nicht angepasst.

Höhere Ergebniswirksamkeit von Finanzinstrumenten wegen IFRS 9

Ebenfalls ab 2018 setzen wir den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 "Finanzinstrumente" um, der die Bilanzierung von Finanzinstrumenten betrifft. Auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen wurde auch hier verzichtet. IFRS 9 führt zu Änderungen bei der Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten, bei der Sicherungsbilanzierung und bei der Erfassung von Wertminderungen aufgrund erwarteter Zahlungsausfälle. Eine Folge davon ist, dass Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapiere nicht mehr ergebnisneutral erfasst werden und sich somit die Volatilität der Gewinn- und Verlustrechnung erhöht. Darüber hinaus mindert die Erfassung erwarteter Kreditverluste unser Vermögen. Die Nettoschulden fallen dadurch geringfügig höher aus.

Zukunftsbezogene Aussagen

Der vorliegende Zwischenbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen.

GESCHÄFTSENTWICKLUNG

scroll

Stromerzeugung Januar - Juni	Braunkohle		Gas		Steinkohle
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
---	---	---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	34,6	38,0	-	-	-	-
Europäische Stromerzeugung	-	-	23,2	27,3	13,5	18,1
Davon:
Deutschland1	-	-	2,0	3,7	6,0	7,8
Großbritannien	-	-	17,2	17,3	0,4	2,6
Niederlande/Belgien	-	-	2,8	4,2	7,1	7,7
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	-	-	-	-	-	-
RWE-Konzern	34,6	38,0	23,2	27,3	13,5	18,1

scroll

Stromerzeugung Januar - Juni	Kernenergie		Erneuerbare Energien		Pumpwasser, Sonstige
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
---	---	---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	9,9	15,0	-	-	-	0,3
Europäische Stromerzeugung	-	-	0,6	0,5	1,3	1,2
Davon:
Deutschland1	-	-	0,4	0,3	1,3	1,2
Großbritannien	-	-	0,2	0,2	-	-
Niederlande/Belgien	-	-	-	-	-	-
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	-	-	4,8	4,7	-	-
RWE-Konzern	9,9	15,0	5,4	5,2	1,3	1,5

scroll

Stromerzeugung Januar - Juni	Gesamt
in Mrd. kWh	2018	2017
---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	44,5	53,3
Europäische Stromerzeugung	38,6	47,1
Davon:
Deutschland1	9,7	13,0
Großbritannien	17,8	20,1
Niederlande/Belgien	9,9	11,9
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	4,8	4,7
RWE-Konzern	87,9	105,1

1 Inklusive Strombezüge aus Kraftwerken, die sich nicht im RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können. Im ersten Halbjahr 2018 waren dies 3,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 3,6 Mrd. kWh).

Stromerzeugung um 16 % unter Vorjahr

Im ersten Halbjahr 2018 hat der RWE-Konzern 87,9 Mrd. kWh Strom erzeugt, 16 % weniger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Bei allen konventionellen Erzeugungstechnologien verzeichneten wir deutliche Rückgänge. In der Kernenergie (- 5,1 TWh) wirkte sich aus, dass wir Ende 2017 den Kraftwerksblock Gundremmingen B (1.284 MW) im Rahmen des gesetzlichen Atomausstiegs stilllegen mussten. Daneben machten sich revisionsbedingte Stillstände der beiden verbliebenen Blöcke Gundremmingen C und Emsland bemerkbar. Kraftwerksrevisionen waren auch ursächlich dafür, dass wir weniger Strom aus Braunkohle erzeugt haben (- 3,4 TWh). Teilweise handelte es sich dabei um vorgezogene Anlagenstillstände. Hinzu kam, dass wir zum 1. Oktober 2017 die beiden Braunkohleblöcke Frimmersdorf P und Q (284 bzw. 278 MW) außer Betrieb genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt haben. Bei unseren Gaskraftwerken (- 4,1 TWh) führten Margenrückgänge zu niedrigeren Lastzeiten. Aus dem gleichen Grund haben wir weniger Steinkohle verstromt (- 4,6 TWh); ein weiterer Faktor war hier die Stilllegung des Doppelblocks Voerde A/B (1.390 MW) zum 1. April 2017. Einzig bei den erneuerbaren Energien verzeichneten wir einen Anstieg der Strommengen (+ 0,2 TWh), obwohl die Windverhältnisse insgesamt etwas ungünstiger waren als im Vorjahreszeitraum. Die positive Entwicklung beruht darauf, dass innogy neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat. Außerdem hat sich die Auslastung der Laufwasserkraftwerke wetterbedingt verbessert.

Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 24,2 Mrd. kWh (Vorjahr: 19,1 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 112,1 Mrd. kWh (Vorjahr: 124,2 Mrd. kWh).

Stromabsatz 10 % unter Vorjahr - leichter Mengenzuwachs im Gasgeschäft

Der RWE-Konzern hat mit seinen fortgeführten Aktivitäten 107,7 Mrd. kWh Strom und 35,5 Mrd. kWh Gas an externe Kunden abgesetzt. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel zuzuordnen. Beim Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 10 %, der maßgeblich darauf beruht, dass unsere Erzeugung gesunken ist und RWE Supply & Trading deshalb weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt abgesetzt hat. Die Gaslieferungen waren dagegen um 3 % höher als 2017. Positiven Einfluss hatte dabei, dass RWE Supply & Trading neue Industrie- und Geschäftskunden gewinnen konnte.

scroll

Außenumsatz in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	551	617	- 10,7	1.259
Europäische Stromerzeugung	531	465	14,2	923
Energiehandel	5.132	5.768	- 11,0	10.517
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	531	528	0,6	1.087
Sonstige, Konsolidierung	13	29	- 55,2	36
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	6.758	7.407	- 8,8	13.822
Erdgas-/Stromsteuer	69	66	4,5	131
RWE-Konzern	6.827	7.473	- 8,6	13.953

scroll

Außenumsatz nach Produkten in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Stromerlöse	5.043	5.349	- 5,7	10.430
Davon:
Braunkohle & Kernenergie	158	217	- 27,2	451
Europäische Stromerzeugung	266	317	- 16,1	594
Energiehandel	4.214	4.428	- 4,8	8.628
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	405	387	4,7	755
Gaserlöse1	770	1.222	- 37,0	1.795
Davon:
Energiehandel	738	1.192	- 38,1	1.738
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	24	25	- 4,0	48
Sonstige Erlöse	945	836	13,0	1.597
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	6.758	7.407	- 8,8	13.822

1 Nicht gesondert ausgewiesen sind geringe Gaserlöse im Segment Europäische Stromerzeugung und unter der Position "Sonstige, Konsolidierung".

Außenumsatz 9 % unter Vorjahr

Der Außenumsatz des RWE-Konzerns verringerte sich um 9 % auf 6.758 Mio. €. Erdgas- und Stromsteuer sind in dieser Zahl nicht enthalten. Unsere Stromerlöse lagen mit 5.043 Mio. € um 6% unter dem Vorjahresniveau. Dabei kam der verringerte Absatz zum Tragen. Der Gasumsatz des Konzerns ist trotz der etwas höheren Verkaufsmengen um 37 % auf 770 Mio. € gesunken. Eine Rolle spielt dabei, dass wir 2018 erstmals IFRS 15 anwenden und deshalb bestimmte Sachverhalte nicht mehr im Umsatz erfassen (siehe Erläuterung auf Seite 12). Außerdem haben wir niedrigere Erlöse aus der Realisierung von Sicherungsgeschäften erzielt.

scroll

Innenumsatz in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	1.177	1.473	- 20,1	2.897
Europäische Stromerzeugung	1.763	2.173	- 18,9	3.967
Energiehandel	2.119	2.263	- 6,4	3.419
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	191	183	4,4	377

scroll

Bereinigtes EBITDA in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	167	401	- 58,4	671
Europäische Stromerzeugung	196	222	- 11,7	463
Energiehandel	101	131	- 22,9	271
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	368	386	- 4,7	785
Sonstige, Konsolidierung	- 7	- 10	30,0	- 41
RWE-Konzern	825	1.130	- 27,0	2.149

Bereinigtes EBITDA 27 % unter Vorjahr

Unser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) belief sich auf 825 Mio. €. Damit lagen wir um 27 % unter dem Vergleichswert des Vorjahres. Ausschlaggebend dafür waren Margen- und Mengenrückgänge in der konventionellen Stromerzeugung. Allerdings profitierten wir auch von einer sehr guten Handelsperformance im zweiten Quartal. In den einzelnen Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:

―	Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA hat sich hier um 234 Mio. € auf 167 Mio. € verringert. Eine wesentliche Rolle spielte dabei, dass wir für den Strom unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke einen niedrigeren Großhandelspreis erzielt haben als 2017. Die Erzeugung dieser Anlagen hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Negativ wirkte auch, dass Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen aufgrund seiner Stilllegung zum Jahresende 2017 nicht mehr zum Ergebnis beitrug. Daneben führten umfangreiche Kraftwerksrevisionen zu Produktionsausfällen und Mehrkosten. Unsere operativen Kosten werden im Gesamtjahr aber wohl niedriger sein als 2017. Ausschlaggebend dafür sind Maßnahmen im Rahmen unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms.
―	Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment erzielten wir ein bereinigtes EBITDA von 196 Mio. €. Damit blieben wir um 26 Mio. € hinter dem hohen Vorjahreswert zurück, der durch Buchgewinne aus Grundstücksverkäufen begünstigt war. Die Margen, die wir bei Terminverkäufen von Strom aus unseren Gas- und Steinkohlekraftwerken erzielten, waren niedriger als 2017. Positiven Einfluss hatte, dass wir seit Oktober 2017 Prämienzahlungen für die Teilnahme am britischen Kapazitätsmarkt erhalten. Daneben verringerten sich die operativen Kosten.
―	Energiehandel: Das bereinigte EBITDA ist hier um 30 Mio. € auf 101 Mio. € zurückgegangen. Während sich unsere Performance im Energiehandel wegen eines sehr guten zweiten Quartals gegenüber 2017 verbesserte, blieben wir im Gasgeschäft hinter dem außerordentlich hohen Vorjahresergebnis zurück. Hinzu kam, dass RWE Supply & Trading eine Wertberichtigung auf eine Beteiligung vornehmen musste, die sie im Rahmen ihrer sogenannten Principal Investments erworben hatte; dabei handelt es sich um kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen, bei denen wir die Chance sehen, durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen zu erzielen.
―	Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Das bereinigte EBITDA des langfristig bei RWE verbleibenden innogy-Geschäfts lag mit 368 Mio. € etwas unter dem Vergleichswert für 2017 (386 Mio. €). Eine Ursache dafür war die verzögerte Realisierung von Projekterträgen im Photovoltaikgeschäft. Hinzu kam, dass die Windparks von innogy wegen ungünstiger Wetterverhältnisse im zweiten Quartal insgesamt schwächer ausgelastet waren als 2017. Dem standen zusätzliche Erträge durch die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen gegenüber.

scroll

Bereinigtes EBIT in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	33	262	- 87,4	399
Europäische Stromerzeugung	49	69	- 29,0	155
Energiehandel	99	129	- 23,3	265
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	198	211	- 6,2	398
Sonstige, Konsolidierung	6	- 11	154,5	- 47
RWE-Konzern	385	660	- 41,7	1.170

Das bereinigte EBIT lag im ersten Halbjahr bei 385 Mio. € und damit 42 % unter dem Vergleichswert für 2017. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die im Berichtszeitraum 440 Mio. € betrugen (Vorjahr: 470 Mio. €).

scroll

Neutrales Ergebnis in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in Mio. €	Jan - Dez 2017
Veräußerungsgewinne/-verluste	- 25	68	- 93	107
Ergebniseffekte aus Derivaten	- 88	11	- 99	- 480
Sonstige	- 20	1.432	- 1.452	1.322
Neutrales Ergebnis	- 133	1.511	- 1.644	949

Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte erfassen, belief sich auf - 133 Mio. € (Vorjahr: 1.511 Mio. €). Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt:

―	Veräußerungen von Beteiligungen und Vermögenswerten führten per saldo zu einem Buchverlust von 25 Mio. €, nachdem im Vorjahr noch ein Gewinn von 68 Mio. € angefallen war. Der Verlust stand im Zusammenhang mit dem Verkauf unserer Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra, über den wir auf Seite 5 berichten. Wegen der Transaktion wurden Aufwendungen ergebniswirksam, die aus der Umrechnung des Mátra-Abschlusses in Euro resultierten und bisher im Eigenkapital erfasst waren. Buchgewinne aus Grundstücksverkäufen konnten diesen Effekt nicht ausgleichen.
―	Unter der Position "Ergebniseffekte aus Derivaten" verzeichneten wir einen Verlust von 88 Mio. €, nachdem wir im Vorjahr noch ein leicht positives Ergebnis ausweisen konnten (11 Mio. €). Mit den Derivaten sichern wir uns gegen Preisrisiken ab. Gemäß IFRS sind solche Finanzinstrumente mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren, während diejenigen Geschäfte, die mit ihnen abgesichert werden, erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Die Folge sind temporäre Ergebniswirkungen, die sich im Laufe der Zeit aufheben.
―	Das unter der Position "Sonstige" ausgewiesene Ergebnis lag mit - 20 Mio. € deutlich unter dem hohen Vorjahreswert (1.432 Mio. €), der durch die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer geprägt war. Geringe Belastungen im Berichtszeitraum ergaben sich dadurch, dass wir Rückstellungen für erwartete Aufwendungen aus der Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON gebildet haben.

scroll

Finanzergebnis in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in Mio. €	Jan - Dez 2017
Zinserträge	88	138	- 50	197
Zinsaufwendungen	- 89	- 141	52	- 298
Zinsergebnis	- 1	- 3	2	- 101
Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen	- 105	- 38	- 67	- 226
Übriges Finanzergebnis	- 78	224	- 302	264
Finanzergebnis	- 184	183	- 367	- 63

Unser Finanzergebnis hat sich um 367 Mio. € auf - 184 Mio. € verschlechtert. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen:

―	Das Zinsergebnis blieb mit - 1 Mio. € nahezu unverändert. Zwar erzielten wir niedrigere Zinserträge; gesunken sind aber auch die Zinsaufwendungen, was im Wesentlichen auf die Tilgungen und Rückkäufe von Hybridanleihen im vergangenen Jahr zurückzuführen ist (siehe Geschäftsbericht 2017, Seite 54).
―	Die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen belasteten das Ergebnis mit 105 Mio. € und damit stärker als 2017. Eine Rolle spielte dabei, dass der Vorjahreswert (- 38 Mio. €) durch Diskontsatzanhebungen bei den Kernenergierückstellungen begünstigt war; die dadurch ausgelösten Absenkungen der Verpflichtungsbarwerte waren in den Zinsanteilen als Erträge berücksichtigt worden. Auch bei den sonstigen langfristigen Rückstellungen hatte es im Vorjahr positive Effekte aus Diskontsatzänderungen gegeben, die nun entfallen sind.
―	Das "Übrige Finanzergebnis" lag mit - 78 Mio. € deutlich unter dem Vorjahreswert (224 Mio. €). Dieser war außergewöhnlich hoch gewesen, weil er die Verzinsung enthielt, die uns für die bis 2016 geleisteten und danach rückerstatteten Kernbrennstoffsteuerzahlungen zustand. Im Berichtszeitraum verzeichneten wir zudem Verluste aus der Marktbewertung von Wertpapieren; wegen der Erstanwendung von IFRS 9 wurden die Marktwertveränderungen ergebniswirksam abgebildet, nachdem sie 2017 noch erfolgsneutral erfasst worden waren. Gegenläufig wirkte, dass niedrigere Verluste aus dem Verkauf von Wertpapieren anfielen.

Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern lag mit 68 Mio. € deutlich unter dem Vergleichswert für 2017 (2.354 Mio. €). Die Steuerquote war mit 126 % ungewöhnlich hoch (Vorjahr: 14 %). Ein Grund dafür ist, dass im steuerlichen Organkreis der RWE AG Verluste eingetreten sind, für die wir keine latenten Steuern aktiviert haben, während wir im Vorjahr noch ein positives Steuerergebnis ausweisen konnten. Aktive latente Steuern sind ein Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der sich aus Unterschieden im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden zwischen der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz ergibt. Die Aktivierung latenter Steuern setzt voraus, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung der Steuerermäßigungen erlauben. Für den Organkreis der RWE AG gibt es dafür zurzeit keine hinreichende Sicherheit. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von - 18 Mio. € (Vorjahr: 2.023 Mio. €).

scroll

Überleitung zum Nettoergebnis		Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in %	Jan - Dez 2017
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	825	1.130	- 27,0	2.149
Betriebliche Abschreibungen	Mio. €	- 440	- 470	6,4	- 979
Bereinigtes EBIT	Mio. €	385	660	- 41,7	1.170
Neutrales Ergebnis	Mio. €	- 133	1.511	- 108,8	949
Finanzergebnis	Mio. €	- 184	183	- 200,5	- 63
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	Mio. €	68	2.354	- 97,1	2.056
Ertragsteuern	Mio. €	- 86	- 331	74,0	- 333
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	- 18	2.023	- 100,9	1.723
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	539	937	- 42,5	592
Ergebnis	Mio. €	521	2.960	- 82,4	2.315
Davon:
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	Mio. €	329	267	23,2	373
Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	Mio. €	30	24	25,0	42
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	162	2.669	- 93,9	1.900
Ergebnis je Aktie	€	0,26	4,34	- 94,0	3,09
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Durchschnitt)	Mio. Stück	614,7	614,7	-	614,7
Steuerquote	%	126	14	-	16

Das Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten lag bei 539 Mio. € und damit 398 Mio. € unter dem Vergleichswert für 2017, vor allem wegen temporärer Verluste aus der Marktbewertung von Derivaten. Hinzu kam, dass sich die operative Ertragslage verschlechtert hat, insbesondere im Vertriebsgeschäft. Dem standen Entlastungen durch eine niedrigere Steuerquote gegenüber.

Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter haben sich um 62 Mio. € auf 329 Mio. € erhöht. Im Vorjahr hatte der ungarische Stromerzeuger Mátra, an dem wir bis März 2018 mit 51 % beteiligt waren, einen Verlust ausgewiesen, der sich negativ in den Ergebnisanteilen der Miteigentümer niederschlug. Dieser Effekt ist 2018 entfallen. Gegenläufig wirkte, dass sich das Nettoergebnis von innogy im RWE-Zwischenabschluss verringert hat. Dementsprechend niedriger waren die Ergebnisanteile der mit insgesamt 23,2 % beteiligten Minderheitsaktionäre.

Auf Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 30 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £; die dadurch vereinnahmten Mittel gelten nach IFRS als Eigenkapital, weil die Anleihe eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit hat. Das übrige Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir im Finanzergebnis.

Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2017 deutlich verringertes Nettoergebnis von 162 Mio. € (Vorjahr: 2.669 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 0,26 € (Vorjahr: 4,34 €).

scroll

Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in Mio. €	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	105	98	7	269
Europäische Stromerzeugung	67	38	29	147
Energiehandel	5	1	4	7
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	103	95	8	285
Sonstige, Konsolidierung	-	1	- 1	- 2
RWE-Konzern	280	233	47	706

scroll

Investitionen in Finanzanlagen in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in Mio. €	Jan - Dez 2017
Braunkohle & Kernenergie	-	1	- 1	1
Europäische Stromerzeugung	2	1	1	1
Energiehandel	34	5	29	30
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	65	90	- 25	153
Sonstige, Konsolidierung	- 1	-	- 1	11
RWE-Konzern	100	97	3	196

Investitionen um 15 % höher als 2017

Im ersten Halbjahr 2018 hat der RWE-Konzern 380 Mio. € investiert, gegenüber 330 Mio. € im Vorjahreszeitraum. Das entspricht einem Plus von 15 %. Die Investitionen in Sachanlagen sind um 20 % auf 280 Mio. € gestiegen. Eine Rolle spielte dabei, dass wir zusätzliche Ausgaben für die Instandhaltung unserer Kraftwerke getätigt haben. Für Finanzanlagen setzte der Konzern 100 Mio. € ein, unwesentlich mehr als 2017. Die Ausgaben dienten hauptsächlich dem Ausbau der Windkraftkapazitäten. Im Vorjahreszeitraum war der Großteil der Mittel in den Erwerb von Belectric geflossen.

scroll

Kapitalflussrechnung1 in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017	+/- in Mio. €	Jan - Dez 2017
Funds from Operations	70	1.868	- 1.798	- 3.971
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	1.841	- 174	2.015	200
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	1.911	1.694	217	- 3.771
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	- 1.287	4.118	- 5.405	3.750
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	- 957	230	- 1.187	- 997
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	23	8	15	- 19
Veränderung der flüssigen Mittel	- 310	6.050	- 6.360	- 1.037
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	1.911	1.694	217	- 3.771
Abzüglich Investitionen2	- 390	- 310	- 80	- 902
Zuzüglich Desinvestitionen/Anlagenabgänge2	34	64	- 30	234
Free Cash Flow	1.555	1.448	107	- 4.439

1 Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten.

2 Die Position umfasst nur zahlungswirksame Vorgänge.

Operativer Cash Flow: deutlicher Anstieg wegen erhaltener Sicherheitsleistungen

Im ersten Halbjahr 2018 haben wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von 1.911 Mio. € erzielt. Damit lagen wir um 13 % über dem Vergleichswert für 2017, obwohl dieser noch einen Einmaleffekt von 1,7 Mrd. € aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer enthielt. Ausschlaggebend für die positive Entwicklung war, dass wir im Berichtszeitraum hohe Variation Margins erhalten haben, die Termingeschäfte mit CO2 -Zertifikaten und anderen Commodities betrafen. Bei Variation Margins handelt es sich um Zahlungen, mit denen Transaktionspartner untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und endet mit der Realisierung der Transaktionen.

Durch die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten sind 1.287 Mio. € abgeflossen (Vorjahr: Zufluss von 4.118 Mio. €). Neben den bereits dargestellten Investitionen haben kurzfristige Wertpapieranlagen dazu beigetragen. Dem standen Einnahmen aus der Veräußerung von Sach- und Finanzanlagen gegenüber.

Auch die Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten verursachte einen Mittelabfluss, und zwar in Höhe von 957 Mio. € (Vorjahr: Zufluss von 230 Mio. €). Hauptursache dafür waren die Ausschüttungen in Gesamthöhe von rund 1 Mrd. €, die wir an RWE-Aktionäre, Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber geleistet haben. Im Berichtszeitraum wurden Finanzschulden in Höhe von 165 Mio. € neu aufgenommen; dem standen Tilgungen in Höhe von 136 Mio. € gegenüber.

Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 310 Mio. € verringert.

Die hohen Variation Margins prägten auch die Entwicklung des Free Cash Flow. Dieser belief sich auf 1.555 Mio. € und lag damit um 7 % über dem Vorjahreswert.

scroll

Nettoschulden1 in Mio. €	30.06.2018	31.12.2017	+/- in Mio. €
Flüssige Mittel	3.253	3.933	- 680
Wertpapiere	3.506	5.131	- 1.625
Sonstiges Finanzvermögen	1.337	1.863	- 526
Finanzvermögen	8.096	10.927	- 2.831
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	1.366	15.099	- 13.733
Währungskurssicherung von Anleihen	17	27	- 10
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	875	2.102	- 1.227
Finanzverbindlichkeiten	2.258	17.228	- 14.970
Nettofinanzschulden	- 5.838	6.301	- 12.139
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	2.880	5.420	- 2.540
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	- 233	- 103	- 130
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	5.951	6.005	- 54
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.425	2.322	103
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	358	359	- 1
Korrektur Hybridkapital	- 96	- 77	- 19
Zuzüglich 50 % des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	455	470	- 15
Abzüglich 50 % des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	- 551	- 547	- 4
Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten	5.447	-	-
Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten	16.300	-	-
Nettoschulden	21.747	20.227	1.520

1 Zum Bilanzstichtag sind die nicht fortgeführten Aktivitäten nur noch im Sammelposten "Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten" erfasst, während sie Ende 2017 noch in den Einzelposten der Tabelle enthalten waren.

Nettoschulden etwas höher als zum Vorjahresende

Die Nettoschulden zum 30. Juni 2018 beliefen sich auf 21,7 Mrd. €. Davon entfielen 5,4 Mrd. € auf die fortgeführten und 16,3 Mrd. € auf die nicht fortgeführten Aktivitäten. Für das Vorjahr zeigen wir dagegen nur Zahlen für den Konzern insgesamt. Gegenüber 2017 haben sich die Nettoschulden um 1,5 Mrd. € erhöht.

Der Anstieg ist den nicht fortgeführten Aktivitäten zuzuordnen und ergibt sich im Wesentlichen aus den Investitionen, den Ausschüttungen und einer Anhebung der Pensionsrückstellungen. Bei den fortgeführten Aktivitäten schlugen sich die hohen Mittelzuflüsse aus Variation Margins schuldenmindernd nieder. Gegenläufige Einflüsse gingen auch hier von den Ausschüttungen (1,0 Mrd. €) und den Investitionen (0,4 Mrd. €) aus. Überdies sind die Pensionsrückstellungen um 0,2 Mrd. € gestiegen. Hintergrund war, dass das Planvermögen, mit dem wir den Großteil unserer Pensionsverpflichtungen abdecken, aufgrund negativer Marktentwicklungen gesunken ist. Außerdem haben wir die Diskontierungszinssätze für die Barwertermittlung bei den deutschen Pensionsverpflichtungen abgesenkt: Die neuen Sätze belaufen sich für die fortgeführten Aktivitäten auf durchschnittlich 1,7 %, gegenüber 1,9 % im Jahresabschluss 2017.

