RWE AG — Annual Report 2010

Mar 9, 2011

Publication

RWE AG

Essen

Jahresabschluss zum 31. Dezember 2010

1.0 LAGEBERICHT

WORAN SIE UNSEREN ERFOLG MESSEN KÖNNEN.

EBITDA

√	Prognose für 2010: Ist 2010: Prognose für 2011:	Anstieg um 5 bis 10% Anstieg um 12% auf 10,3 Mrd. € Rückgang um ca. 15%

BETRIEBLICHES ERGEBNIS

√	Prognose für 2010: Ist 2010: Prognose für 2011:	Anstieg um ca. 5% Anstieg um 8% auf 7,7 Mrd. € Rückgang um ca. 20%

NACHHALTIGES NETTOERGEBNIS

√	Prognose für 2010: Ist 2010: Prognose für 2011:	Anstieg um ca. 5% Anstieg um 6% auf 3,8 Mrd. € Rückgang um ca. 30%

DIVIDENDE

√	Prognose für 2010: Ist 2010: Prognose für 2011:	Ausschüttungsquote von 50 bis 60% des nachhaltigen Nettoergebnisses Ausschüttungsquote von 50% (Dividendenvorschlag: 3,50 € je Aktie) Ausschüttungsquote von 50 bis 60% des nachhaltigen Nettoergebnisses

EFFIZIENSTEIGERUNG

√	Prognose für 2010: Ist 2010: Prognose für 2011:	700 Mio. € gegenüber 2006 700 Mio. € gegenüber 2006 900 Mio. € gegenüber 2006

1.1 STRATEGIE UND STRUKTUR

RWE zählt zu den fünf führenden Strom- und Gasanbietern in Europa. Diese Position wollen wir festigen. Allerdings ist absehbar, dass das Marktumfeld schwierig bleiben wird: Der Wettbewerb wird intensiver, die Ansprüche unserer Kunden an Service und Produktvielfalt steigen; regulatorische Eingriffe verändern bestehende Geschäftsmodelle; zugleich beobachten wir niedrige Preise an den Großhandelsmärkten für Strom und Gas. Wir stellen uns diesen Herausforderungen, indem wir innovative Produkte und Dienstleistungen entwickeln und weiterhin in eine zukunftsfähige, umweltfreundliche Energieversorgung investieren.

Gewaltige Herausforderungen für Energieversorger.

Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäftsmodell. Investitionen in Kraftwerke, Netze und Rohstoffförderung werden nicht nur für Jahre, sondern für Jahrzehnte geplant. Unsere Strategie baut folglich auf fundamentalen Trends auf. Allerdings sind die europäischen Energiemärkte im Wandel begriffen, der eine Anpassung der Geschäftsmodelle der Versorger erfordert. Dieser Wandel ist charakterisiert durch:

―	anspruchsvolle Ziele der Europäischen Union zur Minderung der Treibhausgas-Emissionen, die dazu führen, dass CO2 -intensive Erzeugungstechnologien zunehmend durch klimaschonende ersetzt werden
―	einen enormen Bedarf an Investitionen in die Energieinfrastruktur, vor allem in den Umbau der Stromerzeugung in Richtung erneuerbare Energien und die dadurch notwendige Modernisierung und Erweiterung der Netzinfrastruktur
―	die zunehmende Notwendigkeit eines kurzfristig variablen Kraftwerkseinsatzes, bedingt durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und deren stark schwankende Stromeinspeisung
―	das Zusammenwachsen regionaler Märkte durch zunehmenden internationalen Handel und den Ausbau der grenzüberschreitenden Transportkapazitäten
―	die wachsende politische Einflussnahme auf die Angebotsstruktur und die Preisbildung an den Energiemärkten sowie vermehrte Widerstände in der Bevölkerung gegen Infrastrukturprojekte wie den Bau von Erzeugungsanlagen, Netzen oder CO2 -Speichern
―	unerwartete Strukturbrüche auf Märkten, z.B. die seit 2009 beobachtbare Abkopplung der Gaspreise an den Großhandelsmärkten von denen in ölindexierten Lieferverträgen.

Präsenz auf allen Wertschöpfungsstufen bietet Stabilität.

Ein herausforderndes Umfeld wie dieses bietet schlagkräftigen und breit aufgestellten Marktteilnehmern neue Chancen. Wir haben die oben skizzierten Trends bereits frühzeitig erkannt. Das Fundament unseres heutigen und zukünftigen Erfolgs ist unser starkes integriertes Geschäftsmodell mit hohen Wertbeiträgen. Wir decken alle wesentlichen Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: Beim Strom z.B. sind wir nicht nur Erzeuger, sondern auch Händler, Netzbetreiber und Vertriebsunternehmen. Auch im Gasgeschäft haben wir alle Wertschöpfungsstufen besetzt - vom Bohrloch bis zum Endkunden. Mit dieser Struktur können wir Marktschwankungen in einzelnen Bereichen flexibel ausgleichen.

Klimaschutz im Zentrum unserer Strategie.

Langfristig können wir nur dann erfolgreich sein, wenn es uns gelingt, Energie bezahlbar, sicher und umweltfreundlich bereitzustellen. Eines unserer vorrangigen strategischen Ziele ist daher die Senkung des Kohlendioxid-Ausstoßes. Es gibt die Richtung vor bei der Modernisierung und Erweiterung unseres Stromerzeugungsportfolios. Darüber hinaus leisten wir mit umfangreichen Investitionen in Netze und Pipelines unseren Beitrag zur verlässlichen Verfügbarkeit von Strom und Gas. Ein weiterer Eckpfeiler unserer Strategie ist der Ausbau der Gas- und Ölförderung. Außerdem wollen wir unsere Aktivitäten stärker regional diversifizieren. In den kommenden Jahren werden die folgenden Leitlinien unser Handeln bestimmen:

―	Verbesserung der CO2 -Emissionsbilanz: Unser laufendes Kraftwerks-Neubauprogramm, das sich im letzten Drittel der Realisierungsphase befindet, wird einen wesentlichen Beitrag zur Reduzierung unserer CO2 -Emissionen leisten. Der Umbau unseres Erzeugungsportfolios ist damit aber nicht abgeschlossen. Langfristig wollen wir es durch weitere hoch moderne Gas-und-Dampfturbinen-Anlagen ergänzen, deren Last schnell variiert werden kann und die deshalb die erneuerbaren Energien ideal ergänzen. Auch die 2010 beschlossene Verlängerung der Laufzeiten von deutschen Kernkraftwerken hilft uns bei der Einsparung von CO2 . Unser langfristiges Emissionsminderungsziel orientiert sich an den durchschnittlichen Kohlendioxid-Emissionen je erzeugter Megawattstunde (MWh) Strom. Mit physischen und finanziellen Maßnahmen wollen wir unser CO2 -Risiko bis spätestens 2020 auf das Durchschnittsniveau der Wettbewerber in unseren Märkten senken. Wir gehen davon aus, dass der übliche Emissionsfaktor in diesen Märkten 2020 bei etwa 0,45 Tonnen CO2 je MWh liegen wird. Zum Vergleich: RWE emittierte im zurückliegenden Geschäftsjahr 0,73 Tonnen je MWh (2009: 0,80 Tonnen je MWh).
―	Wertsteigerndes Wachstum durch Ausbau der erneuerbaren Energien: RWE Innogy wird die Stromerzeugungskapazitäten auf Basis regenerativer Energien stark erhöhen. Bis 2014 sollen 4,5 Gigawatt (GW) in Bau oder Betrieb sein. Wegen Investitionskürzungen und Projektverzögerungen können wir dieses Ziel nicht - wie zunächst geplant - bereits 2012 erreichen. Wir konzentrieren uns auf den Bau neuer Windkraftanlagen an Land und im Meer. Darüber hinaus investieren wir in Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse und prüfen den Bau neuer Wasserkraftwerke. Auch auf dem Gebiet der Solarthermie sind wir aktiv, allerdings nur in kleinem Maßstab.
―	Ausbau der Upstream-Position: Unsere jährliche Gas- und Ölproduktion wollen wir bis 2016 auf rund 70 Mio. Barrel Öläquivalente steigern. Damit würden wir mehr als doppelt so viel Gas und Öl fördern wie im abgelaufenen Geschäftsjahr. Wir wollten dieses Ziel ursprünglich bereits 2015 erreichen, kommen aber nicht ganz so schnell voran wie erwartet. Hauptursachen sind Investitionskürzungen und Verzögerungen bei Genehmigungsverfahren.
―	Stärkere internationale Diversifikation: Angesichts steigender Standortrisiken wird eine breite regionale Aufstellung unseres Unternehmens immer wichtiger. Unsere Wachstumsinvestitionen tätigen wir bereits zu mehr als zwei Dritteln außerhalb Deutschlands. Der Anteil unserer ausländischen Aktivitäten am betrieblichen Konzernergebnis lag 2010 bei rund einem Viertel. Er soll mittelfristig deutlich steigen.

Von der Strategie zur Umsetzung: Das größte Investitionsprogramm in der Geschichte von RWE.

Wichtigster Baustein unserer Strategie sind Investitionen in Kraftwerke und Netze. Im zurückliegenden Geschäftsjahr konnten wir bereits zwei hoch moderne Gaskraftwerke in Betrieb nehmen, eines in Lingen mit 876 MW und eines in Staythorpe (Großbritannien) mit 1.650 MW. Bis Mitte 2014 wollen wir weitere Erzeugungskapazität von rund 12 GW in Betrieb nehmen. Mehr als die Hälfte davon entfallen auf CO2 -freie oder CO2 -arme Technologien. Wir finanzieren unsere Investitionen großenteils durch die Ergebnisbeiträge aus unserem Erzeugungs- und Netzgeschäft. Allerdings erwarten wir ab 2011 erhebliche Ertragseinbußen aus der Einführung der Kernbrennstoffsteuer in Deutschland. Auch das anhaltend niedrige Preisniveau an den Großhandelsmärkten für Strom und Gas wird unser Ergebnis belasten. Dies zwingt uns zu Ausgabenkürzungen. Ursprünglich hatten wir vor, im Zeitraum von 2010 bis 2013 insgesamt 28 Mrd. € in Sachanlagen zu investieren. Inzwischen planen wir ein Zielvolumen von rund 25 Mrd. € bzw. von etwa 18 Mrd. € im Zeitraum von 2011 bis 2013. Damit ist unser Investitionsprogramm aber weiterhin das mit Abstand größte in der Geschichte von RWE.

Von rund 18 Mrd. € Sachinvestitionen zwischen 2011 und 2013 entfallen rund12 Mrd. € auf Wachstums- und Ersatzinvestitionen, davon:

Neben Kraftwerken und Netzen steht der Ausbau unserer Gas- und Ölförderung im Zentrum unserer Investitionstätigkeit. Über 3 Mrd. € werden wir dafür im Zeitraum von 2011 bis 2013 einsetzen. Unsere Investitionen im Gasgeschäft umfassen auch den Bau neuer Speicher und Transportleitungen. Ein Beispiel hierfür ist die Nabucco-Pipeline, die europäischen Kunden den Zugang zu neuen Gasquellen im Kaspischen Raum und im Mittleren Osten über eine neue Route erschließen soll. Auch im Geschäft rund um den Transport von verflüssigtem Erdgas (Liquefied Natural Gas - LNG) sind wir auf Expansionskurs.

Darüber hinaus gewinnt das Thema Energieeffizienz an Bedeutung für uns. Mit den innovativen Produkten und Dienstleistungen der RWE Effizienz GmbH für Privathaushalte, Geschäftskunden und kommunale Einrichtungen setzen wir Standards auf diesem Gebiet.

Organisches Wachstum steht bei uns im Vordergrund. Das heißt jedoch nicht, dass wir kleinere Zukäufe ausschließen, die unser Portfolio abrunden würden. Möglichkeiten sehen wir hier vor allem in Zentralost- und Südosteuropa einschließlich der Türkei.

Alle Investitionsprojekte messen wir daran, ob sie uns den oben genannten Zielen näherbringen. Die wichtigste finanzielle Messlatte ist die "interne Verzinsung" (Internal Rate of Return - IRR). Diese muss mindestens so hoch sein wie die Kapitalkosten, ergänzt um einen Renditeaufschlag. Letzterer spiegelt das Risikoprofil des jeweiligen Unternehmensbereichs und Landes wider. Wir haben den Renditeaufschlag 2010 deutlich erhöht. Einige Vorhaben erbringen damit nicht mehr die erforderliche Verzinsung und werden deshalb auch nicht weiterverfolgt. Dadurch sparen wir nicht nur Mittel ein, sondern haben auch Spielraum für attraktivere Projekte gewonnen.

Europa bleibt unser Markt.

Regionaler Schwerpunkt unserer Aktivitäten ist und bleibt Europa. Zu unseren Kernmärkten zählen wir Deutschland, Großbritannien, die Benelux-Region sowie Zentralost- und Südosteuropa. Trotz gestiegener politischer Risiken sind diese Märkte vergleichsweise stabil. Die zentralosteuropäischen Staaten und die Türkei zeichnen sich durch gute Wachstumsperspektiven aus. Wegen des Aufholbedarfs dieser Länder wird der Energieverbrauch dort stärker steigen als im europäischen Durchschnitt - bei zugleich hohem Investitionsbedarf aufgrund einer veralteten Energieinfrastruktur. Die nordwesteuropäischen Märkte bleiben attraktiv für uns, auch wenn beim Strom- und Gasverbrauch nur noch geringe Wachstumspotenziale bestehen. Energieversorger können sich auf diesen Märkten durch das Angebot intelligenter Lösungen für mehr Klimaschutz und Energieeffizienz sowie durch maßgeschneiderte Produkte und Dienstleistungen auszeichnen. Mit unserem Rekordinvestitionsprogramm wollen wir dafür die Voraussetzungen schaffen - und damit unsere Position im härter werdenden Wettbewerb um Marktanteile und Kunden weiter verbessern.

Wie die Grafik auf Seite 55 verdeutlicht, reicht unser Aktionsradius über die Grenzen unserer Kernmärkte hinaus. Dies gilt insbesondere für unser Upstream-Geschäft. Gas und Öl fördern wir nicht nur in Europa, sondern auch in Nordafrika. Darüber hinaus haben wir ein Upstream-Projekt im Kaspischen Raum gestartet und prüfen Vorhaben in anderen Gegenden der Erde. Auch beim Ausbau der erneuerbaren Energien haben wir den regionalen Fokus vergrößert: Unsere Wachstumsstrategie bezieht hier Länder wie Frankreich, Spanien und Italien mit ein. Bei einzelnen Tätigkeiten liegt es in der Natur der Sache, dass sie außerhalb unserer Kernmärkte stattfinden, etwa bei Klimaschutzmaßnahmen im Rahmen der Kyoto-Mechanismen "Clean Development Mechanism" und "Joint Implementation". Gleiches gilt für unser LNG-Geschäft. Daneben wird der Energiehandel immer globaler. Hier sind wir zunehmend auch in Asien und Amerika aktiv.

In unseren Kernmärkten verfügen wir, gemessen am Absatz, bei mindestens einem unserer Hauptprodukte Strom und Gas über eine führende Marktposition. Eine solche streben wir auch dann an, wenn wir neue Märkte erschließen.

Marktpositionen des RWE-Konzerns nach Absatz	Strom	Gas
Deutschland	Nr. 1	Nr. 3
Großbritannien	Nr. 4	Nr. 4
Niederlande	Nr. 2	Nr. 1
Zentralost-/Südosteuropa	Nr. 2 in Ungarn Nr. 3 in der Slowakei Präsenz in Tschechien Nr. 6 in Polen Präsenz in der Türkei	Führende Position in Ungarn Nr. 2 in der Slowakei Nr. 1 in Tschechien - -
Europa insgesamt	Nr. 3	Nr. 6

Effiziente Struktur und Unternehmenssteuerung.

Unsere Organisation ist die Plattform, mit der wir unsere Ziele erreichen. Sie muss sich an neue Marktbedingungen und strategische Leitlinien anpassen. Wir arbeiten permanent daran, unsere Konzernstruktur effizienter zu machen. Im vergangenen Jahr konnten wir hier einige wichtige Weichen stellen. So haben wir das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft in der neuen RWE Deutschland AG (vormals: RWE Rheinland Westfalen Netz AG) gebündelt. Auch unsere Aktivitäten in Zentralosteuropa und der Türkei waren Gegenstand der Reorganisation: Unsere dortigen Landesgesellschaften führen wir nun über die neu gegründete RWE East, s.r.o. mit Sitz in Prag. Die genannten Maßnahmen sind zum 1. Januar 2011 in Kraft getreten. Nähere Informationen dazu finden Sie auf Seite 69 in diesem Bericht.

Wertorientiertes Wachstum: Das unternehmensinterne Steuerungssystem.

Unser zentrales Steuerungsinstrument ist der Wertbeitrag. Damit verankern wir unser Ziel der langfristigen Wertsteigerung in den Managementprozessen des Konzerns und der Unternehmensbereiche. Der Wertbeitrag leitet sich ab aus der Rendite auf das eingesetzte Vermögen, abzüglich der Kapitalkosten. Er ist neben weiteren, individuell vereinbarten Zielen auch Maßstab für die leistungsorientierte Vergütung unserer Führungskräfte und außertariflichen Mitarbeiter. Das Wertmanagement bei RWE erläutern wir auf den Seiten 90 f. und 231 f.

1.2 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Nach dem Krisenjahr 2009 hat die Konjunktur wieder Fahrt aufgenommen. Mit einem Plus von 3,6% ist die deutsche Wirtschaft besonders stark gewachsen. Auch an den Energiemärkten stehen die Zeichen auf Erholung. Der Strom- und Gasverbrauch entwickelte sich teilweise dynamischer als prognostiziert. Energieträger wie Öl und Steinkohle verteuerten sich erheblich. Dagegen spiegeln die Strompreise an den Großhandelsmärkten den Aufschwung bislang nicht wider.

Weltwirtschaft kehrt auf Wachstumskurs zurück.

Nach den bislang vorliegenden Daten und eigenen Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung im vergangenen Jahr um 4% höher als 2009. Vor allem die aufstrebenden Volkswirtschaften China und Indien haben den Aufschwung getragen. Beide Staaten kommen auf ein Wachstum von etwa 10%. In der Euro-Zone fällt das Plus mit geschätzten 1,7% dagegen vergleichsweise bescheiden aus. Hier sorgten vor allem die Ausfuhren für eine Belebung, während die Krise der Staatsfinanzen einiger Länder und rückläufige Bauinvestitionen das Wachstum bremsten. Mit der Industrieproduktion ist auch die Kapazitätsauslastung gestiegen. Sie fällt aber noch deutlich geringer aus als vor der Rezession.

In Deutschland lag das reale Bruttoinlandsprodukt (BIP) 2010 um geschätzte 3,6% über dem des Vorjahres. Damit zählt unser Hauptmarkt zu den dynamischsten Volkswirtschaften im Euro-Raum. Basis dafür waren die Exporte - traditionell Motor der deutschen Konjunktur. Sie reichten wieder fast an das Vorkrisenniveau heran. Einen Beitrag zum Wachstum leisteten auch die Ausrüstungsinvestitionen und der private Konsum.

Wesentlich geringer fielen die Wachstumsraten in den Niederlanden und Belgien aus. Wir veranschlagen sie auf 1,7 bzw. 2%. Auch hier waren es die Ausfuhren, die maßgeblich zum Aufschwung beitrugen.

Die Wirtschaft Großbritanniens hängt dagegen stärker vom inländischen Verbrauch ab, der nicht unwesentlich von der Entwicklung auf dem Immobilienmarkt beeinflusst wird. Dieser war 2008 und 2009 in eine Krise geraten. Viele Haushalte mussten dadurch deutliche Vermögenseinbußen hinnehmen. Inzwischen haben sich die Immobilienpreise wieder erholt. Dies und gestiegene verfügbare Einkommen waren ausschlaggebend für eine deutliche Belebung des 2009 noch rückläufigen privaten Verbrauchs. Das BIP ist 2010 um geschätzte 1,4% gewachsen.

Von unseren zentralosteuropäischen Märkten verzeichneten die Slowakei und Polen mit jeweils 3,7% das höchste Wachstum. Die Slowakei - seit 2009 Mitglied der europäischen Währungsunion - profitierte von der zeitweilig schwächeren Notierung des Euros und der damit verbundenen Verbilligung der Ausfuhren. Polen zählt zu den EU-Ländern, die am wenigsten von der Rezession betroffen waren. Dank der robusten Binnennachfrage hatte das BIP des Landes sogar im Krisenjahr 2009 noch zugelegt. Tschechien kam 2010 auf 2,3% Wachstum. In Ungarn bremsten Maßnahmen zur Konsolidierung der Staatsfinanzen die Wirtschaftsaktivität. Das BIP erhöhte sich dort nur um geschätzte 1,1 %.

Kühle Witterung - schwaches Windaufkommen.

Während sich die konjunkturelle Entwicklung vor allem in der Energienachfrage von Industrieunternehmen niederschlägt, wird der Energieverbrauch der privaten Haushalte in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst. In unseren europäischen Kernmärkten lagen die Temperaturen 2010 teilweise deutlich unter dem Vorjahresniveau. In Deutschland waren sie so niedrig wie seit 1996 nicht mehr. Besonders im Dezember herrschte ungewöhnlich kalte Witterung. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch das Stromangebot Wettereinflüssen, vor allem das der Windkraft- und Solaranlagen. Das Windaufkommen in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden war so niedrig wie zuletzt 2003. Dementsprechend schwach fiel die Auslastung der Windkraftanlagen aus. In Spanien lag das Windaufkommen dagegen etwas über dem langjährigen Mittel.

Kaltes Wetter und starke Industriekonjunktur regen Energieverbrauch an.

Die konjunkturelle Erholung und die kühle Witterung belebten die Energienachfrage in unseren Kernmärkten. Der Stromverbrauch stieg teilweise deutlich, konnte das Niveau vor der Rezession aber noch nicht erreichen. In Deutschland wurde nach den aktuell verfügbaren Daten knapp 4% mehr Strom eingesetzt als 2009. Wesentlichen Anteil daran hatte das Produktionswachstum in den energieintensiven Industrien. In den Niederlanden dürfte die Stromnachfrage ebenfalls gestiegen sein, wenn auch nur leicht. Großbritannien kommt nach aktuellen Informationen auf ein Plus von 1,7%. Für unsere zentralosteuropäischen Märkte haben wir vergleichsweise hohe Wachstumsraten ermittelt: Ganz vorn liegt die Slowakei mit 5%, gefolgt von Tschechien und Polen mit jeweils 4% sowie Ungarn mit 2,7%. Beim Gasverbrauch war die Entwicklung noch dynamischer: In Deutschland dürfte er um 5% gestiegen sein, in Tschechien um 7%, in Ungarn um 8% und in Großbritannien um 9%. Nach ersten Schätzungen kommen die Niederlande auf ein Wachstum von 15%.

Preiserholung an den Rohölmärkten.

Trotz der verbesserten gesamtwirtschaftlichen Perspektiven lagen die Preise an den Brennstoffmärkten 2010 noch weit unter dem Niveau, das sie unmittelbar vor der Finanz- und Wirtschaftskrise hatten. Gegenüber dem Vorjahr haben sie sich aber teilweise wieder erholt. Dies trifft besonders auf die Rohölnotierungen zu. Das Barrel der Sorte Brent wurde 2010 mit durchschnittlich 79 US$ gehandelt. Damit war es wesentlich teurer als im Vorjahr (62 US$). Die schnell wachsenden Volkswirtschaften Asiens haben mit ihrer hohen Nachfrage maßgeblich dazu beigetragen. In der Preisentwicklung zeigte sich auch die allgemeine Erwartung eines konjunkturbedingten Anstiegs des Rohölverbrauchs.

Gaspreise im Endkundengeschäft unter Vorjahresniveau.

Da ein Großteil der Gaseinfuhren nach Kontinentaleuropa auf Langfristverträgen mit Ölpreisbindung basiert, beeinflusst die Entwicklung am Ölmarkt auch die Gaspreise. Allerdings tritt dabei typischerweise ein mehrmonatiger Zeitverzug auf. Neben den ölindexierten Langfristverträgen prägen auch zunehmend kurzfristige Handelsgeschäfte mit frei verfügbaren Mengen die Lage an den Gasmärkten. Bei diesen Transaktionen hat Öl keinen unmittelbaren Einfluss auf die Preisbildung. Wichtige Handelsplätze sind National Balancing Point (NBP) in Großbritannien und Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden. Die Preise an diesen Märkten liegen seit 2009 deutlich unter denen in ölindexierten Verträgen. Inzwischen sind einige dieser Kontrakte umgestellt worden: Teilmengen werden jetzt nicht mehr ölindexiert, sondern gemäß den Spotnotierungen an den Gashandelsmärkten abgerechnet. Dies trug dazu bei, dass die Preise für Gasimporte nach Deutschland - trotz höherer Ölnotierungen - leicht rückläufig waren.

Terminpreise für 2011 von Rohöl (Brent) und Gas (TTF-Großhandelsmarkt)in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Im deutschen Endkundengeschäft sind die Gaspreise ebenfalls gesunken, für Privathaushalte um 9% und für Industrieunternehmen um 7%. Auch außerhalb Deutschlands hat sich Gas spürbar verbilligt. In Tschechien mussten die genannten Kundengruppen 5 bzw. 4% weniger bezahlen, in Großbritannien 7 bzw. 4% und in den Niederlanden 9 bzw. 6%. Entgegengesetzt verlief die Entwicklung in Ungarn: Die Gasrechnung für Haushalte hat sich dort leicht erhöht, die für Industrieunternehmen sogar um 20%. Im Gas-Terminhandel zeigte sich folgendes Bild: Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2011) wurden am TTF-Großhandelsmarkt im Berichtszeitraum mit durchschnittlich 19 € je MWh abgerechnet. Das ist 1 € mehr, als 2009 für den Forward 2010 bezahlt werden musste.

Ein-Jahres-Terminpreise am Gas-Großhandelsmarkt TTFin €/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Steinkohlenotierungen deutlich höher als 2009.

Die Preise an den internationalen Märkten für Kraftwerks-Steinkohle lagen 2010 wieder weit über dem Rezessionsniveau. Wie beim Rohöl sorgte vor allem die hohe asiatische Nachfrage für Impulse. Im Rotterdamer Spothandel wurde die metrische Tonne mit durchschnittlich 93 US$ (inkl. Fracht und Versicherung) abgerechnet. Gegenüber 2009 hat sie sich damit um 31% verteuert, auf Euro-Basis sogar um 38%. Eine wichtige Komponente der Steinkohlenotierungen sind die Seefrachtkosten. Für die Standardroute Südafrika-Rotterdam wurden 2010 durchschnittlich 12,50 US$ je Tonne bezahlt und damit etwas weniger als im Vorjahr (13,50 US$). Zwar hat sich der Bedarf an Transportleistung zuletzt stark erhöht, allerdings sind auch die Schiffskapazitäten gestiegen. Für die in Deutschland geförderte Steinkohle wird der Preis vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ermittelt. Das Amt orientiert sich dabei an den Notierungen für importierte Steinkohle. Der BAFA-Preis reflektiert deshalb - mit einiger Verzögerung - die Entwicklung an den internationalen Märkten. Sein Durchschnittswert für 2010 lag bei Abschluss dieses Berichts noch nicht vor. Experten rechnen mit 85 € je Tonne Steinkohleeinheit. Das wären 6 € mehr als im Vorjahr.

Stabiles Preisniveau im CO2-Emissionshandel.

Im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten (sogenannten EU Allowances - EUAs) hinterließ die erstarkende Industriekonjunktur nur schwache Spuren. EUAs für 2010 kosteten im Berichtsjahr durchschnittlich 14,50 € je Tonne CO2 . Das ist etwas mehr, als im Vergleichszeitraum für 2009er-Zertifikate bezahlt werden musste (13,40 €). Europäische Unternehmen haben durch den im Kyoto-Protokoll geschaffenen Clean Development Mechanism (CDM) die Möglichkeit, ihre heimischen Emissionen bis zu bestimmten Obergrenzen auch durch Einreichung von Certified Emission Reductions (CERs) abzudecken. Dabei handelt es sich um Gutschriften aus emissionsmindernden Maßnahmen in Entwicklungs- und Schwellenländern. Die CERs notieren bereits seit geraumer Zeit um 1 bis 3 € unter dem Preis für EUAs. Zertifikate für 2010 wurden im vergangenen Jahr mit durchschnittlich 12,40 € gehandelt. Der Vergleichswert für 2009 betrug 11,80 €.

Preise für CO2-Zertifikate im europäischen Emissionshandelin €/Tonne CO2 (Monatsdurchschnittswerte)

Aufwärtstrend bei Strompreisen lässt auf sich warten.

Die Verteuerung von Brennstoffen spiegelte sich kaum in den Strompreisen wider. Erst Ende 2010 zogen die Notierungen wieder leicht an. Grundlaststrom kostete im Spothandel an der European Energy Exchange (EEX) im Jahresdurchschnitt 44 € je MWh und Spitzenlaststrom 55 € je MWh; 2009 waren 39 bzw. 51 € je MWh bezahlt worden. Im deutschen Terminhandel notierten die Kontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2011) im Grundlastbereich mit durchschnittlich 50 €. Sie waren damit nur geringfügig teurer als der Forward 2010 im Vorjahr (49 €). Spitzenlaststrom hat sich sogar verbilligt, und zwar von 70 auf 65 € je MWh. Das trotz höherer Brennstoffkosten anhaltend niedrige Preisniveau im Stromterminhandel ist u.a. auf den unerwartet starken Ausbau der erneuerbaren Energien zurückzuführen, insbesondere der Photovoltaik. Deren Gesamtkapazität ist 2010 nach Angaben des Bundesumweltministeriums in Deutschland um über 7 GW auf ca. 17 GW gestiegen. Die Solaranlagen speisen Strom schwerpunktmäßig zu Spitzenlastzeiten ins Netz ein. Dadurch hat sich besonders für Steinkohle- und Gaskraftwerke der Einsatzspielraum verringert. Außerdem trugen die steigenden Solareinspeisungen dazu bei, dass der Abstand zwischen Spitzenlast- und Grundlastnotierungen geschmolzen ist.

Spotpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Deutschlandin €/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Ein-Jahres-Terminpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Deutschlandin €/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung unserer Kraftwerke nahezu vollständig auf Termin. Auf unsere Erlöse im Berichtszeitraum haben daher die aktuellen Preise nur untergeordneten Einfluss. Entscheidend ist vielmehr, zu welchen Konditionen Lieferkontrakte für 2010 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen wurden. Da diese Verkäufe teilweise noch während der Hausse an den Energiemärkten getätigt wurden, lagen die realisierten Preise weit über dem aktuellen Niveau. Unsere deutsche Stromproduktion von 2010 haben wir im Durchschnitt zu 67 € je MWh abgesetzt, die von 2009 zu 70 € je MWh.

Bei den Stromterminverkäufen gehen wir grundsätzlich so vor, dass zeitgleich mit dem Abschluss eines Lieferkontrakts die zur Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2 -Emissionsrechte beschafft bzw. preislich abgesichert werden. Dies gilt in erster Linie für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke. Maßgeblich für die Ergebnisentwicklung dieser Anlagen sind die sogenannten Clean Dark Spreads (Steinkohle) und Clean Spark Spreads (Gas). Sie werden ermittelt, indem man vom Strommarktpreis die Kosten für den jeweils eingesetzten Brennstoff und für Emissionsrechte abzieht. Da wir Steinkohle und CO2 -Zertifikate am Terminmarkt für 2010 zu niedrigeren Preisen einkauften als für 2009, haben sich unsere realisierten Spreads trotz rückläufiger Stromnotierungen sogar leicht verbessert. Bei unseren Braunkohle- und Kernkraftwerken sind die Brennstoffkosten dagegen wesentlich stabiler. Die Spreads tendieren daher meist in die gleiche Richtung wie die Strompreise.

