RWE AG

Annual / Quarterly Financial Statement • May 16, 2018

RWE Aktiengesellschaft Essen Jahresabschluss 2017 Der Jahresabschluss und der Lagebericht der RWE AG für das Geschäftsjahr 2017 werden beim Betreiber des Bundesanzeigers (Bundesanzeiger Verlag GmbH, Köln) elektronisch eingereicht und im Bundesanzeiger bekannt gemacht. Der Lagebericht der RWE AG ist mit dem Lagebericht des Konzerns zusammengefasst; er ist in unserem Geschäftsbericht auf den Seiten 17 bis 85 veröffentlicht. Bilanz zum 31. Dezember 2017 Aktiva scroll in Mio. € (s. Anhang) 31.12.17 31.12.16 Anlagevermögen (1) Finanzanlagen 24.901 32.115 Umlaufvermögen Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände (2) Forderungen gegen verbundene Unternehmen 4.811 8.218 Sonstige Vermögensgegenstände 500 408 Wertpapiere (3) 1.212 2.003 Flüssige Mittel (4) 2.739 2.884 9.262 1 3.513 Rechnungsabgrenzungsposten (5) 5 345 34.168 45.973 Passiva in Mio. € (s. Anhang) 31.12.17 31.12.16 Eigenkapital (7) Gezeichnetes Kapital Stammaktien 1.474 1.474 Vorzugsaktien 100 100 1.574 1.574 Kapitalrücklage 2.385 2.385 Gewinnrücklagen Andere Gewinnrücklagen 1.223 733 Bilanzgewinn 922 5 6.104 4.697 Rückstellungen (8) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 337 330 Steuerrückstellungen 1.506 1.497 Sonstige Rückstellungen 525 592 2.368 2.419 Verbindlichkeiten (9) Anleihen 2.153 4.249 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 252 1.638 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 9 11 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 22.623 32.136 Sonstige Verbindlichkeiten 659 774 25.696 38.808 Rechnungsabgrenzungsposten 49 34.168 45.973 Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2017 scroll in Mio. € (s. Anhang) 2017 2016 Ergebnis aus Finanzanlagen (13) 2.268 -1.240 Zinsergebnis (14) -339 -368 Sonstige betriebliche Erträge (15) 236 1.614 Personalaufwand (16) -35 -47 Sonstige betriebliche Aufwendungen (17) -546 -391 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag (18) -172 -569 Ergebnis nach Steuern 1.412 -1.001 Jahresüberschuss/Jahresfehlbetrag 1.412 -1.001 Gewinnvortrag aus dem Vorjahr 0 0 Einstellung in andere Gewinnrücklagen/Entnahme aus anderen Gewinnrücklagen -490 1.006 Bilanzgewinn 922 5 0 = Betrag in geringer Höhe Anhang zum 31. Dezember 2017 Allgemeine Grundlagen Die RWE Aktiengesellschaft (RWE AG) mit Sitz in Essen ist in dem Handelsregister B des Amtsgerichts Essen unter HRB 14525 eingetragen. Der Jahresabschluss ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) aufgestellt. Um die Klarheit der Darstellung zu verbessern, sind einzelne Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst. Ferner wurde die Reihenfolge der Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung angepasst. Diese Posten sind im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt; die Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden Die Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten oder zu niedrigeren beizulegenden Werten angesetzt. Die Wertpapiere des Anlagevermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Ausleihungen sowie Arbeitgeberdarlehen sind zum Nominalwert bzw. mit dem niedrigeren beizulegenden Wert bilanziert. Flüssige Mittel sowie Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit dem Nennwert nach Abzug der erforderlichen Wertberichtigungen bilanziert. Es werden alle erkennbaren Einzelrisiken berücksichtigt. Unverzinsliche Forderungen in den sonstigen Vermögensgegenständen werden auf den Barwert abgezinst. Die Wertpapiere des Umlaufvermögens sind zu Anschaffungskosten bzw. niedrigeren Marktwerten bewertet. Unter dem aktiven Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwendungen für einen bestimmten Zeitraum danach darstellen. Im Rahmen der körperschaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft sind der RWE AG als Organträger und somit als Steuerschuldner sämtliche latenten Steuern des Organkreises zuzurechnen, sofern die Organschaft voraussichtlich auch künftig fortbesteht. Das Aktivierungswahlrecht nach § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wird ausgeübt, so dass grundsätzlich ein sich nach Saldierung von aktiven und passiven latenten Steuern ergebender Aktivüberhang als aktive latente Steuern bilanziert wird. Der Bewertung der latenten Steuern liegt ein unternehmensindividueller Steuersatz von 32,45 % zugrunde. Die Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags angesetzt. Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der Richttafeln 2005G von Prof. Dr. Klaus Heubeck - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit-Methode) gebildet. Sie werden mit dem von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre abgezinst, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt. Der Zinssatz im Dezember 2017 beträgt 3,68 % (Vorjahr: 4,01 %). Aus der Verlängerung des Referenzzeitraums für die Ermittlung des durchschnittlichen Marktzinssatzes von sieben auf zehn Jahre in 2016 ergibt sich zum Bilanzstichtag ein Unterschiedsbetrag in Höhe von 360 Mio. €. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,35 % (Vorjahr: 2,35 %), Rentensteigerungen je nach Versorgungsordnung von 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 % (Vorjahr: 1,0 %, 1,60 % bzw. 1,75 %) sowie unternehmensindividuelle Fluktuationsannahmen berücksichtigt. Soweit Deckungsmögen gemäß § 246 Abs. 2 HGB vorliegt, ergibt sich die Rückstellung aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwerts der Verpflichtung und des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens; der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert des verrechneten Deckungsvermögens. Ergebnisauswirkungen aus einer Änderung des Diskontierungszinssatzes, Zeitwertänderungen des Deckungsvermögens und laufende Erträge des Deckungsvermögens werden nach Verrechnung im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Bewertung der Rückstellungen für Jubiläumsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitleistungen wird nach versicherungsmathematischen Grundsätzen mit einem Zinssatz von 2,80 % (Vorjahr: 3,24 %) für Jubiläumsverpflichtungen bzw. 1,43 % (Vorjahr: 1,81 %) für Altersteilzeitleistungen vorgenommen. Bei der Bemessung der übrigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken, ungewissen Verbindlichkeiten sowie drohenden Verlusten aus schwebenden Geschäften Rechnung getragen. Die Verbindlichkeiten sind zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt. Einnahmen des Geschäftsjahres, die Erträge nach dem Bilanzstichtag darstellen, sind als passive Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen. Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang. Soweit möglich werden Bewertungseinheiten nach § 254 HGB gebildet. Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung erfasst und bei Deckung durch Sicherungsgeschäfte mit dem Sicherungskurs bewertet. Forderungen und Verbindlichkeiten ohne Sicherungsgeschäft werden mit dem Stichtagskurs bewertet, bei Laufzeiten von über einem Jahr unter Beachtung des Imparitätsprinzips. Erläuterungen zur Bilanz (1) Anlagevermögen Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlageposten und deren Entwicklung im Berichtsjahr stellen sich wie folgt dar: scroll Entwicklung des Anlagevermögens Anschaffungskosten in Mio. € Stand 01.01.17 Zugänge Abgänge Stand 31.12.17 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 21.883 100 2.946 19.037 Ausleihungen an verbundene Unternehmen 5.202 735 1.454 4.483 Beteiligungen 264 264 Wertpapiere des Anlagevermögens 5.219 60 3.857 1.422 Sonstige Ausleihungen 0 0 0 0 32.568 895 8.257 25.206 scroll Entwicklung des Anlagevermögens Kumulierte Abschreibungen in Mio. € Stand 01.01.17 Abschreibungen Abgänge Stand 31.12.17 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 233 233 Ausleihungen an verbundene Unternehmen Beteiligungen Wertpapiere des Anlagevermögens 220 14 162 72 Sonstige Ausleihungen 453 14 162 305 scroll Entwicklung des Anlagevermögens Buchwerte in Mio. € Stand 31.12.16 Stand 31.12.17 Finanzanlagen Anteile an verbundenen Unternehmen 21.650 18.804 Ausleihungen an verbundene Unternehmen 5.202 4.483 Beteiligungen 264 264 Wertpapiere des Anlagevermögens 4.999 1.350 Sonstige Ausleihungen 0 0 32.115 24.901 0 = Betrag in geringer Höhe Die Abgänge bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen betreffen im Wesentlichen eine Kapitalauskehrung bei der GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, die im Anschluss dazu auf die RWE Generation SE, Essen verschmolzen wurde. Die Zugänge betreffen vornehmlich eine Kapitalerhöhung bei der RWE Nuclear GmbH, Essen. Die Zugänge der Ausleihungen an verbundene Unternehmen betreffen ausschließlich die RWE Generation SE. Die Abgänge der Ausleihungen entfallen zu einem großen Teil auf die innogy SE, Essen. Mit Übertragung der externen Finanzverbindlichkeiten an die innogy SE entfielen entsprechende Ausleihungen aus internen Darlehensverträgen. Die Wertpapiere des Anlagevermögens beinhalten ausschließlich Anteile an Wertpapierfonds. Abgänge stehen im Zusammenhang mit der Rückführung von Verbindlichkeiten gegenüber der RWE Power AG, Essen. Die Angaben zum Anteilsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a HGB sind auf den Seiten 18 bis 49 aufgeführt. (2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände scroll in Mio. € 31.12.17 Davon RLZ1>1 Jahr 31.12.16 Davon RLZ1>1 Jahr Forderungen gegen verbundene Unternehmen 4.811 1.712 8.218 1.706 Sonstige Vermögensgegenstände 500 236 408 219 5.311 1.948 8.626 1.925 1 RLZ = Restlaufzeit Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Ansprüche aus Darlehen, Organschaftsabrechnungen und den laufenden Verrechnungsverkehr. Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen Steuererstattungsansprüche, Ansprüche aus geleisteten Barsicherheiten sowie Zinsabgrenzungen und -forderungen. (3) Wertpapiere Es handelt sich um sonstige Wertpapiere; diese betreffen geldmarktorientierte Fonds aus der Anlage flüssiger Mittel. (4) Flüssige Mittel Die flüssigen Mittel betreffen ausnahmslos Guthaben bei Kreditinstituten. (5) Rechnungsabgrenzungsposten scroll in Mio. € 31.12.17 31.12.16 Agio 315 Disagio 5 15 übrige 0 15 5 345 0 = Betrag in geringer Höhe Der Rückgang des Rechnungsabgrenzungspostens resultiert überwiegend aus dem Wegfall von Agien. Sie standen im Zusammenhang mit im Zuge der Neustrukturierung des RWE-Konzerns konzernintern übertragenen Ausleihungen. (6) Aktive latente Steuern scroll in Mio. € 31.12.17 31.12.16 Sachverhalt Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Aktive latente Steuern Passive latente Steuern Aktiva Anlagevermögen 774 75 80 51 Umlaufvermögen, übrige 753 795 2 Passiva Sonderposten 2 98 1 110 Rückstellungen 1.662 11 1.715 34 Verbindlichkeiten, übrige 7 38 5 0 Steuerliche Verluste Summe 3.198 222 2.596 197 Saldierung -222 -197 Aktiver Überhang 2.976 2.399 Nicht werthaltiger Anteil -2.976 -2.399 Bilanzausweis 0 = Betrag in geringer Höhe (7) Eigenkapital scroll Eigenkapitalentwicklung in Mio. € Stand 31.12.16 Mindererlös aus gewährten Mitarbeiteraktien Dividendenzahlungen Jahresüberschuss Stand 31.12.17 Gezeichnetes Kapital 1.574 1.574 Kapitalrücklage 2.385 2.385 Gewinnrücklagen Andere Gewinnrücklagen 733 0 490 1.223 Bilanzgewinn 5 -5 922 922 4.697 0 -5 1.412 6.104 0 = Betrag in geringer Höhe Das Grundkapital der RWE AG beläuft sich auf 1.573.748.477,44 € und hat folgende Struktur: Stammaktien: 575.745.499 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Stammaktien mit 575.745.499 Stimmen (93,7 % des gezeichneten Kapitals) Vorzugsaktien: 39.000.000 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Vorzugsaktien ohne Stimmrecht (6,3 % des gezeichneten Kapitals) Der rechnerische Wert je Stückaktie beträgt 2,56 €. Den Vorzugsaktien ohne Stimmrecht steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Vorzugsaktie zu. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien -unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2017 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2017 wurden von der RWE AG 340.960 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 7.634.911,49 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 872.857,60 € (0,06 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 340.920 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 40 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 7.581.949,81 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Darüber hinaus wurden von der innogy SE 4.080 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 74.822,64 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 10.444,80 € (0,00066 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der innogy SE und ihrer Tochterunternehmen erhielten anlässlich von Dienstjubiläen 4.000 Stammaktien und im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung 80 Stammaktien. Der hieraus resultierende Gesamterlös beträgt 67.171,02 €. Der Unterschiedsbetrag zum Kaufpreis wurde von der innogy SE aufwandswirksam berücksichtigt. Aus dem im Rahmen der Umstellung des Jahresdurchschnittszinssatzes bei Pensionsrückstellungen entstandenen Unterschiedsbetrag zum Bilanzstichtag in Höhe von 360 Mio. € sowie aus der über die Anschaffungskosten hinausgehenden Bewertung des Zweckvermögens zum beizulegenden Zeitwert abzüglich passiver latenter Steuern in Höhe von 61 Mio. € resultiert ein ausschüttungsgesperrter Gesamtbetrag in Höhe von 421 Mio. €; er ist durch frei verfügbare Rücklagen gedeckt. (8) Rückstellungen scroll in Mio. € 31.12.17 31.12.16 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 337 330 Steuerrückstellungen 1.506 1.497 Sonstige Rückstellungen 525 592 2.368 2.419 Die ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen schließen aufgrund von bestehenden Schuldbeitrittserklärungen auch Ansprüche von aktiven und ehemaligen Mitarbeitern verbundener Unternehmen sowie eines Beteiligungsunternehmens ein. Die anfallenden Aufwendungen für Altersversorgung der betroffenen Gesellschaften werden von diesen erstattet. Es erfolgt die Verrechnung des zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Deckungsvermögens mit den fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen: scroll 31.12.17 in Mio. € Historische Anschaffungskosten Beizulegender Zeitwert Erfüllungsbetrag Verrechnete Vermögensgegenstände (Deckungsvermögen) Anteile an verbundenen Unternehmen 5 4 Beteiligungen 164 138 Wertpapiere des Anlagevermögens 1.783 1.872 Sonstige Vermögensgegenstände 21 21 1.973 2.035 Verrechnete Schulden Erfüllungsbetrag für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 2.148 2.148 Saldo aus der Vermögensverrechnung (Pensionsrückstellung) 113 Die beizulegenden Zeitwerte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen wurden mit Börsenkursen, von den Fondsmanagern der betreffenden Beteiligungen mitgeteilten Nettoinventarwerten oder mit dem anteiligen Eigenkapital angesetzt. Als beizulegender Zeitwert der als Wertpapiere des Anlagevermögens kategorisierten Anteile an Investmentvermögen wurde der Rücknahmepreis verwendet. Das Investmentvermögen ist überwiegend in börsengehandelte Wertpapiere oder an anderen organisierten Märkten zugelassene oder in diese einbezogene Wertpapiere investiert. Beim beizulegenden Zeitwert der darüber hinaus bestehenden Rückdeckungsversicherungen für bestimmte Versorgungszusagen aus Entgeltumwandlung handelt es sich um den von der Versicherungsgesellschaft mitgeteilten Zeitwert, der sich im Wesentlichen aus den bisher geleisteten Versicherungsprämien und den erwirtschafteten Gewinnen des jeweiligen Versicherungsvertrags zusammensetzt. Ferner ist ein Guthabenkonto bei einem Kreditinstitut Bestandteil des Deckungsvermögens. Die Kategorisierung als sonstige Vermögensgegenstände erfolgt durch die Verfügungsbeschränkung aufgrund der treuhänderischen Verwaltung. Das Guthaben ist zum Nennwert angesetzt. Im Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden ferner Rückstellungen für Deputatverpflichtungen in Höhe von 224 Mio. € ausgewiesen. Die Steuerrückstellungen betreffen das Berichtsjahr sowie noch offene Betriebsprüfungszeiträume. Die sonstigen Rückstellungen betreffen überwiegend Zinsverpflichtungen, Risiken aus dem Beteiligungsbereich, drohende Verluste aus schwebenden Finanzgeschäften sowie Verpflichtungen aus dem Personalbereich. (9) Verbindlichkeiten scroll in Mio. € 31.12.17 Davon RLZ1≤ 1 Jahr Davon RLZ1>1 Jahr Davon RLZ1>5 Jahre 31.12.16 Davon RLZ1≤ 1 Jahr Anleihen 2.153 2.153 2.153 4.249 100 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 252 252 1.638 516 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 9 9 11 11 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 22.623 14.438 8.185 8.000 32.136 22.351 Sonstige Verbindlichkeiten 659 557 102 102 774 672 Davon aus Steuern (17) (17) (3) (3) Davon im Rahmen der sozialen Sicherheit (1) (0) (1) (1) (0) 25.696 1 5.256 10.440 10.255 38.808 23.650 0= Betrag in geringer Höhe 1 RLZ = Restlaufzeit Bei den Anleihen handelt es sich überwiegend um Hybridanleihen der RWE AG mit unterschiedlichen Fälligkeiten und Zinssätzen. Im Berichtsjahr sind Hybridanleihen mit einem Nominalvolumen von 585 Mio. € zurückgekauft worden. Darüber hinaus erfolgte eine Rückführung von CHF-/USD-Hybridanleihen zum erstmöglichen Kündigungstermin. Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich im Wesentlichen aus erhaltenen Barsicherheiten sowie aus Zinsabgrenzungen für bestehende Swap-Vereinbarungen zusammen. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen beinhalten die Überlassung von Finanzmitteln, Organschaftsabrechnungen sowie den laufenden Verrechnungsverkehr. Im Berichtsjahr sind weitere Anleihen sowie Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten auf die innogy SE übertragen worden. Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen überwiegend Geldmarktpapiere (Commercial Paper) sowie Zinsabgrenzungen. (10) Haftungsverhältnisse Die Haftungsverhältnisse beinhalten Verbindlichkeiten aus Bürgschaften, Gewährleistungsverträgen und solche aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten. Sie sind eingegangen, um Konzerngesellschaften in ihrem Geschäftsbetrieb zu unterstützen und Ansprüche von Mitarbeitern zu sichern. Bei den Verbindlichkeiten aus Bürgschaften handelt es sich um Erfüllungs- und Gewährleistungsbürgschaften in Höhe von insgesamt 311 Mio. € aus dem operativen Geschäft und dem Finanzgeschäft verbundener Unternehmen. Die Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen betragen insgesamt 5.658 Mio. €, davon 5.155 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen. Im Einzelnen handelt es sich um nachfolgende Sachverhalte: Garantien gegenüber Dritten wurden in Höhe von 631 Mio. € zu Gunsten verbundener Unternehmen ausgereicht. Im Zusammenhang mit der Einräumung von Kreditlinien (Bankavale) besteht gemäß der jeweiligen Inanspruchnahme eine gesamtschuldnerische Haftung in Höhe von insgesamt 430 Mio. €, zu Gunsten verbundener Unternehmen und Beteiligungsunternehmen, im Wesentlichen aus sogenannten Abzweiglinien. Im Rahmen der im Geschäftsjahr 2016 erfolgten Konzernumstrukturierung ist ein wesentlicher Teil bisher holdingbilanzierter Pensionsverpflichtungen durch Aufhebung der im Innenverhältnis bestehenden Erfüllungsübernahme auf Konzerngesellschaften übertragen worden. Aufgrund der im Außenverhältnis fortbestehenden Schuldbeitrittserklärungen haftet RWE AG für Ansprüche der aktiven und ehemaligen Mitarbeiter in Höhe von 4.010 Mio. €. Zu Gunsten verbundener Unternehmen bestehen gesamtschuldnerische Haftungen aus der in Vorjahren erfolgten Übertragung von Pensionsverpflichtungen an fünf verbundene Unternehmen in Höhe von 84 Mio. €. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung der Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Anteil bezüglich der Haftung ab dem 1. Januar 2018 21,347 % zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten. Die Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten betragen insgesamt 23 Mio. € und beinhalten die Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG sowie aus der Führung von Langzeitarbeitszeitkonten gemäß § 7e SGB IV im RWE-Konzern. Hierzu wurden Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von insgesamt 38 Mio. € in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt im Wesentlichen für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften und in geringem Umfang zu Gunsten eigener Mitarbeiter. Haftungsverhältnisse werden nur im Rahmen unserer Geschäftstätigkeit und nach eingehender Prüfung der hiermit zusammenhängenden Risiken eingegangen. Im Rahmen unseres Risikomanagementsystems führen wir ein laufendes Monitoring der vorstehenden Sachverhalte durch. Nach unserer Einschätzung werden die zugrunde liegenden Verbindlichkeiten durch den jeweiligen Hauptschuldner voraussichtlich erfüllt werden können. Vor diesem Hintergrund ist mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen und somit sind die eingegangenen Eventualverbindlichkeiten nicht zu passivieren. (11) Sonstige finanzielle Verpflichtungen Der Gesamtbetrag der sonstigen finanziellen Verpflichtungen beträgt 75 Mio. € und resultiert aus einer erteilten Finanzierungszusage. Hiernach besteht die Verpflichtung, in Folgejahren weitere Zuzahlungen in das Eigenkapital eines Beteiligungsunternehmens in Höhe von bis zu 75 Mio. € zu erbringen. Weitere sonstige, derzeit nicht quantifizierbare, finanzielle Verpflichtungen können sich aus folgenden Sachverhalten ergeben: Aufgrund der in Vorjahren erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht bei der RWE AG sowie den dem Pensionsfondsvertrag beigetretenen verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschussverpflichtung in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeber. Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsgerichtsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. Im Zusammenhang mit umwandlungsrechtlichen Vorgängen besteht gemäß § 133 UmwG eine gesamtschuldnerische Haftung für die Verbindlichkeiten der übertragenden Rechtsträger. (12) Derivative Finanzinstrumente und Bewertungseinheiten Zur Absicherung von Währungs- und Zinsrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen werden derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Folgende Übersicht zeigt die zum 31. Dezember 2017 bestehenden derivativen Finanzinstrumente: scroll Nominalvolumen Restlaufzeit >1 Jahr Beizulegender Zeitwert in Mio. € extern konzernintern extern konzernintern extern konzernintern Devisenderivate Devisentermingeschäfte 456 8.518 96 2.746 -9 -35 Zinswährungs-/Währungsswaps 17.129 2.385 1.551 944 152 -323 1 7.585 1 0.903 1.647 3.690 143 -358 Zinsswaps 3.910 2.428 2.547 1.465 142 1 21.495 1 3.331 4.194 5.1 55 285 -357 Der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert der derivativen Finanzinstrumente, soweit dieser verlässlich feststellbar ist. Liegt ein verlässlich feststellbarer Marktwert nicht vor, wird der beizulegende Zeitwert aus dem Marktwert gleichartiger derivativer Finanzinstrumente abgeleitet oder mithilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden bestimmt; hierzu zählen z. B. die Discounted-Cash-Flow-Methode und - bei Vorliegen von Optionen - das Black-Scholes-Modell. Dies erfolgt u. a. unter Berücksichtigung aktueller Wechselkursverhältnisse, marktgerechter Zinsstrukturkurven sowie Kreditausfallrisiken der Kontrahenten. Die in der Tabelle oben aufgeführten Derivate sind als Grund- oder Sicherungsgeschäfte in nachstehend beschriebenen Bewertungseinheiten enthalten. Die Höhe der mit Bewertungseinheiten abgesicherten Risiken beläuft sich auf insgesamt 682 Mio. €; davon betreffen 190 Mio. € Währungsrisiken, 319 Mio. € Zins- und Währungsrisiken sowie 173 Mio. € Zinsrisiken. Im Rahmen der Währungssicherung wurden u. a. Zins- bzw. Zinswährungsswaps und gegenläufige Grundgeschäfte mit einer 100-prozentigen Tochtergesellschaft abgeschlossen. Bei der RWE AG bilden die mit Banken abgeschlossenen Derivate und die jeweiligen Grundgeschäfte eine Bewertungseinheit, so dass kein Bewertungsergebnis entsteht. Hierbei handelt es sich um Mikrohedges (d. h. eindeutige Zuordnung von Grund- und Sicherungsgeschäften). Die Tochtergesellschaft setzt diese Swaps bzw. Fremdwährungsverbindlichkeiten u. a. zur Kurssicherung ihrer ausländischen Investition ein. Bei der Beendigung eines Swaps wird der positive oder negative Marktwert mit den Anschaffungskosten der Grundgeschäfte erfolgsneutral verrechnet. Zur Absicherung von Fremdwährungsforderungen gegenüber einer Tochtergesellschaft wurden Währungsswaps und Devisentermingeschäfte abgeschlossen (Mikrohedges). Zinswährungsswaps dienen der Sicherung begebener Anleihen (Mikrohedges). Darüber hinaus wurden für einzelne Zins- bzw. Währungsrisiken bei der RWE AG und Konzerngesellschaften Zins-swaps und Devisenderivate abgeschlossen, die überwiegend an Konzerngesellschaften kongruent weitergeleitet wurden. Hierbei handelt es sich sowohl um Mikrohedges als auch um Portfoliohedges, in denen Derivate mit gleichen Währungsrisiken zusammengefasst werden. Den Marktwertveränderungen der Derivate stehen bei vorhandenen Grundgeschäften entsprechende gegenläufige Marktwertveränderungen gegenüber. Der Nachweis der Effektivität erfolgt durch ein ordnungsgemäßes und angemessenes Risikomanagementsystem. Für negative Salden von Portfoliohedges wurden Rückstellungen für drohende Verluste in Höhe von 42 Mio. € gebildet. Für die RWE AG und ihre Konzernunternehmen sind Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten sowie Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt. Insbesondere dürfen derivative Finanzinstrumente, mit Ausnahme der Eigenhandelsgeschäfte im Energiehandel, vornehmlich zur Absicherung von Risiken im Zusammenhang mit Grundgeschäften und den damit verbundenen Liquiditätsanlagen und Finanzierungsvorgängen eingesetzt werden. Es kommen nur externe Vertragspartner guter Bonität in Frage. Originäre Finanzinstrumente, die mit den vorgenannten derivativen Finanzinstrumenten in Bewertungseinheiten (Mikrohedges) zusammengefasst sind, ergeben sich aus nachfolgender Übersicht: scroll Buchwert Beizulegender Zeitwert Davon mit einer Restlaufzeit von in Mio. € 31.12.17 31.12.17 bis 1 Jahr 2 - 5 Jahre >5 Jahre Finanzforderungen gesichertes Risiko: Währung 2.763 2.592 2.592 2.763 2.592 2.592 Finanzverbindlichkeiten gesichertes Risiko: Währung -1.022 -845 -845 Zins und Währung -289 -265 -265 -1.311 -1.110 -1.110 Die Ergebniseffekte dieser Finanzforderungen und -verbindlichkeiten werden durch gegenläufige Beträge aus Realisationen und Marktwertänderungen der Sicherungsgeschäfte kompensiert. Aufgrund von Betrags-, Risiko- und Fristengleichheit weisen die Bewertungseinheiten eine hohe Wirksamkeit auf, die anhand der Critical Terms Match Methode nachgewiesen wird. Die Bilanzierung der Bewertungseinheiten erfolgt nach der Einfrierungsmethode. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung (13) Ergebnis aus Finanzanlagen scroll in Mio. € 2017 2016 Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen mit verbundenen Unternehmen 2.168 528 Erträge aus Beteiligungen an verbundenen Unternehmen 3.683 übrigen Unternehmen 36 21 36 3.704 Aufwendungen aus Verlustübernahmen von verbundenen Unternehmen -33 -5.541 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 111 190 Davon aus verbundenen Unternehmen (58) (100) Zuschreibungen auf Finanzanlagen 208 Abschreibungen auf Finanzanlagen -14 -329 2.268 -1.240 Die Veränderungen der Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen sowie der Aufwendungen aus Verlustübernahmen resultieren im Wesentlichen aus dem konventionellen Erzeugungsbereich. Im Berichtsjahr spiegelt sich hier die Erstattung der Kernbrennstoffsteuer wider, im Vorjahr waren es dagegen hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke. Die Erträge aus Beteiligungen an verbundenen Unternehmen enthielten im Vorjahr die Dividende der RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen. (14) Zinsergebnis scroll in Mio. € 2017 2016 Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 246 203 Davon aus verbundenen Unternehmen (46) (58) Zinsen und ähnliche Aufwendungen -585 -571 Davon an verbundene Unternehmen (-213) (-184) Davon aus Aufzinsung von sonstigen Rückstellungen (0) (0) -339 -368 0 = Betrag in geringer Höhe Im Berichtsjahr wurde der Aufwand aus der Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (87 Mio. €) mit den Marktwertveränderungen sowie den übrigen Aufwendungen und Erträgen des für die Pensionsverpflichtungen bestehenden Deckungsvermögens (112 Mio. €) verrechnet. Der daraus resultierende Saldo ist in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen ausgewiesen und ergibt sich aus der nachfolgenden Übersicht: scroll in Mio. € 2017 Verrechnete Aufwendungen Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens -37 Zinsen und ähnliche Aufwendungen -87 Sonstige betriebliche Aufwendungen -2 -126 Verrechnete Erträge Erträge aus Beteiligungen 4 Sonstige betriebliche Erträge 110 Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 37 151 Saldo aus der Verrechnung von Aufwendungen und Erträgen 25 (15) Sonstige betriebliche Erträge Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 57 Mio. € stellen periodenfremde Erträge dar. Im Vorjahr wurden hier hohe Erträge aus gesellschaftsrechtlichen Vorgängen im Rahmen der Konzernumstrukturierung ausgewiesen. (16) Personalaufwand scroll in Mio. € 2017 2016 Löhne und Gehälter -24 -44 Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung -11 -3 Davon für Altersversorgung (-8) (0) -35 -47 0 = Betrag in geringer Höhe Der Aufwand für Altersversorgung umfasst den Dienstzeitaufwand der Pensionszuführung; der Zinsanteil der Pensionszuführung ist im Zinsergebnis enthalten. scroll Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt 2017 2016 in Mitarbeiteräquivalenten Angestellte 181 174 Davon Teilzeitbeschäftigte (16) (15) Davon befristet Beschäftigte (2) (3) Auszubildende 1 1 Die Angabe der Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt erfolgt in Mitarbeiteräquivalenten. Diese entsprechen Mitarbeitern gemäß dem jeweiligen prozentualen Beschäftigungsgrad. Der Zugang der Mitarbeiterzahl ist im Wesentlichen auf die Mitarbeitertransfers aus der RWE Group Business Services GmbH im Wege von Betriebsübergängen zurückzuführen. (17) Sonstige betriebliche Aufwendungen Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten periodenfremde Aufwendungen aus dem Wegfall von Agien in Höhe von 250 Mio. €. Ferner sind zu einem großen Teil Verwaltungsaufwendungen enthalten. Darüber hinaus werden sonstige Steuern in Höhe von 151 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €) ausgewiesen; diese stellen im Berichtsjahr periodenfremde Aufwendungen dar. Aufwendungen aus Währungsumrechnung belaufen sich auf 28 Mio. € (Vorjahr: 75 Mio. €). (18) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag beinhalten neben den laufenden Steuern für das Geschäftsjahr auch periodenfremde Steuererträge in Höhe von 82 Mio. € für frühere Veranlagungszeiträume. Sonstige Angaben Die Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats und des Vorstands gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 50 bis 54 aufgeführt. Der Vorstand und der Aufsichtsrat haben die gemäß § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG (www.rwe.com/corporate-governance) dauerhaft zugänglich gemacht. Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der individuellen Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts. Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2017 Gesamtbezüge in Höhe von 6.667 Tsd. €. Darin enthalten sind die im Rahmen der aktienbasierten Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (Tranche 2017) mit einem Ausgabezeitwert von 2.238 Tsd. € zugeteilten 192.556 Performance Shares. Die Bezüge des Aufsichtsrats betragen 2.760 Tsd. €. Zum Bilanzstichtag bestehen keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats, auch wurden im Berichtsjahr keine Kredite oder Vorschüsse gewährt. Frühere Mitglieder des Vorstands der RWE AG und ihre Hinterbliebenen erhielten 1.730 Tsd. €. Für Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen sind 32.371 Tsd. € zurückgestellt. Das von dem Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Gesamthonorar im Sinne des § 285 Nr. 17 HGB ist in der entsprechenden Anhangangabe des Konzernabschlusses enthalten und nach Abschlussprüferleistungen, anderen Bestätigungsleistungen, Steuerberatungsleistungen und sonstigen Leistungen aufgeschlüsselt. Für die RWE AG und die von ihr beherrschten Unternehmen sind andere Bestätigungsleistungen für die Prüfung des internen Kontrollsystems sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben angefallen. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. In den sonstigen Leistungen sind im Wesentlichen Vergütungen für Due Diligence-Leistungen enthalten. Die RWE AG hält zum Bilanzstichtag Anteile von mehr als 10 % an nachfolgendem Investmentvermögen: scroll Buchwert 31.12.17 in Mio. € Marktwert 31.12.17 in Mio. € Ausschüttung in 2017 in Mio. € Tägliche Rückgabemöglichkeit Unterlassene Abschreibungen Anlageziele Immobilienfonds 17 17 0 Nein Nein Mischfonds 3.166 3.166 91 Ja Nein 0 = Betrag in geringer Höhe Die Anlageschwerpunkte der Immobilienfonds umfassen überwiegend europäische Büro- und Einzelhandelsimmobilien. Die Mischfonds beinhalten im Wesentlichen internationale Aktien- und Rentenwerte. Für die Immobilienfonds sehen die Vertragsbedingungen eine quartalsweise Rückgabemöglichkeit vor. Es liegen die folgenden Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG vor: scroll Gesellschaftsname Sitz Grund der Mitteilung Datum der Schwellenerührung Stimmrechtsanteil % Anzahl der Stimmrechte Davon Zurechnung gemäß § 22 WpHG KEB Holding AG Dortmund, Deutschland Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 05.09.2017 5,71 32.860.448 32.858.533 BlackRock, Inc. Wilmington, DE, Vereinigte Staaten von Amerika Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 19.12.2017 4,94 28.416.608 28.416.608 RWEB GmbH & Co. KG Dortmund, Deutschland Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 22.06.2017 2,70 15.552.635 15.552.635 RW Holding AG i. L. Düsseldorf, Deutschland Erwerb/ Veräußerung von Aktien mit Stimmrechten 22.06.2017 5,08 29.252.475 Gewinnverwendungsvorschlag (Teil des Anhangs) Der Bilanzgewinn entwickelte sich wie folgt: scroll Jahresüberschuss 1.411.690.979,03 € Gewinnvortrag aus dem Vorjahr 24.771,07 € Einstellung in andere Gewinnrücklagen 489.500.000,00 € Bilanzgewinn 922.215.750,10 € Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2017 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,50 € und einer Sonderdividende von 1,00 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. scroll Dividende 922.118.248,50 € Gewinnvortrag 97.501,60 € Bilanzgewinn 922.215.750,10 € Versicherung der gesetzlichen Vertreter Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Jahresabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt und im zusammengefassten Lagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage der Gesellschaft so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung der Gesellschaft beschrieben sind. Essen, 26. Februar 2018 Der Vorstand Schmitz Krebber AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS) Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr.11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 e I) HGB zum 31. Dezember 2017 scroll I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande 100 181.751 - 30.270 An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 21.271 - 171 Andromeda Wind S.r.l., Bozen/Italien 51 7.593 2.078 Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg 90 39.002 2.928 A/V/E GmbH, Halle (Saale) 76 3.358 1.289 Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen 100 26.445 1.014 Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, Augsburg 100 24.728 1 Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 62 62.953 8.288 Belectric Solar & Battery - Gruppe - (vorkonsolidiert) 62.802 - 10.7222 Belectric France S.à.r.l., Vendres/Frankreich 100 Belectric GmbH, Kolitzheim 100 Belectric Israel Ltd., Be'er Scheva/Israel 100 Belectric Italia S.R.L., Latina/Italien 100 Belectric Photovoltaic India Private Limited, Mumbai/Indien 100 Belectric PV Dach GmbH, Kolitzheim 100 Belectric Solar & Battery GmbH, Kolitzheim 100 Belectric Solar Ltd., Iver/Großbritannien 100 hoch.rein Beteiligungen GmbH, Kolitzheim 100 Jurchen Technology GmbH, Helmstadt 100 Jurchen Technology India Private Limited, Mumbai/Indien 100 ka-tek GmbH, Kolitzheim 100 Padcon GmbH, Kitzingen 100 Solar Holding Poland GmbH, Kolitzheim 100 BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen 100 100 4.317.938 1 Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.006 14 Bristol Channel Zone Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 2.087 - 101 BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin 100 19.783 1 Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn 55 663.195 56.796 Carl Scholl GmbH, Köln 100 638 28 Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -3.475 - 115 Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 11.071 1.171 Channel Energy Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 17.207 - 789 CR-Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. KG Cottbus, Cottbus 8 - 1.134 454 Dromadda Beg Wind Farm Limited, Tralee/Irland 100 3.005 - 156 EGG Holding B.V. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 23.121 1.0422 Bakker CV Installatietechniek B.V., Zwaagdijk/Niederlande 100 EGG Holding B.V., Meppel/Niederlande 100 Energiewacht Facilities B.V., Zwolle/Niederlande 100 Energiewacht Steenwijk B.V., Zwolle/Niederlande 100 Energiewacht VKI B.V., Dalfsen/Niederlande 100 Energiewacht-A.G.A.S.-Deventer B.V., Deventer/Niederlande 100 Energiewacht-Gazo B.V., Zwolle/Niederlande 100 GasWacht Friesland B.V., Gorredijk/Niederlande 100 GasWacht Friesland Facilities B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 N.V. Energiewacht-Groep, Zwolle/Niederlande 100 Sebukro B.V., Amersfoort/Niederlande 100 ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen 100 883 1 Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas 100 31.327 1.045 Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech 100 1.447 432 ELMU DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Ungarn 100 714.231 - 6 ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn 100 768.337 33.850 ELMU-ÉMÁSZ Energiakereskedo Kft., Budapest/Ungarn 100 6.888 5.456 ELMU-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Ungarn 100 6.076 85 ELMU-ÉMÁSZHalozati Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 100 102 0 ELMU-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Ungarn 100 739 731 ÉMÁSZ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Miskolc/Ungarn 100 272.100 - 6 ÉMÁSZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn 100 281.341 9.270 Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen 50 56.917 36.492 Energiedirect B.V., Waalre/Niederlande 100 - 52.980 - 1.100 Energienetze Berlin GmbH, Berlin 100 25 1 Energies France S.A.S. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 31.131 - 1622 Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich 100 SAS Ile de France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energiewacht N.V. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 39.434 2.9822 EGD-Energiewacht Facilities B.V., Assen/Niederlande 100 Energiewacht installatie B.V., Assen/Niederlande 100 Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande 100 Energiewacht West Nederland B.V., Assen/Niederlande 100 energis GmbH, Saarbrücken 72 136.964 22.750 energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken 100 27.002 1 Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 140.154 2.529 Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 44.326 53.963 Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 24.421 236 envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz 59 1.709.000 203.052 envia SERVICE GmbH, Cottbus 100 3.316 1.362 envia TEL GmbH, Markkleeberg 100 18.998 3.004 envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 63.463 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz 100 56.366 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen 100 175.723 31.707 eprimo GmbH, Neu-Isenburg 100 4.600 1 Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 94.680 6.633 Essent CNG Cleandrive B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 - 12 - 12 Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 102.820 - 25.400 Essent EnergieBewust Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 - 4 - 4 Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande 100 - 534 - 106 Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande 100 - 266.782 - 3.357 Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande 100 715.800 - 3.986.800 Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 7.737.300 87.300 Essent Power B.V., Arnhem/Niederlande 100 18 43.772 Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 691.420 144.800 Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 272.828 700.384 Essent Wind Nordsee Ost Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH, Helgoland 100 256 1 Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn 54 299.368 15.517 EuroSkyPark GmbH, Saarbrücken 51 558 282 EVIP GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 11.347 1 EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg 54 49.347 13.570 FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken 100 4.180 1.326 Fri-El Anzi Holding S.r.l., Bozen/Italien 51 7.310 - 31 Fri-El Anzi S.r.l., Bozen/Italien 100 6.631 1.472 Fri-El Guardionara Holding S.r.l., Bozen/Italien 51 10.721 1.379 Fri-El Guardionara S.r.l., Bozen/Italien 100 10.304 2.502 GasNet, s.r.o., Ústi nad Labem/Tschechien 100 901.564 177.959 GBV Dreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 25 1 Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande 100 13.889 1.633 Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG, Bergkamen 51 6.277 594 Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA 100 56.342 1.055 Georgia Biomass LLC, Savannah/USA 100 38.248 17.163 GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund 100 100 103.680 92.908 Great Yarmouth Power Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen 51 96.827 5.001 GridServices, s.r.o., Brno/Tschechien 100 35.261 30.234 GWG Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 60 23.648 4.250 Harryburn Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 1.426 - 1.445 Hof Promotion B.V., Eindhoven/Niederlande 100 - 66 - 135 Immobilien-Vermietungsgesellschaft Schumacher GmbH & Co. Objekt Kundenzentren KG, Düsseldorf 8 - 115 949 innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 233.106 1 innogy Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 2.990.200 2.269.100 innogy Bergheim Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Beteiligungsholding GmbH, Essen 100 3.895.026 - 1 innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 226 1 innogy Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande 100 - 1.992 3.951 innogy Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen 100 5.310 1.259 Innogy Business Services UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 20.289 - 13.350 innogy Ceská republika a.s., Prag/Tschechien 100 2.139.381 209.039 innogy Company Building GmbH, Berlin 100 1.868 - 657 innogy Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 1.974 235 innogy Energie, s.r.o., Prag/Tschechien 100 204.051 123.410 innogy Energo, s.r.o., Prag/Tschechien 100 19.988 742 innogy Evendorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 10.907 1.546 innogy Gas Storage NWE GmbH, Dortmund 100 350.087 1 innogy Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien 100 539.594 12.496 innogy Gastronomie GmbH, Essen 100 275 1 innogy Grid Holding, a.s., Prag/Tschechien 50 1.143.966 150.629 Innogy Gym 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 11.240 - 6.265 Innogy Gym 3 Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 11.239 - 6.266 Innogy Gym 4 Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 33.715 - 18.804 innogy Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 26 1 innogy Hungária Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn 100 2.457 - 56 innogy indeland Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Eschweiler 100 60.722 1.761 innogy Innovation GmbH, Essen 100 130.038 1 innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 9.380.116 438.700 innogy IT Magyarország Kft., Budapest/Ungarn 100 1.159 72 innogy Italia S.p.A., Mailand/Italien 100 12.198 6.770 innogy Kaskasi GmbH, Hamburg 100 99 1 innogy Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten 100 25 1 innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode 100 25 1 innogy Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 25 1 innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 578 1 innogy Netze Deutschland GmbH, Essen 100 497.854 1 innogy New Ventures LLC, Palo Alto/USA 100 34.703 - 7.113 innogy Offshore Wind Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 - 2.527 384 innogy Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 5.722 0 innogy Polska S.A., Warschau/Polen 100 424.028 100.446 innogy Renewables Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 - 17.936 - 3.253 innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Dortmund 100 7.350 1 Innogy Renewables Ireland Limited, Dublin/Irland 100 - 811 - 807 innogy Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 208.516 - 82.713 Innogy Renewables UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.939.665 314.574 Innogy Renewables UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.524.877 142.590 Innogy Renewables US LLC, Delaware/USA 100 52.032 - 614 innogy SE, Essen 77 8.926.111 907.605 innogy Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen 100 13.386 - 19.149 innogy Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 8.240 7.841 Innogy Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland 100 4.771 823 innogy solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 1.952 - 51 innogy Solutions s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei 100 1.177 147 innogy Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 26 1 innogy South East Europe s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 1.058 - 54 innogy Spain, S.A.U.