RWE AG

Interim / Quarterly Report • Aug 14, 2017

RWE Aktiengesellschaft

Essen

Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017

―	Bereinigtes EBITDA im ersten Halbjahr um 7% gestiegen
―	Niedrigere Nettoschulden wegen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer
―	Ausblick zum Konzernergebnis 2017 bekräftigt
―	Bereinigtes EBITDA und bereinigtes Nettoergebnis voraussichtlich im oberen Prognosebereich

AUF EINEN BLICK

Eckdaten des RWE-Konzerns

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		Jan -Jun 2017	Jan-Jun 2016	+/- in %	Jan - Dez 2016
Stromerzeugung	Mrd. kWh	106,1	107,1	-0,9	216,1
Außenabsatz Strom	Mrd. kWh	133,7	133,5	0,1	264,6
Außenabsatz Gas	Mrd. kWh	141,8	145,7	-2,7	265,1
Außenumsatz	Mio. €	23.321	23.898	-2,4	45.833
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	3.213	3.011	6,7	5.403
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.204	1.884	17,0	3.082
Ergebnis vor Steuern	Mio. €	3.671	719	410,6	-5.807
Nettoergebnis	Mio. €	2.669	457	484,0	-5.710
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	809	598	35,3	777
Ergebnis je Aktie	€	4,34	0,74	-	-9,29
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie	€	1,32	0,97	-	1,26
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	Mio. €	1.714	-1.004	270,7	2.352
Investitionen	Mio. €	858	826	3,9	2.382
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	Mio. €	679	733	-7,4	2.027
in Finanzanlagen	Mio. €	179	93	92,5	355
Free Cash Flow1	Mio. €	1.102	-1.240	188,9	809
		30.06.2017	31.12.2016
Nettoschulden	Mio. €	21.476	22.709	-5,4
Mitarbeiter2		59.200	58.652	0,9

1 Geänderte Definition; siehe Erläuterung auf Seite 13

2 Umgerechnet in Vollzeitstellen

BRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDEN

Liebe Aktionäre und Freunde des Unternehmens,

das Jahr eins nach der organisatorischen Neuaufstellung von RWE ist bislang gut für uns gelaufen. Zu dieser Einschätzung komme ich nicht nur im Hinblick auf unser operatives Geschäft, sondern auch wegen der positiven Entwicklungen auf dem Gebiet der Kernenergie. Im ersten Halbjahr konnten alle Hürden genommen werden, um die vom Parlament beschlossene Neuaufteilung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern fristgerecht umzusetzen. Am 3. Juli war es dann soweit: Die betroffenen Unternehmen zahlten 24,1 Mrd. € auf Konten des neuen Kernenergiefonds ein und wurden im Gegenzug aus der finanziellen Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle entlassen. Auf RWE entfielen 6,8 Mrd. €. Zugegeben: Das ist eine enorme Belastung für uns. Dennoch begrüßen wir die Reform. Nach der alten Regelung hätten politisch verursachte Kostensteigerungen zu unkalkulierbaren Belastungen für die Unternehmen führen können. Dieses Risiko ist jetzt vom Tisch.

Eine sehr gute Nachricht gab es im Juni zur Kernbrennstoffsteuer: Das Bundesverfassungsgericht hat die Abgabe rückwirkend für nichtig erklärt. Auf die Entscheidung hatten wir jahrelang gewartet. Umso größer war die Erleichterung. Die von 2011 bis 2016 erhobene Steuer hat RWE mit insgesamt 1,7 Mrd. € belastet - und unser in die Krise geratenes Stromerzeugungsgeschäft in noch größere Bedrängnis gebracht. Wir haben das Geld im Juni zurückerhalten und möchten auch Sie, liebe Aktionäre, daran teilhaben lassen. Der Hauptversammlung am 26. April 2018 werden wir eine einmalige Sonderausschüttung von 1,00 €je Aktie vorschlagen, die zusätzlich zur angestrebten Dividende von 0,50 € geleistet werden soll. Ich halte das für fair und angemessen, zumal wir unseren Stammaktionären mit der zweimaligen Aussetzung der Dividende zuletzt viel zugemutet haben.

Abschließend noch einige Worte zum Geschäftsverlauf 2017: Trotz rückläufiger Margen in der konventionellen Stromerzeugung hat sich das bereinigte EBITDA im ersten Halbjahr um 7% auf 3,2 Mrd. € verbessert. Ausschlaggebend dafür war, dass wir im Energiehandel nach einem ungewöhnlich schwachen Vorjahr wieder in die Erfolgsspur zurückgekehrt sind. Die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer hatte keinen Einfluss auf das bereinigte EBITDA, da wir sie als Sondereffekt im neutralen Ergebnis erfassen. Für das Gesamtjahr 2017 gehen wir unverändert davon aus, ein bereinigtes EBITDA von 5,4 bis 5,7 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 1,0 bis 1,3 Mrd. € zu erreichen. Nach unserer aktuellen Planung werden wir am oberen Ende der genannten Bandbreiten abschließen. Die Chancen stehen also gut, dass wir zum Jahresende eine erfreuliche Gesamtbilanz ziehen können.

Mit freundlichen Grüßen

Dr. Rolf Martin Schmitz

Vorstandsvorsitzender der RWE AG

Essen, im August 2017

RWE Aktiengesellschaft

RWE-STAMMAKTIE: MIT HALBJAHRESRENDITE VON 48% AUF PLATZ 2 IM DAX

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

in %

Wochendurchschnittswerte

Quelle: Bloomberg

Gute Börsenstimmung dank robuster Konjunktur - RWE-Aktie im Aufwind

Der Aufschwung am deutschen Aktienmarkt setzte sich 2017 fort. Im ersten Halbjahr konnte der Leitindex DAX um 7% auf 12.325 Punkte zulegen. Am 19. Juni erreichte er mit 12.889 Punkten den höchsten Schlusskurs aller Zeiten. Ein wichtiger Stimulus war die günstige konjunkturelle Entwicklung in Europa und den USA. Auch die weiterhin extrem expansive Geldpolitik führender Notenbanken trug zur guten Börsenstimmung bei. Allerdings wird für möglich gehalten, dass die EZB die geldpolitischen Zügel bald wieder straffen könnte. Aufgrund solcher Spekulationen haben die Aktienkurse zum Halbjahresende wieder etwas nachgegeben.

Einen wesentlich steileren Verlauf als der DAX zeigten die Kurse der RWE-Aktien. Unsere Stämme legten im ersten Halbjahr um 48% auf 17,45 € zu. Sie waren damit der zweitbeste Performer im DAX. Unsere Vorzugsaktien gingen Ende Juni mit 12,90 € aus dem Handel. Inklusive der Vorzugsdividende von 0.13 € kamen sie auf eine Rendite von 50%. Das gute Abschneiden der RWE-Titel ist u.a. eine Folge der Reorganisation des RWE-Konzerns und des erfolgreichen Börsengangs unserer Tochter innogy im vergangenen Jahr. Seither hat sich das Vertrauen der Anleger in die finanzielle Solidität der RWE AG und in die Zukunftsfähigkeit ihrer Kerngeschäftsfelder stark verbessert. Einen wichtigen Beitrag dazu lieferte eine Ende März veranstaltete Analysten- und Investorenkonferenz, bei der das Management die strategische Ausrichtung des Unternehmens erläuterte. Die Konferenz fand in London statt und wurde im Internet übertragen. Als das Bundesverfassungsgericht Anfang Juni bekannt gab, dass es die Kernbrennstoffsteuer für rechtswidrig und nichtig hält, legten die RWE-Aktien weiter deutlich zu (siehe Seite 7).

LAGEBERICHT

WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Konjunktureller Aufschwung setzt sich fort

Nach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im ersten Halbjahr 2017 um etwa 2,5% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Für die Eurozone wird ein Wachstum von 1,8% veranschlagt. Etwa gleich stark dürfte das deutsche Bruttoinlandsprodukt gestiegen sein. Stimuli kamen dabei insbesondere vom privaten Verbrauch. Gemessen an der Eurozone fiel das Wirtschaftswachstum in den Niederlanden wohl leicht überdurchschnittlich, in Belgien dagegen eher unterdurchschnittlich aus. Großbritannien, unser wichtigster Markt außerhalb der Währungsunion, lag mit dieser in etwa gleichauf - trotz dämpfender Einflüsse des bevorstehenden EU-Austritts. Das Land profitiert u.a. vom expandierenden Dienstleistungssektor. Noch robuster ist die Konjunktur in unseren wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten. Allerdings lagen für die betroffenen Länder bei Abschluss dieses Berichts nur Informationen über das erste Quartal vor: Polen, Tschechien und Ungarn kamen demnach auf ein Wachstum von etwa 4% und die Slowakei von etwa 3%.

Temperaturen in Deutschland insgesamt stabil

Während sich die wirtschaftliche Entwicklung vor allem in der Energienachfrage von Industrieunternehmen niederschlägt, wird der Energieverbrauch der Haushalte in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je niedriger die Außentemperaturen, desto mehr Energie wird zum Heizen benötigt. Dementsprechend sind bei Versorgern wie RWE saisonale Schwankungen von Absatz und Ergebnis zu beobachten. Aber auch beim Vergleich verschiedener Geschäftsjahre können die Wetterbedingungen von Bedeutung sein. Meteorologische Aufzeichnungen für das erste Halbjahr 2017 belegen, dass sich die Temperaturen in unseren kontinentaleuropäischen Märkten - trotz eines sehr kalten Januars - überwiegend leicht oberhalb des jeweiligen Zehnjahresmittel bewegten. In Großbritannien lagen sie sogar deutlich darüber. Beim Vergleich mit dem Vorjahreszeitraum zeigt sich folgendes Bild: Während die Temperaturen in weiten Teilen Kontinentaleuropas gefallen sind, blieben sie in Deutschland stabil. In Großbritannien waren sie dagegen höher als 2016.

Neben dem Energieverbrauch wird auch die Stromerzeugung von den Wetterverhältnissen beeinflusst, insbesondere vom Windaufkommen. An den deutschen, niederländischen und spanischen Windkraftstandorten von innogy war das erste Halbjahr 2017 insgesamt windschwächer als der Vorjahreszeitraum. Umgekehrt verhielt es sich in Großbritannien und Polen. Auch bei den Laufwasserkraftwerken von innogy, die sich größtenteils in Deutschland befinden, wird die Auslastung durch die Wetterbedingungen mitbestimmt. Maßgeblich sind hier die Niederschlags- und Schmelzwassermengen. Diese blieben in Deutschland deutlich hinter dem Niveau von 2016 zurück.

Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten

Das Wirtschaftswachstum regte den Energieverbrauch 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 1,6% höher als ein Jahr zuvor. Schätzungen für die Niederlande deuten auf einen Anstieg um rund 2% hin. Auch in Polen, der Slowakei und Ungarn dürfte der Stromverbrauch leicht zugenommen haben, während er in Großbritannien um etwa 2% rückläufig war. Beim Gas hat sich die Nachfrage etwas stärker verändert. Nach vorläufigen BDEW-Daten ist sie in Deutschland um 3% angestiegen, u.a. weil sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke verbessert haben und die Anlagen daher stärker im Einsatz waren. Für die Niederlande wird ein Plus von ebenfalls 3% veranschlagt, für Tschechien sogar von 9%. Dagegen hat sich der Gasverbrauch in Großbritannien u.a. witterungsbedingt um etwa 3% verringert.

Gestiegene Notierungen im TTF-Gasgroßhandel

Nach einer längeren Talfahrt haben sich die Gashandelspreise in Westeuropa wieder etwas erholt. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen von Januar bis Juni 2017 bei durchschnittlich 17 € je Megawattstunde (MWh). Sie waren damit um 4 € höher als ein Jahr zuvor. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das kommende Kalenderjahr (Forward 2018) mit ebenfalls 17 €je MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2017 waren im Vorjahreszeitraum noch 15 € bezahlt worden. Die Preise im Privatkundengeschäft folgen der Entwicklung am Großhandelsmarkt typischerweise mit Zeitverzug. Sie waren noch stark durch die Baisse der vergangenen Jahre geprägt. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas für deutsche Haushalte um 4% verbilligt. Verglichen mit 2016 mussten Privatkunden in Großbritannien und Tschechien 2% bzw. 1 % weniger bezahlen, in den Niederlanden etwa gleich viel. Im Geschäft mit Industriekunden zeigte sich ein heterogenes Bild: Während sich die Preise in Großbritannien um 6% und in den Niederlanden um 5% erhöht haben, gaben sie in Deutschland geringfügig und in Tschechien deutlich nach.

Erholung der Steinkohlepreise setzt sich fort

Die Preise im internationalen Steinkohlehandel haben gegenüber den Rekordtiefständen zu Beginn des vergangenen Jahres stark zugelegt. Im Berichtszeitraum wurden Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 80 US$/Tonne (74 €) abgerechnet. Das sind 33 US$ mehr als 2016. Der Forward 2018 (Index API 2) handelte mit 66 US$/Tonne (61 €) und damit 22 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist das u. a. auf die gute Konjunktur in China und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage des Landes. Im vergangenen Jahr hatte die Regierung in Peking die heimische Kohleproduktion durch regulatorische Eingriffe gedrosselt. Die Beschränkungen sind inzwischen wieder gelockert worden. Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Auch hier zeigte sich zuletzt eine deutliche Aufwärtstendenz. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden von Januar bis Juni 2017 durchschnittlich 6 US$ je Tonne in Rechnung gestellt, doppelt so viel wie im Vorjahreszeitraum. Preiserhöhend wirkte, dass Treibstoffe wieder teurer geworden sind und konjunkturbedingt mehr Transportleistung nachgefragt wurde. Außerdem führte die Verschrottung unrentabler Schiffe zu einer Verringerung von Überkapazitäten.