Im deutschen Endkundengeschäft wirkt sich die Entwicklung der Strom-Großhandelspreise im Allgemeinen mit zeitlicher Verzögerung aus. Hintergrund ist, dass sich die Vertriebsgesellschaften großenteils am Terminmarkt mit Strom eindecken. Ihre Beschaffungskosten für 2010 waren daher noch durch das Preisniveau aus Vorjahren geprägt. Stark angestiegen sind die in der Stromrechnung enthaltenen Umlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), denn wegen des fortschreitenden Kapazitätsausbaus von Wind-, Biomasse- und insbesondere Solaranlagen wird immer mehr Strom aus regenerativen Quellen in das Netz eingespeist. Für Privathaushalte und kleine Gewerbebetriebe waren die Preise im Durchschnitt ca. 3% höher als 2009, für Industrieunternehmen ca. 1%. Die stark steigenden EEG-Umlagen werden auch 2011 zu einer Verteuerung von Strom führen. Beispielsweise hat unsere größte deutsche Vertriebsgesellschaft, RWE Vertrieb, ihren Grundtarif zum 1. Januar 2011 um 3,6% angehoben. Damit gibt sie nur einen Teil der Zusatzbelastungen aus dem EEG weiter.

In Großbritannien, unserem zweitgrößten Strommarkt, zeigte sich folgendes Bild: Im Spothandel kosteten Grundlastkontrakte durchschnittlich 41 £ je MWh (48 €) und damit 4 £ mehr als 2009. Spitzenlaststrom verteuerte sich von 45 auf 47 £ je MWh (55 €). Am Terminmarkt wurde der Forward 2011 im Grundlastbereich mit 45 £ je MWh (52 €) gehandelt. Das ist etwas mehr, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2010 bezahlt werden musste. Dagegen hat sich Spitzenlaststrom auf dieser Vergleichsbasis von 53 auf 51 £ je MWh (59 €) verbilligt.

Spotpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Großbritannienin £/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Ein-Jahres-Terminpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Großbritannienin £/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

RWE verkauft die Stromproduktion der britischen Kraftwerke wie in Deutschland weitgehend auf Termin. Da unser britisches Erzeugungsportfolio überwiegend aus Steinkohle- und Gaskraftwerken besteht, war die Ergebnisentwicklung durch die realisierten Clean Dark Spreads und Clean Spark Spreads geprägt. Erstere waren wesentlich niedriger, Letztere dagegen etwas höher als 2009. Die mit kurzfristigen Spotmarkttransaktionen realisierbaren Margen sind für Betreiber von Steinkohle- und Gaskraftwerken weiterhin gering. Diese vorrangig im Mittel- und Spitzenlastbereich eingesetzten Kraftwerke sind besonders davon betroffen, dass sich die Stromnachfrage konjunkturbedingt noch immer auf niedrigem Niveau bewegt.

Im britischen Endkundengeschäft haben alle großen Versorger in den beiden vergangenen Jahren ihre Stromtarife gesenkt, einige sogar mehrfach. Für Haushalte und kleine Gewerbebetriebe lagen die Preise 2010 deshalb um durchschnittlich 3% unter dem Vorjahresniveau, für Industrie- und Geschäftskunden sogar um mehr als 12%. Ende 2010 hat sich Strom allerdings wieder verteuert: Leicht gestiegene Notierungen am Großhandelsmarkt haben einige große Versorger im vierten Quartal zu Tariferhöhungen veranlasst. RWE npower hat zum 4. Januar 2011 die Entgelte für Haushaltskunden um durchschnittlich 5,1% angehoben.

In den Niederlanden entwickelten sich Großhandelsnotierungen für Strom ähnlich wie in Deutschland. Bei den Endkundenpreisen zeigte sich folgende Entwicklung: Für Privathaushalte ermäßigte sich die Stromrechnung um 7% und für Industrieunternehmen um knapp 5%.

In unseren zentralosteuropäischen Endkundenmärkten variierten die Preisanpassungen stark. Für Privatkunden in Polen und Ungarn hat sich die Stromrechnung um über 4% bzw. um 2% erhöht, für Haushalte in der Slowakei dagegen etwas verringert. Industrieunternehmen mussten im Durchschnitt weniger bezahlen als 2009: in Polen 5%, in der Slowakei 9% und in Ungarn 20%.

1.3 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN

Das Jahr 2010 stand im Zeichen energiepolitischer Entscheidungen von großer Tragweite. Die Bundesregierung hat im Herbst die Eckpfeiler der Energiepolitik bis 2050 beschlossen; oberste Priorität misst sie dem Ausbau der erneuerbaren Energien bei. Ebenfalls im Herbst hat sie die Laufzeiten der Kernkraftwerke verlängert. Allerdings wurden den Versorgern auch neue Lasten aufgebürdet, insbesondere mit der Einführung einer Kernbrennstoffsteuer. In Großbritannien ist der energiepolitische Rahmen ebenfalls im Wandel begriffen. Die Regierung plant Maßnahmen, die dem Ausbau der Kernkraft und der erneuerbaren Energien neue Dynamik verleihen sollen.

Bundesregierung verabschiedet Energiekonzept für Deutschland.

Die Bundesregierung hat Ende September ein umfassendes Energiekonzept beschlossen, mit dem sie die Leitlinien einer bis 2050 reichenden Gesamtstrategie für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung festlegt. Regenerative Quellen sollen den Hauptanteil am Energiemix der Zukunft ausmachen: 2010 deckten sie 17% des Bruttostromverbrauchs ab; 2050 sollen es 80% sein. Großes Potenzial bescheinigt die Regierung der Nutzung von Windkraft auf hoher See (offshore). Mit einem Kreditprogramm über 5 Mrd. € will sie die ersten zehn Offshore-Windparks fördern. Kernkraft wird als Brückentechnologie eingestuft. Teil des Konzepts ist daher eine Laufzeitverlängerung für deutsche Kernkraftwerke, die inzwischen gesetzlich verankert wurde. Außerdem will die Bundesregierung den Weg für Demonstrationsprojekte zur Abscheidung und unterirdischen Speicherung von CO2 freimachen. Bislang gibt es in Deutschland keinen gesetzlichen Rahmen für solche Vorhaben. Dazu muss noch eine entsprechende Richtlinie der Europäischen Union in nationales Recht umgesetzt werden. Hohen Stellenwert genießen auch der Ausbau der Stromnetze und die Entwicklung von Stromspeichertechnologien. Durch energetische Gebäudesanierung soll bis 2050 der Primärenergiebedarf des Gebäudebestands um 80% verringert werden. Dabei setzt die Regierung auf Anreize durch staatliche Förderung. Auch der Straßenverkehr ist Gegenstand des Energiekonzepts: Bis 2020 soll es in Deutschland eine Million Elektroautos geben, bis 2030 sechs Millionen. Die Bundesregierung geht davon aus, dass die deutschen Treibhausgasemissionen mit diesen und weiteren Maßnahmen bis 2050 gegenüber 1990 um 80 bis 95% reduziert werden können.

Deutscher Bundestag beschließt Kernbrennstoffsteuer und längere Laufzeiten von Kernkraftwerken.

Am 28. Oktober 2010 hat der Deutsche Bundestag das Kernbrennstoffsteuergesetz verabschiedet, das die Einführung einer Steuer für Betreiber von Kernkraftwerken vorsieht. Die Abgabe beträgt 145 € je Gramm spaltbaren Materials. Sie wird von 2011 bis einschließlich 2016 erhoben und soll einen Beitrag zur Haushaltssanierung leisten. Der Bund verspricht sich davon Einnahmen in Höhe von 2,3 Mrd. € pro Jahr. Die Steuer hat keinen nennenswerten Einfluss auf die Preisbildung am Großhandelsmarkt und kann somit nicht an die Stromkunden weitergegeben werden. Voraussichtlich wird sie das betriebliche Ergebnis von RWE mit durchschnittlich 600 bis 700 Mio. € pro Jahr belasten. Das Kernbrennstoffsteuergesetz ist zum 1. Januar 2011 in Kraft getreten. Wir behalten uns vor, rechtlich gegen die neue Abgabe vorzugehen, da wir sie für verfassungs- und europarechtlich bedenklich halten.

Ebenfalls am 28. Oktober 2010 beschloss der Deutsche Bundestag die 11. Novelle des Atomgesetzes, die eine Erhöhung der Strommengen vorsieht, die Kernkraftwerke bis zu ihrer Stilllegung produzieren dürfen. Für Anlagen, die den Betrieb nach 1980 aufgenommen haben, ergibt sich dadurch eine um bis zu 14 Jahre längere Laufzeit als bisher vorgesehen. In diese Kategorie fallen die drei RWE-Blöcke Gundremmingen B/C und Emsland. Bei älteren Anlagen - darunter unsere Blöcke Biblis A/B - entspricht die zusätzliche Erzeugungsmenge einer Verlängerung der Betriebsdauer um etwa acht Jahre. Außerdem wurden in der am gleichen Tag beschlossenen 12. Novelle des Atomgesetzes zusätzliche Sicherheitsanforderungen für Kernkraftwerke festgelegt. Dadurch werden Investitionen erforderlich, deren Höhe noch ungewiss ist. Beide Novellen sind im Dezember in Kraft getreten. Die Bundesregierung geht davon aus, dass die Gesetze nicht der Zustimmung des Bundesrates bedurften. Die Opposition und einzelne Bundesländer sind anderer Ansicht und haben Verfassungsklagen angekündigt.

Vor dem Hintergrund der Laufzeitverlängerung werden die Betreiber von Kernkraftwerken Zahlungen in einen neu zu schaffenden Fonds leisten, aus dem Maßnahmen zur Umsetzung des Energiekonzepts der Bundesregierung gefördert werden. Ein entsprechender Vertrag mit dem Bund wurde am 10. Januar 2011 unterzeichnet. Er sieht vor, dass die Kernkraftwerksbetreiber ab 2017 einen Förderbeitrag für die zusätzlich eingespeisten Strommengen aus der Laufzeitverlängerung entrichten. Dieser wird mit 9 € je MWh beziffert, unterliegt aber Anpassungen an die Entwicklung der Verbraucherpreise und der Börsennotierungen für Strom. Der Förderbeitrag verringert sich, falls die Kernbrennstoffsteuer erhöht oder der Erhebungszeitraum über 2016 hinaus verlängert wird. Gleiches gilt, wenn die Mengenkontingente aus der Laufzeitverlängerung zu Ungunsten der Kernkraftwerksbetreiber verändert werden oder wenn hoheitlich veranlasste oder mit den Behörden abgestimmte Nachrüstungs- oder Sicherheitsanforderungen zu Ausgaben von mehr als 500 Mio. € pro Block führen. Von 2011 bis 2016 leisten die Kernkraftwerksbetreiber pauschale Vorauszahlungen auf die Förderbeiträge, die sich im Gesamtzeitraum auf 1,4 Mrd. € summieren. Die Vorauszahlungen sind unverzinslich. Sie werden in gleichen jährlichen Raten auf die Förderbeiträge von 2017 bis 2022 angerechnet.

Förderung der Solarenergie auf dem Prüfstand.

In Deutschland hat die Förderung von Solarstrom zu einem unerwartet starken Ausbau des Bestands an Photovoltaikanlagen geführt. Nach Angaben des Bundesumweltministeriums ist die installierte Leistung 2010 um über 70% auf rund 17 GW gestiegen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) schätzt, dass auf Photovoltaik mehr als die Hälfte der Subventionen entfallen, die 2011 im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) geleistet werden, obwohl Solaranlagen nur ein Fünftel des EEG-Stroms produzieren. Der deutliche Kapazitätsausbau hatte zur Folge, dass die EEG-Umlage, die die Stromverbraucher über ihre Stromrechnung bezahlen, von 2,05 Cent (2010) auf 3,53 Cent (2011) je Kilowattstunde erhöht wurde. Dies löste eine breite Kontroverse aus. Die Bundesregierung hat die Fördersätze für Solarstrom zum 1. Januar 2011 um etwa 13% gekürzt und bereitet eine weitere Senkung zum 1. Juli 2011 vor. Darüber hinaus wird sie das EEG mit Wirkung zum 1. Januar 2012 grundlegend novellieren.

Sondersteuer für Energieunternehmen in Ungarn.

Das ungarische Parlament hat im Oktober 2010 die Einführung einer bis 2012 befristeten Sondersteuer für Unternehmen der Branchen Energieversorgung, Telekommunikation und Einzelhandel beschlossen. Ihr Aufkommen wird auf etwa 600 Mio. € pro Jahr veranschlagt. Zweck der Abgabe ist der Abbau des staatlichen Haushaltsdefizits. Die erste Zahlung war bereits für 2010 auf Basis des Umsatzes von 2009 zu leisten. Energieversorger haben 1,05% ihrer Nettoerlöse abzuführen. Dem Wortlaut des Gesetzes zufolge wird nicht nur der Außenumsatz besteuert, sondern auch alle konzerninternen Erlöse. Im Berichtsjahr belastete die Abgabe das Ergebnis unserer ungarischen Tochtergesellschaften mit insgesamt 25 Mio. €. Sie ist rechtlich umstritten und wird derzeit von der EU-Kommission geprüft.

Großbritannien: Regierung plant Gesetzespaket für mehr Klimaschutz.

In Großbritannien ist eine Koalition aus Konservativen und Liberaldemokraten als Sieger aus den Parlamentswahlen vom Mai 2010 hervorgegangen. Mit einer Reihe von Gesetzesinitiativen wollen die beiden Regierungsparteien die Rahmenbedingungen für klimaschonende Stromerzeugung verbessern. Unter anderem ist geplant, fossile Brennstoffe in Abhängigkeit vom Kohlendioxid-Ausstoß mit einer Steuer zu belegen. Für Stromerzeugung aus Gas, Kernkraft oder erneuerbaren Energien ergäbe sich damit - über den Emissionshandel hinaus - ein weiterer Kostenvorteil gegenüber Steinkohle. Daneben soll ein neues Vergütungssystem für Strom aus Kernkraftwerken und erneuerbaren Energien die Planungssicherheit für Investoren erhöhen. Zwei Modelle werden hier geprüft: zum einen eine feste Zuzahlung auf den Großhandelspreis, zum anderen ein garantierter Abnahmepreis. Neue Kraftwerke sollen außerdem nur dann genehmigt werden, wenn deren CO2 -Emissionen eine noch zu bestimmende Obergrenze nicht überschreiten. Die Regierung will die Höchstmenge so niedrig ansetzen, dass lediglich solche Kohlekraftwerke gebaut werden können, bei denen das Kohlendioxid zumindest teilweise aufgefangen und gespeichert wird. Ferner prüft die Regierung die Einführung eines Kapazitätsmarktes, d.h., Energieversorger sollen für das Vorhalten flexibler Kraftwerksleistung eine Vergütung erhalten, auch wenn sie keinen Strom produzieren. Solche Reservekapazitäten werden immer mehr gebraucht, da durch den Ausbau der erneuerbaren Energien die wetterbedingten Fluktuationen des Stromangebots zunehmen. Ein Grundsatzpapier zur Reform des Strommarktes hat die britische Regierung im Dezember 2010 vorgestellt. Bis März 2011 können sich Bürger, Verbände und Unternehmen zu den Reformvorschlägen äußern. Nach Abschluss des Konsultationsprozesses will die Regierung eine Gesetzesvorlage erstellen. Die Reformen sollen spätestens 2014 in Kraft treten.

1.4 WESENTLICHE EREIGNISSE

Das zurückliegende Geschäftsjahr war für uns nicht nur von energiepolitischen Weichenstellungen geprägt. Auch bei der Modernisierung und Erweiterung unseres Erzeugungsportfolios konnten wir wichtige Etappenziele erreichen: 2010 gingen bereits zwei Gaskraftwerke aus unserem laufenden Investitionsprogramm in Betrieb. Auch beim Ausbau der erneuerbaren Energien kamen wir gut voran. Und im Upstream-Geschäft stellten wir die Weichen für die größte Investition in der Geschichte der RWE Dea.

Bundestag beschließt Kernbrennstoffsteuer und längere Laufzeiten für Kernkraftwerke.

Am 28. Oktober 2010 hat der Deutsche Bundestag das Kernbrennstoffsteuergesetz verabschiedet, das die Einführung einer Steuer für Betreiber von Kernkraftwerken vorsieht. Ebenfalls am 28. Oktober stimmten die Abgeordneten der 11. Novelle des Atomgesetzes zu, die eine Verlängerung der Laufzeit von Kernkraftwerken um durchschnittlich zwölf Jahre ermöglicht. Die Gesetze sind am 1. Januar 2011 bzw. 14. Dezember 2010 in Kraft getreten. Vor dem Hintergrund der Laufzeitverlängerung werden die Betreiber von Kernkraftwerken Zahlungen in einen neu geschaffenen Fonds leisten, aus dem Maßnahmen zur Umsetzung des Energiekonzepts der Bundesregierung gefördert werden. Die Details sind in einem "Förderfondsvertrag" zwischen den Versorgern und der Bundesrepublik Deutschland festgelegt, der am 10. Januar 2011 unterzeichnet wurde. Wir informieren über die Thematik ausführlich auf Seite 66 f.

RWE erwirbt Stromkontingent des Kernkraftwerks Stade.

Bereits im Vorfeld der 11. Atomgesetznovelle haben wir die Voraussetzung für einen etwas längeren Betrieb des Kernkraftwerks Biblis A geschaffen: RWE Power erwarb im Mai von der E.ON Kernkraft GmbH das noch nicht genutzte Stromkontingent des bereits stillgelegten Kernkraftwerks in Stade. Diese Anlage war von 1972 bis 2003 am Netz. Das übertragene Kontingent von 4,8 Mrd. Kilowattstunden erlaubt es uns, den 1.167-Megawatt-Block Biblis A etwa sechs Monate länger mit voller Last zu betreiben.

Bündelung der RWE-Aktivitäten in Deutschland und Osteuropa.

Auf dem 2007 eingeschlagenen Weg zu einer effizienteren Konzernstruktur sind wir weiter vorangekommen. Im September beschloss der Vorstand eine Reihe von Reorganisationsmaßnahmen, die zum 1. Januar 2011 in Kraft getreten sind. Das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft wurde in der RWE Rheinland Westfalen Netz AG zusammengeführt. Über diese Gesellschaft, die jetzt unter dem Namen RWE Deutschland AG firmiert, werden die RWE Vertrieb (inkl. eprimo, RWE Energiedienstleistungen und RWE Aqua), die Regionalgesellschaften, die RWE Effizienz und die bisherigen Beteiligungen der RWE Rheinland Westfalen Netz gesteuert. Neu organisiert haben wir auch unsere Aktivitäten in Osteuropa: Die dortigen Landesgesellschaften werden fortan von der neu gegründeten RWE East, s.r.o. mit Sitz in Prag geführt. Eine Ausnahme bildet das tschechische Gasfernleitungsgeschäft, das aufgrund regulatorischer Vorgaben direkt dem Ressort des Vorstandsvorsitzenden der RWE AG zugeordnet ist.

Holding-Vorstand auf fünf Ressorts verkleinert.

Dr. Ulrich Jobs, im Vorstand der RWE AG zuständig für die operative Steuerung des internationalen Geschäfts, hat das Unternehmen am 30. September 2010 im gegenseitigen Einvernehmen verlassen. Damit verkleinerte sich der Holding-Vorstand auf fünf Ressorts. Die Zuständigkeiten innerhalb des Gremiums wurden neu definiert. Dr. Leonhard Birnbaum verantwortet seither als Chief Commercial Officer das Management aller Commodity-Positionen im Konzern. Entsprechend ist ihm die RWE Supply & Trading zugeordnet, ferner die länderübergreifend tätigen Gesellschaften RWE Innogy, RWE Dea und RWE Technology. Dr. Rolf Martin Schmitz führt nun als Chief Operating Officer die national aufgestellten Gesellschaften: Dies sind neben RWE Deutschland und RWE Power unsere Aktivitäten in den Niederlanden und Belgien, in Großbritannien sowie in Zentralost-/Südosteuropa.

RWE verkauft deutsches Gasfernleitungsnetz.

Im Dezember haben wir einen Vertrag zur Veräußerung der Thyssengas GmbH unterzeichnet. Käufer des Unternehmens, in dem unser deutsches Gasfernleitungsnetz zusammengefasst ist, sind vom australischen Finanzdienstleister Macquarie verwaltete Infrastrukturfonds. Inzwischen liegen alle erforderlichen Genehmigungen für den Verkauf vor. Thyssengas transportiert jährlich fast 10 Mrd. m3 Erdgas durch ein Fernleitungsnetz mit einer Gesamtlänge von ca. 4.100 Kilometern. Wir hatten uns gegenüber der EU-Kommission zum Verkauf dieser Aktivität verpflichtet.

Neue Gaskraftwerke in Deutschland und Großbritannien starten Produktion.

Im Geschäftsjahr 2010 haben wir den Bau der Gas- und-Dampfturbinen-Kraftwerke in Lingen und Staythorpe abgeschlossen. Beide Anlagen sind am Netz. Der Lingener Doppelblock mit einer Nettoleistung von 876 MW wurde am 14. April im Beisein des damaligen niedersächsischen Ministerpräsidenten und heutigen Bundespräsidenten Christian Wulff in Betrieb genommen. Für die hochmoderne Anlage, die über einen Wirkungsgrad von nahezu 60% verfügt, haben wir 0,5 Mrd. € ausgegeben. Die vier Blöcke in Staythorpe (Nottinghamshire) mit 1.650 MW Gesamtleistung haben die Produktion im Zeitraum von August bis November aufgenommen. Ihr Wirkungsgrad liegt mit 58% ebenfalls auf Spitzenniveau. Das Investitionsvolumen betrug 0,8 Mrd. €.

RWE beschließt Bau eines Gaskraftwerks in der Türkei.

Im April 2010 haben wir die Investitionsentscheidung für ein Gas- und-Dampfturbinen-Kraftwerk in Denizli (Westtürkei) getroffen. Kurz darauf wurde mit den Baumaßnahmen begonnen. Die Anlage soll über eine Nettoleistung von 775 MW verfügen und 2013 die Stromproduktion aufnehmen. Eigentümer und Betreiber wird ein Joint Venture sein, an dem RWE 70% und das türkische Energieunternehmen Turcas 30% hält. Das Investitionsvolumen beträgt voraussichtlich 0,5 Mrd. €.

Weichen für Rekordinvestition im Upstream-Geschäft gestellt.

RWE Dea hat den Weg für die größte Einzelinvestition in der Unternehmensgeschichte geebnet: Unsere Upstream-Tochter wird in den kommenden zwei Jahrzehnten 3,6 Mrd. US$ für die Entwicklung von Gasfeldern in den ägyptischen Konzessionen North Alexandria und West Mediterranean Deep Water einsetzen. Im Juli haben wir mit dem Ölminister des Landes, der Staatsgesellschaft EGPC und BP entsprechende Verträge unterzeichnet, die zuvor vom ägyptischen Parlament genehmigt worden waren. Die Förderung soll bis Ende 2014 aufgenommen werden. Die Investitionen für die Feldesentwicklung summieren sich auf etwa 9 Mrd. US$. Sie entfallen zu etwa 40% auf uns und zu etwa 60% auf unseren Partner BP, der die Betriebsführerschaft übernimmt. Die uns zustehenden Erdgasreserven aus den Konzessionen betragen über 50 Mrd. m3 . Die Konzessionen North Alexandria und West Mediterranean Deep Water liegen im westlichen Nildelta rund 40 Kilometer vor der ägyptischen Küste. Die Wassertiefe im Gebiet der nun anlaufenden Feldesentwicklung liegt bei 300 bis 800 Metern. Der auf RWE Dea entfallende Anteil an der jährlichen Produktion soll mehr als 3 Mrd. m3 Gas erreichen. Vor diesem Hintergrund verfolgen wir die politische Lage in Ägypten sehr aufmerksam.

Große Fortschritte beim Ausbau der erneuerbaren Energien.

RWE Innogy hat ihren Wachstumskurs auf dem Gebiet der regenerativen Energien im Berichtsjahr fortgesetzt. Das Unternehmen verfügte zum Jahresende über eine Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien von 2,3 GW, der Konzern insgesamt über 2,9 GW. Weitere 1,1 GW befinden sich im Bau. Darüber hinaus entwickeln wir derzeit Projekte mit einer Gesamtleistung von 18,2 GW. Der Schwerpunkt liegt auf Windkraftanlagen. Daneben investieren wir in Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse sowie in geringerem Maße auch in Solarthermie.

Vor allem beim Ausbau der Windstromerzeugung auf dem Meer (offshore) haben wir wichtige Etappenziele erreicht:

―	Im Januar 2010 erteilte uns die britische Regierung im Rahmen einer Ausschreibung die Genehmigung, die Offshore-Windprojekte Atlantic Array und Dogger Bank zu entwickeln. Atlantic Array mit einer Erzeugungsleistung von bis zu 1,5 GW werden wir zunächst allein entwickeln. Dogger Bank dagegen haben wir als Teil eines Konsortiums mit dem Namen "Forewind" gewonnen, an dem RWE Innogy mit 25% beteiligt ist. In dem Gebiet sollen Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 9 GW errichtet werden.
―	RWE Innogy hat 2010 den Startschuss für den Bau unseres ersten deutschen Offshore-Windparks gegeben. Derzeit laufen bauvorbereitende Maßnahmen; die ersten Fundamente werden wir voraussichtlich Ende 2011 errichten. Der Windpark trägt den Namen "Nordsee Ost", liegt etwa 35 Kilometer nördlich von Helgoland und soll über 48 Turbinen mit einer Gesamtleistung von 295 MW verfügen. Fertigstellen wollen wir ihn 2013. Die Investitionssumme wird auf 1 Mrd. € veranschlagt.
―	Im November 2010 hat RWE Innogy gemeinsam mit Partnerunternehmen entschieden, den belgischen Offshore-Windpark Thornton Bank auszubauen. Dort sind bislang 30 MW installiert. Bis 2013 sollen 295 MW hinzukommen. Alle für den Ausbau erforderlichen Genehmigungen liegen vor. Das Investitionsvolumen summiert sich auf 1,3 Mrd. €. RWE Innogy hält 26,7% an dem Projekt.

Bei der Windstromerzeugung an Land (onshore) ist RWE Innogy ebenfalls gut vorangekommen. In Italien nahmen wir mit San Basilio (25 MW) und Ururi (26 MW) zwei neue Windparks in Betrieb. Wir haben sie gemeinsam mit unserem italienischen Partner Fri-El Green Power entwickelt und gebaut. Auch in Polen gingen zwei neue Windparks der RWE Innogy ans Netz, einer in Piecki (32 MW) und einer in Tychowo (35 MW). Darüber hinaus haben Anlagen in Frankreich und Schottland die Produktion aufgenommen.

Auch auf dem Gebiet der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse hat RWE Innogy ihren Expansionskurs fortgesetzt. Im März 2010 begann das Unternehmen im US-Bundesstaat Georgia mit dem Bau einer Großanlage zur Pelletierung von Holz. Mit einer jährlichen Produktion von 750.000 Tonnen wird die Fabrik weltweit eine der größten und modernsten ihrer Art sein. Die Pellets sollen in reinen Biomassekraftwerken oder gemeinsam mit Steinkohle verfeuert werden. Die Inbetriebnahme des Pelletwerkes ist für 2011 geplant. Das Investitionsvolumen beträgt 120 Mio. €.

Neue Partner für den Ausbau der erneuerbaren Energien.

Im zurückliegenden Geschäftsjahr hat RWE Innogy zwei Partnerschaften für Projekte zur regenerativen Energieerzeugung geschlossen. Im April 2010 wurde mit 26 Stadtwerken und regionalen Energieversorgern das Gemeinschaftsunternehmen Green GECCO gegründet. RWE Innogy ist mit 51% daran beteiligt. Die neue Gesellschaft soll bis 2020 rund 1 Mrd. € in die Strom- und Wärmeproduktion aus erneuerbaren Energien investieren, auch außerhalb Deutschlands. Im Juni 2010 folgte eine weitere Partnerschaft: Mit den Stadtwerken München und Siemens gründete RWE Innogy ein Joint Venture für den Bau und Betrieb des britischen Offshore-Windparks Gwynt y Môr. Wir halten 60% daran. Die Stadtwerke München sind mit 30% beteiligt, Siemens mit 10%. Die Investitionssumme für Gwynt y Môr beträgt mehr als 2 Mrd. € (inkl. Netzanbindung zur Küste). Der Windpark mit 160 Turbinen und einer Gesamtleistung von 576 MW entsteht vor der Küste von Nordwales. Siemens wird die Windturbinen liefern, installieren und warten. Das Unternehmen wurde außerdem mit der Netzanbindung beauftragt.

RWE begibt Hybridanleihe mit Rekordvolumen.

Im September 2010 haben wir eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 1,75 Mrd. € begeben. Es war die größte Emission dieses Wertpapiertyps, die je in Europa von einem Industrieunternehmen begeben wurde. Sie stieß bei Investoren auf reges Interesse. Weitere Informationen hierzu finden Sie auf den Seiten 102 und 195.

Wesentliche Ereignisse nach Ablauf des Berichtszeitraums:

Ausstieg aus rumänischem Kernenergieprojekt.

Im Januar 2011 hat RWE gemeinsam mit GDF Suez (Frankreich) und Iberdrola (Spanien) den Rückzug aus dem laufenden Kernkraftprojekt Cernavoda in Rumänien bekannt gegeben. An dem Standort sollen zwei neue Blöcke mit einer Leistung von je 720 MW errichtet werden. Träger des Projekts ist ein Joint Venture, an dem die staatliche SN Nuclearelectrica die Mehrheit hält und weitere europäische Versorger beteiligt sind. RWE hatte einen Anteil von 9,15%. Der Ausstieg aus dem Projekt hat keine wesentlichen finanziellen Auswirkungen für uns. Grund für unseren Entschluss sind wirtschaftliche und marktbedingte Unsicherheiten, die zum großen Teil auf Nachwirkungen der Finanzkrise zurückzuführen sind.

RWE trennt sich von Minderheitsbeteiligung an Rostocker Kohlekraftwerk.

Im Februar 2011 haben wir unsere 24,6%-Beteiligung an einem Steinkohlekraftwerk in Rostock an die RheinEnergie AG veräußert. RheinEnergie übernimmt darüber hinaus den 25%-Anteil von Vattenfall. Die übrigen 50,4% werden weiterhin von EnBW gehalten. Das Kraftwerk verfügt über eine Stromerzeugungskapazität von 553 MW und liefert Fernwärme in das Netz der Stadtwerke Rostock.

1.5 ANMERKUNG ZUR BERICHTSWEISE

Erläuterungen zur Segmentstruktur.