- Gruppe - (vorkonsolidiert) 131.098 - 2.7952 Danta de Energías, S.A., Soria/Spanien 99 Explotaciones Eólicas de Aldehuelas, S.L., Soria/Spanien 95 General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 Hidroeléctrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien 60 innogy Spain, S.A.U., Barcelona/Spanien 100 Innogy Stallingborough Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 8.334 - 181 innogy Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 676.069 45.951 innogy Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich 100 106 1 innogy TelNet GmbH, Essen 100 25 1 innogy Titz Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Essen 100 25 1 innogy Wind Onshore Deutschland GmbH, Hannover 100 77.373 1 innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 51 93.613 6.172 innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 - 36.246 70 innogy Zákaznické služby, s.r.o., Ostrava/Tschechien 100 1.572 1.109 innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 350.026 1 INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 16.907 6102 INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participações Sociais, Lda., São João do Estoril/Portugal 100 LUSITERG - Gestão e Produção Energética, Lda., São João do Estoril/Portugal 74 Isoprofs B.V., Meijel/Niederlande 100 - 28 - 155 iSWITCH GmbH, Essen 100 25 It's a beautiful world B.V., Amersfoort/Niederlande 100 4.691 1.262 Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen 75 92.527 8.343 Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 100 20.034 1 Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 99 432.269 1 KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 100 696.225 1 Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 8.901 426 Koprivnica Opskrba d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 285 0 Koprivnica Plin d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 8.786 0 Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der PreussenElektra GmbH, Lingen/Ems 88 144.433 - 66 Krzecin Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 12.763 - 4.583 Lechwerke AG, Augsburg 90 522.812 123.149 Leitungspartner GmbH, Düren 100 100 1 LEW Anlagenverwaltung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Gundremmingen 100 290.715 8.644 LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 471.290 14.983 LEW Netzservice GmbH, Augsburg 100 87 1 LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg 100 1.250 1 LEW TelNet GmbH, Neusäß 100 8.358 7.117 LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg 100 139.816 1 Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 59 44.436 5.702 Mátrai Erömü Zártkörüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn 51 299.124 - 29.258 MI-FONDS 178, Frankfurt am Main 100 800.195 20.504 MI-FONDS F55, Frankfurt am Main 100 606.1 14 18.336 MI-FONDS G50, Frankfurt am Main 100 100 1.323.501 - 23.448 MI-FONDS G55, Frankfurt am Main 100 286.700 10.963 MI-FONDS J55, Frankfurt am Main 100 15.589 287 MI-FONDS K55, Frankfurt am Main 100 124.357 26.180 MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale) 75 129.245 37.289 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, Halle (Saale) 100 25 1 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Halle (Saale) 100 4.171 1 Mittlere Donau Kraftwerke AG, München 408 5.113 0 ML Wind LLP, Swindon/Großbritannien 51 82.464 5.038 NEW AG, Mönchengladbach 404 175.895 65.248 NEW Netz GmbH, Geilenkirchen 100 95.699 28.498 NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, Mönchengladbach 100 15.587 36.406 NEW NiederrheinWasser GmbH, Viersen 100 46.613 12.169 NEW Smart City GmbH, Mönchengladbach 100 825 136 NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst 98 13.961 1.674 NEW Viersen GmbH, Viersen 100 13.330 6.689 Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen 100 8.087 1 Npower Business and Social Housing Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.985 17 Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.270 3.097 Npower Direct Limited, Swindon/Großbritannien 100 101.838 - 23.280 Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 172 15 Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 215.893 3.085 Npower Group plc, Swindon/Großbritannien 100 263.741 142.740 Npower Limited, Swindon/Großbritannien 100 211.895 - 4.568 Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 1.084.270 - 47.961 Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 729.513 - 33.057 Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 312 1 Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.440 0 OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein 100 11.190 1 Park Wiatrowy Nowy Staw Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 59.111 - 8.524 Park Wiatrowy Opalenica Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 18.317 - 4.842 Park Wiatrowy Suwalki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 52.536 - 6.330 Park Wiatrowy Tychowo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 25.459 - 17.680 Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen 51 21.091 - 12.703 Plus Shipping Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 27.283 - 834 Powerhouse B.V., Almere/Niederlande 100 48.818 5.900 PS Energy UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 874 - 885 Regenesys Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Regenesys Technologies, Swindon/Großbritannien 100 0 9 regionetz GmbH, Eschweiler 100 113.360 1 Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln 100 82.619 1 Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim 100 9.236 1 Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen 77 31.664 1.757 Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg 100 20.774 1 rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln 67 159.949 45.836 Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta 100 100 58.270 224 Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 167.609 8.733 RL Besitzgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 114.039 13.636 RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Gundremmingen 100 362.958 34.371 RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien 100 91 - 259 RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln 100 36.694 1 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 70 304.549 0 RWE Aktiengesellschaft, Essen 6.103.456 1.411.691 RWE Cogen UK (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien 100 11.050 1.430 RWE Cogen UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 164.341 2.262 RWE Cogen UK Trading Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 RWE Corner Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 35.259 5.153 RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen 100 100 13.874.855 1 RWE East, s.r.o., Prag/Tschechien 100 311 92 RWE Eemshaven Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 20 - 14.751 RWE Eemshaven Holding II B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 - 53.422 - 67.163 RWE Energie S.R.L., Bukarest/Rumänien 100 - 8.512 - 8.088 RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 706 - 1.063 RWE Generation Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 71.040 3.542 RWE Generation NL B.V., Arnhem/Niederlande 100 229.496 157.231 RWE Generation NL Participations B.V., Arnhem/Niederlande 100 380.771 - 1.764 RWE Generation NL Personeel B.V., Arnhem/Niederlande 100 12.152 7.215 RWE Generation SE, Essen 100 100 264.673 1 RWE Generation UK Holdings plc, Swindon/Großbritannien 100 3.057.822 1.823.646 RWE Generation UK plc, Swindon/Großbritannien 100 1.591.465 - 302.609 RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 9.553 - 2.705 RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien 100 399 - 1.702 RWE Markinch Limited, Swindon/Großbritannien 100 - 102.179 - 11.228 RWE Nuclear GmbH, Essen 100 100 99.858 1 RWE Personeel B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 - 40 - 40 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 181 - 328 RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen 100 100 2.037.209 1 RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 57.840 1 RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur 100 2.729 3.861 RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien 100 1.072.918 104.400 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 100.669 337 RWE Supply & Trading GmbH, Essen 100 100 446.778 1 RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien 100 612 237 RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien 100 9.143 - 1.639 RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz 100 28.012 22.646 RWE Technology International GmbH, Essen 100 12.463 1 RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei 100 847 66 RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.442 341 RWE Trading Americas Inc., New York City/USA 100 19.421 8.572 RWE Trading Services GmbH, Essen 100 5.735 1 RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3.348 0 RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr 80 79.480 9.609 SARIO Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Würzburg KG, Würzburg 8 - 10.112 417 SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen 90 16.561 1.398 Stadtwerke Düren GmbH, Düren 504 27.378 5.414 Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau 100 1.117 47 Süwag Energie AG, Frankfurt am Main 78 581.905 104.750 Süwag Grüne Energien und Wasser GmbH, Frankfurt am Main 100 6.441 1 Süwag Vertrieb AG & Co. KG, Frankfurt am Main 100 680 1 Syna GmbH, Frankfurt am Main 100 8.053 1 Taciewo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 18.033 - 6.988 The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 496 - 159 Transpower Limited, Dublin/Irland 100 4.576 - 136 Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 75.427 - 875 Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach 75 5.576 634 Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen 100 22 1 VKB-GmbH, Neunkirchen 50 42.998 3.633 Volta Energycare N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien 100 - 310 - 68 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 30.894 6.327 Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande 100 102 0 Volta Solar B.V., Heerlen/Niederlande 95 523 154 Volta Solar VOF, Heerlen/Niederlande 60 1.377 1.143 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 51 213.863 43.070 VSE Net GmbH, Saarbrücken 100 14.393 2.307 VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken 100 3.109 1 VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein/Sa. 98 26.908 2.266 Východoslovenská distribucná, a.s., Kosice/Slowakei 100 600.975 30.626 Východoslovenská energetika a.s., Kosice/Slowakei 100 123.008 1.870 Východoslovenská energetika Holding a.s., Kosice/Slowakei 494 576.445 15.824 Wendelsteinbahn GmbH, Brannenburg 100 3.318 556 Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg 100 38 1 Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf 100 9.875 1 Westnetz GmbH, Dortmund 100 281.306 1 Windpark Kattenberg B.V., Zwolle/Niederlande 100 205 242 Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 10.785 - 359 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover 100 1.138 240 WTTP B.V., Arnhem/Niederlande 100 11.954 300 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt MEAG Halle KG, Düsseldorf 8 - 720 459 scroll II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Adensis GmbH, Dresden 100 322 62 Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien 100 284 5 Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen 50 100 5.113 0 Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund 100 - 70.051 - 2.572 Alvarado Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 3 AQUAVENT Gesellschaft für Umwelttechnik und regenerierbare Energien mbH, Lützen 100 3.111 2.292 Aura Merger Sub LLC, Dover/USA 100 3 Belectric Australia Pty. Limited, Victoria/Australien 100 - 494 370 Belectric Chile Energia Fotovoltaica LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 - 1.034 - 662 Belectric Espana Fotovoltaica S.L., Madrid/Spanien 100 21 - 17 Belectric Inc., San Mateo/USA 100 - 478 647 Belectric International GmbH, Kolitzheim 100 45 29 Belectric Inversiones Latinoamericana S.L., Madrid/Spanien 100 192 - 47 Belectric JV GmbH, Kolitzheim 100 14 - 5 Belectric Mexico Fotovoltaica S.de R.L. de C.V., Bosques de las Lomas/Mexiko 100 - 471 - 107 Belectric Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 - 149 - 45 Belectric PV 10 (SARL), Vendres/Frankreich 100 - 5 - 2 Belectric PV 5 (SARL), Vendres/Frankreich 100 - 8 - 2 Belectric PV 6 (SARL), Vendres/Frankreich 100 - 5 0 Belectric PV 9 (SARL), Vendres/Frankreich 100 - 15 - 2 Beteiligungsgesellschaft Werl mbH, Essen 51 1.182 499 bildungszentrum energie GmbH, Halle (Saale) 100 613 138 Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, Bad Wimpfen 51 2.266 162 Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, Bad Wimpfen 100 32 1 Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co. KG, Anhausen 51 166 28 Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, Anhausen 100 31 1 Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, Schwalmtal 66 787 - 119 Biogasanlage Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 99 44 4 Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Catalina-Cypress Holding Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Cirie Centrale PV s.a.s. (SRL), Rom/Italien 100 - 5 0 Clavellinas Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Climagy Photovoltaikprojekt GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 29 - 3 Climagy Photovoltaikprojekt Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy PV-Freifeld GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 29 - 5 Climagy PV-Freifeld Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy PV-Sonnenanlage GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 25 - 6 Climagy PV-Sonnenanlage Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy Sonneneinstrahlung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 16 - 3 Climagy Sonneneinstrahlung Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 24 0 Climagy Sonnenkraft GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 30 - 4 Climagy Sonnenkraft Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Climagy Sonnenstrom GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 28 - 4 Climagy Sonnenstrom Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Climagy Stromertrag GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 16 - 3 Climagy Stromertrag Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Clocaenog Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Cloghaneleskirt Energy Supply Limited, Tralee/Irland 100 3 COMCO MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 286 127 Curns Energy Limited, Dublin/Irland 70 3 DigiKoo GmbH, Essen 100 3 Doggerbank Project 3B Innogy Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 3C Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Doggerbank Project 3D Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Doggerbank Project 3E Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Doggerbank Project 3F Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Essen 100 19.759 1.619 easyOptimize GmbH, Essen 100 - 2.771 - 4.795 Eko-En 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.305 - 1.028 El Algarrobo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Chañar (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Navajo Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 El Pimiento (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Solar SpA, Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Tamarugo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 ELMU-ÉMÁSZ Energiatároló Kft., Budapest/Ungarn 100 3 Energenti plus d. o. o., Cerknica/Slowenien 100 21 6 Energetyka Wschod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 98 20 Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co. KG, Leimen 75 198 14 Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, Leimen 75 28 1 energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, Siegburg 64 112 4 Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co. KG, Timmendorfer Strand 51 3.196 155 Energy Ventures GmbH, Saarbrücken 100 6 - 2 enervolution GmbH, Bochum 100 48 1 enviaM Erneuerbare Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Markkleeberg 100 35 2 enviaM Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale) 100 26 1 enviaM Zweite Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale) 100 3 Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien 52 1.563 - 32 ESK GmbH, Dortmund 100 128 1 Fernwärmeversorgung Saarlouis-Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis 100 7.567 1 "Finelectra" Finanzgesellschaft für Elektrizitäts- Beteiligungen AG, Hausen/ Schweiz 100 9.760 34 Free Electrons LLC, Palo Alto/USA 100 3 Fresh Energy GmbH, Berlin 62 9 FUCATUS Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Recklinghausen KG, Düsseldorf 94 0 0 Fundacja innogy w Polsce, Warschau/Polen 100 40 37 Gazules I Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Gazules II Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 3 GBV Dreiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 GBV Einunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 30 1 GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 1 GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 21 - 4 GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus 100 268 - 24 Goole Fields II Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen 51 38 1 GWG Kommunal GmbH, Grevenbroich 100 100 - 470 Hennef (Sieg) Stromnetz GmbH & Co. KG, Hennef 100 100 0 Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Barcelona/Spanien 100 428 0 Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mbH, Hannover 100 16 - 16 innogy Charge Tech GmbH, Dortmund 100 3 innogy Consulting Americas, LLC, Cambridge/USA 100 3 innogy Consulting GmbH, Essen 100 3.833 4.626 innogy Dritte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 100 1 innogy e-Mobility Limited, London/Großbritannien 100 3 innogy e-mobility US LLC, Delaware/USA 100 3 innogy Energetyka Zachod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 196 71 innogy indeland Windpark Eschweiler Verwaltungs GmbH, Eschweiler 100 41 6 INNOGY INNOVATION CENTER LTD, Tel Aviv/Israel 100 20 - 135 innogy Innovation UK Ltd., London/Großbritannien 100 3 innogy Middle East & North Africa Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate 100 1.602 - 1.488 innogy Offshore Wind Netherlands Participations I B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations II B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations III B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations IV B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Polska Solutions Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 148 0 innogy Renewables Canada Inc., Vancouver/Kanada 100 2.562 - 2.119 Innogy Renewables US Wind Holdings LLC, Dover/USA 100 3 innogy Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Essen 100 53 7 innogy Solar Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 innogy Stiftung für Energie und Gesellschaft gGmbH, Essen 100 54.968 - 3.104 innogy TelNet Holding, s.r.o., Prag/Tschechien 100 - 31 - 1 innogy Turkey Energi Anonim Sirketi, Istanbul/Türkei 100 720 - 359 Innogy US Renewable Projects LLC, Delaware/USA 100 0 0 innogy Ventures GmbH, Essen 100 52.749 - 3.688 innogy Ventures Vermögensverwaltung 4 GmbH, Essen 100 9 innogy Ventures Vermögensverwaltung 5 GmbH, Essen 100 9 innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 51 43 2 innogy Windpark Jüchen A44n GmbH & Co. KG, Essen 100 284 - 16 Innogy Windpark Jüchen A44n Verwaltungs GmbH, Essen 100 34 8 Inversiones Belectric Chile LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 - 24 - 9 Jerez Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Jurchen Technology USA Inc., San Mateo/USA 100 8 - 3 Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim 51 1.108 501 Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim 51 30 0 Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Korproject Energy Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken 100 195 61 Las Vaguadas I Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Las Vaguadas II Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Lech Energie Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 100 9 - 1 Lech Energie Verwaltung GmbH, Augsburg 100 25 0 Lemonbeat GmbH, Dortmund 100 9.952 - 3.169 Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, Lößnitz 100 10 - 3 Lößnitz Netz Verwaltungs GmbH, Lößnitz 100 27 0 Mátrai Erömü Központi Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 3.306 72 Middlemoor Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, Halle (Saale) 100 25 1 Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, Chemnitz 100 21 - 1 MotionWerk GmbH, Essen 60 9 Netzwerke Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 100 50 1 NEW b_gas Eicken GmbH, Schwalmtal 100 - 879 11 NEW Re GmbH, Mönchengladbach 95 10.035 50 NEW Windenergie Verwaltung GmbH, Mönchengladbach 100 25 0 NEW Windpark Linnich GmbH & Co. KG, Mönchengladbach 100 20 - 10 NEW Windpark Viersen GmbH & Co. KG, Mönchengladbach 100 3 Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale) 100 172 30 Oranje Wind Power B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 Oranje Wind Power C.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 Oschatz Netz GmbH & Co. KG, Oschatz 75 561 217 Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, Oschatz 100 26 0 Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.039 - 65 Park Wiatrowy Elk Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 618 602 Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.104 - 1.806 Park Wiatrowy Msciwojów Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 269 - 1.720 Park Wiatrowy Prudziszki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 39 - 21 Park Wiatrowy Smigiel I Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 675 - 1.956 Photovoltaikkraftwerk Götz GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 29 - 3 Photovoltaikkraftwerk Götz Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 15 - 4 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 28 - 3 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 29 - 5 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 27 - 6 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 17 - 3 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 PI E&P Holding Limited, George Town/Cayman Islands 100 4.550 0 PI E&P US Holding LLC, New York City/USA 100 4.539 - 12 Powerhouse Energy Solutions S.L., Madrid/Spanien 100 26 0 Primus Projekt GmbH & Co. KG, Hannover 100 359 - 172 PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien 100 238 6 Qualitas-AMS GmbH, Siegen 100 3 Quintana Fotovoltaica SLU, Madrid/Spanien 100 3 RD Hanau GmbH, Hanau 100 0 0 REV LNG SSL BC LLC, Ulysses/USA 85 5.601 - 178 Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen 100 5.369 1 rhenagbau GmbH, Köln 100 4.058 1 ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 775 - 26 Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 0 0 RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei 100 976 62 RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien 100 74 - 19 RWE Enerji Toptan Satis A.S., Istanbul/Türkei 100 6.179 - 3.131 RWE Ingen!us Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.187 - 2.062 RWE Innogy Serbia d.o.o., Belgrad/Serbien 100 75 4 RWE NSW PTY LTD, Sydney/Australien 100 30.938 0 RWE Pensionsfonds AG, Essen 100 100 3.757 34 RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen 100 25 1 RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China 100 2.072 7 RWE Power Climate Protection GmbH, Essen 100 23 1 RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 59 5 RWE Power International Ukraine LLC, Kiew/Ukraine 100 0 0 RWE Rhein Oel Ltd., London/Großbritannien 100 - 1 0 RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei 100 1.344 - 35 RWE Trading Services Ltd., Swindon/Großbritannien 100 1.227 94 RWE-EnBW Magyarország Energiaszolgáltató Korlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn 70 391 20 RWEST PI FRE Holding LLC, New York City/USA 100 9.708 - 5.375 RWEST PI LNG HOLDING LLC, New York City/USA 100 5.593 0 RWEST PI LNG 1 LLC, New York City/USA 100 1.331 0 RWEST PI LNG 2 LLC, New York City/USA 100 4.688 0 RWEST PI WALDEN HOLDING LLC, New York City/USA 100 6.318 - 30 RWEST PI WALDEN 1 LLC, New York City/USA 100 6.320 0 Santa Severa Centrale PV s.a.s. (SRL), Rom/Italien 100 - 151 0 Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Scharbeutz 51 4.371 199 SchlauTherm GmbH, Saarbrücken 75 301 82 SEG Solarenergie Guben GmbH & Co. KG, Guben 100 3.159 - 1 SEG Solarenergie Guben Management GmbH, Halle (Saale) 100 3 Sofia Offshore Wind Farm Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 SOLARENGO Energia, Unipessoal, Lda., Cascais/Portugal 100 3 Solarkraftwerk Herlheim GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 28 - 4 Solarkraftwerk Herlheim Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Solarkraftwerk Meuro GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 29 - 3 Solarkraftwerk Meuro Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Solarkraftwerk Oberspiesheim GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 - 27 - 5 Solarkraftwerk Oberspiesheim Verwaltungs GmbH, Kolitzheim 100 28 0 SP Solarprojekte GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 1 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 1 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 2 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 2 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 3 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 4 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 4 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 5 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 5 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 6 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 6 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 7 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 3 SP Solarprojekte 7 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 3 Stadtwerke Korschenbroich GmbH, Mönchengladbach 100 46 - 6 Storage Facility 1 Ltd., Slough/Großbritannien 100 3 Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, Friedberg 100 3 Stromnetz Pulheim Verwaltung GmbH, Pulheim 100 3 Sun Data GmbH, Kolitzheim 100 74 70 Sunpow 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 Sunrise Energy Generation Pvt. Ltd., Mumbai/Indien 100 69 4 Süwag Vertrieb Management GmbH, Frankfurt am Main 100 27 1 SVFR 12 (SAS), Vendres/Frankreich 100 - 110 - 2 Thermolux S.a.r.l., Luxemburg/Luxemburg 100 98 - 484 TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 51 4.721 1.699 ucair GmbH, Berlin 85 9 Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main 80 573 31 Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, Timmendorfer Strand 51 27 1 Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, Scharbeutz 51 27 1 VKN Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Ensdorf 51 32 1 VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 100 2.800 - 30 VSE - Windpark Merchingen VerwaltungsGmbH, Saarbrücken 100 63 1 VSE Agentur GmbH, Saarbrücken 100 131 116 VSE Call centrum, s.r.o., Kosice/Slowakei 100 72 17 VSE Ekoenergia, s.r.o., Kosice/Slowakei 100 92 - 39 VSE-Stiftung gGmbH, Saarbrücken 100 2.571 - 8 Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg 100 86 55 Warsun Project Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 Wasser-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 100 3 WEK Windenergie Kolkwitz GmbH & Co. KG, Kolkwitz 100 - 1.184 - 1.143 WIJA GmbH, Bad Neuenahr-Ahrweiler 100 481 19 Windkraft Hochheim GmbH & Co. KG, Hochheim 100 2.820 70 Windpark Büschdorf GmbH, Perl 100 3 Windpark Eekerpolder B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 Windpark Eschweiler Beteiligungs GmbH, Stolberg 59 9.767 - 321 Windpark Oostpolderdijk B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 Windpark Paffendorf GmbH & Co. KG, Essen 100 3 Windpark Paffendorf Verwaltungs GmbH, Essen 100 3 Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Lützen 100 31 0 Windpark Wadern-Felsenberg GmbH, Wadern 100 3 WK Solar Project Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 WKH Windkraft Hochheim Management GmbH, Halle (Saale) 100 3 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Naumburg KG, Düsseldorf 8 - 711 0 4Motions GmbH, Leipzig 100 3 scroll III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg 49 29.913 1.767 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 49 4.211 1.155 Gas-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 49 3.656 1.167 Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Reading/Großbritannien 50 1.170.493 85.301 Netzgesellschaft Südwestfalen mbH & Co. KG, Netphen 49 12.264 11 N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Niederlande 30 59.162 6.674 scroll IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund Verwaltungsgesellschaft mbH, Bad Camberg 100 27 1 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen 100 31 2 scroll V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen 515 38.579 1.486 AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg 50 99.413 14.400 BEW Netze GmbH, Wipperfürth 615 6.534 - 63 Budapesti Disz- es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn 50 30.358 465 C-Power N.V., Oostende/Belgien 27 211.124 12.431 Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall 33 8.374 5.427 FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen 50 43.453 14.372 Galloper Wind Farm Holdco Limited, Swindon/Großbritannien 25 - 144.596 8.955 Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 - 102 - 845 Innogy Venture Capital GmbH, Dortmund 755 472 75 Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein 675 32.775 5.467 PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mbH, Neuss 50 178 - 2 Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain 755 5.693 521 SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien 50 410 - 26 Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg 40 513 4.0892 Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen 50 27.700 4.942 Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems) 40 13.471 11 Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 49 443 12 Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg 49 2.999 141 SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn 30 20.340 2.953 TCP Petcoke Corporation, Dover/USA 50 22.310 8.0672 URANIT GmbH, Jülich 50 70.733 114.500 Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien 48 205.257 24.027 scroll VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Amprion GmbH, Dortmund 25 25 1.651.100 158.100 ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal 40 4.283 595 Belectric Gulf Limited, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 49 2.465 2.065 Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund 40 188.831 11 EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf 49 2.501 75 Energieversorgung Guben GmbH, Guben 45 16.895 1.241 Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth 25 4.961 11 Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen 106 32.345 13.699 ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers 20 32.915 11 e-regio GmbH & Co. KG, Euskirchen 43 85.218 14.006 EWR Aktiengesellschaft, Worms 26 74.307 7.914 EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms 50 135.649 7.941 EWR GmbH - Energie und Wasser für Remscheid, Remscheid 20 83.816 14.920 Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg 30 10.038 1.283 Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach GmbH, Bous 49 14.137 3.178 GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen 28 34.950 29.8492 Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim 40 114.141 6.647 HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal 32 12.601 2.234 Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Dortmund 785 26.907 977 Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich 49 844.507 89.6652 KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich 136 817.158 86.993 Kemkens B.V., Oss/Niederlande 49 35.548 9.313 KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung AG, Neunkirchen 29 74.764 11.550 MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen 47 34.833 11.183 medl GmbH, Mülheim an der Ruhr 39 21.829 11 Mingas-Power GmbH, Essen 40 7.002 6.333 Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf 27 5.361 419 PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln 107 2.401.402 341.238 Pfalzwerke Aktiengesellschaft, Ludwigshafen 27 244.154 51.212 Projecta 14 GmbH, Saarbrücken 50 38.315 2.090 Propan Rheingas GmbH & Co KG, Brühl 30 7.737 898 Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen 50 16.030 1.112 RheinEnergie AG, Köln 20 886.918 154.826 Rhein-Main-Donau AG, München 22 110.169 0 Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg Baden 50 59.339 2.809 Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen 25 24.872 4.586 SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus 33 34.516 5.944 SSW Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co. KG, St. Wendel 50 20.215 2.223 Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben 35 17.459 2.969 Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale) 45 32.759 6.306 Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen 40 20.039 1.812 Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg 20 189.336 4.700 Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein 25 12.115 11 Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen 29 128.679 27.426 Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern 49 12.875 3.094 Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach 25 39.925 11 Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 49 14.868 3.678 Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn 49 2.154 268 Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane 24 14.846 2.443 Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg 40 22.092 4.108 Stadtwerke Merzig GmbH, Merzig 50 15.906 3.135 Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss 25 88.344 14.761 Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald 50 6.037 2.445 Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen 25 55.812 5.465 Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland 24 13.835 1.786 Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis 49 37.022 4.586 Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert 50 82.005 11 Stadtwerke Weißenfels GmbH, Weißenfels 24 24.825 4.981 Stadtwerke Willich GmbH, Willich 25 13.981 4.144 Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz 24 21.379 3.645 SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 33 36.751 4.988 Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande 605 9.949 1.642 Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel GmbH, St. Wendel 28 22.960 1.867 wbm Wirtschaftsbetriebe Meerbusch GmbH, Meerbusch 40 23.543 4.336 Xelan SAS, Saint-Denis La Plaine/Frankreich 34 264 - 159 Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien 31 2.887 3.548 Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau 27 43.360 10.466 scroll VII. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Abwasser-Gesellschaft Knapsack, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Hürth 33 461 231 Alt Han Company Limited, London/Großbritannien 21 0 0 Ascent Energy LLC, Wilmington/USA 50 8.312 - 985 Awotec Gebäude Servicegesellschaft mbH, Saarbrücken 48 91 - 9 Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert GmbH, St. Ingbert 49 86 6 Balve Netz GmbH & Co. KG, Balve 25 3 Bayerische Ray Energietechnik GmbH, Garching 49 1.251 551 Biogas Wassenberg GmbH & Co. KG, Wassenberg 32 1.248 71 Biogas Wassenberg Verwaltungs GmbH, Wassenberg 32 38 1 Breer Gebäudedienste Heidelberg GmbH, Heidelberg 45 504 224 Breitband-Infrastrukturgesellschaft Cochem-Zell mbH, Cochem 21 - 592 45 Brüggen.E-Netz GmbH & Co. KG, Brüggen 25 3.249 556 Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, Brüggen 25 29 2 CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich 50 2.347 1.291 CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten 49 - 1.366 - 1.067 CECEP Ningxia New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/China 25 18.645 59 Centralny System Wymiany Informacji Sp. z o.o., Poznan/Polen 20 3 Conjoule GmbH, Essen 40 9 DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, Schmalkalden 33 280 28 Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben 31 1.256 745 Dii GmbH, München 20 288 - 124 Discovergy GmbH, Aachen 24 3 Dorsten Netz GmbH & Co. KG, Dorsten 49 5.805 833 EfD Energie-für-Dich GmbH, Potsdam 49 29 6 ELE-GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen 49 64 39 ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, Bottrop 50 50 15 ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen 30 667 142 Elsta B.V., Middelburg/Niederlande 25 47.499 33.814 Elsta B.V. & CO C.V., Middelburg/Niederlande 25 47.722 33.892 EMDO S.A.S., Paris/Frankreich 30 3 Energie BOL GmbH, Ottersweier 50 35 3 Energie Mechernich GmbH & Co. KG, Mechernich 49 4.194 451 Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, Mechernich 49 31 2 Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall 33 26 1 Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg 44 29 1 Energiepartner Dörth GmbH, Dörth 49 32 3 Energiepartner Elsdorf GmbH, Elsdorf 40 49 7 Energiepartner Hermeskeil GmbH, Hermeskeil 20 23 0 Energiepartner Kerpen GmbH, Kerpen 49 26 1 Energiepartner Niederzier GmbH, Niederzier 49 3 Energiepartner Projekt GmbH, Essen 49 49 23 Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, Kreuztal 40 24 - 1 Energiepartner Wesseling GmbH, Wesseling 30 27 2 Energie-Service-Saar GmbH, Völklingen 50 - 1.796 - 6 Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, Bad Bentheim 25 2.919 566 Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, Bad Bentheim 25 31 2 Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum 34 5.410 3.117 Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum 34 59 2 Energieversorgung Horstmar/Laer GmbH & Co. KG, Horstmar 49 2.300 308 Energieversorgung Kranenburg Netze GmbH & Co. KG, Kranenburg 25 1.698 206 Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs GmbH, Kranenburg 25 29 2 Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg 49 3.007 1.173 Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, Niederkassel 49 2.745 164 Energieversorgung Oelde GmbH, Oelde 25 8.260 2.685 Energotel, a.s., Bratislava/Slowakei 20 6.805 1.293 energy4u GmbH & Co. KG, Siegburg 49 25 0 ENERVENTIS GmbH & Co. KG, Saarbrücken 33 1.090 513 Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig 50 436 6 Erdgasversorgung Schwalmtal GmbH & Co. KG, Viersen 50 3.109 3.654 Erdgasversorgung Schwalmtal Verwaltungs-GmbH, Viersen 50 37 1 Erneuerbare Energien Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach 25 479 48 eShare.one GmbH, Dortmund 25 3 Esta VOF, Ridderkerk/Niederlande 50 10 evm Windpark Höhn GmbH & Co. KG, Höhn 33 - 655 - 550 EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, Baesweiler 45 2.420 1.047 EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, Baesweiler 45 30 1 FAMOS - Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück 49 100 3 Fassi Coal Pty. Ltd., Newcastle-Rutherford/Australien 40 - 7.259 405 Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH (FVZ), Zwönitz 50 3.296 331 First River Energy LLC, Denver/USA 36 - 1.321 - 7.479 Focal Energy Photovoltaic Holdings Limited, Nicosia/Zypern 50 1.476 - 4 Foton Technik Sp. z o.o., Warschau/Polen 50 162 32 FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen 50 34 0 Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken 49 4.405 588 Gas-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 49 3 Gas-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf 49 1.301 202 Gasnetzgesellschaft Mettmann GmbH & Co. KG, Mettmann 25 1.000 0 Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück 49 3 Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück 49 3 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, Saulheim 49 2.184 785 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltung mbH, Wörrstadt 49 32 2 Geiger Netzbau GmbH, Mindelheim 49 - 159 - 184 Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze GmbH & Co. KG, Bad Sassendorf 25 2.129 302 Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze Verwaltung GmbH, Bad Sassendorf 25 29 2 Gemeindewerke Bissendorf Netz GmbH & Co. KG, Bissendorf 49 2.786 511 Gemeindewerke Bissendorf Netz Verwaltungs-GmbH, Bissendorf 49 27 0 Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel 45 6.935 498 Gemeindewerke Namborn GmbH, Namborn 49 828 48 Gemeinschaftswerk Hattingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 52 2.045 - 189 GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein 20 13 - 64 GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 31 56 3 Gichtgaskraftwerk Dillingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 25 30.989 4.445 GISA GmbH, Halle (Saale) 24 9.184 3.584 GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Köln 50 55 4 G&L Gastro-Service GmbH, Augsburg 35 29 4 GNEE Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, Freisen 49 13 - 5 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf 21 52.921 2.003 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, Troisdorf 21 38 1 GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, Stolberg 49 677 15 Green Solar Herzogenrath GmbH, Herzogenrath 45 3.822 404 Greenergetic GmbH, Bielefeld 35 921 - 2.361 Greenplug GmbH, Hamburg 49 610 - 2 HaseNetz GmbH & Co. KG, Gehrde 25 2.180 356 HCL Netze GmbH & Co. KG, Herzebrock-Clarholz 25 3.254 0 Heizkraftwerk Zwickau Süd GmbH & Co. KG, Zwickau 40 1.000 352 hmstr GmbH, Saarbrücken 25 3 Hochsauerland Netze GmbH & Co. KG, Meschede 25 5.643 1.453 Hochsauerland Netze Verwaltung GmbH, Meschede 25 27 1 H.W.B. Solar Ltd., Be'er Scheva/Israel 30 3 innogy International Middle East, Dubai/Ver. Arab. Emirate 49 - 1.972 0 innogy.C3 GmbH, Essen 25 3 IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr 30 901 11 Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt 50 886 0 KAWAG AG & Co. KG, Pleidelsheim 49 14.561 841 KAWAG Netze GmbH & Co. KG, Abstatt 49 2.328 153 KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Abstatt 49 29 1 KDT Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey 49 1.307 82 KEN Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen 50 52 0 KEN GmbH & Co. KG, Neunkirchen 46 2.845 60 KEVAG Telekom GmbH, Koblenz 50 2.236 501 Kiwigrid GmbH, Dresden 20 9.302 - 7.605 KlickEnergie GmbH & Co. KG, Neuss 65 - 832 - 664 KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, Neuss 65 21 - 1 KnGrid, Inc., Laguna Hills/USA 42 9 Kommunale Dienste Marpingen GmbH, Marpingen 49 2.672 - 9 Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, Steinheim a. d. Murr 49 4.968 348 Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, Rudersberg 50 167 6 Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, Rudersberg 50 25 1 Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen 50 5.113 0 Kraftwerk Wehrden GmbH, Völklingen 33 93 63 KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen 31 564 26 KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen 40 153 49 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. Kommanditgesellschaft, Bergheim 50 41 - 15 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim 50 39 0 KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, Köln 75 135 80 LDO Coal Pty. Ltd., Ruthersford/Australien 40 - 185 1.435 Mainzer Wärme PLUS GmbH, Mainz 45 7.632 1.346 MeteringSüd GmbH & Co. KG, Augsburg 34 404 - 21 MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, Lüdinghausen 25 20.440 2.841 MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, Lüdinghausen 25 27 2 Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien 51 3.700 - 16 Murrhardt Netz AG & Co. KG, Murrhardt 49 2.790 229 Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz 25 159 0 Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven 25 699 - 12 Netzgesellschaft Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 49 3 Netzgesellschaft Betzdorf GmbH & Co. KG, Betzdorf 49 3 Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, Bühlertal 50 2.288 159 Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, Elsdorf 49 33 4 Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, Grimma 49 7.670 507 Netzgesellschaft Hüllhorst GmbH Co. KG, Hüllhorst 49 3 Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, Korb 50 1.416 99 Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, Korb 50 28 1 Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, Bergheim 49 30 2 Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, Lauf 50 759 54 Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, Leutenbach 50 1.528 104 Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, Leutenbach 50 27 1 Netzgesellschaft Maifeld GmbH & Co. KG, Polch 49 6.162 644 Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, Polch 49 28 0 Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, Ottersweier 50 2.033 158 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück 49 3.079 483 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück 49 29 2 NFPA Holdings Limited, Newcastle Upon Tyne/Großbritannien 25 2.017 273 NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, Kevelaer 51 6.167 507 NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, Kevelaer 51 33 2 Novenerg limited liability company for energy activities, Zagreb/Kroatien 50 64 0 Offshore Trassenplanungs-GmbH OTP i.L., Hannover 50 163 0 pear.ai Inc., San Francisco/USA 40 9 Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, Peißenberg 50 5.905 - 433 prego services GmbH, Saarbrücken 50 - 2.624 5.097 Propan Rheingas GmbH, Brühl 28 51 2 PV Projects GmbH & Co. KG, Kolitzheim 50 377 285 PV Projects Komplementär GmbH, Kolitzheim 50 24 0 Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen 49 28 1 Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich 30 27 - 1 Rhegio Natur Dienstleistungen GmbH, Rhede 25 3 RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten 33 1.282 369 RurEnergie GmbH, Düren 30 10.454 - 138 Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, Sandersdorf-Brehna 49 4.826 175 Selm Netz GmbH & Co. KG, Selm 25 4.003 778 SHS Ventures GmbH & Co. KGaA, Völklingen 50 185 - 15 Sofia Offshore Wind Farm Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 SolarProjekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff 50 45 - 2 SPX, s.r.o., Zilina/Slowakei 33 153 11 SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel 50 124 4 Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte 48 51 0 Städtische Werke Borna GmbH, Borna 37 5.316 885 Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler 25 2.209 683 Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen 49 5.699 1.442 Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus 36 11.086 0 Stadtwerke Aue GmbH, Aue 24 12.851 1.656 Stadtwerke Dillingen/Saar GmbH, Dillingen 49 6.929 1.968 Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen 50 29 0 Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher 25 3.307 661 Stadtwerke Geseke Netze GmbH & Co. KG, Geseke 25 3.880 837 Stadtwerke Geseke Netze Verwaltung GmbH, Geseke 25 26 1 Stadtwerke Goch Netze GmbH & Co. KG, Goch 25 2.886 319 Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Goch 25 29 2 Stadtwerke Haan GmbH, Haan 25 20.454 1.604 Stadtwerke Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 3 Stadtwerke Kerpen Verwaltungs-GmbH (in Gründung), Kerpen 25 3 Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld 20 8.551 500 Stadtwerke Oberkirch GmbH, Oberkirch 33 7.192 608 Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau 49 1.599 418 Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg/Erzgeb. 