scroll

Konzernbilanzstruktur	30.06.2018		31.12.2017
	in Mio. €	in %	in Mio. €	in %
---	---	---	---	---
Aktiva
Langfristiges Vermögen	18.408	24,2	45.694	66,2
Davon:
Immaterielle Vermögenswerte	2.121	2,8	12.383	17,9
Sachanlagen	11.988	15,8	24.9471	36,1
Kurzfristiges Vermögen	57.550	75,8	23.365	33,8
Davon:
Forderungen und sonstige Vermögenswerte2	10.743	14,1	12.487	18,1
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	38.838	51,1	128	0,2
Gesamt	75.958	100,0	69.059	100,0
Passiva
Eigenkapital	12.470	16,4	11.991	17,4
Langfristige Schulden	18.354	24,2	36.774	53,2
Davon:
Rückstellungen	15.856	20,9	19.249	27,9
Finanzverbindlichkeiten	1.577	2,1	14.414	20,9
Kurzfristige Schulden	45.134	59,4	20.294	29,4
Davon:
Rückstellungen	2.084	2,7	5.137	7,4
Finanzverbindlichkeiten	664	0,9	2.787	4,0
Sonstige Verbindlichkeiten3	9.522	12,5	12.259	17,8
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	32.864	43,3	111	0,2
Gesamt	75.958	100,0	69.059	100,0

1 Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von Investment Property zu den Sachanlagen

2 Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche

3 Inklusive Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten

Eigenkapitalquote: leichter Rückgang auf 16,4 %

Zum Abschlussstichtag weisen wir eine Bilanzsumme von 76,0 Mrd. € aus, gegenüber 69,1 Mrd. € zum 31. Dezember 2017. Für das laufende Jahr erfassen wir die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy gesondert in den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" (38,8 Mrd. €) und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" (32,9 Mrd. €). Eine entsprechende Anpassung der Vorjahreswerte ist gemäß IFRS nicht vorgenommen worden. Dies trug maßgeblich dazu bei, dass sich einzelne Bilanzposten stark verringert haben: Auf der Aktivseite lagen die immateriellen Vermögenswerte um 10,3 Mrd. € und die Sachanlagen um 13,0 Mrd. € unter Vorjahr; auf der Passivseite sanken die Finanzverbindlichkeiten um 15,0 Mrd. € und die Rückstellungen um 6,4 Mrd. €. Keinen Einfluss hatte die Ausweisänderung auf die Entwicklung der Bilanzsumme. Dass diese höher war als 2017, beruht u. a. auf Wertzuwächsen bei den Commodity-Derivaten, drei Anleihe-Emissionen von innogy und einer Anhebung der Pensionsrückstellungen. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist um 0,5 Mrd. € auf 12,5 Mrd. € gestiegen, sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) aber um einen Prozentpunkt auf 16,4 % zurückgegangen.

scroll

Mitarbeiter1	30.06.2018	31.12.2017	+/- in %
Braunkohle & Kernenergie	11.288	13.132	- 14,0
Europäische Stromerzeugung	2.707	2.656	1,9
Energiehandel	1.212	1.156	4,8
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	2.120	1.952	8,6
Sonstige2	231	210	10,0
RWE-Konzern	17.558	19.106	- 8,1

1 Umgerechnet in Vollzeitstellen

2 Die Position umfasst ausschließlich die Beschäftigten der Holdinggesellschaft RWE AG.

Niedrigerer Personalbestand wegen Veräußerung von Mátra

Zum 30. Juni 2018 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten 1 7.558 Mitarbeiter, davon 14.975 an deutschen und 2.583 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber Ende 2017 hat sich der Personalbestand in Deutschland um 456 Mitarbeiter vergrößert. Im Ausland sind dagegen 2.004 Mitarbeiter aus dem Konzern ausgeschieden. Dabei kam zum Tragen, dass wir uns im März 2018 von unserer Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra getrennt haben (siehe Seite 5). Rein operativ, also ohne solche Konsolidierungseffekte, ist die Zahl unserer Mitarbeiter um 512 gestiegen.

ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN

Veränderung der Risiko- und Chancensituation seit Jahresbeginn

Über den Aufbau und die Prozesse unseres Risikomanagements, die zuständigen Organisationseinheiten, die wesentlichen Risiken und Chancen sowie unsere Maßnahmen zur Steuerung und Überwachung von Risiken informieren wir ausführlich im Geschäftsbericht 2017 auf Seite 74 ff. Aufgrund der Entwicklungen im ersten Halbjahr 2018 ist diese Darstellung allerdings in einigen Punkten zu aktualisieren. Das betrifft die folgenden Risikoklassen:

―	Finanzwirtschaftliche Risiken/Sonstige Risiken: Bis Anfang 2018 bestand das größte finanzwirtschaftliche Risiko für RWE darin, dass die 76,8 %-Beteiligung an innogy aufgrund eines Aktienkursverfalls deutlich an Wert einbüßen könnte und die Dividenden aus dieser Beteiligung hinter den Erwartungen zurückbleiben. Die geplante Veräußerung der Beteiligung im Rahmen des Tauschgeschäfts mit E.ON führt zu einem Wegfall dieses Risikos. Deshalb stufen wir unsere finanzwirtschaftlichen Risiken insgesamt nicht mehr als "hoch", sondern nur noch als "mittel" ein. Allerdings besteht die Möglichkeit, dass unser Tauschgeschäft mit E.ON scheitert. Wir halten dieses Szenario, das unter den "sonstigen Risiken" erfasst ist, aber für wenig wahrscheinlich. Durch intensiven Dialog mit den beteiligten Parteien und sorgfältige Vorbereitung und Begleitung der Genehmigungsprozesse wirken wir darauf hin, dass die Transaktion wie geplant zustande kommt. Unsere "sonstigen Risiken" liegen unverändert in der Kategorie "mittel".
―	Regulatorische und politische Risiken: Die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung hängen in hohem Maße davon ab, welche Schritte die deutsche Politik unternimmt, um ihre Klimaschutzziele zu erreichen. Wie auf Seite 8 dargelegt, soll eine von der Bundesregierung eingesetzte Kommission Vorschläge dazu erarbeiten und dabei auch einen Fahrplan für die Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung vorlegen. Inzwischen haben die Kommissionsmitglieder ihre Tätigkeit aufgenommen. Weiterhin völlig offen ist, welche Empfehlungen sie geben werden. RWE hat bereits in der Vergangenheit Kohlekraftwerke vorzeitig vom Netz genommen und wird dies im Rahmen der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft weiter tun. Nicht auszuschließen ist, dass wir zusätzliche Kapazitäten stilllegen müssen. Im Dialog mit der Politik weisen wir darauf hin, dass ein übereilter Kohleausstieg nicht nur uns, sondern - wegen steigender Strompreise - auch die deutsche Industrie erheblich belasten würde. Außerdem sehen wir Risiken für die Versorgungssicherheit.
―	In den Niederlanden hat die Regierung ihre Pläne für einen frühzeitigen Kohleausstieg konkretisiert (siehe Seite 9). Sollte ihr im Mai vorgelegter Gesetzentwurf eins zu eins umgesetzt werden, dürften wir im Kraftwerk Amer 9 ab 2025 und im Kraftwerk Eemshaven ab 2030 keine Steinkohle mehr einsetzen. Die Anlagen müssten dann stillgelegt oder für die ausschließliche Nutzung anderer Brennstoffe (z. B. Biomasse) umgerüstet werden. In beiden Fällen drohen uns erhebliche wirtschaftliche Nachteile.

Auf dem Gebiet der Kernenergie haben sich die regulatorischen Rahmenbedingungen dagegen weiter verbessert. Mit der 16. Novelle des Atomgesetzes hat die Bundesregierung den finanziellen Ausgleich konkretisiert, der uns für Belastungen aus dem Kernenergieausstieg gewährt wird (siehe Seite 10). Entsprechende Vorgaben des Bundesverfassungsgerichts sind damit in angemessener Weise umgesetzt worden. Positiv werten wir auch, dass Vorschläge für eine Neuauflage der Kernbrennstoffsteuer keinen Niederschlag im Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD gefunden haben.

Die Gesamteinschätzung unserer regulatorischen und politischen Risiken hat sich durch die Entwicklungen im laufenden Jahr nicht verändert: Wir stufen sie weiterhin als "hoch" ein.

Aktuelle Risikokennzahlen

Risiken aus kurzfristigen Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken steuern und überwachen wir u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR). Der VaR gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95 % zugrunde; für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % nicht überschreitet.

Im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading ist der VaR für Commodity-Positionen auf 40 Mio. € begrenzt. Von Januar bis Juni 2018 belief er sich auf durchschnittlich 14 Mio. €, gegenüber 12 Mio. € im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der höchste Tageswert war 19 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €).

Mitte vergangenen Jahres haben wir die Verantwortung für das Management unseres Gasportfolios und das Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) in einer neuen Organisationseinheit bei der RWE Supply & Trading gebündelt und für diese Aktivitäten eine VaR-Obergrenze von 12 Mio. € festgelegt. Der VaR lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich 4 Mio. €.

Zu den wichtigsten Risikofaktoren im Finanzbereich zählt die Zinsentwicklung. 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 (ohne innogy) belief sich im Halbjahresdurchschnitt auf 4 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €). Mit steigenden Zinsen erhöhen sich zudem unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der CFaR bei der RWE AG betrug 3 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €).