Im vorliegenden Bericht folgen wir der Segmentstruktur, die wir erstmals im Jahresabschluss 2009 angewendet haben. Der RWE-Konzern ist untergliedert in sieben Unternehmensbereiche, die nach nationalen und funktionalen Kriterien abgegrenzt sind. Bei der Zuordnung der Aktivitäten zu den Bereichen haben wir gegenüber 2009 einige Anpassungen vorgenommen; diese betreffen im Wesentlichen Geschäftsteile des Ende September 2009 erworbenen niederländischen Energieversorgers Essent. Die Unternehmensbereiche stellen sich wie folgt dar:

―	Deutschland: Der Bereich besteht aus den Geschäftsfeldern "Stromerzeugung" und "Vertrieb und Verteilnetze". Das erstgenannte Geschäftsfeld enthält die Aktivitäten der RWE Power. Zum Geschäftsfeld Vertrieb und Verteilnetze zählen die mittlerweile in RWE Deutschland AG umfirmierte RWE Rheinland Westfalen Netz AG mitsamt ihren Beteiligungen sowie die RWE Vertrieb (inkl. eprimo, RWE Energiedienstleistungen und RWE Aqua), die RWE Effizienz und die deutschen Regionalversorger. Letztere betreiben über das Netz- und Endkundengeschäft hinaus in geringem Umfang auch eigene Stromerzeugungsanlagen. Das Geschäftsfeld umfasst außerdem einige ausländische Aktivitäten: unsere Minderheitsbeteiligungen an der österreichischen KELAG und der luxemburgischen ENOVOS sowie unser Wassergeschäft in Zagreb (Kroatien), das von RWE Aqua gesteuert wird. Seit dem 1. April 2010 ordnen wir auch die deutschen Gasspeicheraktivitäten von Essent dem Geschäftsfeld Vertrieb und Verteilnetze zu.
―	Niederlande/Belgien: Hier berichten wir über die zum 30. September 2009 erstkonsolidierte Essent. Allerdings haben wir - neben der oben erwähnten Umgliederung - noch folgende Anpassungen vorgenommen: Seit 2010 weisen wir die Windstromerzeugung des Unternehmens im Segment Erneuerbare Energien aus; die Handelsaktivitäten einschließlich des Key-Account-Geschäfts ordnen wir dem Segment Trading/Gas Midstream zu. Um Transparenz zu gewährleisten, zeigen wir die Ergebnisbeiträge dieser beiden Essent-Aktivitäten als separate Positionen. Unser früherer niederländischer Energievertrieb (RWE Energy Nederland) wurde zum 1. Oktober 2009 auf Essent übertragen. Für die ersten neun Monate 2009 ist er in der Position "Sonstige, Konsolidierung" enthalten. Darüber hinaus hat Essent im dritten Quartal 2010 das von RWE Power gestartete Kraftwerksprojekt in Eemshaven übernommen. An dem Standort in der Provinz Groningen bauen wir einen Steinkohle-Doppelblock mit 1.560 MW Nettoleistung.
―	Großbritannien: Unter dieser Position ist RWE npower dargestellt, d.h. unser britisches Erzeugungs- und Vertriebsgeschäft mit Ausnahme der von RWE Innogy verantworteten Stromproduktion aus erneuerbaren Energien.
―	Zentralost-/Südosteuropa: In diesem Unternehmensbereich bündeln wir unsere Gesellschaften in Polen, Ungarn, Tschechien und der Slowakei. Seit Kurzem sind hier auch unsere türkischen Aktivitäten erfasst. Daher haben wir die Bezeichnung des Bereichs angepasst (vormals: Zentral- und Osteuropa). In Polen konzentrieren wir uns auf den Stromvertrieb und das Stromverteilnetz, in Ungarn zusätzlich auf die Braunkohleverstromung, die von unserer Tochtergesellschaft Matra verantwortet wird. Über Minderheitsbeteiligungen sind wir in Ungarn auch im Gasgeschäft und in der Wasserversorgung tätig. Unsere tschechischen Aktivitäten umfassen den Vertrieb, die Verteilung, den überregionalen Transport, den Transit und die Speicherung von Gas. In der Slowakei sind wir über unsere Minderheitsbeteiligung an VSE im Stromnetz- und im Stromendkundengeschäft aktiv sowie über RWE Gas Slovensko im Gasvertrieb. In der Türkei errichten wir gemeinsam mit einem Partner ein Gaskraftwerk, das 2013 den kommerziellen Betrieb aufnehmen soll.
―	Erneuerbare Energien: Der Bereich umfasst alle Aktivitäten der RWE Innogy, die auf Strom- und Wärmeerzeugung aus regenerativen Quellen spezialisiert ist. Wie bereits erwähnt, weisen wir hier seit 2010 auch die Stromproduktion der Windkraftanlagen von Essent aus.
―	Upstream Gas & Öl: Dieses Segment beinhaltet das Geschäft der RWE Dea. Das Unternehmen fördert Gas und Öl; regionale Schwerpunkte sind Europa und Nordafrika.
―	Trading/Gas Midstream: In diesem Unternehmensbereich sind der Energiehandel, die Gas-Midstream-Aktivitäten und das Vertriebsgeschäft mit unseren großen deutschen Industrie- und Geschäftskunden zusammengefasst. Seit 1. Januar 2010 enthält der Bereich auch den Energiehandel und das Key-Account-Geschäft von Essent.

Unter der Position "Sonstige, Konsolidierung" werden unser Stromtransportnetz-Betreiber Amprion, die Konzernholding RWE AG, unsere internen Dienstleister RWE Service, RWE IT und RWE Consulting sowie die zum 1. Januar 2010 gegründete RWE Technology erfasst. Darin ebenfalls enthalten ist Thyssengas; die Vermögenswerte und Schulden des Unternehmens werden in unserer Bilanz als "zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen.

1.6 GESCHÄFTSENWICKLUNG

RWE blickt auf ein sehr erfolgreiches Geschäftsjahr zurück. Das betriebliche Ergebnis war das höchste in der Unternehmensgeschichte. Mit einem Plus von 8% gegenüber 2009 hat es unsere Erwartungen übertroffen. Beim nachhaltigen Nettoergebnis, das um 6% stieg, lagen wir ebenfalls über unserer Prognose. Motor des Erfolgs war einmal mehr die deutsche Stromerzeugung. Außerdem kam uns zugute, dass wir den 2009 erworbenen niederländischen Versorger Essent erstmals mit vollen zwölf Monaten im Jahresabschluss berücksichtigen konnten.

Stromaufkommen der Unternehmensbereiche	Deutschland		Niederlande/Belgien		Großbritannien
in Mrd. kWh	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Eigenerzeugung	165,11	146,01	14,3	4,5	34,3	26,7
Braunkohle	65,4	65,3	-	-	-	-
Steinkohle	39,0	31,8	5,7	1,6	10,4	10,7
Kernenergie	45,2	33,9	-	-	-	-
Gas	11,9	11,5	6,8	2,1	23,8	15,8
Erneuerbare Energien	1,5	1,6	1,8	0,8	-	-
Pumpwasser, Öl, Sonstige	2,1	1,9	-	-	0,1	0,2
Konzernexterner Strombezug	27,2	33,9	8,62	1,5	18,02	25,92
Gesamt	192,3	179,9	22,9	6,0	52,3	52,6

Stromaufkommen der Unternehmensbereiche	Zentralost-/ Südosteuropa		Erneuerbare Energien		RWE-Konzern
in Mrd. kWh	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Eigenerzeugung	5,7	5,7	5,9	4,3	225,3	187,2
Braunkohle	5,6	5,6	-	-	71,0	70,9
Steinkohle	-	-	0,1	-	55,2	44,1
Kernenergie	-	-	-	-	45,2	33,9
Gas	0,1	0,1	0,2	0,2	42,8	29,7
Erneuerbare Energien	-	-	5,6	4,1	8,9	6,5
Pumpwasser, Öl, Sonstige	-	-	-	-	2,2	2,1
Konzernexterner Strombezug	20,52	20,32	0,1	0,1	104,43	112,83
Gesamt	26,2	26,0	6,0	4,4	329,7	300,0

1 Inkl. Strombezüge aus Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können. im Geschäftsjahr 2010 waren dies 25,6 Mrd. kWh, davon 23,4 Mrd. kWh aus Steinkohle.

2 Die ausgewiesenen Strommengen wurden ganz oder teilweise über unser Handelsgeschäft bezogen.

3 Inkl. Bezugsmengen von RWE Supply & Trading und von Gesellschaften, die wir unter "Sonstige, Konsolidierung" erfassen (im Wesentlichen Amprion)

Stromerzeugung um 20% gestiegen.

Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 225,3 Mrd. Kilowattstunden (kWh) Strom produziert, 20% mehr als 2009. Eigenerzeugung und konzernexterner Bezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 329,7 Mrd. kWh. Damit wurde der Vorjahreswert um 10% übertroffen. Von unserer Stromproduktion entfielen 32% auf Braunkohle, 25% auf Steinkohle, 20% auf Kernenergie und 19% auf Gas. Der Anteil der erneuerbaren Energien betrug 4%.

―	Deutschland: Der Unternehmensbereich Deutschland produzierte 165,1 Mrd. kWh Strom. Bezogen auf den Konzern entspricht das einem Anteil von 73%. Neben der deutschen Produktion von RWE Power sind hier kleinere Mengen von Regionalgesellschaften erfasst. Mit berücksichtigt ist auch die Produktion aus Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können. Zum großen Teil handelt es sich dabei um Steinkohleblöcke. Gegenüber 2009 ist die Erzeugung des Unternehmensbereichs Deutschland um 13% gestiegen, vor allem wegen einer höheren Verfügbarkeit des Kernkraftwerks Biblis. Daneben waren auch unsere vertraglich gesicherten Steinkohlekraftwerke wesentlich stärker im Einsatz als 2009. Das ergibt sich aus verbesserten Marktbedingungen für diese Anlagen. Die Inbetriebnahme unseres neuen Gaskraftwerks in Lingen mit 876 MW Gesamtleistung schlug ebenfalls positiv zu Buche.
―	Niederlande/Belgien: Die Stromproduktion von Essent belief sich auf 14,3 Mrd. kWh. Wegen der erstmals ganzjährigen Einbeziehung des niederländischen Energieversorgers wurde der Vorjahreswert (4,5 Mrd. kWh) deutlich übertroffen. Wir hatten Essent zum 30. September 2009 erstkonsolidiert. Für 2009 weisen wir daher nur die im vierten Quartal erzeugten Mengen aus.
―	Großbritannien: Die Stromproduktion der RWE npower stieg um 28% auf 34,3 Mrd. kWh. Nach Revisionen im Vorjahr war unser Gaskraftwerk in Didcot 2010 wieder wesentlich stärker im Einsatz. Außerdem ging in der zweiten Jahreshälfte die neue Gas-und-Dampfturbinen-Anlage in Staythorpe mit 1.650 MW Gesamtleistung ans Netz. Die Auslastung unserer britischen Steinkohlekraftwerke war dagegen marktbedingt etwas geringer als 2009.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Die hier produzierten Mengen blieben mit 5,7 Mrd. kWh unverändert. Sie stammen im Wesentlichen vom ungarischen Braunkohleverstromer Mátra.
―	Erneuerbare Energien: Der Unternehmensbereich erzeugte 5,9 Mrd. kWh Strom, der nahezu ausschließlich aus regenerativen Quellen stammte. Gegenüber 2009 entspricht das einem Anstieg um 37%, der vor allem darauf beruht, dass wir in dem Bereich seit 2010 auch die Stromproduktion der Windkraftanlagen von Essent ausweisen. Positiv wirkte auch, dass wir Danta de Energías erstmals ganzjährig in unseren Zahlen berücksichtigt haben. Im Mai 2009 hatten wir unsere Beteiligung an dem spanischen Windparkbetreiber von 49,33 auf 98,65% aufgestockt. Daneben trug organisches Wachstum zum Produktionsanstieg bei. Im Dezember 2009 ging beispielsweise der britische Offshore-Windpark Rhyl Flats mit 90 M W Gesamtkapazität ans Netz.

Zusätzlich zur Eigenerzeugung beziehen wir Strom von konzernexternen Anbietern. Diese Mengen summierten sich auf 104,4 Mrd. kWh (Vorjahr: 112,8 Mrd. kWh). Darin enthalten ist auch Strom, der nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) von Dritten in das RWE-Netz eingespeist wurde.

Mit über 52 Gigawatt Kraftwerkskapazität einer der führenden Stromerzeuger in Europa.

Zum Ende des Geschäftsjahres 2010 verfügte der RWE-Konzern über eine Kraftwerksleistung von 52,2 GW. Damit liegen wir unter den europäischen Energieversorgern an fünfter Stelle. In den Zahlen enthalten sind die bereits erwähnten vertraglich gesicherten Kapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden. Gegenüber 2009 hat sich unsere Kraftwerksleistung um 2,6 GW erhöht. Hinzugekommen sind u.a. unsere neuen Gaskraftwerke in Lingen und Staythorpe. Mit 29% (Vorjahr: 31%) hat Steinkohle nach wie vor den größten Anteil an der Gesamtleistung im RWE-Konzern, gefolgt von Gas mit 22% (18%), Braunkohle mit 21% (22%) und Kernenergie mit 12% (13%). Die erneuerbaren Energien kommen auf 6% (5%). Auf den Unternehmensbereich Deutschland entfallen 65% unserer Erzeugungskapazität, auf Großbritannien 23% und auf Niederlande/Belgien 6%.

Kraftwerkskapazität der Unternehmensbereiche Stand: 31.12.10, in MW	Deutschland1	Niederlande/ Belgien	Großbritannien	Zentralost-/ Südosteuropa	Erneuerbare Energien	RWE- Konzern
Primärenergieträger
Steinkohle	9.673	885	4.575	-	102	15.143
Gas	5.086	1.927	4.525	147	442	11.729
Braunkohle	10.172	-	-	763	192	10.954
Kernenergie	6.295	-	-	-	-	6.295
Erneuerbare Energien	313	331	-	1	2.302	2.947
Pumpwasser, Öl, Sonstige	2.489	-	2.657	-	-	5.146
Gesamt	34.028	3.143	11.757	911	2.375	52.214

1 Inkl. Kapazitäten von Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können. Zum 31. Dezember 2010 waren dies 8.672 MW, davon 6.507 MW Stromerzeugungskapazität auf Basis von Steinkohle.

2 Überwiegend Anlagen der RWE Innogy Cogen

Spezifische CO2-Emissionen um 8% gesunken.

Im Geschäftsjahr 2010 verursachte unsere Stromerzeugung einen Kohlendioxid-Ausstoß von 164,9 Mio. Tonnen. Davon entfielen 142,7 Mio. Tonnen auf RWE-eigene Kraftwerke und die restlichen 22,2 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Unsere Emissionen lagen um 15,8 Mio. Tonnen bzw. 11% über dem Vorjahresniveau. Das ist auf die stark erhöhte Stromproduktion unserer Steinkohle- und Gaskraftwerke zurückzuführen, zu der die erstmals ganzjährige Einbeziehung von Essent beitrug. Unser spezifischer Emissionsfaktor - das ist der Kohlendioxid-Ausstoß je erzeugter MWh Strom - hat sich demgegenüber verbessert: Er sank um 8% von 0,796 Tonnen je MWh auf 0,732 Tonnen, weil sich der Anteil des CO2 -frei oder CO2 -arm erzeugten Stroms an unserer Gesamtproduktion erhöhte. Dabei kam u.a. die bessere Auslastung des Kernkraftwerks Biblis zum Tragen.

Im Berichtsjahr wurden uns kostenlose staatliche Emissionsrechte (sogenannte EU Allowances - EUAs) für einen CO2 -Ausstoß in Höhe von 115,1 Mio. Tonnen zugeteilt. In Deutschland erhielten wir Emissionsberechtigungen für 84,9 Mio. Tonnen, in Großbritannien für 16,2 Mio. Tonnen und in den Niederlanden für 8,5 Mio. Tonnen. Insgesamt reichte die Zuteilung bei Weitem nicht aus, um unsere Emissionen abzudecken. Wir mussten daher Zertifikate zukaufen. Auf Konzernebene betrug die Unterausstattung 49,8 Mio. Tonnen.

Emissionsbilanz nach Ländern	Deutschland1		Niederlande/Belgien2		Großbritannien
in Mio. Tonnen CO2	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
CO2 -Ausstoß	130,6	123,3	8,3	2,7	18,9	16,6
Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate	84,9	83,1	8,5	2,4	16,2	14,9
Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten	45,7	40,2	-0,2	0,3	2,7	1,7

Emissionsbilanz nach Ländern	Zentralost-/Südosteuropa		RWE-Konzern
in Mio. Tonnen CO2	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---
CO2 -Ausstoß	7,1	6,5	164,9	149,1
Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate	5,5	4,8	115,1	105,2
Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten	1,6	1,7	49,8	43,9

1 Inkl. Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können. Diese Anlagen emittierten im Berichtsjahr 22,2 Mio. Tonnen CO2 ; zugeteilt wurden ihnen Zertifikate für 19,7 Mio. Tonnen.

2 Im Geschäftsjahr 2009 ist Essent nur mit drei Monaten enthalten.

In der Emissionshandelsperiode von 2008 bis 2012 und danach dürfen wir in Summe bis zu 100 Mio. Tonnen unseres CO2 -Ausstoßes durch Einreichung von Zertifikaten abdecken, die durch Emissionsminderungen im Rahmen der Kyoto-Mechanismen Clean Development Mechanism und Joint Implementation geschaffen wurden. Vorteil ist, dass die Kosten für solche Zertifikate in aller Regel niedriger sind als die Marktpreise für EUAs. Zum Ende des Geschäftsjahres 2010 hatten wir Zertifikate für 68,6 Mio. Tonnen vertraglich gesichert. Allerdings besteht die Möglichkeit, dass Projekte nicht umgesetzt werden oder ihre Emissionseinsparungen hinter den Erwartungen zurückbleiben. Unter Einbeziehung solcher Risiken schätzen wir, dass uns Emissionsrechte für 41,4 Mio. Tonnen zufließen werden. Bis Ende 2010 haben wir bereits Zertifikate für 14,5 Mio. Tonnen erhalten und Zertifikate für 4,6 Mio. Tonnen verbraucht.

Deutliche Erhöhung der Gas- und Ölreserven.

RWE Dea will ihre Gas- und Ölförderung bis 2016 auf etwa 70 Mio. Barrel Öläquivalente (OE) steigern. Die wichtigsten Wachstumsprojekte verfolgen wir in Nordafrika, in der britischen Nordsee und an der Küste vor Norwegen. Unsere Öl- und Gasreserven beliefen sich zum 31. Dezember 2010 auf 137 Mio. m3 OE. Damit lagen sie um etwa 70% über dem Vorjahresniveau (81 Mio. m3 OE). Hauptgrund ist, dass wir Verträge über die Entwicklung großer Gasvorkommen in zwei ägyptischen Konzessionen geschlossen haben (siehe Seite 71). Als Reserven bezeichnet man in der Erde lagernde Rohstoffe, deren Existenz nachgewiesen werden konnte und deren Förderung wirtschaftlich sinnvoll und rechtlich gesichert ist. Davon abzugrenzen sind die Ressourcen: Dabei handelt es sich um Rohstoffvorkommen, die nicht alle vorgenannten Kriterien erfüllen oder die geologisch noch nicht genau erfasst wurden. Die nachgewiesenen Ressourcen der RWE Dea beliefen sich Ende 2010 auf 91 Mio. m3 OE (Vorjahr: 143 Mio. m3 OE).

Leichter Rückgang der Gas- und Ölproduktion.

Im zurückliegenden Geschäftsjahr förderte RWE Dea 2.786 Mio. m3 Gas und 2.266 Tsd. m3 Öl. Rechnet man die Gasmengen in Öläquivalente um und addiert sie zur Rohölproduktion, ergibt sich eine Gesamtförderung von 4.963 Tsd. m3 oder 31,2 Mio. Barrel. Das sind 4% weniger als 2009. Beim Erdgas war die Produktion um 5% rückläufig. Durch die Ausschöpfung bestehender Reserven kam es zu einem natürlichen Förderabfall. Dies betraf vor allem unsere deutschen und britischen Konzessionsgebiete. Dagegen brachten zusätzliche Produktionsbohrungen am deutschen Standort Völkersen positive Effekte. Außerdem haben wir in einem neu erschlossenen Feld in der norwegischen Nordsee die Fördertätigkeit aufgenommen. Beim Rohöl blieben die Volumina um 3 % hinter dem Vorjahreswert zurück. Auch hier machte sich die fortschreitende Reservenausschöpfung bemerkbar, besonders in unserem deutschen Erdölfeld Mittelplate. Betroffen waren auch Konzessionen im Golf von Suez (Ägypten). Positiv wirkte, dass wir in einem dänischen Feld die Produktion aufgenommen haben. Außerdem haben wir in Deutschland und Ägypten Maßnahmen zur Verbesserung der Förderausbeute ergriffen.

Stromabsatz: Deutliches Plus wegen ganzjähriger Einbeziehung von Essent.

Im Geschäftsjahr 2010 haben wir 311,2 Mrd. kWh Strom an konzernexterne Kunden geliefert. Der Stromabsatz liegt typischerweise etwas unter dem Stromaufkommen; ausschlaggebend dafür sind Netzverluste sowie der Eigenverbrauch bei der Braunkohleförderung und in Pumpspeicherkraftwerken. Gegenüber 2009 ist der Stromabsatz um 10% gestiegen, u.a. wegen der erstmals ganzjährigen Einbeziehung von Essent. Außerdem profitierten wir von konjunkturbedingter Mehrnachfrage, vor allem in Deutschland.

Außenabsatz Strom	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler
in Mrd. kWh	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Deutschland	26,0	26,1	29,1	27,3	58,0	54,6
Niederlande/Belgien	11,9	3,5	10,1	2,0	-	-
Großbritannien	19,1	20,1	30,8	29,8	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	7,9	8,7	10,2	9,0	6,5	7,1
Trading/Gas Midstream	-	-	30,5	26,8	-	-
RWE-Konzern1	65,3	59,3	110,8	95,7	102,3	93,9

Außenabsatz Strom	Stromhandel		Gesamt
in Mrd. kWh	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---
Deutschland	-	-	113,1	108,0
Niederlande/Belgien	-	1,3	22,0	6,8
Großbritannien	-	-	49,9	49,9
Zentralost-/Südosteuropa	-	-	24,6	24,8
Trading/Gas Midstream	32,8	32,6	63,3	59,4
RWE-Konzern1	32,8	33,9	311,2	282,8

1 Inkl. Absatz des Unternehmensbereichs Erneuerbare Energien und von Gesellschaften, die unter "Sonstige, Konsolidierung" erfasst sind (im Wesentlichen Amprion)

―	Deutschland: Der Unternehmensbereich setzte 113,1 Mrd. kWh Strom ab und damit 5% mehr als im Vorjahr. Vor allem an Weiterverteiler haben wir mehr verkauft, aber auch an Industrie- und Geschäftskunden. Hintergrund ist die wirtschaftliche Erholung. Im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe führten Kundenverluste zu leichten Mengeneinbußen. Ende 2010 versorgten die vollkonsolidierten Gesellschaften des Unternehmensbereichs Deutschland insgesamt 6.712 Tsd. Kunden mit Strom, 151 Tsd. weniger als ein Jahr zuvor. Der Rückgang betraf die RWE Vertrieb und das Regionalgeschäft. Dagegen konnte unser Discounter eprimo seine Marktposition ausbauen: Das Unternehmen hatte zum Jahresende 736 Tsd. Stromkunden und damit 110 Tsd. mehr als 2009.
―	Niederlande/Belgien: Essent verkaufte 22,0 Mrd. kWh Strom. Der Vergleichswert für 2009 in Höhe von 6,8 Mrd. kWh bezog sich nur auf das vierte Quartal. Zum 31. Dezember 2010 versorgte Essent 2.329 Tsd. Kunden mit Strom. In den Niederlanden hatten wir 2.169 Tsd. und in Belgien 160 Tsd. Stromkunden, gegenüber 2.144 Tsd. bzw. 172 Tsd. im Jahr zuvor.
―	Großbritannien: Die Stromlieferungen von RWE npower waren mit 49,9 Mrd. kWh genauso hoch wie im Vorjahr. Während sich unsere Marktposition im Geschäft mit Industrie- und Geschäftskunden leicht verbesserte, verschlechterte sie sich bei Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben. Zum 31. Dezember 2010 belieferte RWE npower 4.003 Tsd. Stromkunden, 144 Tsd. weniger als im Vorjahr. Bei britischen Haushalten kamen wir auf einen Marktanteil von 14%.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Hier setzten wir 24,6 Mrd. kWh Strom ab. Der leichte Rückgang gegenüber 2009 erklärt sich dadurch, dass wir seit 2010 bestimmte Absatzmengen mit Großhandelsbezügen saldieren. Positiv wirkte sich die konjunkturbedingte Mehrnachfrage aus. Außerdem hat sich die Zahl unserer Stromkunden in Ungarn und Polen geringfügig auf 2.236 Tsd. bzw. 910 Tsd. erhöht. Seit Anfang 2010 vermarkten wir auch in Tschechien Strom. Zum Jahresende wurden dort bereits 13 Tsd. Kunden von uns versorgt.
―	Trading/Gas Midstream: Die externen Stromlieferungen des Unternehmensbereichs beliefen sich auf 63,3 Mrd. kWh. Damit waren sie um 7% höher als im Vorjahr. Hauptursache ist, dass wir die Handelsaktivitäten von Essent seit 2010 bei Trading/Gas Midstream ausweisen.

Stromabsatz des RWE-Konzerns nach Ländern 2010 (2009) in %

Außenabsatz Gas	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler		Gesamt
in Mrd. kWh	2010	2009	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---	---	---
Deutschland1	29,0	27,6	23,7	19,9	44,9	47,4	97,6	94,9
Niederlande/Belgien	63,8	17,9	49,0	16,2	-	2,0	112,8	36,1
Großbritannien	48,8	45,1	4,5	6,8	-	-	53,3	51,9
Zentralost-/Südosteuropa	35,6	33,1	29,4	27,5	8,5	15,3	73,5	75,9
Upstream Gas & Öl	-	-	2,1	2,8	16,5	16,2	18,6	19,0
Trading/Gas Midstream	-	-	26,4	18,9	12,6	14,2	39,0	33,1
RWE-Konzern2	177,2	130,5	135,1	106,4	83,1	95,1	395,4	332,0

1 Angepasste Vorjahreswerte wegen geänderter Kundenzuordnung

2 Inkl. des in den ersten drei Quartalen 2009 erzielten Absatzes der RWE Energy Nederland

Durch Essent deutliches Plus beim Gasabsatz.

Der konzernexterne Gasabsatz lag mit 395,4 Mrd. kWh um 19% über dem Vorjahresniveau. Ohne den Effekt aus der erstmals ganzjährigen Einbeziehung von Essent wäre er um 2% gestiegen. Hier spielte der höhere Heizwärmebedarf der Privathaushalte eine Rolle, während Kundenverluste in Tschechien gegenläufig wirkten.

―	Deutschland: Der Unternehmensbereich verkaufte 97,6 Mrd. kWh Gas. Gegenüber 2009 ist das ein Plus von 3%. Gestiegen sind unsere Lieferungen an Industrie- und Geschäftskunden, ebenso wie die an Privathaushalte und kleine Gewerbebetriebe. Dabei kamen uns die konjunkturelle Erholung und die kühlere Witterung zugute. Außerdem konnten wir in diesen Segmenten Kunden hinzugewinnen. Mengenrückgänge verzeichneten wir dagegen im Geschäft mit Weiterverteilern, von denen einige den Anbieter wechselten oder ihren Bedarf zu einem größeren Teil bei Wettbewerbern deckten. Unsere vollkonsolidierten deutschen Vertriebsgesellschaften versorgten zum Bilanzstichtag 1.106 Tsd. Kunden mit Gas. Das sind 34 Tsd. mehr als ein Jahr zuvor.
―	Niederlande/Belgien: Essent steuerte 112,8 Mrd. kWh zum Gasabsatz des RWE-Konzerns bei und damit konsolidierungsbedingt wesentlich mehr als 2009. Am 31. Dezember 2010 hatte das Unternehmen 2.015 Tsd. Gaskunden, und zwar 1.959 Tsd. in den Niederlanden und 56 Tsd. Kunden in Belgien. Zum gleichen Zeitpunkt im Vorjahr waren es 1.920 Tsd. bzw. 59 Tsd. gewesen.
―	Großbritannien: RWE npower lieferte 53,3 Mrd. kWh Gas. Die kühlere Witterung gab den Ausschlag dafür, dass der Vorjahreswert um 3% übertroffen werden konnte. Allerdings mussten wir wettbewerbsbedingte Kundenverluste hinnehmen. Dies betrifft sowohl das Geschäft mit Industrieunternehmen als auch das mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben. Zum Jahresende versorgte RWE npower 2.571 Tsd. Gaskunden, 70 Tsd. weniger als 2009. Die Zahl jener, die sowohl Strom als auch Gas bei uns beziehen, hat sich um 69 Tsd. auf 2.279 Tsd. verringert.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Hier ging der Gasabsatz trotz der kühleren Witterung um 3% auf 73,5 Mrd. kWh zurück. In unserem Hauptmarkt Tschechien wechselten einige von uns belieferte Weiterverteiler den Anbieter oder deckten nicht mehr ihren gesamten Gasbedarf bei uns; auch in den anderen Kundensegmenten bekamen wir steigenden Wettbewerbsdruck zu spüren. Die Zahl unserer Gaskunden hat sich in Tschechien um 89 Tsd. auf 2.192 Tsd. verringert. Einen positiven Trend sehen wir dagegen in der Slowakei, wo unsere im Juli 2008 gegründete Vertriebstochter RWE Gas Slovensko verstärkt Gas an Geschäftskunden vermarktet. Das Unternehmen setzte im Berichtsjahr 7,8 Mrd. kWh ab und damit 5,6 Mrd. kWh mehr als 2009.
―	Upstream Gas & Öl: RWE Dea verkaufte 18,6 Mrd. kWh Gas an konzernfremde Kunden. Der Vorjahreswert wurde damit um 2% unterschritten. Dies ergibt sich aus der rückläufigen Gasförderung.
―	Trading/Gas Midstream: Der Bereich setzte 39,0 Mrd. kWh Gas außerhalb des Konzerns ab. RWE Supply & Trading konzentriert sich auf die Gasbeschaffung für RWE-Gesellschaften und erzielt daher überwiegend Innenabsatz. Beim extern verkauften Gas handelt es sich zum einen um überschüssige Gasbezugsmengen; zum anderen erzielen wir Außenabsatz im Key-Account-Geschäft mit Industrieunternehmen. Wie bereits dargestellt, weisen wir seit 2010 auch das Großkundengeschäft der Handelsgesellschaften von Essent bei Trading/Gas Midstream aus. Die neue Zuordnung trug wesentlich dazu bei, dass sich der Außenabsatz des Bereichs im zurückliegenden Geschäftsjahr um 18 % erhöhte.

Gasabsatz des RWE-Konzerns nach Ländern 2010 (2009)in %

Außenumsatz	2010	2009	+/-
in Mio. €			in %
---	---	---	---
Deutschland	19.528	19.386	0,7
Stromerzeugung	1.072	1.056	1,5
Vertrieb und Verteilnetze	18.456	18.330	0,7
Niederlande/Belgien	6.510	1.799	-
Großbritannien	7.759	7.843	-1,1
Zentralost-/Südosteuropa	5.297	5.254	0,8
Erneuerbare Energien	366	245	49,4
Upstream Gas & Öl	1.353	1.208	12,0
Trading/Gas Midstream	7.517	6.937	8,4
Sonstige, Konsolidierung	4.990	5.069	-1,6
RWE-Konzern	53.320	47.741	11,7
Davon:
Stromerlöse	34.803	31.225	11,5
Direkte Stromsteuer	1.323	1.041	27,1
Gaserlöse	14.491	12.443	16,5
Ölerlöse	1.049	1.024	2,4

Außenumsatz 12% über Vorjahr.

Der RWE-Konzern erwirtschaftete 2010 einen Außenumsatz von 53.320 Mio. €. Damit wurde der Vorjahreswert um 12% übertroffen. Maßgeblich hierfür war die erstmalige Konsolidierung von Essent mit vollen zwölf Monaten, während gesunkene Preise im Gasvertrieb gegenläufig wirkten. Wechselkurseffekte hatten einen positiven Einfluss auf die Umsatzentwicklung, da unsere wichtigsten Auslandswährungen gegenüber dem Euro aufwerteten: Für das britische Pfund mussten 2010 durchschnittlich 1,17 € bezahlt werden; im Vorjahr waren es 1,12 € gewesen. Der US-Dollar verteuerte sich von 0,72 auf 0,76 €, die tschechische Krone von 0,038 auf 0,040 €, der ungarische Forint von 0,0035 auf 0,0036 € und der polnische Zloty von 0,23 auf 0,25 €. Lässt man wesentliche Konsolidierungs- und Wechselkurseinflüsse außer Betracht, blieb der Konzernumsatz unverändert.