Weiterhin niedrige Preise im CO2-Emissionshandel

Im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten zeichnet sich immer noch kein Ende der Baisse ab. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, notierte im Halbjahresdurchschnitt mit 5 €. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2017 fällig werden. Zum Vergleich: In den ersten sechs Monaten des Vorjahres kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2016 durchschnittlich 6 €. Nach wie vor sind für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als tatsächlich benötigt werden. Durch eine Kürzung der in den Markt gegebenen Zertifikatmengen (Backloading) konnte die EU den Zertifikatüberschuss in den vergangenen drei Jahren bereits verringern. Für 2017 und 2018 ist allerdings kein Backloading vorgesehen. Zwar wird es weitere Maßnahmen zum Abbau des EUA-Überschusses geben, beispielsweise die Einführung einer Mindeststabilitätsreserve. Diese werden aber erst nach 2018 zum Tragen kommen. Bis dahin setzen die hohen Auktionsvolumina die Preise unter Druck. Hinzu kommt, dass sich der Anteil der relativ emissionsarmen Caskraftwerke an der Stromproduktion zuletzt marktbedingt vergrößert hat. Dies mindert die Nachfrage nach EUAs. Eine wichtige Rolle spielt auch das Brexit-Votum: Derzeit lässt sich noch nicht absehen, ob und gegebenenfalls wann Großbritannien das europäische Emissionshandelssystem verlassen wird. Bei einem frühen Ausstieg könnte es dazu kommen, dass die dort ansässigen Industrieunternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und die Preise dadurch noch mehr unter Druck geraten.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt

in €/MWh

Wochendurchschnittswerte bis 4. August 2017

Quelle: RWE Supply & Trading

Stromgroßhandelspreise deutlich über Vorjahresniveau

Nach jahrelangem Abwärtstrend haben die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten wieder angezogen. Eine wichtige Rolle spielte dabei die Erholung der Steinkohlenotierungen. Steinkohlekraftwerke sind viele Stunden im Jahr Preissetzer am Strommarkt, insbesondere in Deutschland. Steigen ihre Brennstoffkosten, überträgt sich dies auf die Stromnotierungen. In Deutschland lag der Spotpreis für das Grundlastprodukt im ersten Halbjahr 2017 bei durchschnittlich 36 €/MWh und damit 11 € über dem Vorjahreswert. Auch im Terminhandel haben die Preise angezogen. Der Grundlast-Forward 2018 kostete im Berichtszeitraum durchschnittlich 30 €/MWh. Zum Vergleich: Ein Jahr zuvor war der Forward 2017 noch mit 24 € gehandelt worden.

In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, sind die Notierungen im Stromgroßhandel typischerweise wesentlich höher als in Deutschland. Der mittlere Spotpreis für Grundlaststrom lag dort im Berichtszeitraum bei 44 £/MWh (51 €) und damit 9 £ über dem Niveau von 2016. Der Forward 2018 betrug 42 £/MWh (49 €); er war damit um 6 £ höher als der vergleichbare Vorjahreswert.

In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, wurde Grundlaststrom am Spotmarkt mit durchschnittlich 39 €/MWh gehandelt. Gegenüber 2016 hat er sich um 11 € verteuert. Forward-Kontrakte für 2018 notierten mit 34 €/MWh; das sind 6 € mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2017 bezahlt wurde.

Niedrigere Margen in der Kohleverstromung

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 werden somit von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2017 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen haben. Diese Abschlüsse spiegelten noch die Baisse wider, die bis 2016 an den Stromgroßhandelsmärkten herrschte. Dementsprechend war der Durchschnittspreis, den wir in Lieferverträgen für 2017 erzielten, deutlich niedriger als der in Kontrakten für 2016. Die Deckungsbeiträge unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke, die typischerweise stabile Brennstoffkosten aufweisen, haben sich somit verringert. Effekte aus dem Wegfall der deutschen Kernbrennstoffsteuer sind hier nicht berücksichtigt. Rückläufig waren auch die Margen unserer Steinkohlekraftwerke. Unsere Gaskraftwerke, deren Erzeugung wir meist mit geringerem zeitlichen Vorlauf veräußern, profitierten dagegen bereits von der jüngsten Erholung der Großhandelspreise. Ihre Margen und Einsatzzeiten waren insgesamt höher als im vergangenen Jahr.

Deutlicher Strompreisanstieg für deutsche Industriekunden

Im Endkundengeschäft wird die Stromrechnung in hohem Maße durch Netzkosten, Umlagen und Steuern mitbestimmt, vor allem bei Haushalten. In Deutschland und Großbritannien, wo der Anteil der staatlichen Preiskomponenten immer größer wird, haben sich die Privatkundentarife gegenüber 2016 um durchschnittlich 1 % bzw. 3% erhöht. Haushalte in Polen mussten etwa 1 % mehr bezahlen als im Vorjahreszeitraum. In den Niederlanden blieben die Privatkundenpreise nahezu unverändert, während sie in der Slowakei und Ungarn um jeweils 3% gefallen sind. Im Industriesegment zeigte sich folgende Entwicklung: Strompreiserhöhungen in Deutschland um 9%, in Großbritannien um 4% und in den Niederlanden um 2% standen deutliche Rückgange in unseren osteuropäischen Kernregionen gegenüber; in der Slowakei hat sich Industriestrom um 6% verbilligt, in Polen um 8% und in Ungarn sogar um 12%.

WESENTLICHE EREIGNISSE

Im Berichtszeitraum

Bundesverfassungsgericht erklärt Kernbrennstoffsteuer für rechtswidrig

Das Bundesverfassungsgericht hat Mitte April entschieden, dass das deutsche Kernbrennstoffsteuergesetz mit dem Grundgesetz unvereinbar und nichtig ist. Bekannt gegeben wurde der Beschluss am 7. Juni. Das Kernbrennstoffsteuergesetz war Ende Oktober 2010 vom Deutschen Bundestag ohne Einbindung des Bundesrates beschlossen worden und ist Ende 2016 ausgelaufen. Es verpflichtete die Betreiber von Kernkraftwerken, eine Steuer auf den in ihren Anlagen eingesetzten Brennstoff zu entrichten. Wegen Zweifeln an der EU-Rechts- und Verfassungskonformität war RWE seit 2011 gerichtlich und behördlich gegen das Gesetz vorgegangen. Das Finanzgericht Hamburg teilte die Bedenken und schaltete das Bundesverfassungsgericht ein. Nach Ansicht der Verfassungsrichter war der Bundesgesetzgeber nicht zur Einführung der Kernbrennstoffsteuer befugt, weil es sich dabei um keine Verbrauchssteuer nach Artikel 106 des Grundgesetzes gehandelt habe. RWE hatte im Erhebungszeitraum von 2011 bis 2016 Zahlungen von rund 1,7 Mrd. € geleistet. Der Betrag ist uns im Juni rückerstattet worden. Darüber hinaus stehen uns Zinsen zu, die voraussichtlich bis Ende 2017 überwiesen werden. Wir erfassen die Steuerrückerstattung im neutralen Ergebnis und die Zinsen im sonstigen Finanzergebnis. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis werden dadurch nicht beeinflusst.

Vorstand der RWE AG plant Sonderdividende von 1 € aus rückerstatteter Kernbrenstoffsteuer

Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer plant der Vorstand der RWE AG, Anfang Mai 2018 zusätzlich zur angestrebten Dividende von 0,50 € je Aktie eine einmalige Sonderausschüttung von 1 € je Aktie zu leisten. Das haben wir am 23. Juni nach Beratungen mit dem Aufsichtsrat bekanntgegeben. Die Vorschläge sollen der Hauptversammlung am 26. April 2018 zur Beschlussfassung vorgelegt werden. Bei insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien, darunter 39 Mio. Vorzügen, beläuft sich die geplante Sonderausschüttung auf 615 Mio. C. Den Großteil der Mittel aus der Steuerrückzahlung wollen wir zur Stärkung unserer Finanzkraft nutzen.

Neues Gesetz zur kerntechnischen Entsorgung in Kraft - Versorger dotieren Kernenergiefonds

Ein halbes Jahr nach seiner Verabschiedung durch den Bundestag ist am 16. Juni 2017 das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung in Kraft getreten. Kurz zuvor hatte die EU-Kommission grünes Licht gegeben. Nach dem Gesetz übernimmt der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle, während die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen verbleibt. Die auf den Bund übergegangenen Aufgaben werden aus einem von den Kraftwerksbetreibern dotierten Fonds finanziert. Am 3. Juli 2017 haben die Unternehmen den vollen Dotierungsbetrag von 24,1 Mrd. € auf Konten des Fonds bei der Deutschen Bundesbank eingezahlt. Der Anteil von RWE beträgt 6,8 Mrd. €. Die Haftung der Kernkraftwerksbetreiber für Kosten der Zwischen- und Endlagerung ist damit beendet. Um dies rechtlich abzusichern, haben die betroffenen Gesellschaften am 26. Juni einen öffentlich-rechtlichen Vertrag mit der Bundesrepublik Deutschland geschlossen. Der Kontrakt gewährt den Unternehmen nicht nur erhöhte Rechtssicherheit im Hinblick auf ihre Enthaftung, sondern konkretisiert auch die Bedingungen der Übergabe radioaktiver Abfälle an den Bund. Auf Grundlage des Vertrages sind zudem zahlreiche kernenergiebezogene Rechtsstreitigkeiten zwischen den Energieversorgern und dem Staat eingestellt worden. Die beteiligten Unternehmen haben ihre dabei geltend gemachten Ansprüche fallen gelassen.

innogy neuer Garantiegeber bzw. Schuldner der Senior-Anleihen von RWE

Ende Februar 2017 haben wir die rechtliche Übertragung unserer Schulden aus Senior-Anleihen auf innogy erfolgreich abgeschlossen. Die Transaktion war unmittelbar nach dem Börsengang unserer Tochter eingeleitet worden. Durch sie ist innogy an die Stelle der RWE AG als Garantiegeberin der öffentlich platzierten Anleihen und als Schuldnerin der privat platzierten Anleihen getreten. Dies betraf 18 Anleihen unterschiedlicher Währungen mit einem Gesamtvolumen von umgerechnet 11 Mrd. €. Die Schuldenübertragung war damit die größte ihrer Art, die je von einem Unternehmen in Europa vorgenommen wurde. Vorausgegangen waren Abstimmungen unter den Anleihegläubigern, die das deutsche Gesetz über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen für solche Fälle vorsieht. Zwei Senior-Anleihen, auf die das Schuldverschreibungsgesetz nicht angewendet werden konnte, wurden bereits im Dezember 2016 im Wege eines Anleihetausches übertragen. Dabei ist in einem Fall - es handelt sich um eine 2037 fällige Anleihe über 500 Mio. €- ein kleiner Restbetrag bei der RWE AG verblieben. Im Zuge des Schuldnerwechsels sind entsprechende konzerninterne Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden. Nähere Informationen zu der Thematik finden Sie im Geschäftsbericht 2016 auf Seite 52 f.

Ratingagenturen bestätigen Investmentgrade-Rating von RWE

Im Rahmen ihrer turnusgemäßen Rating-Überprüfungen haben die drei führenden Agenturen ihre Bonitätseinstufung von RWE bekräftigt. Ende Juni gaben Moody's und Standard & Poor's bekannt, dass sie unsere langfristige Kreditwürdigkeit weiterhin mit "Baa3" bzw. "BBB-" benoten. Bereits Anfang April hatte die Agentur Fitch ihr Rating von RWE bestätigt, das mit "BBB" eine Stufe höher ausfällt. Somit wird uns durchweg eine Bonität der Kategorie "Investment Grade" bescheinigt. Anpassungen gab es beim Rating-Ausblick für RWE: Moody's und Fitch haben ihn von "negativ" auf "stabil" angehoben. Ihr Ausblick deckt sich nun mit dem von Standard & Poor's.

RWE kündigt Hybridanleihen über 250 Mio. und 150 Mio. CHF

Anfang April bzw. Ende Juli haben wir Hybridanleihen über 250 Mio. und 150 Mio. CHF zurückgezahlt, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. In beiden Fällen haben wir vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch gemacht. Die Anleihe über 250 Mio. CHF war im November 2011 begeben worden. Sie hatte einen Kupon von 5,25% und eine theoretische Laufzeit bis 2072. Die Anleihe über 150 Mio. CHF hatten wir im Juli 2012 emittiert. Ihr Kupon betrug 5%. Auch sie wäre spätestens 2072 fällig geworden. Derzeit stehen noch fünf Hybridanleihen von RWE aus, von denen zwei auf Euro lauten, zwei auf US-Dollar und eine auf Pfund Sterling. Ihr Nominalvolumen summierte sich Ende Juli auf umgerechnet 3,4 Mrd. €.

Rahmenprogramm zur flexiblen Begebung von Senior-Anleihen aufgelegt

Mit der Aktualisierung ihres Debt-Issuance-Programms (DIP) im Mai hat die RWE AG zusätzlichen Spielraum für die langfristige Fremdfinanzierung am Kapitalmarkt geschaffen. Das DIP ist ein Rahmenprospekt für die flexible Begebung von Senior-Anleihen mit einem Gesamtvolumen von 10 Mrd. €. Es ist das Nachfolgeprogramm unseres früheren DIP über 30 Mrd. €, das sich noch auf den RWE-Konzern im Ganzen bezog und 2016 ausgesetzt wurde. Unsere Tochter innogy verfügt seit April 2017 über ein eigenes DIP, das ihr die Emission von Senior-Anleihen mit einem Gesamtwert von 20 Mrd. € erlaubt.