28 14.551 1.327 Stadtwerke Siegburg GmbH & Co. KG, Siegburg 49 100 0 Stadtwerke Steinfurt GmbH, Steinfurt 33 10.945 250 Stadtwerke Unna GmbH, Unna 24 15.110 3.217 Stadtwerke Verl Netz GmbH & Co. KG, Verl 25 3 Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho 25 4.880 123 Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern 49 4.678 875 Stadtwerke Waltrop Netz GmbH & Co. KG, Waltrop 25 2.862 318 Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg 20 8.177 874 Stadtwerke Werl GmbH, Werl 25 7.035 2.291 STEAG Windpark Ullersdorf GmbH & Co. KG, Jamlitz 21 17.772 22 Stromnetz Diez GmbH & Co. KG, Diez 25 1.483 100 Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Diez 25 30 1 Stromnetz Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen 25 4.100 581 Stromnetz Günzburg Verwaltungs GmbH, Günzburg 49 29 1 Stromnetz Hofheim GmbH & Co. KG, Hofheim am Taunus 49 3.455 255 Stromnetz Hofheim Verwaltungs GmbH, Hofheim am Taunus 49 27 1 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen GmbH & Co. KG, Katzenelnbogen 49 2.279 178 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen Verwaltungsgesellschaft mbH, Katzenelnbogen 49 27 1 Stromnetz VG Diez GmbH & Co. KG, Altendiez 49 2.401 173 STROMNETZ VG DIEZ Verwaltungsgesellschaft mbH, Altendiez 49 29 1 Strom-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 49 3 Stromnetzgesellschaft Bramsche mbH & Co. KG, Bramsche 25 3 Strom-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf 49 3.612 419 Stromnetzgesellschaft Gescher GmbH & Co. KG, Gescher 25 3.305 305 Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 49 4.717 607 Strom-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 49 3 Stromnetzgesellschaft Mettmann mbH & Co. KG, Mettmann 25 3 Stromnetzgesellschaft Neuenhaus mbH & Co. KG, Neuenhaus 49 3.358 343 Stromnetzgesellschaft Neuenhaus Verwaltungs-GmbH, Neuenhaus 49 25 1 Stromnetzgesellschaft Neunkirchen-Seelscheid mbH & Co. KG, Neunkirchen-Seelscheid 49 2.626 314 Stromnetzgesellschaft Schwalmtal mbH & Co. KG, Schwalmtal 51 3.566 571 Stromverwaltung Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 51 30 2 Südwestfalen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Netphen 49 26 1 SWL-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Lebach 50 3.239 177 SWL-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Lebach 50 37 1 SWT trilan GmbH, Trier 26 1.299 499 SWTE Netz Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 33 26 2 Technische Werke Naumburg GmbH, Naumburg (Saale) 47 10.625 650 TEPLO Votice s.r.o., Votice/Tschechien 20 103 0 The Bristol Bulk Company Limited, London/Großbritannien 25 1 0 TNA Talsperren- und Grundwasser-Aufbereitungs- und Vertriebsgesellschaft mbH, Saarbrücken 23 1.067 98 Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien 33 1.926 587 TRANSELEKTRO, s.r.o., Kosice/Slowakei 26 627 - 51 TWE Technische Werke der Gemeinde Ensdorf GmbH, Ensdorf 49 2.119 168 TWL Technische Werke der Gemeinde Losheim GmbH, Losheim 50 7.218 1.585 TWM Technische Werke der Gemeinde Merchweiler GmbH, Merchweiler 49 2.084 83 TWN Trinkwasserverbund Niederrhein GmbH, Grevenbroich 33 143 - 5 TWRS Technische Werke der Gemeinde Rehlingen-Siersburg GmbH, Rehlingen 35 4.686 161 Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Frankfurt am Main 25 0 - 197 Untere Iller Aktiengesellschaft, Landshut 40 1.134 41 Untermain EnergieProjekt AG & Co. KG, Kelsterbach 49 1.992 100 Untermain Erneuerbare Energien Verwaltungs-GmbH, Raunheim 25 33 2 Untermain ErneuerbareEnergien GmbH & Co. KG, Raunheim 25 8 - 14 Veiligebuurt B.V., Enschede/Niederlande 45 9 VEM Neue Energie Muldental GmbH & Co. KG, Markkleeberg 50 58 - 8 Verteilnetze Energie Weißenhorn GmbH & Co. KG, Weißenhorn 35 906 310 Verwaltungsgesellschaft Dorsten Netz mbH, Dorsten 49 29 2 Verwaltungsgesellschaft Energie Weißenhorn GmbH, Weißenhorn 35 26 1 Verwaltungsgesellschaft GKW Dillingen mbH, Saarbrücken 25 181 7 Voltaris GmbH, Maxdorf 50 2.431 1.648 Wadersloh Netz GmbH & Co. KG, Wadersloh 25 3 Wadersloh Netz Verwaltungs GmbH, Wadersloh 25 3 WALDEN GREEN ENERGY LLC, New York City/USA 61 6.342 - 1.167 Wärmeversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn 50 455 - 1 Wärmeversorgung Mücheln GmbH, Mücheln 49 894 74 Wärmeversorgung Wachau GmbH, Markkleeberg OT Wachau 49 89 - 2 Wärmeversorgung Würselen GmbH, Würselen 49 1.524 75 Wasserverbund Niederrhein Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Krefeld 38 11.188 633 Wasserversorgung Main-Taunus GmbH, Frankfurt am Main 49 136 2 Wasserzweckverband der Gemeinde Nalbach, Nalbach 49 1.758 23 WeAre GmbH, Essen 50 9 WEV Warendorfer Energieversorgung GmbH, Warendorf 25 12.243 1.963 Windenergie Briesensee GmbH, Neu Zauche 31 1.248 - 89 Windenergie Frehne GmbH & Co. KG, Marienfließ 41 5.796 32 Windenergie Merzig GmbH, Merzig 20 3.837 522 Windenergiepark Heidenrod GmbH, Heidenrod 45 12.798 927 Windesco Inc, Electron/USA 22 1.234 - 460 Windkraft Jerichow - Mangelsdorf I GmbH & Co. KG, Burg 25 4.167 579 Windpark Losheim-Britten GmbH, Losheim 50 1.972 - 19 Windpark Nohfelden-Eisen GmbH, Nohfelden 50 3.448 - 20 Windpark Oberthal GmbH, Oberthal 35 4.659 136 Windpark Perl GmbH, Perl 42 7.985 256 WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 38 1.175 276 WLN Wasserlabor Niederrhein GmbH, Mönchengladbach 45 523 23 WVG-Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, Warstein 25 3.600 0 WVL Wasserversorgung Losheim GmbH, Losheim 50 5.193 449 WWS Wasserwerk Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 49 3.628 228 WWW Wasserwerk Wadern GmbH, Wadern 49 3.704 298 scroll VIII. Sonstige Beteiligungen Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Abel & Co., Tilburg/Niederlande 1 3 Adom Intelligent Transport Ltd., Tel Aviv-Jaffa/Israel 19 9 aiPod Inc, Pasadena/USA 6 9 APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, München 36 36 362.527 70.192 BeeRides Kft., Székesfehérvár/Ungarn 18 9 BEW Bergische Energie- und Wasser-GmbH, Wipperfürth 19 30.814 6.467 BFG-Bernburger Freizeit GmbH, Bernburg (Saale) 1 9.996 - 1.379 BIDGELY Inc., Sunnyvale/USA 7 9.240 - 5.079 BigchainDB GmbH, Berlin 2 9 Blackhawk Mining LLC, Lexington/USA 6 - 194.225 - 160.597 Bürgerenergie Untermain eG, Kelsterbach 4 93 33 CELP II Chrysalix Energy II US Limited Partnership, Vancouver/Kanada 6 10.290 - 966 CELP III Chrysalix Energy III US Limited Partnership, Vancouver/Kanada 11 121.044 - 7.168 DCUSA Ltd, London/Großbritannien 10 0 0 Deutsches Forschungszentrum für Künstliche Intelligenz GmbH, Kaiserslautern 4 16.899 1.426 Die BürgerEnergie eG, Dortmund 0 1.797 111 Doozer Real Estate Systems GmbH, Berlin 12 9 Dry Bulk Partners 2013 LP, Grand Cayman/Cayman Islands 23 4.884 - 4.949 eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz 9 464.069 79.267 eluminocity GmbH, München 18 3 Energías Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spanien 17 595 0 Energie Rur-Erft GmbH & Co. KG, Essen 0 1.120 1.095 Energie Rur-Erft Verwaltungs-GmbH, Essen 0 29 1 Energieagentur Region Trier GmbH, Trier 14 25 8 Energiegenossenschaft Chemnitz-Zwickau eG, Chemnitz 7 614 24 Energiehandel Saar GmbH & Co. KG, Neunkirchen 1 396 - 5 Energiehandel Saar Verwaltungs-GmbH, Neunkirchen 2 25 0 Energieversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn 10 28.038 4.958 Entwicklungsgesellschaft Neu-Oberhausen mbH-ENO, Oberhausen 2 657 - 945 ESV-ED GmbH & Co. KG, Buchloe 4 370 65 Focal Energy Solar Three Ltd., Nicosia/Zypern 8 5.430 - 4 GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen 10 65 2 GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen 10 77.213 36.213 Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Arnsberg GmbH, Arnsberg 8 1.465 52 Gemserv Limited, London/Großbritannien 14 8.203 1.812 Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg 1 721 25 Globus Steel & Power Pvt. Limited, New Delhi/Indien 18 - 435 - 378 Gründerfonds Ruhr GmbH & Co. KG, Essen 2 9 Heliatek GmbH, Dresden 13 8.414 - 7.701 High-Tech Gründerfonds II GmbH & Co. KG, Bonn 1 77.263 0 HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK Gesellschaft mit beschränkter Haftung (HKG). Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm 31 0 0 Hubject GmbH, Berlin 13 551 - 1.900 INDI Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 30 - 23 - 123 Intertrust Technologies Corporation, Sunnyvale/USA 12 70.580 - 17.640 iTy Labs Corp., Dover/USA 19 9 IZES gGmbH, Saarbrücken 8 480 - 144 KEV Energie GmbH, Kall 2 457 0 Kreis-Energie-Versorgung Schleiden GmbH, Kall 2 16.098 1.906 LEW Bürgerenergie e.G., Augsburg 0 1.744 20 LIBRYO LTD, London/Großbritannien 8 9 Moj.io Inc., Vancouver/Kanada 2 9 Move24 Group GmbH, Berlin 10 7.964 - 1.628 MRA Service Company Limited, London/Großbritannien 11 0 0 Neckar-Aktiengesellschaft, Stuttgart 12 10.179 0 Neue Energie Ostelbien eG, Arzberg 29 4 1 Neustromland GmbH & Co. KG, Saarbrücken 5 2.757 128 Nordsee One GmbH, Hamburg 15 38.263 - 8.172 Nordsee Three GmbH, Hamburg 15 122 - 22 Nordsee Two GmbH, Hamburg 15 122 - 23 Ökostrom Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH & Co. Biogas Losheim KG, Merzig 10 0 190 OPPENHEIM PRIVATE EQUITY Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln 29 29 442 742 Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien 10 - 21 - 74 Parque Eólico Escorpio, S.A., Oviedo/Spanien 10 481 - 18 Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spanien 10 126 0 Parque Eólico Sagitario, S.L., Oviedo/Spanien 10 - 29 - 153 PEAG Holding GmbH, Dortmund 12 12 17.926 3.117 People Power Company, Redwood City/USA 12 837 - 2.275 pro regionale energie eG, Diez 2 1.392 39 Promocion y Gestion Cáncer, S.L., Oviedo/Spanien 10 - 29 0 PSI AG für Produkte und Systeme der Informationstechnologie, Berlin 18 83.251 3.130 REV LNG LLC, Ulysses/USA 5 3.072 237 ROSOLA Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Alzenau KG, Düsseldorf 100 2.610 426 Royal Armouries (International) plc, Leeds/Großbritannien 2 7.937 1.916 Rydies GmbH, Hannover 15 9 SALUS Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Leipzig KG, Düsseldorf 100 20 15 ScanTrust SA, Lausanne/Schweiz 7 9 Sdruzení k vytvorení a vyuzívání digitální technické mapy mesta Pardubic, Pardubice/Tschechien 12 1 0 SE SAUBER ENERGIE GmbH & Co. KG, Köln 17 1.590 264 SE SAUBER ENERGIE Verwaltungs-GmbH, Köln 17 134 7 SET Fund II C.V., Amsterdam/Niederlande 13 22.212 342 SET Sustainable Energy Technology Fund C.V., Amsterdam/Niederlande 50 17.177 - 611 Smart Energy Code Company Limited, London/Großbritannien 7 0 0 Solarpark Freisen "Auf der Schwann" GmbH, Freisen 15 367 56 Solarpark St. Wendel GmbH, St. Wendel 15 1.126 94 SolarRegion RengsdorferLAND eG, Rengsdorf 2 314 8 Sole-Thermalbad Rilchingen GmbH & Co. KG, Kleinblittersdorf 1 3 SPAA Ltd, London/Großbritannien 10 15 0 St. Clements Services Limited, London/Großbritannien 12 1.859 - 92 Stadtmarketing-Gesellschaft Gelsenkirchen mbH, Gelsenkirchen 2 84 34 Stadtwerke Delitzsch GmbH, Delitzsch 18 15.595 2.884 Stadtwerke Detmold GmbH, Detmold 12 31.495 0 Stadtwerke ETO GmbH & Co. KG, Telgte 3 33.567 6.085 Stadtwerke Porta Westfalica GmbH, Porta Westfalica 12 16.208 569 Stadtwerke Sulzbach GmbH, Sulzbach 15 11.431 1.786 Stadtwerke Tecklenburger Land Energie GmbH, Ibbenbüren 15 0 - 982 Stadtwerke Tecklenburger Land GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 1 799 668 Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen 18 16.387 1.998 Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH, Völklingen 18 7.301 3.289 Stem Inc., Milbrae/USA 11 7.210 -33.981 Store-X storage capacity exchange GmbH, Leipzig 12 262 - 382 SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier 19 54.663 0 SWTE Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 1 26 2 Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich 5 1.432 163 TechSee Augmented Vision Ltd., Herzliya/Israel 10 9 Telecom Plus plc, London/Großbritannien 1 223.483 36.2832 TGZ Halle TECHNOLOGIE- UND GRÜNDERZENTRUM HALLE GmbH, Halle (Saale) 15 14.544 46 Transport- und Frischbeton-Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Co. Kommanditgesellschaft Aachen, Aachen 17 390 146 T-REX Group Inc., New York City/USA 7 9 Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG, Aachen 2 64.750 - 1.112 Trianel GmbH, Aachen 3 83.938 - 4.133 Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf 43 43 1.685 487 Umspannwerk Lübz GbR, Lübz 18 49 17 Union Group, a.s., Ostrava/Tschechien 2 90.068 0 WASSERWERKE PADERBORN GmbH, Paderborn 10 24.105 0 Westly Capital Partners Fund III, L.P., Dover/USA 6 1.149 - 272 WiN Emscher-Lippe Gesellschaft zur Strukturverbesserung mbH, Herten 2 154 - 280 Windenergie Schermbeck-Rüste GmbH & Co. KG, Schermbeck 14 474 0 Windenergie Schermbeck-Rüste Verwaltungsgesellschaft mbH, Schermbeck 14 27 3 Windpark Jüchen GmbH & Co. KG, Essen 15 2.253 143 Windpark Mengerskirchen GmbH, Mengerskirchen 15 3.013 297 Windpark Saar GmbH & Co. Repower KG, Freisen 10 9.165 410 Windpark Saar 2016 GmbH & Co. KG, Freisen 15 4.091 - 189 xtechholding GmbH, Berlin 10 9 scroll Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus Anteil 31.12.2017 in % Anteil 31.12.2016 in % Veränderung Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Belectric France S.à.r.l., Vendres/Frankreich 100 100 Belectric GmbH, Kolitzheim 100 100 Belectric Israel Ltd., Be'er-Sheva/Israel 100 100 Belectric Italia S.R.L., Latina/Italien 100 100 Belectric Photovoltaic India Private Limited, Mumbai/Indien 100 100 Belectric PV Dach GmbH, Kolitzheim 100 100 Belectric Solar & Battery GmbH, Kolitzheim 100 100 Belectric Solar Ltd., Iver/Großbritannien 100 100 Dromadda Beg Wind Farm Limited, Tralee/Irland 100 100 Essent EnergieBewust Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 hoch.rein Beteiligungen GmbH, Kolitzheim 100 100 Hof Promotion B.V., Eindhoven/Niederlande 100 100 innogy Beteiligungsholding GmbH, Essen 100 100 innogy Company Building GmbH, Berlin 100 100 innogy Evendorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 100 Isoprofs B.V., Meijel/Niederlande 100 100 It's a beautiful world B.V., Amersfoort/Niederlande 100 100 Jurchen Technology GmbH, Helmstadt 100 100 Jurchen Technology India Private Limited, Mumbai/Indien 100 100 ka-tek GmbH, Kolitzheim 100 100 Koprivnica Opskrba d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 75 Koprivnica Plin d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 75 Padcon GmbH, Kitzingen 100 100 RWE Personeel B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 100 Solar Holding Poland GmbH, Kolitzheim 100 100 Volta Solar VOF, Heerlen/Niederlande 60 60 Zugänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Belectric Gulf Limited, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 49 49 Xelan SAS, Saint-Denis La Plaine/Frankreich 34 34 Wechsel von verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu assoziierten Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 49 51 - 2 Wechsel von verbundenen Unternehmen, die nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 49 100 - 51 Wechsel von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 50 50 Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Stadtwärme Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 100 - 100 scroll Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatus Anteil 31.12.2017 in % Anteil 31.12.2016 in % Veränderung Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg 90 53 37 NEW Smart City GmbH, Mönchengladbach 100 97 3 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 51 50 1 Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind medl GmbH, Mülheim an der Ruhr 39 49 - 10 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 8 Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden ORGANE (TEIL DES ANHANGS) Stand: 27. Februar 2018 Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt Bad Homburg Vorsitzender Vorsitzender des Aufsichtsrats der ProSiebenSat.1 Media SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: ▪ ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz) ▪ Siemens AG Frank Bsirske1 Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: ▪ Deutsche Bank AG ▪ Deutsche Postbank AG ▪ innogy SE - KfW Bankengruppe Reiner Böhle1 Witten Freigestellter Betriebsrat Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Sandra Bossemeyer1 Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit: 20. April 2016 Ute Gerbaulet Düsseldorf Persönlich haftende Gesellschafterin, Bankhaus Lampe KG Geburtsjahr: 1968 Mitglied seit: 27. April 2017 Mandate: ▪ Gerry Weber AG - NRW.Bank Reinhold Gispert1 Worms Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 27. April 2017 Arno Hahn1,2 Waldalsgesheim Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Gesamtbetriebsratsvorsitzender der innogy SE Geburtsjahr: 1962 Mitglied vom 1. Juli 2012 bis 27. April 2017 Mandate: ▪ innogy SE (bis 31. Mai 2017) Andreas Henrich1 Mülheim an der Ruhr Leiter Personal der RWE AG Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2016 Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Essen Ehem. Vorsitzender des Vorstands der HOCHTIEF AG Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: ▪ Airbus Defence and Space GmbH ▪ National-Bank AG •thyssenkrupp AG ▪ Voith GmbH & Co. KGaA (Vorsitz) - Airbus Group SE Mag. Dr. h. c. Monika Kircher Pörtschach, Österreich Beraterin Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit: 15. Oktober 2016 Mandate: - Andritz AG - Austrian Airlines AG - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz) - KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG - Siemens AG Österreich Martina Koederitz2 Stuttgart Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Central Holding GmbH Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Deutschland GmbH Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Deutschland Management & Business Support GmbH Geschäftsführerin der IBM Munich Center GmbH Geburtsjahr: 1964 Mitglied vom 20. April 2016 bis 27. April 2017 Mandate: ▪ IBM Deutschland Research & Development GmbH ▪ innogy SE Monika Krebber1 Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Stellvertretende Konzernbetriebsratsvorsitzende der RWE AG Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ▪ innogy SE Harald Louis1 Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ▪ RWE Power AG Dagmar Mühlenfeld Mülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin a. D. der Stadt Mülheim an der Ruhr Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: ▪ RW Holding AG Peter Ottmann Nettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE Aktionäre GmbH Rechtsanwalt, Landrat a. D. Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ▪ RW Holding AG Günther Schartz Wincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ▪ RW Holding AG i. L. (stv. Vorsitz) - A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (Vorsitz) - Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) - LBBW-RheinLand-Pfalz-Bank Verwaltungsrat (stv. Mitglied) - Sparkasse Trier (stv. Vorsitz) - Sparkassenverband Rheinland-Pfalz - Trierer Hafengesellschaft mbH - Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier Dr. Erhard Schipporeit Hannover Selbstständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ▪ BDO AG ▪ Deutsche Börse AG (bis 16. Mai 2018) ▪ Fuchs Petrolub SE ▪ Hannover Rück SE (Konzernmandat der Talanx AG) ▪ HDI V. a. G. ▪ innogy SE (Vorsitz) ▪ SAP SE ▪ Talanx AG Dr. Wolfgang Schüssel Wien, Österreich Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: - Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) Ullrich Sierau Dortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: ▪ Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz) ▪ Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) ▪ KEB Holding AG (Vorsitz) - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH - Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG - Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski1 Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ▪ CHEMIE Pensionsfonds AG (Vorsitz) ▪ KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG ▪ Lanxess AG ▪ Lanxess Deutschland GmbH ▪ RAG AG ▪ RAG Deutsche Steinkohle AG ▪ RWE Generation SE ▪ RWE Power AG Marion Weckes1 Dormagen Referatsleiterin, Abt. Mitbestimmungsförderung der Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit: 20. April 2016 Leonhard Zubrowski1 Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE Generation SE Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ▪ RWE Generation SE ▪ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten - Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen 1 Vertreter der Arbeitnehmer Ausschüsse des Aufsichtsrats Präsidium des Aufsichtsrats Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirsk Dr. Wolfgang Schüssel Ralf Sikorski Personalausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Reiner Böhle Frank Bsirske Harald Louis Peter Ottmann Dr. Wolfgang Schüssel Prüfungsausschuss Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) Reinhold Gispert Dr. Wolfgang Schüssel Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes Nominierungsausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Peter Ottmann Strategieausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Reinhold Gispert Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Ausschuss Börsengang Neugesellschaft Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Erhardt Schipporeit Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vorstand Dr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender) Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Arbeitsdirektor der RWE AG seit dem 1. Mai 2017 Mandate: ▪ Amprion GmbH ▪ RWE Generation SE (Vorsitz) ▪ RWE Power AG (Vorsitz) ▪ RWE Supply & Trading GmbH ▪ TÜV Rheinland AG - Jaeger-Gruppe (Vorsitz) - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH - KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2019 Mandate: ▪ innogy SE ▪ RWE Generation SE ▪ RWE Pensionsfonds AG ▪ RWE Power AG ▪ RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz) Aus dem Vorstand ausgeschiedene Mitglieder Uwe Tigges (ehem. Arbeitsdirektor und Personalvorstand)1 Mitglied des Vorstands der RWE AG bis zum 30. April 2017 Mandate: ▪ Amprion GmbH ▪ RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz) - VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e. V. ▪ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten - Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen 1 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens. Bestätigungsvermerk DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS An die RWE Aktiengesellschaft, Essen VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRESABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTS Prüfungsurteile Wir haben den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2017 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Lageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse ― entspricht der beigefügte Jahresabschluss in allen wesentlichen Belangen den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage der Gesellschaft zum 31. Dezember 2017 sowie ihrer Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 und ― vermittelt der beigefügte Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Lagebericht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Lagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des Lageberichts. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat. Grundlage für die Prüfungsurteile Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grund-sätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Jahresabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Jahresabschlusses Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Jahresabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Jahresabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung: [1] Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen [2] Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen [3] Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert: (1) Sachverhalt und Problemstellung (2) Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse (3) Verweis auf weitergehende Informationen Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: [1] Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen (1) Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Finanzanlagen" Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen in Höhe von € 19,1 Mrd. (56 % der Bilanzsumme) ausgewiesen. Die handelsrechtliche Bewertung von Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen richtet sich nach den Anschaffungskosten und dem niedrigeren beizulegenden Wert. Zur Ermittlung des beizulegenden Werts ist die Sicht der die Beteiligung haltenden Gesellschaft einzunehmen. Grundlage der Bewertungen sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den ge-setzlichen Vertretern erstellten Planungsrechnungen ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden mittels Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen Finanzanlage. Die Gesellschaft hat eigene Bewertungen vorgenommen und dabei auch Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen verwendet. Auf Basis der ermittelten Werte sowie weiterer Dokumentationen ergab sich für das Geschäftsjahr kein Abwertungsbedarf. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsströme einschätzen sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen und Wachstumsraten. Die Bewertung ist daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der hohen Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. (2) Bei unserer Prüfung der beizulegenden Werte der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Bewertung nachvollzogen. Zudem haben wir beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelflüsse eine sachgerechte Grundlage für den Wert-haltigkeitstest der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen bilden. Die Angemessenheit der bei den Berechnungen verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse haben wir unter anderem durch Abgleich dieser Angaben mit den Planungsrechnungen sowie durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen beurteilt. Wir haben außerdem vorliegende Arbeiten von durch die Gesellschaft beauftragten externen Sachverständigen auf ihre Verwertbarkeit sowie die fachliche Qualifikation der externen Sachverständigen gewürdigt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, haben wir auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter einschließlich der gewichteten Kapitalkosten beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Bewertung der Anteile an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sachgerecht vorzunehmen. (3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Anteilen an verbundenen Unternehmen und Beteiligungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(1) Anlagevermögen" enthalten. [2] Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen (1) Im Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen" Pensionsrückstellungen in Höhe von € 337 Mio. ausgewiesen. Im Innen- und Außenverhältnis hat die Gesellschaft die Erfüllung verschiedener Pensionsverpflichtungen ihrer Tochterunternehmen übernommen und diese insoweit von den entsprechenden Verpflichtungen freigestellt. Daneben bestehen dem Grunde nach mittelbare Verpflichtungen einer externen Versorgungseinrichtung, für die eine Finanzierungsverpflichtung besteht. Die Pensionsrückstellungen ergeben sich als Saldo aus dem handelsrechtlichen Erfüllungsbetrag der unmittelbaren Verpflichtungen aus den jeweiligen Pensionsplänen in Höhe von € 2.372 Mio. und dem beizulegenden Zeitwert des Deckungsvermögens in Höhe von € 2.035 Mio. Die Bewertung der Verpflichtungen aus den Pensionsplänen der unmittelbaren und der mittelbaren Versorgungszusagen erfolgt nach der Anwartschaftsbarwertmethode. Dabei sind insbesondere Annahmen über die langfristigen Gehalts- und Rententrends, die durchschnittliche Lebenserwartung und die Fluktuation zu treffen. Die Bewertung des Deckungsvermögens der Gesellschaft sowie des Vermögens der externen Versorgungseinrichtung erfolgt zum beizulegenden Zeitwert, der wiederum mit Schätzungsunsicherheiten verbunden ist. Im Rahmen unserer Prüfung war dieser Sachverhalt von besonderer Bedeutung, da der Ansatz und die Bewertung dieses betragsmäßig bedeutsamen Postens in einem wesentlichen Maß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft basieren. (2) Im Rahmen unserer Prüfung haben wir unter anderem die eingeholten versicherungsmathematischen Gutachten und die fachliche Qualifikation der externen Gutachter gewürdigt. Ferner haben wir uns unter anderem mit den spezifischen Besonderheiten der versicherungsmathematischen Berechnungen befasst und das Mengengerüst, die versicherungsmathematischen Parameter sowie das den Bewertungen zugrunde liegende Bewertungsverfahren auf Angemessenheit überprüft. Darauf aufbauend haben wir unter anderem die Rückstellungsberechnung sowie die Darstellung in Bilanz und Anhang nachvollzogen. Für die Prüfung des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens und des Vermögens der externen Versorgungseinrichtung haben wir Bank- und Fondsbestätigungen eingeholt sowie die der jeweiligen Bewertung zugrunde liegenden Verfahren sowie die angewandten Bewertungsparameter überprüft. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen Einschätzungen und getroffenen Annahmen begründet und hinreichend dokumentiert sind. (3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Pensionsrückstellungen sind im Anhang in Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(8) Rückstellungen" enthalten. [3] Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen (1) Die RWE Aktiengesellschaft ist Organträgerin eines deutschen steuerlichen Organkreises. Der Organkreis bildet den Ausgangspunkt der Ermittlung und Bilanzierung sämtlicher Steuerpositionen der RWE Aktiengesellschaft und ihrer Organgesellschaften. Neben den laufenden Steuern umfassen die Steuerpositionen auch latente Steuern. Die gesetzlichen Vertreter sehen die bestehenden Aktivüberhänge aus latenten Steuern aufgrund der erwarteten steuerlichen Ergebnisse künftiger Geschäftsjahre derzeit nicht als werthaltig an. Abzugsfähige temporäre Differenzen sind bei der Bilanzierung latenter Steuern berücksichtigt worden, soweit zu versteuernde temporäre Differenzen bestehen, die sich im selben Zeitraum umkehren. Diese Beurteilung ist in hohem Maße von den Einschätzungen durch die gesetzlichen Vertreter abhängig und daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund war die Bilanzierung und Bewertung von Steuerpositionen insgesamt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. (2) Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zu Ermittlung, Bilanzansatz und Bewertung der Steuerpositionen der Gesellschaft nachvollzogen und beurteilt. In Bezug auf die durch die gesetzlichen Vertreter vorgenommene Werthaltigkeitsprüfung der aktiven latenten Steuern (vor Verrechnung mit passiven latenten Steuern) haben wir insbesondere beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden Annahmen hinsichtlich steuerlicher Anerkennung und zeitlicher Umkehrung der temporären Differenzen geeignet sind. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Methoden und Bewertungsannahmen zur Ermittlung und Bilanzierung von Steuerpositionen einschließlich der Überprüfung der Werthaltigkeit der latenten Steuerpositionen (vor Verrechnung) begründet sowie hinreichend dokumentiert sind. (3) Die Angaben der Gesellschaft zu den Ertragsteuern sind im Anhang in den Abschnitten "Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden", "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(6) Aktive latente Steuern" und "Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung" im Unterpunkt "(18) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag" enthalten. Sonstige Informationen Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Lageberichts: ― die in Abschnitt 1.8 des Lageberichts enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f HGB und § 315d HGB ― den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen ― wesentliche Unstimmigkeiten zum Jahresabschluss, zum Lagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder ― anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen. Falls wir auf Grundlage der von uns durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhal-te in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Jahresabschluss und im Lagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Jahresabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme der Gesellschaft abzugeben. ― beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben. ― ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Jahresabschluss und im Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass die Gesellschaft ihre Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann. ― beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Jahresabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Jahresabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. ― beurteilen wir den Einklang des Lageberichts mit dem Jahresabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage der Gesellschaft. ― führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen. Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Jahresabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. SONSTIGE GESETZLICHE UND ANDERE RECHTLICHE ANFORDERUNGEN Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO Wir wurden von der Hauptversammlung am 27. April 2017 als Abschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 15. Mai 2017 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2000 als Abschlussprüfer der RWE Aktiengesellschaft, Essen, tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. VERANTWORTLICHER WIRTSCHAFTSPRÜFER Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter. Essen, den 27. Februar 2018 PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer FINANZKALENDER 2018/2019 scroll 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 14. März 2019 Bericht über das Geschäftsjahr 2018 3. Mai 2019 Hauptversammlung 8. Mai 2019 Dividendenzahlung 15. Mai 2019 Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2019 14. August 2019 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2019 14. November 2019 Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019 Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. IMPRESSUM RWE Aktiengesellschaft Huyssenallee 2 45128 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail contact@rwe.com Investor Relations: Telefon +49 201 5179-3112 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail invest@rwe.com Konzernkommunikation: Telefon +49 201 12-23986 Telefax +49 201 12-22115 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen und weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Jahresabschluss ist am 13. März 2018 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. RWE ist Mitglied im DIRK -Deutscher Investor Relations Verband e.V. RWE Aktiengesellschaft Huyssenallee 2 45128 Essen www.rwe.com 01 Zusammengefasster Lagebericht 1.1 STRATEGIE UND STRUKTUR Der europäische Energiesektor wandelt sich grundlegend - und nur Versorger, die das auch tun, werden langfristig bestehen. Bei RWE hat dieser Wandel stattgefunden, organisatorisch und strategisch. Zunächst haben wir das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb gestärkt, indem wir es in der neuen Tochtergesellschaft innogy gebündelt und an die Börse gebracht haben. Dann widmeten wir uns der Frage, wie wir uns in der konventionellen Stromerzeugung und im Energiehandel langfristig aufstellen wollen. Unsere Antwort darauf: Wir sehen unsere Hauptaufgabe darin, in Zeiten zunehmend volatiler Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen die Sicherheit der Energieversorgung zu gewährleisten. Wir tun dies vor allem mit unseren flexiblen Kraftwerken. Außerdem wollen wir die Möglichkeiten nutzen, die sich durch die Weiterentwicklung von Stromspeichertechnologien bieten werden. RWE in Kürze. Der RWE-Konzern ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit seinen Gesellschaften (inkl. innogy) deckt er alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: angefangen bei der Gewinnung von Braunkohle, über die Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Im Geschäftsjahr 2017 hat der Konzern einen Umsatz von 44,6 Mrd. € erwirtschaftet. Seine wichtigsten Märkte sind Deutschland, Großbritannien, Benelux und Osteuropa. Bei den erneuerbaren Energien ist der Radius weiter gezogen und schließt Länder wie Spanien, Italien sowie künftig auch die USA ein. Eine ausführliche Darstellung der Struktur des Konzerns und der Geschäftsaktivitäten in den einzelnen Segmenten finden Sie auf Seite 20 ff. Neue Anforderungen an Energieversorger. Das klassische Geschäftsmodell der Energieversorger gerät zunehmend unter Druck. Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt sich das konventionelle Erzeugungsgeschäft in Europa mehr und mehr weg von der Produktion möglichst hoher Strommengen hin zur Bereitstellung von Kapazitäten, mit denen Schwankungen bei den Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden können. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke in Richtung marktorientierte Kapazitätsprämien für Versorgungssicherheit. Diese Entwicklung ist in einigen europäischen Märkten bereits weit vorangeschritten, z. B. in Großbritannien. In Deutschland hat sich die Politik allerdings bis auf Weiteres gegen die Einführung eines Kapazitätsmarktes entschieden. Eine große Herausforderung besteht auch darin, die wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen ins Versorgungssystem zu integrieren. Das Netzgeschäft wird dadurch technologisch komplexer. Im Vertrieb werden die Trends dadurch bestimmt, dass Kunden Energie effizienter einsetzen wollen. Viele nutzen dafür bereits die Möglichkeiten, die ihnen die Digitalisierung eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und speichern ihn auch. Mitunter übernehmen sie die Rolle eines Energiemanagers, der seine Stromproduktion eigenständig vermarktet. Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen. Wir sind davon überzeugt, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Deshalb haben wir 2016 die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft mit dem Namen "innogy SE" zusammengeführt und an die Börse gebracht. Im Zuge des Börsengangs wurden 73,4 Mio. innogy-Aktien aus dem Bestand der RWE AG und weitere 55,6 Mio. Aktien im Zuge einer Kapitalerhöhung der innogy SE breit gestreut bei Investoren platziert. Der Anteil der RWE AG an innogy hat sich dadurch auf 76,8 % verringert. Nähere Informationen dazu finden Sie im Geschäftsbericht 2016 auf Seite 37 f. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Die Börsennotierung erleichtert es ihr, Mittel am Kapitalmarkt zu beschaffen. Die Einnahmen aus der Kapitalerhöhung in Höhe von 2,0 Mrd. € will innogy vorwiegend für Wachstumsprojekte einsetzen. Auch die RWE AG profitiert von der Reorganisation, denn sie ist nun finanziell flexibler. Ihre Erlöse in Höhe von 2,6 Mrd. € aus dem Verkauf von innogy-Aktien hat sie dafür verwendet, den neuen deutschen Kernenergiefonds zu dotieren (siehe Seite 35). Durch die Reorganisation liegt der operative Fokus der RWE AG nun auf der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel. Unsere Tochter innogy ist im Konzernabschluss zwar als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten, wird in der Praxis aber als reine Finanzbeteiligung geführt. Eine Grundlagenvereinbarung garantiert ihr, dass sie unternehmerisch eigenständig agieren kann und dass die RWE AG ihren Einfluss als Mehrheitseigentümerin ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Dementsprechend entscheidet innogy auch selbst darüber, wie sie sich strategisch aufstellt. Nähere Informationen dazu gibt unsere Tochter in ihrem aktuellen Geschäftsbericht. Im vorliegenden Kapitel gehen wir ebenfalls darauf ein, befassen uns aber schwerpunktmäßig mit den Geschäftsaktivitäten, die in der operativen Verantwortung der RWE AG liegen. Weiterhin schwierige Rahmenbedingungen für Kraftwerke. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux gilt eine zuverlässige, bedarfsgerechte Stromversorgung nach wie vor als selbstverständlich. Allerdings wird diese Selbstverständlichkeit durch den fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien immer mehr in Frage gestellt: Wegen der zunehmenden Windkraft- und Solarkapazitäten haben sich die wetter- und tageszeitabhängigen Stromeinspeisungen in den vergangenen Jahren deutlich erhöht, während die Auslastung und die Wirtschaftlichkeit der konventionellen Kraftwerke tendenziell abgenommen haben. Insbesondere in Deutschland und den NiederIanden sind bereits zahlreiche Kraftwerke zeitweise oder endgültig stillgelegt worden, weil sie die Betriebskosten nicht mehr decken konnten. Zwar hat sich dieser Trend zuletzt etwas verlangsamt; fest steht aber, dass konventionelle Erzeugungsanlagen ihre fixen Kosten auf lange Sicht mit wesentlich weniger Betriebsstunden decken müssen als bisher. Politische Vorgaben tragen ebenfalls dazu bei, dass der Bestand an verlässlicher Erzeugungsleistung zurückgeht. Nach dem Reaktorunglück von Fukushima im März 2011 hat die Bundesregierung den Ausstieg aus der Kernenergie beschleunigt. In Deutschland sind derzeit noch sieben Kernkraftwerke mit insgesamt 9,5 GW Nettoleistung am Netz. Gemäß Atomgesetz müssen sie sukzessive bis Ende 2022 abgeschaltet werden. Auch die Stromerzeugung aus Kohle ist auf dem Rückzug. Das ergibt sich aus den ehrgeizigen Klimaschutzzielen in unseren Kernmärkten. Beispielsweise spricht sich die neue niederländische Regierung in ihrem Koalitionsvertrag dafür aus, dass das Land bis 2030 vollständig aus der Kohle aussteigt. Großbritannien hat sich dieses Ziel bereits für Mitte der kommenden Dekade gesteckt. Auch Deutschland ist auf dem Weg, die Kohleverstromung zu reduzieren, wenngleich der Handlungsspielraum durch den Kernenergieausstieg begrenzt ist. Im Jahr 2015 wurde beschlossen, dass acht deutsche Braunkohleblöcke mit einer NettoIeistung von zusammen 2,7 GW vorzeitig vom Markt genommen werden müssen. Die Anlagen - darunter fünf von RWE - stellen im Zeitraum von 2016 bis 2019 sukzessive den Betrieb ein und befinden sich danach für jeweils vier Jahre in einer "Sicherheitsbereitschaft", ehe sie endgültig vom Netz gehen. Nicht auszuschließen ist, dass die neue Bundesregierung den Kohleausstieg beschleunigt und uns dazu zwingt, weitere Anlagen stillzulegen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) schätzt, dass in Deutschland bis Ende 2022 konventionelle Kraftwerke mit mehr als 20 GW Nettogesamtleistung den Betrieb einstellen werden. Auch die Bundesnetzagentur rechnet mit einer deutlichen Verringerung des Kraftwerksbestands. Zwar wird es künftig immer mehr Windkraft- und Photovoltaikanlagen geben; allerdings können sie wegen ihrer stark schwankenden Auslastung nicht dafür eingesetzt werden, eine zuverlässige Stromversorgung zu garantieren. Auch Stromspeichertechnologien stoßen schnell an ihre Grenzen, zumindest derzeit. Noch lässt sich nicht absehen, ob und wann sie die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen erfüllen, um in großem Umfang zur Absicherung der Stromversorgung beizutragen. Das strategische Leitbild von RWE: Wir stehen für Sicherheit in der Energieversorgung. Wegen der skizzierten Entwicklungen wird die Zuverlässigkeit der Stromversorgung zu einem kritischen Faktor für das Gelingen der Energiewende. Unser Geschäftsmodell knüpft daran an: Wir sehen uns als Rückgrat der Versorgungssicherheit in unseren Kernregionen. Mit unserem Motto "Zukunft. Sicher. Machen." bringen wir dieses Selbstverständnis zum Ausdruck. Das heißt, unser Beitrag zur Energieversorgung wird auf lange Sicht nicht mehr so sehr darin bestehen, Kilowattstunden zu produzieren, sondern zunehmend darin, Erzeugungsleistung genau dann bereitzustellen, wenn sie gebraucht wird. Wir gehen davon aus, dass die Sicherheit, die wir bieten, über kurz oder lang auch angemessen vergütet wird. In Großbritannien, wo es seit dem 1. Oktober 2017 einen Kapazitätsmarkt gibt, ist dies schon heute der Fall. Dort erhalten die Kraftwerksbetreiber zusätzlich zu den Erlösen aus dem Stromverkauf eine Prämie dafür, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und somit zur Sicherheit der Stromversorgung beitragen. Die deutsche Politik ist dem britischen Vorbild bislang nicht gefolgt, sondern hat sich darauf konzentriert, den Strommarkt in seiner bestehenden Form funktionsfähiger zu machen. Sie vertraut darauf, dass sich in Phasen, in denen Strom knapp ist, Preisspitzen bilden, die hoch genug sind, um die benötigte Menge gesicherter Erzeugungsleistung im Markt zu halten. Nach einer aktuellen Studie im Auftrag des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI) braucht Deutschland eine jederzeit abrufbare Erzeugungsleistung von mehr als 80 GW, damit die Stromversorgung langfristig gesichert bleibt. Davon wollen wir einen Teil abdecken, zunächst vor allem mit unseren flexiblen Kraftwerken, dann auch verstärkt mit Speichertechnologien, sofern dies technisch möglich und ökonomisch sinnvoll ist. Konzernstruktur mit drei operativen Segmenten und der Finanzbeteiligung innogy. Im Anschluss an den Börsengang der innogy SE hat die RWE AG ihr Kerngeschäft organisatorisch neu aufgestellt. Seit 2017 besteht es aus drei statt bisher zwei operativen Segmenten (Unternehmensbereichen). Der frühere Unternehmensbereich "Konventionelle Stromerzeugung" ist in die Bereiche "Braunkohle & Kernenergie" und "Europäische Stromerzeugung" aufgeteilt worden. Um die Vergleichbarkeit der Geschäftszahlen von 2017 mit denen von 2016 zu gewährleisten, stellen wir auch die Vorjahreswerte in der neuen Struktur dar. Drittes operatives Segment ist der "Energiehandel" (vormals: Trading/Gas Midstream); hier hat sich nur der Name geändert, die inhaltliche Abgrenzung ist gleich geblieben. Vervollständigt wird die Segmentstruktur durch innogy als vierten Bereich, der unternehmerisch eigenständig agiert. Einzelne Aktivitäten weisen wir außerhalb der Segmente unter der Position "Sonstige, Konsolidierung" aus. Derzeit sind hier vor allem die RWE AG und ihr 25,1 %o-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetz-betreiber Amprion erfasst. Im Folgenden stellen wir Ihnen die vier Segmente des RWE-Konzerns näher vor. (1) Braunkohle & Kernenergie. Hier berichten wir über unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Gesteuert werden diese Aktivitäten von RWE Power. Das Segment umfasst auch unsere unmittelbar vor der Veräußerung stehende 50,9 %o-Beteiligung an der ungarischen Gesellschaft Matra, die Braunkohle fördert und verstromt. Außerdem darin enthalten sind unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %o) und an der deutschen URANIT (50 %), die mit 33 % an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. Braunkohle- und Kernkraftwerke werden aufgrund ihrer relativ niedrigen und stabilen Brennstoffkosten überwiegend zur Abdeckung der Grundlast eingesetzt. Durch den Preisverfall im deutschen Stromgroßhandel, der von Mitte 2008 bis Anfang 2016 zu beobachten war, hat sich die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen stark verringert. Mittels massiver Kostensenkungen ist es uns gelungen, die Ertragseinbußen zu begrenzen. Obwohl die Stromgroßhandelspreise inzwischen wieder angezogen haben, halten wir am Sparkurs fest. Mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir die jährlichen Ausgaben im Segment Braunkohle & Kernenergie bis 2019 um etwa 200 Mio. € gegenüber 2016 kürzen. Dieses Ziel haben wir bereits zum großen Teil erreicht. Trotz der wieder günstigeren Ertragsperspektiven werden Braunkohle- und Kernkraftwerke in unserem Erzeugungsportfolio an Gewicht verlieren. Ausschlaggebend dafür ist der energiepolitische Rahmen in Deutschland. In der Kernenergie gibt es einen gesetzlich verankerten Ausstiegsfahrplan, der für jede einzelne Anlage einen spätestmöglichen Abschalttermin vorsieht. Aufgrund dieser Vorgaben musste Block B unseres Kernkraftwerks Gundremmingen zum 31. Dezember 2017 die Stromproduktion beenden. Seither sind noch zwei Anlagen von RWE am Netz: Gundremmingen C und Emsland. Wir dürfen diese Blöcke noch bis Ende 2021 bzw. Ende 2022 betreiben. Danach sind auch sie stillzulegen. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ist ebenfalls zeitlich begrenzt. Das ergibt sich aus den globalen und nationalen Klimaschutzzielen. Deutschland strebt an, die Treibhausgasemissionen bis 2050 um 80 %o bis 95 %o unter das Niveau von 1990 zu senken. Unsere Strategie steht im Einklang mit diesem sehr ehrgeizigen Vorhaben: Sie sieht den vollständigen Ausstieg aus der Braunkohleverstromung bis zur Mitte dieses Jahrhunderts vor. Die bereits erwähnte frühzeitige Stilllegung von fünf unserer Braunkohleblöcke im Rahmen des "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" ist ein erster Schritt auf diesem Weg: Am 1. Oktober 2017 sind zunächst die Blöcke P und Q in Frimmersdorf in die Sicherheitsbereitschaft überführt worden; zwölf Monate später werden die Blöcke E und F in Niederaußem folgen und nach weiteren zwölf Monaten der Block C in Neurath. Unser CO2 -Ausstoß im Rheinischen Braunkohlerevier wird dadurch gegenüber 2015 um etwa 15 % sinken. Bis zum Ende der kommenden Dekade planen wir sogar einen Rückgang um 40 %o bis 50 %o, u. a. weil der Tagebau In den dann ausgekohlt sein wird und wir das Kraftwerk Weisweiler stilllegen. Danach werden sinkende Auslastungsgrade und weitere Schließungen von Braunkohleblöcken zu einem fortgesetzten Rückgang der CO2 -Emissionen führen, ehe mit Auslaufen der Tagebaue Hambach und Garzweiler auch unsere modernsten Braunkohleblöcke vom Netz gehen. (2) Europäische Stromerzeugung. In diesem Segment ist unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse zusammengefasst. Unser regionaler Fokus liegt dabei auf Deutschland, Großbritannien und Benelux. Zu dem Segment gehören auch unsere 70 %o-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli, einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten werden von RWE Generation verantwortet. Auch für unsere Gas- und Steinkohlekraftwerke, die typischerweise in der Mittel- und Spitzenlast eingesetzt werden, ist das wirtschaftliche und politische Umfeld herausfordernd. Durch den rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland sind die Anlagen heute wesentlich schwächer ausgelastet als noch zu Beginn dieses Jahrzehnts. Ihre Margen liegen zum Teil deutlich unter dem damaligen Niveau. In den vergangenen Jahren haben wir deshalb einige deutsche und niederländische Gaskraftwerke, die ihre fixen Betriebskosten nicht mehr decken konnten, vorübergehend vom Netz genommen. Die Anlagen wurden in den Konservierungszustand überführt und können wieder in Betrieb genommen werden, wenn die Marktbedingungen es rechtfertigen. Darüber hinaus haben wir einige Steinkohlekraftwerke endgültig stillgelegt. Jüngstes Beispiel dafür sind die beiden niederrheinischen Blöcke Voerde A/B, die zum 1. April 2017 vom Netz gegangen sind. RWE war mit 25 %o an ihnen beteiligt und hat ihren Strom vermarktet. Neben vorübergehenden und endgültigen Kraftwerksschließungen haben wir weitere kostensenkende Maßnahmen ergriffen - und werden dies auch zukünftig tun. Mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir unsere Ausgaben im Segment Europäische Stromerzeugung bis 2019 um rund 100 Mio. € gegenüber 2016 senken. Damit sind wir bereits gut vorangekommen. Trotz des anhaltenden Konsolidierungsdrucks sehen wir im Bereich Europäische Stromerzeugung langfristige Wachstumsperspektiven. Wir erwarten, dass unsere Anlagen wieder wirtschaftlicher werden, wenn die gesicherte Erzeugungsleistung knapp wird. Davon dürften langfristig vor allem Gaskraftwerke profitieren. Deren Margen haben sich bereits etwas erholt, sodass wir einige Anlagen, die im Konservierungszustand waren, wieder ans Netz nehmen konnten, beispielsweise Block G des Gersteinwerks in Werne (Westfalen). Wegen des deutschen Kernenergieausstiegs und der Schließung weiterer Kohleblöcke wird der Energieträger Gas in den kommenden Jahren immer wichtiger für die Absicherung der Stromversorgung. Gaskraftwerke verursachen niedrigere CO2 -Emissionen als Kohlekraftwerke und treffen deshalb als Partner der erneuerbaren Energien auf größere Akzeptanz. Gemessen an der Kraftwerksleistung ist Gas schon heute unser wichtigster Brennstoff, und sein Anteil an unserem Erzeugungsportfolio wird sich weiter erhöhen. Beispielsweise bereiten wir uns darauf vor, an unserem britischen Standort Tilbury eine Gas- und Dampf-Turbinen-Anlage mit bis zu 2.500 MW und/oder eine offene Gasturbine mit bis zu 300 MW zu bauen. Unsere Investitionsentscheidung wird u. a. davon abhängen, ob wir uns bei den britischen Kapazitätsmarkt-Auktionen die für das Projekt benötigte Vergütung sichern können. In Deutschland und Benelux, wo es bislang keinen Kapazitätsmarkt gibt, sehen wir Wachstumsmöglichkeiten im Kauf bestehender Anlagen. Neubaumaßnahmen sind hier i. d. R. unwirtschaftlich - es sei denn, die Anlagen erhalten eine Vergütung im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes oder als Reservekraftwerke. Aktuell planen wir, an unserem bayerischen Kernenergiestandort Gundremmingen eine offene Gasturbine zur Stabilisierung des Netzes zu errichten. Eine Voraussetzung dafür ist, dass wir bei der Projektausschreibung des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers den Zuschlag erhalten. Den Bau neuer Steinkohlekraftwerke planen wir nicht. Neben mangelnder Wirtschaftlichkeit spielen dabei auch politische Überlegungen eine Rolle. In den Niederlanden, wo der Kohleausstieg ganz oben auf der energiepolitischen Agenda steht, wollen wir unsere beiden Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für eine verstärkte Mitverbrennung von Biomasse umrüsten. Dies hat gleich zwei Vorteile: Zum einen können wir dadurch unsere CO2 -Bilanz erheblich verbessern. Zum anderen erhöhen wir damit die Akzeptanz der Kraftwerke in der Bevölkerung und bei den politischen Entscheidungsträgern. In Zukunft wollen wir auch verstärkt Speichertechnologien nutzen, um Menschen zuverlässig mit Energie zu versorgen. Derzeit sind Investitionen in Speicher meist unrentabel. Hintergrund ist, dass die am Markt erzielbaren Knappheitsprämien noch zu niedrig sind und die verfügbaren Technologien wegen mangelnder Reife noch zu hohe Kosten verursachen. Dennoch bereiten wir uns mit Pilotprojekten darauf vor, die Speicherkapazitäten auszubauen, sobald die wirtschaftlichen Voraussetzungen dafür vorliegen. Beispiel für ein solches Projekt ist der neue Batteriespeicher mit einer Leistung von 6 MW, den wir 2017 neben dem Pumpspeicherkraftwerk Herdecke an der Ruhr aufgestellt haben. Die Anlage wird eingesetzt, um die Frequenz im Stromnetz stabil zu halten. Darüber hinaus befassen wir uns mit der Frage, wie länger andauernde Phasen eines Über- bzw. Unterangebots von Strom überbrückt werden können. Ein wichtiger Ansatzpunkt ist hier die Nutzung von überschüssigem Wind- und Solarstrom, um Wärme zu erzeugen; die eingesparten Brennstoffe (z. B. Gas) stehen dann in späteren Knappheitsphasen für die Stromproduktion zur Verfügung. Gegenstand unserer Untersuchungen sind auch recyclingfähige Spezialbatterien, die für den kurzfristigen Einsatz bei extremem Strommangel in Frage kommen. (3) Energiehandel. Dieses Segment deckt das vielfältige Tätigkeitsgebiet von RWE Supply & Trading ab. Die Gesellschaft fungiert als kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern. Ihr Kerngeschäft, der Energiehandel, ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. RWE Supply & Trading handelt schwerpunktmäßig Strom, Gas, Kohle, Öl, CO2 -Zertifikate und Biomasse. Das tut sie in zunehmendem Umfang auch außerhalb Europas, z. B. in New York, Singapur und Mumbai. Zu den Aufgaben der Gesellschaft gehört auch, die für die Produktion von Strom und Wärme benötigten Brennstoffe zu beschaffen und den Strom aus RWE-Kraftwerken zu vermarkten. Dabei geht es ihr u. a. darum, Preisrisiken zu begrenzen. Daneben schafft sie zusätzlichen Wert, indem sie den Einsatz unserer Anlagen kommerziell optimiert; die dadurch erzielten Ergebnisbeiträge weisen wir in den Segmenten Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung aus. RWE Supply & Trading vermarktet ihr Know-how auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden. Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagement-Lösungen bis hin zu komplexen Risikomanagement-Konzepten. Ein weiterer Tätigkeitsschwerpunkt von RWE Supply & Trading ist das Gasgeschäft. Wir schließen langfristige Bezugsverträge mit Produzenten, organisieren den Gastransport durch Buchung von Pipelines und optimieren das zeitliche Profil unserer Lieferungen, indem wir Speicher mieten. Auch Transaktionen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) schließen wir ab. Ziel dabei ist es, Synergien zu heben, die sich zwischen dem Pipelinegebundenen Gasgeschäft und dem Überseehandel mit LNG ergeben. RWE Supply & Trading will sich als einer der führenden europäischen Zwischenhändler für Gas etablieren. Dabei nimmt das Unternehmen auch Märkte außerhalb der RWE-Kernregionen ins Blickfeld. Der Grundgedanke dabei ist: Je größer und diversifizierter die Portfolios aus Bezugs- und Lieferkontrakten, desto größer die Chancen, sie kommerziell zu optimieren. RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how auch dazu, kurz-bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen zu tätigen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen erzielen lassen (sogenannte Principal Investments). Ende 2017 verfügte RWE Supply & Trading über ein Portfolio aus neun Beteiligungen an unterschiedlichen Aktivitäten, davon ein Großteil in den USA. Sie reichen vom Kohleminenbetreiber Blackhawk Mining über den Entwickler von Erneuerbare-Energien-Projekten Walden Green Energy bis hin zum Spezialisten für Energiespeicherlösungen Stem. Wie attraktiv Principal Investments sein können, belegt unsere Investition in das Steinkohlekraftwerk Lynemouth im Norden Englands: Wir haben es 2012 erworben und danach die Weichen dafür gestellt, dass die Anlage mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann. Anfang 2016 wurde das Kraftwerk mit Gewinn an einen Investor weiterverkauft. (4) innogy. Unsere Tochter innogy verantwortet das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Verteilnetzen und dem Vertrieb. Ihre Strategie ist darauf ausgerichtet, den Strukturwandel im Energiesektor voranzutreiben. • Erneuerbare Energien. innogy plant, errichtet und betreibt Anlagen zur Stromproduktion aus regenerativen Quellen und will auf diesem Gebiet wachsen. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist das Unternehmen derzeit in Deutschland und Großbritannien am stärksten vertreten; es folgen Spanien, die Niederlande und Polen. Bei der Energiequelle liegt der Schwerpunkt auf Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore) sowie auf Wasserkraft. Im vergangenen Jahr hat innogy ihre Erzeugungskapazität weiter vergrößert: Meilensteine waren die Einweihung des niederländischen Windparks Zuidwester (90 MW) und die Inbetriebnahme des Offshore-Windparks Nordsee One (332 MW) nördlich von Juist, an dem innogy mit 13,5 % beteiligt ist. Darüber hinaus hat unsere Tochter die Weichen für den weiteren Ausbau ihrer Windkraftkapazitäten gestellt, indem sie in den USA ein Projektportfolio von mehr als 2 GW übernommen und sich einen staatlichen Fördervertrag für das britische Offshore-Windkraftvorhaben Triton Knoll gesichert hat. Mit dem Erwerb von Belectric Solar & Battery Anfang 2017 ist innogy überdies in die Riege der internationalen Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern aufgerückt. Belectric hat in Chemnitz einen der größten Batteriespeicher Deutschlands gebaut, der im August 2017 eingeweiht wurde, und errichtet derzeit mit einem lokalen Partner das leistungsstärkste Solarkraftwerk Israels. Über einige der hier genannten Projekte berichten wir auf Seite 38 f. ausführlich. • Netz & Infrastruktur. Netze sind das Rückgrat der Energiewende, und wer sie bewirtschaftet, kann i. d. R. stabile Renditen erzielen. innogy betreibt Stromverteilnetze in Deutschland, Ungarn, Polen und der Slowakei; in Deutschland, Tschechien und Kroatien ist sie darüber hinaus im Gasverteilnetzgeschäft aktiv. Die größten Herausforderungen stellen sich ihr im Heimatmarkt Deutschland: Zunehmende Stromeinspeisungen aus wetter- und tageszeitabhängigen regenerativen Quellen und eine steigende Anzahl kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen machen den Netzbetrieb technisch anspruchsvoller, eröffnen aber auch Wachstumsperspektiven. Um eine zuverlässige Stromversorgung gewährleisten zu können, muss innogy in den Erhalt und den Ausbau der Netzinfrastruktur investieren. Damit Netze effektiver und flexibler genutzt werden können, entwickelt das Unternehmen neue Steuer- und Regeltechniken und testet sie in Feldversuchen. Wegweisend für die Entwicklung und Erprobung solcher Technologien ist das 2017 gestartete Projekt "Designetz", bei dem sich innogy mit einer Vielzahl von Partnern zusammengetan hat, um an einer Blaupause für das Energienetz der Zukunft zu arbeiten (siehe Seite 27). Um die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle rund um das Netz geht es auch bei einem Kooperationsprojekt mit der Deutschen Telekom: Die beiden Unternehmen wollen den Ausbau des Energie- und des Glasfasernetzes in ländlichen Regionen miteinander verknüpfen und dadurch Synergien nutzen. Darüber hinaus hat sich innogy mit 17,5 % an eluminocity beteiligt, einem Start-up-Unternehmen mit Sitz in München und Denver, das auf intelligente Straßenbeleuchtung, Smart-City-Sensorik und hochwertige Ladestationen für Elektroautos spezialisiert ist. • Vertrieb. Ende vergangenen Jahres versorgte innogy 15,9 Mio. Stromkunden und 6,6 Mio. Gaskunden in elf europäischen Märkten. In Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien zählt unsere Tochter zu den größten Anbietern von Strom und Gas. In einigen weiteren europäischen Märkten hält sie führende Positionen bei mindestens einem dieser Produkte. Langfristig will sie sich auf Märkte mit attraktiven Rahmenbedingungen konzentrieren, in denen sie eine Position unter den drei führenden Anbietern einnehmen kann. In Großbritannien sind diese Voraussetzungen nicht gegeben. Vor diesem Hintergrund hat sich innogy mit dem Wettbewerber SSE darauf verständigt, ihr britisches Vertriebsgeschäft mit einem Großteil der Vertriebsaktivitäten von SSE in einer eigenständigen börsennotierten Gesellschaft zusammenzuführen (siehe Seite 38). Herausforderungen und Chancen ergeben sich auch durch den Wandel der Kundenbedürfnisse. Immer mehr Haushalte und Betriebe wollen Energie effizienter nutzen und von den Chancen der Digitalisierung profitieren. innogy beschränkt sich daher nicht auf den klassischen Vertrieb von Strom und Gas, sondern bietet auch innovative Produkte und Leistungen an, die es ihren Kunden ermöglichen, Energie intelligent zu nutzen und dabei von den neuesten technischen Möglichkeiten Gebrauch zu machen. Dabei setzt unsere Tochter auch auf Partnerschaften. Ein Beispiel ist die Mitte 2017 gestartete langfristige Zusammenarbeit mit dem führenden Elektronikhersteller Medion, bei der es darum geht, die Software-Plattform von innogy mit den Smart-Home-Produkten von Medion zu kombinieren. Auch die Elektromobilität ist ein wichtiges Tätigkeitsfeld von innogy. Hier widmet sie sich u. a. dem Aufbau von Ladeinfrastruktur. Oft geht unsere Tochter dabei Kooperationen mit Privatunternehmen ein. Beispielsweise hat sie mit dem Autobahn-Dienstleister Tank & Rast vereinbart, dass sie an Gaststätten und Tankstellen des Unternehmens mehr als 100 Schnellladesäulen errichten und betreiben wird. Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur hat innogy im vergangenen Jahr Fördermittel von rund 3 Mio. € für den Bau von über 1.000 neuen Ladesäulen zugesagt. Das Steuerungssystem der RWE AG. Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Für die Steuerung der Konzerngesellschaften nutzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controllingsystem, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht. Auf Basis von Zielvorgaben des RWE-Vorstands und unserer Erwartungen zur operativen Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält die Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung dem Aufsichtsrat vor, der sie begutachtet und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerten und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen. Wesentliche Kennzahlen zur Steuerung unseres operativen Geschäfts und zur Beurteilung der Finanzlage sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis und die Nettoschulden. Das bereinigte EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf den ordentlichen Geschäftsverlauf zu verbessern, bereinigen wir es um nicht operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Firmenwert-Abschreibungen und sonstige wesentliche Sondersachverhalte. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT, dessen Entwicklung maßgeblichen Einfluss auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten hat. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das bereinigte Nettoergebnis. Wir ermitteln es, indem wir das Nettoergebnis um wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern korrigieren. Seit 2016 verwenden wir die Kennzahl als einen Bestimmungsfaktor für die aktienbasierte Vergütung unserer leitenden Angestellten. Als Renditekennzahl zur Beurteilung von Investitionsvorhaben nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return). Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit. Besonderes Augenmerk legen wir auch auf die Entwicklung des Free Cash Flow, dessen Definition wir 2017 geändert haben. Er ergibt sich, wenn man vom Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit die Ausgaben für Investitionen abzieht und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnet. Ein weiterer Indikator für die Finanzkraft von RWE sind die Nettoschulden. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen (z. B. die Rekultivierung von Tagebauflächen) und für den Rückbau von Windparks. Unsere Verbindlichkeiten aus Hybridanleihen rechnen wir zur Hälfte den Nettoschulden zu. Gemäß International Financial Reporting Standards erfassen wir innogy im Konzernabschluss als vollkonsolidierte Gesellschaft; das heißt, unsere Tochter ist mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in den Konzernzahlen enthalten. Diese Vorgehensweise spiegelt die unternehmerische Eigenständigkeit von innogy allerdings nur eingeschränkt wider. Zu Steuerungszwecken nutzen wir daher auch Kennzahlen, bei denen unsere Tochter als reine Finanzbeteiligung unter der Bilanzposition "Übrige Finanzanlagen" erfasst ist. Nähere Angaben dazu finden Sie auf Seite 60. Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst. Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir unsere unternehmerische Verantwortung (Corporate Responsibility, kurz: CR) wahrnehmen und uns so die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, pflegen wir den Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen. Seit der Reorganisation des Konzerns sieht die RWE AG ihre Hauptaufgabe darin, eine sichere Energieversorgung zu gewährleisten. Große Bedeutung messen wir auch dem Umweltmanagement und der Arbeitssicherheit bei. Hier haben wir bereits ein hohes Niveau erreicht, das wir sichern wollen. Weitere zentrale Anliegen sind für uns, dass der Verhaltenskodex und die Compliance-Regeln von RWE eingehalten werden und unsere Zulieferer international anerkannte Umwelt- und Sozialstandards berücksichtigen. Besonders gefordert sind wir auf dem Gebiet des Klimaschutzes, zumal mit hohen CO2 -Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken einhergehen. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien leistet der RWE-Konzern einen wichtigen Beitrag zur klimaschonenden Stromerzeugung. Außerdem haben wir mit unserem 2015 abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. In den vergangenen fünf Jahren ist der CO2 -Ausstoß unserer Kraftwerke kontinuierlich gesunken. Wir gehen davon aus, dass dieser Trend anhält, vor allem wegen der Schließung von Kohlekraftwerken. Nach aktuellem Planungsstand werden sich unsere Emissionen in den Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux bis 2030 um 55 bis 65 Mio. Tonnen CO2 gegenüber 2015 (141 Mio. Tonnen) verringern. Die Zahlen beziehen sich auf unser aktuelles Erzeugungsportfolio. Sie stehen in Einklang mit den langfristigen europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. Weitergehende Informationen zu unserer Strategie und unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie in unserem gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB, der im April 2018 innerhalb unseres CR-Berichts veröffentlicht wird und nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Der CR-Bericht mit dem Titel "Unsere Verantwortung" kann im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden. 1.2 INNOVATION Innovationen sind der Schlüssel für den langfristigen Geschäftserfolg. Mehr denn je gilt dies auch für Energieversorger wie RWE. In zahlreichen Forschungs- und Entwicklungsprojekten suchen wir nach technischen Lösungen, um Tagebaue wirtschaftlicher, Kraftwerke emissionsärmer und Netze intelligenter zu machen. Innovativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle, die an den Kundenbedürfnissen von morgen anknüpfen und unsere Angebotspalette über den bloßen Verkauf von Strom und Gas hinaus erweitern. Im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Sie haben 2017 wieder Tausende guter Ideen präsentiert, mit denen wir viele Millionen Euro einsparen werden. Mit rund 490 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Der RWE-Konzern ist in vielfältiger Weise innovativ. Unsere wichtigste Triebfeder ist dabei das Ziel, in einem sich dramatisch wandelnden Umfeld langfristig wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit konzernweit rund 1.480 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 490 Erfindungen basieren, sind wir in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. Im vergangenen Jahr haben wir an mehr als 320 Projekten zur Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet und 76 Erfindungen zum Patent angemeldet. Bei F & E-Vorhaben tun wir uns häufig mit externen Partnern aus dem Anlagenbau, der chemischen Industrie oder Forschungseinrichtungen zusammen. Meist müssen wir dann nur einen Teil der Projektkosten tragen. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2017 auf 182 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €). Von unseren Mitarbeitern waren etwa 550 ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. RWE AG: Lösungen für wirtschaftlichere Tagebaue, geringere Emissionen und neue Wege der CO2-Nutzung. Mit der Reorganisation des RWE-Konzerns haben sich auch die Verantwortlichkeiten bei der Forschung und Entwicklung verändert: Innovationen auf den Gebieten erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb werden nun von unserer Tochtergesellschaft innogy vorangetrieben. Die RWE AG verantwortet die F & E-Aktivitäten in den von ihr gesteuerten Konzernbereichen. Ihre Maßnahmen sind vorrangig auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung angesiedelt. Sie zielen darauf ab, den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke wirtschaftlicher zu machen und die Emissionen zu senken. Ein weiteres großes Forschungsfeld ist die Nutzung von Braunkohle und CO2 durch Umwandlung in Treibstoffe oder in Grundstoffe für die chemische Industrie. Wir präsentieren zunächst eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte der RWE AG, geben dann einen knappen Einblick in die Innovationstätigkeit von innogy und stellen abschließend - stellvertretend für viele andere - eine Mitarbeiteridee vor. Tagebau: Effizientere Prozesse dank digitaler Steuerung. Im Tagebau Hambach haben wir untersucht, welche Möglichkeiten uns die Digitalisierung bietet, um die Braunkohleförderung noch wirtschaftlicher zu machen. Geschehen ist das im Rahmen eines vierjährigen EU-Forschungsprojekts, bei dem wir mit der Technischen Universität Delft (Niederlande) zusammengearbeitet haben. Die digitale Steuerung der Tagebaue ist so komplex wie der Abbau von Braunkohle selbst -viele Schritte greifen dabei ineinander: Riesige Schaufelradbagger in den terrassenförmig angelegten Tagebauen tragen die Kohle und die darüber liegende Deckschicht ab und verladen sie auf Förderbänder, auf denen sie zu einem Verteiler gelangen. Dort werden die Massen auf unterschiedliche Transportwege geschickt: Die Kohle kommt entweder zur Zwischenlagerung in den Kohlebunker oder wird direkt in die umliegenden Kraftwerke und Veredelungsbetriebe gebracht - je nach Entfernung mit Bandanlagen oder per Werksbahn. Der Abraum wird über oftmals kilometerlange Förderbänder auf die ausgekohlte Seite des Tagebaus geleitet. Dort dient er dazu, die durch die Förderung entstandenen Senken wieder aufzufüllen. Damit dieser Prozess präzise wie ein Uhrwerk abläuft, müssen der Einsatz der Großgeräte und die Materialströme genau disponiert werden; bei jeder Entscheidung sind eine Vielzahl von Einflüssen und Auswirkungen zu beachten. Unser Forschungsprojekt hat gezeigt, wie dies mit digitaler Unterstützung gelingen kann. Im Oktober 2017 wurde es erfolgreich abgeschlossen. RWE arbeitet nun daran, die im Projekt entwickelten Methoden als Dispositionshilfe für den Tagebaubetrieb nutzbar zu machen. Unser Ziel: 2020 wollen wir über ein Softwaremodul verfügen, mit dem unsere Bergbauingenieure die Abläufe in den Tagebauen optimieren können. Sie sollen damit sowohl stationär an ihren Bürocomputern als auch per Tablet vor Ort arbeiten können. Für einen zuverlässigen Betrieb der Kraftwerke: Kohleanalyse "am laufenden Band". Um Braunkohlekraftwerke möglichst störungsfrei zu betreiben, müssen wir die genaue Zusammensetzung der Kohle kennen, die wir in den Anlagen einsetzen. Kohle ist nicht immer gleich, sondern enthält unterschiedliche Anteile an Spurenstoffen wie Eisen, Kalzium und Magnesium. Ist das Mischungsverhältnis dieser Anteile ungünstig, kann es beim Verbrennen der Kohle zu Verschmutzungen im Kessel kommen, sodass der Braunkohleblock vorübergehend abgeschaltet und gereinigt werden muss. Um dies zu verhindern, prüfen wir die Zusammensetzung der Kohle, bevor sie zum Kraftwerk gelangt. Dazu entnehmen wir regelmäßig Stichproben vom Förderband, bereiten sie auf und analysieren sie. Dieser Prozess läuft vollautomatisch ab. Derzeit testen wir im Kohlebunker Fortuna des Tagebaus Garzweiler ein neues Gerät, das auf einem alternativen Verfahren beruht: Deutschlands ersten Kohle-Online-Analysator mit innovativer radiometrischer Messtechnik. Das Gerät analysiert die Qualität der Kohle in Echtzeit, d. h., während diese auf dem Förderband den Analysator passiert -pro Stunde bis zu 10.000 Tonnen. Wenn sich der neue Kohle-Online-Analysator im Dauerbetrieb bewährt, könnte er in unseren Braunkohletagebauen zum Einsatz kommen. Wir versprechen uns davon niedrigere Instandhaltungskosten und zugleich eine noch bessere Verfügbarkeit unserer Kraftwerke. Emissionen senken: Weniger Quecksilber im Rauchgas dank Herdofenkoks. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, unsere Kraftwerke möglichst umweltverträglich zu betreiben. Der Gesetzgeber macht uns dazu bereits strenge Vorgaben, beispielsweise hinsichtlich der Quecksilber-Emissionen. Durch neue EU-Grenzwerte werden hier die Rahmenbedingungen für den Betrieb unserer Braunkohlekraftwerke in Zukunft noch enger gesteckt sein. Schon heute gelingt es uns, den größten Teil des Quecksilbers aus dem Rauchgas abzuscheiden und aufzufangen. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die derzeit zulässigen Obergrenzen deutlich. Unabhängig davon forschen wir seit Jahren intensiv daran, wie wir die Quecksilber-Emissionen in großem Maßstab und zu vertretbaren Kosten weiter reduzieren können. Unser besonderes Augenmerk gilt dabei einem Verfahren, bei dem Herdofenkoks aus RWE-eigener Rheinischer Braunkohle zum Einsatz kommt. Diesen Stoff nutzen wir bereits heute zur Abscheidung von Quecksilber, allerdings nur in unseren Veredelungsanlagen, mit denen wir Braunkohle zu Briketts oder Braunkohlestaub für die Zement- und Kalkindustrie weiterverarbeiten. Nun testen wir, ob und wie sich Herdofenkoks auch zur Verringerung der Emissionen von Kraftwerken verwenden lässt. Dies tun wir mithilfe einer Pilotanlage im Innovationszentrum Kohle am Kraftwerk Niederaußem, die seit Oktober 2017 im Einsatz ist. Hier wird sehr fein gemahlener Herdofenkoks mit Wasser vermengt und diese Mischung in die - verglichen mit den Veredelungsanlagen - deutlich größeren Rauchgaskanäle des Kraftwerks eingebracht. Die Erkenntnisse, die wir dadurch gewinnen, nutzen wir bei der Konstruktion einer für den Dauerbetrieb bestimmten Demonstrationsanlage, die sich ebenfalls in Niederaußem befinden wird und mit deren Bau wir 2018 beginnen wollen. Neue Möglichkeiten der CO2-Nutzung: Aus Kohlendioxid wird Ersatz für Diesel. Schon seit Längerem arbeiten wir an Verfahren, mit denen Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken abgetrennt werden kann. Im Innovationszentrum Kohle in Niederaußem haben wir mit BASF und Linde eine der weltweit führenden Technologien auf diesem Gebiet entwickelt. Getestet wurde sie in einer Pilotanlage, die in mehr als 60.000 Betriebsstunden seit 2009 und bei CO2 -Abschei-dungsgraden von über 90 % ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt hat. Im Rahmen von drei EU-Förderprojekten gehen wir nun einen Schritt weiter: Mit dem CO2 aus der Pilotanlage, Wasser und Strom wollen wir in Testanlagen am Standort Niederaußem Treibstoffe und Grundstoffe für die chemische Industrie herstellen, mit denen sich fossile Energieträger wie Erdöl oder Erdgas ersetzen lassen. Die drei Projekte mit den Namen OCEAN, LOTER.CO2 M und ALIGN-CCUS unterscheiden sich vor allem durch die Zielprodukte. Bei OCEAN wird aus CO2 Oxalsäure gewonnen, die Grundlage für hochwertige Chemieprodukte ist. Bei LOTER.CO2 M geht es um die einfache und effiziente Herstellung von Methanol -Ausgangsstoff für verschiedenste chemische Produkte und eine der meistproduzierten Chemikalien weltweit. Im Projekt ALIGN-CCUS schließlich widmen wir uns der Herstellung von Dimethylether (DME). DME ist vor allem als Ersatz für den Kraftstoff Diesel interessant: Er verbrennt nahezu rußfrei und erzeugt wenig Stickoxide. DME lässt sich in Fahrzeugmotoren einsetzen, aber auch in dieselmotorgetriebenen Stromaggregaten, mit denen Spitzenbedarfe in Phasen geringer Stromeinspeisungen aus erneuerbaren Energien gedeckt werden können (z. B. bei Windflauten). Außerdem kann mit DME überschüssiger Strom über längere Zeit und mit geringem Platzbedarf chemisch gespeichert werden. Wir haben uns für 2020 zum Ziel gesetzt, den Dieselmotor eines Stromaggregats mit DME aus unserer Testanlage zu betreiben. Das Aggregat wird zunächst auf eine Leistung von 240 kW ausgelegt und so groß wie ein Frachtcontainer sein; es ist jedoch modular erweiterbar. Eingesetzt werden kann es für die dezentrale Stromversorgung, etwa um Zeit bis zum Netzausbau zu überbrücken. Bei den beschriebenen Projekten arbeiten wir mit einer Vielzahl namhafter Partner aus Industrie und Wissenschaft zusammen, u. a. der RWTH Aachen, den Universitäten Duisburg-Essen und Genua, Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe, dem unabhängigen Entwicklungsdienstleister für Verbrennungsmotoren und Fahrzeugtechnik FEV sowie dem Forschungszentrum Jülich. Die Projekte werden von der EU mit rund 3 Mio. € gefördert und sind auf eine Laufzeit von bis zu vier Jahren angelegt. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten der RWE AG finden Sie unter www.rwe.com/innovation. innogy SE: Fokus auf erneuerbare Energien, intelligente Netze und neue Vertriebsprodukte. Innovativ ist der RWE-Konzern auch auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, im Verteilnetzgeschäft und im Vertrieb. Unsere Tochter innogy verfolgt ein breites Spektrum von Innovationsvorhaben, die unter www.innogy.com/innovation genauer dargestellt werden. Nicht selten leistet sie damit wertvolle Beiträge zum Gelingen der Energiewende. Ein Beispiel dafür ist das Projekt "Designetz": Hier hat sich ein Forschungskonsortium unter der Federführung von innogy zum Ziel gesetzt, ein tragfähiges Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das Versorgungssystem zu entwickeln. Die Kernfrage, die dabei zu beantworten ist: Wie können die vielen dezentralen Erzeuger und Verbraucher von Strom im ländlichen und städtischen Raum intelligent vernetzt werden? Unter den Konsortialpartnern finden sich Stadtwerke, namhafte Forschungsinstitute und große Technologieunternehmen. Designetz soll in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und dem Saarland umgesetzt werden. Diese Bundesländer, in denen mehr als ein Viertel der deutschen Bevölkerung lebt, bieten uns ideale Voraussetzungen, um die dezentrale Energielandschaft der Zukunft einem Realitätscheck zu unterziehen: Gebiete mit sehr hohen Einspeisungen aus erneuerbaren Energien findet man hier ebenso wie industriegeprägte Verbrauchszentren. Designetz ist Teil des Förderprogramms "Schaufenster intelligente Energie -Digitale Agenda für die Energiewende" (SINTEG) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Das Ministerium misst Designetz eine so große Bedeutung bei, dass es dafür Fördermittel in Höhe von 30 Mio. € bereitgestellt hat. Innovation Hub bei innogy: Plattform für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Unternehmen, die in einem sich dynamisch wandelnden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für zukünftige Kundenbedürfnisse haben. Im Innovation Hub, einer Innovationsplattform, die 2014 ins Leben gerufen wurde, werden wegweisende Ideen und Geschäftsmodelle rund um das Thema Energie und darüber hinaus entwickelt. Besonderes Augenmerk gilt dabei den Möglichkeiten, die die Digitalisierung bietet. Der Anspruch lautet, Produkte und Dienstleistungen zur Marktreife zu bringen, mit denen Kunden Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Ein Beispiel dafür ist "Fresh Energy", eine neue Energielösung aus Smart Meter und Smartphone-App. Der Smart Meter erfasst den Energieverbrauch aller Geräte im Haushalt. Die Messergebnisse werden übersichtlich in der App dargestellt, sodass "Energiefresser" erkannt werden können. Weiterer Vorteil: Monatlich abgerechnet wird der tatsächlich verbrauchte Strom, ohne Voraus- oder Nachzahlungen. Einsparungen dank der Erfahrung und des Wissens unserer Mitarbeiter. Ein wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter nutzen ihre Erfahrungen im täglichen Geschäft, um das Unternehmen mit Innovationen voranzubringen. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns insgesamt rund 2.300 Verbesserungsvorschläge bei den Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Anregungen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf ca. 8 Mio. €. Ein Mitarbeiter von RWE Power hat beispielsweise herausgefunden, dass sich die Schiebeleistung der Raupen im Tagebau Garzweiler durch kleine Anpassungen des Schildes erhöhen lässt. Mit dem Schild schiebt die Raupe Material vor sich her, um damit u. a. die Fahrwege der Großgeräte zu planieren. Dabei war aufgefallen, dass sich das lose und zum Teil schlammige Material häufig nicht vollständig vor dem Schild ansammelt, sondern seitlich ausbricht. Die Idee des Mitarbeiters: Würde man das Schild an beiden Seiten mit großen "Ohren" - nach vorn gerichteten, dickwandigen Blechen - versehen, ließe sich das Material besser vor dem Schild zusammenhalten, während die Raupe fährt. Nun kam die Maschinenabteilung der RWE Power ins Spiel, die eines unserer Fahrzeuge entsprechend umrüstete. Beim Test mit dem modifizierten Raupenschild stellte sich heraus, dass damit ein Drittel mehr Material bewegt werden konnte. Im ersten Schritt werden wir nun vier im Tagebau Garzweiler eingesetzte Raupen umrüsten. Die Gesamtkosten veranschlagen wir auf knapp 11.000 € - gut investiertes Geld, denn bei rund 5.000 Stunden Schiebearbeiten lassen sich damit Einsparungen von über 80.000 € pro Jahr erzielen. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN Die Marktperspektiven für unsere Kraftwerke haben sich 2017 etwas aufgehellt. Beflügelt von steigenden Steinkohlenotierungen haben die Stromgroßhandelspreise ihren Anfang 2016 eingeschlagenen Erholungskurs fortgesetzt. Wer sich 2017 in Deutschland für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste durchschnittlich 32 €/MWh bezahlen, 5 € mehr als 2016. Auf unsere Ertragslage wirkt sich das allerdings erst in Zukunft aus. Unsere Stromerzeugung für 2017 hatten wir größtenteils bereits in Vorjahren auf Termin verkauft. Die Margen, die wir dabei erzielten, lagen insgesamt deutlich unter denen von 2016. Verbessert haben sich allerdings die Gewinns pannen unserer kontinentaleuropäischen Gaskraftwerke. Konjunktureller Aufschwung setzt sich fort. Nach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im vergangenen Jahr um etwa 3 % höher als 2016. Für die Eurozone wird ein Wachstum von mehr als 2 % veranschlagt. Etwa gleich stark dürfte das deutsche Bruttoinlandsprodukt (BIP) gestiegen sein. Stimuli gingen dabei insbesondere vom privaten Verbrauch aus. In den Niederlanden hat sich das BIP sogar um rund 3 % erhöht. Belgien erreichte dagegen wohl nur ein Wachstum von knapp 2 %. Gleiches gilt für Großbritannien, unseren wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion. Das Land profitierte zwar vom expandierenden Dienstleistungssektor, bekam aber auch dämpfende Einflüsse des bevorstehenden EU-Austritts zu spüren. Wesentlich dynamischer entwickelte sich die Wirtschaft in unseren wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten. Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass das BIP in Polen und Tschechien um über 4 % gestiegen ist, während Ungarn und die Slowakei ein Wachstum von mehr als 3 % erreicht haben. Leicht überdurchschnittliche Temperaturen. Während die Energienachfrage von Industrieunternehmen in hohem Maße von der konjunkturellen Entwicklung beeinflusst wird, hängt die der Haushalte stärker von den Witterungsverhältnissen ab: Je niedriger die Außentemperaturen, desto mehr Gas oder Strom wird benötigt, um Wohnungen zu heizen. Meteorologische Aufzeichnungen für 2017 belegen, dass in ganz Europa relativ milde Witterung herrschte. Trotz eines sehr kalten Januars bewegten sich die Temperaturen meist leicht oberhalb des jeweiligen Zehnjahresmittels. Beim Vergleich mit dem Vorjahr zeigt sich ein uneinheitliches Bild: In unseren westeuropäischen Märkten Großbritannien und Niederlande war es insgesamt etwas wärmer als 2016, in weiten Teilen Osteuropas dagegen kühler. Die in Deutschland gemessene Jahresdurchschnittstemperatur lag auf dem Niveau des Vorjahres. Günstigere Windverhältnisse als 2016. Neben dem Energieverbrauch wird auch die Stromerzeugung von den Wetterverhältnissen beeinflusst, insbesondere vom Windaufkommen. Die Windverhältnisse an den Erzeugungsstandorten von innogy waren insgesamt etwas ungünstiger als im langfristigen Mittel. Gegenüber dem Vorjahr haben sie sich aber fast überall verbessert, außer in Spanien. Auch Laufwasserkraftwerke sind Wettereinflüssen ausgesetzt. Ihre Erzeugung hängt u. a. von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, wo sich die meisten Wasserkraftwerke des RWE-Konzerns befinden, waren diese Mengen 2017 relativ gering - sowohl in der langfristigen Betrachtung als auch im Vorjahresvergleich. Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten. Das Wirtschaftswachstum regte den Energieverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie einen dämpfenden Einfluss hatte. Nach vorläufigen Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war die deutsche Stromnachfrage 2017 um 0,7 % höher als im Vorjahr. Schätzungen für die Niederlande deuten auf einen Anstieg um rund 1 % hin. In Polen, der Slowakei und Ungarn dürfte der Stromverbrauch sogar um 2 % bis 3 % zugenommen haben. In Großbritannien ist er dagegen um etwa 2 % gesunken. Auch beim Gas standen Mengensteigerungen in unseren kontinentaleuropäischen Märkten einem Rückgang in Großbritannien gegenüber. Nach vorläufigen BDEW-Daten war der deutsche Gasverbrauch 2017 um 6 % höher als im Vorjahr, u. a. weil sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke verbessert haben und die Anlagen deshalb stärker im Einsatz waren. Für die Niederlande wird ein Anstieg von 2 % geschätzt und für Tschechien von 1 %. Dagegen ist in Großbritannien rund 2 % weniger Gas verbraucht worden als 2016, was u. a. an der relativ milden Witterung gelegen haben könnte. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Stabilisierung der Preise im TTF-Gasgroßhandel. Nach längerer Talfahrt haben sich die Gashandelspreise in Westeuropa wieder etwas erholt. Am wichtigen niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen 2017 bei durchschnittlich 17 €/MWh. Sie waren damit um 3 € höher als im Vorjahr. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2018) mit ebenfalls 17 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2017 waren im Vorjahr 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 aktuell verfügbaren Daten hat sich Gas für deutsche Haushalte um durchschnittlich 3 % und für britische Haushalte um durchschnittlich 1 % vergünstigt. In Tschechien blieben die Privatkundentarife nahezu unverändert, während sie in den Niederlanden um 2 % über Vorjahr lagen. Bei Industrieunternehmen zeigte sich folgendes Bild: In Deutschland musste diese Kundengruppe 1 % mehr bezahlen, in den Niederlanden 5 % und in Großbritannien 6 %; dem stand ein Preisrückgang von 7 % in Tschechien gegenüber. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Steinkohle wesentlich teurer als 2016. Im internationalen Steinkohlehandel haben die Preise Anfang 2016 die Talsohle durchschritten und danach stark zugelegt. Kohleeinfuhren über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden 2017 am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 84 US$/Tonne (75 €) abgerechnet. Das sind 24 US$ mehr als 2016. Der Forward 2018 (Index API 2) handelte mit 74 US$/Tonne (65 €) und damit 20 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist das u. a. auf die gute Konjunktur in China und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage des Landes. Die Regierung in Peking hatte die heimische Kohleproduktion 2016 durch regulatorische Eingriffe gedrosselt. Nach einiger Zeit wurden die Beschränkungen aber wieder gelockert. Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Auch hier zeigte sich eine klare Aufwärtstendenz. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2017 knapp 7 US$/Tonne in Rechnung gestellt; im Vorjahr waren es noch etwas über 4 US$/Tonne gewesen. Preiserhöhend wirkte, dass die Treibstoffe teurer geworden sind. Außerdem haben sich die in der Vergangenheit aufgebauten Überkapazitäten in der Frachtschifffahrt wieder etwas verringert. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für Preisphantasie bei CO2-Zertifikaten. Auch im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten haben die Preise angezogen. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, notierte 2017 mit durchschnittlich 6 €. Die Angaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2018 fällig werden. Zum Vergleich: 2016 kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2017 etwas über 5 €. Zwar sind weiterhin wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als die Unternehmen zur Abdeckung ihres CO2 -Ausstoßes benötigen. Allerdings haben das Europäische Parlament und der Europäische Rat inzwischen ein Maßnahmenpaket auf den Weg gebracht, das die EU in die Lage versetzt, den Überschuss an Zertifikaten deutlich zu reduzieren (siehe Seite 34). Während der letzten Verhandlungsrunden zu diesem Paket im zweiten Halbjahr 2017 haben sich EUAs erheblich verteuert. Zum Jahresende erreichten sie die Marke von 8 €. Allerdings werden die von der EU beschlossenen Maßnahmen erst nach 2018 zum Tragen kommen. Darüber hinaus gibt es Risiken durch den bevorstehenden Brexit: Noch lässt sich nicht absehen, ob und gegebenenfalls wann Großbritannien das europäische Emissionshandelssystem verlassen wird. Bei einem frühen Ausscheiden könnte es dazu kommen, dass die dort ansässigen Industrieunternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und damit den Angebotsüber-schuss erhöhen. Die Möglichkeit eines solchen Szenarios wirkte sich 2017 dämpfend auf die EUA-Preise aus. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Deutlicher Anstieg der Stromgroßhandelspreise. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten haben die Stromgroßhandelspreise ihren 2016 begonnenen Aufwärtstrend fortgesetzt. 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. Grundlaststrom wurde 2017 am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 34 €/MWh abgerechnet. Das sind 5 € mehr als im Vorjahr. Auch im Terminhandel haben die Preise angezogen. Der Grundlast-Forward 2018 kostete im vergangenen Jahr durchschnittlich 32 €/MWh. Zum Vergleich: 2016 war der Forward 2017 noch mit 27 €/MWh gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, sind die Stromgroßhandelspreise typischerweise wesentlich höher als in Deutschland. Grundlaststrom notierte dort am Spotmarkt mit durchschnittlich 45 £/MWh (52 €). Gegenüber 2016 hat er sich um 5 £ verteuert. Der Forward 2018 betrug 44 £/MWh (50 €); er war um 3 £ höher als der vergleichbare Vorjahreswert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, lag der mittlere Spotpreis für Grundlaststrom bei 39 €/MWh und damit 7 € über dem Niveau von 2016. Forward-Kontrakte für 2018 notierten mit 36 €/MWh; das sind 5 € mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2017 bezahlt wurde. Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Steinkohle und Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 35 % bis 37 %; mitberücksichtigt ist die britische CO2-Steuer. Quelle: RWE Supply & Trading Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Gas und Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 49 % bis 50 %; mitberücksichtigt ist die britische CO2-Steuer. Quelle: RWE Supply & Trading Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, indem man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten (inklusive Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2 -Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i. d. R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Bei Steinkohlekraftwerken werden die Margen als Clean Dark Spreads bezeichnet und bei Gaskraftwerken als Clean Spark Spreads. Die Abbildungen oben zeigen, wie sich diese Spreads in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2015 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, lässt sich bei den Clean Dark Spreads im gesamten Betrachtungszeitraum ein klarer Abwärtstrend feststellen, vor allem in Großbritannien. Wesentlich günstiger entwickelten sich die Margen der Gaskraftwerke: Sie haben sich in Deutschland und den Niederlanden kontinuierlich verbessert. In Großbritannien fielen die Clean Spark Spreads absolut gesehen am höchsten aus, konnten 2017 aber nicht an das sehr gute Niveau von 2016 anknüpfen. Die Brennstoffkosten der Braunkohle- und Kernkraftwerke sind dagegen relativ stabil. Braunkohle fördern wir in eigenen Tagebauen; für sie gibt es wegen begrenzter Handel-barkeit keine aussagefähigen Marktpreise. Den Uranbedarf unserer Kernkraftwerke decken wir mittels langfristiger Verträge zu festen Konditionen. Aufgrund der geringen Kostenschwankungen entwickeln sich die Margen der Braunkohle- und Kernkraftwerke i. d. R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. Ebenso wie diese zeigten sie seit Anfang 2016 eine deutliche Aufwärtstendenz. RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 31 €/MWh abgesetzt. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom aus unseren Kraftwerken größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Von solchen Terminkontrakten für 2017, die wir bis zu drei Jahre im Voraus abgeschlossen hatten, hing daher ab, welche Erträge wir im Berichtsjahr mit unseren Kraftwerken erzielen konnten. Unsere Stromproduktion von 2017 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für den Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 31 €/MWh (Vorjahr: 35 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen waren somit deutlich niedriger als 2016. 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 Stromgroßhandelspreise. 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 2 % bzw. 7 % erhöht. Niederländische Haushalte mussten etwa 1 % und polnische etwa 3 % mehr bezahlen als im Vorjahr. In Ungarn und der Slowakei sind die Privatkundentarife dagegen um 3 % bzw. 4 % gefallen. Noch größer waren die regionalen Unterschiede bei der Entwicklung der Industriestrompreise: Während sich diese in Deutschland um 8 % und in Großbritannien um 3 % erhöhten, sanken sie in den Niederlanden um 1 %, in Polen um 7 %, in Ungarn um 8 % und in der Slowakei sogar um 11 %. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN Die Politik hat 2017 einige richtungsweisende Entscheidungen für den Energiesektor getroffen. Eine der wichtigsten betraf das europäische Emissionshandelssystem: Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben sich nach längerem Tauziehen auf eine Reform zur Stärkung dieses Klimaschutzinstruments geeinigt. Die wichtigste Weichenstellung in Deutschland betraf die Kernenergie: Per Gesetz wurde festgelegt, dass der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernimmt. Die Mittel dafür erhält er aus einem Fonds, den die Kraftwerksbetreiber Mitte 2017 dotiert haben. Die Regelung ist sachgerecht. Unsere politischen Risiken in der Kernenergie haben sich dadurch erheblich verringert. Reform des europäischen Emissionshandels beschlossen. Das Europäische Parlament hat im Februar 2018 grünes Licht für eine grundlegende Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) gegeben. Der Europäische Rat hatte bereits im Dezember 2017 informell zugestimmt. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission, die im November zu einer Einigung führten. Mit der Reform soll das ETS gestärkt und auf das europäische Treibhausgasminderungsziel für 2030 ausgerichtet werden. Bis 2030 müssen die Wirtschaftssektoren, die am ETS teilnehmen, ihre Emissionen gegenüber 2005 um 43 % reduziert haben. Die Zahl der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate soll deshalb während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2 % gesenkt werden. Gegenwärtig wird ein Reduktionsfaktor von 1,74 % angewandt. Mit der ETS-Novelle will man außerdem den hohen Überschuss an Zertifikaten abbauen, die zurzeit am Markt verfügbar sind. Verglichen mit der aktuellen Rechtslage sollen wesentlich mehr Emissionsrechte in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden können. Bei der MSR, die ab 2019 zum Einsatz kommt, handelt es sich um ein Instrument, mit dem die EU das Angebot an Zertifikaten flexibler an der Nachfrage ausrichten kann. Die Neuregelung sieht vor, dass von 2019 bis 2023 pro Jahr bis zu 24 % der Marktzuteilungsmenge einbehalten und in die MSR überführt wird. Ab dem Jahr 2023 sollen Emissionsrechte aus dem Bestand der MSR gelöscht werden, soweit dieser die Auktionsmenge des Vorjahres übersteigt. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale emissionsmindernde Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren. EU verschärft Grenzwerte für die Emission von Luftschadstoffen. Die Europäische Union hat neue Vorgaben zur Begrenzung der Luftschadstoffemissionen von Kraftwerken verabschiedet, die ab 2021 auch von bestehenden Anlagen eingehalten werden müssen. Ein entsprechender Durchführungsbeschluss ist im August 2017 in Kraft getreten. Die Anforderungen sind überwiegend sachgerecht und umsetzbar. Bei Stickoxiden und Quecksilber gehen sie allerdings über den aktuellen Stand der Technik hinaus. Der Durchführungs-beschluss muss jetzt noch in nationales Recht umgesetzt werden - in Deutschland u. a. durch eine Novellierung der 13. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV). Die EU hat den Mitgliedstaaten Spielräume gelassen, 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 BImSchV können wir abschätzen, welche Folgen sich daraus für unsere Kraftwerksflotte ergeben. Nicht auszuschließen ist, dass wir umfangreiche Nachrüstungen vornehmen oder einzelne Anlagen vorzeitig stilllegen müssen. Europäischer Rat will Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten ausschließen. Mitte Dezember 2017 haben sich die Mitgliedstaaten im Europäischen Rat auf eine gemeinsame Position zur Neugestaltung des Energierechts geeinigt. Eines der zentralen Themen war dabei die Festlegung von Mindeststandards, die nationale Regierungen beachten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen eingeführt haben oder dies noch tun wollen. Die Länder verständigten sich darauf, dass Kraftwerke mit einem CO2 -Ausstoß von mehr als 550 Gramm je Kilowattstunde allenfalls dann Kapazitätszahlungen erhalten dürfen, wenn ihre jährliche Emission auf 700 kg je Kilowatt installierte Leistung beschränkt bleibt. Diese Regelung soll ab 2026 für Neuanlagen gelten und ab 2030 für bestehende Kraftwerke. Bis dahin gibt es keinerlei Vorgaben zur Höhe der Zahlungen - mit einer Ausnahme: Die Vergütungen für Bestandsanlagen, die das 550-Gramm-Kriterium nicht erfüllen, müssen von 2026 bis 2030 um 5 % pro Jahr gesenkt werden. Sollten die Vorstellungen des Europäischen Rats in der geplanten EU-Strommarkt-Verordnung verankert werden, könnten Kohlekraftwerke und alte Gaskraftwerke de facto nicht an Kapazitätsmärkten teilnehmen. Ein modernes Braunkohlekraftwerk dürfte maximal 750 Stunden im Jahr in Betrieb sein, um das jährliche Emissionskontingent von 700 kg/kW einzuhalten. Das entspräche nur rund 10 % seiner üblichen Auslastung. Bei einem modernen Steinkohlekraftwerk wäre die Laufzeit auf etwa 950 Stunden pro Jahr begrenzt. Würde Deutschland einen Kapazitätsmarkt einführen, käme ein Großteil der gesicherten Kraftwerksleistung nicht dafür in Betracht. In puncto Versorgungssicherheit wäre dann wenig gewonnen. Ende Februar 2018 hat sich der Industrieausschuss des Europäischen Parlaments mit der Sache befasst und seinen Standpunkt festgelegt. Der Ausschuss folgt im Grundsatz dem Konzept des Rates. Bei einigen Details tritt er sogar für noch striktere Regelungen ein. Nun müssen sich das Parlament und der Rat auf eine gemeinsame Position verständigen. Dazu wird es ein Trilog-Verfahren mit Vertretern der Kommission geben, das wohl bis in die zweite Jahreshälfte 2018 andauern wird. 