―	Deutschland: Der Außenumsatz des Unternehmensbereichs war mit 19.528 Mio. € geringfügig höher als 2009. Die Stromerlöse verbesserten sich um 4% auf 14.124 Mio. €, vor allem wegen der erläuterten Absatzsteigerungen. Außerdem haben wir mehr Strom von Dritten durch unsere Netze geleitet. Im Gasgeschäft ist der Umsatz um 6% auf 3.826 Mio. € gesunken. Diese Entwicklung beruht auf Preisanpassungen: Unsere deutschen Regionalversorger hatten im Zeitraum 2009/2010 teilweise mehrfach die Tarife gesenkt. Sie gaben damit Vorteile aus rückläufigen Beschaffungskosten an ihre Kunden weiter.
―	Niederlande/Belgien: Der Bereich steigerte den Umsatz konsolidierungsbedingt auf 6.510 Mio. €. Davon entfielen 2.195 Mio. € auf das Strom- und 4.108 Mio. € auf das Gasgeschäft.
―	Großbritannien: Die Erlöse von RWE npower lagen mit 7.759 Mio. € knapp unter dem Vorjahreswert. Rechnet man Wechselkurseffekte heraus, ergibt sich ein Minus von 5%. Der Stromumsatz sank um 2%, wechselkursbereinigt um 6%. Hier schlugen noch Preissenkungen aus dem Vorjahr zu Buche. Den Privatkundentarif hatte RWE npower zum 31. März 2009 um durchschnittlich 8% ermäßigt. Der Gasumsatz erhöhte sich geringfügig auf 2.016 Mio. €. Auf Pfund-Basis war er allerdings um 3% rückläufig. Auch hier gaben Preiseffekte den Ausschlag: RWE npower hatte zum 26. März 2010 den Gastarif für Privatkunden um durchschnittlich 7% gesenkt.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Der Bereich setzte 5.297 Mio. € um und damit etwas mehr als 2009. Ohne Währungseinflüsse wären die Erlöse um 3% gesunken. Der Stromumsatz stieg um 2% auf 2.492 Mio. €, während sich auf wechselkursbereinigter Basis ein Minus von 2% ergibt. Hier kamen Preissenkungen im Geschäft mit Industrie- und Geschäftskunden zum Tragen. Die Gaserlöse lagen mit 2.706 Mio. € auf Vorjahresniveau. Ohne den Wechselkurseinfluss gingen sie um 4% zurück, hauptsächlich wegen der erwähnten Mengeneinbußen in Tschechien.
―	Erneuerbare Energien: Der Außenumsatz des Bereichs stieg um 49% auf 366 Mio. €, u.a. weil er seit 2010 die Windstromerlöse von Essent enthält (76 Mio. €). Auch die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten und die erstmals ganzjährige Einbeziehung des spanischen Windparkbetreibers Danta de Energías trugen zum Wachstum bei.
―	Upstream Gas & Öl: Bei RWE Dea verbesserte sich der Außenumsatz trotz leicht gesunkener Fördermengen um 12% auf 1.353 Mio. €. Das Unternehmen erzielte für seine Rohölförderung wesentlich höhere Dollar-Preise als 2009. Auch die Aufwertung der US-Währung gegenüber dem Euro schlug positiv zu Buche, während niedrigere realisierte Gaspreise gegenläufig wirkten.
―	Trading/Gas Midstream: Der Außenumsatz des Bereichs erhöhte sich um 8% auf 7.517 Mio. €. Hauptgrund ist die erstmalige Einbeziehung der Erlöse aus dem Handelsgeschäft von Essent (1.505 Mio. €).

Überleitung vom Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit zum EBITDA in Mio. €	2010	2009	+/- in %
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit1	6.507	7.326	-11,2
+ Betriebliches Beteiligungsergebnis	345	321	7,5
+ Neutrales Beteiligungsergebnis	62	-59	-
- Neutrales Ergebnis	767	-498	-
Betriebliches Ergebnis	7.681	7.090	8,3
+ Betriebliche Abschreibungen	2.575	2.075	24,1
EBITDA	10.256	9.165	11,9

1 Siehe Gewinn- und Verlustrechnung auf Seite 162

EBITDA	2010	2009	+/-
in Mio. €			in %
---	---	---	---
Deutschland	6.728	5.811	15,8
Stromerzeugung	4.510	3.889	16,0
Vertrieb und Verteilnetze	2.218	1.922	15,4
Niederlande/Belgien	660	277	-
Großbritannien	504	445	13,3
Zentralost-/Südosteuropa	1.440	1.285	12,1
Erneuerbare Energien	211	126	67,5
Davon: Windaktivitäten von Essent	69	-	-
Upstream Gas & Öl	619	437	41,6
Trading/Gas Midstream	-7	986	-100,7
Davon: Handelsgeschäft von Essent	108	-	-
Sonstige, Konsolidierung	101	-202	-
RWE-Konzern	10.256	9.165	11,9

Betriebliches Ergebnis	2010	2009	+/-
in Mio. €			in %
---	---	---	---
Deutschland	5.575	4.780	16,6
Stromerzeugung	4.000	3.428	16,7
Vertrieb und Verteilnetze	1.575	1.352	16,5
Niederlande/Belgien	391	180	117,2
Großbritannien	272	247	10,1
Zentralost-/Südosteuropa	1.173	1.055	11,2
Erneuerbare Energien	72	56	28,6
Davon: Windaktivitäten von Essent	23	-	-
Upstream Gas & Öl	305	203	50,2
Trading/Gas Midstream	-21	985	-102,1
Davon: Handelsgeschäft von Essent	96	-	-
Sonstige, Konsolidierung	-86	-416	79,3
RWE-Konzern	7.681	7.090	8,3

Betriebliches Ergebnis um 8% gesteigert.

Die Ertragslage des RWE-Konzerns hat sich 2010 weiter verbessert. Das EBITDA erhöhte sich um 12% auf 10.256 Mio. €, das betriebliche Ergebnis um 8% auf 7.681 Mio. €. Mit Ausnahme von Trading/Gas Midstream erzielten alle Unternehmensbereiche deutliche Zuwächse. Unsere Prognose vom Februar 2010 haben wir damit übertroffen: Wir waren davon ausgegangen, beim EBITDA um 5 bis 10% und beim betrieblichen Ergebnis um etwa 5% zulegen zu können. Vor allem unser tschechisches Gasgeschäft übertraf die Erwartungen. Außerdem führte die Auflösung von Rückstellungen zu einer unvorhergesehen deutlichen Verbesserung des Ergebnisses der Position "Sonstige, Konsolidierung". Dagegen war die Ertragslage von RWE Supply & Trading noch schwächer als angenommen. Lässt man wesentliche Konsolidierungs- und Wechselkurseffekte außer Betracht, hat sich das EBITDA des RWE-Konzerns um 5% erhöht. Für das betriebliche Ergebnis ergibt sich auf dieser Basis ein Plus von 3%.

―	Deutschland: Der Unternehmensbereich erzielte ein betriebliches Ergebnis von 5.575 Mio. €, das um 17% über dem Vorjahreswert lag. In den beiden Geschäftsfeldern "Stromerzeugung" und "Vertrieb und Verteilnetze" zeigte sich folgende Entwicklung: Stromerzeugung: Hier konnten wir um 17% auf 4.000 Mio. € zulegen. Wesentlich dazu beigetragen haben die höheren Erzeugungsmengen, die sich u.a. aus der verbesserten Verfügbarkeit des Kernkraftwerks Biblis ergaben. Außerdem profitierten wir von preisbedingten Entlastungen beim Einkauf von Steinkohle (679 Mio. €). Wie bereits erläutert, hatten wir unseren Strom für 2010 bereits frühzeitig am Terminmarkt verkauft und uns zeitgleich mit den für seine Produktion benötigten Brennstoffen eingedeckt. Emissionsrechte haben wir ebenfalls frühzeitig beschafft und dabei gegenüber dem Vorjahr Preisvorteile erzielt. Unser Aufwand aus der Unterausstattung mit Emissionsrechten hat sich daher um 269 Mio. € auf 689 Mio. € verringert. Rückläufig waren allerdings auch die Preise, die wir für unsere Stromerzeugung erzielten. Sie lagen bei durchschnittlich 67 € je MWh (Vorjahr: 70 € je MWh). Veränderungen der Kernenergierückstellungen führten per saldo zu Belastungen. Außerdem entfielen positive Sondereffekte aus der Auflösung von Rückstellungen im Vorjahr, die neben der Entsorgung im Kernenergiebereich auch die Rekultivierung von Braunkohletagebauflächen betrafen. Vertrieb und Verteilnetze: Der Bereich steigerte das betriebliche Ergebnis um 16% auf 1.575 Mio. €, u.a. wegen kostensenkender Maßnahmen. Im Netzgeschäft führten höhere Durchleitungsmengen bei Strom und Gas zu Mehrerträgen. Außerdem entstanden geringere Kosten für den Ausgleich von Netzverlusten, weil sich der dafür eingesetzte Strom verbilligte. Dem standen Belastungen aus der sogenannten Mehrerlösabschöpfung gegenüber: Nach Auffassung der Bundesnetzagentur haben die Netzbetreiber in der Anfangsphase der Regulierung (2005 bis 2007) zu hohe Erlöse vereinnahmt. Diese müssen sie ab 2010 über entsprechend verringerte Netzentgelte erstatten. Im Vertriebsgeschäft profitierten wir vom positiven Witterungseinfluss auf den Gasabsatz, während sich die Strommargen verschlechterten.
―	Niederlande/Belgien: Das betriebliche Ergebnis des Bereichs lag mit 391 Mio. € konsolidierungsbedingt deutlich über dem Vorjahreswert (180 Mio. €). Im Gasgeschäft erzielte Essent hohe Erträge. Dazu trug das überdurchschnittlich kalte Winterwetter bei. Allerdings traten im Berichtsjahr auch Belastungen auf, u.a. dadurch, dass Essent das von RWE Power gestartete Kraftwerksprojekt in Eemshaven übernahm und RWE Power sämtliche seit 2009 aufgelaufenen Projektkosten erstattete. An dem Standort in der Provinz Groningen errichten wir einen Steinkohle-Doppelblock mit 1.560 MW Nettoleistung.
―	Großbritannien: Bei RWE npower verbesserte sich das betriebliche Ergebnis um 10% auf 272 Mio. €. Ohne Wechselkurseffekte ergab sich ein Plus von 6%, das im Wesentlichen aus der Vertriebssparte stammt. Hier profitierten wir von effizienzsteigernden Maßnahmen und vom witterungsbedingten Anstieg der Gasnachfrage, hatten aber auch Belastungen durch vermehrte Forderungsausfälle zu verkraften. In der zweiten Jahreshälfte haben die Preise im Strom- und Gaseinkauf angezogen; RWE npower hat ihre Privatkundentarife aber erst im Januar 2011 angepasst. Die Erzeugungssparte von RWE npower schloss deutlich unter Vorjahr ab. Verschlechterte Marktbedingungen für unsere Steinkohlekraftwerke führten zu Ergebniseinbußen, die durch Mehrproduktion unserer Gaskraftwerke und Kostensenkungen nicht in vollem Umfang ausgeglichen werden konnten.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Hier steigerten wir das betriebliche Ergebnis um 11% auf 1.173 Mio. €. In der Prognose vom Februar 2010 waren wir davon ausgegangen, das Vorjahresergebnis nicht ganz erreichen zu können. Dass wir es sogar deutlich übertrafen, beruht u.a. auf Wechselkurseffekten. Außerdem hat sich wider Erwarten die Ertragslage im tschechischen Gasgeschäft verbessert. Grund waren gestiegene Netz- und Vertriebsmargen, während Absatzeinbußen im Weiterverteilersegment gegenläufig wirkten. Gestiegen ist auch der Ergebnisbeitrag unseres polnischen Stromgeschäfts. Dabei kamen uns Einmaleffekte zugute, aber auch Kostensenkungen. In Ungarn profitierten wir von mengen- und preisbedingten Ertragsverbesserungen im Stromnetzgeschäft, mussten aber Ergebniseinbußen beim Stromerzeuger Mátra hinnehmen; weitere Belastungen (25 Mio. €) ergaben sich aus der rückwirkenden Einführung einer Sondersteuer für Energieversorger, über die wir auf Seite 68 berichtet haben.
―	Erneuerbare Energien: Das betriebliche Ergebnis verbesserte sich um 16 Mio. € auf 72 Mio. €. Davon entfielen 23 Mio. € auf die Windkraftaktivitäten von Essent, die wir seit 2010 im Bereich Erneuerbare Energien ausweisen. Ihr Ergebnis blieb damit hinter den Erwartungen zurück, denn das Windaufkommen in Nordwesteuropa war außergewöhnlich schwach. Positiv wirkte, dass der Offshore-Windpark Rhyl Flats vor der Küste von Wales Ende 2009 in Betrieb gegangen ist und dass Danta de Energías erstmals ganzjährig in unseren Zahlen enthalten ist. Planmäßige Belastungen ergaben sich dagegen aus der Wachstumsstrategie von RWE Innogy, weil die laufenden und geplanten Investitionsprojekte mit hohen Vorlaufkosten verbunden sind.
―	Upstream Gas & Öl: RWE Dea konnte ihr Ergebnis um 50% auf 305 Mio. € steigern, und zwar wegen Wechselkurseffekten und höherer Ölpreise. Außerdem sanken die Förderabgaben und der Explorationsaufwand. Dem standen Belastungen aus niedrigeren Produktionsmengen und Gaspreisen sowie gestiegenen Abschreibungen gegenüber.
―	Trading/Gas Midstream: Der Bereich schloss mit einem betrieblichen Verlust von 21 Mio. € und blieb damit weit hinter dem außergewöhnlich hohen Vorjahresergebnis (985 Mio. €) zurück. Im Energiehandel waren wir erfolgreich, konnten aber nicht an die sehr gute Performance von 2009 anknüpfen. Noch stärker verringerte sich das Ergebnis des Gas-Midstream-Geschäfts, das im Vorjahr durch positive Einmaleffekte begünstigt gewesen war. 2010 standen dem hohe Belastungen gegenüber. Hintergrund ist, dass der Gasbezug für Deutschland und Tschechien größtenteils auf langfristigen ölpreisgebundenen Verträgen basiert. Dagegen orientieren sich unsere Abnehmer zunehmend an den Notierungen an den liquiden Handelspunkten TTF oder NBP (siehe Seite 59). Diese sind bereits seit Mitte 2009 wesentlich niedriger als die ölindexierten Bezugspreise. Da wir Gaslieferungen konzernintern überwiegend zu Großhandelskonditionen verrechnen, schlagen sich die Preisunterschiede im Ergebnis der für die Gasbeschaffung zuständigen RWE Supply & Trading nieder. Positiv auf die Ertragslage des Unternehmensbereichs Trading/Gas Midstream wirkte die erstmalige Einbeziehung des Handelsgeschäfts von Essent. Hier wurde 2010 ein betriebliches Ergebnis von 96 Mio. € erwirtschaftet.

Kennzahlen des Wertmanagements	Betriebliches Ergebnis	Betriebliches Vermögen	ROCE	Kapitalkosten vor Steuern	Absoluter Wertbeitrag	Kapitalkosten vor Steuern	Absoluter Wertbeitrag
	2010	20101	2010	2010	2010	2009	2009
---	---	---	---	---	---	---	---
	in Mio. €	in Mio. €	in %	in %	in Mio. €	in %	in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---	---
Deutschland	5.575	29.575	18,9	9,5	2.7652	9,5	2.1642
Stromerzeugung	4.000	13.803	29,0	10,0	2.620	10,0	2.146
Vertrieb und Verteilnetze	1.575	15.772	10,0	8,75	195	9,0	27
Niederlande/Belgien	391	4.564	8,6	9,5	-42	9,0	56
Großbritannien	272	5.147	5,3	9,5	-217	10,0	-254
Zentralost-/Südosteuropa	1.173	5.596	21,0	8,5	697	9,0	578
Erneuerbare Energien	72	3.797	1,9	9,5	-289	9,5	-165
Upstream Gas & Öl	305	2.509	12,2	12,5	-8	13,0	-72
Trading/Gas Midstream	-21	3.222	-0,6	9,5	-327	10,0	821
Sonstige, Konsolidierung	-86	-1.024	-	-	297	-	49
RWE-Konzern	7.681	53.386	14,4	9,0	2.876	9,0	3.177

1 Im Jahresdurchschnitt

2 Der Wert entspricht wegen Berücksichtigung unterschiedlicher Kapitalkostensätze nicht der Summe der Wertbeiträge aus "Stromerzeugung" und "Vertrieb und Verteilnetze".

RWE erwirtschaftet Kapitalrendite von 14,4%.

Ein wesentliches Ziel unserer Geschäftstätigkeit ist, den Wert des Unternehmens zu steigern. Um dies zu erreichen, müssen wir mit dem betrieblichen Vermögen eine Rendite erwirtschaften, die über den Kapitalkosten liegt. Wir messen die Rendite als Return on Capital Employed (ROCE). Im Geschäftsjahr 2010 erzielten wir einen ROCE von 14,4%. Damit konnten wir die Konzern-Kapitalkosten deutlich übertreffen. Diese lagen vor Steuern bei 9,0%. Der ROCE abzüglich Kapitalkosten, multipliziert mit dem betrieblich gebundenen Vermögen, ergibt den absoluten Wertbeitrag. Dieser ist ein wichtiges Kriterium für die Beurteilung von Investitionen und für die erfolgsabhängige Vergütung unserer Führungskräfte. Der Wertbeitrag belief sich im abgelaufenen Geschäftsjahr auf 2.876 Mio. €. Trotz des verbesserten betrieblichen Ergebnisses war er um 9% niedriger als 2009. Grund ist, dass sich das betriebliche Vermögen erhöhte. Dabei spielte zum einen die verstärkte Investitionstätigkeit eine Rolle, denn die neuen Anlagen gehen bereits während der Bauphase ins Betriebsvermögen ein, auch wenn sie noch keinen Ergebnisbeitrag liefern. Zum anderen hatten wir das betriebliche Vermögen von Essent im Vorjahr nur mit einem Viertel berücksichtigt, weil das Unternehmen erst Ende September in den Konzernabschluss einbezogen wurde. Die Entwicklung der Wertbeiträge wurde auch dadurch beeinflusst, dass wir Anpassungen bei den Kapitalkosten vorgenommen haben. Dies betrifft einzelne Unternehmensbereiche, nicht jedoch den Konzern insgesamt.

―	Deutschland: Mit 2.765 Mio. € leistete der Unternehmensbereich den bei Weitem größten Beitrag zur Wertsteigerung im RWE-Konzern. Der Großteil davon entfällt auf die Stromerzeugung. Der in diesem Geschäftsfeld erzielte Ergebnisanstieg war die Hauptursache dafür, dass sich der Wertbeitrag des Unternehmensbereichs Deutschland um 601 Mio. € erhöhte. Anteil daran hatte auch die verbesserte Ertragslage im Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft.
―	Niederlande/Belgien: Der Wertbeitrag ging hier um 98 Mio. € auf -42 Mio. € zurück. Zwar war das Ergebnis konsolidierungsbedingt wesentlich höher als im Vorjahr; allerdings trifft dies auch auf das betriebliche Vermögen zu, das wir 2009 - wie bereits erläutert - nur anteilig berücksichtigt hatten. Negativ wirkte auch die Übernahme des Kraftwerks-Neubauprojekts in Eemshaven (-54 Mio. €), denn dadurch erhöhte sich das betriebliche Vermögen, während das Ergebnis belastet wurde. Ohne diesen Effekt hätte der Unternehmensbereich seine Kapitalkosten verdient.
―	Großbritannien: Auch bei RWE npower fiel der Wertbeitrag negativ aus. Mit -217 Mio. € lag er aber um 37 Mio. € über dem Vorjahreswert, u.a. wegen des gestiegenen betrieblichen Ergebnisses.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Der Wertbeitrag des Unternehmensbereichs war mit 697 Mio. € der zweitgrößte im RWE-Konzern und um 119 Mio. € höher als der Vergleichswert für 2009. Ausschlaggebend dafür war die positive Ergebnisentwicklung.
―	Erneuerbare Energien: Bei RWE Innogy ging der Wertbeitrag trotz der verbesserten Ertragslage um 124 Mio. € auf -289 Mio. € zurück. Hier spiegeln sich die umfangreichen Investitionen in den Ausbau unseres Erzeugungsportfolios wider.
―	Upstream Gas & Öl: RWE Dea erzielte einen leicht negativen Wertbeitrag von -8 Mio. €, der aber um 64 Mio. € höher ausfiel als 2009. Der Bereich profitierte vom stark verbesserten betrieblichen Ergebnis. Gegenläufig wirkte der investitionsbedingte Anstieg des betrieblichen Vermögens.
―	Trading/Gas Midstream: Bei RWE Supply & Trading schlug sich der Ergebniseinbruch in einem negativen Wertbeitrag von -327 Mio. € nieder. Mit 821 Mio. € war der Vorjahreswert allerdings außergewöhnlich hoch ausgefallen.

Ausführliche Informationen zum Wertmanagement-Konzept finden Sie auf Seite 231 f.

Überleitung zum Nettoergebnis: Negative Einmaleffekte aus Commodity-Derivaten.

Die Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Nettoergebnis ist durch negative Sondereinflüsse geprägt. Diese ergaben sich in erster Linie aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten und aus Wertberichtigungen auf unsere britischen Steinkohle- und Ölkraftwerke. Positive Effekte aus der Auflösung von Rückstellungen konnten das nicht ausgleichen. Daher hat sich das Nettoergebnis trotz der guten operativen Ertragslage verringert.

Neutrales Ergebnis in Mio.€	2010	2009	+/- in Mio. €
Veräußerungsgewinne	68	35	33
Firmenwertabschreibungen	-	-	-
Ergebniseffekte aus Commodity-Derivaten	-337	720	-1.057
Restrukturierungen, Sonstige	-498	-257	-241
Neutrales Ergebnis	-767	498	-1.265

Belastungen traten vor allem im neutralen Ergebnis auf, das sich um 1.265 Mio. € auf -767 Mio. € verschlechterte. Seine Einzelpositionen haben sich folgendermaßen entwickelt:

―	Wie bereits 2009 haben wir keine nennenswerten Veräußerungsgewinne erzielt. Der größte Ergebnisbeitrag stammt aus dem Verkauf einer Minderheitsbeteiligung an einem Kundenkraftwerk in Tschechien.
―	Aus der bilanziellen Erfassung von Geschäften mit Commodity-Derivaten entstanden Belastungen in Höhe von 337 Mio. €, nachdem im Vorjahr Gewinne von 720 Mio. € angefallen waren. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) sind bestimmte Derivate, die der Absicherung von Terminkontrakten (Grundgeschäften) dienen, mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren, während die (genau umgekehrt reagierenden) Grundgeschäfte erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Dadurch entstehen kurzfristige Ergebniseffekte, die sich im Laufe der Zeit wieder aufheben. Die Derivate betrafen hauptsächlich das Gas-Midstream-Geschäft der RWE Supply & Trading. Das neutrale Ergebnis wurde außerdem dadurch belastet, dass wir unsere deutschen Gasbezugsverträge seit 2010 nicht mehr als schwebende Geschäfte, sondern mit ihrem Marktwert (Fair Value) bilanzieren. Wie bereits erläutert, sind die ölindexierten Beschaffungspreise für Gas zum Teil deutlich höher als die am Markt realisierbaren Verkaufspreise. Daher führte die Bilanzierungsumstellung im ersten Quartal zu einem hohen negativen Ergebniseffekt, der sich aber im Jahresverlauf wieder deutlich verringert hat, weil die betroffenen Kontrakte größtenteils erfüllt und die Ergebniswirkungen aus ihrer Realisierung im betrieblichen Ergebnis der RWE Supply & Trading erfasst wurden.
―	Das unter "Restrukturierungen, Sonstige" ausgewiesene Ergebnis belief sich auf -498 Mio. €. Damit lag es um 241 Mio. € unter dem Vorjahreswert, der noch hohe Einmalerträge aus Veränderungen der Kernenergie- und Bergbaurückstellungen enthielt (411 Mio. €). Seit 2010 erfassen wir solche Erträge, die sich im Berichtsjahr auf 197 Mio. € beliefen, nicht mehr im neutralen, sondern im betrieblichen Ergebnis. Belastungen in Höhe von 296 Mio. € resultierten aus einer Wertberichtigung auf unsere britischen Steinkohle- und Ölkraftwerke. Damit berücksichtigen wir, dass sich die Margen, die diese Anlagen am Markt erzielen können, deutlich verschlechtert haben. Positiv beeinflusst wurde die Ergebnisentwicklung durch den Wegfall von negativen Effekten aus dem Vorjahr, u.a. einer Abwertung unserer Beteiligung am US-Unternehmen Excelerate Energy um 250 Mio. US$ (179 Mio. €). Den Kundenstamm von RWE npower haben wir planmäßig mit 262 Mio. € abgeschrieben. Der Betrag war wechselkursbedingt etwas höher als 2009 (252 Mio. €).

Finanzergebnis			+/-
in Mio. €	2010	2009	in Mio. €
---	---	---	---
Zinserträge	448	589	-141
Zinsaufwendungen	-1.258	-1.224	-34
Zinsergebnis	-810	-635	-175
Zinsanteil an den langfristigen Rückstellungen	-940	-957	17
übriges Finanzergebnis	-186	-398	212
Finanzergebnis	-1.936	-1.990	54

Das Finanzergebnis verbesserte sich um 54 Mio. € auf -1.936 Mio. €. Im Einzelnen ergaben sich hier folgende Veränderungen:

―	Das Zinsergebnis verschlechterte sich um 175 Mio. € auf -810 Mio. €. Durch unsere Wachstumsinvestitionen und die Essent-Akquisition hat sich der Finanzbedarf erhöht. Wir haben ihn teilweise durch den Verkauf von Wertpapieren gedeckt. Deshalb sanken die Zinserträge. Außerdem haben wir neue Anleihen begeben.
―	Der Zinsanteil an den langfristigen Rückstellungen hat sich mit 940 Mio. € nicht wesentlich verändert.
―	Das übrige Finanzergebnis, in dem zahlreiche Aufwandspositionen enthalten sind, verbesserte sich um 212 Mio. € auf -186 Mio. €. Dies ergibt sich aus dem Wegfall von Belastungen aus dem Vorjahr, die u.a. im Zusammenhang mit der Finanzmarktkrise standen. Beispielsweise hatten wir Abschreibungen auf Wertpapiere vorgenommen und Wertpapiere mit Buchverlusten veräußert. Im Geschäftsjahr 2010 erzielten wir dagegen Erträge aus solchen Verkäufen.

Überleitung zum Nettoergebnis		2010	2009	+/- in %
Betriebliches Ergebnis	Mio. €	7.681	7.090	8,3
Neutrales Ergebnis	Mio. €	-767	498	-
Finanzergebnis	Mio. €	-1.936	-1.990	2,7
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	Mio. €	4.978	5.598	-11,1
Ertragsteuern	Mio. €	-1.376	-1.858	25,9
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	3.602	3.740	-3,7
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	Mio. €	-	91	-
Ergebnis	Mio. €	3.602	3.831	-6,0
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	Mio. €	279	260	7,3
Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	Mio. €	15	-	-
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	3.308	3.571	-7,4
Nachhaltiges Nettoergebnis	Mio. €	3.752	3.532	6,2
Ergebnis je Aktie	€	6,20	6,70	-7,5
Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie	€	7,03	6,63	6,0
Steuerquote	%	28	33	-

RWE erwirtschaftete ein Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern in Höhe von 4.978 Mio. €. Das sind 11% weniger als 2009. Die Steuerquote sank von 33 auf 28%, u.a. weil sich unser Körperschaftsteuerguthaben erhöhte und wir Verlustvorträge aktivieren konnten. Nach Steuern verringerte sich das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten um 4% auf 3.602 Mio. €. Aus nicht fortgeführten Aktivitäten fiel 2010 kein Ergebnisbeitrag an, während der Vorjahreswert noch Erträge des inzwischen veräußerten Wasserversorgers American Water enthielt. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter beliefen sich auf 279 Mio. €; sie waren um 7% höher als 2009. Erstmals weisen wir auch Ergebnisanteile aus, die den Inhabern unserer im September 2010 begebenen Hybridanleihe zustehen. Der Betrag von 15 Mio. € entspricht den Finanzierungskosten nach Steuern, die auf das Berichtsjahr entfallen. Ausführliche Informationen zur Hybridanleihe finden Sie auf den Seiten 102 und 195 in diesem Bericht.

Für das Nettoergebnis des RWE-Konzerns ergibt sich damit ein Rückgang um 7% auf 3.308 Mio. €. Unser Ergebnis je Aktie sank dementsprechend von 6,70 auf 6,20 €. Die Anzahl der im Umlauf befindlichen RWE-Aktien lag im Berichtszeitraum bei durchschnittlich 533,6 Millionen (Vorjahr: 533,1 Millionen).

Nachhaltiges Nettoergebnis um 6 % verbessert.

Maßgeblich für die Höhe unserer Dividende ist das um Sondereinflüsse bereinigte, nachhaltige Nettoergebnis. Darin nicht enthalten ist das neutrale Ergebnis. Sofern wesentliche Einmaleffekte im Finanzergebnis und bei den Ertragsteuern auftreten, bleiben diese ebenfalls unberücksichtigt. Im Berichtsjahr betrug das nachhaltige Nettoergebnis 3.752 Mio. €. Gegenüber 2009 hat es sich um 6% erhöht. Wir lagen damit leicht über der Prognose vom Februar 2010, die einen Anstieg um ca. 5% vorsah.

Geplante Effizienzsteigerungen gegenüber 2006 in Mio. € (kumuliert)	2007	2008	2009	2010	2011	2012
Ursprüngliches Zielvolumen	100	200	450	700	900	1.200
Erhöhung						200
Neues Zielvolumen						1.400

Effizienzsteigerungsprogramm: Ziel für 2010 erreicht.

Mit unserem 2007 gestarteten Programm zur Effizienzsteigerung kommen wir gut voran. Durch Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung wollen wir zusätzliches Ergebnispotenzial erschließen, und zwar von Jahr zu Jahr mehr. Das Programm zielt u.a. darauf ab, die Leistungsfähigkeit unserer deutschen Strom- und Gasnetzaktivitäten zu erhöhen und damit die Wirkung von Entgeltkürzungen des Netzregulierers auf unser Ergebnis zu begrenzen. Weitere Einsparungen sollen durch Verbesserungen bei den IT-Dienstleistungen und im Einkauf sowie durch die Bündelung von Querschnittsfunktionen erreicht werden. Außerdem streben wir Mehrerlöse durch eine verbesserte technische Verfügbarkeit unseres Kraftwerksparks an.

Bis 2009 hatten wir mit dem Programm bereits einen positiven Ergebniseffekt von 450 Mio. € erzielt; Vergleichsjahr ist 2006. Für 2010 hatten wir uns vorgenommen, den Ergebniseffekt auf 700 Mio. € zu steigern. Dieses Ziel haben wir erreicht. Das Effizienzsteigerungsprogramm läuft bis Ende 2012. Bis dahin wollen wir unsere Anstrengungen nochmals verstärken. Beispielsweise haben wir zusätzliche Einsparmöglichkeiten beim Projekt- und Sachaufwand identifiziert. Außerdem wird RWE npower ein neues IT-System einführen, das eine deutliche Senkung der Vertriebskosten erlaubt. Unser Gesamtziel für das Programm bis 2012 können wir daher aufstocken. Ursprünglich wollten wir das jährliche Ergebnisniveau im Zeitraum von 2006 bis 2012 um insgesamt 1,2 Mrd. € verbessern. Nun peilen wir einen Zielwert von 1,4 Mrd. € an.

Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Mio. €	2010	2009	+/- in Mio. €
Deutschland	2.410	2.813	-403
Stromerzeugung	1.180	1.791	-611
Vertrieb und Verteilnetze	1.230	1.022	208
Niederlande/Belgien	1.144	156	988
Großbritannien	876	853	23
Zentralost-/Südosteuropa	430	368	62
Erneuerbare Energien	614	447	167
Upstream Gas & Öl	507	855	-348
Trading/Gas Midstream	4	2	2
Sonstige, Konsolidierung	394	419	-25
RWE-Konzern	6.379	5.913	466

Investitionen in Finanzanlagen	2010	2009	+/-
in Mio. €			in Mio. €
---	---	---	---
Deutschland	45	1.325	-1.280
Stromerzeugung	2	45	-43
Vertrieb und Verteilnetze	43	1.280	-1.237
Niederlande/Belgien	3	7.794	-7.791
Großbritannien	23	114	-91
Zentralost-/Südosteuropa	8	3	5
Erneuerbare Energien	95	286	-191
Upstream Gas & Öl	-	-	-
Trading/Gas Midstream	61	141	-80
Sonstige, Konsolidierung	29	61	-32
RWE-Konzern	264	9.724	-9.460

Sachinvestitionen um 8% über Vorjahresniveau.

Im Berichtsjahr haben wir Investitionen in Höhe von 6.643 Mio. € getätigt, gegenüber 15.637 Mio. € im Vorjahr. Der deutliche Rückgang ist den Finanzinvestitionen zuzuordnen: Sie fielen 2010 kaum ins Gewicht, nachdem sie 2009 wegen der Essent-Akquisition noch außergewöhnlich hoch gewesen waren (9.724 Mio. €). Dafür verzeichneten wir ein Plus bei den Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, die um 8% auf 6.379 Mio. € stiegen. Dazu beigetragen hat die erstmals ganzjährige Einbeziehung der Investitionen von Essent. Trotzdem setzten wir insgesamt etwas weniger Mittel ein als erwartet, u.a. weil sich der Baufortschritt bei Kraftwerksprojekten verzögerte. Im Februar 2010 hatten wir für den Konzern Sachinvestitionen in einer Größenordnung von 7,0 Mrd. € prognostiziert.

―	Deutschland: Der Bereich investierte 2.455 Mio. € und damit 41% weniger als im Vorjahr. In den Geschäftsfeldern zeigte sich folgende Entwicklung: Stromerzeugung: Das Investitionsvolumen hat sich hier um 36% auf 1.182 Mio. € verringert. Wie im Vorjahr entfiel es nahezu ausschließlich auf Sachanlagen. Der Rückgang ist u.a. darauf zurückzuführen, dass RWE Power das Kraftwerksprojekt in Eemshaven an Essent abgegeben hat. Wie bereits erläutert, bauen wir an dem niederländischen Standort einen Steinkohle-Doppelblock mit 1.560 MW Nettoleistung. Im Berichtsjahr abschließen konnten wir die Arbeiten am neuen Gaskraftwerk in Lingen: Die Anlage mit einer Kapazität von 876 MW hat im April den Betrieb aufgenommen. Größtes laufendes Projekt der RWE Power ist der Bau eines 2.100-MW-Braunkohle-Doppelblocks in Neurath bei Köln. Wir kommen hier langsamer voran als geplant, vor allem wegen Qualitätsproblemen bei Zulieferern. Nach heutigem Planungsstand werden beide Blöcke aber noch im laufenden Jahr ans Netz gehen. Darüber hinaus baut RWE Power einen 1.528-MW-Steinkohle-Doppelblock in Hamm. Auch hier haben Zulieferer Verzögerungen verursacht. Die Anlage wird daher erst 2013 ans Netz gehen. Mit den dargestellten Kraftwerksneubauten erzielen wir deutliche Verbesserungen in puncto Effizienz und Emissionsvermeidung. Außerdem können die neuen Blöcke ihre Last wesentlich schneller variieren als Altanlagen. Durch den flexibleren Kraftwerkseinsatz haben wir die Möglichkeit, gezielt Preisschwankungen im Strom-Spothandel zu nutzen. Diese werden wegen des steigenden Anteils wetterabhängiger Stromerzeugung aus Windkraft und Sonnenenergie voraussichtlich stark zunehmen. Vertrieb und Verteilnetze: In diesem Geschäftsfeld haben wir 1.273 Mio. € investiert, 45% weniger als im Vorjahr. Stark verringert haben sich die Ausgaben für Finanzanlagen, nachdem wir 2009 einige größere Transaktionen getätigt hatten, darunter die Übernahme einer von kommunalen Aktionären gehaltenen 20%-Beteiligung an der früheren RWE Westfalen-Weser-Ems für 800 Mio. €. Die Sachinvestitionen betrugen 1.230 Mio. € und lagen damit um 20% über dem Vorjahresniveau. Sie entfielen im Wesentlichen auf den Ausbau und die Erneuerung der Netzinfrastruktur. Darüber hinaus investierten wir in neue Gasspeicherkapazitäten.
―	Niederlande/Belgien: Die Investitionen des Bereichs blieben mit 1.147 Mio. € um 86% hinter dem Vorjahreswert zurück. Dieser war wegen des Erwerbs von Essent außerordentlich hoch ausgefallen. Für die Akquisition des niederländischen Energieversorgers hatten wir inklusive Anschaffungsnebenkosten 7.794 Mio. € ausgegeben. 2010 flossen dann keine nennenswerten Mittel mehr in Finanzanlagen. Die Sachinvestitionen waren dagegen mit 1.144 Mio. € mehr als siebenmal so hoch wie 2009. Allerdings enthielt der Vorjahreswert nur Ausgaben des vierten Quartals. Das größte Einzelvorhaben des Bereichs ist das von RWE Power übernommene Kraftwerksprojekt in Eemshaven. Außerdem baut Essent zurzeit die Gaskraftwerke Moerdijk 2 und Claus C. Die erstgenannte Anlage entsteht in direkter Nachbarschaft zum bestehenden Kraftwerk Moerdijk. Sie soll über 426 MW verfügen und Ende 2011 ans Netz gehen. Das Kraftwerk Claus C wird mit geplanten 1.304 MW die bestehende Anlage Claus B (640 MW) ersetzen. Wir planen, es im ersten Halbjahr 2012 in Betrieb zu nehmen. Der Mitteleinsatz für die beiden Kraftwerke wird sich voraussichtlich auf 1,5 Mrd. € summieren.
―	Großbritannien: RWE npower investierte 899 Mio. € und damit 7% weniger als 2009. Auch hier gaben rückläufige Ausgaben für Finanzanlagen den Ausschlag. Die Sachinvestitionen stiegen um 3% auf 876 Mio. €. Im Mittelpunkt stand der Bau von zwei hochmodernen Gaskraftwerken. Die Anlage in Staythorpe (Nottinghamshire) ist im Zeitraum von August bis November 2010 mit allen vier Blöcken ans Netz gegangen. Sie verfügt über eine Gesamtkapazität von 1.650 MW. Standort der zweiten Anlage ist Pembroke in Wales. Das Kraftwerk mit 2.188 MW Leistung wird voraussichtlich 2012 die Stromproduktion aufnehmen.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Die Investitionen des Bereichs erhöhten sich um 18% auf 438 Mio. €. Sie entfielen fast ausschließlich auf Sachanlagen. Der Schwerpunkt lag unverändert auf Maßnahmen zur Verbesserung der Strom- und Gasnetzinfrastruktur. Im Berichtsjahr haben wir aber auch verstärkt in die Erweiterung unserer tschechischen Gasspeicherkapazitäten investiert. Weitere Mittel flossen in den Bau eines 775-MW-Gaskraftwerks im türkischen Denizli, mit dem wir Mitte 2010 begonnen haben.
―	Erneuerbare Energien: RWE Innogy verfolgt das Ziel, die Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energien stark auszuweiten und kommt dabei gut voran. Die Investitionen erreichten 2010 mit 709 Mio. € die selbe Größenordnung wie im Vorjahr. Sie entfielen überwiegend auf Sachanlagen. Am meisten haben wir für den Bau neuer Windkraftkapazitäten ausgegeben. Unser größtes Einzelvorhaben ist der Windpark Gwynt y Môr vor der Küste von Nordwales mit einer Gesamtleistung von 576 MW. Ende 2011 soll mit der Errichtung der ersten Fundamente für die insgesamt 160 Windenergieanlagen begonnen werden. Die Fertigstellung ist für 2014 geplant. Ein weiterer Investitionsschwerpunkt ist der vor Helgoland geplante Windpark Nordsee Ost mit 295 MW Gesamtleistung. Die Bauarbeiten haben bereits begonnen und sollen 2013 abgeschlossen sein. Bei der Konstruktion der Windparks Gwynt y Môr und Nordsee Ost werden wir eigene Spezialschiffe einsetzen, für die wir im Berichtsjahr Anzahlungen geleistet haben. Ein weiteres Großprojekt ist der Ausbau des Offshore-Windparks Thornton Bank vor Belgien von 30 auf 325 MW. RWE Innogy tätigt außerdem Ausleihungen an verbundene Unternehmen, die aber nicht als Investitionen ausgewiesen werden: 2010 flossen 300 Mio. € (Vorjahr: 220 Mio. €) an das Joint Venture Greater Gabbard Offshore Winds Ltd., das derzeit den gleichnamigen Windpark vor der britischen Küste errichtet. Wir halten 50% an der Gesellschaft. Investiert haben wir auch in Windanlagen an Land, beispielsweise an Standorten in Polen, Italien und Schottland. Neben Windkraft spielt auch die Biomasse eine große Rolle für uns: Im Berichtsjahr haben wir u.a. mit dem Bau einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage mit 42 MW im schottischen Markinch begonnen. Außerdem errichten wir derzeit mehrere solcher Anlage an Standorten in Nordrhein-Westfalen. In geringem Umfang haben wir 2010 auch in Wasserkraftprojekte investiert, z.B. in die Erweiterung eines Laufwasserkraftwerks am Hochrhein.
―	Upstream Gas & Öl: Die Investitionen der RWE Dea summierten sich auf 507 Mio. €. Sie blieben deutlich hinter dem hohen Vorjahreswert (855 Mio. €) zurück. Dieser war durch den Erwerb einer 70%-Beteiligung am Nordsee-Gasfeld Breagh geprägt; wir hatten rund 260 Mio. € dafür ausgegeben. Dagegen wurden 2010 keine vergleichbaren Transaktionen getätigt. Wie im Vorjahr investierte RWE Dea schwerpunktmäßig in die Entwicklung bestehender Fündigkeiten.
―	Trading/Gas Midstream: Die Investitionen der RWE Supply & Trading haben sich mit 65 Mio. € etwa halbiert. Wie im Vorjahr waren Zuführungen von Eigenmitteln an Excelerate Energy der größte Einzelposten.

In der Position "Sonstige, Konsolidierung" weisen wir für 2010 Investitionen von 423 Mio. € aus, die überwiegend Sachanlagen betrafen. Der Großteil der Mittel wurde von Amprion für die Modernisierung und Erweiterung des Stromtransportnetzes eingesetzt.

Mitarbeiter1	31.12.10	31.12.09	+/- in %
Deutschland	34.184	33.605	1,7
Stromerzeugung	15.409	15.346	0,4
Vertrieb und Verteilnetze	18.775	18.259	2,8
Niederlande/Belgien	3.899	4.695	-17,0
Großbritannien	11.711	12.224	-4,2
Zentralost-/Südosteuropa	11.163	11.289	-1,1
Erneuerbare Energien	1.232	980	25,7
Upstream Gas & Öl	1.363	1.279	6,6
Trading/Gas Midstream	1.512	989	52,9
Sonstige	5.7922	5.665	2,2
RWE-Konzern	70.856	70.726	0,2

1 Umgerechnet in Vollzeitstellen

2 Davon 2.271 Mitarbeiter bei RWE IT und 1.406 Mitarbeiter bei RWE Service

Mitarbeiterzahl geringfügig gestiegen.

Am Bilanzstichtag beschäftigte der RWE-Konzern 70.856 Mitarbeiter, davon 41.039 bzw. 58% an deutschen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen nur anteilig berücksichtigt. Gegenüber dem 31. Dezember 2009 hat sich unser Personalstand um 130 Mitarbeiter erhöht. Basis dafür waren operative Veränderungen. Dagegen haben Unternehmenskäufe und -verkäufe per saldo dazu geführt, dass 311 Mitarbeiter den Konzern verließen. Deutliche Verschiebungen ergaben sich zwischen den Unternehmensbereichen, weil wir das Handelsgeschäft und die Windkraftaktivitäten von Essent seit 2010 in den Segmenten Trading/Gas Midstream bzw. Erneuerbare Energien ausweisen. Außerdem wechselten Mitarbeiter der RWE IT zu RWE npower und RWE Supply & Trading. Wie in den Vorjahren haben wir weit über unseren eigenen Bedarf hinaus ausgebildet: Zum 31. Dezember 2010 erlernten 3.079 junge Menschen bei uns einen Beruf. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten.

Kostensenkung und Effizienzsteigerung im Konzerneinkauf.

Für den Einkauf von Waren und Dienstleistungen ist unser interner Dienstleister RWE Service zuständig. Ausgenommen ist die Beschaffung von Strom, Rohstoffen, Versicherungsleistungen und Kraftwerkskomponenten bei Neubauprojekten. RWE Service stützt sich auf standardisierte Einkaufssysteme und richtet sich an den Grundsätzen der Best Practice aus. Im Geschäftsjahr 2010 konnte das Unternehmen weitere Verbesserungen erzielen. Beispielsweise hat es die Zuständigkeit für nahezu die gesamte Beschaffung von Management-, Personal- und Rechtsberatungen sowie Marketingleistungen übernommen. Außerdem konnten wir die Integration von Essent in den zentralen Einkauf abschließen und haben unsere Standards zu Arbeitssicherheit und Nachhaltigkeit in unserem Lieferantenmanagement weiterentwickelt.

Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Bei Kraftwerkssteinkohle belief sich das Beschaffungsvolumen 2010 auf 16,3 Mio. Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE), gegenüber 16,2 Mio. Tonnen im Vorjahr. Mit erfasst sind Bezüge für Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können. RWE Power hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 12,2 Mio. Tonnen SKE eingekauft (Vorjahr: 10,5 Mio. Tonnen) und RWE npower 2,2 Mio. Tonnen SKE (Vorjahr: 5,2 Mio. Tonnen). Essent kam auf 1,9 Mio. Tonnen SKE (Vorjahr: 0,5 Mio. Tonnen) und bezog darüber hinaus 0,8 Mio. Tonnen Biomasse (Vorjahr: 0,2 Mio. Tonnen) zur Beifeuerung in Kohlekraftwerken. Der leichte Anstieg der Steinkohlemengen ergibt sich aus der höheren Kraftwerksauslastung in Deutschland und der erstmals ganzjährigen Konsolidierung von Essent. Gegenläufig wirkte, dass RWE npower ihren Bedarf großenteils durch den Abbau von Lagerbeständen deckte. Die in unseren eigenen deutschen Kraftwerken eingesetzte Steinkohle stammt etwa zur Hälfte aus heimischer Förderung. RWE npower lässt sich vor allem aus Russland beliefern, während Essent zwei Drittel der Steinkohle aus Kolumbien bezieht. Die in unseren niederländischen Kohlekraftwerken beigefeuerte Biomasse kommt größtenteils aus Nordamerika.

Braunkohle bezieht RWE aus eigenem Tagebau. In unserem Hauptabbaugebiet im Rheinland haben wir im Berichtsjahr 91 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 92 Mio. Tonnen). Davon wurden 80 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt und 11 Mio. Tonnen für Veredelungsprodukte verwendet.

Unser Gaseinkauf ist in der RWE Supply & Trading gebündelt. Die Bezugsmengen erreichten 2010 eine Größenordnung von 50 Mrd. m3 . Rund die Hälfte davon entfällt auf langfristige Take-or-Pay-Verträge, deren Konditionen von der Entwicklung der Ölpreise abhängen. Solche Kontrakte haben wir im Wesentlichen mit Gesellschaften in Russland, Norwegen, den Niederlanden und Deutschland. Darüber hinaus kaufen wir Gas an den Großhandelsmärkten TTF (Niederlande) oder NBP (Großbritannien). Etwa 3% unserer Nachfrage decken wir aus eigener Förderung.

1.7 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE

Im Geschäftsjahr 2010 haben wir so viel in Sachanlagen investiert wie nie zuvor - und hohe Ausschüttungen an unsere Aktionäre geleistet. Allein durch unseren operativen Cash Flow hätten wir das nicht finanzieren können. Unsere hohe Bonität erlaubte uns, Fremdkapital zu günstigen Konditionen aufzunehmen. Mit der Platzierung einer Hybridanleihe haben wir zudem ein innovatives Finanzinstrument genutzt. Es war die größte Emission dieses Wertpapiertyps, die jemals von einem europäischen Industrieunternehmen vorgenommen wurde.

Zentrale Finanzierung durch RWE AG.

Die Finanzierung des RWE-Konzerns liegt in der Verantwortung der RWE AG. Anleihen begibt die Holding i.d.R. nicht selbst, sondern überträgt diese Aufgabe an die niederländische RWE Finance B.V. Andere Tochtergesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Kapital direkt auf, und zwar insbesondere dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhafter ist. Daneben übernimmt die RWE AG die Koordination, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Sie entscheidet, in welcher Höhe Garantien oder Patronatserklärungen abgegeben werden. Die Bündelung dieser Aufgaben ist Grundvoraussetzung für eine zentrale Steuerung und Überwachung von Finanzrisiken. Außerdem stärken wir damit unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden.

Hohe finanzielle Flexibilität.

Unseren Finanzbedarf decken wir überwiegend mit den hohen und stabilen Mittelzuflüssen aus unserer laufenden Geschäftstätigkeit. Darüber hinaus steht uns eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente zur Verfügung. Hervorzuheben ist hier das Debt-Issuance-Programm (DIP), das der langfristigen Refinanzierung am Kapitalmarkt dient. Im Rahmen dieses Programms können wir Anleihen im Gegenwert von insgesamt 30 Mrd. € begeben. Schließlich bietet uns ein Commercial-Paper-Programm Spielraum für die kurzfristige Finanzierung am Geldmarkt von bis zu 5 Mrd. US$. Zum 31. Dezember 2010 standen Commercial Paper von RWE über 0,5 Mrd. € aus.

Als zusätzliche Liquiditätsreserve dient uns eine Kreditlinie über 4,0 Mrd. €, die wir im November 2010 abgeschlossen haben. Sie hat eine Laufzeit von zunächst fünf Jahren und ersetzt zwei Kreditlinien über jeweils 2,0 Mrd. €, die im Oktober 2011 ausgelaufen wären. RWE kann jeweils im November 2011 und 2012 beantragen, dass die Kreditlinie bis November 2016 bzw. 2017 verlängert wird.

Weder die genannten Finanzierungsinstrumente noch die laufenden Kreditlinien verpflichten uns, bestimmte Zinszahlungs-, Verschuldungs- oder Mindestkapitalgrenzen zu beachten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Rückzahlung, zur Stellung von Sicherheiten oder zu erhöhten Zinszahlungen verpflichtet wären. Ebenso wenig müssen wir ein vorgegebenes Rating einhalten.

Fälligkeitsstruktur der Kapitalmarktschulden des RWE-Konzerns (Stand: 31.12.10)

Fälligkeitin Mrd. €

RWE platziert Hybridanleihe mit Rekordvolumen.

Im September haben wir eine Hybridanleihe mit einem Volumen von 1,75 Mrd. € begeben. Es war die größte und zinsgünstigste Emission dieser Art, die jemals ein Industrieunternehmen in Europa vorgenommen hat. Mit einem Kupon von 4,625% pro Jahr und einem Ausgabekurs von 99,7% stieß das Papier auf reges Anlegerinteresse. Hybridanleihen sind eine Mischform aus Eigen- und Fremdkapitalfinanzierung. Im Insolvenzfall werden sie erst nach allen anderen Schuldtiteln bedient. Dafür haben sie i.d.R. einen höheren Kupon als herkömmliche Anleihen. Die Laufzeit des RWE-Hybrids ist theoretisch unbegrenzt. Wir haben allerdings erstmals nach fünf Jahren das Recht zur Rückzahlung. Weitere Informationen zur Hybridanleihe finden Sie im Anhang auf Seite 195.

Gesamtvolumen der ausstehenden Anleihen auf 18,1 Mrd. € erhöht.

Neben der Hybridanleihe nahmen wir 2010 lediglich zwei kleinere Platzierungen am Kapitalmarkt vor. Darüber hinaus zahlten wir Anleihen im Gesamtvolumen von 0,6 Mrd. € zurück. Zum 31. Dezember 2010 standen - einschließlich der Hybridanleihe - Papiere im Wert von 18,1 Mrd. € aus. Das sind 1,7 Mrd. € mehr als im Vorjahr. Die Anleihen notieren in Euro, britischen Pfund, US-Dollar und japanischen Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, waren wir zum Jahresende zu 72% in Euro und zu 28% in britischen Pfund verschuldet. Das heißt, ein Fremdwährungsrisiko aus Kapitalmarktschulden in US-Dollar oder Yen besteht nicht. Die Ursprungslaufzeiten unserer Anleihen reichen von zwei bis 30 Jahren. Ihre gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit lag Ende 2010 bei 8,1 Jahren. Die Hybridanleihe ist hier nicht berücksichtigt. Unsere Fälligkeiten im Jahr 2011 betragen 1,5 Mrd. €.

Kapitalmarktschulden des RWE-Konzerns zum 31.12.10 nach Fälligkeit1		2011-2014	2015-2018	2019-2023	ab 2024
Nominalvolumen	Mrd. €	5,8	3,9	3,8	2,8
Anteil am Gesamtvolumen der Kapitalmarktschulden	%	36	24	23	17

1 Ohne die Hybridanleihe; sie hat eine unendliche Laufzeit.

Nettoschulden auf 29,0 Mrd. € gestiegen.

Unsere Nettoschulden haben sich im Laufe des Geschäftsjahres 2010 um 3,2 Mrd. € auf 29,0 Mrd. € erhöht. Dazu trugen hauptsächlich die Sachinvestitionen bei, die mit 6,4 Mrd. € ein neues Rekordniveau erreichten. Die Gewinnausschüttungen schlugen mit 2,2 Mrd. € zu Buche. Außerdem sind unsere Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich um 0,5 Mrd. € gestiegen. Dagegen dämpfte der operative Mittelzufluss den Anstieg der Verbindlichkeiten. Dies gilt auch für die im September begebene Hybridanleihe, denn bei der Ermittlung der Nettoschulden stufen wir die Hälfte des Emissionsvolumens von 1,75 Mrd. € als Eigenkapital ein. Wir folgen damit der Vorgehensweise der Rating-Agenturen. Für unsere Konzernbilanz sind dagegen die International Financial Reporting Standards (IFRS) maßgeblich. Diese schreiben eine vollumfängliche Klassifizierung als Eigenkapital vor.

Nettoschulden in Mio.€	31.12.10	31.12.09	+/- in %
Flüssige Mittel	2.476	3.074	-19,5
Wertpapiere	3.445	3.443	0,1
Sonstiges Finanzvermögen	1.985	3.247	-38,9
Finanzvermögen	7.906	9.764	-19,0
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	17.572	17.707	-0,8
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	2.238	2.439	-8,2
Finanzverbindlichkeiten	19.810	20.146	-1,7
Nettofinanzschulden	11.904	10.382	14,7
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	3.318	3.281	1,1
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	56	79	-29,1
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.010	9.491	5,5
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.920	2.712	7,7
Hybridkapital (Rating-relevanter Anteil)	880	-	-
Zur Veräußerung bestimmtes Nettovermögen	12	-	-
Nettoschulden des RWE-Konzerns	28.964	25.787	12,3

Sicherung des aktuellen A-Ratings hat hohe Priorität.

Bonitätsprüfungen durch unabhängige Rating-Agenturen haben maßgeblichen Einfluss auf die Möglichkeiten eines Unternehmens, sich Fremdkapital zu beschaffen. Je besser die Bewertung, desto leichter der Zugang zu den internationalen Kapitalmärkten und desto kostengünstiger die Aufnahme von Fremdmitteln. Daher profitieren wir davon, dass uns die beiden führenden Rating-Agenturen Moody's und Standard & Poor's eine hohe Bonität bescheinigen. Die folgende Tabelle zeigt unsere Kredit-Ratings per Ende Januar 2011:

Kredit-Rating	Moody's	Standard & Poor's
Langfristig	A2/negativer Ausblick	A/negativer Ausblick
Kurzfristig	P-1	A-1

Verschuldungsfaktor unverändert bei 2,8.

Wir steuern unsere Verschuldung anhand von anerkannten Kennziffern. Eine Schlüsselgröße ist das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, das als "Verschuldungsfaktor" (Leverage Factor) bezeichnet wird. Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Schulden, da sie die Ertragskraft des Unternehmens und damit die Fähigkeit zur Bedienung der Schulden mit einbezieht. Um unser Rating zu sichern, haben wir im Februar 2010 das Ziel ausgegeben, dass sich unser Verschuldungsfaktor an einer Obergrenze von 3,0 orientieren soll. Diese Vorgabe wurde eingehalten: Im zurückliegenden Geschäftsjahr kamen wir - wie bereits 2009 - auf einen Wert von 2,8.

Leicht gesunkene Fremdkapitalkosten.

Unsere Fremdkapitalkosten lagen 2010 bei 4,9%. Der Wert bezieht sich auf den jahresdurchschnittlichen Bestand ausstehender Anleihen und Commercial Paper unter Berücksichtigung von Zinsderivaten. Hybridkapital bleibt hier außer Betracht. Gegenüber 2009 (5,0%) haben sich unsere Finanzierungskosten etwas verringert. Dazu trugen die im Berichtsjahr begebenen Anleihen bei, die mit 2,7% (inkl. Sicherungsgeschäfte) unterdurchschnittlich verzinst werden.

Kapitalflussrechnung in Mio. €	2010	2009	+/- in Mio. €
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	5.500	5.299	201
Davon: Veränderung des Nettoumlaufvermögens	-2.349	-795	-1.554
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit	-6.683	-8.326	1.643
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit	638	4.839	-4.201
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	6	13	-7
Veränderung der flüssigen Mittel	-539	1.825	-2.364
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	5.500	5.299	201
Abzgl. Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	-6.379	-5.913	-466
Free Cash Flow	-879	-614	-265

Operativer Cash Flow um 4 % verbessert.

Im Geschäftsjahr 2010 haben wir einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit in Höhe von 5.500 Mio. € erwirtschaftet. Wir lagen damit um 4% über dem Vorjahreswert (5.299 Mio. €). Maßgeblich dafür war die gute Ertragslage, während Effekte im Nettoumlaufvermögen gegenläufig wirkten. Der Mittelabfluss aus der Investitionstätigkeit belief sich auf 6.683 Mio. €. Um diesen Betrag überstiegen unsere Ausgaben für Investitionen (inkl. Veränderungen der Geldanlagen) die Einnahmen aus Anlagenabgängen und Unternehmensverkäufen. Aus der Finanzierungstätigkeit erzielten wir trotz hoher Gewinnausschüttungen für das Geschäftsjahr 2009 einen Cash Flow von 638 Mio. €. Wesentlich dazu beigetragen hat die Begebung neuer Anleihen im Gesamtvolumen von 2,1 Mrd. €. Unser Bestand an flüssigen Mitteln ist im Jahresverlauf um 539 Mio. € gesunken.

Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte, ergibt den Free Cash Flow. Dieser lag mit -879 Mio. € unter dem bereits negativen Vorjahreswert (-614 Mio. €). Hier spiegelt sich unsere umfangreiche Investitionstätigkeit wider.

Bilanzstruktur	31.12.10		31.12.09
	in Mio. €	in %	in Mio. €	in %
---	---	---	---	---
Aktiva
Langfristiges Vermögen	60.465	65,0	56.563	60,5
Davon: Immaterielle Vermögenswerte	17.350	18,6	17.320	18,5
Davon: Sachanlagen	32.237	34,6	28.627	30,6
Kurzfristiges Vermögen	32.612	35,0	36.875	39,5
Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte 1	23.258	25,0	27.396	29,3
Gesamt	93.077	100,0	93.438	100,0
Passiva
Eigenkapital	17.417	18,7	13.717	14,7
Langfristige Schulden	45.162	48,5	45.633	48,8
Davon: Rückstellungen	23.485	25,2	22.315	23,9
Davon: Finanzverbindlichkeiten	15.908	17,1	17.019	18,2
Kurzfristige Schulden	30.498	32,8	34.088	36,5
Davon: Sonstige Verbindlichkeiten2	20.881	22,4	25.132	26,9
Gesamt	93.077	100,0	93.438	100,0

1 Inkl. Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche

2 Inkl. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten

Bilanzstruktur: Eigenkapitalquote auf 18,7% gestiegen.

Der RWE-Konzern wies zum 31. Dezember 2010 eine Bilanzsumme von 93,1 Mrd. € aus. Das sind 0,3 Mrd. € weniger als im Vorjahr. Wesentliche Veränderungen ergaben sich bei den Derivatepositionen: Sie waren auf der Aktiv- und Passivseite der Bilanz um jeweils 3,3 Mrd. € rückläufig. Die Finanzforderungen aus Sicherheitsleistungen (Margins und Collaterals) sanken um 1,3 Mrd. €. Dagegen sind die Sachanlagen wegen unserer umfangreichen Investitionstätigkeit um 3,6 Mrd. € gestiegen. Veränderungen der Stichtagswechselkurse erhöhten die Bilanzsumme um 0,7 Mrd. €. Die Eigenkapitalquote des RWE-Konzerns verbesserte sich im Berichtsjahr von 14,7 auf 18,7%. Das ergibt sich aus der hohen Ertragskraft des Unternehmens und der Emission der Hybridanleihe. Das langfristig gebundene Vermögen war zum Bilanzstichtag in voller Höhe durch Eigenkapital und langfristige Fremdmittel gedeckt.

1.8 ERLÄUTERUNG ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)

Rolle der RWE AG im Konzern.

Als Management-Holding des RWE-Konzerns nimmt die RWE AG zentrale Leitungsfunktionen wahr. Ihre wirtschaftliche Lage wird im Wesentlichen von den Aktivitäten der Tochtergesellschaften bestimmt.

Jahresabschluss.

Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Für das zum 31. Dezember 2010 endende Geschäftsjahr wurden erstmals die Vorschriften des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BilMoG) angewendet. Anpassungen der Vorjahreszahlen beziehen sich ausschließlich auf einen geänderten Ausweis eigener Anteile. Der Abschluss wird beim Betreiber des elektronischen Bundesanzeigers (Bundesanzeiger Verlagsgesellschaft mbH, Köln) eingereicht und im elektronischen Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht auch im Internet zur Verfügung.

Bilanz der RWE AG (Kurzfassung)1 in Mio. €	31.12.10	31.12.09
Anlagevermögen
Finanzanlagen	39.849	40.039
Umlaufvermögen
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	3.950	3.896
Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	876	778
Wertpapiere und flüssige Mittel	1.679	1.751
Bilanzsumme Aktiva	46.354	46.464
Eigenkapital	8.146	7.493
Rückstellungen	4.851	7.360
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	29.462	29.966
Übrige Verbindlichkeiten	3.895	1.645
Bilanzsumme Passiva	46.354	46.464

1 Angepasste Vorjahreszahlen

Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung) in Mio. €	2010	2009
Ergebnis aus Finanzanlagen	3.184	3.662
Zinsergebnis	-681	-1.091
Sonstige Erträge und Aufwendungen	1.413	982
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	3.916	3.553
Außerordentliche Erträge und Aufwendungen	1	-
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	-1.397	-1.115
Jahresüberschuss	2.520	2.438
Gewinnvortrag	-	7
Einstellung in die Gewinnrücklagen	-653	-578
Bilanzgewinn	1.867	1.867

Vermögenslage.

Die Vermögenslage der RWE AG ist geprägt durch das Management von Beteiligungen und durch die Wahrnehmung von Leitungsfunktionen für die Konzerngesellschaften. Die Holding hält Anteile an den Konzerngesellschaften und nimmt für sie Finanzierungsfunktionen wahr. Die Darstellung der Vermögenslage hat sich aufgrund neuer Vorschriften des BilMoG geändert. Danach sind Vermögensgegenstände, die der Absicherung von Pensionsverpflichtungen dienen, mit diesen zu saldieren. Im Berichtsjahr waren davon überwiegend Wertpapiere des Anlagevermögens betroffen; das Vermögen reduzierte sich dadurch um 3,0 Mrd. €. Darüber hinaus waren auch die bisher im Umlaufvermögen ausgewiesenen 28,8 Millionen eigenen Aktien mit einem Buchwert von 2,0 Mrd. € direkt vom Eigenkapital abzusetzen; der Vorjahresausweis wurde entsprechend angepasst. Unsere im September 2010 begebene Hybridanleihe mit einem Gesamtvolumen von 1,75 Mrd. €, die nach deutschem Handelsrecht dem Fremdkapital zuzurechnen ist, trug wesentlich dazu bei, dass sich die übrigen Verbindlichkeiten erhöhten.