Vierte Kapazitätsauktion in Großbritannien: Sämtliche RWE-Anlagen qualifiziert

Bei der jüngsten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, die vom 31. Januar bis 3. Februar 2017 stattfand, haben sich alle beteiligten RWE-Anlagen mit zusammen 7,9 GW gesicherter Leistung für eine Prämienzahlung qualifiziert. Die Vergütung wird für die Zeit vom 1. Oktober 2017 bis 30. September 2018 gewährt. An der Auktion haben Anbieter mit insgesamt 59,3 GW Erzeugungskapazität teilgenommen. Davon kamen Anlagen mit 54,4 GW zum Zuge. Die Prämie liegt mit 6,95 £ je Kilowatt allerdings weit unter dem Niveau, das sich bei den bisherigen Bieterverfahren ergeben hatte. In Großbritannien werden seit 2014 regelmäßig Kapazitätsauktionen veranstaltet. Dabei schreibt der Staat eine bestimmte Menge gesicherter Erzeugungsleistung aus. Die Teilnehmer geben Gebote in Form einer Mindestprämie ab, die sie dafür verlangen, dass sie für einen bestimmten Zeitraum die Verfügbarkeit ihrer Anlage garantieren. Mithilfe der Auktion wird der Prämienbetrag ermittelt, bei der die angebotene der nachgefragten Kapazität entspricht. Diesen Betrag erhalten alle Bieter, die mit einer gleich hohen oder niedrigeren Forderung ins Rennen gegangen sind. Die Teilnahme an den Kapazitätsauktionen ist freiwillig und technologieoffen. Nicht zugelassen sind Anlagen, die bereits auf anderem Wege gefördert werden. Vor 2017 gab es bereits drei Kapazitätsauktionen: Die erste fand im Dezember 2014 statt und bezog sich auf den Zeitraum von Oktober 2018 bis September 2019, während die nächsten beiden Auktionen die jeweils folgenden zwölf Monate abdeckten. Um Versorgungsengpässe zu vermeiden, die bei einer vorzeitigen, marktbedingten Stilllegung von Steinkohlekraftwerken gedroht hätten, hat die britische Regierung den Start des Kapazitätsmarktes um ein Jahr vorverlegt. Aus diesem Grund wurde Anfang 2017 eine vierte Auktion durchgeführt.

RWE wird Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse umrüsten

Der Vorstand der RWE Generation hat entschieden, dass unsere beiden niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für die Mitverbrennung von Biomasse umgerüstet werden. Die Beschlüsse wurden im Januar bzw. Juni gefasst. Hintergrund ist, dass uns der niederländische Staat für die beiden Anlagen Fördermittel von insgesamt bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt hat. Neben den Umrüstmaßnahmen sollen damit auch Mehrausgaben bei der Brennstoffbeschaffung finanziert werden. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80% (statt bisher 35%) erreicht werden kann und bei Eemshaven von etwa 15%. Das Kraftwerk Amer 9 ist seit 1993 in Betrieb und hat eine Nettoleistung von 643 MW. Der Doppelblock in Eemshaven verfügt über 1.554 MW und produziert seit 2014 Strom. Wir planen, in den beiden Kraftwerken nach der vollständigen Umrüstung insgesamt 2,5 Mio. Tonnen Biomasse pro Jahr zur nachhaltigen Stromerzeugung einzusetzen. Dadurch lässt sich eine CO2 -Einsparung von etwa 4 Mio. Tonnen erreichen. Die benötigte Biomasse werden wir in Europa und Nordamerika beschaffen und dabei sicherstellen, dass die Vorgaben des niederländischen Nachhaltigkeitsprotokolls für Biomasse erfüllt werden. Das Protokoll wurde von der Regierung gemeinsam mit Energieunternehmen und Nichtregierungsorganisationen entwickelt. Es hat sich in Tests bewährt und soll 2017 gesetzlich verankert werden.

RWE trennt sich von Heizkraftwerk Hamborn

Mit Wirkung zum 1. Juni hat RWE Generation Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn an thyssenkrupp Steel Europe (tkSE) veräußert. Der Kraftwerksblock steht auf dem Gelände des Duisburger Hüttenwerks der tkSE und wird von dieser betrieben. Er ist gasgefeuert und verfügt über eine elektrische Nennleistung von 241 MW (brutto). Bis zum Kauf war tkSE Pächter der Anlage.

innogy übernimmt deutschen Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery

Anfang Januar 2017 hat innogy die Belectric Solar & Battery GmbH erworben. Der (noch vorläufige) Kaufpreis beträgt 74 Mio. €. Mit der Übernahme avanciert unsere Tochter zu einem internationalen Anbieter auf dem Gebiet der Freiflächen-Solarkraftwerke und Batteriespeicher. Belectric Solar & Battery beschäftigt derzeit rund 550 Mitarbeiter und hat seinen Hauptsitz im bayerischen Kolitzheim. Seit seiner Gründung im Jahr 2001 hat das Unternehmen mehr als 280 Freiflächen-Solarkraftwerke und Dachanlagen errichtet, deren Kapazität sich auf über 1,5 GW summiert. Außerdem betreibt und wartet es Solaranlagen mit mehr als 1,0 GW Gesamtleistung und entwickelt schlüsselfertige Großbatteriespeicherlösungen.

Windpark Zuidwester offiziell am Netz

In den Niederlanden sind Mitte Juni die im Rahmen des Projekts Noordoostpolder geschaffenen Windkraftkapazitäten eingeweiht worden, darunter der innogy-Windpark Zuidwester mit 90 Megawatt. Zuidwester liegt am Ijsselmeer. Seine zwölf Onshore-Turbinen gehören mit jeweils 7,5 Megawatt zu den derzeit leistungsstärksten weltweit. Sie ersetzen 50 kleinere Turbinen aus den 1980er und 1990er Jahren. Die Kapazität von Zuidwester hat sich dadurch versechsfacht. Rund 150 Mio. € hat innogy dafür investiert. Der Windpark produziert bereits seit Anfang 2017 mit seiner vollen Kapazität Strom. Er ist Teil des Großprojekts Noordoostpolder, an dem sich zahlreiche Unternehmen beteiligt haben. Im Rahmen von Noordoostpolder sind 86 Turbinen mit rund 430 Megawatt sowohl küstennah im Ijsselmeer (nearshore) als auch an Land (onshore) entlang des Deichs errichtet worden. Zusammen können die Anlagen rechnerisch rund 400.000 Haushalte mit Strom versorgen.

RWE setzt Dividende für Stammaktien aus - Ausschüttung von 0,13 € je Vorzugsaktie

Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 27. April 2017 dem Dividendenvorschlag von Vorstand und Aufsichtsrat für das Geschäftsjahr 2016 mit breiter Mehrheit zugestimmt. Die Ausschüttung für Inhaber von Stammaktien wurde dementsprechend ausgesetzt, während Inhaber von Vorzugsaktien den satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie erhielten. Bei insgesamt 39.000.000 Vorzugsaktien betrug das Ausschüttungsvolumen 5 Mio. €. Mit dem Dividendenvorschlag wurden die finanziellen Belastungen berücksichtigt, die sich aus der Dotierung des öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds für uns ergeben haben.

innogy zahlt Dividende von 1,60 € je Aktie

Die Hauptversammlung von innogy SE hat am 24. April 2017 beschlossen, für das Geschäftsjahr 2016 eine Dividende von 1,60 € je Aktie zu zahlen. Gemessen am bereinigten Nettoergebnis, das unsere Tochter im Geschäftsjahr 2016 erzielte, beträgt die Ausschüttungsquote 79%.

EU-Parlament und Umweltministerrat legen Vorschläge zur Reform des Emissionshandels vor

Im Februar 2017 haben das Europäische Parlament und der EU-Umweltministerrat ihre jeweiligen Vorstellungen zur künftigen Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) konkretisiert. Dabei geht es darum, das ETS auf die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 auszurichten. Anknüpfungspunkt war ein Richtlinienentwurf, den die EU-Kommission bereits Mitte 2015 zu der Thematik vorgelegt hatte. Der Rat und das Parlament befürworten den Vorschlag der Kommission, die Menge der an den Markt ausgegebenen C02 -Zertifikate während der vierten Handelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2% zu senken. Aktuell liegt der Reduktionsfaktor bei 1,74%. In anderen Punkten gehen der Rat und das Parlament über den Richtlinienentwurf der Kommission hinaus: Beispielsweise wollen sie den bestehenden Zertifikatüberschuss im Markt noch zügiger abbauen. Nach ihren Vorstellungen sollen - verglichen mit der aktuellen Rechtslage - doppelt so viele überschüssige Zertifikate in die Marktstabilitätsreserve überführt werden können. Die Reserve war 2015 von der EU beschlossen worden; sie wird ab 2019 zum Einsatz kommen, um eine flexiblere Steuerung des Angebots an Emissionsrechten zu ermöglichen. Rat und Parlament sprechen sich ferner dafür aus, dass Zertifikate aus der Reserve gelöscht werden. Auch das war im Richtlinienentwurf nicht vorgesehen. Bei der Zuteilung kostenloser Emissionsrechte an energieintensive Unternehmen wollen sie großzügiger verfahren als die Kommission, um die Kostennachteile der Industrie gegenüber Konkurrenten aus Drittländern zu begrenzen. Wenn auch in grundlegenden Dingen Einigkeit besteht, so vertreten das Parlament und der Rat doch bei einigen Details unterschiedliche Standpunkte. Durch Verhandlungen, in die auch die Kommission eingebunden wird, soll nun eine gemeinsame Position festgelegt werden. Experten gehen davon aus, dass es noch im laufenden Jahr zu einer Einigung kommt.

Europäische Union verschärft Grenzwerte für die Emission von Luftschadenstoffen

Die EU-Mitgliedstaaten haben Ende April neue Vorgaben zur Begrenzung der Luftschadstoffemissionen von Kraftwerken beschlossen. In der Mehrzahl sind die europäischen Anforderungen, die auch von bestehenden Kraftwerken ab 2021 erfüllt werden müssen, sachgerecht und umsetzbar. Bei Stickoxiden und Quecksilber gehen sie jedoch über den aktuellen Stand der Technik hinaus. Formal treten die neuen Regeln nach der Veröffentlichung im europäischen Amtsblatt noch in diesem Sommer in Kraft. Danach müssen sie in nationales Recht umgesetzt werden, z.B. in Deutschland durch eine Novellierung der 13. Bundesimmissionsschutzverordnung (BlmSchV). Die Vorgaben der EU lassen den Mitgliedstaaten Spielräume, innerhalb derer sie ihre Grenzwerte festlegen können. Wir setzen darauf, dass die deutsche Politik dabei neben der technischen und wirtschaftlichen Umsetzbarkeit auch die Notwendigkeit einer gesicherten Stromversorgung berücksichtigt. Erst nach Novellierung der BlmSchV können wir abschätzen, welche Folgen sich für unsere Kraftwerksflotte ergeben. Nicht auszuschließen ist, dass wir umfangreiche Nachrüstungen vornehmen oder einzelne Anlagen vorzeitig stilllegen müssen.

Nach Ablauf des Berichtszeitraums

Grünes Licht für Schuldnerwechsel: innogy übernimmt von RWE zwei EIB-Darlehen

Mitte Juli sind Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) gewährt hatte, im Rahmen eines Schuldnerwechsels von der RWE AG auf innogy übertragen worden. Im Gegenzug entfielen zwei korrespondierende konzerninterne Darlehen. Damit ist die Umschichtung von Kapitalmarktschulden der RWE auf innogy, die im Zuge des Börsengangs unserer Tochter beschlossen worden war, nun vollständig umgesetzt. Wie auf Seite 8 dargelegt, hat innogy bereits die Schulden aus den Senior-Anleihen von RWE übernommen.

RWE trennt sich von Wohnungsbaugesellschaften im Rheinischen Braunkohlerevier

RWE Power hat ihren 50%-Anteil an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier GmbH (WBG) und ihren 15%-Anteil an der GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH an das in Gelsenkirchen ansässige Immobilienunternehmen Vivawest veräußert. Der Preis liegt im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Der WBG und der GSG gehören zusammen rund 1.800 Mietwohnungen sowie 1.200 Garagen und Stellplätze in 320 Gebäuden im Städtedreieck Köln-Aachen-Grevenbroich. Zudem verwalten sie rund 150 Wohneinheiten für Dritte. Die Gesellschaften hatten ursprünglich den Zweck, Beschäftigten im Bergbau Wohnungen anzubieten. Dafür gibt es aber inzwischen kaum noch Bedarf. Der Verkauf war bereits im Februar vereinbart worden, stand aber noch unter dem Vorbehalt einer Aufhebung des Gesetzes über Bergmannsiedlungen, die im Juli wirksam wurde.

Ehemaliger Kraftwerksstandort Littlebrook verkauft

Mit dem britischen Immobilieninvestor Tritax Big Box REIT plc haben wir im Juli vereinbart, dass er von uns den Großteil des früheren Kraftwerksstandorts Littlebrook übernimmt. Die Transaktion wird voraussichtlich noch im laufenden Jahr wirksam. Einen kleineren Teil des Areals haben wir Anfang August an den Übertragungsnetzbetreiber National Grid verkauft. Die Grundstücksveräußerungen führen zu einem Euro-Gesamterlös im höheren zweistelligen Millionenbereich. Der Standort Littlebrook liegt am Themseufer in Dartford östlich von London. Bis Ende März 2015 haben wir dort ein Ölkraftwerk mit einer Nettoleistung von 1.245 MW betrieben. Die Anlage musste wegen verschärfter Emissionsobergrenzen für Großfeuerungsanlagen stillgelegt werden.

ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE

Neue Segmentstruktur seit 1. Januar 2017

Unsere Finanzberichterstattung für 2017 basiert auf einer neuen Segmentstruktur: Der bisherige Unternehmensbereich "Konventionelle Stromerzeugung" ist in die Bereiche "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgeteilt worden. Um die Vergleichbarkeit der 2017er-Zahlen mit denen des Vorjahres zu gewährleisten, haben wir Letztere in die neue Struktur überführt. Darüber hinaus bezeichnen wir das Segment "Trading/Cas Midstream" fortan als "Energiehandel". Dabei handelt es sich um eine reine Namensänderung, die keinen Einfluss auf die inhaltliche Abgrenzung hat.