Zu den Geldanlagen der RWE AG gehören auch Aktien. Für das Risiko aus Kursveränderungen dieser Papiere ergab sich ein VaR von durchschnittlich 5 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €). In der Zahl nicht berücksichtigt ist unsere Beteiligung an innogy.

RWE ist darüber hinaus Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Das ergibt sich u. a. aus unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien; außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Der durchschnittliche VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag - wie im Vorjahr - bei unter 1 Mio. €.

PROGNOSE 2018

scroll

Ausblick zum bereinigten EBITDA in Mio. €	Ist 20171	Prognose 2018
RWE-Konzern	2.149	1.500 - 1.800
Davon:
Braunkohle & Kernenergie	671	350 - 450
Europäische Stromerzeugung	463	300 - 400
Energiehandel	271	100 - 300
Fortgeführte innogy-Aktivitäten	785	700 - 800

1 Angepasste Vorjahreswerte; siehe Erläuterung auf Seite 11 f.

Prognoseanpassung wegen neuer Berichtsweise: bereinigtes EBITDA von 1,5 bis 1,8 Mrd. € erwartet

Die im Halbjahresbericht 2018 vorgenommene Umstellung der Berichtsweise wirkt sich auch auf die Zahlen für das Gesamtjahr aus. Daher müssen wir unsere Prognose, die wir im Geschäftsbericht 2017 auf Seite 83 ff. veröffentlicht haben, strukturell anpassen. Ohne das für E.ON bestimmte innogy-Geschäft wird der RWE-Konzern voraussichtlich ein bereinigtes EBITDA von 1,5 bis 1,8 Mrd. € erzielen. Der vergleichbare Vorjahreswert beträgt 2,1 Mrd. €. Die fortgeführten innogy-Aktivitäten werden nach aktuellem Planungsstand 700 bis 800 Mio. € zum bereinigten EBITDA beitragen (Vorjahr: 785 Mio. €). Der Ausblick zur Ergebnisentwicklung in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung und Energiehandel ist unverändert. Wie bereits dargelegt, ermitteln wir in der Übergangszeit bis zum Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON kein bereinigtes Nettoergebnis mehr. Unsere im Geschäftsbericht 2017 veröffentlichte Prognose für diese Kennzahl ist damit gegenstandslos.

Die Sachanlageinvestitionen der fortgeführten Aktivitäten dürften sich im Gesamtjahr auf 1,2 bis 1,4 Mrd. € belaufen. Für die fortgeführten innogy-Aktivitäten sind Ausgaben von 0,8 bis 1,0 Mrd. € eingeplant, die im Wesentlichen dem Ausbau der erneuerbaren Energien dienen. In der konventionellen Stromerzeugung erwarten wir Sachanlageinvestitionen von rund 400 Mio. €. Ihr Hauptzweck ist die Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauen. Ein Teil der Mittel fließt auch in kleinere Wachstumsprojekte, z. B. die Umrüstung unserer niederländischen Steinkohlekraftwerke für die Mitverbrennung von Biomasse. Bei den Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten gehen wir davon aus, dass sie zum Jahresende moderat unter dem Stand vom 30. Juni (5,4 Mrd. €) liegen werden.

Darstellung des RWE-Konzerns mit innogy als reiner Finanzbeteiligung: Ergebnisprognose unverändert

Für Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Unternehmensgruppe. Abweichend von den IFRS-Vorgaben bilanzieren wir dabei unseren 76,8 %-Anteil an der Gesellschaft unter den "Übrigen Finanzanlagen". Im bereinigten EBITDA berücksichtigen wir innogy ausschließlich mit der Dividendenzahlung an RWE. Nähere Angaben dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2017 auf Seite 60. Dieser enthält auf Seite 85 auch Aussagen darüber, wie sich einzelne, nach der beschriebenen Methode ermittelte Kennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Beim bereinigten EBITDA haben wir für 2018 eine Bandbreite von 1,4 bis 1,7 Mrd. € prognostiziert (Vorjahr: 2,1 Mrd. €) und beim bereinigten Nettoergebnis einen Korridor von 0,5 bis 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €). Diesen Ausblick bestätigen wir. Unsere Prognose zu den Nettoschulden (Vorjahr: 4,5 Mrd. €) haben wir allerdings zwischenzeitlich angepasst: Wir erwarten nun einen moderaten Rückgang, nachdem wir anfänglich einen moderaten Anstieg vorausgesagt hatten. Hauptgrund dafür sind die hohen Mittelzuflüsse aus Variation Margins. Ihr positiver Einfluss wird voraussichtlich noch zum Jahresende spürbar sein, da die betroffenen Kontrakte teilweise erst nach 2018 realisiert werden.

VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen für die Halbjahresfinanzberichterstattung der Konzernzwischenabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernzwischenlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns im verbleibenden Geschäftsjahr beschrieben sind.

Essen, 10. August 2018

Der Vorstand

scroll

Schmitz	Krebber

KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)

Gewinn- und Verlustrechnung

scroll

in Mio. €		Apr - Jun 2018	Apr - Jun 20171	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 20171
Umsatzerlöse (inklusive Erdgas-/Stromsteuer)		2.805	3.154	6.827	7.473
Erdgas-/Stromsteuer		- 34	- 31	- 69	- 66
Umsatzerlöse2		2.771	3.123	6.758	7.407
Materialaufwand		- 2.328	- 2.286	- 5.138	- 5.266
Personalaufwand		- 503	- 464	- 974	- 936
Abschreibungen		- 229	- 537	- 440	- 796
Sonstiges betriebliches Ergebnis		65	1.649	- 16	1.693
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen		54	38	102	63
Übriges Beteiligungsergebnis		- 42	- 3	- 40	6
Finanzerträge		56	611	232	852
Finanzaufwendungen		- 132	- 339	- 416	- 669
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern		- 288	1.792	68	2.354
Ertragsteuern		- 25	- 269	- 86	- 331
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten		- 313	1.523	- 18	2.023
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten		- 112	153	539	937
Ergebnis		- 425	1.676	521	2.960
	Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	18	- 57	329	267
	Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	15	10	30	24
	Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	- 458	1.723	162	2.669
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in €		- 0,75	2,80	0,26	4,34
	Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in €	- 0,54	2,67	- 0,15	3,41
	Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in €	- 0,21	0,13	0,41	0,93

1 Angepasste Vorjahreswerte

2 Eine Darstellung der Umsatzerlöse nach Produkten und Segmenten finden Sie auf Seite 14 im Konzernzwischenlagebericht.

Gesamtergebnisrechnung

scroll

Beträge nach Steuern - in Mio. €		Apr - Jun 2018	Apr - Jun 2017	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017
Ergebnis		- 425	1.676	521	2.960
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen		- 244	273	- 430	805
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen		23	- 17	23	- 17
Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten		13		- 14
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind		- 208	256	- 421	788
Unterschied aus der Währungsumrechnung		- 170	71	- 69	91
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten			3		22
Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten		- 8		- 13
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung		812	53	1.878	- 447
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen		- 3	3	- 3	3
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind		631	130	1.793	- 331
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)		423	386	1.372	457
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)		- 2	2.062	1.893	3.417
	Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend	13	2.037	1.577	2.994
	Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend	15	10	30	24
	Davon: auf andere Gesellschafter entfallend	- 30	15	286	399

Bilanz

Aktiva

scroll

in Mio. €	30.06.2018	31.12.2017
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	2.121	12.383
Sachanlagen	11.988	24.9471
At-Equity-bilanzierte Beteiligungen	1.406	2.846
Übrige Finanzanlagen	365	1.109
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1.677	1.782
Latente Steuern	851	2.627
	18.408	45.694
Kurzfristiges Vermögen
Vorräte	1.415	1.924
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	1.399	5.405
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	9.344	7.082
Wertpapiere	3.301	4.893
Flüssige Mittel	3.253	3.933
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	38.838	128
	57.550	23.365
	75.958	69.059

Passiva

scroll

in Mio. €	30.06.2018	31.12.2017
Eigenkapital
Anteile der Aktionäre der RWE AG	7.384	6.759
Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	910	940
Anteile anderer Gesellschafter	4.176	4.292
	12.470	11.991
Langfristige Schulden
Rückstellungen	15.856	19.249
Finanzverbindlichkeiten	1.577	14.414
Übrige Verbindlichkeiten	472	2.393
Latente Steuern	449	718
	18.354	36.774
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	2.084	5.137
Finanzverbindlichkeiten	664	2.787
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	2.094	5.077
Übrige Verbindlichkeiten	7.428	7.182
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	32.864	111
	45.134	20.294
	75.958	69.059

1 Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von Investment Property zu den Sachanlagen