Zum 31. Dezember 2010 belief sich die Eigenkapitalquote der RWE AG auf 17,6%. Damit übertraf sie den angepassten Vorjahreswert (16,1%). Die Einstellung in die Gewinnrücklagen betrug 0,7 Mrd. €.

Finanzlage.

Eine zentrale Aufgabe der RWE AG ist, Finanzmittel für die laufende Geschäftstätigkeit ihrer Tochtergesellschaften zu beschaffen. Zur externen Refinanzierung am Bondmarkt bedient sie sich zumeist der Tochtergesellschaft RWE Finance B.V., die Anleihen unter Garantie der RWE AG begibt. Wie bereits erwähnt, emittierte die RWE AG im zurückliegenden Geschäftsjahr eine Hybridanleihe. Diese hat eine unendliche Laufzeit und ist erstmals nach fünf Jahren durch die RWE AG kündbar. Einschließlich der Hybridanleihe standen zum 31. Dezember 2010 von RWE begebene Anleihen und Commercial Paper in einem Volumen von 18,1 Mrd. € bzw. 0,5 Mrd. € aus. RWE hat 2010 eine neue Rahmenkreditvereinbarung mit mehreren Banken über 4,0 Mrd. € abgeschlossen. Diese hat eine Laufzeit von fünf Jahren und ersetzt zwei Tranchen über jeweils 2,0 Mrd. €, die im Oktober 2011 ausgelaufen wären.

Ertragslage.

Die Ertragslage der RWE AG wird wesentlich von den Ergebnissen der Tochtergesellschaften bestimmt. Der Jahresüberschuss 2010 lag leicht über dem Vorjahresniveau. Das Ergebnis aus Finanzanlagen, zu dem vor allem RWE Power sowie Netz- und Vertriebsgesellschaften in Deutschland und Zentralosteuropa beitrugen, ging etwas zurück. Das Zinsergebnis hat sich dagegen verbessert. Dies liegt vor allem daran, dass nach BilMoG Erträge aus Wertpapieren, die der Sicherung von Pensionsverpflichtungen dienen, mit den Zinsaufwendungen aus Pensionsrückstellungen verrechnet werden. Die Position "Sonstige Erträge und Aufwendungen" hat sich ebenfalls verbessert, insbesondere weil die Ertragsteuerumlagen von Tochterunternehmen höher waren als 2009. Dementsprechend ist der Steueraufwand gegenüber 2009 gestiegen.

Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 20. April 2011 für das Geschäftsjahr 2010 eine Dividende von 3,50 € je Aktie vorschlagen. Bezogen auf das nachhaltige Nettoergebnis des Konzerns ergibt sich daraus eine Ausschüttungsquote von 50%. Sie liegt damit am unteren Rand der angestrebten Bandbreite von 50 bis 60%.

Bericht zur Übernahmesituation: Angaben nach §§ 315 Abs. 4, 289 Abs. 4 HGB und Bericht des Vorstands nach § 176 Abs. 1 Satz 1 AktG.

Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht unverändert aus 523.405.000 Stück auf den Inhaber lautenden nennbetragslosen Stammaktien (93,1% des gezeichneten Kapitals) und 39.000.000 Stück auf den Inhaber lautenden nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht (6,9% des gezeichneten Kapitals). Die weiteren Rechte und Pflichten bestimmen sich nach dem Aktiengesetz. Den Inhabern der Vorzugsaktien ohne Stimmrecht steht bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie zu. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie insbesondere die Ausgestaltung der von RWE ausgegebenen stimmrechtslosen Vorzugsaktien entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben.

Die RW Energie-Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Dortmund, hat uns gemäß § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) am 21. Dezember 2007 mitgeteilt, dass sie zu diesem Zeitpunkt einen Stimmrechtsanteil von 16,089% an der RWE AG gehalten hat.

Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands richtet sich nach den §§ 84 f. AktG in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG). Satzungsänderungen werden nach den Bestimmungen der §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG vorgenommen. Nach § 16 Abs. 6 der Satzung werden die Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Stimmenmehrheit und - soweit eine Kapitalmehrheit erforderlich ist - mit einfacher Kapitalmehrheit gefasst, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes vorschreiben. Damit wurde von der gesetzlich eingeräumten Möglichkeit Gebrauch gemacht, eine andere Kapitalmehrheit für eine Satzungsänderung zu bestimmen als vom Gesetz vorgegeben. Satzungsänderungen, die nur die Fassung, d.h. nur eine Änderung der sprachlichen Form, nicht aber des Inhalts betreffen, können vom Aufsichtsrat beschlossen werden (§ 10 Abs. 9 der Satzung).

Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 22. April 2010 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 21. Oktober 2011 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10% des Grundkapitals zu erwerben. Der Erwerb kann sich auf Aktien nur einer Gattung beschränken. Die Unternehmensanteile können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Dabei ist der Einsatz von Put- oder Call-Optionen möglich. Anschließend dürfen die eigenen Aktien eingezogen werden. Wurden Stammaktien zurückerworben, können diese auch im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen auf 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 der Preis den Börsenkurs von Stammaktien gleicher Ausstattung zum Zeitpunkt der Veräußerung nicht wesentlich unterschreiten. Zurückerworbene Stammaktien können auch für die Bedienung von Wandel- und Optionsanleihen eingesetzt werden, die auf der Basis der Beschlüsse der Hauptversammlung vom 22. April 2009 begeben werden. Die Ermächtigung kann ganz oder teilweise, auch in Teilbeträgen, ausgeübt werden.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 22. April 2009 wurde der Vorstand bis zum 21. April 2014 zur Ausgabe von Options- oder Wandelanleihen ermächtigt; der Gesamtnennwert der Anleihen ist auf 6 Mrd. € begrenzt. Das Bezugsrecht der Aktionäre kann ausgeschlossen werden, sofern die Anleihen zu einem marktgerechten Preis begeben werden und die neuen Aktien nicht mehr als 10% des Grundkapitals ausmachen. Der Vorstand kann das Bezugsrecht darüber hinaus ausschließen, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben würden. Er kann dies auch tun, um die Aktien eventuellen Inhabern früherer Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. nach Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Zur Bedienung der Wandlungs- und Optionsrechte besteht gemäß § 4 Abs. 3a und 3b der Satzung ein bedingtes Kapital in Höhe von 143.975.680 €, eingeteilt in 56.240.500 auf den Inhaber lautende Stammaktien.

Gemäß § 4 Abs. 2 der Satzung ist der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 16. April 2013 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 287.951.360 € einmalig oder in Teilbeträgen durch Ausgabe neuer Inhaberstammaktien gegen Bar- oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Zweck des Erwerbs von Unternehmensanteilen auszugeben. Schließlich kann das Bezugsrecht im Fall einer Barkapitalerhöhung ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis der neuen Aktien den Börsenpreis der bereits ausgegebenen Aktien nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10% des Grundkapitals nicht überschreitet. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Aktien aus dem genehmigten Kapital sind auf Aktien aus dem bedingten Kapital anzurechnen, soweit sie jeweils unter Bezugsrechtsausschluss ausgegeben werden. Insoweit darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien insgesamt um nicht mehr als 20% erhöht werden.

Die syndizierte Kreditlinie der RWE AG enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Falle einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen bis auf Weiteres ausgesetzt und die Kreditgeber werden mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie aufnehmen. Sofern innerhalb von 30 Tagen nach einem solchen Kontrollwechsel keine Einigung mit der Mehrheit der Kreditgeber erzielt werden kann, wird die Kreditlinie seitens der Kreditgeber gekündigt. Die nicht nachrangigen RWE-Anleihen enthalten eine Change-of-Control-Klausel mit folgendem wesentlichen Inhalt: Im Fall eines Kontrollwechsels in Verbindung mit einer Absenkung des Kredit-Ratings der RWE AG unter die Kategorie "Investment Grade" haben die Gläubiger das Recht, die Rückzahlung ihrer Schuldverschreibung zu verlangen. Der Rückzahlungsbetrag ist dabei nach Maßgabe der jeweiligen Anleihebedingungen zu ermitteln. Die Hybridanleihe enthält eine Change-of-Control-Klausel, nach der wir im Falle eines Kontrollwechsels innerhalb des definierten Kontrollwechselzeitraums die Hybridanleihe insgesamt kündigen und zurückzahlen dürfen. Wird sie nicht zurückgezahlt und das Kredit-Rating sinkt innerhalb des Kontrollwechselzeitraums unter Investment Grade, steigt der Vergütungssatz für die Hybridanleihe um 500 Basispunkte p.a.

Die Vorstandsmitglieder haben im Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle ein Sonderkündigungsrecht. Bei Ausübung dieses Sonderkündigungsrechts erhalten die Vorstandsmitglieder zur Abgeltung der vereinbarten Vertragsdauer eine Einmalzahlung, die mindestens zwei und maximal drei Jahresgesamtvergütungen entspricht. Dies steht in Einklang mit den Vorgaben des Deutschen Corporate Governance Kodex. Dr. Jürgen Großmann wurde das Sonderkündigungsrecht vor Inkrafttreten der Änderung des Deutschen Corporate Governance Kodex im Jahr 2008 gewährt. Sein Dienstvertrag sieht eine Einmalzahlung vor, die seine bis zum Ende der vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge und den anstelle einer Versorgungszusage vertraglich vereinbarten Betrag umfasst.

Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und ggf. ausgezahlt. Hierzu wird der durchschnittliche Bonus-Malus-Faktor der letzten drei Jahre herangezogen. Von ihm hängt ab, ob und in welcher Höhe zurückbehaltene Tantiemen ausgezahlt werden.

Der Long-Term Incentive Plan 2005 (Beat) sowie der RWE Performance Share Plan 2010 (Beat 2010) für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und der nachgeordneten verbundenen Unternehmen sehen für den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle eine Entschädigungszahlung für sämtliche Inhaber von Performance Shares vor. Die Höhe der Entschädigungszahlung entspricht dem Produkt des im Rahmen der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlten Preises und der endgültigen Anzahl der Performance Shares, die den jeweiligen Planbedingungen entsprechend auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt wird.

Die Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien, das genehmigte Kapital, die Klausel für den Fall des Kontrollwechsels in der syndizierten Kreditlinie und den RWE-Anleihen sowie die Regelungen für den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle in den Verträgen der Vorstandsmitglieder sowie im Long-Term Incentive Plan 2005 (Beat) und im RWE Performance Share Plan 2010 (Beat 2010) entsprechen allgemein üblichen Standards bei deutschen kapitalmarktorientierten Unternehmen.

1.9 INNOVATION

Effizient, klimafreundlich und intelligent - so stellen wir uns die Energieversorgung der Zukunft vor. Mit umfassender Forschungs- und Entwicklungsarbeit tragen wir dazu bei, diese Vision Wirklichkeit werden zu lassen. Fortschritt beim Klimaschutz darf aber nicht mit Rückschritt bei Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit erkauft werden. Wir konzentrieren uns daher auf Lösungen, die im umfassenden Sinne nachhaltig sind: angefangen bei der Nutzung von Kohlendioxid als Rohstoff über neue Stromspeichertechnologien bis hin zur Elektromobilität.

Forschung und Entwicklung: Aufwand um 35 % gesteigert.

Unsere Forschung und Entwicklung (F&E) zielt darauf ab, Lösungen für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung zu entwickeln und dadurch unsere Wettbewerbsfähigkeit langfristig zu sichern. Wir setzen hierbei in hohem Maße auf die Zusammenarbeit mit Partnern aus Anlagenbau, chemischer Industrie und Forschungseinrichtungen. Unser Aktionsradius ist somit größer, als es die folgenden Zahlen vermuten lassen. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir 149 Mio. € für F&E aufgewendet; das sind 39 Mio. € mehr als im Vorjahr. Der Anstieg beruht auch darauf, dass wir Essent und damit die F&E-Tätigkeit des Unternehmens erstmals ganzjährig im Jahresabschluss berücksichtigt haben. Von unseren Mitarbeitern waren 360 ausschließlich oder teilweise mit F&E-Aufgaben befasst.

Forschung und Entwicklung		2010	2009	2008	2007	2006
F&E-Aufwendungen	Mio. €	149	110	105	74	73
F&E-Mitarbeiter		360	350	330	270	273

Kohlendioxid - vom Schadstoff zum Rohstoff.

Wie können wir die Verstromung fossiler Energieträger - vor allem von Kohle - mit dem Ziel des Klimaschutzes in Einklang bringen? Eine Antwort darauf bieten Technologien, die verhindern, dass Kohlendioxid aus dem Kraftwerk in die Atmosphäre gelangt. Dazu muss das CO2 zunächst einmal isoliert werden. Hier kommen mehrere Verfahren in Betracht. Die am weitesten fortgeschrittene Technologie ist die Abscheidung des Kohlendioxids aus dem Rauchgas, das bei der Verbrennung von Kohle oder Gas entsteht; man spricht hier von "CO2 -Wäsche". Zu ihrer Erprobung haben wir am Standort Niederaußem eine Pilotanlage gebaut. Seit 2009 testen wir dort gemeinsam mit BASF und Linde neue "CO2 -Waschmittel" für den großtechnischen Einsatz. Die Ergebnisse sind vielversprechend: Im Vergleich zu den heute gebräuchlichen Substanzen erfordern die neuen Lösungsmittel bei der Kohlendioxid-Abtrennung einen bis zu 20% geringeren Energieeinsatz. Zudem konnten wir nachweisen, dass sie über mehrere Waschzyklen hinweg haltbar sind. Weitere Waschmittel wollen wir in einer zweiten Pilotanlage am britischen Standort Aberthaw testen. Dort laufen die Bauvorbereitungen. Unser Ziel ist, die CO2 -Wäsche spätestens ab 2020 kommerziell nutzen zu können.

Mit der Abtrennung des Kohlendioxids ist aber nur ein erster Schritt getan. Darüber hinaus muss das Gas dauerhaft von der Atmosphäre ferngehalten werden, etwa durch Einlagerung in Gesteinsformationen tief unter der Erdoberfläche. Derzeit prüfen wir Möglichkeiten zur Abtrennung und Speicherung von CO2 im niederländischen Eemshaven, wo wir einen Steinkohle-Doppelblock mit 1.560 MW Gesamtleistung bauen. Wir könnten ihn um eine Demonstrationsanlage zur CO2 -Abscheidung ergänzen - vorausgesetzt, wir erhalten Unterstützung aus einem EU-Förderprogramm. In Deutschland fehlen dagegen nach wie vor die gesetzlichen Rahmenbedingungen für die unterirdische Speicherung von CO2 . Außerdem hat sich gezeigt, dass sie bei der Bevölkerung vor Ort auf Widerstand stößt. Vor diesem Hintergrund gehen wir noch einen Schritt weiter: Wir erforschen, wie man in Zeiten knapper werdender Ressourcen aus einem schädlichen Treibhausgas einen wertvollen Rohstoff machen kann - auch wenn das Potenzial zur Emissionsreduktion hier wesentlich geringer ist als bei der Speicherung. Im Zentrum unserer Überlegungen steht die Frage, wie das CO2 als Kohlenstoffbaustein in der Biotechnologie, Chemie und Biologie eingesetzt werden kann. Ihr widmen sich gleich drei Kooperationsprojekte, die wir 2010 auf den Weg gebracht haben. Ein erstes Vorhaben startete RWE Power im Januar mit dem hessischen Unternehmen BRAIN; hier geht es darum, CO2 unter Zuhilfenahme von Mikroorganismen in Biomasse, Bio-Kunststoffe und chemische Zwischenprodukte umzuwandeln. BRAIN ist führend auf dem Gebiet der sogenannten "weißen Biotechnologie", d.h. der Nutzung biotechnologischer Verfahren für die industrielle Produktion. Ein zweites Projekt hat RWE Power im Juni 2010 zusammen mit Bayer und dem Institut für Technische und Makromolekulare Chemie der RWTH Aachen ins Leben gerufen. Hier untersuchen wir, wie sich aus CO2 Kunststoffe herstellen lassen. Gefördert wird das Projekt vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF). Im Oktober schließlich haben wir ein drittes Forschungsprojekt begonnen. Es trägt den Titel "CO2 RRECT". Die Idee: Experten von RWE, Bayer, Siemens sowie mehreren Hochschulen und Forschungseinrichtungen nutzen Strom aus regenerativen Energiequellen, um aus Wasser per Elektrolyse Wasserstoff zu erzeugen. In einem zweiten Schritt wird der Wasserstoff mit CO2 in Verbindung gebracht. Das Ergebnis sind chemische Zwischenprodukte wie Kohlenmonoxid oder Ameisensäure. CO2 kann so als Ausgangsstoff für Alltagsprodukte wie CDs verwendet werden. Auch dieses Projekt wird vom BMBF gefördert.

Höhere Wirkungsgrade in der Braunkohleverstromung.

Ein gravierender Nachteil der Abtrennung von CO2 besteht darin, dass sie zu Effizienzverlusten bei der Stromerzeugung führt. Umso wichtiger ist es, dass wir kontinuierlich an einer Steigerung der Wirkungsgrade unserer Kraftwerke arbeiten. Ein Meilenstein auf diesem Weg ist unsere 2009 in Betrieb genommene Demonstrationsanlage am Standort Niederaußem, mit der wir Braunkohle vor dem Verbrennungsprozess trocknen. Das hier eingesetzte Verfahren - Wirbelschichttrocknung mit integrierter Abwärmenutzung (WTA) - steigert den Wirkungsgrad in der Braunkohleverstromung um bis zu 10%. RWE hat diese Technik entwickelt und patentieren lassen. Nachdem wir bereits 2009 eine Lizenz für den Einsatz des Verfahrens für ein australisches Projekt vergeben haben, darf die WTA-Technologie seit 2010 auch von der Linde-KCA-Dresden GmbH und der Uhde Services GmbH genutzt werden. Wir wollen sie weltweit vermarkten und so dazu beitragen, dass auch die Braunkohlekraftwerke anderer Unternehmen effizienter und emissionsärmer werden.

Energie aus der Kraft des Meeres.

Unsere F&E-Tätigkeit auf dem Gebiet der Stromerzeugung schließt auch die erneuerbaren Energien ein. Hier verfolgen wir vielfältige Ansätze, u.a. die Energiegewinnung aus dem Meer. Im Juni 2010 haben RWE Innogy und Voith Hydro beschlossen, ein Gezeitenkraftwerk in den Gewässern der Orkneyinseln (Schottland) zu bauen. Dort wird das Gemeinschaftsunternehmen Voith Hydro Ocean Current Technologies eine Meeresströmungsturbine mit einer Leistung von 1 MW installieren. Geplant ist ein zweijähriger Test, durch den wir wichtige Erkenntnisse über den Betrieb solcher Anlagen gewinnen wollen. Neue Wege zur Nutzung erneuerbarer Energien ebnen wir auch dadurch, dass wir andere bei der Verwirklichung ihrer Ideen finanziell unterstützen. Über unsere im Oktober 2010 gegründete Tochtergesellschaft Innogy Venture Capital GmbH beteiligen wir uns an jungen Unternehmen, die an der Umsetzung erfolgversprechender Technologien arbeiten.

RWE plant hoch effizienten Druckluftspeicher.

Mit der stark wachsenden Zahl von Windkraft- und Solaranlagen werden die Stromeinspeisungen ins Netz zunehmend von den Wetterverhältnissen beeinflusst. Das Stromangebot muss aber stets der Nachfrage entsprechen, damit die Netzspannung stabil bleibt. Hier die Balance zu schaffen, wird eine immer anspruchsvollere Aufgabe, die ohne neue Stromspeicher-Technologien kaum zu bewältigen ist. Vor diesem Hintergrund hat sich RWE Power im Januar 2010 mit dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrttechnik sowie den Unternehmen General Electric und Züblin zusammengetan, um zentrale Komponenten für einen neuartigen Druckluftspeicher zu entwickeln. Sollten wir dabei erfolgreich sein, wäre unser nächster Schritt der Bau einer Demonstrationsanlage in Staßfurt (Sachsen-Anhalt). Bei einem Druckluftspeicher wird Luft in Zeiten eines hohen Stromangebots in unterirdische Kavernen gepresst und später - z.B. bei steigendem Strombedarf - zur Erzeugung von Elektrizität genutzt. Geplant ist eine Demonstrationsanlage, die über eine Speicherkapazität von 1.000 MWh und eine elektrische Leistung von bis zu 200 MW verfügt. Ihr Wirkungsgrad soll 70% erreichen. Wir wollen dies schaffen, indem wir die Wärme, die bei der Kompression entsteht, auffangen und in den Energiekreislauf der Anlage zurückführen. Es wäre die erste großtechnische Anwendung dieses Verfahrens weltweit.

RWE erforscht die intelligente Vernetzung dezentraler Stromquellen.

In der Energiewelt von gestern waren es fast ausschließlich Großkraftwerke, die ihren Strom ins Netz einspeisten, während sich die Rolle der Haushalte auf die des Verbrauchers beschränkte. Inzwischen hat sich das Bild gewandelt: Immer mehr Haushalte verfügen über eine Photovoltaikanlage und speisen Strom ins Netz ein. Besonders für die Betreiber von Mittel- und Niederspannungsnetzen bedeutet das zusätzlichen Koordinationsaufwand. In der Energiewelt von morgen kommt daher den sogenannten Smart Grids eine Schlüsselrolle zu. Netze dieser Art verfügen über neue Steuer- und Regelungstechniken, die es ermöglichen, sie effektiver auszulasten. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir den Startschuss für den Aufbau eines solchen intelligenten Netzes im Eifelkreis Bitburg/Prüm gegeben. Das Vorhaben wird vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert. Umgesetzt wird es von einem Konsortium mit der RWE Deutschland AG an der Spitze, dem darüber hinaus die Unternehmen ABB und Consentec sowie die Technische Universität Dortmund angehören.

Ein weiterer Schritt in Richtung Zukunft ist die informationstechnische Vernetzung kleiner, dezentraler Stromerzeuger und -verbraucher. Mit dem von der EU geförderten Demonstrationsprojekt "Power-Matching City Hoogkerk" (Niederlande) testen wir die technischen Voraussetzungen und kommerziellen Auswirkungen solcher Netzwerke. Beispielsweise können die Kunden anhand aktueller Preisinformationen entscheiden, wann sie ihre Waschmaschine oder Wärmepumpe einschalten. Ergebnis: Die Stromnachfrage richtet sich stärker am Angebot aus. Das reduziert die Kosten und entlastet das Netz. Zusätzlich testen wir ein neuartiges Steuerungsprogramm, das die Entscheidungen über den Energieeinsatz automatisch und somit komfortabel für den Kunden trifft.

Laden statt Tanken - die Mobilität der Zukunft.

Neben intelligenten Netzen sind auch Elektroautos fester Bestandteil der Energiewelt von morgen. Schon heute sieht man sie vereinzelt auf deutschen Straßen - nicht selten mit dem Logo von RWE. Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, dass im Jahr 2020 eine Million Elektrofahrzeuge auf deutschen Straßen unterwegs sein sollen. Dieses Vorhaben unterstützen wir, indem wir ein Netz von Ladestationen mit komfortablem Abrechnungssystem aufbauen und stetig weiterentwickeln. Ergänzend erforschen wir seit Juli 2010 gemeinsam mit unseren Partnern Renault, RWTH Aachen und Aachener Forschungsgesellschaft Kraftfahrwesen mbH, wie gut sich Elektroautos für Berufspendler eignen. Wir untersuchen, wie das spezifische Fahrverhalten bei Kurzstrecken das Leistungsvermögen des Fahrzeugs beeinflusst. Neben technischen Aspekten wollen wir mit unserer Studie auch die Kundenakzeptanz analysieren und Ideen für neue Produkte entwickeln. Auch hier haben wir die Unterstützung der Politik: Das Projekt wird vom Bundesverkehrsministerium gefördert.

1.10 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCE

Der Energiesektor gilt traditionell als krisenfeste Branche. Dennoch sind im vergangenen Jahr auch hier die Risiken gestiegen. Unsichere politische Rahmenbedingungen, sich wandelnde Marktstrukturen und schwankende Strom- und Brennstoffpreise stellen uns vor unternehmerische Herausforderungen. Ein professionelles Risikomanagement ist damit wichtiger denn je. Risiken systematisch zu erfassen, zu bewerten und zu steuern ist für uns ein Kernelement solider Unternehmensführung. Ebenso entscheidend ist es, Chancen zu identifizieren - und zu nutzen.

Organisation des Risikomanagements im RWE-Konzern.

Die Gesamtverantwortung für das konzernübergreifende Risikomanagementsystem trägt der Vorstand der RWE AG. Er legt Regeln und Mindeststandards fest und definiert Obergrenzen für die aggregierten Markt- und Kreditrisiken. Zudem entscheidet er über Transaktionen, die erhebliche Risiken mit sich bringen können.

Im Zuge von Umstrukturierungen im RWE-Konzern haben wir auch die Organisation des Risikomanagements weiterentwickelt. Der Bereich Controlling/Organisationseffizienz im Ressort des Finanzvorstands trägt seit Beginn des Geschäftsjahres 2011 die übergreifende Verantwortung für die Kontrolle, Steuerung und Koordination des Risikomanagementsystems. Diese Organisationseinheit berichtet dem Vorstand und dem Risikomanagement-Ausschuss regelmäßig über die Risikolage des Konzerns.

Dem Risikomanagement-Ausschuss obliegt die Überwachung und Weiterentwicklung des Risikomanagementsystems. Er setzt sich aus den Leitern folgender Bereiche der RWE AG zusammen: Commodity Management, Compliance, Controlling/Organisationseffizienz, Finanzen, Rechnungswesen, Recht/Organangelegenheiten, Revision und Strategie. Den Vorsitz hat der Leiter des Bereichs Controlling/Organisationseffizienz.

Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten mit zentralen Risikomanagement-Aufgaben betraut:

Die Steuerung von Commodity-Positionen obliegt dem im Januar 2011 geschaffenen Bereich Commodity Management. Dieser ist dem Vorstandsressort "Kommerzielle Steuerung" zugeordnet. In einem vom Vorstand vorgegebenen Rahmen erteilt er die Genehmigung für Absicherungsstrategien und größere Commodity-Transaktionen. Außerdem leitet er aus den vom Vorstand vorgegebenen Risiko-Obergrenzen Limite für Commodity-Risiken der operativen Gesellschaften ab.

Zuständig für die Beobachtung und Überwachung von Commodity-Risiken ist der Finanzvorstand der RWE AG. Er wird dabei von den Finanzvorständen und den für den Finanzbereich zuständigen Geschäftsführern unserer wichtigsten Konzerngesellschaften unterstützt. Die zum Bereich Controlling/ Organisationseffizienz gehörende Abteilung Risikocontrolling macht konzernweite Vorgaben zur Risikomessung, überwacht Commodity-Risiken und berichtet darüber an den Vorstand. Damit stellen wir sicher, dass diese für uns zentralen Risiken eng überwacht und dass Richtlinien konzernweit einheitlich umgesetzt werden.

Um die Steuerung von Kreditrisiken des RWE-Konzerns kümmert sich die Abteilung Credit Risk Controlling, die ebenfalls im Bereich Controlling/Organisationseffizienz angesiedelt ist.

Für das operative Management finanzwirtschaftlicher Risiken ist auf der Ebene der RWE AG die zum Bereich Finanzen gehörende Organisationseinheit Finanzcontrolling zuständig. Zu ihren Aufgaben gehört auch die Berichterstattung über Währungs-, Zins- und Liquiditätsrisiken.

Über die strategischen Leitlinien für die Verwaltung unserer Finanzanlagen (einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e.V. und der RWE Pensionsfonds AG) bestimmt das Asset-Management-Komitee. Dabei wägt es Ertragschancen und -Risiken gegeneinander ab, trifft eine Auswahl geeigneter Anlagekategorien (Anleihen, Aktien etc.) und entscheidet darüber, wie die Mittel auf sie verteilt werden. Mitglieder des Asset-Management-Komitees sind der Finanzvorstand der RWE AG, der Leiter Konzernfinanzen sowie die Finanzvorstände von RWE Power, RWE Dea, RWE npower, Lechwerke, enviaM und Süwag.

Risiken innerhalb der Finanzberichterstattung überwacht das Konzernrechnungswesen der RWE AG. Dieser Bereich ist ebenfalls dem Finanzvorstand unterstellt. Er bedient sich eines internen Kontrollsystems, das wir auf Seite 125 f. ausführlich darstellen. Darüber hinaus kümmert sich der Bereich Compliance schwerpunktmäßig darum, dass die Vorgaben des RWE-Verhaltenskodex eingehalten und Korruptionsrisiken vermieden werden. Er berichtet an den Vorstandsvorsitzenden der RWE AG oder - sollten Mitglieder des Vorstands betroffen sein - direkt an den Vorsitzenden des Aufsichtsrats und an den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses des Aufsichtsrats.

Unter fachlicher Führung der genannten Bereiche sorgen unsere Konzerngesellschaften dafür, dass die Risikomanagement-Richtlinien konzernweit umgesetzt werden.

Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess.

Das Risikomanagement ist als kontinuierlicher Vorgang in unseren betrieblichen Abläufe integriert. Risiken und Chancen - definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten - werden bei RWE frühzeitig identifiziert und klassifiziert. Wir bewerten Risiken anhand ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Schadenshöhe und fassen sie auf Ebene der Konzerngesellschaften bzw. des Konzerns zusammen. Die Risikobetrachtung erstreckt sich auf den Drei-Jahres-Zeitraum unserer Mittelfristplanung. Sie kann bei wesentlichen strategischen Risiken jedoch auch darüber hinausreichen. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einer Position zusammengefasst. Lässt sich ein Risiko verringern, wird das Restrisiko unter Nennung der bereits getroffenen Gegenmaßnahmen angegeben. Die mögliche Schadenshöhe stellen wir dem betrieblichen Ergebnis und dem Eigenkapital der jeweiligen Unternehmenseinheit sowie des Konzerns gegenüber. Mittels einer Risikomatrix werden die jeweiligen Risiken damit in Hinblick auf ihre Eintrittswahrscheinlichkeit und potenzielle Schadenshöhe sichtbar. Daraus kann u.a. abgeleitet werden, inwiefern Handlungsbedarf für einzelne Risiken besteht. Risiken mit hoher Eintrittswahrscheinlichkeit oder Schadenshöhe begrenzen wir durch operative Maßnahmen. Gegebenenfalls berücksichtigen wir sie durch bilanzielle Vorsorgen, z.B. Rückstellungen. Chancen bewerten und steuern wir im Zuge der turnusmäßigen Planung.

Über unsere Risiken und Chancen berichten wir den Führungs- und Aufsichtsgremien quartalsweise in standardisierter Form. Über unvorhergesehene wesentliche Veränderungen der Risikosituation wird der Vorstand der RWE AG unverzüglich in Kenntnis gesetzt. Unsere Konzernrevision begutachtet in regelmäßigen Abständen die Qualität und Funktionsfähigkeit unseres Risikomanagementsystems. Dennoch können wir nicht mit letzter Sicherheit garantieren, dass alle relevanten Risiken erkannt werden und die Kontrollen funktionieren. Menschliches Fehlverhalten etwa lässt sich nie ganz ausschließen.

Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung.