Aus den dargestellten Anpassungen ergibt sich eine Konzernstruktur mit den folgenden vier Segmenten:

―	Braunkohle & Kernenergie: In diesem Segment erfassen wir die deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft, deren Wirtschaftlichkeit in besonderem Maße von der Entwicklung der Stromgroßhandelspreise abhängt. Auch die Braunkohleförderung im Rheinland ist hier enthalten, ferner die ungarische Gesellschaft Mätra, die ebenfalls Braunkohle fördert und verströmt und sich zu 50.9% im RWE-Eigentum befindet. Gesteuert werden diese Aktivitäten von RWE Power. Dem Segment zugeordnet sind außerdem unsere Beteiligungen am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30%) und an der deutschen URANIT (50%), die 33% an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco hält.
―	Europäische Stromerzeugung: Hier berichten wir über unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse in den Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande/Belgien. Zu dem Segment gehören auch das 787-MW-Gaskraftwerk im westtürkischen Denizli, an dem wir 70% halten, und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. Die beschriebenen Aktivitäten liegen in der Verantwortung von RWE Generation. Ergänzt wird das Segment durch einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg.
―	Energiehandel: Dieses Segment deckt das Tätigkeitsfeld der RWE Supply & Trading ab. Zu den Aufgaben der Gesellschaft zählen der Energie- und Rohstoffhandel und das Gas-Midstream-Geschäft. In Deutschland und in Nachbarländern beliefert sie auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas. Außerdem ist RWE Supply &Trading für die Vermarktung der Stromerzeugung von RWE und die kurzfristige Optimierung des Kraftwerkseinsatzes zuständig; die dabei erzielten Ergebnisbeiträge weisen wir in den Segmenten "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aus.
―	innogy: Hier ist das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Verteilnetzen und dem Vertrieb gebündelt. Verantwortet wird es von unserer Tochter innogy SE, die am 1. April 2016 die Geschäftstätigkeit aufgenommen hat und am 7. Oktober 2016 an die Börse gebracht worden ist. Die RWE AG hält über eine Zwischengesellschaft 76,8% an dem Unternehmen und führt es als Finanzbeteiligung, innogy ist einer der führenden europäischen Stromerzeuger aus regenerativen Quellen - insbesondere Wind- und Wasserkraft - mit lokalem Fokus auf Deutschland, Großbritannien, Spanien, die Niederlande und Polen. Zweites Standbein von innogy ist der Betrieb von Verteilnetzen in Deutschland (Strom/Gas), Tschechien (Gas), der Slowakei, Ungarn und Polen (alle Strom). Hinzu kommt als drittes Standbein der Vertrieb von Strom, Gas und Energielösungen. Absatzmärkte sind Deutschland, die Niederlande, Belgien, Großbritannien, Tschechien, die Slowakei, Ungarn, Polen und einige weitere osteuropäische Länder. Zu innogy gehören auch einige vollkonsolidierte deutsche Regionalversorger. Außerdem hält die Gesellschaft zahlreiche Minderheitsbeteiligungen an Versorgungsunternehmen, u.a. an deutschen Stadtwerken und an der österreichischen KELAG.

Einzelne segmentübergreifende Aktivitäten weisen wir unter "Sonstige, Konsolidierung" aus. Derzeit ist hier vor allem die RWE AG erfasst. Darüber hinaus enthält die Position unseren 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion.

Terminologische Änderungen

Im Juli 2016 sind Leitlinien der Europäischen Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde ESMA zur Anwendung sogenannter alternativer Leistungskennzahlen in Kraft getreten. Sie zielen u. a. darauf ab, dass bei der Verwendung von Kennzahlen, die nicht in Rechnungslegungsstandards verbindlich definiert sind, die Grundsätze der Transparenz und Vergleichbarkeit beachtet werden. Unter anderem wird der Gebrauch eindeutiger Bezeichnungen empfohlen. Vor diesem Hintergrund haben wir das EBITDA in "bereinigtes EBITDA" und das betriebliche Ergebnis in "bereinigtes EBIT" umbenannt. Damit machen wir deutlich, dass wesentliche Sondersachverhalte aus diesen Kennzahlen herausgerechnet und im neutralen Ergebnis erfasst werden. Mit der Verwendung der neuen Begriffe ist keine inhaltliche Änderung verbunden.

Neue Definition des Free Cash Flow

Im vorliegenden Zwischenbericht verwenden wir eine neue Definition des Free Cash Flow, die unsere Investitionstätigkeit umfänglicher widerspiegelt. Der Free Cash Flow entsprach bisher dem Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, abzüglich der Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte. Von nun an subtrahieren wir auch die Investitionen in Finanzanlagen, und addieren die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen. Zum Zweck der Vergleichbarkeit haben wir die Vorjahreszahlen angepasst.

Zukunftsbezogene Aussagen

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

GESCHÄFTSENTWICKLUNG

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Stromerzeugung Januar-Juni	Braunkohle		Steinkohle		Gas
in Mrd. kWh	2017	2016	2017	2016	2017	2016
---	---	---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	38,0	36,3	-	-	-	-
Europäische Stromerzeugung1	-	-	18,1	22,8	27,3	25,0
Davon:
Deutschland	-	-	7,8	10,9	3,7	3,0
Großbritannien	-	-	2,6	4,0	17,3	17,4
Niederlande/ Belgien	-	-	7,7	7,9	4,2	3,1
innogy2	-	-	0,1	0,1	0,5	0,4
RWE-Konzern	38,0	36,3	18,2	22,9	27,8	25,4

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Stromerzeugung Januar-Juni	Kernenergie		Erneuerbare Energien		Pumpwasser, Öl, Sonstige
in Mrd. kWh	2017	2016	2017	2016	2017	2016
---	---	---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	15,0	14,8	-	-	0,3	0,3
Europäische Stromerzeugung1	-	-	0,5	0,5	1,2	1,2
Davon:
Deutschland	-	-	0,3	0,3	1,2	1,2
Großbritannien	-	-	0,2	0,2	-	-
Niederlande/ Belgien	-	-	-	-	-	-
innogy2	-	-	5,1	5,7	-	-
RWE-Konzern	15,0	14,8	5,6	6,2	1,5	1,5

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Stromerzeugung Januar-Juni	Gesamt
in Mrd. kWh	2017	2016
---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	53,3	51,4
Europäische Stromerzeugung1	47,1	49,5
Davon:
Deutschland	13,0	15,4
Großbritannien	20,1	21,6
Niederlande/ Belgien	11,9	11,0
innogy2	5,7	6,2
RWE-Konzern	106,1	107,1

1 Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfugen können; im ersten Halbjahr 2017 waren dies im Unternehmensbereich Europäische Stromerzeugung 3.6 Mrd. kWh (Vorjahr: 5,3 Mrd. kWh), davon 2.3 Mrd. kWh (Vorjahr: 3.9 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken.

2 Bis zum Verkauf unserer Beteiligung an Zephyr Investments Limited Mitte vergangenen Jahres sind Strombezüge aus Windkraftanlagen von Zephyr miterfasst; diese beliefen sich im ersten Halbjahr 2016 auf 0,3 Mrd. kWh.

Stromerzeugung knapp unter Vorjahr

Im ersten Halbjahr 2017 hat der RWE-Konzern 106,1 Mrd. kWh Strom erzeugt, geringfügig weniger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Stark rückläufig war der Beitrag des Energieträgers Steinkohle zu unserer Stromproduktion. Das ist u.a. auf verschlechterte Marktbedingungen zurückzuführen. Ein weiterer Grund ist die Stilllegung des Kraftwerks Voerde A/B zum 1. April 2017. Die beiden Blöcke gehörten zu 75% Steag und zu 25% uns. Als Alleinvermarkter haben wir ihren Strom unter unserer Erzeugung ausgewiesen. Verringert hat sich auch die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien. Eine Rolle spielte dabei die witterungsbedingt niedrigere Auslastung der Lauf- und Speicherwasserkraftwerke. Daneben machte sich der Verkauf unserer 33,3%-Beteiligung an Zephyr Investments Limited bemerkbar (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 40): Aufgrund vertraglich vereinbarter Strombezüge hatten wir uns bis zum Abschluss der Transaktion Mitte 2016 einen Teil der Erzeugung und der Kapazität von Zephyrs britischem Windkraftportfolio zugerechnet. Unsere Gaskraftwerke haben dagegen mehr Strom produziert als 2016. da sich die Marktbedingungen für sie verbessert haben. Einen Mengenzuwachs verzeichneten wir auch bei der Braunkohleverstromung, die 2016 in größerem Umfang durch planmäßige Revisionen und schadensbedingte Stillstände beeinträchtigt war.

Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 36,9 Mrd. kWh (Vorjahr: 35,0 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 143,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 142,1 Mrd. kWh).

Außenabsatz Strom Januar-Juni

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	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler
in Mrd. kWh	2017	2016	2017	2016	2017	2016
---	---	---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	0,1	0,1	-	-	6,0	6,1
Europäische Stromerzeugung	-	-	1,1	1,2	2,7	2,4
Energiehandel	-	-	18,4	16,7	-	-
innogy	26,0	27,1	36,3	37,1	41,9	42,1
RWE-Konzern2	26,1	27,3	55,9	55,1	50,7	50,6

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	Gesamt
in Mrd. kWh	2017	2016
---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	6,1	6,2
Europäische Stromerzeugung	3,8	3,6
Energiehandel	19,41	17,21
innogy	104,2	106,3
RWE-Konzern2	133,7	133,5

1 Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten Stroms am Großhandelsmarkt; wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird die Differenz im Absatz berücksichtigt. Im ersten Halbjahr 2017 gab es einen positiven Saldo von 1,0 Mrd. kWh, gegenüber 0,5 Mrd. kWh im Vorjahreszeitraum.

2 Inklusive geringer Mengen unter "Sonstige, Konsolidierung"

Strom nahezu unverändert

Unsere konzernexternen Stromlieferungen waren mit 133,7 Mrd. kWh etwa so hoch wie 2016. Im Segment Energiehandel führte die Akquise von Industrie- und Geschäftskunden zu Mehrabsatz. Dem standen Einbußen bei innogy gegenüber, die das Vertriebsgeschäft in Großbritannien und den Niederlanden betrafen. Der dort herrschende Wettbewerbsdruck hatte zur Folge, dass von innogy belieferte Haushalte und Unternehmen den Anbieter gewechselt haben. Kundengewinne in anderen Vertriebsmärkten - insbesondere Deutschland - konnten das nicht ausgleichen.

Außenabsatz Gas Januar-Juni

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	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler
in Mrd. kWh	2017	2016	2017	2016	2017	2016
---	---	---	---	---	---	---
Energiehandel	-	-	13,8	13,0	0,3	0,1
innogy	59,0	60,1	36,9	43,6	31,8	28,9
RWE-Konzern	59,0	60,1	50,7	56,6	32,1	29,0

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	Gesamt
in Mrd. kWh	2017	2016
---	---	---
Energiehandel	14,1	13,1
innogy	127,7	132,6
RWE-Konzern	141,8	145,7

Leichter Rückgang der Gaslieferung

Unser Gasabsatz lag mit 141,8 Mrd. kWh um 3% unter Vorjahr. Ausschlaggebend dafür waren Kundenverluste bei innogy, die vor allem das Geschäft mit Industrie- und Geschäftskunden in Großbritannien, den Niederlanden und einigen osteuropäischen Märkten betrafen. Etwas verschlechtert hat sich die Marktposition unserer Tochter auch bei britischen und niederländischen Privathaushalten. Mengenzuwächse erzielte innogy dagegen im Geschäft mit deutschen Weiterverteilern; hier konnten Abnehmer hinzugewonnen und die Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensiviert werden.

Außenumsatz

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in %	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	586	555	5,6	1.193
Europäische Stromerzeugung	343	386	-11,1	774
Energiehandel	2.048	1.724	18,8	3.646
innogy	20.334	21.197	-4,1	40.149
Sonstige, Konsolidierung	10	36	-72,2	71
RWE-Konzern	23.321	23.898	-2,4	45.833
Erdgas-/Stromsteuer	1.148	1.220	-5,9	2.243
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	22.173	22.678	-2,2	43.590

Außenumsatz leicht unter Vorjahr

Der RWE-Konzern erwirtschaftete einen Außenumsatz von 23.321 Mio. €. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum haben sich unsere Erlöse um 2% verringert. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom ist um 4% auf 15.903 Mio. € zurückgegangen. Eine wichtige Rolle spielten dabei die Absatzeinbußen im Geschäft mit Privat- und Gewerbekunden; ihre Auswirkungen auf die Erlöse konnten durch gestiegene Lieferungen in den anderen Vertriebssegmenten nicht ausgeglichen werden. Unsere Gaserlöse lagen dagegen mit 5.901 Mio. € knapp über Vorjahr. Die Umsatzentwicklung war auch durch Wechselkursänderungen beeinflusst. Das Pfund Sterling, unsere wichtigste Auslandswährung, hat sich gegenüber dem Euro von durchschnittlich 1,27 € auf 1,16 € verbilligt. Die in Großbritannien erzielten Erlöse fielen deshalb nach Umrechnung in Euro niedriger aus.

Innenumsatz

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in %	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	1.509	1.726	-12,6	3.489
Europäische Stromerzeugung	2.297	2.338	-1,8	4.732
Energiehandel	7.579	8.189	-7,4	15.734
innogy	1.130	967	16,9	1.811

Bereinigtes EBITDA

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in %	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	401	471	-14,9	1.079
Europäische Stromerzeugung	222	316	-29,7	377
Energiehandel	131	-153	185,6	-139
innogy	2.439	2.385	2,3	4.203
Sonstige, Konsolidierung	20	-8	350,0	-117
RWE-Konzern	3.213	3.011	6,7	5.403

Bereinigtes EBITDA 7% höher als 2016

Im Berichtszeitraum erzielten wir ein bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) von 3.213 Mio. €. Der Vorjahreswert konnte damit um 7% übertroffen werden. Ausschlaggebend dafür war eine stark verbesserte Performance im Energiehandel. Darüber hinaus verringerten sich die Aufwendungen, die unsere Tochter innogy für den Betrieb und die Instandhaltung ihrer Verteilnetze erbringen musste. Dem standen Margeneinbußen in der konventionellen Stromerzeugung gegenüber.