Kapitalflussrechnung

scroll

in Mio. €		Jan - Jun 2018	Jan - Jun 20171
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten		- 18	2.023
Abschreibungen/Zuschreibungen		485	400
Veränderung der Rückstellungen		- 523	- 530
Latente Steuern/zahlungsunwirksame Erträge und Aufwendungen/Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren		126	- 25
Veränderung des Nettoumlaufvermögens		1.841	- 174
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten		1.911	1.694
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten		- 112	20
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit		1.799	1.714
Investitionen in Anlagegegenstände/Akquisitionen		- 390	- 310
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen		34	64
Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen		- 931	4.364
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten2		- 1.287	4.118
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten		- 616	182
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit		- 1.903	4.300
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten		-957	230
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten		1.199	113
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit		242	343
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel		138	6.357
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel		23	8
Veränderung der flüssigen Mittel		161	6.365
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums		3.958	4.576
	Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen	25
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz		3.933	4.576
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums		4.119	10.941
	Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen	866	37
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz		3.253	10.904

1 Angepasste Vorjahreswerte

2 Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen in Höhe von 41 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 18 Mio. €)

Veränderung des Eigenkapitals

scroll

in Mio. €	Gezeichnetes Kapital und Kapitalrücklage der RWE AG	Gewinnrücklage und Bilanzgewinn	Accumulated Other Comprehensive Income	Anteile der Aktionäre der RWE AG	Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	Anteile anderer Gesellschafter
Stand: 01.01.2017	3.959	- 652	- 553	2.754	942	4.294
Kapitalrückzahlung						- 41
Dividendenzahlungen		- 5		- 5	- 60	- 457
Ergebnis		2.669		2.669	24	267
Other Comprehensive Income		676	- 351	325		132
Total Comprehensive Income		3.345	- 351	2.994	24	399
Übrige Veränderungen		14		14	4	- 33
Stand: 30.06.2017	3.959	2.702	- 904	5.757	910	4.162
Stand: 31.12.2017	3.959	2.367	433	6.759	940	4.292
Erstanwendung IFRS 9		47	- 62	- 15		- 4
Erstanwendung IFRS 15		- 21		- 21		- 5
Stand: 01.01.2018	3.959	2.393	371	6.723	940	4.283
Kapitalrückzahlung						- 19
Dividendenzahlungen		- 922		- 922	- 60	- 494
Ergebnis		162		162	30	329
Other Comprehensive Income		- 390	1.805	1.415		- 43
Total Comprehensive Income		- 228	1.805	1.577	30	286
Übrige Veränderungen		6		6		120
Stand: 30.06.2018	3.959	1.249	2.176	7.384	910	4.176

scroll

in Mio. €	Summe
Stand: 01.01.2017	7.990
Kapitalrückzahlung	- 41
Dividendenzahlungen	- 522
Ergebnis	2.960
Other Comprehensive Income	457
Total Comprehensive Income	3.417
Übrige Veränderungen	- 15
Stand: 30.06.2017	10.829
Stand: 31.12.2017	11.991
Erstanwendung IFRS 9	- 19
Erstanwendung IFRS 15	- 26
Stand: 01.01.2018	11.946
Kapitalrückzahlung	- 19
Dividendenzahlungen	- 1.476
Ergebnis	521
Other Comprehensive Income	1.372
Total Comprehensive Income	1.893
Übrige Veränderungen	126
Stand: 30.06.2018	12.470

ANHANG

Rechnungslegungsmethoden

Die RWE AG mit Sitz in Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern").

Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2018 einschließlich weiterer Angaben im Konzernzwischenlagebericht wurde nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt. Er ist am 10. August 2018 zur Veröffentlichung freigegeben worden.

Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum 30. Juni 2018 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 verkürzter Berichtsumfang gewählt. Im Konzernzwischenabschluss werden - mit Ausnahme der nachfolgend beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017.

Für weitere Informationen verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2017, der die Basis für den vorliegenden Halbjahresfinanzbericht darstellt.

Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie wird ein Abzinsungsfaktor von 0,6 % (31.12.2017: 0,6 %) und für bergbaubedingte Rückstellungen von 4,2 % (31.12.2017: 4,2 %) zugrunde gelegt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden in Deutschland mit 1,7 % und im Ausland mit 2,6 % abgezinst (31.12.2017: 2,0 % bzw. 2,3 %).

Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften

Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben neue IFRS und Änderungen bei bestehenden IFRS sowie eine neue Interpretation verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 verpflichtend anzuwenden sind:

IFRS 9 "Finanzinstrumente" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Der Standard beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält geringfügige Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen, die erstmals auf erwartete Ausfälle abstellen. Die neuen Regelungen zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting) sollen dazu führen, Risikomanagementaktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. In Übereinstimmung mit den Übergangsregelungen des IFRS 9 erfolgt keine Anpassung der Vorjahreszahlen. Die Anwendung der neuen Klassifizierungs- und Bewertungsvorschriften und die Erfassung der damit verbundenen Umstellungseffekte erfolgt durch Anpassung der Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie der Gewinnrücklagen zum 1. Januar 2018.

IFRS 9 enthält geänderte Regelungen zur Klassifizierung finanzieller Vermögenswerte. Diese sehen vier verschiedene Bewertungskategorien vor:

―	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente
―	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente, deren Wertänderungen zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind
―	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente
―	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente, deren Wertänderungen zukünftig nicht erfolgswirksam umzugliedern sind

Darüber hinaus enthält IFRS 9 neue Regelungen zu Wertminderungen finanzieller Vermögenswerte, welche die Erfassung auf Basis erwarteter Ausfälle vorsehen.

Die nachfolgenden Tabellen fassen die Auswirkungen der neuen Klassifizierungs- und Wertminderungsvorschriften für finanzielle Vermögenswerte auf die einzelnen Bilanzposten sowie die jeweiligen Bewertungskategorien zum Umstellungszeitpunkt zusammen:

scroll

Reklassifizierung nach IFRS 9 je Bilanzposten in Mio. €	Bewertungskategorie nach IAS 39	Bewertungskategorie nach IFRS 9	Buchwert nach IAS 39	Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9	Buchwert nach IFRS 9
Übrige Finanzanlagen	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	73		73
		Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	77		77
		Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	959		959
Finanzforderungen	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	2.069	18	2.051
		Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	35		35
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	5.405	8	5.397
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	244	1	243
	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	2.807		2.807
Wertpapiere	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	11		11
		Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	1.306	18	1.3061
		Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	796		796
		Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	2.780		2.780
Flüssige Mittel	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	3.933		3.933
			20.495	45	20.4681

1 Zusätzliche Wertminderungen nach IFRS 9 bei erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Fremdkapitalinstrumenten führen zu keiner Verringerung des Buchwerts, da die Wertminderungen bereits durch die vormalige Bewertung zum beizulegenden Zeitwert im Eigenkapital berücksichtigt sind.

Ein Teil unserer Wertpapiere wurde aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 aus der Bewertungskategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" in die Kategorie "Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente" reklassifiziert. Wären diese Finanzinstrumente nicht reklassifiziert worden, hätten sich im ersten Halbjahr 2018 keine Gewinne oder Verluste aus der Bewertung zum beizulegenden Zeitwert ergeben. Der Buchwert zum 30. Juni 2018 entspricht dem beizulegenden Zeitwert der Finanzinstrumente in Höhe von 5 Mio. €.

Über die genannten Auswirkungen hinaus wurden aktive latente Steuern in Höhe von 7 Mio. € erfasst.

Reklassifizierung nach IFRS 9 - Summe je Bewertungskategorie

scroll

Bewertungskategorie nach IAS 39 in Mio. €	Bewertungskategorie nach IFRS 9	Buchwert nach IAS 39	Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9	Buchwert nach IFRS 9
Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	11.651	27	11.624
	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	35		35
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	11		11
	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	1.379	18	1.379
	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	873		873
	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	3.739		3.739
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	2.807		2.807
		20.495	45	20.468

In der nachfolgenden Tabelle ist die Überleitung vom Schlusssaldo der Wertberichtigungen nach IAS 39 auf den Eröffnungsbilanzsaldo der Wertberichtigungen nach IFRS 9 dargestellt:

scroll

Überleitung der Risikovorsorge nach IFRS 9 in Mio. €	Risikovorsorge nach IAS 39	Zusätzliche Risikovorsorge nach IFRS 9	Risikovorsorge nach IFRS 9
Übrige Finanzanlagen	179		179
Finanzforderungen	241	18	259
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	397	8	405
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	2	1	3
Wertpapiere		18	18
	819	45	864

Neben den neuen Vorschriften zur Bilanzierung finanzieller Vermögenswerte umfasst IFRS 9 geringfügige Änderungen im Hinblick auf die Bilanzierung finanzieller Verbindlichkeiten.

Für den RWE-Konzern ergeben sich aus diesen Änderungen keine Auswirkungen.

Ferner enthält IFRS 9 neue Regelungen zur Sicherungsbilanzierung, die dazu führen sollen, Risikomanagementaktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. Dazu erweitert IFRS 9 u. a. den Umfang der für das Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und sieht einen neuen Ansatz zur Effektivitätsbeurteilung vor.