Als Energie-versorger ist RWE in besonderem Maße auf verlässliche energiepolitische Rahmenbedingungen angewiesen. Allerdings sind diese zuletzt unsicherer geworden, wie die Einführung der deutschen Kernbrennstoffsteuer zeigt. Defizitäre Staatshaushalte verstärken in zahlreichen europäischen Ländern den Druck auf die Regierungen, standortgebundenen Unternehmen wie Energieversorgern neue Lasten aufzubürden. Erhebliche Unsicherheiten bestehen auch im Zusammenhang mit der vom Bundestag beschlossenen Verlängerung der Laufzeit von Kernkraftwerken. Hier müssen noch wichtige Details geklärt werden, die die Rentabilität des Weiterbetriebs unserer Anlagen maßgeblich beeinflussen. Unsicher ist zudem, ob die Laufzeitverlängerung Bestand hat. Neben der Energiepolitik hat insbesondere die Entwicklung von Angebot und Nachfrage an den Strom- und Gasmärkten Auswirkungen auf unsere Ertragskraft. Dabei kommen konjunkturelle Einflüsse zum Tragen, aber auch Veränderungen der Marktstrukturen. Beispielsweise verdrängt der fortgesetzte Zubau von Wind- und Solarstromanlagen die konventionelle Erzeugung. Veränderungen der Brennstoffpreise können erhebliche Auswirkungen auf die Ertragslage haben, sofern sich die Stromnotierungen nicht entsprechend mitbewegen. Kurzfristige Marktpreisrisiken begrenzen wir, indem wir Strom bis zu drei Jahre vor seiner Lieferung verkaufen und die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und Emissionszertifikate grundsätzlich zeitgleich preislich absichern. Auch im Gasgeschäft sichern wir uns über Terminverkäufe ab. In diesem Zusammenhang bestehen Risiken, weil wir Gas u.a. auf Basis ölpreisgebundener Langfristverträge beziehen und sich der Marktpreis von Gas seit Mitte 2009 vom Ölpreis gelöst hat. Wir kaufen Gas teilweise teurer ein, als wir es absetzen können. Um bessere Bezugskonditionen zu erreichen, sind wir in Revisionsverhandlungen mit unseren Gaslieferanten eingetreten. Ihr Ausgang ist ungewiss. Trotz dieser und weiterer Unwägbarkeiten sind gegenwärtig keine Risiken erkennbar, die den Fortbestand der RWE AG oder des RWE-Konzerns gefährden.

Wichtige Risiko- und Chancenkategorien.

Nachfolgend werden Risiken und Chancen erläutert, die erheblichen Einfluss auf unsere Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben können. Sie lassen sich in die folgenden Kategorien gliedern, von denen wir den drei erstgenannten zurzeit besondere Bedeutung beimessen:

―	Risiken und Chancen aus Commodity-Preisschwankungen: Die Preisentwicklung an den Commodity-Märkten hat großen Einfluss auf unser Ergebnis, insbesondere in der Stromerzeugung. Beispielsweise könnten fallende Stromnotierungen oder steigende Brennstoffkosten zu rückläufigen Deckungsbeiträgen führen und die Werthaltigkeit unserer Kraftwerke mindern. Preisrisiken bestehen auch im Upstream-Geschäft der RWE Dea. Überdies können ungünstige Marktentwicklungen zur Folge haben, dass unsere Einkaufspreise für Strom und Gas über den Verkaufspreisen liegen, die wir im Vertrieb an Endkunden und Weiterverteiler erzielen können. Dies betrifft in erster Linie unsere ölpreisgebundenen Gasbezugsverträge. Den genannten Risiken steht allerdings auch die Chance gegenüber, dass sich die Preise in eine für RWE vorteilhafte Richtung entwickeln. Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir unter Berücksichtigung aktueller Terminpreise und erwarteter Volatilitäten. Die Commodity- und Kreditrisiken der Erzeugungs- und Vertriebsgesellschaften werden über Absicherungsvorgaben gesteuert, die die RWE AG festgelegt hat. Wie bereits dargestellt, begrenzen wir die Risiken im Erzeugungsgeschäft dadurch, dass wir unseren Strom größtenteils frühzeitig über Terminkontrakte absetzen und zugleich die für die Erzeugung benötigten Brennstoffe und Emissionszertifikate preislich absichern. Auch im Upstream-Geschäft der RWE Dea und im Midstream-Geschäft der RWE Supply & Trading nutzen wir die Terminmärkte zur Begrenzung von Risiken. Beim Management von Commodity-Preisrisiken nimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle ein. Das Unternehmen ist die Schnittstelle des RWE-Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Energie und Energierohstoffe. Es vermarktet große Teile der Erzeugungsposition des Konzerns und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2 -Emissionszertifikate ein. RWE Supply & Trading bündelt somit die Risiken und die Wertschöpfung aus Commodity-Geschäften für den Konzern und bringt das Know-how für diese Geschäfte an zentraler Stelle zusammen. Ihre Funktion als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Ergebnisrisiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten für den Erzeugungs- und Vertriebsbereich einzugrenzen. Zur Risikominderung auf der Beschaffungs- und Absatzseite setzt RWE Supply & Trading auch Commodity-Derivate ein. Die Handelsaktivitäten sind nicht ausschließlich darauf ausgerichtet, Risiken zu mindern. In streng limitiertem Umfang betreibt RWE Supply & Trading Eigenhandel, der darauf abzielt, Preisänderungen auf den Energiemärkten gezielt zu nutzen. Das Risikomanagementsystem im Energiehandel des RWE-Konzerns ist eng an die für Handelsgeschäfte von Banken geltenden Best-Practice-Regelungen angelehnt. Dazu gehört auch, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich das Kreditrisiko innerhalb genehmigter Limite bewegt. Konzernweit geltende Richtlinien geben Strukturen und Prozesse vor, wie mit Rohstoffrisiken und damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. In unseren Tochtergesellschaften werden die Commodity-Positionen permanent überwacht; das Ergebnis wird den zuständigen Gremien mitgeteilt. Darüber hinaus informiert sich der Vorstand der RWE AG quartalsweise über die konsolidierten Commodity-Risikopositionen des Konzerns. Die Konzerngesellschaften teilen ihre Positionen dem Konzern-Risikocontrolling mit, das die Meldungen konsolidiert. Diese Vorgehensweise gilt nicht für Marktrisiken, die aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading entstehen. Solche Risiken werden täglich überwacht und gesondert ausgewiesen. Die Risiko-Obergrenzen im Energiehandel werden vom Vorstand der RWE AG festgelegt und ständig überwacht. Um das Preisrisiko zu messen, ermitteln wir u.a. den Value at Risk (VaR). Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde; dabei wird für die Positionen eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass ein Tagesverlust die Höhe des VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschreitet. Unsere zentrale Steuerungsgröße im Energiehandel der RWE Supply & Trading ist der Global VaR, der höchstens 40 Mio. € betragen darf. Im Geschäftsjahr 2010 lag er bei durchschnittlich 11 Mio. €, der maximale Wert bei 17 Mio. €. Unsere Risikoanalyse stützt sich jedoch nicht nur auf die Höhe des VaR. In sogenannten Stresstests loten wir auch Extremszenarien aus, ermitteln ihre möglichen Auswirkungen auf Liquidität und Ertragslage und steuern gegen, wenn die Risiken zu hoch sind.
―	Risiken und Chancen aus Preisrevisionen bei Gasbezugsverträgen: Wir beziehen Gas teilweise auf Basis langfristiger ölpreisgebundener Verträge. Allerdings hat sich der Gaspreis seit Mitte 2009 an den internationalen Märkten vom Ölpreis abgekoppelt. Dies hat zur Folge, dass wir das Gas teurer einkaufen, als es an den Handelspunkten TTF (Niederlande) oder NBP (Großbritannien) bezogen werden kann. Dadurch drohen uns Margenrückgänge und Kundenverluste. In erster Linie betrifft dies unser deutsches und tschechisches Geschäft. Um bessere Bezugskonditionen zu erreichen, haben wir Revisionsverhandlungen mit unseren Gaslieferanten aufgenommen, die teilweise bereits in Schiedsverfahren eingemündet sind. Ihr Ausgang wird maßgeblichen Einfluss auf unsere mittelfristige Ertragslage haben. Unsere Erwartungen basieren auf detaillierten juristischen Bewertungen, die wir im Vorfeld der Revisionen durchgeführt haben. Hier besteht das Risiko, dass die Ergebnisse der Preisrevisionen hinter unseren Erwartungen zurückbleiben könnten, ebenso aber auch die Chance, dass wir günstigere Konditionen als angenommen durchsetzen können.
―	Rechtliche Risiken: Der ständige Wandel des politischen, rechtlichen und gesellschaftlichen Umfelds kann die Ertragslage des RWE-Konzerns in starkem Maße beeinflussen. Angesichts des großen Anteils von Braun- und Steinkohlekraftwerken an unserem Stromerzeugungsportfolio liegen unsere Kosten für die Beschaffung von CO2 -Zertifikaten weit über dem Branchendurchschnitt. Die EU-Staaten haben sich im Dezember 2008 darauf geeinigt, dass dem Stromsektor in Westeuropa ab 2013 so gut wie keine Zertifikate mehr unentgeltlich zugeteilt werden. Unsere Ausgaben für CO2 -Zertifikate werden dann nochmals wesentlich höher sein als in der aktuellen Handelsperiode bis 2012. Wir streben an, unseren spezifischen Kohlendioxid-Ausstoß stark zu reduzieren und das Stromerzeugungsportfolio mit den anstehenden Kraftwerksinvestitionen noch effizienter auszurichten. Darüber hinaus begrenzen wir unser CO2 -Risiko durch Teilnahme an Klimaschutzprojekten in Entwicklungs- und Schwellenländern im Rahmen der Kyoto-Mechanismen Clean Development Mechanism und Joint Implementation. Eine weitere Maßnahme ist der virtuelle Tausch von Kraftwerkskapazitäten mit verschiedenen Vertragspartnern. Darüber hinaus schließen wir langfristige Stromlieferverträge ab, bei denen der Kunde das CO2 -Preisrisiko übernimmt, und erwerben frühzeitig CO2 -Zertifikate für zukünftige Perioden.

Als Versorger planen wir unsere Investitionen für einen Zeitraum, der Jahrzehnte umfasst. Wir sind daher in besonderem Maße auf verlässliche energiepolitische Rahmenbedingungen angewiesen. Hier existieren jedoch erhebliche Unsicherheiten. Dies betrifft vor allem die Nutzung der Kernenergie in Deutschland: Wie bereits erläutert, hat die neue deutsche Kernbrennstoffsteuer erhebliche negative Auswirkungen auf unsere Ergebnis-, Finanz- und Investitionsplanung. Wir halten die rechtliche Zulässigkeit einer solchen Abgabe allerdings bereits im Grundsatz für fraglich. Massive Unsicherheiten bestehen im Zusammenhang mit der vom Bundestag beschlossenen Verlängerung der Laufzeiten von Kernkraftwerken. So ist offen, welche zusätzlichen Sicherheitsvorgaben für den Anlagenbetrieb gemacht werden und wie hoch die dadurch erforderlichen Investitionen sein werden. Darüber hinaus besteht das Risiko, dass die Laufzeitverlängerung wieder rückgängig gemacht wird, etwa weil sich herausstellt, dass der Bundesrat hätte zustimmen müssen, oder weil spätere Bundesregierungen sie ablehnen. Einige Oppositionsparteien und Bundesländer haben bereits angekündigt, gegen die Laufzeitverlängerung vor dem Bundesverfassungsgericht zu klagen.

Beim Bau und Betrieb von Produktionsanlagen sind wir genehmigungsrechtlichen Risiken ausgesetzt. In besonderer Weise betrifft dies unsere Tagebaue und Kraftwerke. Wird ihr laufender Betrieb ausgesetzt oder beeinträchtigt, kann es zu erheblichen Produktions- und Erlöseinbußen kommen. Darüber hinaus besteht die Gefahr, dass uns bei Neubauprojekten die erforderlichen Genehmigungen verspätet oder gar nicht erteilt werden oder dass man uns bereits erteilte Genehmigungen wieder entzieht. Je nach Baufortschritt und vertraglichen Verpflichtungen gegenüber Zulieferern kann dies zu erheblichen finanziellen Belastungen führen. Dem beugen wir durch sorgfältige Vorbereitung und Begleitung unserer Genehmigungsanträge so weit wie möglich vor.

Risiken ergeben sich ferner aus der kartellrechtlichen Preismissbrauchsaufsicht, deren gesetzlicher Rahmen Ende 2007 verschärft worden ist. Im Frühjahr 2009 gestartete Untersuchungen des Bundeskartellamts zum Stromgroßhandel wurden inzwischen eingestellt, ohne dass Verstöße gegen das Kartellrecht festgestellt worden sind. Derzeit gibt es auf nationaler und europäischer Ebene Gesetzesinitiativen, die auf eine fortlaufende Überwachung der Stromerzeugung und des Stromgroßhandels abzielen und neue Transparenzpflichten für die Unternehmen mit sich bringen könnten.

Weiterhin ist die seit 2009 geltende Anreizregulierung unserer deutschen Strom- und Gasnetzgesellschaften mit Ergebnisrisiken verbunden. Unklarheiten bestehen insbesondere bei der Anerkennung von Kosten und Effizienzwerten für die zweite Regulierungsperiode. Unabhängig davon ist aber auch eine Verbesserung der Verzinsung von Eigen- und Fremdkapital erforderlich. Darüber hinaus sind die Einflüsse weiterer Faktoren zur Ermittlung der Erlöse noch nicht abschließend festgelegt.

―	Sonstige Rechts- und Schiedsverfahren: Einzelne Gesellschaften des RWE-Konzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Konzernunternehmen an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Die beschriebenen Vorgänge werden aber voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzern haben. Derzeit laufen mehrere Spruchverfahren im Zusammenhang mit gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen. Sie wurden durch außenstehende Aktionäre angestrengt und zielen auf eine Überprüfung der Angemessenheit von Umtauschverhältnissen oder Barabfindungen ab. Da diese von unabhängigen Gutachtern ermittelt wurden, sehen wir hier nur geringe Risiken. Sollten Gerichte in rechtskräftigen Entscheidungen zu abweichenden Ergebnissen kommen, zahlen wir einen Ausgleich an alle betroffenen Aktionäre, auch wenn sie nicht selbst am Spruchverfahren beteiligt waren.
―	Finanzwirtschaftliche Risiken und Chancen: Schwankungen von Währungs-, Zins- und Aktienkursen können unser Ergebnis ebenfalls stark beeinflussen. Das Management finanzwirtschaftlicher Risiken ist in einer gesonderten Richtlinie geregelt. Es liegt in der Verantwortung des Finanzvorstands der RWE AG. Wegen unserer internationalen Präsenz kommt dem Management von Wechselkursveränderungen große Bedeutung zu. Die Konzerngesellschaften sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Währungsrisiken über die RWE AG zu sichern. Diese ermittelt die Nettofinanzposition je Währung und sichert sie ab - nötigenfalls auch mithilfe externer Marktpartner. Die Risikomessung und -begrenzung basiert u.a. auf dem VaR-Konzept. Der durchschnittliche VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag im Berichtszeitraum unter 1 Mio. €. Große Bedeutung messen wir auch dem Management von Zinsrisiken bei. Dabei unterscheiden wir zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im Bestand der RWE AG sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch unsere Finanzierungskosten. Der VaR für das Kurswertrisiko bei unseren Kapitalanlagen belief sich 2010 auf durchschnittlich 9 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95 % und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der Cash Flow at Risk betrug zum Bilanzstichtag 5 Mio. €. Zu den Wertpapieren, die wir in unserem Portfolio halten, zählen auch Aktien. Der VaR für das Risiko aus Kursveränderungen lag hier bei durchschnittlich 11 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €). Die Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch professionelles Fondsmanagement. Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer speziellen Software zentral erfasst und von der RWE AG überwacht. Dies ermöglicht uns einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg. Für unsere Konzernunternehmen haben wir Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt.
―	Bonität von Geschäftspartnern: Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Finanzinstituten, Handelspartnern, Kunden und Lieferanten ergeben sich Kreditrisiken. Dem begegnen wir u.a. dadurch, dass wir die Entwicklung der Bonität unserer Geschäftspartner zeitnah verfolgen. Für das Kreditrisikomanagement gilt konzernweit eine gesonderte Richtlinie. Die Einhaltung der konzernweiten Standards für die Messung und Steuerung von Kreditrisiken, die in dieser Richtlinie festgeschrieben sind, überwacht die Abteilung Credit Risk Controlling.Wir begrenzen unsere Kreditrisiken, indem wir Limite festlegen und diese - insbesondere bei Änderung der Bonität - zeitnah anpassen. Gegebenenfalls lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Sofern wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir auch Kreditversicherungen ab oder nutzen Credit Default Swaps. Die Banken und Handelspartner, mit denen wir Kreditbeziehungen unterhalten, haben überwiegend eine hohe Bonität. Wir ermitteln die Kreditwürdigkeit mit einem internen Bewertungsverfahren. Bei Banken stützen wir uns auf externe Ratings und einen Frühwarnindikator, den wir im Zuge der Finanzmarktkrise entwickelt haben. Unsere Stromerzeugung verkaufen wir großenteils über die Börse. Für diese Mengen übernimmt eine Clearing-Stelle das Kreditrisiko. Außerbörsliche Handelsgeschäfte schließen wir grundsätzlich auf Basis von Rahmenverträgen ab, wie sie u.a. von der European Federation of Energy Traders (EFET) vorgegeben werden. Außerdem vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Kreditrisiken im Energiehandel und im Finanzbereich messen wir täglich.
―	Liquiditätsrisiko: Das Liquiditätsrisiko besteht darin, dass wir möglicherweise nicht über genügend flüssige Mittel verfügen, um finanzielle Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Solche Verpflichtungen bestehen bei RWE insbesondere in der Ablösung fälliger Finanzverbindlichkeiten. Des Weiteren müssen wir Sicherheiten stellen, wenn sich Handelskontrakte (beispielsweise mit Börsen) bei einer Bewertung zu aktuellen Marktpreisen in der Verlustzone befinden. Wir stufen unser Liquiditätsrisiko als gering ein. Basis dafür ist unsere solide Finanzierung. Wir verfügen über einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel, ungenutzte Kreditlinien und weiteren finanziellen Spielraum dank unseres Commercial-Paper- und unseres Debt-Issuance-Programms (siehe Seite 101). Durch vorausschauende Liquiditätsplanung stellen wir sicher, dass wir jederzeit zahlungsfähig sind. Dabei bedienen wir uns u.a. eines konzernweiten Meldesystems, das die kurz-, mittel- und langfristigen Liquiditätsbedürfnisse der Konzerngesellschaften erfasst.
―	Unternehmensstrategische Risiken und Chancen: Entscheidungen über Sachinvestitionen und Akquisitionen sind wegen der Höhe und der langfristigen Bindung des eingesetzten Kapitals mit besonderen Risiken und Chancen verbunden. Wird ein Unternehmen erworben, können u.a. Probleme bei der Integration von Mitarbeitern, Prozessen und Technologien auftreten. Für die Vorbereitung und Umsetzung strategischer Sachinvestitions- und Akquisitionsentscheidungen gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse. Intensive Beobachtung von Märkten und Wettbewerbern hilft uns dabei, unternehmensstrategische Risiken und Chancen adäquat und frühzeitig zu erfassen. Mit besonderer Aufmerksamkeit verfolgen wir zurzeit die Situation in Ägypten. Unsere dortigen Investitionsausgaben sind großenteils durch Bundesgarantien gegen politische Risiken abgesichert.
―	Kontinuität des Geschäftsbetriebs: Auf sämtlichen Stufen unserer Wertschöpfung betreiben wir technologisch komplexe, vernetzte Produktionsanlagen. An unseren Tagebaugeräten, Förderanlagen, Kraftwerksanlageteilen und Netzen können nicht versicherte Schäden auftreten. In unseren Kraftwerken steigt das Risiko ungeplanter Betriebsunterbrechungen wegen des zunehmenden Alters ihrer Komponenten. Außerdem kann es zu Verzögerungen beim Bau neuer Anlagen kommen, etwa durch Unfälle, Materialfehler oder zeitaufwendige Genehmigungsverfahren. Im Netzgeschäft besteht die Gefahr, dass Anlagen durch höhere Gewalt, z.B. Wettereinflüsse, zerstört werden. Hohe Sicherheitsstandards und regelmäßige Prüf-, Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten sollen diese Risiken begrenzen. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab.
―	IT-Sicherheit: Unsere Geschäftsprozesse werden durch effiziente Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Dennoch können wir nicht vollständig ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastrukturen und der Sicherheit unseres Datenbestands auftreten. Wir begegnen dem durch hohe Sicherheitsstandards, Sensibilisierung der Nutzer sowie Beschränkungen der Zugriffs- und Zugangsrechte. Außerdem investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere IT basiert weitgehend auf marktüblichen Standards. Ihr Betrieb ist in modernen Rechenzentren gebündelt. Für Risiken bei der Entwicklung von IT-Lösungen haben wir einen konzernweit verbindlichen Steuerungsprozess etabliert.
―	Personal: Der Wettbewerb der Unternehmen um qualifiziertes Personal wird immer intensiver. Um hier unsere Position zu sichern und zu stärken, betonen wir bei der Mitarbeiterakquise die Attraktivität von RWE als Arbeitgeber und streben an, Fach- und Führungskräfte langfristig an den Konzern zu binden. Neben leistungsorientierter Vergütung und fortschrittlichen Sozialleistungen setzen wir dabei insbesondere auf die breit gefächerten Perspektiven im RWE-Konzern: durch Traineeprogramme, interdisziplinäre Karrierewege, Einsatzmöglichkeiten in unterschiedlichen europäischen Konzerngesellschaften sowie attraktive Fort- und Weiterbildungsangebote. Risiken durch die Mitarbeiterfluktuation begrenzen wir mit geeigneten Stellvertreterregelungen und frühzeitiger Nachfolgeplanung.

Bericht zum internen Kontroll- und Risikomanagement-System: Angaben nach § 315 Abs. 2 Nr. 5 und § 289 Abs. 5 HGB.

In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die möglicherweise wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (IKS) zielt darauf ab, mögliche Fehlerquellen zu identifizieren und die daraus resultierenden Risiken zu begrenzen. Es erstreckt sich auf die Finanzberichterstattung im gesamten RWE-Konzern. So können wir mit hinreichender Sicherheit gewährleisten, dass ein den gesetzlichen Vorschriften entsprechender Jahres- und Konzernabschluss erstellt wird.

Die Ausgestaltung des rechnungslegungsbezogenen IKS ergibt sich aus der Organisation unseres Rechnungslegungs- und Finanzberichterstattungsprozesses. Eine der Kernfunktionen dieses Prozesses ist die Steuerung des Konzerns und seiner operativen Einheiten. Ausgangspunkt sind dabei die Zielvorgaben des Vorstands der RWE AG. Aus ihnen und aus unseren Erwartungen in Hinblick auf die operative Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. Diese umfasst Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir Prognosen, die am Budget anknüpfen. Der Vorstand der RWE AG und die Vorstände der wichtigsten Tochtergesellschaften kommen vierteljährlich zusammen, um Quartals- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren.

Die Buchführung erfolgt zumeist dezentral; mitunter wird diese Funktion auch von Konzerngesellschaften für ihre Tochterunternehmen wahrgenommen. Bestimmte Verarbeitungsprozesse, z.B. die Personalabrechnung, sind bei internen Dienstleistern wie der RWE Service GmbH gebündelt oder unterliegen zumindest konzerneinheitlich definierten Qualitätsstandards. In ihrer Holding-Funktion nimmt die RWE AG zentrale Aufgaben auf dem Gebiet der Rechnungslegung wahr. Dabei handelt es sich u.a. um die Konsolidierung, die Bilanzierung von Pensionsrückstellungen in Deutschland und die Prüfung der Werthaltigkeit bilanzierter Firmenwerte. Ebenfalls der RWE AG zugeordnet sind Aufgaben, die die Verwaltung und Überwachung von Finanzinstrumenten, den Zahlungsverkehr, die Geldanlagen und die Organschaftsabrechnung betreffen. Teilweise werden dafür externe Dienstleister hinzugezogen.

Im Rahmen der externen Berichterstattung zum Halbjahr und zum Gesamtjahr haben die Vorstandsvorsitzenden und Finanzvorstände bzw. die Geschäftsführer wichtiger Tochtergesellschaften sowie ausgewählte Bereichsleiter der RWE AG einen internen Bilanzeid zu leisten. Erst wenn dies geschehen ist, legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen externen Bilanzeid ab und unterzeichnen die Versicherung der gesetzlichen Vertreter. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards und die Bilanzierungsrichtlinien des RWEKonzerns eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln.

Unsere Abschlüsse erstellen wir mithilfe eines konzernweiten Berichterstattungssystems, das wir auch für die Aufstellung der Budgets und Prognosen nutzen. Alle vollkonsolidierten Tochtergesellschaften bedienen sich dieses Systems. Es bildet die Basis für einen standardisierten Datenmeldeprozess im Konzern. Die Finanzbuchhaltungssysteme werden größtenteils von der RWE IT GmbH unterhalten.

Wir identifizieren Risiken der Finanzberichterstattung auf Ebene der Unternehmensbereiche anhand quantitativer, qualitativer und prozessbezogener Kriterien. Fundament des IKS sind unsere allgemein verbindlichen Richtlinien und ethischen Werte, die auch im RWE-Verhaltenskodex ihren Niederschlag finden. Darauf aufbauend stellen Mindestanforderungen an die wesentlichen Verarbeitungsprozesse eine integre Datenerhebung und -verwaltung sicher. Risiken bei einzelnen Bilanzpositionen infolge subjektiver Ermessensspielräume oder komplexer Transaktionen werden in einer konzernübergreifenden Risiko- und Kontrollmatrix erfasst. Einmal im Jahr erbringen wir den Nachweis, dass die notwendigen Kontrollen tatsächlich stattfanden und korrekt vorgenommen wurden. Dies geschieht durch die interne Revision, externe Wirtschaftsprüfer oder das für die Durchführung der Kontrollen verantwortliche Management.

Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Finanzvorstand der RWE AG die Risiken der Finanzberichterstattung dar. Dabei erläutert er auch, welche Kontrollmaßnahmen ergriffen wurden und wie die korrekte Durchführung der Kontrollen geprüft wurde.

Unsere Konzernrevision ist zertifiziert nach den "Internationalen Standards für die berufliche Praxis der Internen Revision" des Institute of Internal Auditors (IIA). Organisatorisch und disziplinarisch ist sie direkt dem Vorstandsvorsitzenden unterstellt.

Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB.

Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft hat mit Datum vom 11. Februar 2011 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB abgegeben und diese auf der Internetseite der RWE unter www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung-par-289a-HGB veröffentlicht.

1.11 AUSBLICK 2011

Während sich die Konjunktur weiter erholt, werden die Rahmenbedingungen unseres Geschäfts schwieriger. Die neue Kernbrennstoffsteuer in Deutschland und die ungünstige Entwicklung der Strom- und Gaspreise führen 2011 zu massiven Belastungen. Wir rechnen damit, dass unser betriebliches Ergebnis ca. 20% hinter dem Rekordniveau von 2010 zurückbleiben wird. Mit Investitionskürzungen, Desinvestitionen und verstärkten Kostensenkungen wollen wir unsere Finanz- und Ertragskraft stabilisieren. Dennoch fällt auch unsere mittelfristige Ergebnisprognose verhalten aus.

Weltwirtschaft bleibt auf Wachstumskurs.

Nach ersten Prognosen wird die globale Wirtschaftsleistung 2011 um mehr als 3% steigen. Konjunkturlokomotive bleibt China; allerdings dürfte sich das Wachstum dort leicht abschwächen, weil die Regierung zuletzt eine weniger expansive Geld- und Fiskalpolitik verfolgte. Im Euro-Raum werden Maßnahmen zur Konsolidierung der Staatshaushalte den Aufschwung dämpfen. Andererseits ist wegen einer höheren Auslastung der Industriekapazität mit verstärkter Investitionstätigkeit zu rechnen. Das Wirtschaftswachstum der Euro-Zone könnte nahe der Vorjahresmarke (1,7%) liegen. Etwas besser fällt die Konjunkturprognose für Deutschland aus: Der Sachverständigenrat hält mehr als 2 % für möglich. Damit würde das Bruttoinlandsprodukt (BIP) von 2008 wieder erreicht. Neben den traditionellen Triebkräften wird auch der private Konsum das deutsche Wachstum stützen. Dies ergibt sich aus der erfreulichen Beschäftigungsentwicklung und den gestiegenen verfügbaren Einkommen. Etwas zurückhaltender fallen die Prognosen für die Niederlande und Belgien aus: Das Wachstum liegt hier voraussichtlich bei 1,5%. Gleiches gilt für Großbritannien: Dort dürften von der Regierung erlassene Sparprogramme und eine Erhöhung der Umsatzsteuer den privaten Verbrauch dämpfen. Erste Schätzungen für unsere zentralosteuropäischen Kernmärkte deuten auf eine weitere Erholung hin: Polen und Tschechien können Wachstumsraten von über 3% erreichen. In Ungarn wird sich das momentan schwache Expansionstempo voraussichtlich etwas erhöhen.

Konjunktur wirkt sich positiv auf Energieverbrauch aus.

Die Entwicklung des Energieverbrauchs dürfte auch 2011 von positiven Konjunktureffekten begünstigt sein. Für Deutschland erwarten wir, dass sich das Produktionswachstum der energieintensiven Branchen im einstelligen Prozentbereich normalisiert. Die Stromnachfrage wird bei stabilem Bedarf in den anderen Verbrauchssektoren voraussichtlich leicht anziehen. In Großbritannien war sie wegen Fortschritten auf dem Gebiet der Energieeffizienz bereits vor der Wirtschaftskrise leicht rückläufig. Selbst bei steigender Industrieproduktion dürfte sie 2011 kaum über das Vorjahresniveau hinauskommen. Für die Niederlande fällt unsere Prognose ähnlich aus. Der Stromverbrauch in unseren zentralosteuropäischen Märkten könnte sich dagegen um über 2 % erhöhen. Wegen der dynamischen Wirtschaftsentwicklung in diesen Ländern wird er wohl auch in den Folgejahren deutlich steigen.

Da die Nachfrage bei Gas stärker von den Temperaturen abhängt als bei Strom, unterliegt sie größeren Schwankungen und ist schwerer zu prognostizieren. Klammert man mögliche Witterungseffekte aus, dürfte sich der deutsche Gasverbrauch in der Nähe des Vorjahresniveaus bewegen. Einerseits sind weiterhin leichte Konjunkturimpulse zu erwarten; andererseits könnte der fortgesetzte Ausbau der erneuerbaren Energien die Auslastung von Gaskraftwerken mindern. Auch in den Niederlanden dürfte der Gasverbrauch auf witterungsbereinigter Basis stagnieren, in Großbritannien möglicherweise sogar leicht sinken, weil es hier noch größeres Potenzial für Verbrauchseinsparungen durch Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz gibt. In unseren zentralosteuropäischen Märkten sind dagegen im Allgemeinen leichte Zuwächse zu erwarten. Neben Konjunktureinflüssen spielt dort die wachsende Bedeutung von Gas gegenüber anderen Energieträgern eine Rolle.

Brennstoffe voraussichtlich teurer als 2010.