In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung:

―	Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA hat sich hier um 15% auf 401 Mio. € verringert. Hauptgrund dafür war, dass wir für den Strom unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke einen niedrigeren Großhandelspreis erzielt haben als 2016. Die Erzeugung dieser Anlagen hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Zusätzliche Erlöse aus der Mehrproduktion unserer deutschen Braunkohlekraftwerke konnten das nicht ausgleichen. Verschlechtert hat sich auch die Ertragslage von Mätra in Ungarn, u.a. weil ungünstige Wetterbedingungen die Braunkohleförderung beeinträchtigten. Da die Gesellschaft zum Verkauf steht, erfassen wir ihre nach dem 1. April 2017 erwirtschafteten Ergebnisbeiträge nicht mehr im bereinigen EBITDA, sondern im neutralen Ergebnis. Positiv wirkte, dass wir keine Kernbrennstoffsteuer mehr entrichten müssen. Daneben profitierten wir von der konsequenten Fortführung unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms.
―	Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment ist das bereinigte EBITDA um 30% auf 222 Mio. € zurückgegangen, u. a. weil der Vorjahreswert noch hohe Einmalerträge aus der Auflösung von Rückstellungen und aus Grundstücksverkäufen in Großbritannien enthielt. Darüber hinaus machte sich die ungünstige Margenentwicklung in der Steinkohleverstromung bemerkbar. Dem standen positive Effekte aus effizienzverbessernden Maßnahmen und gestiegenen Margen unserer Gaskraftwerke gegenüber. Außerdem erhöhten sich die Erträge, die wir mit der kurzfristigen kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes erzielen konnten.
―	Energiehandel: Das bereinigte EBITDA ist hier um 284 Mio. € auf 131 Mio. € gestiegen. Unsere Handelsperformance lag auf Normalniveau, nachdem sie 2016 ungewöhnlich schwach gewesen war. Allerdings ist auch ein positiver Einmaleffekt weggefallen, der sich im Vorjahr aus dem gewinnbringenden Verkauf des britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth ergab.
―	innogy: Unsere Tochtergesellschaft konnte ihr bereinigtes EBITDA um 2% auf 2.439 Mio. € steigern. Im Netzgeschäft profitierte sie von rückläufigen Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen; außerdem war hier das Vorjahresergebnis noch durch die Bildung von Rückstellungen für Altersteilzeitmaßnahmen belastet. Das Ergebnis bei den erneuerbaren Energien hat sich demgegenüber verschlechtert, u.a. weil trockene Witterung die Stromproduktion der deutschen Lauf- und Speicherwasserkraftwerke beeinträchtigte. Zudem enthielt das Vorjahresergebnis noch Buchgewinne aus dem Verkauf kleinerer Laufwasserkraftwerke an der oberen Ruhr. Auch im Vertrieb schloss innogy unter Vorjahr ab. Zuzuordnen ist das vor allem dem britischen Geschäft, das von der innogy-Tochter npower geführt wird. Aufgrund des hohen Wettbewerbsdrucks, der dort herrscht, sind Kunden abgewandert oder konnten nur dadurch gehalten werden, dass ihnen Kontrakte mit günstigeren Konditionen angeboten wurden. Außerdem musste npower gestiegene Vorkosten verkraften; eine Anhebung der Standardtarife für Strom und Gas, die Mitte März wirksam wurde, konnte das noch nicht ausgleichen. Positiv wirkten Kosteneinsparungen, die im Rahmen der Anfang 2016 gestarteten Restrukturierung des britischen Vertriebsgeschäfts erzielt wurden. Auch außerhalb Großbritanniens, insbesondere im Kernmarkt Deutschland, profitierte innogy von effizienzsteigernden Maßnahmen.

Bereinigtes EBIT

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in %	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	262	275	-4,7	664
Europäische Stromerzeugung	69	115	-40,0	-37
Energiehandel	129	-156	182,7	-145
innogy	1.725	1.666	3,5	2.735
Sonstige, Konsolidierung	19	-16	218,8	-135
RWE-Konzern	2.204	1.884	17,0	3.082

Das bereinigte EBIT lag im ersten Halbjahr bei 2.204 Mio. € und damit 17% über dem Vergleichswert für 2016. Der prozentuale Anstieg ist damit wesentlich höher als beim bereinigten EBITDA, was darauf beruht, dass im bereinigten EBIT auch die betrieblichen Abschreibungen berücksichtigt sind und sich diese wegen hoher Wertberichtigungen aus dem Vorjahr deutlich verringert haben. Im Konzernabschluss für 2016 hatten wir außerplanmäßige Abschreibungen von 4,3 Mrd. € vorgenommen, davon allein 3,7 Mrd. € auf unseren deutschen Kraftwerkspark (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 48).

Neutrales Ergebnis

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in Mio. €	2016
---	---	---	---	---
Veräußerungsgewinne/-verluste	72	4	68	94
Ergebniseffekte aus Derivaten	144	-6	150	-799
Restrukturierungen, Sonstige	1.401	-206	1.607	-5.956
Neutrales Ergebnis	1.617	-208	1.825	-6.661

Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Effekte erfassen, hat sich um 1.825 Mio. € auf 1.617 Mio. € verbessert. Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt:

―	Unsere Buchgewinne aus der Veräußerung von Beteiligungen und Vermögenswerten summierten sich auf 72 Mio. €, gegenüber 4 Mio. € im Vorjahreszeitraum. Darin enthalten sind Erträge aus dem Verkauf des Heizkraftwerks Hamborn (siehe Seite 9).
―	Wertveränderungen bei Derivaten, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern, trugen 144 Mio. € zum Ergebnis bei, 150 Mio. € mehr als 2016. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) sind die Derivate mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren, während jene Geschäfte, die mit den Derivaten abgesichert werden, erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Dadurch entstehen kurzfristige Ergebniseffekte, die sich im Laufe der Zeit wieder aufheben.
―	Das unter der Position "Restrukturierungen, Sonstige" ausgewiesene Ergebnis verbesserte sich um - 1.607 Mio. € auf 1.401 Mio. €. Hauptgrund dafür ist die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund, über die wir auf Seite 7 berichten. Sie schlägt mit 1,7 Mrd. € zu Buche. Daneben führte die Aufteilung des Segments Konventionelle Stromerzeugung in die Segmente Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung zu Einmaleffekten, die per saldo positiv waren (siehe Seite 38 im Anhang). Eine weitere Ursache für die Ergebnisverbesserung liegt darin, dass wir die deutschen Gasspeicher von innogy im Vorjahr außerplanmäßig um 204 Mio. € abgeschrieben haben und diese Belastung nun weggefallen ist. Allerdings mussten wir auch im Berichtszeitraum Wertberichtigungen vornehmen, die im Wesentlichen Mätra betrafen.

Finanzergebnis

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in Mio. €	2016
---	---	---	---	---
Zinserträge	125	145	-20	271
Zinsaufwendungen	-421	-515	94	-914
Zinsergebnis	-296	-370	74	-643
Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen	-44	-386	342	-1.288
Übriges Finanzergebnis	190	-201	391	-297
Finanzergebnis	-150	-957	807	-2.228

Unser Finanzergebnis hat sich um 807 Mio. € auf -150 Mio. € erhöht. Im Einzelnen ergaben sich hier folgende Veränderungen:

―	Das Zinsergebnis verbesserte sich um 74 Mio. € auf -296 Mio. €. Rückläufige Zinsaufwendungen gaben dafür den Ausschlag. Eine Rolle spielte hier, dass wir im April 2016 eine Senior-Anleihe mit einem Nominalvolumen von 850 Mio. € und einem Kupon von 6,25% getilgt haben. Weitere Einflussfaktoren waren die niedrigen Marktzinsen und wechselkursbedingte Entlastungen bei der Bedienung von Sterling-Anleihen.
―	Die Zinsanteile an Zuführungen zu den langfristigen Rückstellungen sanken um 342 Mio. € auf 44 Mio. €. Ein Grund dafür ist, dass wir bei der Aufzinsung der Kernenergieverpflichtungen einen wesentlich niedrigeren Zinssatz anwenden als vor einem Jahr. Außerdem war für den Betrag, den wir Anfang Juli in den deutschen Kernenergiefonds eingezahlt haben, keine Aufzinsung mehr erforderlich. Hinzu kam, dass Anpassungen der Diskontierungssätze für die sonstigen langfristigen Rückstellungen zu einem Rückgang der Verpflichtungsbarwerte führten. Dieser Effekt minderte die Zinsanteile zusätzlich.
―	Das "Übrige Finanzergebnis" stieg um 391 Mio. € auf 190 Mio. €. In der Position ist unser Anspruch auf eine Verzinsung der inzwischen rückerstatteten Kernbrennstoffsteuerzahlungen berücksichtigt. Das trug wesentlich zur positiven Entwicklung bei. Darüber hinaus fielen deutlich geringere Verluste aus dem Verkauf von Wertpapieren an als 2016.

Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 2.952 Mio. € auf 3.671 Mio. € erhöht. Unsere Steuerquote lag bei 19% und damit unter dem (theoretischen) Normalwert von 32%. Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass wir in großem Umfang steuerliche Verluste aus Vorjahren, für die keine aktiven latenten Steuern bilanziert waren, mit dem laufenden Ergebnis verrechnen konnten. Früher waren wir davon ausgegangen, dass es wegen fehlender steuerlicher Gewinne auf absehbare Zeit nicht möglich sein würde, die Verlustvorträge zu nutzen. Wegen des Ergebniseffekts aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer ist dies aber nun doch der Fall.

Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 2.960 Mio. € (Vorjahr: 663 Mio. €). Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 87 Mio. € auf 267 Mio. € gestiegen. Hintergrund ist, dass sich seit dem Börsengang von innogy im Oktober vergangenen Jahres 23,2% der Aktien des Unternehmens in den Händen Dritter befinden. Gegenläufig wirkte die erwähnte Wertberichtigung bei Mätra.

Überleitung zum Nettoergebnis

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		Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
		2017	2016	in %	2016
---	---	---	---	---	---
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	3.213	3.011	6,7	5.403
Betriebliche Abschreibungen	Mio. €	-1.009	-1.127	10,5	-2.321
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.204	1.884	17,0	3.082
Neutrales Ergebnis	Mio. €	1.617	-208	-	-6.661
Finanzergebnis	Mio. €	-150	-957	84,3	-2.228
Ergebnis vor Steuern	Mio. €	3.671	719	410,6	-5.807
Ertragsteuern	Mio. €	-711	-56	-	323
Ergebnis	Mio. €	2.960	663	346,5	-5.484
Davon:
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	Mio. €	267	180	48,3	167
Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	Mio. €	24	26	-7,7	59
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	2.669	457	484,0	-5.710
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	809	598	35,3	777
Ergebnis je Aktie	€	4,34	0,74	-	-9,29
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie	€	1,32	0,97	-	1,26
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Durchschnitt)	Mio. Stück	614,7	614,7	-	614,7
Steuerquote	%	19	8	-	6

Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 24 Mio. € (Vorjahr: 26 Mio. €). Dieser Wert bezieht sich auf unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £. Gemäß IFRS ist sie wegen ihrer theoretisch unbegrenzten Laufzeit dem Eigenkapital zuzuordnen, während die übrigen Hybridanleihen von RWE zum Fremdkapital zählen.

Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2016 stark verbessertes Nettoergebnis von 2.669 Mio. € (Vorjahr: 457 Mio. €). Bei 614,7 Millionen ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 4,34 € (Vorjahr: 0,74 €).

Überleitung zum bereinigten Nettoergebnis Januar-Juni

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	Ursprüngliche Werte	Bereinigung	Bereinigte Werte	Bereinigte Werte
in Mio. €	2017		2017	2016
---	---	---	---	---
Bereinigtes EBIT	2.204	-	2.204	1.884
Neutrales Ergebnis	1.617	-1.617	-	-
Finanzergebnis	-150	-370	-520	-957
Ergebnis vor Steuern	3.671	-1.987	1.684	927
Ertragsteuern	-711	250	-461	-123
Ergebnis	2.960	-1.737	1.223	804
Davon:
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	267	123	390	180
Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	24	-	24	26
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	2.669	-1.860	809	598

Bereinigtes Nettoergebnis: Plus von 35%

Das bereinigte Nettoergebnis belief sich auf 809 Mio. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis sowie wesentliche Sondereinflüsse im Finanzergebnis, in den Ertragsteuern und in den Ergebnisanteilen anderer Gesellschafter herausgerechnet werden. Wie bereits dargelegt, enthält das bereinigte Nettoergebnis keine Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Gegenüber 2016 hat es sich um 35% erhöht. Hier machte sich die Verbesserung beim operativen Ergebnis und beim Finanzergebnis bemerkbar, während insbesondere die höheren Ertragsteuern gegenläufig wirkten.

Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in Mio. €	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	98	110	-12	267
Europäische Stromerzeugung	38	27	11	66
Energiehandel	1	1	-	4
innogy	541	580	-39	1.679
Sonstige, Konsolidierung	1	15	-14	11
RWE-Konzern	679	733	-54	2.027

Investitionen in Finanzanlagen

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in Mio. €	2016
---	---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	1	1	-	1
Europäische Stromerzeugung	1	1	-	4
Energiehandel	5	15	-10	56
innogy	172	76	96	290
Sonstige, Konsolidierung	-	-	-	4
RWE-Konzern	179	93	86	355

Investitionen etwas höher als 2016

Im ersten Halbjahr 2017 hat der RWE-Konzern 858 Mio. € investiert, 4% mehr als 2016. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte wurden 679 Mio. € eingesetzt. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum ist das ein leichter Rückgang, der in erster Linie dem Verteilnetzgeschäft von innogy zuzuordnen ist. Die Investitionen in Finanzanlagen haben sich dagegen mit 179 Mio. € in etwa verdoppelt. Im Berichtszeitraum entfielen sie nahezu komplett auf innogy. Größte Einzeltransaktion war der Erwerb des Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar &Battery, über den wir auf Seite 9 berichten.