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 grünes Licht gegeben. Das Gesetz entspricht weitgehend den im April 2016 vorgelegten Empfehlungen der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs, die von der Bundesregierung eingesetzt worden war. Danach 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 Vertrags sind zudem zahlreiche kernenergiebezogene Rechtsstreitigkeiten zwischen den Energieversorgern und dem Staat eingestellt worden. Die beteiligten Unternehmen haben ihre dabei geltend gemachten Ansprüche fallen gelassen. Deutschland reformiert Netzentgeltstruktur. Am 22. Juli 2017 ist das Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur (Netzentgeltmodernisierungsgesetz, kurz: NEMoG) in Kraft getreten. Eine Neuerung durch das NEMoG ist die schrittweise Vereinheitlichung der Übertragungsnetzentgelte. Diese Maßnahme knüpft an den Umstand an, dass die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber ihre Aufwendungen für den Betrieb, die Instandhaltung und den Ausbau des Netzes im Wesentlichen in ihrer eigenen Regelzone auf die Netznutzer umlegen. Daher gibt es bei den Übertragungsnetzentgelten, die bundesweit etwa ein Viertel der Netzkosten ausmachen, deutliche regionale Unterschiede. Im Zeitraum von 2019 bis 2023 sollen die Entgelte nun in jährlichen Schritten angeglichen werden. Zu den Details der Umsetzung wird es eine Verordnung geben. Durch das NEMoG werden sich die Netzentgelte in West- und Süddeutschland tendenziell erhöhen, im Norden und Osten dagegen sinken. Energie intensive Industrien in der Regelzone von Amprion, die sich über Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland sowie Teile Niedersachsens und Bayerns erstreckt, gehören zu den Verlierern der Reform: Sie müssen mit zum Teil erheblichen Mehrkosten rechnen. Zweiter Eckpunkt des NEMoG ist eine teilweise Abschaffung der Vergütung, die Betreibern dezentraler Erzeugungseinheiten für sogenannte "vermiedene Netzentgelte" gewährt wird. Die Zahlungen wurden bisher damit begründet, dass die höheren Netzebenen entlastet werden, wenn Strom ins lokale Verteilnetz eingespeist und auch vor Ort verbraucht wird. Dadurch könnten u. a. Kosten für den Ausbau des überregionalen Netzes eingespart werden. Die Bundesregierung verweist allerdings darauf, dass es wegen des Ausbaus der erneuerbaren Energien immer öfter zu einer lokalen Überversorgung mit dezentral erzeugtem Strom kommt, die zu Rückspeisungen ins vorgelagerte Netz führt. Bei der Kürzung der Vergütung für vermiedene Netzentgelte unterscheidet das NEMoG zwischen Erzeugungseinheiten mit volatiler Stromerzeugung (z. B. Windkraftanlagen) und solchen, deren Produktion steuerbar ist (z. B. Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen). Für die erstgenannten Erzeugungseinheiten sieht das Gesetz vor, dass Neuanlagen ab 2018 keine Vergütung mehr erhalten und die Entgelte für Bestandsanlagen schrittweise abgeschmolzen werden. Für Einheiten mit steuerbarer Erzeugung gilt: Neuanlagen werden ab 2023 nicht mehr gefördert; Altanlagen erhalten dagegen weiterhin eine Vergütung, allerdings bringt das NEMoG auch für sie Einschnitte. Denn nach dem Gesetz wird die - aus der Höhe der Netzkosten abgeleitete - Berechnungsgrundlage für vermiedene Netzentgelte ab 2018 auf dem Niveau des Jahres 2016 eingefroren. Außerdem sollen bestimmte Netzkosten künftig nicht mehr in ihr berücksichtigt werden. Von diesen beiden Anpassungen sind auch einige RWE-Kraftwerke betroffen. Betreiber von Erzeugungsanlagen, die unter das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fallen, haben durch die Reform dagegen keine Nachteile, weil die Einnahmen aus vermiedenen Netzentgelten zu einer entsprechenden Kürzung der EEG-Vergütungen führen. Bundesnetzagentur beschließt neue allgemeine Produktivitätsvorgabe für Gasnetzbetreiber. Ende vergangenen Jahres hat die Bundesnetzagentur festgelegt, welche Effizienzverbesserungen sie von Gasnetzbetreibern ab 2018 mindestens erwartet. Demnach müssen die Unternehmen ihre Produktivität um 0,49 % über den allgemeinen Produktivitätsfortschritt hinaus steigern. Hinzu kommen noch individuelle Vorgaben für Netzbetreiber, bei denen im Zuge von Kostenprüfungen Ineffizienzen festgestellt wurden. Der oben genannte Prozentwert ist noch vorläufig. Die Kennzahl - meist als genereller sektoraler Produktivitätsfaktor bezeichnet - ist eine der wesentlichen Stellschrauben im Konzept der deutschen Anreizregulierung für Netzbetreiber. Im Rahmen dieses Konzepts legen die Regulierungsbehörden Erlösobergrenzen für jeweils fünfjährige Regulierungsperioden fest. Die Obergrenzen werden im Jahresturnus angepasst, und zwar u. a. nach Maßgabe der Produktivitätssteigerungen, die von den Unternehmen gefordert werden. Für Gasnetze hat die dritte Regulierungsperiode Anfang 2018 begonnen, für Stromnetze wird das ein Jahr später der Fall sein. Für die ersten beiden Regulierungsperioden hatten der Bund und die Länder generelle sektorale Produktivitätsfaktoren von 1,25 % bzw. 1,5 % pro Jahr vorgegeben. Die Festlegung ist nun erstmals durch die Bundesnetzagentur getroffen worden. Aus Sicht des Branchenverbands BDEW und der Netzbetreiber waren die früheren Sätze zu hoch. Der BDEW vertritt die Auffassung, dass eine Absenkung auf null angezeigt wäre. Jeder höhere Wert impliziere, dass die Produktivitätsfortschritte der Netzbetreiber überdurchschnittlich seien oder dass die Preissteigerungen bei Löhnen, Material und Kapitaleinsatz in der Netzwirtschaft unter denen der Gesamtwirtschaft liegen. Neue niederländische Regierung strebt Kohleausstieg bis 2030 an. Nach mehr als 200 Verhandlungstagen hat die neue niederländische Regierung Mitte Oktober 2017 ihren Koalitionsvertrag geschlossen. Darin sprechen sich die vier beteiligten Parteien um Ministerpräsident Mark Rutte für ehrgeizige Schritte zur Minderung der Treibhausgasemissionen aus. Unter anderem soll das Land bis 2030 komplett aus der Kohleverstromung aussteigen. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb, darunter zwei von RWE. Die neue Regierung will außerdem einen nationalen Mindestpreis für Kohlendioxid einführen und damit den CO2 -Ausstoß im Stromsektor verteuern. Mit diesen und weiteren Maßnahmen sollen die Treibhausgasemissionen des Landes bis 2030 um 49 % gegenüber dem Stand von 1990 gesenkt werden. Bei der staatlichen Förderung der Mitverbrennung von Biomasse tritt die Regierung allerdings auf die Bremse: Ab 2024 sollen keine Mittel mehr dafür bereitgestellt werden. Bereits gegebene Förderzusagen wie die an RWE sind davon aber voraussichtlich nicht betroffen. Noch ist nicht absehbar, welche Auswirkungen der Koalitionsvertrag auf die Energiewirtschaft haben wird. Viel hängt davon ab, wie das Klimaschutzpaket im Detail ausgestaltet wird. Die Regierung strebt dazu einen breiten Dialog unter Beteiligung der betroffenen Unternehmen an. Die Maßnahmen sollen dann bis Ende 2018 in einem neuen nationalen Klima- und Energieabkommen festgeschrieben werden. Schrittweise Deckelung der Energiepreise für britische Haushalte. In Großbritannien hat die Politik damit begonnen, die Energiepreise für bestimmte Kundengruppen zu deckeln. Eine erste Maßnahme dieser Art ist im April 2017 wirksam geworden. Sie gilt für Haushalte mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung des Stroms per Geldkarte ermöglichen, und ist auf drei Jahre befristet. Seit Februar 2018 gibt es eine Kappung der Standardtarife auch bei einkommensschwachen Kunden, die bereits eine Vergünstigung im Rahmen des "Warm Home Discount" erhalten. Sie ist ebenfalls befristet; spätestens zum Ende des Jahres 2019 soll sie wieder abgeschafft werden. Nach Plänen der Regierung sollen künftig alle Kunden mit Standardtarif-Verträgen von gedeckelten Preisen profitieren. Im Oktober 2017 hat das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie dem britischen Parlament einen entsprechenden Gesetzentwurf zur Prüfung vorgelegt. Danach soll die Preiskappung zunächst bis Ende 2020 befristet sein. Der Politik wird allerdings die Möglichkeit eingeräumt, sie um bis zu drei Jahre zu verlängern. Die Prüfung des Gesetzentwurfs ist im Februar 2018 abgeschlossen worden. Voraussichtlich wird nun im Frühjahr ein überarbeiteter Entwurf ins Parlament eingebracht. Die folgenden Gesetzgebungs- und Genehmigungsschritte sollen bis Ende 2018 abgeschlossen sein. Auch wenn die Ausgestaltung der allgemeinen Preiskappung noch ungewiss ist, muss mit negativen Auswirkungen auf die Ertragslage der Versorgungsunternehmen gerechnet werden. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSE Das vergangene Jahr für RWE war durch einige erfreuliche Ereignisse geprägt. Eines davon war, dass die Karlsruher Verfassungsrichter die deutsche Kernbrennstoffsteuer rückwirkend für nichtig erklärt haben und uns der Bund die in Vorjahren entrichteten Steuern von 1,7 Mrd. € zurückgezahlt hat. Einen Teil dieses Betrages wollen wir Anfang Mai 2018 als Sonderdividende an unsere Aktionäre ausschütten. Gute Nachrichten gab es auch von innogy: Unsere Tochter konnte die Weichen für den weiteren Ausbau ihres Windkraftportfolios stellen und sich mit dem Kauf von Belectric Solar & Battery als internationaler Anbieter von Solarkraftwerken und Batteriespeichern positionieren. Außerdem hat innogy eine überzeugende Lösung für ihr in die Krise geratenes britisches Endkundengeschäft gefunden: Gemeinsam mit ihrem Wettbewerber SSE will sie in Großbritannien ein starkes, eigenständiges Vertriebsunternehmen schaffen. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2017 und Anfang 2018 eingetreten sind. Dabei beschränken wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im Berichtsjahr Bundesverfassungsgericht erklärt Kernbrennstoffsteuer für nichtig. Das Bundesverfassungsgericht hat Mitte April 2017 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 unsere Bedenken und schaltete das Bundesverfassungsgericht ein. Nach Ansicht der Verfassungsrichter war der Bundesgesetzgeber nicht zur Einführung der Kernbrennstoffsteuer befugt, weil es sich dabei nicht um eine Verbrauchsteuer nach Artikel 106 des Grundgesetzes gehandelt habe. Im Erhebungszeitraum von 2011 bis 2016 hatten wir Zahlungen von rund 1,7 Mrd. € geleistet. Der Betrag ist uns zuzüglich Zinsen rückerstattet worden. Wir haben die Steuerrückerstattung im neutralen Ergebnis und die Zinsen im übrigen Finanzergebnis erfasst. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis wurden dadurch nicht beeinflusst. Vorstand der RWE AG plant Sonderdividende von 1 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer. Wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer plant der Vorstand der RWE AG, Anfang Mai 2018 zusätzlich zur regulären Dividende von 0,50 € je Aktie eine einmalige Sonderausschüttung von 1 € je Aktie zu leisten. Das haben wir im Juni 2017 nach Beratungen mit dem Aufsichtsrat bekannt gegeben. Der Dividendenvorschlag wird der Hauptversammlung am 26. April 2018 zur Beschlussfassung vorgelegt. Bei insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien, darunter 39 Mio. Vorzügen, beläuft sich die geplante Sonderausschüttung auf 61 5 Mio. €. Den Großteil der Mittel aus der Steuerrückzahlung nutzen wir zur Stärkung unserer Finanzkraft. RWE trennt sich von Mehrheitsbeteiligung an Mátra. Mitte Dezember haben RWE Power und EnBW einen Vertrag über den gemeinsamen Verkauf ihrer Beteiligungen von 50,9 % bzw. 21,7 % am ungarischen Stromerzeuger Mátrai Erőmű Zrt. (kurz: Mátra) unterzeichnet. Erwerber ist ein Konsortium aus der tschechischen EP Holding und dem ungarischen Investor Lőrinc Mészáros. Die Transaktion soll im Frühjahr 2018 abgeschlossen werden. Unser Beweggrund für den Verkauf ist, dass wir uns bei der konventionellen Stromerzeugung auf die Kernmärkte Deutschland, Großbritannien und Benelux konzentrieren wollen. Mátra ist auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisiert. Das Unternehmen beschäftigt etwas mehr als 2.000 Mitarbeiter und verfügt über eine Nettoerzeugungskapazität von rund 840 MW. Weitere Desinvestitionen im Erzeugungsgeschäft. Bereits abschließen konnten wir im vergangenen Jahr die Veräußerung folgender Beteiligungen und Vermögenswerte: ― Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn: Die Anlage wurde Ende Mai an ihren vormaligen Pächter thyssenkrupp Steel Europe (TKSE) verkauft. Sie steht auf dem Gelände des Duisburger Hüttenwerks der TKSE und wird von dieser betrieben. Der Block ist gasgefeuert und verfügt über eine elektrische Nennleistung von 225 MW (netto). ― Beteiligungen an zwei Wohnungsbaugesellschaften im Rheinischen Braunkohlerevier: Die von der RWE Power gehaltenen Anteile an der Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier GmbH (WBG) und an der GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH von 50 % bzw. 15 % sind im Juli vom Gelsenkirchener Immobilienunternehmen Vivawest übernommen worden. 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. ― Kraftwerksstandort Littlebrook: Der Großteil des Areals wurde im September an den britischen Immobilieninvestor Tritax Big Box REIT plc verkauft. Bereits im August hatte der Übertragungsnetzbetreiber National Grid einen kleineren Teil des Grundstücks von uns erworben. Die Veräußerungen führten 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 betrieben. Die Anlage musste wegen verschärfter Emissionsobergrenzen für Großfeuerungsanlagen stillgelegt werden. innogy und SSE wollen britisches Vertriebsgeschäft zusammenlegen. Anfang November haben sich innogy und ihr britischer Wettbewerber SSE darauf verständigt, in Großbritannien durch Zusammenlegung von Geschäftsteilen ein eigenständiges Vertriebsunternehmen zu schaffen. innogy wird ihren gesamten britischen Vertrieb in die neue Gesellschaft einbringen. SSE steuert ihr Privatkundengeschäft und ihre Aktivitäten auf dem Gebiet der Energielösungen bei, während der Vertrieb mit Geschäftskunden und das Irland-Geschäft bei SSE verbleiben. Die fusionierte Vertriebsgesellschaft soll im Premium-Segment der Londoner Börse notieren. innogy wird eine Minderheitsbeteiligung von 34,4 % an dem Unternehmen halten, während SSE ihren Anteil von 65,6 % im Wege der Abspaltung an die eigenen Aktionäre weitergeben will. Die Transaktion bedarf noch der Genehmigung durch die Wettbewerbs- und Regulierungsbehörden sowie der Anteilseigner von SSE. Inklusive Börsengang wird sie voraussichtlich im vierten Quartal 2018 oder im ersten Quartal 2019 abgeschlossen sein. Bis dahin führen innogy und SSE ihre Vertriebsaktivitäten vollkommen unabhängig voneinander fort. Hintergrund der Transaktion sind die schwierigen Rahmenbedingungen im britischen Energievertrieb, der durch extrem hohen Wettbewerbsdruck und fortgesetzte politische Eingriffe zulasten der Unternehmen geprägt ist. In diesem herausfordernden Umfeld bieten sich durch die Schaffung eines großen, unabhängigen Vertriebsunternehmens zusätzliche Chancen, um die Kunden durch attraktive Angebote und guten Service zu überzeugen. Das britische Erneuerbare-Energien-Geschäft von innogy bleibt von der Transaktion unberührt. Auf diesem Gebiet will unsere Tochter weiter wachsen, insbesondere durch Investitionen in Windkraftprojekte. innogy sichert sich Förderung für Offshore-Windpark Triton Knoll und wird Alleineigentümerin des Projekts. Mitte August hat innogy vom britischen Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie den Förderzuschlag für das Offshore-Windkraft-Projekt Triton Knoll erhalten. Die Entscheidung fiel per Auktionsverfahren. Im Rahmen des Projekts sollen vor der englischen Ostküste Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von ca. 860 MW entstehen. Das Investitionsvolumen wird auf 2 Mrd. £ veranschlagt. Für die Stromeinspeisung des Windparks ins Netz garantiert der Staat eine Vergütung von 74,75 £/MWh. Der Förderzeitraum beträgt 15 Jahre. Neben innogy war bis vor kurzem auch Statkraft an Triton Knoll beteiligt. Im Oktober 2017 hat der norwegische Energieversorger seinen 50 %-Anteil an unsere Tochter verkauft, die nun alleinige Projekteigentümerin ist. Der Standort von Triton Knoll zeichnet sich durch gute Windbedingungen und moderate Wassertiefen aus. Für den Windpark liegen bereits alle erforderlichen Genehmigungen vor. Mitte 2018 soll die finale Investitionsentscheidung getroffen werden. Nach aktueller Planung könnte im Jahr 2021 mit der Inbetriebnahme der Windkraftanlagen begonnen werden. In Großbritannien werden die erneuerbaren Energien seit April 2015 über einen als "Contract for Difference" (CfD) bezeichneten Mechanismus gefördert. Liegt der Preis, den die Anlagenbetreiber am Großhandelsmarkt erzielen, unter einer garantierten Vergütung, wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen sie Zahlungen leisten. Bei der Auswahl der zu fördernden Projekte wird folgendermaßen vorgegangen: Ist der für eine bestimmte Erzeugungstechnologie vorgesehene Fördertopf groß genug, erhalten alle Bewerber einen CfD-Vertrag. Reicht der jeweilige Topf nicht aus, wird per Auktion entschieden, wer zum Zuge kommt. Erwerb von Belectric Solar & Battery und Windkraft-Projektpipeline in den USA. Im vergangenen Jahr hat innogy weitere Weichen für die erfolgreiche Umsetzung ihrer Wachstumsstrategie gestellt. Anfang Januar 2017 übernahm sie für 74 Mio. € die auf Freiflächen-Solarkraftwerke und Batteriespeicher spezialisierte Belectric Solar & Battery GmbH. Die erworbene Gesellschaft mit Sitz im bayerischen Kolitzheim ist weltweit tätig und hat seit ihrer Gründung im Jahr 2001 Solaranlagen mit einer Gesamtkapazität von über 1,6 GW errichtet. Bei einem Großteil dieser Anlagen ist Belectric auch der Betreiber. Außerdem widmet sich das Unternehmen der Entwicklung schlüsselfertiger Großbatteriespeicherlösungen. In den USA konnte sich innogy eine Projektpipeline für Onshore-Windkraftanlagen mit über 2 GW Gesamtleistung sichern. Verkäufer ist die britische Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners. Die Transaktion wurde im Dezember 2017 vertraglich verankert. Sie soll im zweiten Quartal 2018 abgeschlossen werden. Zuvor muss noch das Committee on Foreign Investment in the United States zustimmen, ein Regierungsausschuss zur Kontrolle von Auslandsinvestitionen in den USA. Das übernommene Projektportfolio umfasst mehr als 20 Einzelvorhaben, die auf sieben US-Bundesstaaten verteilt sind und sich in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden. innogy wird die Wirtschaftlichkeit der Projekte prüfen und sich zunächst alle Optionen hinsichtlich der Finanzierung und Eigentümerstruktur offenhalten. Windparks Zuidwester und Nordsee One offiziell am Netz. Im vergangenen Jahr konnten zwei große Windkraftprojekte mit innogy-Beteiligung erfolgreich abgeschlossen werden. Zunächst wurden Mitte Juni die im Rahmen des Großprojekts Noordoostpolder errichteten Windparks eingeweiht, darunter Zuidwester mit 90 MW, der innogy gehört. Zuidwester liegt am IJsselmeer. Seine zwölf Onshore-Turbinen zählen mit jeweils 7,5 MW 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. Im Rahmen des Projekts Noordoostpolder, an dem sich zahlreiche Unternehmen beteiligt haben, sind 86 Turbinen mit rund 430 MW Gesamtleistung sowohl küstennah im IJsselmeer (nearshore) als auch an Land (onshore) entlang des Deichs errichtet worden. Im Dezember wurde der Offshore-Windpark Nordsee One mit einer Erzeugungskapazität von 332 MW vollständig fertiggestellt. Nordsee One liegt ca. 40 Kilometer nördlich der ostfriesischen Insel Juist. Haupteigentümer ist der kanadische Stromversorger Northland Power; innogy ist mit 13,5 % daran beteiligt. Der Windpark produziert bereits seit September 2017 mit allen 54 Turbinen Strom, die Baumaßnahmen dauerten aber noch bis zum Jahresende an. Insgesamt waren 1,2 Mrd. € in das Projekt investiert worden. Startschuss für britischen Kapazitätsmarkt. In Großbritannien hat zum 1. Oktober 2017 der erste zwölfmonatige Vorhaltezeitraum im Rahmen des nationalen Kapazitätsmarktes begonnen. In dieser Zeit wird den Versorgern pro Kilowatt Erzeugungsleistung, dessen Verfügbarkeit sie garantieren, ein Betrag von 6,95 £ gezahlt. Die Prämie wurde Anfang 2017 im Wege einer Auktion ermittelt, bei der sich alle beteiligten RWE-Anlagen mit zusammen 7,9 GW für Kapazitätszahlungen qualifizieren konnten. Beim Bieterverfahren waren Erzeugungskapazitäten von insgesamt 59,3 GW vertreten, von denen 54,4 GW zum Zuge kamen. Es war bereits die vierte Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, wobei sich die drei vorangegangenen auf spätere Vorhaltezeiträume bezogen. Bei den Auktionen wird so vorgegangen, dass der Staat eine bestimmte Menge gesicherter Erzeugungsleistung ausschreibt. Die Teilnehmer geben Gebote in Form einer Mindestprämie ab, die sie dafür verlangen, dass ihre Anlage in einem bestimmten Zeitraum am Markt verfügbar ist. Diese Periode beträgt für Altanlagen i. d. R. zwölf Monate; für Neuanlagen kann sie sich auf 15 Jahre verlängern. Mithilfe der Auktion wird der Prämienbetrag ermittelt, bei der die angebotene Kapazität der nachgefragten 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. Die erste Kapazitätsauktion fand bereits 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. Hintergrund ist, dass ursprünglich erst im Oktober 2018 mit den Prämienzahlungen begonnen werden sollte. Um Versorgungsengpässe zu vermeiden, die bei einer vorzeitigen, marktbedingten Stilllegung von Steinkohlekraftwerken gedroht hätten, hat die britische Regierung den Start des Kapazitätsmarktes aber um ein Jahr vorverlegt. RWE rüstet Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse um. Im ersten Halbjahr 2017 haben wir beschlossen, unsere Steinkohlekraftwerke Eemshaven und Amer 9 für die Mitverbrennung von Biomasse umzurüsten. Die niederländische Regierung hat uns dafür Fördermittel von bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt. 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 Eemshaven ein Biomasseanteil von 15 % und bei Amer 9 von 80 % (statt bisher 35 %) erzielt werden kann. Das Kraftwerk Eemshaven hat eine Nettoleistung von 1.554 MW und produziert seit 2014 Strom. Amer 9 verfügt über 643 MW und ist seit 1993 in Betrieb. Im Falle einer Umrüstung bis zu den oben genannten Prozentwerten würden wir in den beiden Kraftwerken insgesamt 2,5 Mio. Tonnen Biomasse pro Jahr zur nachhaltigen Stromerzeugung einsetzen. Unser jährlicher CO2 -Ausstoß ließe sich dadurch um etwa 4 Mio. Tonnen senken. Den "grünen" Brennstoff werden wir hauptsächlich in Europa und Amerika beschaffen und dabei sicherstellen, dass die Vorgaben des niederländischen Nachhaltigkeitsprotokolls für Biomasse erfüllt werden. Das Protokoll ist von der Regierung gemeinsam mit Energieunternehmen und Nichtregierungsorganisationen entwickelt worden und hat sich in Tests bewährt. Kernkraftwerk Gundremmingen B stillgelegt. Am 31. Dezember 2017 hat Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen den Leistungsbetrieb endgültig eingestellt. Die Stilllegung der Anlage war 2011 im Rahmen des Regierungsbeschlusses zum deutschen Kernenergieausstieg gesetzlich verankert worden. Neben Block B gibt es am Standort Gundremmingen den baugleichen Block C, der noch bis Ende 2021 Strom produzieren darf. Beide Anlagen gehören zu 75 % RWE und zu 25 % E.ON. Gundremmingen B verfügte vor seiner Stilllegung über 1.284 MW Nettoleistung. Das Kraftwerk war 1984 nach achtjähriger Bauzeit ans Netz gegangen; seither hatte es, von kurzen Revisions- und Wartungsphasen abgesehen, rund um die Uhr zur Stromversorgung beigetragen - zuverlässig und CO2 -frei. Seine kumulierte Erzeugung entspricht mit rund 330 Mrd. kWh dem halben Jahresstromverbrauch Deutschlands. Peter Terium verlässt innogy. Der Vorstandsvorsitzende der innogy SE, Peter Terium, hat das Unternehmen am 19. Dezember 2017 im freundschaftlichen Einvernehmen mit dem Aufsichtsrat verlassen. Die Entscheidung über seine Nachfolge stand zum Zeitpunkt der Aufstellung des Lageberichts noch aus. Uwe Tigges, der im innogy-Vorstand das Personalressort verantwortet, ist übergangsweise mit der Leitung des Gremiums betraut worden. Im Zusammenhang mit der Personalentscheidung hat der Aufsichtsrat der innogy SE betont, dass er den vom Vorstand verfolgten Kurs grundsätzlich unterstütze, allerdings wünsche, dass der Kostendisziplin ein höherer Stellenwert beigemessen werde. Terium war seit 2003 in verschiedenen Positionen im RWE-Konzern tätig gewesen. Im Juli 2012 hatte er den Vorstandsvorsitz der RWE AG übernommen und im April 2016 auch den der innogy SE. Nach dem erfolgreichen Börsengang unserer Tochter im Oktober 2016 war er nur noch für innogy tätig. Terium hat maßgeblichen Anteil daran, dass das Unternehmen zum Vorreiter für eine nachhaltige und intelligente Energieversorgung avancieren konnte. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahres Britische Kapazitätsmarktauktion für 2021/2022: RWE sichert sich Prämie für 6,6 GW Erzeugungsleistung. Anfang des neuen Jahres haben zwei weitere Auktionen für den britischen Kapazitätsmarkt stattgefunden. Im Vordergrund stand dabei das Bieterverfahren für den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2021 bis 30. September 2022, das am 8. Februar 2018 nach drei Tagen abgeschlossen werden konnte. Mit Ausnahme des Steinkohlekraftwerks Aberthaw und einiger kleiner Neubauprojekte haben sich alle bei der Auktion vertretenen RWE-Anlagen für eine Prämienzahlung qualifiziert. Zusammen verfügen sie über eine gesicherte Leistung von 6,6 GW. Die im Bieterverfahren ermittelte Kapazitätsprämie lag mit 8,40 £/kW (vor Inflationsanpassung) allerdings deutlich unter den Markterwartungen. An der Auktion nahmen Bestandsanlagen und Neubauprojekte mit insgesamt 74,2 GW teil, von denen 50,4 GW zum Zuge kamen. Wenige Tage zuvor war ein weiteres Bieterverfahren durchgeführt worden, das sich auf den Vorhaltezeitraum vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 bezog. Für diese Periode hatte es bereits im Dezember 2014 eine Auktion gegeben, bei der sich Anlagen mit insgesamt 49,3 GW - darunter 8,0 GW von RWE - für eine Prämie von 19,40 £/kW qualifizieren konnten. Die neuerliche Auktion diente dem Zweck, verbliebene Kapazitätslücken zu schließen. Dabei wurden 5,8 GW zusätzliche Erzeugungsleistung für eine Prämie von 6,00 £/kW ersteigert. RWE hatte sich mit einer Kleinanlage an dem Verfahren beteiligt, die allerdings keine Zahlung erhalten wird. 1.6 GESCHÄFTSENTWICKLUNG Der RWE-Konzern hat seine Ertragsziele für 2017 erreicht. Ausschlaggebend dafür war eine stark verbesserte Performance im Energiehandel. Darüber hinaus erzielten wir überdurchschnittliche Erträge aus der kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes. Unser bereinigtes EBITDA war deshalb mit 5,8 Mrd. € sogar etwas höher als erwartet, während das bereinigte Nettoergebnis mit 1,2 Mrd. € im oberen Bereich des Prognosekorridors lag. Das erfreuliche Gesamtbild darf allerdings nicht darüber hinwegtäuschen, dass sich die Margen unserer Kohle- und Kernkraftwerke weiter verschlechtert haben. Hier machte sich der starke Strompreisverfall früherer Jahre bemerkbar. Mit unserem laufenden Effizienzprogramm konnten wir die Margeneinbußen allerdings etwas abfedern. Ergebnisentwicklung 2017: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben scroll Prognose-Ist-Vergleich Ist 2016 in Mio. € Prognose für 20171 Ist 2017 in Mio. € Prognose eingetreten? Bereinigtes EBITDA 5.403 5,4 bis 5,7 Mrd. € 5.756 Ist> Prognose Braunkohle & Kernenergie 1.079 deutlich unter Vorjahr 671 ja Europäische Stromerzeugung 377 deutlich unter Vorjahr 463 Ist> Prognose Energiehandel - 139 deutlich über Vorjahr 271 ja innogy 4.203 moderat über Vorjahr 4.331 ja Bereinigtes Nettoergebnis 777 1,0 bis 1,3 Mrd. € 1.232 ja 1 Siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 87 f. und Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017, Seite 13; Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom Vorjahreswert. Stromerzeugung 6% unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 202,2 Mrd. kWh Strom erzeugt. Davon entfielen 37 % auf den Energieträger Braunkohle, 27 % auf Gas, jeweils 15 % auf Steinkohle und Kernenergie sowie 6 % auf regenerative Quellen. Unsere Stromproduktion war 6 % niedriger als im Vorjahr. Stark gesunken ist der Beitrag der Steinkohle zu unserer Erzeugung. Ungünstige Marktbedingungen spielten dabei eine Rolle. Außerdem ist zum 1. April 2017 das Steinkohlekraftwerk Voerde A/B stillgelegt worden. Die beiden Blöcke mit einer Nettoleistung von jeweils 695 MW gehörten zu 75 % Steag und zu 25 % RWE. Als Alleinvermarkter haben wir ihren Strom unter unserer Erzeugung ausgewiesen. Bei den Strommengen, die wir aus anderen Energieträgern erzeugt haben, ergaben sich keine wesentlichen Veränderungen. Unsere Gaskraftwerke steigerten ihre Produktion geringfügig, weil sich die Marktbedingungen für sie in Kontinentaleuropa verbessert haben; in Großbritannien waren allerdings einige dieser Anlagen für längere Zeit wegen Ertüchtigungsmaßnahmen vom Netz. Ein leichtes Plus gab es auch bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Ausschlaggebend dafür war, dass innogy neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat und die Auslastung der bestehenden Windkraftkapazitäten wetterbedingt gestiegen ist. Dagegen beeinträchtigte trockene Witterung die Erzeugung der deutschen Lauf- und Speicherwasserkraftwerke. Mengeneinbußen ergaben sich auch aus dem Verkauf der 33,3 %-Beteiligung am Windstromproduzenten Zephyr Investments Limited im Juli 2016 (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 40): Aufgrund vertraglich vereinbarter Strombezüge hatten wir uns einen Teil der Erzeugung und der Kapazität des britischen Windkraftportfolios von Zephyr zugerechnet. Bei der Braunkohleverstromung haben sich gegenläufige Faktoren nahezu neutralisiert: Einerseits verringerten sich die Produktionsausfälle infolge von Kraftwerksschäden und planmäßigen Revisionen; andererseits sind zwei Braunkohleblöcke mit 284 bzw. 278 MW Nettoleistung zum 1. Oktober 2017 außer Betrieb genommen und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt worden (siehe Seite 20). Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtsjahr lagen diese Bezüge bei 76,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 65,3 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 278,2 Mrd. kWh (Vorjahr: 281,4 Mrd. kWh). Stromerzeugung scroll Gas Braunkohle Steinkohle in Mrd. kWh 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie - - 74,2 74,3 - - Europäische Stromerzeugung 52,9 52,6 - - 29,3 44,2 Davon: Deutschland1 7,4 6,3 - - 13,3 22,4 Großbritannien 32,4 36,2 - - 2,6 6,7 Niederlande/Belgien 9,3 6,9 - - 13,4 15,1 innogy 1,0 0,7 - - 0,1 0,1 RWE-Konzern 53,9 53,3 74,2 74,3 29,4 44,3 scroll Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Sonstige in Mrd. kWh 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie 30,3 30,1 - - 0,7 0,4 Europäische Stromerzeugung - - 1,1 1,1 2,4 2,6 Davon: Deutschland1 - - 0,7 0,7 2,4 2,6 Großbritannien - - 0,4 0,4 - - Niederlande/Belgien - - - - - - innogy - - 10,2 10,0 - - RWE-Konzern 30,3 30,1 11,3 11,1 3,1 3,0 scroll Gesamt in Mrd. kWh 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie 105,2 104,8 Europäische Stromerzeugung 85,7 100,5 Davon: Deutschland1 23,8 32,0 Großbritannien 35,4 43,3 Niederlande/Belgien 22,7 22,0 innogy 11,3 10,8 RWE-Konzern 202,2 216,1 1 Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; 2017 waren dies 6,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 10,6 Mrd. kWh). Mit 43,3 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2017 verfügten wir über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 43,3 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl mitberücksichtigt sind die beiden Braunkohleblöcke, die wir in die Sicherheitsbereitschaft überführt haben, und Kraftwerke im Konservierungszustand, die wir derzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht betreiben. Ebenfalls darin enthalten sind Anlagen im Fremdbesitz, über die wir aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 3,1 GW verringert. Hauptursache dafür war, dass wir zum 1. April 2017 das Steinkohlekraftwerk Voerde A/B (1.390 MW) und zum 31. Dezember 2017 das Kernkraftwerk Gundremmingen B (1.284 MW) stillgelegt haben. Bei innogy führte die Schließung von zwei Steinkohleblöcken der saarländischen Tochter VSE zu einem Kapazitätsrückgang, während die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen gegenläufig wirkte. Der im Dezember 2017 vereinbarte Verkauf des ungarischen Braunkohleverstromers Matra (siehe Seite 37) hatte keinen Einfluss auf die ausgewiesene Erzeugungsleistung, da die Transaktion zum Bilanzstichtag noch nicht abgeschlossen war. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2017 auf 35 %. Mit 25 % lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 17 %. Die erneuerbaren Energien kommen auf 10 % und die Kernenergie auf 6 %. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 59 % unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 22 % und die Niederlande mit 13 % nehmen die beiden folgenden Plätze ein. Stromerzeugungskapazität Stand: 31.12.2017, in MW scroll Gas Braunkohle Steinkohle Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Sonstige Braunkohle & Kernenergie 460 11.017 - 2.770 23 27 Europäische Stromerzeugung 14.382 - 7.292 - 261 2.792 Davon: Deutschland1 3.867 - 3.675 - 55 2.528 Großbritannien 6.662 - 1.560 - 55 264 Niederlande/Belgien 3.066 - 2.057 - 151 - Türkei 787 - - - - innogy 234 - 10 - 3.864 137 RWE-Konzern 15.076 11.017 7.302 2.770 4.148 2.956 scroll Gesamt Gesamt Braunkohle & Kernenergie 14.297 15.764 Europäische Stromerzeugung 24.727 26.116 Davon: Deutschland1 10.125 11.518 Großbritannien 8.541 8.546 Niederlande/Belgien 5.274 5.265 Türkei 787 787 innogy 4.245 4,531 RWE-Konzern 43.269 46.411 1 Inklusive Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; Ende 2017 kamen diese Anlagen zusammen auf eine Nettoleistung von 2.986 MW (Vorjahr: 4.373 MW). Deutlicher Rückgang der CO2-Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 132,4 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 129,3 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 3,1 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Gegenüber 2016 haben sich unsere CO2 -Emissionen um 15,9 Mio. Tonnen bzw. 11 % verringert. Einen Rückgang verzeichneten wir auch bei den spezifischen Emissionen, d. h. beim CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom. Dieser ist von 0,686 auf 0,655 Tonnen gesunken. Hintergrund ist, dass wir im vergangenen Jahr wesentlich weniger Steinkohle verstromt haben. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energie-versorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 131,0 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2017 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 1,6 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Im Vorjahr hatten wir noch Zertifikate für 4,5 Mio. Tonnen CO2 kostenlos erhalten, davon mehr als die Hälfte für den inzwischen veräußerten Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn. scroll Emissionsbilanz CO2-Ausstoß Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten in Mio. Tonnen CO2 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie 88,5 88,6 0,7 0,8 87,8 87,8 Europäische Stromerzeugung1 43,3 59,0 0,6 3,4 41,3 54,4 Davon: Deutschland2 14,1 24,7 0,6 3,4 13,5 21,3 Großbritannien 14,0 19,1 - - 14,0 19,1 Niederlande/Belgien 13,8 14,0 - - 13,8 14,0 innogy 0,6 0,7 0,3 0,3 0,3 0,4 RWE-Konzern 132,4 148,3 1,6 4,5 129,4 142,6 1 Darin enthalten ist der CO2 -Ausstoß unseres Gaskraftwerks im türkischen Denizli, der sich 2017 auf 1,4 Mio. Tonnen belief (Vorjahr: 1,2 Mio. Tonnen). Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für diese Mengen keine Emissionsrechte. 2 Inklusive Zahlen für Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; 2017 emittierten diese Anlagen 3,1 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 7,1 Mio. Tonnen). 91,3 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert. Die in den Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Hauptabbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 91,3 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 90,5 Mio. Tonnen). Davon wurden 79,3 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet. scroll Außenabsatz Strom Privat- und Gewerbekunden Industrie- und Geschäftskunden Weiterverteiler in Mrd. kWh 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie 0,2 0,2 - - 12,0 12,5 Europäische Stromerzeugung - - 2,2 2,4 5,2 5,0 Energiehandel - - 35,6 30,3 - - innogy 50,4 52,3 70,7 73,5 84,8 79,3 RWE-Konzern2 50,6 52,6 108,5 106,2 102,0 96,8 scroll Außenabsatz Strom Gesamt in Mrd. kWh 2017 2016 Braunkohle & Kernenergie 12,2 12,7 Europäische Stromerzeugung 7,4 7,4 Energiehandel 35,6 1 39,31 innogy 205,9 205,1 RWE-Konzern2 261,1 264,6 1 Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten Stroms am Großhandelsmarkt. Sofern diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird die Differenz im Absatz berücksichtigt. Im Geschäftsjahr 2017 war das nicht der Fall, 2016 gab es dagegen einen positiven Saldo von 9,0 Mrd. kWh. 2 Inklusive geringer Mengen unter "Sonstige, Konsolidierung" Stromabsatz leicht unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im Berichtsjahr 261,1 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt und damit etwas weniger als 2016. Eine Rolle spielte dabei, dass unsere Erzeugungsmengen gesunken sind und RWE Supply & Trading deshalb weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt verkauft hat (siehe Fußnote 1 der Tabelle oben). Außerdem hat innogy im Vertrieb mit Haushalten und Unternehmen Kunden verloren, vor allem in Großbritannien und den Niederlanden. Die Absatzeinbußen machte unsere Tochter allerdings dadurch wett, dass sie bei deutschen Weiterverteilern Abnehmer hinzugewinnen und Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnte. scroll Außenabsatz Gas Privat- und Gewerbekunden Industrie- und Geschäftskunden Weiterverteiler in Mrd. kWh 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Energiehandel - - 26,8 24,7 0,7 0,3 innogy 100,6 102,9 67,6 83,1 58,4 54,1 RWE-Konzern 100,6 102,9 94,4 107,8 59,1 54,4 scroll Außenabsatz Gas Gesamt in Mrd. kWh 2017 2016 Energiehandel 27,5 25,0 innogy 226,6 240,1 RWE-Konzern 254,1 265,1 Gasabsatz um 4 % gesunken. Unser Gasabsatz lag mit 254,1 Mrd. kWh um 4 % unter dem des Vorjahres, trotz leichter Zuwächse im Unternehmensbereich Energiehandel. Ein wesentlicher Grund dafür war, dass von innogy belieferte Industrie- und Geschäftskunden den Anbieter gewechselt haben. Das machte sich insbesondere beim Absatz in Osteuropa bemerkbar. Auch im Vertrieb mit Haushalten musste unsere Tochter wettbewerbsbedingte Mengenrückgänge hinnehmen, die aber moderat ausfielen und im Wesentlichen das niederländische und das britische Geschäft betrafen. Den beschriebenen Absatzeinbußen standen - ähnlich wie im Stromvertrieb - gestiegene Lieferungen an deutsche Weiterverteiler gegenüber. scroll Außenumsatz in Mio. € 2017 2016 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 1.176 1.193 -1,4 Europäische Stromerzeugung 728 774 -5,9 Energiehandel 3.189 3.646 -12,5 innogy 39.475 40.149 -1,7 Sonstige, Konsolidierung 17 71 -76,1 RWE-Konzern 44.585 45.833 -2,7 Erdgas-/Stromsteuer 2.151 2.243 -4,1 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 42.434 43.590 -2,7 Außenumsatz leicht unter Vorjahr. Der RWE-Konzern erwirtschaftete einen Außenumsatz von 44.585 Mio. €. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahr hat sich unser Umsatz um 3 % verringert. Von den Erlösen stammten 31.665 Mio. € aus dem Verkauf von Strom und 10.012 Mio. € aus dem Verkauf von Gas. Bei beiden Produkten verzeichneten wir Rückgänge von 3 %, die in erster Linie auf die gesunkenen Liefermengen zurückzuführen sind. Die Umsatzentwicklung war in geringem Umfang auch durch Wechselkursänderungen beeinflusst. Das Pfund Sterling, unsere wichtigste Auslandswährung, hat sich gegenüber dem Euro von durchschnittlich 1,22 € auf 1,14 € verbilligt. Die in Großbritannien erzielten Erlöse fielen deshalb nach der Umrechnung in Euro niedriger aus. scroll Bereinigtes EBITDA in Mio. € 2017 2016 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 671 1.079 - 37,8 Europäische Stromerzeugung1 463 377 22,8 Energiehandel 271 - 139 295,0 innogy 4.331 4.203 3,0 Sonstige, Konsolidierung 20 - 117 117,1 RWE-Konzern 5.756 5.403 6,5 1 Davon Großbritannien: 205 Mio. € (2017) und 270 Mio. € (2016) Bereinigtes EBITDA mit 5,8 Mrd. € etwas höher als prognostiziert. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir ein bereinigtes EBITDA von 5.756 Mio. € erzielt. Gegenüber 2016 ist das ein Anstieg um 7 %, der in erster Linie auf eine stark verbesserte Performance im Energiehandel zurückzuführen ist. Zudem sanken die Aufwendungen für den Betrieb und die Instandhaltung der Verteilnetze, während rückläufige Kraftwerksmargen das Ergebnis belasteten. Unser Ausblick, den wir im März 2017 veröffentlicht hatten, sah für das bereinigte EBITDA eine Bandbreite von 5,4 bis 5,7 Mrd. € vor (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 87 f.). Dass wir leicht oberhalb dieses Korridors abschlossen, beruht u. a. auf unerwartet hohen Erlösen aus der kommerziellen Optimierung des Kraftwerkseinsatzes. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung: ― Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA hat sich hier erwartungsgemäß deutlich um 38 % auf 671 Mio. € verringert. Den Ausschlag dafür gab, 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. Ein weiterer Grund für den Ergebnisrückgang war, dass das bereinigte EBITDA von 2016 noch Einmalerträge aus der Auflösung von Bergbaurückstellungen enthielt. Darüber hinaus verschlechterte sich die Ertragslage von Mátra in Ungarn. Wegen des bevorstehenden Verkaufs der Gesellschaft haben wir ihre nach dem 1. April 2017 erwirtschafteten Ergebnisbeiträge nicht mehr im bereinigten EBITDA, sondern im neutralen Ergebnis erfasst. Positiv wirkte, dass wir keine Kernbrennstoffsteuer mehr entrichten mussten. Außerdem profitierten wir von der konsequenten Fortsetzung unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms. ― Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment ist das bereinigte EBITDA um 23 % auf 463 Mio. € angestiegen. Wir übertrafen damit die März-Prognose, die einen deutlichen Rückgang vorgesehen hatte. Zwei Faktoren gaben den Ausschlag dafür: Zum einen erzielten wir ein überdurchschnittliches Ergebnis aus der kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes; zum anderen führte der Verkauf des ehemaligen Kraftwerksstandorts Littlebrook zu einem Buchgewinn, den wir nicht eingeplant hatten (siehe Seite 38). Der Anstieg des bereinigten EBITDA ist auch auf effizienzsteigernde Maßnahmen zurückzuführen. Während sich die Marktbedingungen für unsere Steinkohlekraftwerke verschlechtert haben, sind sie für unsere Gaskraftwerke besser geworden. Wesentlichen Einfluss auf die Ergebnisentwicklung hatte auch, dass wir im Vorjahr eine Drohverlustrückstellung für einen Strombezugsvertrag gebildet hatten. Allerdings waren 2016 auch Sondererträge angefallen: Sie stammten u. a. aus Grundstücksverkäufen, der Auflösung von Restrukturierungsrückstellungen und der abschließenden Schadensregulierung beim neuen Steinkohlekraftwerk in Hamm (Westfalen). ― Energiehandel: Hier erhöhte sich das bereinigte EBITDA von - 139 Mio. € auf 271 Mio. €. Unsere Prognose eines deutlichen Ergebnisanstiegs hat sich damit erfüllt. Ausschlaggebend dafür war, dass sich unsere Handelsperformance gegenüber dem extrem schwachen Vorjahr normalisierte. Darüber hinaus erwirtschafteten wir einen hohen Ergebnisbeitrag im Gasgeschäft. Gegenläufig wirkte, dass der EBITDA-Wert für 2016 noch unseren Gewinn aus dem Verkauf des britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth enthielt (siehe Seite 22). ― innogy: Das bereinigte EBITDA unserer Tochter lag mit 4.331 Mio. € im Rahmen unserer Prognose. Gegenüber 2016 hat es sich um 3 % erhöht. Dazu hat in erster Linie das Netzgeschäft beigetragen: In Deutschland haben sich hier die Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen verringert; außerdem fielen Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen an, nachdem sich im Vorjahr Belastungen aus der Bildung von Rückstellungen ergeben hatten. In Tschechien kam hinzu, dass die Durchleitungsmengen im Gasverteilnetz 2017 witterungsbedingt überdurchschnittlich hoch waren. Auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien konnte innogy ebenfalls zulegen, wenn auch nur leicht. Eine Rolle spielte hier, dass unsere Tochter einen Einmalertrag aus der Neubewertung ihrer Anteile am Offshore-Windkraft-projekt Triton Knoll erzielte. Auch die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen und die besseren Windverhältnisse trugen zum Ergebnisanstieg bei. Dem standen allerdings negative Effekte aus der geringen Auslastung der deutschen Wasserkraftwerke und dem schwachen Pfundkurs gegenüber. Außerdem enthielt das Vorjahresergebnis noch Einmalerträge aus kleineren Desinvestitionen. Im Vertrieb verringerte sich das bereinigte EBITDA leicht, u. a. wegen rückläufiger Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen für Rechtsrisiken in Deutschland. Im britischen Endkundengeschäft, das von der innogy-Tochter npower geführt wird, sorgten effizienzsteigernde Maßnahmen für Entlastungen. Jedoch machte npower weiterhin der hohe Wettbewerbsdruck zu schaffen: Zahlreiche Kunden des Unternehmens wechselten den Anbieter oder konnten nur dadurch gehalten werden, dass ihnen Kontrakte mit günstigeren Konditionen angeboten wurden. Daneben erhöhten sich die Vorkosten. Eine Anhebung der Standardtarife für Strom und Gas, die Mitte März wirksam wurde, konnte die genannten Belastungen nur zu einem Teil auffangen. scroll Bereinigtes EBIT in Mio. € 2017 2016 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 399 664 -39,9 Europäische Stromerzeugung1 155 -37 518,9 Energiehandel 265 -145 282,8 innogy 2.816 2.735 3,0 Sonstige, Konsolidierung 11 -135 108,1 RWE-Konzern 3.646 3.082 18,3 1 Davon Großbritannien: 40 Mio. € (2017) und 97 Mio. € (2016) Bereinigtes EBIT durch stark verringerte Abschreibungen geprägt. Das bereinigte EBIT hat sich um 18 % auf 3.646 Mio. € erhöht. Der prozentuale Anstieg ist damit wesentlich höher als beim bereinigten EBITDA. Hintergrund ist, dass im bereinigten EBIT auch die betrieblichen Abschreibungen berücksichtigt sind und sich diese deutlich verringert haben. Ihr Rückgang beruht maßgeblich darauf, dass wir im Konzernabschluss für 2016 hohe Wertberichtigungen vorgenommen hatten (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 48) und die planmäßig abzuschreibenden Vermögenswerte deshalb niedriger ausfielen. scroll Neutrales Ergebnis in Mio. € 2017 2016 +/- in Mio. € Veräußerungsgewinne 118 94 24 Ergebniseffekte aus Derivaten - 719 - 799 80 Firmenwert-Abschreibungen - 479 - - 479 Sonstige 1.241 - 5.956 7.197 Neutrales Ergebnis 161 - 6.661 6.822 Überleitung zum Nettoergebnis: Hoher Sonderertrag aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Die Überleitung vom bereinigten EBIT zum Nettoergebnis war von den positiven Effekten geprägt, die sich aus der Rückerstattung der deutschen Kernbrennstoffsteuer für uns ergaben. Aber auch gegenläufige Einflüsse von Wertberichtigungen kamen zum Tragen. Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, hat sich um 6.822 Mio. € auf 161 Mio. € verbessert. Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt: ― Die Buchgewinne aus der Veräußerung von Beteiligungen und Vermögenswerten summierten sich auf 118 Mio. € (Vorjahr: 94 Mio. €). Darin enthalten sind Erträge, die wir durch den Verkauf von Block 5 des Heizkraftwerks Hamborn und von Beteiligungen an zwei Wohnungsbaugesellschaften im Rheinischen Braunkohlerevier erzielt haben. Nähere Informationen zu diesen Transaktionen finden Sie auf Seite 37 f. ― Wertveränderungen bei Derivaten, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern, belasteten das Ergebnis mit 719 Mio. € (Vorjahr: 799 Mio. €). Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) sind die Derivate mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren, während diejenigen Geschäfte, die mit den Derivaten abgesichert werden, erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Dadurch entstehen kurzfristige Ergebniseffekte, die sich auf lange Sicht neutralisieren. ― Anders als im Vorjahr mussten wir eine Firmenwert-Abschreibung vornehmen, und zwar in Höhe von 479 Mio. €. Die Wertberichtigung betrifft das britische Vertriebsgeschäft von innogy, dessen mittelfristige Ertragsaussichten sich verschlechtert haben. ― Das unter der Position "Sonstige" ausgewiesene Ergebnis verbesserte sich um 7.197 Mio. € auf 1.241 Mio. €. Hauptgrund dafür war, dass der Vorjahresabschluss noch hohe Einmalbelastungen enthalten hatte, u. a. Wertberichtigungen von 4,3 Mrd. € auf Kraftwerke und weitere Sachanlagen. Zwar haben wir auch 2017 außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen, die in erster Linie den ungarischen Braunkohleverstromer Mátra betrafen; mit insgesamt 0,3 Mrd. € unterschritten sie den Vorjahreswert aber deutlich. Zur Ergebnisverbesserung trug auch bei, dass uns der Bund die von 2011 bis 2016 erhobene Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1,7 Mrd. € rückerstattete, nachdem das Bundesverfassungsgericht die Abgabe für nichtig erklärt hatte (siehe Seite 37). Darüber hinaus führte die Aufteilung des Segments Konventionelle Stromerzeugung in die Segmente Braunkohle & Kernenergie und Europäische Stromerzeugung zu Einmaleffekten, die per saldo positiv waren (siehe Seite 107 im Anhang). scroll Finanzergebnis in Mio. € 2017 2016 +/- in Mio. € Zinserträge 220 271 -51 Zinsaufwendungen -907 -914 7 Zinsergebnis -687 -643 -44 Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen -261 -1.288 1.027 Übriges Finanzergebnis 197 -297 494 Finanzergebnis -751 -2.228 1.477 Unser Finanzergebnis hat sich um 1.477 Mio. € auf - 751 Mio. € verbessert. Im Einzelnen ergaben sich hier folgende Veränderungen: ― Das Zinsergebnis sank um 44 Mio. € auf - 687 Mio. €. Im vergangenen Jahr haben wir einen Teil unserer Wertpapierbestände veräußert, um den Kernenergiefonds zu dotieren, und erzielten deshalb niedrigere Zinserträge. Außerdem führte der Rückkauf von Hybridanleihen im Oktober 2017 zu Einmalaufwendungen, weil die Rückkaufpreise über den Ausgabekursen lagen. Positiv wirkte, dass wir 2016 und 2017 mehrere Anleihen mit vergleichsweise hohen Kupons getilgt haben und dass wir bei der Beschaffung neuer Fremdmittel das zuletzt sehr niedrige Marktzinsniveau nutzen konnten. ― Die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen verbesserten sich um 1.027 Mio. € auf - 261 Mio. €. Das ergibt sich u. a. aus der Dotierung des Kernenergiefonds, denn der aufzuzinsende Rückstellungsbetrag ist dadurch wesentlich kleiner geworden. Für den bei RWE verbliebenen Teil der Kernenergieverpflichtungen wenden wir überdies einen niedrigeren Realabzinsungssatz an. Daher fällt die Aufzinsung geringer aus. Die Zinsabsenkung war bereits im Konzernabschluss von 2016 durch eine entsprechende Rückstellungserhöhung berücksichtigt worden und hatte sich als negativer Einmaleffekt in den Zinsanteilen niedergeschlagen. ― Das "Übrige Finanzergebnis" stieg um 494 Mio. € auf 197 Mio. €. In der Position sind Zinsen enthalten, die uns der Bund für die inzwischen rückerstattete Kernbrennstoffsteuer gezahlt hat. Das trug maßgeblich zur Ergebnisverbesserung bei. Außerdem fielen deutlich geringere Verluste aus dem Verkauf von Wertpapieren an als 2016. scroll Überleitung zum Nettoergebnis 2017 2016 +/- in % Bereinigtes EBITDA Mio. € 5.756 5.403 6,5 Betriebliche Abschreibungen Mio. € - 2.110 - 2.321 9,1 Bereinigtes EBIT Mio. € 3.646 3.082 18,3 Neutrales Ergebnis Mio. € 161 - 6.661 102,4 Finanzergebnis Mio. € - 751 - 2.228 66,3 Ergebnis vor Steuern Mio. € 3.056 - 5.807 152,6 Ertragsteuern Mio. € - 741 323 -329,4 Ergebnis Mio. € 2.315 - 5.484 142,2 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter Mio. € 373 167 123,4 Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Mio. € 42 59 -28,8 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 1.900 - 5.710 133,3 Bereinigtes Nettoergebnis Mio. € 1.232 777 58,6 Ergebnis je Aktie € 3,09 - 9,29 133,3 Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie € 2,00 1,26 58,7 Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Mio.Stück 614,7 614,7 - Steuerquote % 24 6 - Das Ergebnis vor Steuern hat sich um 8.863 Mio. € auf 3.056 Mio. € erhöht. Unsere Steuerquote lag bei 24 % und damit unter dem (theoretischen) Normalwert von 32,5 %. Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass wir 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. Das war 2017 aber doch der Fall, weil die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer zu einem hohen Ergebnisbeitrag führte. Die niedrige Steuerquote beruht auch darauf, dass wir im Nachgang zu Betriebsprüfungen Steuererträge für Vorjahre verbucht haben. Gegenläufig wirkte, dass die Firmenwert-Abschreibung im britischen Vertriebsgeschäft zwar das Ergebnis minderte, aber keine Steuerwirkung hatte. Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von 2.315 Mio. € (Vorjahr: - 5.484 Mio. €). Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter stiegen um 206 Mio. € auf 373 Mio. €. Dabei kam zum Tragen, dass sich seit dem Börsengang von innogy 23,2 % der Anteile an dem Unternehmen in Fremdbesitz befinden. Gegenläufig wirkten die Wertberichtigungen bei Mátra in Ungarn und im britischen Vertriebsgeschäft von innogy. Auf Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 42 Mio. € (Vorjahr: 59 Mio. €). Der Betrag entspricht unseren Finanzierungskosten nach Steuern. Er bezieht sich nur auf die Hybridanleihe über 750 Mio. £, die nach IFRS Eigenkapital darstellt, weil sie eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit hat. Das übrige Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir im Finanzergebnis. Der Rückgang der Ergebnisanteile beruht im Wesentlichen darauf, dass wir die Kosten der Hybridfinanzierung im Berichtsjahr steuermindernd nutzen können, während dies 2016 nicht der Fall war. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2016 stark verbessertes Nettoergebnis von 1.900 Mio. € (Vorjahr: - 5.710 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 3,09 € (Vorjahr: - 9,29 €). scroll Überleitung zum bereinigten Nettoergebnis in Mio. € Ursprüngliche Werte 2017 Bereinigung Bereinigte Werte 2017 Bereinigte Werte 2016 Bereinigtes EBIT 3.646 - 3.646 3.082 Neutrales Ergebnis 161 - 161 - - Finanzergebnis - 751 - 309 - 1.060 - 1.818 Ergebnis vor Steuern 3.056 - 470 2.586 1.264 Ertragsteuern - 741 111 - 630 - 37 Ergebnis 2.315 - 359 1.956 1.227 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter 373 309 682 391 Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 42 - 42 59 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG 1.900 - 668 1.232 777 Bereinigtes Nettoergebnis um 59 % über Vorjahr. Das bereinigte Nettoergebnis lag bei 1.232 Mio. € und damit im oberen Bereich der prognostizierten Bandbreite von 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Vom Nettoergebnis unterscheidet es sich dadurch, dass das gesamte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Sondersachverhalte mitsamt ihrer Auswirkungen auf die Ertragsteuern herausgerechnet werden. Beispielsweise enthält das bereinigte Nettoergebnis keine Effekte aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Gegenüber dem Vorjahreswert (777 Mio. €) hat es sich deutlich erhöht. Hier machte sich die Verbesserung beim operativen Ergebnis und beim Finanzergebnis bemerkbar, während von den Ertragsteuern und den Ergebnisanteilen anderer Gesellschafter gegenläufige Wirkungen ausgingen. scroll Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Mio. € 2017 2016 +/- in Mio. € Braunkohle & Kernenergie 269 267 2 Europäische Stromerzeugung 147 66 81 Energiehandel 7 4 3 innogy 1.839 1.679 160 Sonstige, Konsolidierung -2 11 -13 RWE-Konzern 2.260 2.027 233 scroll Investitionen in Finanzanlagen in Mio. € 31.12.2017 31.12.2016 +/- in Mio. € Braunkohle & Kernenergie 1 1 - Europäische Stromerzeugung 1 4 -3 Energiehandel 30 56 -26 innogy 327 290 37 Sonstige, Konsolidierung 10 4 6 RWE-Konzern 369 355 14 Mehr Investitionen für Kraftwerke, IT und Finanzanlagen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat der RWE-Konzern 2.629 Mio. € investiert. Damit lagen wir um 10 % über dem Vorjahreswert und innerhalb des erwarteten Korridors von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte haben wir 2.260 Mio. € eingesetzt, 11 % mehr als 2016. Der Großteil dieser Mittel floss in die Instandhaltung und Modernisierung von Tagebaugeräten, Kraftwerken, Netzen und IT-Infrastruktur, den Ausbau der erneuerbaren Energien und die Entwicklung innovativer Vertriebsangebote. Das Plus gegenüber 2016 ist u. a. auf Maßnahmen zur Ertüchtigung von Kraftwerken in Großbritannien zurückzuführen. Außerdem hat innogy verstärkt in ihre IT investiert. Die Ausgaben für Finanzanlagen waren mit 369 Mio. € um 4 % höher als 2016. Sie entfielen im Wesentlichen auf innogy, deren größte Einzeltransaktion im Berichtsjahr der Erwerb des Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery war (siehe Seite 38). scroll Mitarbeiter1 31.12.2017 31.12.2016 +/-in % Braunkohle & Kernenergie 13.132 12.980 1,2 Europäische Stromerzeugung 2.656 2.672 - 0,6 Energiehandel 1.156 1.086 6,4 innogy 42.393 40.636 4,3 Sonstige2 210 1.278 - 83,6 RWE-Konzern 59.547 58.652 1,5 1 Umgerechnet in Vollzeitstellen 2 Bis zum 31. Dezember 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 31. Dezember 2017 beschäftigte der RWE-Konzern 59.547 Mitarbeiter, davon 35.344 an deutschen und 24.203 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Seit Ende 2016 hat sich der Personalbestand leicht erhöht: In Deutschland haben wir 509 und im Ausland 386 Mitarbeiter hinzugewonnen. Eine Rolle spielte dabei, dass innogy Anfang 2017 den Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery übernommen hat. Auf Ebene der Segmente wurden die Personalzahlen auch durch konzerninterne Stellenverlagerungen beeinflusst. Größere Veränderungen ergaben sich dadurch, 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. Unsere Auszubildenden werden in den Mitarbeiterzahlen nicht erfasst. Ende 2017 erlernten 2.215 junge Menschen bei uns einen Beruf und damit fast so viele wie ein Jahr zuvor. 1.7 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE Die Finanz- und Vermögenslage des RWE-Konzerns hat sich im vergangenen Geschäftsjahr weiter verbessert. Eine wichtige Rolle spielte dabei die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund. Sie half uns, die Nettoschulden zu senken und die Eigenkapitalquote zu steigern. Allerdings hatten wir 2017 mit der Dotierung des deutschen Kernenergiefonds auch eine hohe finanzielle Belastung zu stemmen. Unser operativer Cash Flow fiel deshalb negativ aus. Erfolgreich abgeschlossen haben wir den Schuldentransfer von der RWE AG auf innogy. Unsere Tochter hat zudem die letzten Voraussetzungen dafür geschaffen, um sich in eigener Regie bei Banken und am Kapitalmarkt refinanzieren zu können. Finanzierung des RWE-Konzerns. Seit dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 ruht die Finanzierungsverantwortung im RWE-Konzern auf zwei Schultern: innogy beschafft die Mittel für das auf sie übertragene Geschäft, während sich die RWE AG auf die Finanzierung derjenigen Aktivitäten beschränkt, die unter ihrer operativen Kontrolle verblieben sind. Gesellschaften, die von der RWE AG oder innogy SE gesteuert werden, nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Gehen sie Haftungsverhältnisse ein, übernehmen die RWE AG bzw. die innogy SE die Koordination. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Flexible Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital. Im Zuge der Reorganisation des RWE-Konzerns haben wir die Weichen dafür gestellt, dass die RWE AG und die innogy SE ihre Finanzierungsaufgaben vollkommen unabhängig voneinander wahrnehmen können. Dieser Prozess ist im Oktober 2017 abgeschlossen worden. Beide Gesellschaften verfügen über eine breite Palette von Instrumenten, die sie zusätzlich zu ihren operativen Mittelzuflüssen zur Deckung des Finanzbedarfs einsetzen können: ― Mit ihren Debt-Issuance-Programmen (DIP) haben sich die RWE AG und innogy Spielraum für die langfristige Fremdfinanzierung am Kapitalmarkt geschaffen. Ein DIP ist ein Rahmenprospekt für die flexible Begebung von Senior-Anleihen. Die RWE AG hat ihr Programm im Mai 2017 aktualisiert: Das neue DIP hat ein Gesamtvolumen von 10 Mrd. €. Es ist das Nachfolgeprogramm unseres früheren DIP über 30 Mrd. €, das sich noch auf den Gesamtkonzern bezog und 2016 ausgesetzt wurde. innogy verfügt seit April 2017 über ein eigenes DIP, das die Emission von Senior-Anleihen mit einem Gesamtwert von 20 Mrd. € erlaubt. Im Rahmen dieses Programms hat die Gesellschaft im vergangenen Jahr zwei Anleihen über insgesamt 1,6 Mrd. € begeben (siehe Seite 54). ― Für die kurzfristige Refinanzierung verfügt die RWE AG über ein Commercial-Paper-Programm, das es ihr erlaubt, Mittel im Gegenwert von bis zu 5 Mrd. US$ am Geldmarkt zu beschaffen. Diesen Spielraum haben wir im abgelaufenen Geschäftsjahr nur bis maximal 0,7 Mrd. € ausgeschöpft. Seit Ende 2016 gibt es auch bei innogy ein Commercial-Paper-Programm - mit einem Finanzierungsrahmen von 3 Mrd. €. Davon wurden bis zu 1,5 Mrd. € in Anspruch genommen. ― Darüber hinaus können die RWE AG und innogy auf Kreditlinien zurückgreifen, die ihnen internationale Bankenkonsortien eingeräumt haben. Solche Instrumente dienen zur Absicherung der Liquidität. Bis vor einiger Zeit bestand für die RWE AG eine Kreditlinienvereinbarung über 4 Mrd. €. Davon waren 1,5 Mrd. € im Innenverhältnis auf innogy übertragen worden. Am 6. Oktober 2017 hat sich unsere Tochter dann eine eigene Kreditlinie über 2 Mrd. € einräumen lassen. Diese läuft bis Oktober 2022, kann aber zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Darüber hinaus ist eine Aufstockung des Kreditrahmens um 1 Mrd. € möglich. In beiden Fällen muss das Bankenkonsortium zustimmen. Mit Ab-schluss der neuen Kreditlinienvereinbarung hat innogy ihre Beteiligung an der bestehenden Kreditlinie der RWE AG gekündigt. Diese ist daraufhin angepasst worden. Sie hat nun ein Volumen von 3 Mrd. €. Ihre Laufzeit reicht bis März 2021. Bislang haben weder die RWE AG noch innogy ihre Kreditlinien in Anspruch genommen. ― Zusätzlichen finanziellen Spielraum für das operative Geschäft bieten Avalkreditlinien, die der RWE AG und innogy von Banken eingeräumt wurden. Bei einem Avalkredit handelt es sich um eine Bürgschaft oder Garantieerklärung durch ein Kreditinstitut im Auftrag des Kunden. Zweck ist die Besicherung von Transaktionen. Die genannten Finanzierungsinstrumente enthalten keinerlei Vorgaben zur Wahrung bestimmter Grenzen hinsichtlich der Verschuldung oder der Kapitalstruktur. Ihre Nutzung ist nicht an ein bestimmtes Rating gebunden. Anleihen des RWE-Konzerns: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2017) 1 Bei der Übertragung der Senior-Anleihen auf innogy ist ein kleiner Restbetrag bei der RWE AG verblieben; siehe Erläuterung im Text. innogy übernimmt Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE. Im Zuge der finanziellen Neuaufstellung des Konzerns hat innogy den Großteil der Kapitalmarktschulden der RWE AG übernommen. Die Weichen dafür haben wir im Vorfeld des Börsengangs von innogy gestellt. Mitte vergangenen Jahres konnte der Schuldentransfer abgeschlossen werden. Bei den öffentlichen Senior-Anleihen, die von unserer früheren niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V. begeben worden waren, fand der Transfer bereits Ende 2015 statt, als wir die Emittentin an eine Vorgängergesellschaft der innogy SE verkauften. Allerdings blieb die RWE AG zu diesem Zeitpunkt noch Garantiegeberin für die Anleihen. Bei den Privatplatzierungen, die von der RWE AG selbst vorgenommen worden waren, haben wir die Schulden zunächst nur wirtschaftlich übertragen. Dazu sind interne Darlehensvereinbarungen geschlossen worden, bei denen die Verpflichtungen der RWE AG zur Bedienung der Anleihen durch entsprechende Zahlungsverpflichtungen von innogy gegenüber der RWE AG nachgebildet wurden. Auf die gleiche Weise sind zwei Darlehen der Europäischen Investitionsbank (EIB) über 645 Mio. € und 350 Mio. £ wirtschaftlich innogy zugeordnet worden. Unsere Tochter ist darüber hinaus Verpflichtungen in Höhe von 2,9 Mrd. € gegenüber der RWE AG eingegangen, die den Großteil der Verbindlichkeiten aus den Hybridanleihen von RWE abdecken. Die beschriebenen Maßnahmen sind vor dem Börsengang von innogy im Oktober 2016 abgeschlossen worden. Direkt nach dem Börsengang haben wir die noch notwendigen Schritte unternommen, um den Schuldentransfer im Außenverhältnis gegenüber den Gläubigern umzusetzen. Anfang 2017 ist innogy an die Stelle der RWE AG als Garantiegeberin bzw. - im Falle der Privatplatzierungen - als Schuldnerin der Senior-Anleihen getreten. Vorausgegangen waren Abstimmungen unter den Anleihegläubigern, die das deutsche Gesetz über Schuldverschreibungen aus Gesamtemissionen für solche Fälle vorsieht. Dabei kamen die Quoren und Mehrheiten zustande, die für einen Garantiegeber- bzw. Schuldnerwechsel erforderlich sind. Zwei Senior-Anleihen, auf die das Schuldverschreibungsgesetz nicht angewendet werden konnte, wurden bereits im Dezember 2016 auf dem 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. Unsere beiden EIB-Darlehen konnten im Juli 2017 auf innogy übertragen werden, nachdem die Gläubigerin grünes Licht gegeben hatte. Mit Vollzug des Schuldnerwechsels sind die entsprechenden konzerninternen Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden. Anleihevolumen auf 14,0 Mrd. € gesunken. Ende 2017 standen auf Konzernebene Anleihen mit einem nominalen Gesamtvolumen von umgerechnet 14,0 Mrd. € aus - gegenüber 14,7 Mrd. € im Jahr zuvor. Die insgesamt 24 Titel lauten auf Euro, Pfund Sterling, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, war der RWE-Konzern am Bilanzstichtag zu 62 % in Euro und zu 38 % in Pfund Sterling verschuldet. Die ausstehenden Senior-Anleihen hatten Ende 2017 eine durchschnittliche Restlaufzeit von neun Jahren. Bei den Hybridanleihen der RWE AG ist das Nominalvolumen um 2,0 Mrd. € auf 1,9 Mrd. € zurückgegangen. Wesentlich dazu beigetragen hat, dass wir im Laufe des vergangenen Geschäftsjahres drei Anleihen zum frühestmöglichen Zeitpunkt getilgt haben: Dabei handelte es sich um Schuldverschreibungen über 250 Mio. CHF (Kupon: 5,25 %; Tilgung im April), 150 Mio. CHF (5 %; Juli) und 1 Mrd. US$ (7 %; Oktober). Zusätzlich zu den Tilgungen haben wir im Oktober vergangenen Jahres Hybridanleihen mit einem nominalen Gesamtwert von umgerechnet 585 Mio. € zurückgekauft. Davon entfielen 161 Mio. € auf unsere Anleihe über 700 Mio. € (Kupon: 2,75 %; frühestmögliche Tilgung: 2020), 268 Mio. € auf die Anleihe über 550 Mio. € (3,5 %; 2025) und 183 Mio. US$ auf die Anleihe über 500 Mio. US$ (6,625 %; 2026). Vorausgegangen war am 26. September ein öffentliches Rückkaufangebot mit einem Zielvolumen von 550 Mio. €. Nur von unserer Hybridanleihe über 750 Mio. £ (7 %; 2019) haben wir keine Stücke erworben. Die Auswahl der zurückgekauften Papiere richtete sich u. a. nach Renditeaspekten. Das Nominalvolumen der Senior-Anleihen, die nahezu komplett der innogy SE zuzuordnen sind, ist um 1,3 Mrd. € auf 12,1 Mrd. € gestiegen. Ausschlaggebend dafür waren zwei Neuemissionen: Zunächst begab innogy im April eine Standardanleihe über 750 Mio. € mit achtjähriger Laufzeit und einem Kupon von 1 %. Im Oktober folgte die erste "grüne" Anleihe des Unternehmens: Der Nominalwert beträgt hier 850 Mio. €, die Laufzeit zehn Jahre und der Kupon 1,25 %. Grüne Anleihen sind zweckgebundene Finanzierungsinstrumente, deren Emissionserlöse ausschließlich für Projekte eingesetzt werden dürfen, die positiven Einfluss auf die Umwelt haben. innogy wird die vereinnahmten Mittel zur Refinanzierung von Windparks in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden nutzen. Die Anlagen sind bereits im Bau oder in Betrieb. Kurz nach Ablauf des Berichtsjahres hat innogy das günstige Zinsumfeld genutzt, um eine weitere Senior-Anleihe zu begeben. Ende Januar 2018 platzierte die Gesellschaft Papiere mit einem nominalen Volumen von 1 Mrd. €, einer Laufzeit von elfeinhalb Jahren und einem Kupon von 1,5 %. Der Zufluss aus der Emission dient u. a. zur Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten. Deutlich verringerte Fremdkapitalkosten. Der Kostensatz für die Fremdfinanzierung der RWE AG lag bei 2,5 %, gegenüber 4,0 % im Vorjahr. Ermittelt wurde er für den Jahresendbestand aller der Konzernholding zuzurechnenden Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Von den Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß International Financial Reporting Standards als Schulden einzustufen sind. Hauptursache für den Rückgang der Kapitalkosten ist, dass durch die Tilgung bzw. den Rückerwerb von Hybridanleihen vergleichsweise hohe Kuponzahlungen weggefallen sind. innogy hat für sein Fremdkapital zum Bilanzstichtag einen gegenüber 2016 stabilen Kostensatz von 4,1 % ermittelt. scroll Kreditrating der RWE AG (Stand: 31.12.2017) Moody's Standard & Poor's1 Fitch Langfristige Finanzschulden Senior-Anleihen Baa3 BBB- BBB Nachrangige Anleihen (Hybridanleihen) Ba2 BB BB+ Kurzfristige Finanzschulden P-3 A-3 F3 Ausblick stabil stabil stabil 1 Standard & Poor's hat das RWE-Rating nach dem Bilanzstichtag auf unseren Wunsch zurückgezogen. Ratingagenturen bestätigen Investment Grade Rating von RWE. Zu den Bestimmungsfaktoren der Fremdfinanzierungskosten zählt auch die Beurteilung unserer Kreditwürdigkeit durch unabhängige Ratingagenturen. Im Rahmen ihrer turnusgemäßen Rating-Überprüfungen haben die drei führenden Agenturen 2017 ihre Bonitätseinstufung von RWE bekräftigt. Im Juni gaben Moody's und Standard & Poor's bekannt, dass sie unsere langfristige Kreditwürdigkeit weiterhin mit "Baa3" bzw. "BBB -" benoten. Bereits im April hatte die Agentur Fitch ihr Rating von RWE bestätigt, das mit "BBB" um eine Stufe höher ist. Somit bescheinigten uns alle drei Agenturen eine Bonität der Kategorie "Investment Grade" -bei stabilem Ausblick. Allerdings hat Standard & Poor's ihr RWE-Rating im Februar 2018 auf unseren Wunsch zurückgezogen. Hintergrund ist, dass nach dem Schuldentransfer zu innogy so gut wie keine Senior-Anleihen von RWE mehr ausstehen und wir deshalb die zwei verbliebenen Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend halten. innogy erhält dagegen weiterhin Ratings von allen drei Agenturen. Diese liegen jeweils eine Stufe über denen von RWE: Moody's bewertet die langfristige Kreditwürdigkeit unserer Tochter mit "Baa2" (negativer Ausblick), Standard & Poor's mit "BBB" (stabiler Ausblick) und Fitch mit "BBB+" (stabiler Ausblick). Die gute Benotung erklärt sich u. a. dadurch, dass innogy wegen des hohen Anteils regulierten Geschäfts ein vergleichsweise stabiles Ertragsprofil aufweist. Detaillierte Informationen zu ihrem Kreditrating gibt die Gesellschaft in ihrem Geschäftsbericht 2017. scroll Kapitalflussrechnung in Mio. € 2017 2016 +/- in Mio. € Funds from Operations - 1.545 3.013 - 4.558 Veränderung des Nettoumlaufvermögens - 209 - 661 452 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit - 1.754 2.352 - 4.106 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit 2.691 - 4.570 7.261 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit - 1.536 4.282 - 5.818 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel - 19 - 24 5 Veränderung der flüssigen Mittel - 618 2.040 - 2.658 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit - 1.754 2.352 - 4.106 Abzüglich Investitionen1 - 2.580 - 2.308 - 272 Zuzüglich Desinvestitionen/Anlagenabgänge1 485 765 - 280 Free Cash Flow - 3.849 809 - 4.658 1 Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Vorgänge. Operativer Cash Flow: Deutlicher Rückgang wegen Dotierung des Kernenergiefonds. Der RWE-Konzern erzielte im Berichtsjahr einen negativen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von - 1.754 Mio. € (Vorjahr: 2.352 Mio. €). Die Dotierung des deutschen Kernenergiefonds belastete unsere Liquidität mit rund 7 Mrd. € (siehe Seite 35). Ohne sie hätte sich der operative Cash Flow gegenüber 2016 stark verbessert. Ein Grund dafür ist, dass uns der Bund die von 2011 bis 2016 gezahlte Kernbrennstoffsteuer von insgesamt 1,7 Mrd. € rückerstattet hat. Die Investitionstätigkeit führte zu einem Cash Flow von 2.691 Mio. €. Im Berichtsjahr haben wir in großem Umfang kurzfristige Wertpapiere und Geldanlagen liquidiert, um die Dotierung des Kernenergiefonds zu finanzieren. Gegenläufig wirkten unsere Ausgaben für Sach- und Finanzanlageinvestitionen. Im Vorjahr waren aus der Investitionstätigkeit 4.570 Mio. € abgeflossen - u. a. wegen umfangreicher Wertpapierkäufe, die wir mit den Erlösen aus dem Börsengang von innogy getätigt hatten. Der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit belief sich auf - 1.536 Mio. €, nachdem es 2016 wegen des Börsengangs von innogy noch einen hohen Mittelzufluss (4.282 Mio. €) gegeben hatte. Im Berichtsjahr wurden Finanzschulden in Höhe von 4,9 Mrd. € getilgt; dem standen Refinanzierungen von insgesamt 4,0 Mrd. € gegenüber. Durch Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber sind in Summe 603 Mio. € abgeflossen; davon entfielen 206 Mio. € auf die Dividendenzahlung von innogy an ihre Minderheitsaktionäre. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 618 Mio. € verringert. Der hohe Mittelabfluss durch die Dotierung des Kernenergiefonds prägte auch die Entwicklung des Free Cash Flow. Dieser betrug - 3.849 Mio. € (Vorjahr: 809 Mio. €). Seit 2017 verwenden wir eine neue Definition des Free Cash Flow: Wir erfassen darin jetzt auch die Ausgaben für Finanzanlagen und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen. Die Vorjahreszahl wurde entsprechend angepasst. Niedrigere Nettoschulden dank Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2017 bei 20,2 Mrd. €. Gegenüber 2016 haben sie sich um 2,5 Mrd. € verringert. Prognostiziert hatten wir ein stabiles Niveau. Der Rückgang beruht u. a. darauf, dass uns die Kernbrennstoffsteuer rückerstattet wurde. Als wir Anfang 2017 die Prognose erstellten, war das noch nicht absehbar. Daneben sind die Pensionsrückstellungen um 1,3 Mrd. € gesunken. Hintergrund ist, dass sich das Planvermögen, mit dem wir den Großteil unserer Pensionsverpflichtungen abdecken, aufgrund positiver Marktentwicklungen erhöht hat. Außerdem haben wir die Diskontierungszinssätze für die Barwertermittlung bei den deutschen Pensionsverpflichtungen angehoben. Die neuen Sätze belaufen sich im Konzerndurchschnitt auf 2,0 %, gegenüber 1,8 % im Jahresabschluss 2016. Sie spiegeln die jüngste Marktzinsentwicklung wider. Neben den genannten Faktoren trugen auch Desinvestitionen zum Schuldenrückgang bei, während die Investitionstätigkeit und unsere Ausschüttungen gegenläufig wirkten. Keinen Einfluss auf die Höhe der Nettoschulden hatte die Dotierung des Kernenergiefonds, da sich unsere Kernenergierückstellungen entsprechend verringert haben. scroll Nettoschulden in Mio. € 31.12.2017 31.12.2016 +/- in Mio. € Flüssige Mittel 3.399 4.576 -643 Wertpapiere 5.131 10.065 -4.934 Sonstiges Finanzvermögen 1.863 1.621 242 Finanzvermögen 10.927 16.262 -5.335 Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper 15.099 15.921 -822 Währungskurssicherung von Anleihen 27 -263 290 Sonstige Finanzverbindlichkeiten 2.102 2.263 -161 Finanzverbindlichkeiten 17.228 17.921 -693 Nettofinanzschulden 6.301 1.659 4.642 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 5.420 6.761 -1.341 Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen -103 -29 -74 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 6.005 12.699 -6.694 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.322 2.363 -41 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks 359 334 25 Korrektur Hybridkapital -77 -1.078 1.001 Zuzüglich 50 % des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals 470 471 -1 Abzüglich 50 % des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals -574 -1.549 1.002 Nettoschulden 20.227 22.709 -2.482 Stabile außerbilanzielle Verpflichtungen aus dem Einkauf von Strom und Rohstoffen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 26,2 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 26,0 Mrd. €) und 7,1 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 7,4 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 144 f. im Anhang. Eigenkapitalquote auf 17,4 % gestiegen. Zum Abschlussstichtag wies der RWE-Konzern eine Bilanzsumme von 69,1 Mrd. € aus. Das sind 7,3 Mrd. € weniger als im Vorjahr, vor allem wegen der Dotierung des Kernenergiefonds. Unseren Fondsbeitrag von rund 7 Mrd. € hatten wir in der Vorjahresbilanz bei den kurzfristigen Rückstellungen ausgewiesen. Diese haben sich daher stark verringert. Zugleich minderte der Mittelabfluss das kurzfristige Vermögen. Zum Rückgang der Bilanzsumme trug auch bei, dass die Derivate gesunken sind, und zwar um 2,2 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 1,4 Mrd. € auf der Passivseite. Dagegen schlug sich die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund bilanzverlängernd nieder. Unter anderem wegen des letztgenannten Sachverhalts hat sich das Eigenkapital des RWE-Konzerns um 4,0 Mrd. € auf 12,0 Mrd. € erhöht. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) stieg um 6,9 Prozentpunkte auf 17,4 %. scroll Konzernbilanzstruktur 31.12.2017 31.12.2016 in Mio. € in % in Mio. € in % Aktiva Langfristiges Vermögen 45.694 66,2 45.911 60,1 Davon: Immaterielle Vermögenswerte 12.383 17,9 12.749 16,7 Sachanlagen 24.904 36,1 24.455 32,0 Kurzfristiges Vermögen 23.365 33,8 30.491 39,9 Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte1 12.487 18,1 14.122 18,5 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 128 0,2 - - Gesamt 69.059 100,0 76.402 100,0 Passiva Eigenkapital 11.991 17,4 7.990 10,5 Langfristige Schulden 36.774 53,3 39.646 51,9 Davon: Rückstellungen 19.249 27,9 20.686 27,1 Finanzverbindlichkeiten 14.414 20,9 16.041 21,0 Kurzfristige Schulden 20.294 29,3 28.766 37,6 Davon: Rückstellungen 5.137 7,4 12.175 15,9 Sonstige Verbindlichkeiten2 12.259 17,8 14.449 18,9 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 111 0,2 - - Gesamt 69.059 100,0 76.402 100,0 1 Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche 2 Inklusive Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten 1.8 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING) Der Einzelabschluss der RWE AG spiegelt eine stark verbesserte Ertragslage wider. Hatten wir im Vorjahr wegen hoher Wertberichtigungen auf Kraftwerke noch Verluste geschrieben, konnten wir 2017 einen Jahresüberschuss von 1,4 Mrd. € ausweisen. Dabei half uns die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund. Sie war auch einer der Gründe dafür, dass sich die Eigenkapitalquote der RWE AG um 7,7 Prozentpunkte auf 17,9 % verbesserte. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/berichte zur Verfügung. scroll Bilanz der RWE AG (Kurzfassung) in Mio. € 31.12.2017 31.12.2016 Aktiva Finanzanlagen 24.901 32.115 Forderungen gegen verbundene Unternehmen 4.811 8.218 Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 505 753 Wertpapiere und flüssige Mittel 3.951 4.887 Gesamt 34.168 45.973 Passiva Eigenkapital 6.104 4.697 Rückstellungen 2.368 2.419 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 22.623 32.136 Übrige Verbindlichkeiten 3.073 6.721 Gesamt 34.168 45.973 scroll Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung) in Mio. € 2017 2016 Ergebnis aus Finanzanlagen 2.268 - 1.240 Zinsergebnis - 339 - 368 Sonstige Erträge und Aufwendungen - 345 1.176 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag - 172 - 569 Jahresüberschuss/Jahresfehlbetrag 1.412 - 1.001 Einstellung in andere Gewinnrücklagen (Vorjahr: Entnahme) - 490 1.006 Bilanzgewinn 922 5 Vermögenslage. Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2017 eine Bilanzsumme von 34,2 Mrd. € aus. Das sind 11,8 Mrd. € weniger als im Vorjahr. Deutlich verringert haben sich die Forderungen und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen. Ein Grund dafür war, dass innogy 2017 einen Teil der Kapitalmarktschulden der RWE AG übernommen hat und mit Vollzug des Schuldnerwechsels entsprechende konzern interne Darlehen abgelöst bzw. reduziert worden sind (siehe Seite 53). Außerdem entfiel ein 2016 entstandener Dividendenanspruch gegenüber der RWE Downstream Beteiligungs GmbH, weil die Gesellschaft, die unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy hält, im Berichtsjahr eine entsprechende Ausschüttung an die RWE AG leistete. Der Rückgang der Bilanzsumme beruht ferner darauf, dass die RWE AG Wertpapiere des Anlage- und des Umlaufvermögens veräußert hat. Mit den Erlösen haben wir ein Darlehen zurückgezahlt, das uns RWE Power gewährt hatte, und den Verlust dieser Gesellschaft aus dem Vorjahr ausgeglichen. Die Eigenkapitalquote der RWE AG lag zum 31. Dezember 2017 bei 17,9 % und damit deutlich über dem Vorjahreswert (10,2 %). Neben den erläuterten Effekten kam hier zum Tragen, dass wir für 2017 einen Jahresüberschuss ausweisen konnten. Finanzlage. Die RWE AG ist finanziell solide aufgestellt und verfügt über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Führende Ratingagenturen bescheinigen uns eine hohe Bonität. Ausführliche Informationen über die Finanzlage von RWE und über unsere Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr finden Sie auf Seite 52 ff. Ertragslage. Verglichen mit dem Vorjahr, das durch hohe Einmalbelastungen geprägt war, hat sich die Ertragslage der RWE AG 2017 wieder stark verbessert. Das Ergebnis aus Finanzanlagen der RWE AG ist um 3.508 Mio. € auf 2.268 Mio. € gestiegen. Nach den Kraftwerksabschreibungen von 2016 haben die beiden großen Erzeugungsgesellschaften von RWE im Berichtsjahr wieder Gewinne erwirtschaftet. RWE Power kam die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer zugute, während RWE Generation u.a. von der erfolgreichen kommerziellen Optimierung des Kraftwerkseinsatzes profitierte. Das Zinsergebnis verbesserte sich um 29 Mio. € auf - 339 Mio. €. Hier machte sich bemerkbar, dass wir das Volumen der ausstehenden Hybridanleihen im vergangenen Jahr durch Tilgungen und Rückkäufe gesenkt haben und deshalb weniger für die Finanzierung aufwenden mussten. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen sank um 1.521 Mio. € auf - 345 Mio. €, u. a. wegen des Wegfalls positiver Einmaleffekte aus dem Vorjahr: 2016 hatte die Reorganisation des RWE-Konzerns dazu geführt, dass stille Reserven bei Beteiligungen aufgedeckt wurden. Bei einem Steueraufwand in Höhe von 172 Mio. € (Vorjahr: 569 Mio. €) kommt die RWE AG für 2017 auf einen Jahresüberschuss von 1.412 Mio. €, nachdem sie im Vorjahr noch einen Fehlbetrag von 1.001 Mio. € ausgewiesen hatte. Auch für 2018 rechnen wir mit einem Jahresüberschuss, der aber niedriger sein wird als 2017. Der Bilanzgewinn in Höhe von 922 Mio. € spiegelt die geplante Ausschüttung an unsere Aktionäre wider. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 26. April 2018 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2017 eine Dividende je Stamm- und Vorzugsaktie von 1,50 € zu zahlen. Der Betrag setzt sich zusammen aus der regulären Dividende von 0,50 € und einer Sonderzahlung von 1,00 €, mit der die RWE-Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligt werden sollen. Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2018 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB abgegeben und auf folgender Internetseite veröffentlicht: www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung 1.9 DARSTELLUNG DES RWE-KONZERNS MIT INNOGY ALS REINER FINANZBETEILIGUNG Seit wir unsere Tochter innogy an die Börse gebracht haben, steuern wir sie wie eine reine Finanzbeteiligung. Eine Grundlagenvereinbarung gewährleistet, dass das Unternehmen seine Geschäftstätigkeit eigenständig ausüben kann. Bei der Konzernplanung für RWE orientieren wir uns dementsprechend auch an Konzernzahlen, in denen innogy nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten ist, sondern mit dem Marktwert der Beteiligung und mit der Dividendenzahlung. Im Folgenden stellen wir einige dieser nicht IFRS-konformen Kennzahlen dar und erläutern, wie wir sie ermittelt haben. Vollkonsolidierung gibt Status der innogy-Beteiligung nur eingeschränkt wieder. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir Gesellschaften, die von der RWE AG mittel- oder unmittelbar beherrscht werden, im Konzernabschluss vollkonsolidieren. Das heißt, die betroffenen Aktivitäten gehen mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in die Konzernzahlen ein. Auch innogy wird im Konzernabschluss vollkonsolidiert, weil wir mit 76,8 °% die Mehrheit an dem Unternehmen halten. Allerdings korrespondiert diese Darstellungsform nur eingeschränkt mit der Art und Weise, wie wir die Gesellschaft steuern. innogy hat für uns den Status einer reinen Finanzbeteiligung, von der wir uns eine attraktive, verlässliche Dividende versprechen. Dokumentiert wird dies durch eine Grundlagenvereinbarung, nach der unsere Tochter unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Angepasstes Zahlenwerk. Für Planungszwecke nutzen wir daher auch eine nicht IFRS-konforme Darstellungsweise, die vom Prinzip einer Vollkonsolidierung abweicht. Unsere Beteiligung an innogy ordnen wir dabei dem Bilanzposten "Übrige Finanzanlagen" zu. Der Wertansatz ergibt sich aus der Anzahl unserer innogy-Aktien, multipliziert mit deren Börsenkurs zum Abschlussstichtag. Im bereinigten EBITDA ist innogy 2017 ausschließlich mit der Dividendenzahlung von 683 Mio. € enthalten, im Vorjahr dagegen mit den Beiträgen der innogy-Gesellschaften zum Beteiligungs- und zum At-Equity-Ergebnis des Konzerns, die sich auf 730 Mio. € summierten. Auf das neutrale Ergebnis und das Finanzergebnis des Konzerns hat innogy keinen direkten Einfluss mehr. Allerdings wird das Zahlenwerk von RWE zusätzlich dadurch verändert, dass wir Geschäfte des Restkonzerns mit innogy fiktiv wie Geschäfte mit Dritten behandeln. Bereinigtes EBITDA besser als erwartet. Die folgende Übersicht stellt einige wesentliche Finanzkennzahlen dar, die sich nach der oben beschriebenen Methodik ergeben. Die Zahlen entwickelten sich in die gleiche Richtung wie bei einer Vollkonsolidierung von innogy. Das bereinigte EBITDA lag mit 2.066 Mio. € etwas über unseren Erwartungen; gegenüber 2016 hat es sich um 7 °% erhöht. Das bereinigte Nettoergebnis bewegte sich mit 973 Mio. € im oberen Bereich dessen, was wir prognostiziert hatten, nachdem es 2016 noch leicht negativ gewesen war (- 20 Mio. €). Eine positive Entwicklung verzeichneten wir auch bei den Nettoschulden: Sie sanken um 34 % auf 4.510 Mio. €, insbesondere wegen der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer. scroll Kennzahlen für den RWE-Konzern unter Einbeziehung von innogy als nicht vollkonsolidierte Finanzbeteiligung1 in Mio. € 2017 2016 +/- in % Bereinigtes EBITDA 2.066 1.928 7,2 Bereinigtes EBIT 1.474 1.077 36,9 Ergebnis vor Steuern 2.320 -5.795 140,0 Nettoergebnis 2.160 -5.807 137,2 bereinigtes Nettoergebnis 973 -20 - Nettofinanzschulden -6.070 -9.999 39,3 Nettoschulden 4.510 6.858 -34,2 1 Die Zahlen sind abweichend von IFRS-Vorgaben ermittelt worden. Neben der Erfassung von innogy als Finanzbeteiligung betrifft dies u. a. die folgenden Punkte: Liefer- und Leistungsverträge des Restkonzerns mit innogy sind durchweg als schwebende Geschäfte bilanziert worden, auch wenn sie nach IAS 39 gegebenenfalls mit dem beizulegenden Zeitwert zu bewerten gewesen wären. Rückstellungen für eventuell drohende Verluste aus diesen Geschäften haben wir nicht gebildet. Für Liefer- und Leistungsbeziehungen mit externen Dritten und damit verbundenen Rückstellungen ist die Bilanzierung aus dem IFRS-Konzernabschluss übernommen worden. Gleiches gilt für die bilanziellen Effekte von Sicherungsbeziehungen und für latente Steuern. 1.10 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABEN Gegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315a Abs. 1 und 289a Abs. 1 des Handelsgesetzbuches sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden gesellschaftsspezifische Regelungen, die u. a. die Anpassung der Kapitalstruktur durch den Vorstand oder den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle betreffen. Bei RWE entsprechen all diese Bestimmungen den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 °% bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren; 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie; 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie; 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2017 gab es keine Beteiligung an der RWE AG, die bei über 10 % der Stimmrechte lag. Mitte des Jahres hatte die RWEB GmbH mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil von 14,18 % auf 2,70 % gesunken war. Beschränkungen bei der Übertragung von Aktien. Im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms der RWE AG sind im abgelaufenen Geschäftsjahr 340.920 RWE-Stammaktien an Mitarbeiter ausgegeben worden. Diese Titel unterliegen bis zum 31. Dezember 2018 einer Verfügungsbeschränkung. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands ist durch §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz geregelt. Satzungsänderungen richten sich nach §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Die genannte Satzungsregelung sieht vor, dass Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, soweit außerdem eine Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Mehrheit des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst werden, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes vorschreibt. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form, und nicht den Inhalt betreffen. Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen eingezogen werden. Ferner dürfen sie im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien. Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann es jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20 % erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Für die Senior-Anleihe, die im Zuge der Schuldenübertragung auf innogy mit einem Restbetrag bei der RWE AG verblieben ist (siehe Seite 53), gilt folgende Regelung: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in besagtem Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen. Geschieht dies nicht, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 3 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Auswirkungen eines Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und dies für das jeweilige Vorstandsmitglied mit wesentlichen Nachteilen verbunden wäre. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb eines halben Jahres nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle aus wichtigem Grund niederlegen. Dabei ist eine Frist von drei Monaten einzuhalten. Zusätzlich kann ein Vorstandsmitglied die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezügen, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung entspricht den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 66 f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben, aber noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie über die letzten 30 Börsenhandelstage vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis zu diesem Zeitpunkt pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 1.11 VERGÜTUNGSBERICHT Eine leistungsorientierte und transparente Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden erläutern wir die Struktur und die Höhe der Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands der RWE AG. Neben den Vorgaben des deutschen Aktien- und Handelsrechts berücksichtigen wir dabei auch alle Empfehlungen, die der Deutsche Corporate Governance Kodex zur Ausgestaltung und Darstellung der Vergütungssysteme gibt. Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Danach steht dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats pro Geschäftsjahr eine Festvergütung von 300 Tsd. € zu. Seinem Stellvertreter werden 200 Tsd. € gewährt. Die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten 100 Tsd. € und darüber hinaus eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses bekommen ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungs-ausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25 % der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und diese Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2016 nachgekommen. Im Falle der im April 2017 neu in das Gremium gewählten Mitglieder gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2018 ausbezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2017. Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats Die Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten und der Mandatsvergütung bei Tochtergesellschaften; ohne Auslagen) summierte sich für das Geschäftsjahr 2017 auf 3.637 Tsd. € (Vorjahr: 3.228 Tsd. €). Davon wurden 459 Tsd. € (Vorjahr: 442 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt und Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 877 Tsd. € (Vorjahr: 482 Tsd. €) ausgezahlt. Der Anstieg der Mandatsvergütungen ergibt sich u. a. daraus, dass einzelne Personen auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören und für diese Tätigkeit im Jahr 2016 nur eine zeitanteilige Vergütung gewährt wurde. Die folgende Tabelle zeigt die Aufsichtsratsvergütung für alle Personen, die dem Gremium in den Jahren 2016 und/oder 2017 angehört haben. scroll Vergütung des Aufsichtsrats1 Feste Vergütung Ausschussvergütung Mandatsvergütung bei Tochtergesellschaften2 in Tsd. € 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 300 240 - 24 300 130 Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender (bis 20.04.2016) - 91 - - - - Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 200 200 - - 200 86 Reiner Böhle 100 100 20 20 120 48 Sandra Bossemeyer 100 70 20 14 - - Dieter Faust (bis 20.04.2016) - 30 - 12 - 12 Ute Gerbaulet (seit 27.04.2017) 68 - - - - - Reinhold Gispert (seit 27.04.2017) 68 - 26 - 14 - Roger Graef (bis 20.04.2016) - 30 - - - - Arno Hahn (bis 27.04.2017) 32 100 13 40 18 54 Andreas Henrich 100 70 - - - - Maria van der Hoeven (20.04.2016 bis 14.10.2016) - 49 - - - 12 Manfred Holz (bis 20.04.2016) - 30 - 6 - 6 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 100 100 20 20 - - Dr. h. c. Monika Kircher 100 21 - - - - Martina Koederitz (20.04.2016 bis 27.04.2017) 32 70 - - 38 33 Monika Krebber 100 70 20 14 67 - Frithjof Kühn (bis 20.04.2016) - 30 - 6 - - Hans Peter Lafos (bis 20.04.2016) - 30 - - - 12 Harald Louis 100 70 20 14 40 - Christine Merkamp (bis 20.04.2016) - 30 - - - - Dagmar Mühlenfeld 100 100 20 20 - - Peter Ottmann 100 70 20 14 - 8 Günther Schartz 100 70 20 14 - 2 Dr. Erhard Schipporeit 100 70 80 56 - - Dagmar Schmeer (bis 20.04.2016) - 30 - - - - Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz (bis 20.04.2016) - 30 - 12 - - Dr. Wolfgang Schüssel 100 100 40 34 - - Ullrich Sierau 100 100 40 40 - - Ralf Sikorski 100 100 40 40 50 50 Marion Weckes 100 70 40 28 - - Dr. Dieter Zetsche (bis 20.04.2016) - 30 - - - - Leonhard Zubrowski 100 100 20 20 30 30 Gesamt3 2.301 2.303 459 442 877 482 scroll Vergütung des Aufsichtsrats1 Gesamtbezüge3 in Tsd. € 2017 2016 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 600 393 Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender (bis 20.04.2016) - 91 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 400 286 Reiner Böhle 240 168 Sandra Bossemeyer 120 84 Dieter Faust (bis 20.04.2016) - 55 Ute Gerbaulet (seit 27.04.2017) 68 - Reinhold Gispert (seit 27.04.2017) 108 - Roger Graef (bis 20.04.2016) - 30 Arno Hahn (bis 27.04.2017) 63 194 Andreas Henrich 100 70 Maria van der Hoeven (20.04.2016 bis 14.10.2016) - 61 Manfred Holz (bis 20.04.2016) - 42 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 120 120 Dr. h. c. Monika Kircher 100 21 Martina Koederitz (20.04.2016 bis 27.04.2017) 71 103 Monika Krebber 187 84 Frithjof Kühn (bis 20.04.2016) - 36 Hans Peter Lafos (bis 20.04.2016) - 42 Harald Louis 160 84 Christine Merkamp (bis 20.04.2016) - 30 Dagmar M ühlenfeld 120 120 Peter Ottmann 120 92 Günther Schartz 120 85 Dr. Erhard Schipporeit 180 126 Dagmar Schmeer (bis 20.04.2016) - 30 Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz (bis 20.04.2016) - 42 Dr. Wolfgang Schüssel 140 134 Ullrich Sierau 140 140 Ralf Sikorski 190 190 Marion Weckes 140 98 Dr. Dieter Zetsche (bis 20.04.2016) - 30 Leonhard Zubrowski 150 150 Gesamt3 3.637 3.228 1 Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung. 2 Mandatsvergütungen bei Tochtergesellschaften sind nur insoweit einbezogen, als sie auf Zeiträume der Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG entfallen. 3 Die kaufmännische Rundung von Einzelwerten kann dazu führen, dass sich diese in der Tabelle nicht exakt aufaddieren. Struktur der Vergütung des Vorstands Grundlegendes zur Vorstandsvergütung. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Das im Folgenden erläuterte Vergütungssystem wird seit dem 1. Oktober 2016 angewendet. Es gewährleistet eine Vergütung, die sich an der persönlichen Leistung des Einzelnen, dem Unternehmenserfolg und der langfristigen Kursentwicklung der RWE-Aktie ausrichtet. Die Vorstandsvergütung besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten. Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsabhängigen Komponenten zählen die Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung. Empfänger der Vorstandsvergütung. Im zurückliegenden Geschäftsjahr erhielten Dr. Rolf Martin Schmitz, Dr. Markus Krebber und Uwe Tigges Leistungen für Vorstandstätigkeiten bei der RWE AG. Dr. Schmitz ist seit 1. Mai 2009 Mitglied des Vorstands und seit 15. Oktober 2016 dessen Vorsitzender. Dr. Krebber wurde zum 1. Oktober 2016 in das Gremium berufen und verantwortet seit dem 15. Oktober 2016 das Finanzressort. Uwe Tigges gehörte dem Vorstand vom 1. April 2013 bis zum 30. April 2017 an. Er führte das Personalressort und war zugleich Arbeitsdirektor. Uwe Tigges hat sein Mandat niedergelegt, um sich auf seine Tätigkeit im Vorstand der innogy SE zu konzentrieren, dem er seit 1. April 2016 angehört. Seine Aufgaben im Vorstand der RWE AG sind zum 1. Mai 2017 auf Dr. Rolf Martin Schmitz übertragen worden, der seither auch Arbeitsdirektor ist. Alle Vorstandsmitglieder haben mit Wirkung zum 1. Oktober 2016 Dienstverträge auf Basis des aktuellen Vergütungssystems geschlossen. Uwe Tigges, der zum damaligen Zeitpunkt dem Vorstand der RWE AG und der innogy SE angehörte, erhielt seinen Vertrag von der innogy SE. Erfolgsunabhängige Vergütung des Vorstands Festgehalt und Versorgungsentgelt. Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht Vorstandsmitgliedern für jedes Dienstjahr ein individuell festgelegter Betrag als Versorgungsentgelt zu. Das Versorgungsentgelt wird wahlweise bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Regelaltersgrenze erreichen Vorstandsmitglieder der RWE AG mit 63 Jahren. Danach ist eine Wiederbestellung für jeweils ein Jahr möglich, maximal jedoch bis zur Vollendung des 65. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können bei Wechsel in den Ruhestand zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten sie oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten im RWE-Konzern Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Die Ruhegeldansprüche von Uwe Tigges wurden mit Beendigung seines Dienstvertrags von der RWE AG auf die innogy SE übertragen. Eine abweichende Regelung gilt für Dr. Rolf Martin Schmitz, der bereits vor Einführung des Versorgungsentgelts in den Vorstand berufen wurde. Ihm ist eine Pensionszusage erteilt worden, die unverändert fortgeführt wird. Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Prämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung des Vorstands Tantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der Erreichung individueller und kollektiver Ziele des Vorstands abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme, die von der Höhe des bereinigten EBIT abhängt und folgendermaßen ermittelt wird: Der Aufsichtsrat legt zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres einen Zielwert für das bereinigte EBIT fest. Nach Ablauf des Geschäftsjahres wird das tatsächlich erreichte bereinigte EBIT mit diesem Zielwert verglichen. Stimmen die Werte überein, beträgt die Zielerreichung 100 %. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Über- oder unterschreitet das bereinigte EBIT den Zielwert, steigt bzw. sinkt die Zielerreichung mit dem Faktor 2,5. Bei einem bereinigten EBIT von genau 120 % des Zielwerts beträgt die Zielerreichung 150 %. Der letztgenannte Wert ist zugleich die Obergrenze, die selbst bei einem höheren bereinigten EBIT nicht übertroffen werden kann. Die Untergrenze wird erreicht, wenn das bereinigte EBIT genau 80 % des Zielwerts beträgt. Die Zielerreichung der Unternehmenstantieme beträgt dann 50 %. Fällt der EBIT-Wert unter die 80 %-Schwelle, wird keine Unternehmenstantieme ausgezahlt. Die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen. Welcher Wert erreicht wird, hängt von folgenden Kriterien ab, die jeweils mit einem Drittel gewichtet werden: (1) der Erreichung individueller Ziele, (2) der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands sowie (3) der Leistungen auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) und der Mitarbeitermotivation. Der Erfolg auf dem Gebiet der CR hängt von der Erreichung ökologischer und gesellschaftlicher Ziele ab und wird in unserer Nachhaltigkeits-berichterstattung dokumentiert. Die Mitarbeitermotivation messen wir mit einem Motivationsindex, der sich auf anonyme Befragungen zur Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit unserer Mitarbeiter stützt. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder hinsichtlich der drei genannten Kriterien und bestimmt so ihren individuellen Leistungsfaktor. Dies geschieht nach Maßgabe der Ziele und Zielwerte, die er zu Anfang des Geschäftsjahres verbindlich festgelegt hat. Die so ermittelte Tantieme wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Aktienbasierte Vergütung. Den Mitgliedern des Vorstands wird außerdem eine aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (kurz: SPP) der RWE AG gewährt. Der SPP honoriert das Erreichen langfristiger Ziele. Maßgeblich für den Erfolg sind hier die Höhe des bereinigten Nettoergebnisses und die Performance der RWE-Stammaktie (Rendite aus Kursentwicklung und Dividende) über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Indem der SPP die Vergütung mit der langfristigen Aktienkursentwicklung verknüpft, bestärkt er den Vorstand darin, bei seinen Entscheidungen die Perspektive der Unternehmenseigentümer anzunehmen. Der SPP basiert auf bedingt zugeteilten Performance Shares. Diese werden jeweils zum 1. Januar eines Geschäftsjahres gewährt. Die Planbedingungen des SPP sehen eine Übergangs-tranche im Einführungsjahr 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für 2017, 2018 und 2019 vor. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein Zuteilungsschreiben. Aus dem darin genannten Brutto-Zuteilungsbetrag wird die - noch vorläufige - Anzahl der Performance Shares ermittelt, indem er durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt wird. Die Performance Shares haben eine Laufzeit von vier Jahren (Vesting-Periode). Nach Ablauf des ersten Jahres wird die Anzahl der endgültig zugeteilten Performance Shares festgestellt. Sie hängt vom bereinigten Nettoergebnis ab, das der RWE-Konzern in diesem Jahr erzielt hat. Dabei wird der Ist-Wert mit einem vorab definierten Zielwert verglichen. Diesen festzulegen ist Sache des Aufsichtsrats, der sich dabei an der genehmigten Mittelfristplanung orientiert. Entspricht der Ist-Wert exakt dem Zielwert, werden 100 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Bei einer Überschreitung des Zielwertes beträgt die endgültige Zuteilung mehr als 100 %, und umgekehrt. Ähnlich wie bei der Ermittlung der Unternehmenstantieme gibt es eine Ober- und eine Untergrenze. Erreicht oder überschreitet das bereinigte Nettoergebnis den oberen Schwellenwert, werden 150 % der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt. Entspricht es dem unteren Schwellenwert, liegt die endgültige Zuteilung bei 50 %. Bei einem noch niedrigeren Ist-Wert verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Die endgültige Anzahl der Performance Shares kann somit zwischen 0 % und 150 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares betragen. Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode werden die final festgeschriebenen Performance Shares vollständig und in bar an die Mitglieder des Vorstands ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag hängt von der Performance der RWE-Stammaktie ab. Er entspricht der Anzahl der final zugeteilten Performance Shares, multipliziert mit dem durchschnittlichen Xetra-Schluss-kurs der RWE-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode, zuzüglich der kumulierten Dividenden, die während der Haltefrist ausgezahlt worden sind. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Aktienperformance ist die Auszahlung auf höchstens 200 % des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt. Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, 25 % des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in RWE-Aktien zu reinvestieren. Die Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden. Bei Einführung des SPP wurde den Mitgliedern des Vorstands die aktienbasierte Vergütung für das Übergangsjahr 2016 rückwirkend vollständig auf Basis des neuen SPP gewährt. Für die Einführungstranche 2016 richtet sich die finale Anzahl der Performance Shares nach der Höhe des bereinigten Nettoergebnisses von 2017 und seinem Verhältnis zum Zielwert für 2017. Hintergrund ist, dass es zum Zeitpunkt ihrer Gewährung im Oktober 2016 nicht mehr sinnvoll war, einen 2016er-Zielwert für das bereinigte Nettoergebnis festzulegen. Der Aufsichtsrat hat bereits 2016 für alle vorgesehenen Tranchen (2016 bis 2019) des SPP Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis festgelegt. Dabei sind auch die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Nachträgliche Anpassungen dieser Werte kann der Aufsichtsrat nur in sehr begrenztem Umfang und in abschließend definierten Fällen vornehmen, um Auswirkungen von Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen und regulatorische Änderungen zu berücksichtigen, die bei der Festlegung der Werte noch nicht bekannt oder absehbar waren. Damit folgt die RWE AG der Empfehlung des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), dass prinzipiell keine nachträglichen Änderungen der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter vorgenommen werden sollen. Nach dem Ausscheiden eines Vorstandmitglieds am Ende der Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden am Ende der vierjährigen Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen alle Performance Shares, die noch nicht das Ende der Planlaufzeit erreicht haben. Der SPP enthält überdies eine sogenannte Malus-Regelung. Danach kann der Aufsichtsrat ein Fehlverhalten von Vorstandsmitgliedern, z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft, mit einer Kürzung oder einer vollständigen Streichung laufender SPP-Tranchen ahnden. Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung. Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben zu 100 % erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Das Festgehalt macht rund 30 % der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die Tantieme, entfällt in etwa ein Anteil von 30 %. Der SPP als langfristige Vergütungskomponente deckt rund 40 % der Gesamtvergütung ab. Begrenzung der Vorstandsvergütung. Wie bereits erläutert, sind die variablen Vergütungsbestandteile nach oben begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150 % des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (0,8 bis 1,2), werden höchstens 180 % des Tantiemebudgets erreicht. Für die aktienbasierte Vergütung nach dem SPP gilt, dass die Auszahlung der Performance Shares nach Ablauf der Vesting-Periode bei maximal 200 % des Zuteilungsbudgets liegen kann. Aus den genannten Maximalwerten lässt sich auch für die Gesamtvergütung eine Obergrenze ableiten (siehe Schaubild auf der nächsten Seite). Bandbreite der Vorstandsvergütung Auszahlungszeitpunkte. Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausbezahlt, soweit es nicht in eine Versorgungszusage überführt worden ist. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres stellt der Aufsichtsrat die Zielerreichung für die Unternehmenstantieme fest und bestimmt den individuellen Leistungsfaktor. Die Tantieme kommt im Monat der Hauptversammlung zur Auszahlung, die sich mit dem Jahresabschluss der RWE AG befasst. Nach Beendigung der vierjährigen Planlaufzeit werden die Performance Shares aus dem SPP ausbezahlt, und zwar im Monat der ordentlichen Hauptversammlung des Folgejahres. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25 % des Auszahlungsbetrags in RWE-Stammaktien investieren und dürfen die Titel erst liquidieren, wenn nach der vierjährigen Vesting-Periode drei weitere Kalenderjahre vergangen sind. Somit dauert es insgesamt sieben Jahre, bis die Vorstandsmitglieder über ihre volle Vergütung verfügen können. Zeitliches Auszahlungsprofil der Vorstandsvergütung für ein Geschäftsjahr Regelung zur Altersversorgung. Bis zur Einführung des bereits beschriebenen Versorgungsentgelts am 1. Januar 2011 ist den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt worden. Von den Vorstandsmitgliedern des Jahres 2017 betrifft dies Dr. Rolf Martin Schmitz; seine bereits 2009 erteilte Pensionszusage wird unverändert fortgeführt. Sie gewährt ihm einen Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG nach Vollendung des 60. Lebensjahres, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags gezahlt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen von Dr. Rolf Martin Schmitz und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Sollte der Fall eintreten, dass Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich daraus wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben, haben diese ein Sonderkündigungsrecht. Sie können ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung ihres Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30 % der Stimmrechte auf sich vereinen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch dann vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50 % des Wertes der RWE AG. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares nach dem SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung und Abfindungsobergrenze. Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des DCGK eine Vereinbarung, dass im Falle einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrags vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze). Höhe der Vergütung des Vorstands Im Folgenden wird die Vergütung dargestellt, die den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2017 gewährt worden ist. Ermittelt wurde sie nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuches (HGB). Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2017. Nach den Ermittlungsvorschriften des HGB belief sich die Gesamtvergütung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2017 auf 7.274 Tsd. €. Mit eingerechnet sind die Beträge, die Uwe Tigges bis zum 30. April 2017 für seine Doppelfunktion im Vorstand der RWE AG und der innogy SE erhalten hat. Diese Bezüge wurden von innogy SE gewährt und sind der Gesellschaft seitens der RWE AG anteilig erstattet worden. Die Gesamtvergütung des Vorjahres lag bei 15.486 Tsd. €; die Zahl umfasst auch die Beträge, die Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zu ihrem Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG am 14. Oktober 2016 erhalten haben. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten, also das Festgehalt der Vorstandsmitglieder, die Sach- und sonstigen Bezüge und das Versorgungsentgelt, summierten sich 2017 auf 2.342 Tsd. € (Vorjahr: 4.471 Tsd. €). Nach HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für die Pensionszusage an Dr. Rolf Martin Schmitz nicht zur Vergütung, wohl aber das an Dr. Markus Krebber ausbezahlte Versorgungsentgelt in Höhe von 255 Tsd. € (Vorjahr: zeitanteilig 64 Tsd. €). Für den Zeitraum bis 30. April 2017 ist auch das von innogy SE gezahlte Versorgungsentgelt für Uwe Tigges in Höhe von 85 Tsd. € berücksichtigt (Vorjahr: ganzjährig 255 Tsd. €). Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile, bestehend aus der Tantieme der Vorstandsmitglieder und der Zuteilung nach dem SPP, beliefen sich 2017 auf insgesamt 4.932 Tsd. € (Vorjahr: 11.015 Tsd. €). Hierbei und bei den folgenden Werten für 2017 ist die Vergütung von Uwe Tigges zeitanteilig bis zu seinem Ausscheiden berücksichtigt; entsprechend enthalten die Vorjahreswerte auch die Vergütung, die Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zu ihrem Ausscheiden gewährt worden ist. Von der erfolgsabhängigen Vergütung der Vorstandsmitglieder entfielen 2.365 Tsd. € (Vorjahr: 4.115 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2017 und 2.567 Tsd. € (Vorjahr: 2.987 Tsd. €) auf die Zuteilung von Performance Shares aus dem SPP. Wie auf Seite 66 dargelegt, hängt die Höhe der Tantieme maßgeblich vom bereinigten EBIT ab. Für das Geschäftsjahr 2017 hatte der Aufsichtsrat einen Zielwert von 3.573 Mio. € (Zielerreichung von 1 00 %) und eine Obergrenze von 4.288 Mio. € (Zielerreichung von 150 %) festgelegt. Inklusive Bereinigungen ergab sich ein Ist-Wert von 3.676 Mio. €. Die Zielerreichung betrug dementsprechend 107 %. Bei der Ermittlung des Ist-Wertes wurden Anpassungen vorgenommen, um strukturelle Unterschiede zwischen Ist- und Planwerten zu bereinigen. Diese Unterschiede ergeben sich insbesondere bei den Abschreibungen oder werden durch ungeplante Sondersachverhalte (z. B. Erlöse aus Verkäufen) verursacht. Die für das Geschäftsjahr 2017 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. scroll Kurzfristige Vorstandsvergütung1 Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber Uwe Tigges ab 01.10.2016 bis 30.04.2017 in Tsd. € 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Erfolgsunabhängige Vergütung Festgehalt 960 960 750 188 250 750 Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) 15 19 20 4 7 20 Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) - - 255 64 85 255 Summe 975 979 1.025 256 342 1.025 Erfolgsbezogene Vergütung Unmittelbar ausgezahlte Tantieme 1.168 962 643 133 213 861 Mandatseinkünfte2 138 150 203 78 - 20 Tantieme 1.306 1.112 846 211 213 881 Gesamt 2.281 2.091 1.871 467 555 1.906 scroll Kurzfristige Vorstandsvergütung1 Peter Terium Dr. Bernhard Günther Gesamt bis 14.10.2016 bis 14.10.2016 in Tsd. € 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Erfolgsunabhängige Vergütung Festgehalt - 1.050 - 563 1.960 3.511 Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) - 23 - 24 42 90 Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) - 360 - 191 340 870 Summe - 1.433 - 778 2.342 4.471 Erfolgsbezogene Vergütung Unmittelbar ausgezahlte Tantieme - 1.224 - 635 2.024 3.815 Mandatseinkünfte2 - 27 - 25 341 300 Tantieme - 1.251 - 660 2.365 4.115 Gesamt - 2.684 - 1.438 4.707 8.586 1 Der Tabelle liegt die Konzernperspektive zugrunde. In den Zahlen sind sämtliche Bezüge berücksichtigt, die Uwe Tigges, Peter Terium und Dr. Bernhard Günther bis zum Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG für ihre Vorstandstätigkeit bei der RWE AG und der innogy SE erhalten haben. Gemäß HGB darf die RWE AG in ihrem Einzelabschluss nur die Teilbeträge ausweisen, die von ihr selbst wirtschaftlich getragen werden. Im Geschäftsjahr 2017 war nur noch Uwe Tigges für beide Gesellschaften tätig. Im Einzelabschluss der RWE AG werden ihm eine erfolgsunabhängige Vergütung von 171 Tsd. € und eine erfolgsabhängige Vergütung von 107 Tsd. € zugerechnet. 2 Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate wurden 2017 vollständig auf die Tantieme angerechnet. Aktienkursbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan. Im Geschäftsjahr 2017 wurden Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber Performance Shares nach dem SPP der RWE AG zugeteilt, während Uwe Tigges seine Performance Shares nach dem strukturell vergleichbaren SPP der innogy SE erhielt. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Umfang Performance Shares ausgegeben worden sind. Ausschlaggebend für das Verhältnis der vorläufig zugeteilten zu den endgültig zugeteilten Performance Shares war das bereinigte Nettoergebnis des RWE-Konzerns im Geschäftsjahr 2017. Dafür hat der Aufsichtsrat einen Ist-Wert von 806 Mio. € festgelegt. Der Betrag unterscheidet sich von dem auf Seite 48 genannten Wert (1.232 Mio. €), weil zusätzliche Bereinigungen erforderlich waren, die die Planbedingungen des SPP vorsehen. Dabei handelt es sich um die gleichen Bereinigungen wie bei der Ermittlung des Ist-Wertes für das bereinigte EBIT (siehe oben). Bei einem Zielwert von 686 Mio. € (Zuteilung von 100 %) und einer Obergrenze von 1.086 Mio. € (Zuteilung von 150 %) ergibt sich eine endgültige Zuteilung in Höhe von 115 % der vorläufig gewährten Performance Shares. Im Falle von Uwe Tigges richtete sich die Zuteilungsquote am bereinigten Nettoergebnis von innogy aus. Sie lag 2017 bei 88 %. scroll Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung1Strategic Performance Plan Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber ab 01.10.2016 Tranche Jahr 2017 2016 2017 2016 Gesellschaft RWE AG RWE AG RWE AG RWE AG Zuteilungsdatum 01.01.2017 01.01.2016 01.01.2017 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 1.250 769 988 247 Aktienkurs (Durchschnitt) € 11,62 13,78 11,62 13,78 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 107.573 55.787 84.983 17.915 Bewertungsdatum 31.12.2017 31.12.2017 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bereinigtes Nettoergebnis % 115 115 115 115 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 123.709 64.155 97.730 20.602 Ende der Vesting-Periode 31.12.2020 31.12.2019 31.12.2020 31.12.2019 scroll Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung1Strategic Performance Plan Uwe Tigges bis 30.04.2017 Tranche Jahr 2017 2016 Gesellschaft innogy SE innogy SE Zuteilungsdatum 01.01.2017 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 329 706 Aktienkurs (Durchschnitt) € 32,07 37,13 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 10.264 19.021 Bewertungsdatum 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bereinigtes Nettoergebnis % 88 88 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 9.032 16.738 Ende der Vesting-Periode 31.12.2020 31.12.2019 1 Aus der Konzernperspektive ist die für Uwe Tigges aufgeführte Vergütung aus dem SPP der innogy SE aktienbasiert. Dem Einzelabschluss der RWE AG liegt gemäß HGB eine andere Sichtweise zugrunde: Weil die Auszahlung nicht von der Kursentwicklung der RWE-Aktie, sondern der innogy-Aktie abhängt, wird die SPP-Vergütung von Uwe Tigges als nicht aktienbasiert eingestuft und erst bei Eintritt der Auszahlungsbedingungen in die Gesamtbezüge eingerechnet. Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus der aktienbasierten Vergütung nach dem SPP zugeführt worden sind. scroll Zuführung zu Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung in Tsd. € 2017 2016 Dr. Rolf Martin Schmitz 592 141 Dr. Markus Krebber ab 01.10.2016 393 46 Uwe Tigges bis 30.04.2017 124 134 Peter Terium bis 14.10.2016 - 143 Dr. Bernhard Günther bis 14.10.2016 - 82 Summe 1.109 546 Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung. Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Dr. Rolf Martin Schmitz lag 2017 bei 538 Tsd. € (Vorjahr: 229 Tsd. €). Hierbei handelt es sich um keinen Vergütungsbestandteil gemäß HGB. Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 12.391 Tsd. € (Vorjahr: 13.923 Tsd. €). Der Wert der Pensionsverpflichtung nach HGB belief sich auf 9.287 Tsd. € (Vorjahr: 9.894 Tsd. €). 2017 verminderte sich die Pensionsverpflichtung um 607 Tsd. € (Vorjahr: Zuführung in Höhe von 435 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2017 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei planmäßigem Ausscheiden aus der Gesellschaft zum Ablauf seiner Bestellung 556 Tsd. € (Vorjahr: 484 Tsd. €). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern, die sie auf die RWE AG übertragen haben. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex Nach dem Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) in der Fassung vom 7. Februar 2017 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsbestandteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit gewährt werden. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten offengelegt werden sollen. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört nach DCGK auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der DCGK konkretisiert die empfohlene Darstellung der Vorstandsvergütung anhand von Mustertabellen, in denen zwischen der "Gewährung" und dem "Zufluss" unterschieden wird: ― Nach dem DCGK gelten Zuwendungen oder Vergütungen als "gewährt", wenn sie den Mitgliedern des Vorstands verbindlich zugesagt wurden. In Abweichung vom deutschen Handelsrecht ist hier irrelevant, in welchem Umfang das Vorstandsmitglied die vergütete Arbeitsleistung bereits erbracht hat. ― Der Begriff "Zufluss" stellt darauf ab, in welchem Umfang die Vorstandsmitglieder Zahlungen erhalten haben. Dabei kommt es nicht auf den Termin der Auszahlung an, sondern den Zeitpunkt, zu dem der zufließende Betrag hinreichend sicher ist. Die im Kodex getroffene Abgrenzung sei am Beispiel der Tantieme verdeutlicht: Als "gewährt" gilt hier das für das jeweilige Geschäftsjahr vertraglich vereinbarte und zugesagte Tantiemebudget. In der Zufluss-Tabelle ist dagegen der Betrag auszuweisen, der mit hoher Wahrscheinlichkeit tatsächlich zufließen wird. Dass es im betreffenden Jahr noch keine Auszahlung gab, ist dabei irrelevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt bereits als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit der Tantieme) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher sind die einjährigen Vorstandstantiemen bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen. Im Folgenden stellen wir die Vorstandsvergütung der RWE AG in der vom DCGK empfohlenen Weise anhand der Mustertabellen dar. scroll Gewährte Zuwendungen Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber seit 01.05.2009, Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016 seit 01.10.2016, Finanzvorstand seit 15.10.2016 in Tsd. € 2016 2017 2017 (Min.) 2017 (Max.) 2016 2017 Festvergütung 960 960 960 960 188 750 Versorgungsentgelt - - - - 64 255 Nebenleistungen 19 15 15 15 4 20 Summe Festvergütung 979 975 975 975 256 1.025 Einjährige variable Vergütung 900 1.100 0 1.980 178 713 Tantieme 900 1.100 0 1.980 178 713 Mehrjährige variable Vergütung 769 1.250 0 2.500 247 988 SPP Tranche 20161 (Laufzeit: 2016-2019) 769 - - - 247 - SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020) - 1.250 0 2.500 - 988 Summe variable Vergütung 1.669 2.350 0 4.480 425 1.701 Summe 2.648 3.325 975 5.455 681 2.726 Versorgungsaufwand 229 538 538 538 - - Gesamtvergütung 2.877 3.863 1.513 5.993 681 2.726 scroll Gewährte Zuwendungen Dr. Markus Krebber seit 01.10.2016, Finanzvorstand seit 15.10.2016 in Tsd. € 2017 (Min.) 2017 (Max.) Festvergütung 750 750 Versorgungsentgelt 255 255 Nebenleistungen 20 20 Summe Festvergütung 1.025 1.025 Einjährige variable Vergütung 0 1.283 Tantieme 0 1.283 Mehrjährige variable Vergütung 0 1.975 SPP Tranche 20161 (Laufzeit: 2016-2019) - - SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020) 0 1.975 Summe variable Vergütung 0 3.258 Summe 1.025 4.283 Versorgungsaufwand - - Gesamtvergütung 1.025 4.283 1 Die Gewährung enthält den bis zum 30. September 2016 vorgesehenen Tantiemerückbehalt, der 2016 einmalig der Tranche 2016 des SPP zugeführt wurde. scroll Gewährte Zuwendungen Uwe Tigges Personalvorstand/Arbeitsdirektor bis 30.04.2017 in Tsd. € 2016 2017 2017 (Min.) 2017 (Max.) Festvergütung 750 250 250 250 Versorgungsentgelt 255 85 85 85 Nebenleistungen 20 7 7 7 Summe Festvergütung 1.025 342 342 342 Einjährige variable Vergütung 713 238 0 428 Tantieme 713 238 0 428 Mehrjährige variable Vergütung 706 329 0 658 SPP Tranche 20161 (Laufzeit: 2016-2019) 706 - - - SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020) - 329 0 658 Summe variable Vergütung 1.419 567 0 1.086 Summe 2.444 909 342 1.428 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 2.444 909 342 1.428 1 Die Gewährung enthält den bis zum 30. September 2016 vorgesehenen Tantiemerückbehalt, der 2016 einmalig der Tranche 2016 des SPP zugeführt wurde. scroll Zufluss Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber Uwe Tigges seit 01.05.2009, Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016 seit 01.10.2016, Finanzvorstand seit 15.10.2016 Personalvorstand/ Arbeitsdirektor bis 30.04.2017 in Tsd. € 2017 2016 2017 2016 2017 2016 Festvergütung 960 960 750 188 250 750 Versorgungsentgelt - - 255 64 85 255 Nebenleistungen 15 19 20 4 7 20 Summe Festvergütung 975 979 1.025 256 342 1.025 Einjährige variable Vergütung 1.306 1.112 846 211 213 881 Tantieme1 1.306 1.112 846 211 213 881 Mehrjährige variable Vergütung 0 947 0 0 0 723 Tantiemerückbehalte 2013-2015 (Ablösung) - 947 - - - 723 SPP Tranche 2016 (Laufzeit: 2016-2019) 0 0 0 0 0 0 SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020) 0 - 0 0 0 0 Summe variable Vergütung 1.306 2.059 846 211 213 1.604 Summe 2.281 3.038 1.871 467 555 2.629 Versorgungsaufwand 538 229 - - - - Gesamtvergütung 2.819 3.267 1.871 467 555 2.629 1 Die Tantieme berücksichtigt Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate; siehe auch Seite 70, Tabelle "Kurzfristige Vorstandsvergütung". 1.12 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN Die Risikolage von RWE wird in hohem Maße durch Veränderungen des regulatorischen Rahmens im Energiesektor bestimmt. Staatliche Eingriffe zur Minderung der Treibhausgasemissionen könnten uns hart treffen, insbesondere wenn sie zu einem beschleunigten Ausstieg aus der Kohleverstromung führen. Dies gilt in erster Linie für unseren Heimatmarkt Deutschland. Auch die Preisentwicklung an den Großhandelsmärkten für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte birgt hohe Risiken für uns - aber ebenso Chancen, wie die Erholung der Strompreise in den beiden vergangenen Jahren gezeigt hat. Der RWE-Konzern steht auf einem soliden Fundament - finanziell und organisatorisch. Ein Kernbestandteil dieses Fundaments ist unser über viele Jahre erprobtes Risikomanagement, mit dem wir Risiken und Chancen systematisch erfassen, bewerten und steuern. Neuaufteilung der Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern. Im Zuge der Restrukturierung des RWE-Konzerns haben wir auch unser Risikomanagement neu organisiert. Seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 steuert die innogy SE ihre Risiken selbst - und ebenso die ihrer Tochtergesellschaften. Bei allen übrigen Konzernunternehmen ist dies weiterhin Sache der RWE AG. Eine Umstellung gab es auch hinsichtlich der Art und Weise, wie die RWE AG die Risiken von innogy bei sich erfasst. Da wir unsere Tochter zwar im Konzernabschluss vollkonsolidieren, aber wie eine Finanzbeteiligung führen, stellt unsere Analyse im Wesentlichen auf den Marktwert unserer innogy-Beteiligung und dessen mögliche Veränderung ab. Das Risiko von Wertverlusten bilden wir u. a. mithilfe eines mathematischen Modells ab, das historische Kursbewegungen berücksichtigt. Darüber hinaus lassen wir uns von innogy im Halbjahresrhythmus über deren Einzelrisiken berichten. Auf der Grundlage dieser Informationen prüfen wir, ob das von uns ermittelte Marktwertrisiko der innogy-Beteiligung einer Korrektur bedarf. Sollten wir beispielsweise zu der Auffassung gelangen, dass die von innogy gemeldeten Einzelrisiken unterschätzt worden sind, würden wir das Risiko negativer Marktwertveränderungen höher einstufen. Im Folgenden stellen wir das Risikomanagement der RWE AG näher dar. Entsprechende Angaben für innogy finden Sie im aktuellen Geschäftsbericht unserer Tochtergesellschaft. Organisation des Risikomanagements der RWE AG. Die Hauptverantwortung für unser Risikomanagement liegt beim Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko der Gesellschaft und der von ihr operativ geführten Tochterunternehmen. Dazu bestimmt er die Risikobereitschaft von RWE und definiert Obergrenzen für Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling & Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich leitet aus den vom Vorstand festgelegten Risikoobergrenzen detailliertere Limite für die einzelnen Geschäftsfelder und operativen Einheiten ab. Zu seinen Aufgaben gehört auch, die erhobenen Risiken auf Vollständigkeit und Plausibilität zu prüfen und zu aggregieren. Dabei unterstützt ihn der Risiko-management-Ausschuss, der sich aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG zusammensetzt: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Finanzen & Kreditrisiko, Rechnungswesen, Recht und Unternehmensentwicklung. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens. Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten und Komitees mit Risikomanagement-Aufgaben betraut: ― Finanzwirtschaftliche Risiken und Kreditrisiken werden vom Bereich Finanzen & Kreditrisiko gesteuert, der dem Finanzvorstand der RWE AG unterstellt ist. ― Für Risiken der Finanzberichterstattung ist der Bereich Rechnungswesen zuständig. Er ist ebenfalls dem Finanzvorstand der RWE AG unterstellt und bedient sich eines rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems, das wir auf Seite 82 erläutern. ― Der Bereich Interne Revision & Compliance wacht darüber, dass der RWE-Verhaltenskodex eingehalten wird. Sein besonderes Augenmerk liegt darauf, Korruptionsrisiken zu vermeiden. Er berichtet an den Vorstandsvorsitzenden der RWE AG oder - sollten Mitglieder des Vorstands betroffen sein - direkt an den Aufsichtsratsvorsitzenden und an den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses des Aufsichtsrats. ― Risiken aus Schwankungen von Commodity-Preisen werden, soweit sie die konventionelle Stromerzeugung, den Energiehandel und das Gasgeschäft betreffen, von RWE Supply & Trading überwacht. ― Strategien, die der Begrenzung von Marktrisiken aus dem Erzeugungsgeschäft dienen, sind vom Commodity-Management-Komitee zu genehmigen. Dabei handelt es sich um ein Expertengremium, das aktuell mit dem Finanzvorstand der RWE AG, den Mitgliedern der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading und einem Vertreter des Bereichs Controlling & Risikomanagement besetzt ist. ― Über die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Finanzanlagen (einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e. V.) bestimmt das Asset-Management-Komitee. Diese Aufgabe nimmt es derzeit auch für Geldanlagen der innogy SE wahr. Zu den Mitgliedern des Komitees zählen der Finanzvorstand der RWE AG, der Leiter des Bereichs Finanzen & Kreditrisiko, der Leiter des Bereichs Portfolio Management/ Mergers & Acquisitions und der Leiter der Abteilung Financial Asset Management aus dem Bereich Portfolio Management/ Mergers & Acquisitions. Hinzu kommen von innogy die Leiter der Bereiche Finanzen und Controlling & Risk sowie der Finanzvorstand des Bereichs Netz & Infrastruktur. ― Außerdem gibt es bei der RWE AG ein Komitee, das die Verantwortlichen aus dem Rechnungswesen und den für die Rechnungslegung wichtigen Funktionen dabei unterstützt, die Gefahr einer fehlerhaften Finanzberichterstattung einzudämmen (siehe Seite 82). Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten sind die RWE AG und ihre operativen Tochtergesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und nach zentralen Vorgaben gesteuert werden. Die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems wird regel mäßig von der Internen Revision begutachtet. Risikomatrix für die RWE AG scroll Möglicher Schaden Ergebnisrisiken2 Verschuldungs-/Liquiditäts-/Eigenkapitalrisiken2 Mögliche Auswirkung auf das Nettoergebnis - quantifiziert in Abhängigkeit vom bereinigten EBITDA3und vom Eigenkapital4 Mögliche Auswirkung auf die Nettoschulden und das Eigenkapital Kategorie V ≥ 50 % vom Eigenkapital ≥ 8 Mrd. € Kategorie IV ≥ 100 % vom bereinigten EBITDA und < 50 % vom Eigenkapital ≥ 4 Mrd. € und < 8 Mrd. € Kategorie III ≥ 40 % und < 100 % vom bereinigten EBITDA ≥ 2 Mrd. € und < 4 Mrd. € Kategorie II ≥ 20 % und < 40 % vom bereinigten EBITDA ≥ 1 Mrd. € und < 2 Mrd. € Kategorie I < 20 % vom bereinigten EBITDA < 1 Mrd. € 1 Bezogen auf die aggregierte Schadenshöhe in den Jahren 2018 bis 2020 2 In den Kennzahlen ist innogy nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft, sondern als reine Finanzbeteiligung berücksichtigt (siehe Seite 60). 3 Aus der Mittelfristplanung abgeleiteter Durchschnittswert für die Jahre 2018 bis 2020 4 Eigenkapital zum 30. September 2017 (14.990 Mio. €) Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich quartalsweise über die Risikolage informieren. Unsere Analyse der Risiken erstreckt sich i. d. R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken zum einen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Nettoergebnis und zum anderen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf die Nettoschulden und das Eigenkapital. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einem einzigen Risiko zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Wir erfassen sie dort mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe, die sich unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen, z. B. Hedge-Transaktionen, ergibt. Je nach Position in der Matrix werden Risiken als gering, mittel oder hoch eingestuft. Auf Basis dieser Analyse können wir ermitteln, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten. Bei der Quantifizierung der Risiken haben wir methodische Anpassungen vorgenommen: Hatten wir für 2016 noch Kennzahlen verwendet, in denen innogy als vollkonsolidierte Gesellschaft enthalten war, erfassen wir unsere Tochter nun als reine Finanzbeteiligung. Einzelheiten zu dieser Vorgehensweise finden Sie auf Seite 60. Durch diese Umstellung hat sich der Eigenkapitalwert, den wir bei der Skalierung von Ergebnisrisiken zugrunde legen, deutlich erhöht. Ein zweiter Methodenwechsel betrifft die Auswirkungen, die Risiken auf das Nettoergebnis haben können: Wir ermitteln sie nun in Prozentwerten vom bereinigten EBITDA und nicht mehr vom bereinigten EBIT. Das bereinigte EBITDA ist für uns die wichtigere Steuerungsgröße. Da es keine Abschreibungen enthält, liegt es näher an den operativen Zahlungsströmen, die insbesondere für die Steuerung unseres Kraftwerksportfolios von großer Bedeutung sind. Aufgrund der beschriebenen Anpassungen haben sich die Schwellen, die wir zur Kategorisierung von Ergebnisrisiken verwenden, stark verändert. Gleich geblieben sind dagegen die Schwellen, mit denen wir die Auswirkungen von Risiken auf die Nettoschulden und das Eigenkapital klassifizieren. scroll Risikoklassen1 Einstufung des höchsten Einzelrisikos 31.12.2017 31.12.2016 Marktrisiken mittel mittel Regulatorische und politische Risiken hoch hoch Rechtliche Risiken mittel mittel Operative Risiken mittel gering Finanzwirtschaftliche Risiken hoch mittel Bonität von Geschäftspartnern mittel mittel Sonstige Risiken gering mittel 1 Bei der Risikoeinschätzung zum 31. Dezember 2017 wird innogy ausschließlich mit dem Risiko erfasst, das sich aus Veränderungen des Marktwertes unserer Beteiligung an der Gesellschaft ergibt; in der Risikoeinschätzung zum 31. Dezember 2016 war innogy noch mit ihren Einzelrisiken berücksichtigt. Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern. Wie in der Tabelle oben dargestellt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrem Gegenstand in sieben Klassen einteilen. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Wie bereits erläutert, beziehen wir innogy in die Analyse als reine Finanzbeteiligung ein, deren aggregiertes Gesamtrisiko in einem Kursverfall besteht. Die Einzelrisiken unserer Tochter, über die wir auf Seite 80 f. informieren, werden in unserer Risikomatrix nicht mehr gesondert abgebildet. Dadurch, dass wir die Möglichkeit eines Kursverfalls der innogy-Anteile in unserer Matrix erfassen, sind die finanzwirtschaftlichen Risiken von "mittel" auf "hoch" gestiegen. Ebenfalls als hoch stufen wir die regulatorischen und politischen Risiken ein. Diese Einschätzung hat sich gegenüber dem Vorjahr nicht verändert. Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen. • Marktrisiken. In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung gekennzeichnet. Fallende Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten können dazu führen, dass Kraftwerke oder zu Fixpreisen abgeschlossene Strombezugsverträge an Wirtschaftlichkeit einbüßen und gegebenenfalls sogar unrentabel werden. Möglicherweise müssen wir dann außerplanmäßige Abschreibungen vornehmen oder Rückstellungen bilden. Die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande haben 2016 und 2017 nach langer Talfahrt wieder angezogen. Hauptgrund dafür war, dass sich die Notierungen von Brennstoffen erholt haben, insbesondere die von Steinkohle. Nicht ausgeschlossen werden kann, dass der Aufwärtstrend abbricht und die Strompreise erneut stark nachgeben. Zugleich sehen wir aber auch die Chance, dass sich die Erholung fortsetzt und die künftig erzielbaren Kraftwerksmargen weiter steigen. Neben den Brennstoffkosten sind auch die Stromnachfrage und die Höhe der zu ihrer Deckung verfügbaren Erzeugungskapazitäten maßgeblich für die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise. Risiken bestehen hier durch den Ausbau von Stromspeichern. Beispielsweise könnte der vermehrte Einsatz von Batterien dazu führen, dass sich Haushalte mit Photovoltaikanlagen vom regulären Strommarkt unabhängig machen. Eine Elektrifizierung des Wärme- und des Transportsektors hätte hingegen positive Auswirkungen auf die Stromnachfrage. Darüber hinaus erwarten wir, dass der fortschreitende Abbau gesicherter Erzeugungsleistung in unserem Heimatmarkt Deutschland immer häufiger zu Knappheitsphasen mit hohen Strompreisen führen wird. Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir Margenrisiken dadurch, dass wir ihren Strom größtenteils auf Termin verkaufen und dabei die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2 -Emissionsrechte preislich absichern. Wir wollen so die Folgen negativer Preisentwicklungen eindämmen und zusätzliches Gewinnpotenzial erschließen. Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Die Gesellschaft ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Sie vermarktet große Teile unserer Erzeugungsposition und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2 -Zertifikate ein. Die Funktion von RWE Supply & Trading als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten einzugrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In begrenztem Umfang geht RWE Supply & Trading auch Commodity-Positionen ein, um damit Gewinne zu erzielen. Unser Risikomanagementsystem im Energiehandel ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich die damit verbundenen Risiken innerhalb genehmigter Grenzen bewegen. Richtlinien geben vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und den damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen fortlaufend. Risiken aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Von zentraler Bedeutung für die Risikomessung im Energiehandel ist der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einer gegebenen Zeitspanne nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt ein Konfidenzniveau von 95 % zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das heißt, der VaR stellt den Tagesverlust dar, der mit einer Wahrscheinlichkeit von 95 % nicht überschritten wird. Der VaR für Commodity-Positionen im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading darf höchstens 40 Mio. € betragen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr belief er sich auf durchschnittlich 10 Mio. € (Vorjahr: 17 Mio. €); der höchste Tageswert lag bei 15 Mio. € (Vorjahr: 34 Mio. €). Mitte 2017 haben wir das Management unseres Gasportfolios und unser Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) in einer neuen Organisationseinheit bei der RWE Supply & Trading gebündelt und für diese Aktivitäten eine VaR-Obergrenze von 12 Mio. € festgelegt. Der seit Gründung der Organisationseinheit bis Ende 2017 gemessene durchschnittliche VaR betrug 3 Mio. €. Darüber hinaus gibt es Limite für die einzelnen Handelstische. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken als zu hoch erachten. Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften ein Gesamtrisiko. Dieses ergibt sich für RWE hauptsächlich aus der Stromproduktion. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2018 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Daneben bieten sich Gewinnchancen, weil wir den Einsatz unserer Kraftwerke flexibel an kurzfristige Marktentwicklungen anpassen können. Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise als bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 141 ff. im Anhang. Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel". • Regulatorische und politische Risiken. Die Energieversorgung ist ein langfristiges Geschäft, und wer es betreibt, ist in besonderer Weise auf stabile, verlässliche Rahmenbedingungen angewiesen. Striktere Emissionsobergrenzen für Kraftwerke können zu massiven Ertragsausfällen führen, wenn die Übergangszeiträume zu kurz sind und bestehende Anlagen vorzeitig stillgelegt werden müssen. Ein solches Risiko ergibt sich durch den Ende 2016 verabschiedeten deutschen "Klimaschutzplan 2050" (siehe Geschäftsbericht 2016, Seite 33). Danach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60 % unter das Niveau von 1990 absenken. Wir halten das Ziel für sehr ambitioniert und sehen die Gefahr, dass Kohlekraftwerke früher als geplant vom Netz gehen müssen. In den Niederlanden strebt die neue Regierung einen vollständigen Kohleausstieg bis 2030 an. Außerdem will sie den Kohlendioxid-Ausstoß von Kraftwerken durch Einführung einer CO2 -Steuer verteuern. Maßnahmen wie diese können uns erheblich belasten. Im Dialog mit der Politik weisen wir darauf hin, welche Nachteile ein zu ehrgeiziger Emissionsreduktionspfad haben kann, insbesondere im Hinblick auf die Sicherheit in der Stromversorgung. Risiken sind wir auch in der Kernenergie ausgesetzt, allerdings in wesentlich geringerem Umfang als früher. Im vergangenen Jahr ist ein Gesetz in Kraft getreten, dass die Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern neu aufteilt (siehe Seite 35). Seit die Unternehmen Mitte 2017 den neuen Kernenergiefonds dotiert haben, müssen sie nicht mehr für die Kosten der Zwischen- und Endlagerung haften. Durch einen Vertrag mit der Bundesrepublik Deutschland haben wir dies rechtlich abgesichert. Bei den Entsorgungsaufgaben, für die wir weiterhin operativ und finanziell verantwortlich sind, bestehen allerdings weiterhin Kostenrisiken für uns. Beispielsweise lässt sich nicht ausschließen, dass der Rückbau der Kernkraftwerke teurer wird, als wir in der Planung veranschlagt haben. Geklärt ist nun auch die Frage nach der Rechtmäßigkeit der deutschen Kernbrennstoffsteuer, die im Zeitraum von 2011 bis 2016 erhoben worden war. Das Bundesverfassungsgericht hat die Abgabe im vergangenen Jahr für grundgesetzwidrig und nichtig erklärt, worauf uns der Bund die geleisteten Steuerzahlungen von 1,7 Mrd. € zuzüglich Zinsen rückerstattete (siehe Seite 37). Damit hat sich eine unserer wesentlichen Chancen materialisiert. Allerdings lässt sich nicht ausschließen, dass Kernbrennstoffe erneut besteuert und dabei die Vorgaben für eine Verfassungsmäßigkeit eingehalten werden. Auch innerhalb des bestehenden regulatorischen Rahmens sind wir Risiken ausgesetzt, z. B. bei Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Produktionsanlagen. Dies betrifft vor allem unsere Tagebaue und Kraftwerke. Hier besteht die Gefahr, dass Genehmigungen für Neubauprojekte verspätet oder gar nicht erteilt werden oder dass bereits erteilte Genehmigungen wieder entzogen werden. Je nach Baufortschritt und vertraglichen Verpflichtungen gegenüber Zulieferern kann dies zu großen finanziellen Belastungen führen. Durch sorgfältige Vorbereitung und Begleitung unserer Genehmigungsanträge versuchen wir, dieses Risiko so gering wie möglich zu halten. Unter den regulatorischen und politischen Risiken messen wir denjenigen aus Eingriffen zur Begrenzung und Verteuerung von CO2 -Emissionen die größte Bedeutung bei. Wir ordnen sie - wie schon im Vorjahr - in die Kategorie "hoch" ein. • Rechtliche Risiken. Einzelne Gesellschaften des RWE-Konzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Es werden mitunter auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Unternehmen des RWE-Konzerns an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für mögliche Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir Rückstellungen gebildet. Risiken können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien auch Risiken ab, die zum Veräußerungszeitpunkt noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind beim Verkauf von Gesellschaften und Beteiligungen Standard. Unsere rechtlichen Risiken bewegen sich maximal in der Kategorie "mittel". Gegenüber dem Vorjahr hat sich diesbezüglich keine Veränderung ergeben. • Operative Risiken. RWE betreibt technologisch komplexe und vernetzte Produktionsanlagen. Bei Bau- oder Modernisierungsmaßnahmen können Verzögerungen entstehen und die Kosten unplanmäßig steigen, z. B. infolge von Unfällen, Materialfehlern, verspäteten Zulieferungen oder zeitaufwendigen Genehmigungsverfahren. Dem begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Darüber hinaus prüfen und warten wir regelmäßig unsere Anlagen. Dennoch lässt sich nicht verhindern, dass es vereinzelt zu Ausfällen kommt. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab. Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte besteht das Risiko, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Unternehmen gezahlte Preis rückblickend als zu hoch erweisen. Möglicherweise sind die Rückflüsse aus Investitionen aber auch höher als ursprünglich angenommen. Mithilfe umfassender Analysen versuchen wir, die finanziellen und strategischen Auswirkungen von Transaktionen realitätsnah abzubilden. Außerdem gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse, die einzuhalten sind, wenn Investitionsentscheidungen vorbereitet und umgesetzt werden. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Gleichwohl können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastruktur und bei der Datensicherheit auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere operativen Risiken stufen wir aktuell als "mittel" ein, gegenüber "gering" im Vorjahr. Hintergrund ist, dass wir mit höheren Stromgroßhandelspreisen rechnen als bisher. Bei Kraftwerksausfällen käme es dann zu größeren Margeneinbußen. Unsere Annahmen zur Häufigkeit solcher Vorkommnisse sind aber unverändert. • Finanzwirtschaftliche Risiken. Schwankungen von Marktzinsen sowie Währungs- und Aktienkursen können erheblichen Einfluss auf unsere Finanzlage haben. Große Bedeutung hat für uns der künftige Verlauf des Aktienkurses von innogy. Eine Baisse an den Aktienmärkten oder negative Entwicklungen im Unternehmen könnten dazu führen, dass sich der Marktwert unserer Beteiligung an der Gesellschaft deutlich verringert. Teilweise hat sich dieses Risiko bereits materialisiert: Wegen einer Gewinnwarnung des Managements hat die innogy-Aktie im Dezember 2017 erheblich an Wert verloren. Allerdings sehen wir auch die Chance, dass unsere Tochter das Vertrauen des Kapitalmarktes zurückgewinnt und sich der Aktienkurs wieder erholt. Neben den Anteilen an innogy hält RWE noch weitere Aktien. Bei diesen Papieren betrug der jahresdurchschnittliche VaR für das Kursrisiko 2 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €). Wechselkursrisiken ergeben sich für uns vor allem wegen unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Gesellschaften, die operativ von der RWE AG geführt werden, lassen von ihr auch die Währungsrisiken steuern. Die Konzernmutter aggregiert die Risiken zu einer Nettofinanzposition je Währung und sichert diese nötigenfalls ab. Der VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag 2017 im Durchschnitt bei unter 1 Mio. €. Auch der Vorjahreswert unterschritt diese Marke. Zinsrisiken sind wir in mehrfacher Hinsicht ausgesetzt. Beispielsweise kann ein Anstieg der Marktzinsen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren in unserem Bestand sinken. Dies gilt in erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen belief sich bei der RWE AG auf durchschnittlich 5 Mio. € (Vorjahr: 9 Mio. €). Steigen die Zinsen, dann erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der Jahresdurchschnittswert des CFaR bei der RWE AG belief sich auf 3 Mio. €. Aufgrund der Reorganisation gibt es keinen Jahresdurchschnittswert für das Vorjahr. Das Marktzinsniveau beeinflusst außerdem die Höhe unserer Rückstellungen, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Bei fallenden Marktzinsen erhöhen sich i. d. R. unsere Rückstellungen, und bei steigenden Marktzinsen verringern sie sich. Die Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement. Für Finanzgeschäfte der Konzernunternehmen gibt es Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen, die in Richtlinien verankert sind. Sämtliche Finanzgeschäfte werden mit einer speziellen Software erfasst und von der RWE AG überwacht. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt auch maßgeblich davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 55 erläutert, sehen Moody's und Fitch unsere langfristige Kreditwürdigkeit in der Kategorie "Investment Grade", bei stabilem Ausblick. Allerdings besteht immer die Möglichkeit, dass die Agenturen ihre Einschätzungen ändern und unsere Bonitätsnote senken. Dadurch könnten zusätzliche Kosten anfallen, wenn wir Fremdkapital aufnehmen oder Handelsgeschäfte besichern. Wir ordnen unsere finanzwirtschaftlichen Risiken in die Kategorie "hoch" ein, weil sie nun auch das Kurswertrisiko unserer innogy-Beteiligung umfassen (Vorjahr: "mittel"). • Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Wir verfolgen die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner zeitnah und beurteilen ihre Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner und externer Ratings. Für Transaktionen, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, und für sämtliche Handelsgeschäfte gibt es ein Kreditlimit, das wir vor ihrem Abschluss festlegen und nötigenfalls anpassen, etwa bei Veränderungen der Bonität. Mitunter lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handels- und Finanzbereich täglich. Bei außerbörslichen Handelsgeschäften vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Außerdem greifen wir auf Rahmenverträge zurück, z. B. den der European Federation of Energy Traders (EFET). Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Unsere Risiken aus der Bonität von Geschäftspartnern gehen nach wie vor nicht über die Kategorie "mittel" hinaus. •Sonstige Risiken. Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken und Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen von Beschäftigten des Konzerns. Ferner zählt dazu die Möglichkeit, dass geplante Desinvestitionen nicht zustande kommen, etwa wegen regulatorischer Hürden oder zu niedriger Preisgebote. Die sonstigen Risiken halten wir für gering. Inklusive innogy hatten wir sie im Vorjahr noch als "mittel" eingestuft. Risikolage bei innogy. Die Entwicklung des Marktwertes unserer 76,8 %o-Beteiligung an innogy wird maßgeblich durch die Einzelrisiken unserer Tochter beeinflusst. Im Folgenden skizzieren wir einige dieser Risiken. Ausführliche Informationen zu diesem Thema finden Sie im aktuellen Geschäftsbericht von innogy. ― Die Ertragslage im Geschäft mit den erneuerbaren Energien hängt in hohem Maße von den staatlichen Fördersystemen ab. Hier besteht das Risiko, dass sich die erzielbaren Vergütungen verringern und neue Projekte nicht mehr attraktiv genug sind. Investitionsvorhaben müssen dann möglicherweise abgebrochen werden. Bei bestehenden Erzeugungseinheiten lässt sich nicht gänzlich ausschließen, dass die Förderung nachträglich gekürzt wird. Soweit die Erlöse dieser Anlagen von den Stromgroßhandelspreisen mitbestimmt werden, unterliegen sie auch dem Risiko ungünstiger Marktentwicklungen. Dies betrifft insbesondere Windparks, deren Förderung ausgelaufen ist. Bei Eintreten solcher Risiken ist es möglich, dass Anlagen außerplanmäßig abgeschrieben oder unter Buchwert veräußert werden. Allerdings könnten sie bei steigenden Stromgroßhandelspreisen auch unerwartet hohe Renditen erwirtschaften. ― Im Netzgeschäft ergeben sich Risiken vor allem aus den turnusgemäßen Anpassungen des regulatorischen Rahmens. In Deutschland hat am 1. Januar 2018 die neue fünfjährige Regulierungsperiode für Gasnetzbetreiber begonnen; für Stromnetzbetreiber wird dies am 1. Januar 2019 der Fall sein. Wichtige Entscheidungen der Regulierungsbehörden für diese Zeiträume stehen noch aus. Beispielsweise müssen für die Netzgesellschaften von innogy noch die Kostenprüfungen abgeschlossen und die maximal zulässigen Erlöse festgelegt werden. Ein Risiko liegt darin, dass die Regulierungsbehörden niedrige Erlösobergrenzen ansetzen und von den Unternehmen hohe Kosteneinsparungen verlangen. Ebenso besteht aber auch die Chance, dass den Netzbetreibern günstige Konditionen eingeräumt werden. Im Gasspeichergeschäft, das dem Bereich "Netz & Infrastruktur" zugeordnet ist, hängen die erzielbaren Margen u. a. von saisonalen Unterschieden beim Gaspreis ab. Sind die Unterschiede groß, lassen sich hohe Erträge erzielen. Dagegen können rückläufige Preisdifferenzen zu Ergebniseinbußen und außerplanmäßigen Abschreibungen führen. ― Im Vertriebsgeschäft ist innogy hohem Konkurrenzdruck ausgesetzt. Bei intensivem Wettbewerb führen Kostennachteile oder Schwächen im Marktauftritt schnell zu Margeneinbußen und Kundenverlusten. In all ihren Vertriebsmärkten begegnet innogy dem Risiko von Absatz- und Margeneinbußen mit Kundenbindungsmaßnahmen, einer differenzierten Preispolitik und hoher Servicequalität. Den sich wandelnden Kundenbedürfnissen trägt unsere Tochter Rechnung, indem sie ihre Angebotspalette um innovative Produkte ergänzt. Neben der Wettbewerbssituation können auch regulatorische Eingriffe die Ertragslage im Vertrieb belasten. Ein Beispiel dafür ist die Deckelung von Privatkundentarifen in Großbritannien. Wie auf Seite 36 erläutert, erhalten Haushalte mit Vorausbezahlungstarifen einen befristeten Preisschutz. Gleiches gilt für einkommensschwache Kunden, denen bereits eine Vergünstigung im Rahmen des "Warm Home Discount" gewährt wird. Nach Plänen der Regierung sollen künftig alle Kunden mit Standardtarif-Verträgen von Preisobergrenzen profitieren. Die Margen im britischen Energievertrieb würden sich dann wohl weiter verschlechtern. Angesichts des schwierigen Marktumfelds in Großbritannien haben innogy und SSE vereinbart, ihre dortigen Vertriebsaktivitäten durch Bündelung in einer neuen, börsennotierten Gesellschaft zu stärken (siehe Seite 38). ― Bereichsübergreifende Risiken und Chancen ergeben sich bei innogy u. a. im Zusammenhang mit der Investitionstätigkeit. Unsere Tochter will den Strukturwandel im Energiesektor vorantreiben und Wachstumschancen nutzen. Dementsprechend hoch ist ihr Mitteleinsatz für die Modernisierung der Netze, den Ausbau der erneuerbaren Energien und die Entwicklung innovativer Vertriebsangebote. Bei Investitionen in Sach- und Finanzanlagen besteht die Möglichkeit, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Der Preis für akquirierte Unternehmen kann sich im Nachhinein als zu hoch erweisen. Umgekehrt können die Investitionen aber auch wirtschaftlicher sein als zunächst angenommen. Risiken sieht innogy auch im Hinblick auf die IT-Sicherheit. Wegen der fortschreitenden Digitalisierung, einer immer stärkeren Vernetzung von Geräten über das Internet und einer zunehmenden Komplexität der Soft- und Hardware ist das Schadenspotenzial von Hackerangriffen gestiegen. innogy hat umfangreiche technische und organisatorische Maßnahmen getroffen, um sich gegen solche Gefahren zu schützen. Ein weiteres bereichsübergreifendes Risiko ergibt sich aus Zinsveränderungen. Aufgrund der expansiven Geldpolitik führender Notenbanken bewegen sich die Marktzinsen zurzeit auf niedrigem Niveau. Sollten sie weiter fallen, müssten die Pensionsrückstellungen gegebenenfalls nach oben angepasst werden. Ein Zinsanstieg würde i. d. R. zu einem Rückgang der Pensionsrückstellungen führen, hätte allerdings auch den Nachteil, dass sich die Refinanzierung verteuert. innogy beobachtet diese und weitere Risiken kontinuierlich und ergreift nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen. Gefahren für seinen Fortbestand sieht das Unternehmen derzeit nicht. Risiko- und Chancensituation von RWE: Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, wird die Risikolage von RWE maßgeblich von der Entwicklung der wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie des Marktwertes unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy geprägt. Regulatorische Risiken ergeben sich u. a. aus dem Ende 2016 verabschiedeten deutschen Klimaschutzplan, der im laufenden Jahr konkretisiert werden soll. Wir sehen die Gefahr, neben den Anlagen in der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft weitere Kohlekraftwerke vorzeitig stilllegen zu müssen. In den Niederlanden könnten ebenfalls hohe Belastungen auf uns zukommen, sollten die aktuellen Regierungspläne zum Kohleausstieg umgesetzt werden. Dagegen hat sich die Risikolage in der Kernenergie entschärft. Per Gesetz ist nun geregelt, wie die Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern aufgeteilt wird. Auch die Rechtsunsicherheit im Zusammenhang mit der Kernbrennstoffsteuer besteht nicht mehr. Dadurch, dass das Bundesverfassungsgericht die Abgabe für nichtig erklärt hat und uns die gezahlten Steuern rückerstattet wurden, hat sich eine wesentliche Chance materialisiert. Erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage haben die Marktbedingungen in der Stromerzeugung. Die deutschen Stromgroßhandelspreise scheinen die Talsohle durchschritten zu haben. Sie liegen heute deutlich über dem Rekordtief zu Beginn des Jahres 2016. Maßgeblichen Anteil daran hat die Tatsache, dass sich die Weltmarktpreise für Steinkohle erholt haben. Sollten sich diese Trends wieder umkehren und die Strompreise erneut stark nachgeben, sind erhebliche Ertragseinbußen zu erwarten, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und zusätzlichen Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Strompreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Eine solche Entwicklung kann in Deutschland auch dann eintreten, wenn der Kernenergieausstieg und weitere Kraftwerksschließungen dazu führen, dass die zuverlässig verfügbaren Erzeugungskapazitäten knapper werden. Angesichts des regulatorischen Drucks und der Marktrisiken im Energiesektor müssen Versorger wie RWE darauf achten, dass sie krisenfest aufgestellt sind. Mit ehrgeizigen Effizienzsteigerungsprogrammen, strikter Investitionsdisziplin und dem Börsengang von innogy haben wir den Konzern auf ein solides finanzielles Fundament gestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, gewährleisten wir, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Wir haben einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und großen finanziellen Spielraum durch unser Commercial-Paper-Programm und die ungenutzte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und den beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten zu können. Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach §§ 289 Abs. 4 und 315 Abs. 4 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, mögliche Fehler zu erkennen, die sich aus der Nichteinhaltung von Rechnungslegungsvorschriften ergeben. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie die konzernweit geltenden Richtlinien des Unternehmens. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Mit einem wirksamen IKS kann das Risiko gravierender Falschdarstellungen verringert werden; ganz eliminieren lässt es sich nicht. auf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder dieses Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Jedes Jahr unterziehen wir das IKS einer umfassenden Prüfung. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Beziehen sich die IKS-Prüfungen auf rechnungslegungsbezogene Prozesse, z. B. den Eingang und die Bearbeitung von Rechnungen in unserem Dienstleistungszentrum in Krakau, die Aufstellung von Einzelabschlüssen oder die Konsolidierung, werden sie von Mitarbeitern aus dem Rechnungswesen durchgeführt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT bescheinigen die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Darüber hinaus sind die Interne Revision und externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften in die IKS-Prüfung eingebunden. Die Ergebnisse der Untersuchungen werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei der Überprüfung, die wir 2017 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Unsere IKS-Prüfungen beziehen sich auf den RWE-Konzern ohne die innogy SE und ihre Tochtergesellschaften. Allerdings wenden diese den oben beschriebenen Prozess analog an. Die dabei erzielten Ergebnisse fließen in die Einschätzung des IKS der RWE AG ein. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht dazu vor. 1.13 PROGNOSEBERICHT Obwohl der Preisverfall im deutschen Stromgroßhandel Anfang 2016 zum Stoppen kam, spüren wir auch 2018 noch seine Folgen. Die Margen unserer Kraftwerke, die wir bei Terminverkäufen für 2018 realisiert haben, lagen unter denen des Vorjahres. Der RWE-Konzern wird daher 2018 wohl nicht an das operative Ergebnis des Vorjahres anknüpfen können. Beim bereinigten EBITDA erwarten wir einen Wert zwischen 4,9 und 5,2 Mrd. € und beim bereinigten Nettoergebnis zwischen 0,7 und 1,0 Mrd. €. Im laufenden Jahr werden wir weiterhin von unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm profitieren. Auch unsere Teilnahme am britischen Kapazitätsmarkt wird sich zunehmend positiv auf die Ertragslage auswirken. Experten rechnen mit anhaltend guter Konjunktur. Nach ersten Prognosen für 2018 wird das Wirtschaftswachstum weltweit rund 3% betragen und damit etwa so hoch sein wie im vergangenen Jahr. Im Euroraum dürfte es mit etwa 2 % ebenfalls stabil bleiben. Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Wachstum von 2,2 %o. Die niederländische Wirtschaft wird voraussichtlich wieder stärker expandieren als die der Eurozone und die belgische etwas weniger. Für Großbritannien erwarten Experten ein Plus von 1,5 %. Auch in den wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten des RWE-Konzerns dürfte sich das konjunkturelle Gesamtbild gegenüber 2017 kaum verändern: Polen, Tschechien, Ungarn und die Slowakei werden mit Wachstumsraten von 3% bis 4 % wohl weiterhin deutlich über dem europäischen Durchschnitt liegen. Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2017. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen 2018 auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen werden als im relativ milden Vorjahr. Unter diesen Voraussetzungen rechnen wir für Deutschland, die Niederlande und Großbritannien mit einer stabilen bis leicht steigenden Stromnachfrage. Den Impulsen, die vom Wirtschaftswachstum und einer möglicherweise kühleren Witterung ausgehen, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. In Polen, Ungarn und der Slowakei dürfte der Stromverbrauch - ähnlich wie 2017 - um 2 % bis 3 % ansteigen. Beim Gas erwarten wir einen allgemeinen Verbrauchsanstieg. Das ergibt sich aus der Annahme einer Normalisierung der Temperaturen und eines dementsprechend höheren Heizwärmebedarfs. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor Impulse aus, falls sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke weiter verbessern. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen. Stromproduktion für 2018 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft. Die Großhandelspreise für Strom und wichtige Energierohstoffe haben in den beiden vergangenen Jahren nach längerer Talfahrt wieder angezogen. Ihre weitere Entwicklung hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer Faktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2018 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der unter dem Vorjahresdurchschnitt von 31 €/MWh liegt. Bereinigtes EBITDA 2018: Bandbreite von 4,9 bis 5,2 Mrd. € erwartet. Wir erwarten, dass die operative Ertragslage des RWE-Konzerns im laufenden Geschäftsjahr schwächer sein wird als 2017. Beim bereinigten EBITDA prognostizieren wir einen Wert im Bereich von 4,9 bis 5,2 Mrd. €. Damit würden wir deutlich hinter dem Vorjahreswert zurückbleiben. Wesentliche Ursachen dafür sind niedrigere Kraftwerksmargen, geringere Erträge aus Sondersachverhalten und erhöhte Anlaufkosten für Wachstumsprojekte von innogy. Bei relativ stabilen betrieblichen Abschreibungen dürfte sich auch das bereinigte EBIT deutlich verringern. Das bereinigte Nettoergebnis wird voraussichtlich auf 0,7 bis 1,0 Mrd. € zurückgehen. Vom Nettoergebnis gemäß International Financial Reporting Standards unterscheidet es sich dadurch, dass das von Sondersachverhalten geprägte neutrale Ergebnis und weitere wesentliche Einmaleffekte inklusive der darauf entfallenden Steuern herausgerechnet werden. scroll Ergebnisausblick für 2018 in Mio. € Ist 2017 Prognose 2017 Bereinigtes EBITDA 5.756 4.900 - 5.200 Davon: Braunkohle & Kernenergie 671 350 - 450 Europäische Stromerzeugung 463 300 - 400 Energiehandel 271 100 - 300 innogy 4.331 4.100 - 4.200 Bereinigtes Nettoergebnis 1.232 700 - 1.000 Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung: ― Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA dürfte sich hier auf 350 bis 450 Mio. € verringern. Wie schon erwähnt, haben wir unsere diesjährige Stromerzeugung bereits größtenteils am Markt platziert. Die dabei erzielten Margen sind insgesamt niedriger als die für 2017. Hinzu kommt, dass das Kernkraftwerk Gundremmingen B nicht mehr zum Ergebnis beitragen wird, weil wir es Ende 2017 stilllegen mussten. Allerdings sind wir zuversichtlich, von weiteren effizienzverbessernden Maßnahmen profitieren zu können. ― Europäische Stromerzeugung: Das bereinigte EBITDA des Segments wird voraussichtlich 300 bis 400 Mio. € betragen. Damit läge es unter dem Vorjahreswert, der durch Einmalerträge aus Grundstücksverkäufen begünstigt war. Der Ergebnisbeitrag aus der kommerziellen Optimierung unseres Kraftwerkseinsatzes wird wohl nicht an das hohe Niveau von 2017 heranreichen. Außerdem erwarten wir rückläufige Margen aus Stromterminverkäufen. Erhöhen werden sich dagegen die Prämien, die wir für die Teilnahme am britischen Kapazitätsmarkt erhalten. ― Energiehandel: Wir gehen davon aus, in diesem Segment auf lange Sicht ein jahresdurchschnittliches bereinigtes EBITDA in der Größenordnung von 200 Mio. € erzielen zu können. Für 2018 veranschlagen wir einen Korridor von 100 bis 300 Mio. €. Dabei unterstellen wir eine Handelsperformance auf Normalniveau. Das Ergebnis im Gasgeschäft wird aller Voraussicht nach unter dem überdurchschnittlichen Vorjahreswert liegen. ― innogy: Unsere Tochter erwartet ein bereinigtes EBITDA von 4,1 bis 4,2 Mrd. €. Das ist etwas weniger als 2017. Im Vertriebsgeschäft wird sich das Ergebnis wohl deutlich verringern, u. a. wegen steigender Vorlaufkosten für Zukunftsprojekte. Außerdem wird es wohl geringere Sondererträge geben als 2017. Letzteres gilt auch für den Bereich Netz & Infrastruktur, der voraussichtlich etwas unter Vorjahr abschließen wird. Sollten sich die Durchleitungsmengen im tschechischen Gasverteilnetz nach dem positiven Witterungseffekt von 2017 wieder auf Normalniveau bewegen, könnte dies zum Ergebnisrückgang beitragen. Im Bereich der erneuerbaren Energien erwartet innogy eine stabile Ertragslage. Positiv wird sich die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten auswirken. Bei durchschnittlichen Wetterverhältnissen dürfte sich zudem die Auslastung der Windkraftanlagen und Laufwasserkraftwerke verbessern. Dem stehen höhere Kosten für die Entwicklung neuer Projekte gegenüber. Im Übrigen war das Vorjahresergebnis noch durch den Ertrag aus der Neubewertung des Windkraftprojekts Triton Knoll begünstigt. Investitionsplanung unter Vorbehalt von Gegenfinanzierungsmaßnahmen. Der Großteil der Investitionen im RWE-Konzern wird von innogy getätigt. Unsere Tochter plant für 2018 Nettoinvestitionen in einer Größenordnung von 2,5 Mrd. €. Soweit die Bruttoinvestitionen über diesen Betrag hinausgehen, sollen sie durch Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen finanziert werden. Ausgabenschwerpunkte sind weiterhin die Instandhaltung und Modernisierung der Verteilnetze sowie der Ausbau der erneuerbaren Energien. In der konventionellen Stromerzeugung planen wir Sachanlageinvestitionen von rund 400 Mio. €, die in erster Linie der Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauen dienen. Ein Teil der Mittel ist auch für kleinere Wachstumsprojekte bestimmt, z. B. die Umrüstung unserer niederländischen Steinkohlekraftwerke für die Mitverbrennung von Biomasse. Nettoschulden voraussichtlich über Vorjahresniveau. Unsere Nettoschulden werden sich im laufenden Geschäftsjahr voraussichtlich moderat erhöhen. Ein wesentlicher Grund dafür sind die Ausschüttungen an RWE-Aktionäre und an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften. Unsere Prognose zu den Nettoschulden basiert auf der Annahme, dass das Marktzinsniveau stabil bleibt - und damit auch die Abzinsungsfaktoren, die wir bei der Ermittlung der Rückstellungen zugrunde legen. Prognose für den RWE-Konzern mit innogy als reiner Finanzbeteiligung. Für Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft. Nähere Angaben dazu, wie diese Zahlen berechnet werden, finden Sie auf Seite 60. Das so ermittelte bereinigte EBITDA dürfte 2018 bei 1,4 bis 1,7 Mrd. € liegen (Vorjahr: 2,1 Mrd. €). Für das bereinigte Nettoergebnis ergibt sich ein Prognosewert von 0,5 bis 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €). Bei den Nettoschulden erwarten wir einen moderaten Anstieg (Vorjahr: 4,5 Mrd. €). Zukunftsbezogene Aussagen. Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. Verweise. Inhalte von Internetseiten oder Publikationen, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Davon ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. BERICHT DES AUFSICHTSRATS "Nach der Reorganisation von 2016 galt es im vergangenen Jahr, die neue Konzernstruktur mit Leben zu füllen und das Profil von RWE und innogy zu schärfen. Das ist hervorragend gelungen." Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, sehr geehrte Damen und Herren, 2017 war das erste volle Geschäftsjahr für den RWE-Konzern in seiner neuen Organisationsstruktur: Während sich die RWE-Tochter innogy auf die erneuerbaren Energien, die Netze und den Vertrieb konzentrierte, lag der Fokus der Muttergesellschaft auf der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel. Für die RWE AG ist das vergangene Jahr sehr erfreulich verlaufen. Begonnen hatte es damit, dass das Unternehmen seine Strategie weiterentwickelte. Mit dem Motto "Zukunft. Sicher. Machen." hat die RWE AG ihr Geschäftsmodell treffend zusammengefasst. Sie sieht sich als Garant für eine zuverlässige Stromversorgung. Tatsächlich kommt dieser Aspekt in energiewirtschaftlichen Debatten immer noch zu kurz; aber er wird an Bedeutung gewinnen: Versorgungssicherheit ist ein Produkt mit Zukunft - und wer ein solches Produkt anbietet, hat selber Zukunft. Zu den positiven Entwicklungen des vergangenen Jahres zählte, dass sich die Terminpreise im deutschen Stromgroßhandel weiter erholt haben. Die langfristigen Ergebnisperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung sind dadurch günstiger geworden, trotz fortbestehender energiepolitischer Unwägbarkeiten. Verbessert hat sich auch die Finanzlage von RWE. Maßgeblich dafür war, dass der Bund dem Unternehmen die in Vorjahren gezahlte Kernbrennstoffsteuer rückerstatten musste. Auch operative Faktoren spielten eine Rolle, z. B. fortgesetzte Kostensenkungen und ein wiedererstarktes Handelsgeschäft. Sie trugen wesentlich dazu bei, dass der Konzern seine Gewinnziele erreicht und teilweise sogar übererfüllt hat. Abgerundet wird die positive Gesamtbilanz durch eine erfreuliche Aktienkursentwicklung: 2017 zählten die RWE-Stämme zu den besten Performern im DAX. Lassen Sie mich nun auf unsere Aufsichtsratsarbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr eingehen. Auch 2017 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und sein Handeln aufmerksam überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand informierte uns mündlich und schriftlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung, die Ertragslage, die Risiken und deren Management. Er tat dies regelmäßig, umfassend und zeitnah. Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit auch außerhalb unserer Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst, gegebenenfalls auch im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern. Im vergangenen Jahr traf sich der Aufsichtsrat zu fünf ordentlichen Sitzungen. Die Vertreter der Anteilseigner- und Arbeitnehmerseite im Aufsichtsrat berieten die Tagesordnungspunkte der Plenumssitzungen in separaten Vorbesprechungen. Die nachfolgende Tabelle zeigt die Präsenz der Gremienmitglieder in den Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse: scroll Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 20171 Aufsichtsrat Präsidium Prüfungsausschuss Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 5/5 1/1 5/62 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 5/5 1/1 Reiner Böhle 2/5 Sandra Bossemeyer 5/5 1/1 Ute Gerbaulet (seit 27. April) 3/3 Reinhold Gispert (seit 27. April) 3/3 3/3 Arno Hahn (bis 27. April) 2/2 3/3 Andreas Henrich 4/5 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 4/5 1/1 Dr. h. c. Monika Kircher 4/5 Martina Koederitz (bis 27. April) 0/2 Monika Krebber 5/5 1/1 Harald Louis 5/5 Dagmar Mühlenfeld 5/5 1/1 Peter Ottmann 5/5 Günther Schartz 5/5 Dr. Erhard Schipporeit 5/5 6/6 Dr. Wolfgang Schüssel 5/5 1/1 6/6 Ullrich Sierau 5/5 5/6 Ralf Sikorski 5/5 6/6 Marion Weckes 5/5 5/6 Leonhard Zubrowski 5/5 1/1 scroll Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 20171 Personalausschuss Nominierungsausschuss Strategieausschuss Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 4/4 1/1 2/2 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 4/4 2/2 Reiner Böhle 1/4 Sandra Bossemeyer Ute Gerbaulet (seit 27. April) Reinhold Gispert (seit 27. April) 1/1 Arno Hahn (bis 27. April) 1/1 Andreas Henrich Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 1/1 2/2 Dr. h. c. Monika Kircher Martina Koederitz (bis 27. April) Monika Krebber Harald Louis 4/4 Dagmar Mühlenfeld Peter Ottmann 4/4 1/1 Günther Schartz 2/2 Dr. Erhard Schipporeit Dr. Wolfgang Schüssel 4/4 Ullrich Sierau Ralf Sikorski 2/2 Marion Weckes Leonhard Zubrowski 1 Die Präsenz wird angegeben als Anzahl der Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat, im Verhältnis zur Gesamtzahl der Sitzungen während der Mitgliedschaft im jeweiligen Gremium. Von den Ausschüssen sind nur diejenigen aufgeführt, die im Berichtsjahr getagt haben. 2 Werner Brandt war 2017 nicht mehr Mitglied im Prüfungsausschuss, hat aber als Gast an Sitzungen des Ausschusses teilgenommen. Themenschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen. In allen fünf Sitzungen haben wir uns vom Vorstand über die finanzielle Lage von RWE sowie über wesentliche politische und wirtschaftliche Entwicklungen im Umfeld des Unternehmens informieren lassen und standen ihm beratend zur Seite. Lassen Sie mich im Folgenden näher auf die inhaltlichen Schwerpunkte unserer Sitzungen eingehen: ― In unserer ersten Sitzung am 8. März 2017 widmeten wir uns der künftigen strategischen Ausrichtung der RWE AG in dem von ihr verantworteten operativen Geschäft. Der Vorstand hat uns eingehend darüber informiert und uns das neue Motto des Unternehmens "Zukunft. Sicher. Machen." vorgestellt. Weitere Gegenstände der Beratungen waren der Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 2016, die Tagesordnung der Hauptversammlung vom 27. April 2017 und die Beauftragung des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2017. ― In der zweiten Sitzung, die am Tag der Hauptversammlung stattfand, berichtete der Vorstand über energiepolitische Themen, z. B. die neuen EU-Grenzwerte für Stickoxid- und Quecksilberemissionen von Kraftwerken und das deutsche Netzentgeltmodernisierungsgesetz. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie auf Seite 34 f. Umfassend informiert wurden wir auch über die Entwicklung wirtschaftlicher Rahmendaten, etwa der Stromgroßhandelspreise, und über die Sicht des Kapitalmarktes auf das Unternehmen und dessen Strategie. ― Aktuelle Entwicklungen auf dem Gebiet der Kernenergie bildeten den Schwerpunkt unserer dritten Sitzung am 23. Juni 2017. Ausführlich befassten wir uns mit dem Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung, das eine Woche zuvor in Kraft getreten war. Ebenfalls auf der Tagesordnung stand der aus Anlass dieses Gesetzes geschlossene öffentlich-rechtliche Vertrag zwischen RWE und der Bundesrepublik Deutschland, der den Übergang der Haftung für die Zwischen- und Endlagerkosten auf den Bund rechtlich absichert. In diesem Zusammenhang haben wir uns auch mit Vorschlägen des Vorstands für eine Reorganisation der Kernenergiesparte von RWE befasst und ihn damit beauftragt, das vorgestellte Konzept umzusetzen. Ein weiteres Thema war die Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer grundgesetzwidrig und nichtig war; dabei berieten wir den Vorstand hinsichtlich der Verwendung der rückerstatteten Steuern. ― In der vierten Sitzung am 22. September 2017 widmeten wir uns der nichtfinanziellen Berichterstattung, zu der deutsche kapitalmarktorientierte Unternehmen mit mehr als 500 Beschäftigten erstmals für nach dem 31. Dezember 2016 beginnende Geschäftsjahre gesetzlich verpflichtet sind. Wir haben uns intensiv mit den neuen rechtlichen Anforderungen auseinandergesetzt, die Inhalte des nichtfinanziellen Berichts von RWE festgelegt und den Beschluss gefasst, dass wir den Bericht einem externen Prüfer vorlegen werden. Ein wichtiges Thema waren auch die Bedingungen in den Steinkohleminen Kolumbiens und das Engagement von RWE im Rahmen der internationalen Initiative Bettercoal zur Verbesserung der Förderbedingungen vor Ort. In der Sitzung widmeten wir uns auch den neuen Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), die am 24. April 2017 im Bundesanzeiger bekannt gemacht worden waren. Die zusätzlichen Anforderungen hat RWE im Wesentlichen schon in der Vergangenheit erfüllt; die Kodexänderungen haben uns gleichwohl dazu veranlasst, unsere Geschäftsordnung um eine Regelung zur Investorenkommunikation durch den Aufsichtsratsvorsitzenden zu ergänzen. Außerdem haben wir das Anforderungs- und Kompetenzprofil für Aufsichtsratsmitglieder weiterentwickelt und dabei u. a. festgeschrieben, dass mindestens sechs Vertreter der Anteilseignerseite das Kriterium der Unabhängigkeit erfüllen müssen. Nähere Informationen dazu finden Sie in unserem aktuellen Corporate-Governance-Bericht, der im Internet unter www.rwe.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. An gleicher Stelle finden Sie auch die Entsprechenserklärung, die Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG am 14. Dezember 2017 abgegeben haben. RWE hat allen Empfehlungen des Kodex - auch in seiner 2017 geänderten Fassung - vollumfänglich entsprochen. ― Eine Empfehlung des DCGK lautet, dass der Aufsichtsrat regelmäßig die Effizienz seiner Tätigkeit überprüfen soll. Im vierten Quartal 2017 haben wir eine solche Prüfung vorgenommen. Ihre Ergebnisse waren Gegenstand unserer fünften Sitzung am 14. Dezember 2017. Die Prüfung bestätigte, dass wir sehr konstruktiv und vertrauensvoll zusammenarbeiten. Sie zeigte jedoch auch Ansatzpunkte für Verbesserungen auf, über deren Umsetzung wir ausführlich beraten haben. Ein weiterer Themenschwerpunkt der Sitzung war die Planung des Vorstands für 2018 und sein Ausblick auf die beiden folgenden Geschäftsjahre. Die Vorstandsmitglieder standen uns dazu Rede und Antwort und konnten wichtige Aspekte plausibel erläutern. Nach eingehender Prüfung haben wir die Unternehmensplanung verabschiedet. Ausschüsse des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat hatte im vergangenen Jahr sechs ständige Ausschüsse und den projektbezogenen Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft", der Ende 2015 gegründet worden war, um die Platzierung von innogy-Aktien am Kapitalmarkt zu begleiten. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Mithin nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, sofern ihnen diese vom Aufsichtsrat übertragen worden sind. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig informiert. Im Berichtsjahr fanden insgesamt 14 Ausschusssitzungen statt, auf die ich nun näher eingehen möchte. Die individuelle Sitzungspräsenz können Sie der Tabelle auf Seite 9 entnehmen. ― Das Präsidium tagte einmal. Seine Mitglieder haben sich intensiv mit der Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2018 und dem Ausblick auf die Jahre 2019 und 2020 auseinandergesetzt und die Verabschiedung durch den Aufsichtsrat vorbereitet. ― Der Prüfungsausschuss trat sechsmal zusammen. Er befasste sich intensiv mit den Zwischen- und Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie dem zusammengefassten Lagebericht. Die Abschlüsse erörterte er vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand. Der Abschlussprüfer nahm an diesen Gesprächen teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht. Der Ausschuss hatte dabei stets die Qualität der Abschlussprüfung im Blick. Er gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung zur Wahl des Abschlussprüfers durch die Hauptversammlung für das Geschäftsjahr 2017. Außerdem bereitete er die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor und legte die Prüfungsschwerpunkte für das Geschäftsjahr 2017 fest. Turnusgemäß ließ er sich über die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems berichten. Dabei wurden keine Tatsachen bekannt, die an der Wirksamkeit des Kontrollsystems zweifeln lassen. Darüber hinaus befasste sich der Ausschuss mit der Planung und den Ergebnissen der internen Revision sowie mit Compliance-Fragen. In diesem Zusammenhang hat er auch über die geänderten gesetzlichen Anforderungen an die nichtfinanzielle Berichterstattung von Unternehmen beraten und die Beschlussfassung im Aufsichtsrat zu diesem Thema vorbereitet. Auch Neuerungen bei den International Financial Reporting Standards (IFRS) standen auf der Agenda. Regelmäßig ließ sich der Ausschuss über die Stichprobenprüfung informieren, die die Deutsche Prüfstelle für Rechnungslegung (DPR) beim Jahres- und beim Konzernabschluss der RWE AG zum 31. Dezember 2016 vornahm. Die DPR hat dabei keine Fehler festgestellt. Daneben beschäftigte sich der Ausschuss mit der Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), dem Datenschutz, der Cyber Security sowie rechtlichen und steuerlichen Fragen. Bei Bedarf wurden Fachexperten aus dem Unternehmen hinzugezogen. ― Im Berichtsjahr fanden vier Sitzungen des Personalausschusses statt, in denen Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vorbereitet wurden. Beraten wurde u. a. auch darüber, in welcher Höhe dem Vorstand Tantiemen und aktienbasierte Vergütungen gewährt werden. ― Die Mitglieder des Nominierungsausschusses hielten eine Sitzung ab, in der sie sich mit den Kandidatenvorschlägen für die Nachwahl von Aufsichtsratsmitgliedern auf der Hauptversammlung am 27. April 2017 befassten. ― Der Strategieausschuss traf sich zweimal. Anfang 2017 begleitete er die Arbeiten der Unternehmensleitung an der Weiterentwicklung der Strategie, deren Ergebnisse dem Aufsichtsrat in seiner Märzsitzung vorgelegt wurden. In seiner zweiten Sitzung zum Jahresende ließ sich der Ausschuss vom Vorstand über die Umsetzung der neuen strategischen Ausrichtung informieren. ― Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste 2017 nicht einberufen werden. ― Auch der bereits erwähnte Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" tagte im vergangenen Jahr nicht. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind per Gesetz und nach dem DCGK dazu angehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2017 lagen keine solchen Mitteilungen vor. Jahresabschluss 2017. Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2017 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach IFRS aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 27. April 2017 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte für das Jahr 2017 rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 7. März 2018 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Wirtschaftsprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 6. März 2018 im Beisein der Wirtschaftsprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst und dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. In der Sitzung vom 7. März 2018 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern, den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2017 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende in Höhe von 1,50 € je dividendenberechtigte Stückaktie vorsieht. Der Betrag besteht aus zwei Komponenten: der regulären Dividende in Höhe von 0,50 € und einer einmaligen Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir die RWE-Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund beteiligen wollen. Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand. Im Berichtsjahr haben wir Martina Koederitz und Arno Hahn aus dem Aufsichtsrat verabschiedet. Beide haben ihr Amt mit Wirkung zum Ablauf der Hauptversammlung am 27. April 2017 niedergelegt. Für Arno Hahn, der die Arbeitnehmerseite repräsentierte, bestellte das Amtsgericht Essen Reinhold Gispert neu in den Aufsichtsrat. Anstelle von Martina Koederitz, die Vertreterin der Anteilseigner war, hat die Hauptversammlung Ute Gerbaulet in das Gremium berufen. Eine weitere Personalie betraf Dr. Monika Kircher, die im Oktober 2016 gerichtlich in den Aufsichtsrat bestellt worden war. Diese Bestellung wurde durch einen Hauptversammlungsbeschluss ersetzt. Eine Personalveränderung gab es auch im Vorstand der RWE AG: Uwe Tigges, zuständig für das Personalressort und zugleich Arbeitsdirektor, hat sein Amt als Vorstandsmitglied mit Ablauf des 30. April 2017 niedergelegt. Die Verantwortung für das Personalressort hat der Vorstandsvorsitzende Dr. Rolf Martin Schmitz übernommen. Der Aufsichtsrat bestellte Rolf Martin Schmitz mit Wirkung ab 1. Mai 2017 zum neuen Arbeitsdirektor. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich Martina Koederitz, Arno Hahn und Uwe Tigges für ihren Einsatz zum Wohle des Unternehmens und wünsche ihnen alles Gute für ihren weiteren beruflichen Weg. Ein gutes Geschäftsjahr - dank der Mitarbeiter. Nachdem ich ausführlich über unsere Arbeit berichtet habe, möchte ich nun den Blick auf die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von RWE richten, die sich auch 2017 motiviert und kompetent für den wirtschaftlichen Erfolg ihres Unternehmens eingesetzt haben. Ihnen allen möchte ich - auch im Namen meiner Kollegen -herzlich dafür danken. Nach der Reorganisation von 2016 galt es im vergangenen Jahr, die neue Konzernstruktur mit Leben zu füllen und das Profil von RWE und innogy zu schärfen. Das ist hervorragend gelungen. Dank der rund 60.000 Beschäftigten im Konzern können wir nicht nur auf ein gutes Jahr 2017 zurückblicken, sondern auch mit Zuversicht nach vorne schauen. Essen, 7. März 2018 Für den Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt, Vorsitzender RWE AM KAPITALMARKT Beflügelt von der expansiven Geldpolitik führender Zentralbanken und einer robusten Konjunktur legte der DAX im Laufe des vergangenen Jahres um 13 % zu. Zeitweise notierte er deutlich über der 13.000-Punkte-Marke und damit so hoch wie nie zuvor. Bei den RWE-Aktien fiel die Jahresbilanz noch positiver aus: Unsere Stämme schlossen mit einem Plus von 44 % Ihre Kursentwicklung zeigte, dass der Kapitalmarkt seit dem erfolgreichen Börsengang von innogy wieder mehr Vertrauen in die finanzielle Stärke von RWE hat. Positiv aufgenommen wurde auch, dass uns der Bund die in Vorjahren gezahlte Kernbrennstoffsteuer rückerstattete und dass sich die Preiserholung im deutschen Stromgroßhandel fortsetzte. Performance der RWE-Stammaktie und des deutschen Aktienindex DAX in % (Wochendurchschnittswerte) Gute Börsenstimmung dank robuster Konjunktur. Der Aufschwung am deutschen Aktienmarkt setzte sich 2017 fort. Zum ersten Mal überhaupt konnte der DAX die Marke von 13.000 Punkten überschreiten. Ende Dezember schloss er mit 12.918 Punkten zwar wieder etwas leichter, erreichte damit aber eine immer noch gute Jahresperformance von 13 %. 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. Im Herbst sorgte die US-Regierung mit der Verabschiedung einer wirtschaftsfreundlichen Steuerreform für zusätzliche Impulse. Leicht dämpfenden Einfluss auf die Entwicklung des DAX hatte der starke Euro, da sich durch ihn die Exporte aus dem europäischen Währungsraum verteuerten. RWE-Stammaktien mit 44 % im Plus. Wer in RWE-Aktien investiert hatte, konnte sich 2017 über eine besonders hohe Rendite freuen: Unsere Stämme legten im Jahresverlauf um 44 %o auf 17,00 € zu. Die Vorzüge kletterten auf 14,33 €; inklusive der Vorzugsdividende von 0,13 € kamen sie auf eine Gesamtrendite von 66 %o. Unsere Titel konnten damit auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (+10 %o) weit hinter sich lassen. Ihr gutes Abschneiden ist u. a. eine Folge der Reorganisation des RWE-Konzerns und des erfolgreichen Börsengangs unserer Tochter innogy im Oktober 2016. Seither hat sich das Vertrauen der Anleger in die finanzielle Solidität der RWE AG und in die Zukunftsfähigkeit ihrer Kerngeschäftsfelder stark verbessert. Dazu hat auch die Preiserholung im deutschen Stromgroßhandel beigetragen. 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 37). Nach der Bundestagswahl im September verunsicherten die Gespräche zur Regierungsbildung unsere Anleger, weil dabei Forderungen nach einem beschleunigten Kohleausstieg laut wurden. Einen herben Rückschlag erlitt die RWE-Aktie im Dezember durch eine Gewinnwarnung unserer Tochter innogy, die ihren Ergebnisausblick für 2017 und 2018 nach unten korrigierte. scroll Kennzahlen der RWE-Aktien 2017 2016 2015 2014 2013 Ergebnis je Aktie1 € 3,09 -9,29 -0,28 2,77 -4,49 Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie1 € 2,00 1,26 1,83 2,09 3,76 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit je Aktie1 € -2,85 3,83 5,43 9,04 7,81 Dividende je Stammaktie € 1,502 - - 1,00 1,00 Dividende je Vorzugsaktie € 1,502 0,13 0,13 1,00 1,00 Ausschüttung Mio. € 9222 5 5 615 615 Dividendenrendite der Stammaktie3 % 8,8 - - 3,9 3,8 Dividendenrendite der Vorzugsaktie3 % 10,5 1,5 1,5 5,3 4,3 Börsenkurse der Stammaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 17,00 11,82 11,71 25,65 26,61 Höchstkurs € 23,14 15,95 25,68 32,83 31,90 Tiefstkurs € 11,80 10,17 9,20 24,95 20,74 Börsenkurse der Vorzugsaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 14,33 8,72 8,94 18,89 23,25 Höchstkurs € 17,46 11,61 19,62 25,61 29,59 Tiefstkurs € 8,87 7,95 7,33 18,89 20,53 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 614.745 614.745 614.745 Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. € 10,3 7,1 7,1 15,5 16,2 1 Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien 2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2017 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 26. April 2018 3 Quotient aus der Dividende je Aktie und dem Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2017. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 26. April 2018 vorschlagen, für das zurückliegende Geschäftsjahr eine Gewinnausschüttung von 1,50 € je Stamm- und Vorzugsaktie zu leisten. Der Betrag setzt sich zusammen aus der regulären Dividende von 0,50 € und einer Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir unsere Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligen wollen. Breite internationale Aktionärsbasis. Ende 2017 waren schätzungsweise 86 % der insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien (inkl. 39 Mio. Vorzüge ohne Stimmrecht) im Eigentum institutioneller Investoren und 14 % im Eigentum von Privatpersonen (inkl. Belegschaftsaktionäre). Institutionelle Investoren aus Deutschland hielten 29 %o an RWE (Vorjahr: 27 %o). In anderen Ländern Kontinentaleuropas kam diese Anlegergruppe auf 14 % (Vorjahr: 20 %o), in Nordamerika, Großbritannien und Irland auf zusammen 40 % (Vorjahr: 35 %o) des Aktienkapitals. Größte Einzelaktionäre der RWE AG sind die RW Holding, in der Kommunen ihre Anteile gebündelt haben, die KEB Holding, hinter der die Stadt Dortmund steht, und der amerikanische Vermögensverwalter BlackRock. Ihren letzten Stimmrechtsmitteilungen zufolge hielten die drei Gesellschaften jeweils etwa 5 % am gezeichneten Kapital. Ende 2016 waren die kommunalen RWE-Anteile noch zum großen Teil in der RWEB GmbH zusammengefasst, die deshalb 14 % der Stimmrechte auf sich vereinigen konnte. Diese Bündelung ist aber im vergangenen Jahr aufgehoben worden. Der Anteil unserer Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zuletzt 89 %. Herausgerechnet wurden hier nur die Anteile der RW Holding und der KEB Holding. Aktienbestände von Vermögensverwaltern wie BlackRock klassifiziert die Deutsche Börse als Free Float, solange sie nicht 25 % des Grundkapitals übersteigen. Etwa 1 % der RWE-Aktien befinden sich in den Händen unserer aktuellen oder ehemaligen Beschäftigten. Im vergangenen Jahr nahmen etwa 4.900 Personen und damit 35 % aller Bezugsberechtigten am Belegschaftsaktienprogramm der RWE AG teil. Sie erwarben insgesamt 340.920 Stammaktien. Über das Programm ermöglichen wir Mitarbeitern deutscher Tochtergesellschaften, sich zu vergünstigten Konditionen am Unternehmen zu beteiligen. Im Berichtsjahr haben wir 3 Mio. € dafür aufgewendet. Nicht einbezogen in das Belegschaftsaktienprogramm waren die Mitarbeiter der innogy SE und ihrer Tochtergesellschaften. Für sie gibt es seit 2017 ein eigenes Programm mit innogy-Aktien. Aktionärsstruktur der RWE AG1 RWE an zahlreichen Börsen vertreten. RWE-Aktien werden an den Börsenplätzen Frankfurt am Main, Düsseldorf, Berlin, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sowie über elektronische Handelsplattformen, z. B. Xetra, gehandelt. Auch an Börsen im europäischen Ausland sind sie erhältlich. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADRProgramm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depositary Receipts (ADRs). Dabei handelt es sich um Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie. scroll Börsenkürzel der RWE-Aktien Stammaktie Vorzugsaktie Reuters: Xetra RWEG.DE RWEG_p.DE Reuters: Börse Frankfurt RWEG.F RWEG_p.F Bloomberg: Xetra RWE GY RWE3 GY Bloomberg: Börse Frankfurt RWE GR RWE3 GR Wertpapier-Kennnummer (WKN) in Deutschland 703712 703714 International Securities Identification Number (ISIN) DE0007037129 DE0007037145 American Depositary Receipt (CUSIP Number) 74975E303 -