RWE führt bereits bestehende bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IFRS 9 fort. Bei der Sicherungsbilanzierung für Fremdwährungsrisiken ergeben sich künftig Änderungen zur Behandlung von Fremdwährungs-Basis-Spreads, was tendenziell zu einer höheren Ineffektivität bestehender Sicherungsbeziehungen führt. Durch diese Umstellung ergeben sich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzern. Neue Sicherungsbeziehungen wurden zum Umstellungszeitpunkt nicht designiert.

Die Fair-Value-Option für Eigenverbrauchsverträge sowie die Möglichkeit, die Zeitwertkomponente von Optionen bei Sicherungsbeziehungen auszuschließen, werden im RWE-Konzern nicht angewendet. Insgesamt haben die neuen Vorschriften zur Sicherungsbilanzierung keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss.

IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2014) einschließlich Änderungen an IFRS 15 "Zeitpunkt des Inkrafttretens von IFRS 15" (2015) und Klarstellungen zu IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2016) ersetzen seit dem 1. Januar 2018 sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge" sowie der korrespondierenden Interpretationen.

Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- oder zeitraumbezogen zu realisieren sind. Umsatzerlöse sind dann zu erfassen, wenn der Kunde die Verfügungsgewalt über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann.

RWE hat die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung zum 1. Januar 2018 angewendet. Eine Anpassung der Vorjahresvergleichszahlen ist nicht erfolgt. Die Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 sind im Eigenkapital erfasst, wodurch die Gewinnrücklagen um 21 Mio. € reduziert worden sind.

Die Erstanwendung von IFRS 15 hat folgende Auswirkungen auf das Eigenkapital zu Beginn des Geschäftsjahres 2018 sowie auf die Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der ersten sechs Monate des Geschäftsjahres 2018:

―	Zum 1. Januar 2018 hat RWE Vertragsverbindlichkeiten für im Voraus von Kunden erhaltene Grundgebühren in Höhe von 12 Mio. € erfasst. Zudem wurden nach IAS 18 aktivierte Aufwendungen für gratis ausgegebene Zugaben oder Waren in Höhe von 26 Mio. € aufgelöst. Darüber hinaus wurden in Höhe von 8 Mio. € Kosten der Vertragsanbahnung aktiviert. Ferner wurden aktive latente Steuern in Höhe von 2 Mio. € und passive latente Steuern in Höhe von 7 Mio. € erfasst.
―	Mit der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 hat RWE den Ausweis unrealisierter Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten geändert. Seit dem 1. Januar 2018 werden sie nicht mehr als Umsatzerlöse oder Materialaufwendungen, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis ausgewiesen. Die Umstellung führt zu einer Stabilisierung der Umsatzerlöse und hat keine Ergebniswirkung. Für das erste Halbjahr 2018 wurden für unrealisierte Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten 225 Mio. € im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst.

Die nachfolgenden für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 anzuwendenden Änderungen an Standards und neuen Interpretationen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss:

―	Änderungen an IFRS 4 "Anwendung von IFRS 9 Finanzinstrumente gemeinsam mit IFRS 4 Versicherungsverträge" (2016)
―	Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards, Zyklus 2014 - 2016 (2016)
―	Änderungen an IAS 40 "Übertragungen in den und aus dem Bestand der als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien" (2016)
―	Änderungen an IFRS 2 "Einstufung und Bewertung anteilsbasierter Vergütungen" (2016)
―	IFRIC 22 "Fremdwährungstransaktionen und im Voraus erbrachte oder erhaltene Gegenleistungen" (2016)

Neue Rechnungslegungsvorschriften

Der IASB hat weitere Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2018 noch nicht verpflichtend anzuwenden sind und deren erwartete Auswirkungen bereits im Konzerngeschäftsbericht 2017 beschrieben wurden. Auf Basis des aktuellen Stands der Implementierung ergeben sich folgende Aktualisierungen bzgl. der erwarteten Auswirkungen:

IFRS 16 "Leasingverhältnisse" (2016)

Zum Übergangszeitpunkt werden die folgenden Wahlrechte und Ausnahmeregelungen in Anspruch genommen:

―	Verzicht auf eine erneute Beurteilung, ob bereits vor dem Erstanwendungszeitpunkt bestehende Verträge ein Leasingverhältnis gemäß IFRS 16 enthalten
―	Ansatz des Nutzungsrechts und Bewertung in Höhe der Leasingverbindlichkeit, angepasst um bereits erfasste aktivisch oder passivisch abgegrenzte Leasingzahlungen
―	Anpassung des Nutzungsrechts um den Betrag, der in der Bilanz zum 31. Dezember 2018 als Rückstellung für belastende Leasingverhältnisse ausgewiesen ist
―	Leasingverhältnisse, deren Laufzeit innerhalb der ersten zwölf Monate nach dem Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung endet, werden als kurzfristige Leasingverhältnisse behandelt
―	Bewertung des Nutzungsrechts zum Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung ohne Berücksichtigung anfänglicher direkter Kosten

Neben den zuvor aufgeführten Übergangsvorschriften macht RWE von den Ausnahmeregelungen Gebrauch, kurzfristige oder geringwertige Vermögenswerte betreffende Leasingverhältnisse nicht als Nutzungsrechte in der Bilanz zu erfassen.

RWE geht unverändert von den bereits im Geschäftsbericht 2017 beschriebenen Auswirkungen auf den Konzernabschluss aus.

Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die die RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht. Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit.

Die folgenden Übersichten stellen dar, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben:

scroll

Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2018	142	199	341
Erstkonsolidierungen	5	41	46
Entkonsolidierungen	- 2	- 6	- 8
Verschmelzungen	- 3	- 8	- 11
Stand: 30.06.2018	142	226	368

scroll

Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2018	72	18	90
Sonstige Veränderungen	1		1
Stand: 30.06.2018	73	18	91

Zudem werden sechs Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet (31.12.2017: sechs).

Veräußerungen

Mátra

Mitte Dezember 2017 hat RWE Power die ungarische Gesellschaft Mátrai Erőmű Zrt. (Mátra) an ein Konsortium verkauft. Die Transaktion wurde im März 2018 abgeschlossen. Mátra war dem Segment "Braunkohle & Kernenergie" zugeordnet.

Zum 31. Dezember 2017 wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Gesellschaft als "zur Veräußerung bestimmt" in der Bilanz ausgewiesen. Der Entkonsolidierungsverlust beträgt 46 Mio. € und wurde im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst.

Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations)

E.ON-innogy-Tauschgeschäft

Die RWE AG und die E.ON SE haben am 12. März 2018 vertraglich vereinbart, im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsteilen und Beteiligungen den durch RWE gehaltenen Mehrheitsanteil von 76,8 % an innogy auf E.ON zu übertragen. Die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy werden bis zu ihrem Verkauf als "nicht fortgeführte Aktivitäten" ausgewiesen. Dies betrifft im Wesentlichen das Netz- und Vertriebsgeschäft, das bisher dem Segment "innogy" zugeordnet war. Die Transaktion bewertet den von RWE an innogy gehaltenen Anteil von 76,8 % inklusive der unterstellten Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 von insgesamt 3,24 € je Aktie, die RWE weiter zustehen, mit 40,00 € je Aktie. Das Transaktionsvolumen beträgt damit rund 17,1 Mrd. €. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat der Veräußerung zugestimmt. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen. Sie wird voraussichtlich im Laufe des Jahres 2019 abgeschlossen.

Seit dem 30. Juni 2018 werden die zu übertragenden Teile von innogy als nicht fortgeführte Aktivitäten bilanziert. Bei den bisher konzerninternen Lieferungen und Leistungen, die nach der Entkonsolidierung der zu übertragenden Teile von innogy entweder mit diesen oder mit Dritten fortgeführt werden, wurden die Eliminierungsbuchungen im Rahmen der Aufwands- und Ertragskonsolidierung vollständig den nicht fortgeführten Aktivitäten zugeordnet.

Nachfolgend sind wichtige Kennzahlen der Aktivitäten der zu übertragenden Teile von innogy dargestellt:

scroll

Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten in Mio. €	30.06.2018
Langfristige Vermögenswerte	28.456
Kurzfristige Vermögenswerte	10.382
Langfristige Schulden	21.048
Kurzfristige Schulden	11.816

scroll

Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten in Mio. €	Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017
Umsatzerlöse1	19.110	19.909
Sonstige Erträge2	717	476
Aufwendungen3	- 19.173	- 19.068
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	654	1.317
Ertragsteuern	- 115	- 380
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	539	937

1 Inklusive Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 1.425 Mio. € (Vorjahr: 974 Mio. €)

2 Inklusive Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 124 Mio. € (Vorjahr: 237 Mio. €)

3 Inklusive Aufwendungen mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 9.096 Mio. € (Vorjahr: 5.980 Mio. €)

Im Rahmen der Erstanwendung von IFRS 15 wurden in Bezug auf regulatorische Gebühren, insbesondere im Zusammenhang mit erneuerbaren Energien, vereinzelte Sachverhalte identifiziert, in denen sich den nicht fortgeführten Aktivitäten zuzuordnende Unternehmen nach IFRS 15, anders als nach IAS 18, als Agent qualifizieren. Dies führt im ersten Halbjahr 2018 zu einer Verringerung der Umsatzerlöse und des Materialaufwands innerhalb des Ergebnisses nicht fortgeführter Aktivitäten in Höhe von 1,6 Mrd. €, da sich Leistungsprämien des Übertragungsnetzbetreibers im Erneuerbare-Energien-Gesetz-Direktvermarktungsmodell nicht mehr als Umsatzerlöse qualifizieren. Eine Ergebniswirkung resultiert daraus nicht.

Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen - 846 Mio. € (31.12.2017: - 730 Mio. €).

Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) entfallen 1.578 Mio. € (Vorjahr: 2.861 Mio. €) auf fortgeführte Aktivitäten und - 1 Mio. € (Vorjahr: 133 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten.

Aktienkursbasierte Vergütungen

Im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2017 wurde über aktienkursbasierte Vergütungssysteme für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen berichtet. Im Rahmen des Long-Term Incentive Plan für Führungskräfte mit der Bezeichnung "Strategic Performance Plan" (SPP) haben die RWE AG sowie die innogy SE für das Geschäftsjahr 2018 jeweils eine weitere Tranche begeben.

Gewinnausschüttung

Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 26. April 2018 beschlossen, eine Dividende für das Geschäftsjahr 2017 in Höhe von 1,50 € je dividendenberechtigte Stamm- und Vorzugsaktie auszuschütten. Der Betrag setzt sich zusammen aus einer regulären Dividende in Höhe von 0,50 € und einer Sonderdividende in Höhe von 1,00 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer. Im Vorjahr wurden 0,13 € je dividendenberechtigte Vorzugsaktie und für Stammaktien keine Dividende ausgeschüttet. Die Ausschüttung für das Geschäftsjahr 2017 betrug insgesamt 922 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €).

Ergebnis je Aktie

scroll

		Jan - Jun 2018	Jan - Jun 2017
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	162	2.669
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	Tsd. Stück	614.745	614.745
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie	€	0,26	4,34
Davon: aus fortgeführten Aktivitäten	€	- 0,15	3,41
Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten	€	0,41	0,93

Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen gelten im RWE-Konzern als nahestehende Unternehmen. Die mit wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte führten im ersten Halbjahr 2018 zu Erträgen in Höhe von 1.425 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 1.864 Mio. €) und Aufwendungen in Höhe von 1.769 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 1.665 Mio. €). Zum 30. Juni 2018 betrugen die Forderungen 424 Mio. € (31.12.2017: 392 Mio. €) und die Verbindlichkeiten 142 Mio. € (31.12.2017: 176 Mio. €).

Alle Geschäfte sind zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen worden und unterscheiden sich grundsätzlich nicht von den Liefer- und Leistungsbeziehungen mit anderen Unternehmen. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.169 Mio. € (31.12.2017: 1.426 Mio. €).

Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt.

Berichterstattung zu Finanzinstrumenten

Finanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente sind in Abhängigkeit von ihrer Klassifizierung mit den fortgeführten Anschaffungskosten oder dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten.

Die Bewertung von zum beizulegenden Zeitwert angesetzten Finanzinstrumenten erfolgt anhand des veröffentlichten Börsenkurses, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme unter Berücksichtigung makroökonomischer Entwicklungen und Unternehmensplandaten ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle restlaufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen.

Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IFRS 9 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert. Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten.

Die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen.

Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei den Finanzverbindlichkeiten. Deren Buchwert belief sich auf 2.241 Mio. € (31.12.2017: 17.201 Mio. €), der beizulegende Zeitwert auf 2.363 Mio. € (31.12.2017: 19.167 Mio. €).

Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:

―	Stufe 1: Bewertung mit (unverändert übernommenen) Preisen von identischen Finanzinstrumenten, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben
―	Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen
―	Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen

scroll

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Summe 30.06.2018	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe 31.12.2017	Stufe 1
Übrige Finanzanlagen	365	24	177	164	1.109	80
Derivate (aktiv)	7.778		7.744	34	4.263
Davon: in Sicherungsbeziehungen	2.277		2.277		1.456
Wertpapiere	3.297	1.811	1.486		4.893	3.168
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	3.893	1.887	1.214	792
Derivate (passiv)	7.125		7.123	2	4.257
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.130		1.130		643
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	1.188		1.188

scroll

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Stufe 2	Stufe 3
Übrige Finanzanlagen	208	821
Derivate (aktiv)	4.230	33
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.456
Wertpapiere	1.725
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte
Derivate (passiv)	4.253	4
Davon: in Sicherungsbeziehungen	643
Zur Veräußerung bestimmte Schulden

Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente:

scroll

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2018	Stand: 01.01.2018	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	Veränderungen			Stand: 30.06.2018
in Mio. €			Erfolgswirksam	Erfolgsneutral (OCI)	Zahlungswirksam
---	---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	821	- 739	9	7	66	164
Finanzforderungen	35	- 35
Derivate (aktiv)	33	- 1	12		- 10	34
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte		792				792
Derivate (passiv)	4	- 1	2		- 3	2

scroll

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2017	Stand: 01.01.2017	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	Veränderungen			Stand: 30.06.2017
in Mio. €			Erfolgswirksam	Erfolgsneutral (OCI)	Zahlungswirksam
---	---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	789	10	9		38	846
Derivate (aktiv)	37	- 1	- 6		- 7	23
Derivate (passiv)	10				2	12

Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung:

scroll

Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste in Mio. €	Gesamt Jan - Jun 2018	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt Jan - Jun 20171	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden1
Umsatzerlöse	10	10
Materialaufwand			-6	-6
Beteiligungsergebnis	-1	-1
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	10	10	9	7
	19	19	3	1

1 Angepasste Vorjahreswerte

Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert, bei sinkenden Gaspreisen verringert er sich. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/- 10 % würde zu einem Anstieg des Marktwerts um 5 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 5 Mio. € führen.

Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Ausführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Konzernzwischenlagebericht.

BESCHEINIGUNG NACH PRÜFERISCHER DURCHSICHT

An die RWE Aktiengesellschaft, Essen

Wir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss - bestehend aus verkürzter Gewinn- und Verlustrechnung, verkürzter Gesamtergebnisrechnung, verkürzter Bilanz, verkürzter Kapitalflussrechnung, verkürzter Eigenkapitalveränderungsrechnung sowie ausgewählten erläuternden Anhangangaben - und den Konzernzwischenlagebericht der RWE Aktiengesellschaft, Essen, für den Zeitraum vom 1. Januar bis 30. Juni 2018, die Bestandteile des Halbjahresfinanzberichts nach § 115 WpHG sind, einer prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung des verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und des Konzernzwischenlageberichts nach den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG liegt in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, eine Bescheinigung zu dem verkürzten Konzernzwischenabschluss und dem Konzernzwischenlagebericht auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht abzugeben.

Wir haben die prüferische Durchsicht des verkürzten Konzernzwischenabschlusses und des Konzernzwischenlageberichts unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze für die prüferische Durchsicht von Abschlüssen unter ergänzender Beachtung des International Standard on Review Engagements "Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity" (ISRE 2410) vorgenommen. Danach ist die prüferische Durchsicht so zu planen und durchzuführen, dass wir bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicherheit ausschließen können, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind. Eine prüferische Durchsicht beschränkt sich in erster Linie auf Befragungen von Mitarbeitern der Gesellschaft und auf analytische Beurteilungen und bietet deshalb nicht die durch eine Abschlussprüfung erreichbare Sicherheit. Da wir auftragsgemäß keine Abschlussprüfung vorgenommen haben, können wir einen Bestätigungsvermerk nicht erteilen.

Auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht sind uns keine Sachverhalte bekannt geworden, die uns zu der Annahme veranlassen, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind, oder dass der Konzernzwischenlagebericht in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG aufgestellt worden sind.

Essen, den 10. August 2018

PricewaterhouseCoopers GmbH

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

scroll

Michael Reuther	Ralph Welter
Wirtschaftsprüfer	Wirtschaftsprüfer

Finanzkalender 2018/2019

scroll

14. November 2018	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2018
14. März 2019	Bericht über das Geschäftsjahr 2018
3. Mai 2019	Hauptversammlung
8. Mai 2019	Dividendenzahlung
15. Mai 2019	Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2019
14. August 2019	Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2019
14. November 2019	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019

Der vorliegende Zwischenbericht ist am 14. August 2018 veröffentlicht worden.

RWE Aktiengesellschaft

Altenessener Straße 35

45141 Essen

www.rwe.com