Kapitalflussrechnung

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	Jan-Jun	Jan-Jun	+/-	Jan - Dez
in Mio. €	2017	2016	in Mio. €	2016
---	---	---	---	---
Funds from Operations	3.537	1.623	1.914	3.013
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	-1.823	-2.627	804	-661
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	1.714	-1.004	2.718	2.352
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit	4.300	-833	5.133	-4.570
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit	343	2.016	-1.673	4.282
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	8	-21	29	-24
Veränderung der flüssigen Mittel	6.365	158	6.207	2.040
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	1.714	-1.004	2.718	2.352
Abzgl. Investitionen1	-805	-762	-	-2.308
Zuzgl. Desinvestitionen/Anlagenabgänge1	193	526	-	765
Free Cash Flow	1.102	-1.240	2.342	809

1 Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Vorgänge.

Operativer Cash Flow: Deutlicher Anstieg wegen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer

Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit hat sich um 2.718 Mio. € auf 1.714 Mio. € erhöht, vor allem wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1,7 Mrd. €. Aus der Veränderung des Nettoumlaufvermögens ergab sich zwar per saldo ein negativer Effekt, der u. a. mit der Saisonalität des Vertriebsgeschäfts zu erklären ist. Dieser Effekt war aber nicht so ausgeprägt wie 2016. Eine Rolle spielte dabei, dass wir weniger Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte erbringen mussten als im Vorjahr.

Aus der Investitionstätigkeit sind uns 4.300 Mio. € zugeflossen (Vorjahr: -833 Mio. €). Hauptgrund dafür war, dass wir kurzfristige Wertpapiere und Geldanlagen liquidiert haben, um die Dotierung des Kernenergiefonds zum 3. Juli 2017 zu finanzieren. Dem standen Mittelabflüsse für unsere Sach- und Finanzanlageinvestitionen gegenüber. Außerdem haben wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen weiter aufgestockt: Dazu wurden Mittel in Höhe von 147 Mio. € auf Treuhänder bzw. Einrichtungen zur betrieblichen Altersversorgung übertragen.

Die Finanzierungstätigkeit führte zu einem Cash Flow von 343 Mio. € (Vorjahr: 2.016 Mio. €). Maßgeblichen Anteil daran hatte unsere Tochter innogy, die in großem Umfang Commercial Paper begeben hat. Gegenläufig wirkten unsere Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an Hybridkapitalgeber, die sich zu 580 Mio. € aufsummierten. Davon entfielen 206 Mio. € auf die Dividendenzahlung der innogy an ihre Minderheitsaktionäre.

Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere flüssigen Mittel per saldo um 6.365 Mio. € erhöht.

Der Free Cash Flow des RWE-Konzerns betrug 1.102 Mio. €, gegenüber -1.240 Mio. € im Vorjahreszeitraum. Wie auf Seite 13 erläutert, haben wir die Definition dieser Finanzkennzahl geändert: Wir ermitteln sie nun, indem wir vom Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit die gesamten Investitionen abziehen und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen addieren. Der Vorjahreswert wurde entsprechend angepasst.

Nettoschulden

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	30.06.2017	31.12.2016	+/-
in Mio. €			in Mio. €
---	---	---	---
Flüssige Mittel	10.904	4.576	6.328
Wertpapiere	5.278	10.065	-4.787
Sonstiges Finanzvermögen	1.251	1.621	-370
Finanzvermögen	17.433	16.262	1.171
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	16.651	15.921	730
Währungskurssicherung von Anleihen	-97	-263	166
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	2.082	2.263	-181
Finanzverbindlichkeiten	18.636	17.921	715
Nettofinanzschulden	1.203	1.659	-456
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	5.900	6.761	-861
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	-54	-29	-25
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	5.547	12.699	-7.152
Verbindlichkeiten gegenüber dem Kernenergiefonds1	7.035	-	7.035
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.370	2.363	7
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	382	334	48
Korrektur Hybridkapital (Rating-relevanter Anteil)	-907	-1.078	171
Zuzüglich 50% des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	455	471	-16
Abzüglich 50% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	-1.362	-1.549	187
Nettoschulden	21.476	22.709	-1.233

1 Inklusive der Verbindlichkeit, die dem Minderheitsgesellschafter des Kernkraftwerks Emsland zuzurechnen ist. Die auf den Minderheitsgesellschafter des Kernkraftwerks Gundremmingen entfallende Verbindlichkeit wurde dagegen mit einer entsprechenden Forderung saldiert (siehe Seite 39 im Anhang).

Rückgang der Nettoschulden auf 21,5 Mrd €

Unsere Nettoschulden lagen zum 30. Juni 2017 bei 21,5 Mrd. € und damit 1,2 Mrd. € unter dem Stand zum 31. Dezember 2016. Neben dem positiven Free Cash Flow kam hier zum Tragen, dass die Pensionsrückstellungen um 0,9 Mrd. € gesunken sind. Das hat zwei Gründe: Zum einen erhöhte sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil unserer Pensionsverpflichtungen abdecken. Zum anderen haben wir die Diskontierungssätze für die Barwertermittlung bei den deutschen Pensionsverpflichtungen angehoben. Die neuen Sätze spiegeln die jüngste Marktzinsentwicklung wider. Sie belaufen sich im Konzerndurchschnitt auf 2,0%, gegenüber 1,8% im Jahresabschluss 2016. Neben den genannten Faktoren trugen auch Desinvestitionen zum Schuldenabbau bei, während die Ausschüttungen gegenläufig wirkten.

Konzernbilanzstruktur

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	30.06.2017		31.12.2016
	in Mio. €	in %	in Mio. €	in %
---	---	---	---	---
Aktiva
Langfristiges Vermögen	45.033	59,7	45.911	60,1
Davon:
Immaterielle Vermögenswerte	12.727	16,9	12.749	16,7
Sachanlagen	24.112	32,0	24.455	32,0
Kurzfristiges Vermögen	30.407	40,3	30.491	39,9
Davon:
Forderungen und sonstige Vermögenswerte1	12.527	16,6	14.122	18,5
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	105	0,1	-	-
Gesamt	75.440	100,0	76.402	100,0
Passiva
Eigenkapital	10.829	14,4	7.990	10,5
Langfristige Schulden	37.704	50,0	39.646	51,9
Davon:
Rückstellungen	19.783	26,2	20.686	27,1
Finanzverbindlichkeiten	15.299	20,3	16.041	21,0
Kurzfristige Schulden	26.907	35,6	28.766	37,6
Davon:
Rückstellungen	4.737	6,3	12.175	15,9
Sonstige Verbindlichkeiten2	18.626	24,7	14.449	18,9
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	110	0,1	-	-
Gesamt	75.440	100,0	76.402	100,0

1 Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsanspruche

2 Inklusive Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten

Eigenkapitalquote auf 14,4% gestiegen

Zum Abschlussstichtag wies der RWE-Konzern eine Bilanzsumme von 75,4 Mrd. € aus, gegenüber 76,4 Mrd. € zum Ende des Vorjahres. Nennenswerten Einfluss hatte, dass die Derivate gesunken sind, und zwar um 3,0 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 2,7 Mrd. € auf der Passivseite. Dagegen schlug sich die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund bilanzverlängernd nieder. Die Entwicklung der Bilanzstruktur war durch Maßnahmen geprägt, mit denen wir die Dotierung des Kernenergiefonds am 3. Juli vorbereitet haben. Wie schon erwähnt, haben wir uns in großem Umfang von Wertpapieren getrennt, um über die nötige Liquidität zu verfügen. Unsere flüssigen Mittel sind im Berichtszeitraum um insgesamt 6,3 Mrd. € gestiegen. Auf der Passivseite der Bilanz haben wir den Dotierungsbeitrag für den Fonds nicht mehr als Rückstellung, sondern als Verbindlichkeit ausgewiesen. Vor allem deshalb waren unsere kurzfristigen Rückstellungen um 7,4 Mrd. € rückläufig, während sich die sonstigen kurzfristigen Verbindlichkeiten um 4,2 Mrd. € erhöhten. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist um 2,8 Mrd. € auf 10,8 Mrd. € gestiegen. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) lag mit 14,4% um 3,9 Prozentpunkte über dem Vorjahresniveau, u.a. wegen der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer.

Mitarbeiter1

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	30.06.2017	31.12.2016	+/-
			in %
---	---	---	---
Braunkohle & Kernenergie	13.247	12.980	2,1
Europäische Stromerzeugung	2.666	2.672	-0,2
Energiehandel	1.148	1.086	5,7
innogy	41.944	40.636	3,2
Sonstige2	195	1.278	-84,7
RWE-Konzern	59.200	58.652	0,9
Davon:
In Deutschland	35.306	34.835	1,4
Außerhalb Deutschlands	23.894	23.817	0,3

1 Umgerechnet in Vollzeitstellen

2 Zum 30. Juni 2017 waren hier fast ausschließlich die Beschäftigten der Holdinggesellschaft RWE AG erfasst. Der Vorjahreswert enthielt noch 922 bzw. 243 Mitarbeiter der inzwischen aufgelösten konzerninternen Dienstleister RWE Group Business Services und RWE Service.

Zusätzliches Personal wegen Akquisition von Belectric

Zum 30. Juni 2017 beschäftigte der RWE-Konzern 59.200 Mitarbeiter. Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. In der ersten Jahreshälfte sind per Saldo 548 Mitarbeiter hinzugekommen, davon 471 an unseren deutschen und 77 an unseren ausländischen Standorten. Ausschlaggebend dafür war, dass innogy Anfang 2017 den Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery übernommen hat. Lässt man solche Konsolidierungseffekte außer Betracht, blieb unser Personalbestand nahezu unverändert. Allerdings gab es Verlagerungen von Stellen zwischen den Segmenten. Hintergrund ist, dass wir die RWE Group Business Services und die RWE Service (Position: "Sonstige") auf eine RWE-Tochter verschmolzen und den Großteil ihrer Belegschaft in operative Konzerngesellschaften überführt haben.

PROGNOSEBERICHT

Ergebnisausblick für 2017

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	Ist 2016 in Mio. €	Bisherige Prognose Stand: Mai 20171	Prognoseanpassung August 2017
Bereinigtes EBITDA	5.403	5,4 bis 5,7 Mrd. €	-
Davon:
Braunkohle & Kernenergie	1.079	deutlich unter Vorjahr	-
Europäische Stromerzeugung	377	deutlich unter Vorjahr	deutlich über Vorjahr
Energiehandel	-139	deutlich über Vorjahr	-
innogy	4.203	moderat über Vorjahr	-
Bereinigtes Nettoergebnis	777	1,0 bis 1,3 Mrd. €	-

1 Siehe Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017, Seite 13

Prognose zum Konzernergebnis bekräftigt

Unser Ergebnisausblick für das laufende Geschäftsjahr, den wir im Geschäftsbericht 2016 veröffentlicht und in der Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017 bekräftigt haben, hat auf Konzernebene Bestand: Wir erwarten weiterhin ein bereinigtes EBITDA von 5,4 bis 5,7 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Die Werte werden voraussichtlich am oberen Ende der Bandbreiten liegen. Wie bereits dargelegt, hat die Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer keinen Einfluss auf sie. Auf Ebene der Segmente sind allerdings Prognoseanpassungen erforderlich. Sie ergeben sich aus der Aufteilung des Unternehmensbereichs "Konventionelle Stromerzeugung" in die Bereiche "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung". Außerdem haben sich die Ertragsperspektiven in der Europäischen Stromerzeugung verbessert. Dem stehen Mehrbelastungen in der Braunkohleverstromung gegenüber.

Unser Ergebnisausblick für die Segmente lautet nun wie folgt:

―	Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA des Bereichs wird sich voraussichtlich deutlich verringern, vor allem wegen niedrigerer realisierter Strompreise. Hinzu kommen Produktionsausfälle aufgrund von Reparaturarbeiten an den Blöcken F und G des Braunkohlekraftwerks Neurath, die in der bisherigen Planung nicht enthalten waren. Die ungarische Mätra wird zudem weit unter Vorjahr abschließen. Da die Gesellschaft zum Verkauf steht, erfassen wir ihre nach dem 1. April 2017 erwirtschafteten Ergebnisbeiträge nicht mehr im bereinigten EBITDA, sondern im neutralen Ergebnis. Gegenläufig wirkt, dass wir keine Kernbrennstoffsteuer mehr zahlen müssen und weitere Fortschritte bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms machen.
―	Europäische Stromerzeugung: Hier prognostizieren wir einen deutlichen Anstieg des bereinigten EBITDA, nachdem wir bisher von einem Rückgang ausgegangen waren. Ausschlaggebend dafür ist ein unerwartet gutes Ergebnis aus der kurzfristigen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes. Außerdem wird der Verkauf des ehemaligen Kraftwerksstandorts Littlebrook, den wir voraussichtlich 2017 abschließen, zu einem Buchgewinn führen (siehe Seite 11). Während die Kraftwerksmargen beim Energieträger Gas wohl höher ausfallen als 2016, erwarten wir bei der Steinkohle eine deutliche Verschlechterung. Daneben rechnen wir mit positiven Effekten aus effizienzverbessernden Maßnahmen.
―	Energiehandel: Auch für diesen Bereich erwarten wir eine deutliche Ergebnisverbesserung. Dabei unterstellen wir, dass wir im Handelsgeschäft nach der negativen Performance von 2016 wieder wesentlich erfolgreicher sein werden.

―

innogy: Unsere Tochter wird aus heutiger Sicht moderat über Vorjahr abschließen. Ausschlaggebend dafür ist eine Ergebnisverbesserung im Verteilnetzgeschäft, das u.a. von rückläufigen Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen profitieren dürfte. Für den Bereich der erneuerbaren Energien wird ein bereinigtes EBITDA in der Größenordnung des Vorjahres erwartet. Gleiches gilt für den Vertrieb, wenngleich sich die Aussichten im britischen Privatkundengeschäft eingetrübt haben. Hier besteht die Gefahr weiterer regulatorischer Eingriffe zulasten der Versorger (siehe nächste Seite).

Rückgang der Nettoschulden erwartet - Prognose zu Investitionen und Personalbestand bestätigt

Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer gehen wir nun davon aus, dass die Nettoschulden Ende 2017 unter dem Vorjahreswert (22,7 Mrd. €) liegen werden. Bislang waren wir von einem stabilen Schuldenstand ausgegangen. Unser Ausblick basiert auf der Annahme, dass wir die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Rückstellungen im weiteren Jahresverlauf nicht wesentlich nach unten anpassen müssen. Bei den Investitionen erwarten wir nach wie vor eine Größenordnung von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Darin eingeschlossen sind die Ausgaben für Finanzanlagen. Unverändert ist auch die Prognose zum Personalbestand: Dieser dürfte etwas höher ausfallen als Ende 2016, was im Wesentlichen auf die Akquisition von Belectric Solar & Battery zurückzuführen ist.

ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN

Veränderung der Risiko- und Chancensituation seit Jahresbeginn

Im Zuge der Restrukturierung des RWE-Konzerns im vergangenen Jahr haben wir auch unser Risikomanagement neu organisiert. Seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 steuert die innogy SE ihre Risiken und die ihrer Tochtergesellschaften nach eigenem Ermessen, während die RWE AG für die Risiken der übrigen Konzernunternehmen zuständig bleibt. 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 2016 auf Seite 77 ff. Aufgrund der Entwicklungen im laufenden Jahr ist diese Darstellung allerdings in einigen Punkten zu aktualisieren:

―	Stark verbessert hat sich die Risikolage von RWE auf dem Gebiet der Kernenergie. Im ersten Halbjahr sind alle notwendigen Schritte erfolgt, die für die 2016 beschlossene Neuaufteilung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern erforderlich waren (siehe Seite 7). Mit der Überweisung des Dotierungsbetrages auf die Konten des neuen Kernenergiefonds am 3. Juli ist die Haftung der Kernkraftwerksbetreiber für Kosten der Zwischen- und Endlagerung beendet. Zusätzliche Rechtssicherheit gibt uns der Ende Juni geschlossene öffentlich-rechtliche Vertrag mit der Bundesrepublik Deutschland. Wir sehen uns nun keinen Risiken aus - überwiegend politisch verursachten - Kostensteigerungen bei der Zwischen- und Endlagerung mehr ausgesetzt.
―	Mit der Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts, dass das deutsche Kernbrennstoffsteuergesetz mit dem Grundgesetz unvereinbar und nichtig ist, hat sich eine unserer wesentlichen Chancen materialisiert (siehe Seite 7). Die geleisteten Steuerzahlungen von 1,7 Mrd. € haben wir bereits vollständig zurückerhalten.
―	Im britischen Energievertrieb ist die Gefahr staatlicher Eingriffe in die Preisbildung wieder größer geworden. Vor den Unterhauswahlen am 8. Juni 2017 hatte sich die inzwischen wiedergewählte Premierministerin Theresa May für eine Deckelung der Energiekosten von Haushalten ausgesprochen. Noch ist unklar, ob die neue Regierung die Ankündigung umsetzt und welche Kundengruppen davon betroffen sind. Sollte es zu einer Tarifkappung kommen, könnte sich die ohnehin schwierige Lage im britischen Vertriebsgeschäft von innogy weiter verschärfen.
―	Wie auf Seite 8 erläutert, haben Standard & Poor's, Moody's und Fitch ihr langfristiges Rating für RWE bestätigt. Alle drei Agenturen bescheinigen uns weiterhin eine Bonität der Kategorie "Investment Grade", bei nun durchweg stabilem Ratingausblick. Wäre RWE aus der Kategorie herausgefallen, hätten zusätzliche Kosten für die Beschaffung von Kapital und die Besicherung von Handelsgeschäften anfallen können. Dieses Risiko ist geringer geworden.

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 2017 belief er sich auf durchschnittlich 12 Mio. €, gegenüber 24 Mio. € im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der höchste Tageswert war 15 Mio. € (Vorjahr: 34 Mio. €). Mitte 2017 haben wir die Verantwortung für das Management unseres Gasportfolios und unser Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) in einer neuen Organisationseinheit gebündelt. Der maximal zulässige VaR dieser Einheit beträgt 12 Mio. €.

Zu den wichtigsten Risikofaktoren im Finanzbereich zählt die Zinsentwicklung. Beispielsweise können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im RWE-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das Kurswertrisiko betrug im Halbjahresdurchschnitt 7 Mio. € bei den Kapitalanlagen der RWE AG und 4 Mio. € bei den Kapitalanlagen von innogy. Der noch auf den Gesamtkonzern bezogene Vorjahreswert hatte bei 13 Mio. € gelegen. Mit dem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Bei der RWE AG belief sich der Cash Flow at Risk im Mittel auf 1 Mio. € und bei innogy auf 8 Mio. € (Vorjahreswert für den RWE-Konzern: 7 Mio. €).

Die RWE AG und innogy haben auch Aktien in ihrem Wertpapierbestand. Der jahresdurchschnittliche VaR für das Risiko aus Kursveränderungen dieser Papiere betrug bei der RWE AG 1 Mio. € und bei innogy 4 Mio. € (Vorjahreswert für den RWE-Konzern: 7 Mio. €). Im RWE-Wert nicht berücksichtigt sind Aktienkursrisiken aus unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy.

Der RWE-Konzern ist darüber hinaus Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Das ergibt sich aus seiner internationalen Präsenz. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Der VaR für die Fremdwährungsposition lag bei der RWE AG unter 1 Mio. €, bei innogy dagegen auf Höhe dieses Wertes. Der konzernbezogene Vorjahreswert hatte 1 Mio. € unterschritten.

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 2017

Der Vorstand

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Schmitz	Krebber

KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)

Gewinn- und Verlustrechnung

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in Mio. €	Apr-Jun 2017	Apr-Jun 2016	Jan-Jun 2017	Jan-Jun 2016
Umsatzerlöse (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	10.027	10.241	23.321	23.898
Erdgas-/Stromsteuer	-386	-391	-1.148	-1.220
Umsatzerlöse	9.641	9.850	22.173	22.678
Materialaufwand	-7.205	-8.135	-15.999	-17.019
Personalaufwand	-1.172	-1.107	-2.328	-2.369
Abschreibungen	-808	-561	-1.335	-1.330
Sonstiges betriebliches Ergebnis	1.359	-208	1.110	-482
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	81	76	147	157
Übriges Beteiligungsergebnis	25	19	53	41
Finanzerträge	1.053	757	1.386	1.061
Finanzaufwendungen	-977	-1.123	-1.536	-2.018
Ergebnis vor Steuern	1.997	-432	3.671	719
Ertragsteuern	-321	105	-711	-56
Ergebnis	1.676	-327	2.960	663
Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	-57	60	267	180
Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	10	16	24	26
Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	1.723	-403	2.669	457
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in €	2,80	-0,66	4,34	0,74

Gesamtergebnisrechnung

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	Apr-Jun	Apr-Jun	Jan-Jun	Jan-Jun
in Mio. €1	2017	2016	2017	2016
---	---	---	---	---
Ergebnis	1.676	-327	2.960	663
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	273	-291	805	-865
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	-17	7	-17	5
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind	256	-284	788	-860
Unterschied aus der Währungsumrechnung	71	-98	91	-84
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	3	70	22	80
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	53	-23	-447	-293
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	3	-2	3	-2
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind	130	-53	-331	-299
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	386	-337	457	-1.159
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	2.062	-664	3.417	-496
Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend	2.037	-730	2.994	-568
Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend	10	16	24	26
Davon: auf andere Gesellschafter entfallend	15	50	399	46

1 Beträge nach Steuern

Bilanz

Aktiva

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in Mio. €	30.06.2017	31.12.2016
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	12.727	12.749
Sachanlagen	24.112	24.455
Investment Property	55	63
At-Equity-bilanzierte Beteiligungen	2.895	2.908
Übrige Finanzanlagen	1.099	1.055
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1.489	1.797
Latente Steuern	2.656	2.884
	45.033	45.911
Kurzfristiges Vermögen
Vorräte	1.804	1.968
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	5.241	4.999
Forderungen und sonstige Vermögenswerte	7.286	9.123
Wertpapiere	5.067	9.825
Flüssige Mittel	10.904	4.576
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	105
	30.407	30.491
	75.440	76.402

Passiva

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in Mio. €	30.06.2017	31.12.2016
Eigenkapital
Anteile der Aktionäre der RWE AG	5.757	2.754
Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	910	942
Anteile anderer Gesellschafter	4.162	4.294
	10.829	7.990
Langfristige Schulden
Rückstellungen	19.783	20.686
Finanzverbindlichkeiten	15.299	16.041
Übrige Verbindlichkeiten	2.015	2.196
Latente Steuern	607	723
	37.704	39.646
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	4.737	12.175
Finanzverbindlichkeiten	3.434	2.142
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.240	5.431
Übrige Verbindlichkeiten	14.386	9.018
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	110
	26.907	28.766
	75.440	76.402

Kapitalflussrechnung

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in Mio. €	Jan - Jun 2017	Jan - Jun 2016
Ergebnis	2.960	663
Abschreibungen/Zuschreibungen	943	1.345
Veränderung der Rückstellungen	-298	-273
Latente Steuern/Zahlungsunwirksame Erträge und Aufwendungen/Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren	-68	-112
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	-1.823	-2.627
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	1.714	-1.004
Investitionen in Anlagegegenstände/Akquisitionen	-805	-762
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen	193	526
Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen	4.912	-597
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit1	4.300	-833
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit	343	2.016
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel	6.357	179
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	8	-21
Veränderung der flüssigen Mittel	6.365	158
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums	4.576	2.536
Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen		-14
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz	4.576	2.522
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums	10.941	2.694
Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen	-37
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz	10.904	2.694

1 Nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen i.H.v. 147 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 198 Mio. €)

Veränderung des Eigenkapitals

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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: 01.01.2016	3.959	3.612	-1.724	5.847	950	2.097
Kapitalrückzahlung						-79
Dividendenzahlungen		-5		-5	-67	-205
Ergebnis		457		457	26	180
Other Comprehensive Income		-748	-277	-1.025		-134
Total Comprehensive Income		-291	-277	-568	26	46
Übrige Veränderungen		3		3	2
Stand: 30.06.2016	3.959	3.319	-2.001	5.277	911	1.859
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

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in Mio. €	Summe
Stand: 01.01.2016	8.894
Kapitalrückzahlung	-79
Dividendenzahlungen	-277
Ergebnis	663
Other Comprehensive Income	-1.159
Total Comprehensive Income	-496
Übrige Veränderungen	5
Stand: 30.06.2016	8.047
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

ANHANG

Rechnungslegungsmethoden

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

Der Konzernzwischenabschluss zum 30. Juni 2017 einschließlich weiterer Angaben in den sonstigen Teilen dieses Halbjahresfinanzberichts wurde nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, aufgestellt. Er ist am 10. August 2017 zur Veröffentlichung freigegeben worden.

Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum 30. Juni 2017 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 verkürzter Berichtsumfang gewählt. Im Halbjahresfinanzbericht werden - mit Ausnahme der nachfolgend beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016. Für weitere Informationen verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2016, der die Basis für den vorliegenden Halbjahresfinanzbericht darstellt.

Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie wird ein Abzinsungsfaktor von 0,6% (31.12.2016: 0,4%) und für bergbaubedingte Rückstellungen von 4,4% (31.12.2016: 4,4%) zugrunde gelegt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden in Deutschland mit 2,0% und im Ausland mit 2,4% abgezinst (31.12.2016:1.8% bzw. 2.5%).

Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften

Der International Accounting Standards Board (IASB) hat Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) verabschiedet, die für den RWE-Konzern vorbehaltlich einer Übernahme in EU-Recht ab dem Geschäftsjahr 2017 verpflichtend anzuwenden sind:

―	Amendments to IAS 7 "Disclosure Initiative" (2016)
―	Amendments to IAS 12 "Recognition of Deferred Tax Assets for Unrealised Losses" (2016)
―	Annual Improvements to IFRS Standards 2014-2016 Cycle (2016) bezüglich der im Sammelstandard enthaltenen Änderungen und Klarstellungen an IFRS 12

Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss.

Neue Rechnungslegungsvorschriften

Der IASB hat weitere Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2017 noch nicht verpflichtend anzuwenden sind und deren erwartete Auswirkungen bereits im Konzerngeschäftsbericht 2016 beschrieben wurden. Auf Basis des aktuellen Stands der Implementierung ergeben sich folgende Aktualisierungen bzgl. der erwarteten Auswirkungen:

IFRS 9 "Finanzinstrumente"

Für die Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten erwartet RWE insbesondere Auswirkungen auf den Ausweis von Wertänderungen finanzieller Vermögenswerte, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden und nach IAS 39 in der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" ausgewiesen werden. Für einen großen Teil dieser Instrumente werden Schwankungen des beizulegenden Zeitwerts künftig innerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung und nicht länger im Other Comprehensive Income ausgewiesen. Originäre Finanzinstrumente, die nach IAS 39 in der Kategorie "Kredite und Forderungen" ausgewiesen sind, werden überwiegend auch nach IFRS 9 zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet.

IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden"

RWE finalisiert derzeit die Überprüfung der Ergebnisse aus der Analyse von Verträgen im Hinblick auf die Bilanzierung gemäß IFRS 15. Von den im Konzerngeschäftsbericht 2016 genannten erwarteten Auswirkungen, gehen wir für folgende Sachverhalte nicht länger von einem signifikanten Effekt aus:

―	Gratis ausgegebene Zugaben wie Thermostate, Gutscheine, Haushaltsgeräte sowie vergünstigte Produkte, die an Privathaushalte als Anreiz für einen Vertragsabschluss vergeben werden
―	Verträge mit Gewährleistungs- oder Garantieverpflichtungen gegenüber Privathaushalten

Im Vergleich zum Geschäftsbericht 2016 ergeben sich folgende Aktualisierungen und zusätzliche Erkenntnisse der erwarteten Auswirkungen:

Vertrieb von Energie an Privathaushalte

Sofern bei Verträgen mit Privathaushalten eine einmonatige Kündigungsfrist seitens des Kunden vereinbart wurde, beträgt die Vertragslaufzeit nach IFRS 15 nur einen Monat. Für diese Verträge werden keine Auswirkungen auf die Erlösrealisierung erwartet.

Prinzipal-Agent-Beziehungen

In Bezug auf regulatorische Gebühren, insbesondere im Bereich der erneuerbaren Energien, wurden vereinzelte Sachverhalte identifiziert, in denen sich RWE nach IFRS 15, anders als nach IAS 18, als Agent qualifiziert. Für Deutschland wird eine Verringerung der Umsatzerlöse und des Materialaufwands der Netzsparte im Segment innogy um ca. 2,5 Mrd. € erwartet, da sich Leistungsprämien des Übertragungsnetzbetreibers im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)-Direktvermarktungsmodell nicht mehr als Umsatzerlöse qualifizieren. Eine Ergebniswirkung resultiert hieraus nicht.

RWE wird die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung zum 1. Januar 2018 nutzen.

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:

Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen

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	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2017	135	180	315
Erstkonsolidierungen	9	11	20
Entkonsolidierungen	-2		-2
Verschmelzungen	-5	-1	-6
Stand: 30.06.2017	137	190	327

Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen

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	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2017	70	17	87
Erwerbe
Veräußerungen
Sonstige Veränderungen	2		2
Stand: 30.06.2017	72	17	89

Zudem werden sechs (31.12.2016: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet.

Unternehmenserwerbe

Anfang Januar 2017 erwarb die innogy SE 100% der Anteile an der Belectric Solar & Battery GmbH (vormals: Belectric Solar & Battery Holding GmbH) und hat die Beherrschung erlangt. Die Gesellschaft ist in den Geschäftsfeldern Operations-& Maintenance (O & M) für Solarparks sowie der schlüsselfertigen Errichtung von Solarparks und Batteriespeichern (EPC-Geschäft) tätig.

Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. In der folgenden Tabelle sind die übernommenen Vermögenswerte und Schulden dargestellt:

Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €.

Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 81 Mio. € zum Umsatz und -3 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen.

Bilanzposten

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in Mio. €	IFRS-Buchwerte (beizulegender Zeitwert) bei Erstkonsolidierung
Langfristige Vermögenswerte	56
Kurzfristige Vermögenswerte	87
Langfristige Schulden	7
Kurzfristige Schulden	63
Nettovermögen	73
Anschaffungskosten	74
Geschäfts- oder Firmenwert	1

Der vorläufige Kaufpreis beträgt 74 Mio. € und beinhaltet eine bedingte Zahlungsverpflichtung in Höhe von 7 Mio. €. Die Verhandlungen des finalen Kaufpreises wurden zwischen den beiden Vertragsparteien im zweiten Quartal 2017 aufgenommen, der Kaufpreis wurde aber noch nicht final festgestellt. Ein abschließendes Ergebnis wird im dritten Quartal 2017 erwartet. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen.

Veräußerungen

RWE Generation hat das gasgefeuerte Heizkraftwerk (HKW) Hamborn 5 mit Wirkung zum 31. Mai 2017 an thyssenkrupp Steel Europe (tkSE) veräußert. Das von tkSE gepachtete und betriebene HKW ging somit auch rechtlich in das Eigentum des Unternehmens über. Der Vermögenswert war im RWE Konzern dem Segment "Europäische Stromerzeugung" zugeordnet.

Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen

Im zweiten Quartal 2017 hat das Management die Veräußerung mehrerer Gesellschaften beschlossen. Diese sind dem Segment "Braunkohle & Kernenergie" zugeordnet. Der Verkauf wird voraussichtlich im Laufe des Jahres 2017 abgeschlossen.

Zum 30. Juni 2017 wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Beteiligungen als zur Veräußerung bestimmt in der Bilanz ausgewiesen.

Zum Zeitpunkt der Klassifizierung als zur Veräußerung bestimmt wurden außerplanmäßige Wertminderungen in Höhe von 301 Mio. € in den Abschreibungen erfasst.

Umsatzerlöse

Erlöse aus Energiehandelsaktivitäten werden netto, d.h. mit der realisierten Rohmarge als Umsatz ausgewiesen.

Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer

Das Bundesverfassungsgericht hat RWE am 7. Juni 2017 schriftlich mitgeteilt, dass die bis zum 31. Dezember 2016 erhobene Kernbrennstoffsteuer nicht mit den verfassungsrechtlichen Regeln vereinbar war und rückwirkend nichtig ist. Die daraufhin bereits zum Bilanzstichtag erfolgte Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer erhöhte - nach Abzug des E.ON wirtschaftlich zuzurechnenden Anteils in Höhe von 100 Mio. €- die flüssigen Mittel und das sonstige betriebliche Ergebnis jeweils um 1,7 Mrd. €. Finanzerträge in Höhe von 254 Mio. € resultierten aus dem Verzinsungsanspruch für die gezahlte Kernbrennstoffsteuer. Hierfür wurde eine sonstige Forderung in Höhe von 254 Mio. € erfasst, da eine Erstattung zum Bilanzstichtag noch nicht erfolgt ist.

Aktienkursbasierte Vergütungen

Im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2016 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 "Strategie Performance Plan" (SPP) haben die RWE AG sowie die innogy SE im ersten Quartal 2017 jeweils eine weitere Tranche begeben.

Wertberichtigungen und Rückstellungen

Zum 1. Januar 2017 wurde das bisherige Segment "Konventionelle Stromerzeugung" in die beiden neuen Segmente "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgespalten. Dies hatte eine Aufteilung der bisherigen Zahlungsmittel generierenden Einheit für den Kraftwerkspark zur Folge. Der aus diesem Anlass vorgenommene Werthaltigkeitstest ergab für die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Braunkohle & Kernenergie" eine Zuschreibung in Höhe von 401 Mio. € (erzielbarer Betrag: 1,4 Mrd. €). Gegenläufig wurden in Höhe von 321 Mio. € in der neuen Zahlungsmittel generierenden Einheit "Europäische Stromerzeugung" außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0 Mrd. €) und Rückstellungen für drohende Verluste gebildet. Die erzielbaren Beträge wurden auf Basis der beizulegenden Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten ermittelt. Hierbei wurden die gleichen Bewertungsmodelle und -parameter wie zum 31. Dezember 2016 angewendet.

Rückstellungsinanspruchnahme, Verbindlichkeiten und Forderungen aus Entsorgungsfondsgesetz

Durch das im Juni 2017 in Kraft getretene Entsorgungsfondsgesetz (EntsorgFondsG) stand zum Bilanzstichtag der am 3. Juli 2017 an den Kernenergiefonds zu zahlende Dotierungsbetrag fest. Daher wurde die hierfür erfasste Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich in Höhe von 7,0 Mrd. € in Anspruch genommen und in Höhe von 7,8 Mrd. € eine sonstige Verbindlichkeit gegenüber dem Kernenergiefonds erfasst. Der ausgewiesene Verpflichtungsbetrag umfasst die Verpflichtungen aus Sicht der Kernkraftwerksbetreiber und schließt damit die Minderheitsanteile von E.ON an den Kernkraftwerken Emsland, Gundremmingen A, B und C sowie am Versuchsatomkraftwerk Kahl mit ein. Für den E.ON wirtschaftlich zurechenbaren Dotierungsbetrag in Höhe von 1,0 Mrd. € wurden von E.ON zum Bilanzstichtag liquide Mittel in Höhe von 0,2 Mrd. € bereitgestellt sowie eine sonstige Forderung gegenüber E.ON in Höhe von 0,8 Mrd. € bilanziert.

Gewinnausschüttung

Die Hauptversammlung der RWE AG hat am 27. April 2017 beschlossen, eine Dividende für das Geschäftsjahr 2016 in Höhe von 0,13 € (Vorjahr: 0,13 €) je dividendenberechtigter Vorzugsaktie auszuschütten. Die Ausschüttung betrug insgesamt 5 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Für Stammaktien wurde - wie im Vorjahr - keine Dividende ausgeschüttet.

Finanzverbindlichkeiten

Am 5. April 2017 hat innogy ihre erste Standardanleihe platziert. Die Anleihe im Volumen von 750 Mio. € und mit einer Laufzeit von acht Jahren wurde von der innogy Finance B.V. unter der Garantie der innogy SE begeben. Bei einem jährlichen Kupon von 1,00% und einem Ausgabekurs von 99,466% beträgt die Rendite 1,07% p.a.

Am 13. Februar 2017 wurde eine Hybridanleihe über 250 Mio. CHF gekündigt und am 4. April 2017 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren.

Ergebnis je Aktie

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		Jan - Jun 2017	Jan - Jun 2016
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	2.669	457
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	Tsd. Stück	614.745	614.745
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie	€	4,34	0,74

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 2017 zu Erträgen in Höhe von 1.864 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 2.096 Mio. €) und Aufwendungen in Höhe von 1.665 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 1.604 Mio. €). Zum 30. Juni 2017 betrugen die Forderungen 591 Mio. € (31.12.2016: 511 Mio. €) und die Verbindlichkeiten 186 Mio. € (31.12.2016: 150 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 1.160 Mio. € (31.12.2016:1.203 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 der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten.

Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten Börsenkurs, 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 IAS 39 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 Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 18.733 Mio. € (31.12.2016: 18.183 Mio. €). der beizulegende Zeitwert auf 21.276 Mio. € (31.12.2016:20.541 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

Fair-Value-Hierarchie

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in Mio. €	Summe 30.06.2017	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe 31.12.2016	Stufe 1
Übrige Finanzanlagen	1.099	72	181	846	1.055	64
Derivate (aktiv)	3.456		3.433	23	6.494	2
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.214		1.214		2.175
Wertpapiere	5.067	3.401	1.666		9.825	6.776
Derivate (passiv)	3.040	1	3.027	12	5.703	8
Davon: in Sicherungsbeziehungen	855		855		1.240

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in Mio. €	Stufe 2	Stufe 3
Übrige Finanzanlagen	202	789
Derivate (aktiv)	6.455	37
Davon: in Sicherungsbeziehungen	2.175
Wertpapiere	3.049
Derivate (passiv)	5.685	10
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.240

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

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2017

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			Veränderungen
in Mio. €	Stand: 01.01.2017	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen. Sonstiges	erfolgswirksam	zahlungswirksam	Stand: 30.06.2017
---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	789	10	9	38	846
Derivate (aktiv)	37	-1	-6	-7	23
Derivate (passiv)	10			2	12

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2016

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			Veränderungen
in Mio. €	Stand: 01.01.2016	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	erfolgswirksam	zahlungswirksam	Stand: 30.06.2016
---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	608	31	3	-4	638
Derivate (aktiv)	57	1	-4	-39	15
Derivate (passiv)	21		27	-48

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

Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste

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in Mio. €	Gesamt Jan -Jun 2017	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt Jan-Jun 2016	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
Umsatzerlöse			1	1
Materialaufwand	-6	-6	-32	-32
Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen	14	12	4	4
Beteiligungsergebnis	-5	-5	-1	-1
	3	1	-28	-28

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 und umgekehrt. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/-10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 3 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 3 Mio. € führen.

Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Im Zeitraum vom 1. Juli 2017 bis zur Aufstellung des Konzernzwischenabschlusses am 10. August 2017 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten:

Grundstücksverkauf

Ende Juli 2017 wurde mit der Tritax Big Box REIT plc eine Vereinbarung über den Verkauf eines Großteils des früheren Kraftwerksstandorts Littlebrook geschlossen. Die Transaktion wird voraussichtlich noch im laufenden Jahr wirksam. Ein kleinerer Teil des Areals wurde an den Übertragungsnetzbetreiber National Grid verkauft. Diese Transaktion wurde bereits Anfang August abgeschlossen. Die Grundstücksveräußerungen führen zu einem Euro-Gesamterlös im höheren zweistelligen Millionenbereich. Der ehemalige Kraftwerksstandort ist im RWE-Konzern dem Segment "Europäische Stromerzeugung" zugeordnet.

Kündigung Hybridanleihe

Am 9. Juni 2017 wurde eine im Juli 2012 begebene Hybridanleihe über 150 Mio. CHF gekündigt und am 26. Juli 2017 zurückgezahlt, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren. Gemäß IFRS war sie vollständig als Fremdkapital klassifiziert.

Verkauf Wohnungsbaugesellschaften

Mit Kaufvertrag vom 9. Februar 2017 hat die RWE Power AG ihren 50-prozentigen Anteil an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier Gesellschaft mit beschränkter Haftung und ihren 15-prozentigen Anteil an der GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH an die Vivawest GmbH veräußert. Der Verkauf führt zu einem Euro-Gesamterlös im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Er stand zum Abschlussstichtag noch unter dem Vorbehalt der Aufhebung des Gesetzes über Bergmannssiedlungen vom 10. März 1930. Die Aufhebung des Gesetzes wurde am 24. Juli 2017 im Bundesgesetzblatt verkündet.

Dotierung Kernenergiefonds

Am 3. Juli 2017 erfolgte eine Zahlung von 7,8 Mrd. € an den Kernenergiefonds (inklusive des E.ON wirtschaftlich zurechenbaren Dotierungsbetrags in Höhe von 1 Mrd. €). Durch die Zahlung entfällt die zum 30. Juni 2017 erfasste Verbindlichkeit gegenüber dem Kernenergiefonds vollständig. Die zum Bilanzstichtag gegenüber E.ON gebildete sonstige Forderung wurde zwischenzeitlich ebenfalls vollständig beglichen.

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 2017, die Bestandteile des Halbjahresfinanzberichts nach § 37w 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 11. August 2017

PricewaterhouseCoopers GmbH

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

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Michael Reuther	Ralph Welter
Wirtschaftsprüfer	Wirtschaftsprüfer

FINANZKALENDER 2017/2018

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14. November 2017	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2017
13. März 2018	Bericht über das Geschäftsjahr 2017
26. April 2018	Hauptversammlung
2. Mai 2018	Dividendenzahlung
15. Mai 2018	Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2018
14. August 2018	Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018
14. November 2018	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2018

Der vorliegende Zwischenbericht ist am 14. August 2017 veröffentlicht worden.

RWE Aktiengesellschaft

Huyssenallee 2

45128 Essen

www.rwe.com