An den internationalen Märkten für Rohöl, Steinkohle und Erdgas zeigte die Preiskurve zuletzt nach oben. Den Ausschlag dafür gab die dynamische Wirtschaftsentwicklung in Schwellenländern wie China und Indien. Bei Steinkohle kamen Sondereffekte hinzu, vor allem die Flutkatastrophe in Australien, die in zahlreichen Minen den Betrieb zum Erliegen brachte. Am 31. Januar 2011 kostete die metrische Tonne Kraftwerks-Steinkohle im Rotterdamer Spothandel 122 US$ (inkl. Fracht und Versicherung). Aus den Monatsterminpreisen bis Ende 2011, die an diesem Tag zu beobachten waren, lässt sich ablesen, dass die Marktteilnehmer auch für das Gesamtjahr einen Durchschnittswert in der Nähe der 120-US$-Marke erwarten. Gegenüber 2010 (93 US$) wäre das ein deutlicher Anstieg. Ähnlich ist die Situation an den Rohölmärkten. Das Barrel der Sorte Brent wurde Ende Januar mit 98 US$ gehandelt. Der für das Gesamtjahr erwartete Preis von rund 100 US$ liegt hier ebenfalls weit über dem Niveau von 2010 (79 US$). Grund sind Befürchtungen, dass die Unruhen in Nordafrika die Ölversorgung beeinträchtigen könnten. Die Verteuerung von Rohöl wird sich zeitversetzt am kontinentaleuropäischen Gasmarkt niederschlagen. Dies ergibt sich aus der Ölpreisbindung zahlreicher Importverträge. Allerdings wird in den Kontrakten auch zunehmend die Entwicklung im Gas-Spothandel berücksichtigt. Entsprechende Vertragsanpassungen dürften den Anstieg der Importpreise dämpfen. Die Notierungen an den großen europäischen Handelspunkten haben zuletzt angezogen, liegen aber wegen des großen Gasangebots immer noch deutlich unter den Preisen in ölindexierten Langfristverträgen. Marktsignale deuten darauf hin, dass dies im gesamten Jahresverlauf so bleiben könnte. Im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten bewegen sich die Preise seit 2009 in einer engen Bandbreite seitwärts. Es gibt derzeit keine Anzeichen dafür, dass sie nach oben oder unten ausbrechen könnten.

Realisierter Strompreis unter Vorjahresniveau.

Ungeachtet der Verteuerung von Brennstoffen haben die Notierungen an den Strom-Terminmärkten zuletzt stagniert. Wir gehen aber davon aus, dass sie steigen werden, sollte sich die aktuelle Preisentwicklung bei Steinkohle und Erdgas als nachhaltig erweisen. Auf unsere Ertragslage im laufenden Geschäftsjahr hätte dies allerdings keinen nennenswerten Einfluss, denn wir haben die Erzeugung für 2011 bereits nahezu komplett verkauft. Der Preis, den wir für unsere deutsche Produktion erzielten, lag unter dem Vergleichswert für 2010 von 67 € je MWh. Auch für die kommenden Jahre ist unsere Erzeugung bereits teilweise am Markt platziert, in Deutschland zu über 50% für 2012 und zu über 10% für 2013 (Stand: Ende 2010). Bei den Terminverkäufen gehen wir grundsätzlich so vor, dass zeitgleich mit dem Abschluss eines Lieferkontrakts die zur Erzeugung benötigten Brennstoffe beschafft bzw. preislich abgesichert werden. Dies gilt auch für den Zukauf von Emissionsrechten.

Organisches Wachstum trotz schwieriger Rahmenbedingungen.

Klimaschutz, Ressourcenschonung und organisches Wachstum stehen weiterhin ganz oben auf unserer Agenda. Damit halten wir unseren strategischen Kurs - trotz schwieriger wirtschaftlicher und politischer Rahmenbedingungen. Allerdings werden wir das Tempo etwas drosseln. Zu schwer wiegen die Belastungen in den kommenden Jahren aus der Kernbrennstoffsteuer und der ungünstigen Entwicklung der Strom- und Gaspreise. Unsere Sachanlageninvestitionen fahren wir etwas zurück: Ursprünglich hatten wir uns für den Zeitraum von 2010 bis 2013 ein Gesamtvolumen von 28 Mrd. € zum Ziel gesetzt; wir haben es inzwischen um rund 3 Mrd. € gekürzt. Für 2011 und die beiden Folgejahre planen wir Ausgaben von insgesamt ca. 18 Mrd. €. Attraktive Projekte, die nicht dringlich sind, verschieben wir; auf Vorhaben, die nur moderate Renditen versprechen, verzichten wir ganz. Die Kürzungen wirken sich im Wesentlichen erst nach 2011 aus. Unsere laufenden Kraftwerks-Neubauprojekte bleiben davon unberührt.

Hohes Tempo beim Ausbau der erneuerbaren Energien und der Upstream-Position.

Der Ausbau unserer Erzeugungsleistung auf Basis erneuerbarer Energien wird sich in den nächsten Jahren beschleunigen. RWE Innogy wird dafür bis 2013 durchschnittlich 1,2 Mrd. € pro Jahr investieren. Ausgabenschwerpunkt sind neue Windanlagen im Meer. Der Offshore-Windpark Greater Gabbard vor der Küste Großbritanniens mit 504 MW Gesamtleistung, an dem wir zu 50% beteiligt sind, wird 2011 voraussichtlich fertiggestellt. Zum Jahresende 2010 waren bereits etwa die Hälfte der 140 Turbinen aufgestellt. Die ersten Windräder unseres deutschen Windparks Nordsee Ost werden 2012 ans Netz gehen; dieser soll 2013 über eine Gesamtleistung von 295 MW verfügen. Den 576-MW-Offshore-Windpark Gwynt y Môr vor der walisischen Küste wollen wir bis 2014 vollständig in Betrieb nehmen. Auch unsere Windkraftkapazitäten an Land werden wir vergrößern, vor allem in Großbritannien, Italien und Polen. Darüber hinaus bauen wir Biomasse-Heizkraftwerke in Großbritannien und eine Anlage zur Herstellung von Holzpellets in den USA. Dieser Wachstumskurs wird sich auch im betrieblichen Ergebnis von RWE Innogy widerspiegeln: Wir rechnen bis 2013 mit jährlichen Steigerungsraten im zweistelligen Prozentbereich.

Unsere Öl- und Gasförderung wollen wir bis 2016 auf ca. 70 Mio. Barrel Öläquivalente erhöhen. Im Zeitraum von 2011 bis 2013 wird RWE Dea mehr als 3 Mrd. € für die Entwicklung ihrer Reserven einsetzen. Schwerpunkte in Europa sind die britische Nordsee und die Küste vor Norwegen. Darüber hinaus planen wir, einen Großteil der Investitionen in Nordafrika zu tätigen. Die politische Lage in dieser Region beobachten wir daher mit besonderer Aufmerksamkeit.

Klimaschutz weiterhin im Fokus.

Die Senkung unserer CO2 -Emissionen bleibt eines unserer wesentlichen strategischen Ziele. Als einer der größten Stromerzeuger Europas sehen wir uns hier besonders in der Verantwortung. Mit den Cash Flows aus unserem heutigen Kraftwerksgeschäft haben wir die finanzielle Stärke, den schrittweisen Umbau unseres Erzeugungsportfolios aus eigener Kraft zu bewältigen. Wir wollen durch emissionsmindernde und finanzielle Maßnahmen unser CO2 -Risiko bis spätestens 2020 auf das Niveau eines durchschnittlichen Wettbewerbers in unseren Märkten absenken (siehe Seite 53). Angesichts des hohen Anteils von Braun- und Steinkohlekraftwerken in unserem Portfolio ist das ein anspruchsvolles Ziel. Um es zu erreichen, sind massive Investitionen erforderlich. Von den gut 8 Mrd. €, die wir bis 2013 für den Ausbau und die Erneuerung unseres Erzeugungsportfolios einsetzen werden, fließen über 60% in CO2 -freie oder CO2 -arme Technologien. Die übrigen Ausgaben entfallen auf Kohlekraftwerke der neuesten Generation, die einen bis zu 30% höheren Wirkungsgrad aufweisen als ihre Vorgänger. Darüber hinaus investieren wir im Rahmen der Kyoto-Mechanismen Clean Development Mechanism und Joint Implementation auch in CO2 -Vermeidungsprojekte außerhalb Europas. Des Weiteren prüfen wir Möglichkeiten für virtuelle Kraftwerkstausch-Transaktionen mit anderen Stromerzeugern, schließen langfristige Lieferverträge ab, bei denen die Kunden das CO2 -Risiko für ihre Strombezüge übernehmen, und erwerben für zukünftige Perioden CO2 -Zertifikate am Großhandelsmarkt.

Desinvestitionen zur Wahrung des finanziellen Spielraums.

Der Erwerb von Essent wird für die nächsten Jahre unser größter Schritt in puncto Wachstum durch Übernahmen bleiben. Weitere Akquisitionen schließen wir nicht aus, allerdings würden sie eine wesentlich geringere Größenordnung haben. Insbesondere in Zentralost- und Südosteuropa prüfen wir, wie wir unsere Marktstellung mit Beteiligungen an etablierten lokalen Energieunternehmen ausbauen oder Startpositionen einnehmen können. Akquisitionen kommen für uns jedoch grundsätzlich nur dann infrage, wenn unsere Finanzkriterien erfüllt sind. Die wichtigste Messlatte ist die interne Verzinsung (Internal Rate of Return - IRR): Sie muss mindestens den Kapitalkosten zuzüglich eines Renditeaufschlags entsprechen. Derzeit stehen jedoch zur Finanzierung unserer Wachstumsinvestitionen und zur Wahrung des finanziellen Spielraums vor allem Desinvestitionen auf der Agenda. Bis Ende 2013 wollen wir Konzernunternehmen und Beteiligungen im Gesamtwert von 8 Mrd. € veräußern. Mit dem Verkauf unseres Gasfernnetz-Betreibers Thyssengas und unserer Minderheitsbeteiligung an einem Steinkohlekraftwerk in Rostock haben wir hier bereits erste Schritte unternommen.

Prognose 2011: Umsatz unter Vorjahr.

Unsere konzernexternen Erlöse werden voraussichtlich niedriger ausfallen als 2010. Hauptgrund ist, dass wir die bilanzielle Erfassung unseres Stromtransportnetz-Betreibers Amprion voraussichtlich im Jahresverlauf auf die Equity-Methode umstellen müssen. Sollten 2011 bestimmte Unbundling-Vorgaben der EU in deutsches Recht umgesetzt werden, könnten wir keine unternehmerische Kontrolle mehr über die Gesellschaft ausüben. Diese ist nach IFRS Voraussetzung für eine Vollkonsolidierung. At Equity bilanzierte Unternehmen sind im Außenumsatz nicht erfasst. Ins EBITDA und ins betriebliche Ergebnis gehen sie mit dem Nachsteuerergebnis ein.

Deutlicher Ergebnisrückgang erwartet.

Im laufenden Geschäftsjahr werden sich die verschlechterten wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen deutlich in unserer Ertragslage niederschlagen. Während sich das gegenüber 2008 erheblich verringerte Preisniveau am Strom-Großhandelsmarkt wegen unserer frühzeitigen Terminverkäufe bislang noch nicht allzu stark auswirkte, wird es 2011 zu spürbaren Margenverlusten führen. Hinzu kommen Ergebniseinbußen aus der 2011 erstmals erhobenen Kernbrennstoffsteuer in Deutschland. Im Gas-Midstream-Geschäft werden sich die Belastungen gegenüber 2010 nochmals erhöhen. Für Gasbezüge auf Basis ölindexierter Verträge müssen wir weiterhin zum Teil deutlich höhere Preise bezahlen, als wir beim Weiterverkauf dieser Mengen erzielen können. Positive Ergebniseffekte aus den laufenden Revisionsverhandlungen mit unseren Gaszulieferern erwarten wir frühestens für 2012.

Ausblick 2011 in Mio. €	2010	Prognose 2011 vs. 2010
Außenumsatz	53.320	unter Vorjahr
EBITDA	10.256	ca. -15%
Betriebliches Ergebnis	7.681	ca. -20%
Deutschland	5.575	deutlich unter Vorjahr
Stromerzeugung	4.000	deutlich unter vorjahr
Vertrieb und Verteilnetze	1.575	unter Vorjahr
Niederlande/Belgien	391	deutlich unter Vorjahr
Großbritannien	272	über Vorjahr
Zentralost-/Südosteuropa	1.173	deutlich unter Vorjahr
Erneuerbare Energien	72	deutlich über Vorjahr
Upstream Gas & Öl	305	deutlich über Vorjahr
Trading/Gas Midstream	-21	deutlich unter Vorjahr
Nachhaltiges Nettoergebnis	3.752	ca. -30%

Das EBITDA des RWE-Konzerns wird 2011 voraussichtlich um ca. 15% unter dem Niveau des Vorjahres (10.256 Mio. €) liegen. Beim betrieblichen Ergebnis (7.681 Mio. €) erwarten wir einen Rückgang um ca. 20% und beim nachhaltigen Nettoergebnis (3.752 Mio. €), der Bemessungsgrundlage für die Dividende, einen Rückgang um ca. 30%.

―	Deutschland: Das betriebliche Ergebnis des Unternehmensbereichs wird sich aus heutiger Sicht deutlich verringern. Stromerzeugung: Der für den Unternehmensbereich Deutschland prognostizierte Ergebnisrückgang ist größtenteils RWE Power zuzuordnen. Für das laufende Jahr haben wir die deutsche Erzeugung bereits nahezu komplett am Markt platziert. Der dabei realisierte Preis liegt unter dem Vorjahresniveau (67 € je MWh). Auch die 2011 erstmals erhobene Kernbrennstoffsteuer und Nachrüstmaßnahmen am Kernkraftwerk Biblis werden Ergebniseinbußen verursachen. Positive Effekte gegenüber 2010 erwarten wir bei den Kernenergierückstellungen. Vertrieb und Verteilnetze: Auch hier rechnen wir mit einem Ergebnisrückgang. Bei normalisierten Witterungsverhältnissen werden unsere Erträge im Gasvertrieb unter dem hohen Vorjahresniveau liegen. Daneben erwarten wir Mehraufwand für die Verbesserung der Netzinfrastruktur. Unsere Belastungen aus der sogenannten Mehrerlösabschöpfung (siehe Seite 88) werden dagegen geringer ausfallen als 2010.
―	Niederlande/Belgien: Der Unternehmensbereich wird deutlich unter dem guten Vorjahresergebnis abschließen. Hauptgrund ist, dass wir Gas-M idstream-Aktivitäten von Essent auf RWE Supply & Trading übertragen. Mit ihnen hatten wir 2010 hohe Erträge erwirtschaftet, u.a. wegen der kalten Witterung. Auch die Stromerzeugung von Essent wird voraussichtlich einen niedrigeren Ergebnisbeitrag liefern, denn wir rechnen mit rückläufigen Margen unserer niederländischen Gas- und Steinkohlekraftwerke. Einsparungen bei den IT- und Personalkosten werden sich dagegen positiv auswirken.
―	Großbritannien: Hier rechnen wir mit einem weiteren Anstieg des betrieblichen Ergebnisses, u.a. wegen umfangreicher Maßnahmen zur Effizienzverbesserung. Außerdem gehen wir davon aus, dass sich die Margen im Privatkundengeschäft erholen. RWE npower hat die Haushaltstarife für Strom und Gas zum 4. Januar 2011 um durchschnittlich 5,1 % angehoben. Dagegen werden die vorgelagerten Netzkosten voraussichtlich steigen. Außerdem erwarten wir höhere Aufwendungen für Maßnahmen zur Förderung von Energieeinsparungen bei Haushalten. Die britischen Versorger sind hierzu im Rahmen staatlicher Programme verpflichtet. Im Erzeugungsgeschäft dürfte sich die Ertragslage nochmals verschlechtern, obwohl das neue Gaskraftwerk in Staythorpe erstmals ganzjährig zur Stromproduktion beiträgt. Wegen der aktuell schwierigen Marktbedingungen in Großbritannien werden die Margen unserer Steinkohle- und Gaskraftwerke voraussichtlich niedriger sein als 2010. Darüber hinaus schlagen sich die hohen Investitionen in steigenden Abschreibungen nieder.
―	Zentralost-/Südosteuropa: Der Unternehmensbereich wird aus heutiger Perspektive deutlich unter dem unerwartet guten Vorjahresergebnis abschließen. In Tschechien dürften sich die Margen im Gasvertrieb und im Gasspeichergeschäft verschlechtern. Auch der Ergebnisbeitrag aus dem ungarischen Stromgeschäft wird wohl niedriger ausfallen als 2010. In Polen werden wir dagegen voraussichtlich von verbesserten Stromnetzmargen profitieren.
―	Erneuerbare Energien: Der fortschreitende Ausbau der Erzeugungskapazität von RWE Innogy wird zu Mehrerlösen und damit auch zu einer deutlichen Verbesserung beim betrieblichen Ergebnis führen. Wir erwarten, den Bau des Offshore-Windparks Greater Gabbard im Jahresverlauf abschließen zu können. Ferner unterstellen wir eine Normalisierung der Wetterverhältnisse, nachdem das Jahr 2010 extrem windschwach war. Dies würde die Ertragslage ebenfalls positiv beeinflussen. Gegenläufig wirkt, dass die aktuellen Investitionsprojekte mit steigenden Vorlaufkosten verbunden sind.
―	Upstream Gas & Öl: Deutlich verbessern dürfte sich auch das betriebliche Ergebnis der RWE Dea, denn wir erwarten, höhere Öl- und Gaspreise realisieren zu können. Darüber hinaus rechnen wir mit positiven Effekten aus gestiegenen Ölfördermengen und niedrigerem Explorationsaufwand. Allerdings wird unsere Gasproduktion voraussichtlich unter dem Niveau von 2010 liegen. Das ergibt sich aus dem natürlichen Förderabfall im Zuge der fortschreitenden Ausschöpfung bestehender Reserven und betrifft im Wesentlichen Gasfelder in Deutschland und Großbritannien. Dem stehen erwartete Produktionssteigerungen in Norwegen und Ägypten gegenüber.
―	Trading/Gas Midstream: Wir erwarten, dass der Bereich auch 2011 mit einem betrieblichen Verlust abschließt. Dieser könnte deutlich höher ausfallen als 2010 (-21 Mio. €). Das ergibt sich aus Belastungen im Gas-Midstream-Geschäft. Wie bereits erläutert, sind die ölindexierten Beschaffungspreise für Gas seit 2009 zum Teil deutlich höher als die am Markt realisierbaren Verkaufspreise. Die Ergebniseffekte daraus werden sich 2011 weiter verstärken. Derzeit führen wir mit unseren Gaslieferanten Revisionsverhandlungen, deren Ausgang maßgeblichen Einfluss auf die mittelfristige Ertragslage haben wird. Allerdings dürften die Entscheidungen größtenteils erst 2012 und 2013 fallen. Im Handelsgeschäft der RWE Supply & Trading gehen wir von einer gegenüber 2010 stabilen Performance aus.

Rückläufige Dividende für das Geschäftsjahr 2011.

Der Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2011 wird sich an unserer üblichen Ausschüttungsquote von 50 bis 60% orientieren. Bemessungsgrundlage ist das nachhaltige Nettoergebnis. Wie bereits dargestellt, erwarten wir hier einen Rückgang um ca. 30%. Damit wird auch unsere Dividende niedriger ausfallen als die für 2010.

Sachinvestitionen von über 7 Mrd. € geplant.

Unsere Investitionen in Sachanlagen werden sich 2011 auf 7,0 bis 7,5 Mrd. € belaufen. Damit würde der Rekordwert von 2010 (6,4 Mrd. €) nochmals deutlich übertroffen. Vor allem in den Unternehmensbereichen Erneuerbare Energien, Zentralost-/Südosteuropa, Deutschland und Upstream Gas & Öl planen wir steigende Ausgaben. Schwerpunkte der Investitionstätigkeit des RWE-Konzerns sind auch 2011 der Neubau hoch effizienter fossil befeuerter Kraftwerke, die Aufstockung unserer Erzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien, die Modernisierung der Netzinfrastruktur und die Entwicklung von Öl- und Gasfeldern.

Verschuldungsfaktor: Überschreitung der Obergrenze erwartet.

Unsere Nettoschulden, die Ende 2010 bei 29,0 Mrd. € lagen, werden sich im Jahresverlauf wegen unseres umfangreichen Investitionsprogramms weiter erhöhen. Wir rechnen mit einem Anstieg in der Größenordnung von 1 Mrd. €. Dies und die oben skizzierte Ergebnisentwicklung führen zu einer deutlichen Erhöhung des Verschuldungsfaktors, also des Verhältnisses der Nettoschulden zum EBITDA. Die Obergrenze von 3,0, an der wir uns orientieren, wird der Verschuldungsfaktor voraussichtlich überschreiten. Wir wollen ihn mittelfristig wieder an diese Marke heranführen, um unser solides A-Rating zu sichern. Dabei helfen uns die bereits erwähnten Investitionskürzungen und Desinvestitionen.

Mitarbeiterzahl: Leichter Anstieg erwartet.

Im laufenden Geschäftsjahr werden wir unsere Personaldecke etwas verstärken. Das ergibt sich aus unserem Investitionsprogramm. Besonders die Unternehmensbereiche Deutschland und Erneuerbare Energien schaffen neue Stellen. Gegenläufig wirkt, dass wir Amprion ab 2011 voraussichtlich at Equity bilanzieren und das Unternehmen daher nicht mehr bei der Ermittlung der Personalzahlen berücksichtigen. Darüber hinaus führt der Verkauf von Thyssengas zum Ausscheiden von Mitarbeitern aus dem Konzern.

Neue Ergebnisprognose für 2012 und 2013.

Im Februar 2010 hatten wir einen Ausblick auf unsere mittelfristige Ertragsentwicklung gegeben. Für den Zeitraum bis 2012 waren wir davon ausgegangen, das betriebliche Ergebnis und das nachhaltige Nettoergebnis um durchschnittlich 5% pro Jahr steigern zu können. Basisjahr für diese Prognose war 2008. Wegen der unerwarteten Verschlechterung der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen werden wir dieses Ziel nicht erreichen. Die deutsche Kernbrennstoffsteuer und die anhaltend niedrigen Preise an den Großhandelsmärkten für Strom und Gas belasten unsere Ertragslage über 2011 hinaus. Im Wesentlichen betrifft das unsere deutsche Stromerzeugung und das Gas-Midstream-Geschäft. Dagegen dürfte sich in den Wachstumssegmenten Erneuerbare Energien und Upstream Gas & Öl der positive Ergebnistrend fortsetzen. Insgesamt gehen wir davon aus, dass das betriebliche Ergebnis des RWE-Konzerns 2012 und auch im Folgejahr weiter rückläufig ist, wenn auch nicht so stark wie 2011.

Unseren im Februar 2010 gegebenen Ausblick für 2013 können wir damit ebenfalls nicht mehr aufrechterhalten: Wir hatten prognostiziert, beim EBITDA, beim betrieblichen Ergebnis und beim nachhaltigen Nettoergebnis über dem Niveau von 2009 abschließen zu können. Nach unserer aktuellen Planung wird das EBITDA 2013 eine Größenordnung von 8 Mrd. € erreichen; das betriebliche Ergebnis dürfte bei ca. 5 Mrd. € liegen. Für das nachhaltige Nettoergebnis erwarten wir einen Wert von ca. 2 Mrd. €. Im Jahr 2013 wird sich die Ertragslage in der Stromerzeugung gegenüber 2012 nochmals deutlich verschlechtern, weil uns dann keine CO2 -Emissionsrechte mehr kostenfrei zugeteilt werden. Das erwartete Ergebniswachstum in den Bereichen Erneuerbare Energien und Upstream Gas & Öl wird das nicht auffangen können. Bei RWE Innogy gehen wir davon aus, dass das betriebliche Ergebnis die für 2013 erwartete Marke von 500 Mio. € erst später erreicht. Unsere geplanten Desinvestitionen von 8 Mrd. € sind in der Prognose für 2012/2013 bereits berücksichtigt.

Weiterhin attraktive Dividenden.

An unserer Ausschüttungsquote von 50 bis 60% halten wir auch mittelfristig fest. Das heißt, wir wollen weiterhin mindestens die Hälfte unseres nachhaltigen Nettoergebnisses an unsere Anteilseigner auszahlen. Damit bleibt die RWE-Aktie ein attraktiver Dividendentitel.

2.3 VERGÜTUNGSBERICHT

Zu den Kernelementen guter Unternehmensführung gehört für uns eine transparente Berichterstattung über die Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat. Im Folgenden stellen wir die Grundsätze des Vergütungssystems sowie die Struktur und Höhe der Leistungen der RWE AG dar. Der Vergütungsbericht 2010 entspricht vollumfänglich den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Er ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts und des Corporate-Governance-Berichts.

Vergütung des Vorstands

Vergütungsstruktur.

Die Struktur und die Höhe der Vergütung der Vorstandsmitglieder werden vom Aufsichtsrat festgelegt und regelmäßig überprüft. Das bestehende Vergütungssystem gewährleistet eine der Tätigkeit und Verantwortung angemessene Vergütung der Vorstandsmitglieder, die sowohl konzernintern als auch im externen Marktvergleich üblich ist. Neben der persönlichen Leistung werden dabei auch die wirtschaftliche Lage, der Erfolg und die Zukunftsaussichten des Unternehmens berücksichtigt.

Der Aufsichtsrat hat das Vergütungssystem vor dem Hintergrund des am 5. August 2009 in Kraft getretenen Gesetzes zur Angemessenheit der Vorstandsvergütung (VorstAG) überprüft und die Vergütungsstruktur noch stärker auf eine nachhaltige Unternehmensentwicklung ausgerichtet. Das fortentwickelte Vergütungssystem wurde am 22. April 2010 der Hauptversammlung vorgestellt, die es mit großer Mehrheit billigte.

Kurzfristige Vergütungsbestandteile.

Die Gesamtbarvergütung setzt sich aus einer erfolgsunabhängigen fixen und einer erfolgsbezogenen variablen Komponente zusammen. Bei einer 100-prozentigen Zielerreichung beträgt der fixe Gehaltsbestandteil rund 45% (bisher 40%) und der variable Teil rund 55% (bisher 60%) der Gesamtbarvergütung.

Der variable Anteil setzt sich aus einer Unternehmenstantieme in Höhe von rund 70% und einer individuellen Tantieme in Höhe von rund 30% zusammen. Bei der Ermittlung der Unternehmenstantieme wird der Wertbeitrag des Konzerns zugrunde gelegt: Wird der für das jeweilige Geschäftsjahr festgelegte Budgetwert erreicht, beträgt die Zielerreichung 100%. Letztere kann bei der Unternehmenstantieme zwischen 0% (bisher 50%) und unverändert 150% liegen. Die Höhe der individuellen Tantieme ist davon abhängig, inwieweit das einzelne Vorstandsmitglied die Performance-Ziele erreicht hat, die der Aufsichtsratsvorsitzende zu Beginn des Geschäftsjahres mit ihm vereinbarte. Hier ist die Zielerreichung auf 120% begrenzt.

Damit die Mitglieder des Vorstands noch stärker messbar an der langfristigen positiven wie negativen Unternehmensentwicklung teilhaben, werden 25% der Tantieme zunächst nicht ausgezahlt, sondern für drei Jahre zurückbehalten. Dies entspricht annähernd 15% der Gesamtbarvergütung. Am Ende des Drei-Jahres-Zeitraums überprüft der Aufsichtsrat anhand eines "Bonus-Malus-Faktors", ob der Vorstand das Unternehmen nachhaltig geführt hat. Nur wenn dies der Fall ist, wird zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt.

Der Bonus-Malus-Faktor bestimmt sich zu 45% aus der Entwicklung des Wertbeitrags des Konzerns. Weitere 45% werden auf Basis eines unternehmensspezifischen Index ermittelt, der den Erfolg des Konzerns auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) wiedergibt. Mit diesem CR-Index, der auf der bei RWE seit Jahren etablierten Nachhaltigkeitsberichterstattung aufbaut, wird das ökologische und gesellschaftliche Handeln des Konzerns abgebildet. Die verbleibenden 10% des Bonus-Malus-Faktors werden durch den konzerninternen Motivationsindex bestimmt, der die Zufriedenheit und Motivation der Mitarbeiter misst.

Der Aufsichtsrat legt zu Beginn des Drei-Jahres-Zeitraums verbindliche Zielwerte für Wertbeitrag, CR-Index und Motivationsindex fest, die während des gesamten Beobachtungszeitraums nicht mehr verändert werden können. Diese Zielwerte werden am Ende des Drei-Jahres-Zeitraums den tatsächlich erreichten Werten gegenübergestellt. Der so ermittelte Bonus-Malus-Faktor ist maßgeblich dafür, ob und in welcher Höhe die zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt wird. Je besser die tatsächlich erreichten Werte sind, desto höher ist der Bonus-Malus-Faktor. Er kann zwischen 0 und 130% liegen.

Beim Vorstandsvorsitzenden werden die dargestellten Neuerungen des Vergütungssystems gemäß den gesetzlichen Vorgaben umgesetzt, sobald eine Vertragsanpassung erfolgt. Demzufolge kommen insbesondere die Regelungen über die teilweise Zurückbehaltung der Tantieme und den Bonus-Malus-Faktor noch nicht zur Anwendung, und die Tantieme für das Geschäftsjahr 2010 wird in voller Höhe nach der Hauptversammlung 2011 ausgezahlt. Für die übrigen Mitglieder des Vorstands gelten hingegen die neuen Regelungen; sie haben einer vorgezogenen Anwendung des fortentwickelten Vergütungssystems bereits ab dem Berichtsjahr zugestimmt.

Neben der Barvergütung erhalten die Vorstandsmitglieder Sach- und sonstige Bezüge, die im Wesentlichen aus den nach steuerlichen Richtlinien anzusetzenden Werten für die Dienstwagennutzung und den Versicherungsprämien zur Unfallversicherung bestehen.

Hinzu kommen Mandatseinkünfte der Vorstandsmitglieder für die Aufsichtsratstätigkeit in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Einkünfte werden vollständig auf die variable Vergütung angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Bezüge.

Für das Geschäftsjahr 2010 betrugen die kurzfristigen Vergütungsbestandteile des Vorstands:

Kurzfristige Vergütung des Vorstands 2010	Erfolgsunabhängige Vergütung		Erfolgsbezogene Vergütung		Sach- und sonstige Bezüge
in Tsd. €	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Dr. Jürgen Großmann2	2.700	2.700	3.898	4.431	30	24
Dr. Leonhard Birnbaum	750	680	779	1.259	24	22
Alwin Fitting	769	680	794	1.246	18	16
Dr. Ulrich Jobs3	630	760	789	1.282	17	23
Dr. Rolf Pohlig	840	760	809	1.340	32	31
Dr. Rolf Martin Schmitz	750	453	543	742	20	12
Summe	6.439	6.033	7.612	10.300	141	128

Kurzfristige Vergütung des Vorstands 2010	Mandatseinkünfte1		Sonstige Zahlungen		Insgesamt
in Tsd. €	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Dr. Jürgen Großmann2	37	7	2.000	2.000	8.665	9.162
Dr. Leonhard Birnbaum	0	0	0	0	1.553	1.961
Alwin Fitting	3	13	0	0	1.584	1.955
Dr. Ulrich Jobs3	80	125	0	0	1.516	2.190
Dr. Rolf Pohlig	60	67	0	0	1.741	2.198
Dr. Rolf Martin Schmitz	236	97	0	0	1.549	1.304
Summe	416	309	2.000	2.000	16.608	18.770

1 Mandatseinkünfte sind auf die variable Vergütung angerechnet.

2 Dr. Jürgen Großmann erhält anstelle einer Versorgungszusage einen Betrag in Höhe von 2.000 Tsd. € p.a.

3 Dr. Ulrich Jobs ist zum 30. September 2010 aus dem Vorstand ausgeschieden.

Nicht in der Vergütung für 2010 enthalten ist der zurückbehaltene Tantiemeanteil von 25%, da dieser erst nach dem Drei-Jahres-Zeitraum und nur bei Erfüllung der erforderlichen Voraussetzungen vergütungswirksam wird. Die nachfolgende Darstellung erfolgt daher auf freiwilliger Basis mit dem Ziel, ein vollständiges Bild der Vergütungskomponenten zu vermitteln.

Tantiemerückbehalt in Tsd. €	2010	2009
Dr. Jürgen Großmann	0	0
Dr. Leonhard Birnbaum	260	0
Alwin Fitting	266	0
Dr. Ulrich Jobs1	0	0
Dr. Rolf Pohlig	290	0
Dr. Rolf Martin Schmitz	260	0
Summe	1.076	0

1 Dr. Ulrich Jobs ist zum 30. September 2010 aus dem Vorstand ausgeschieden.

Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung.

Zusätzlich wurden den Vorstandsmitgliedern - mit Ausnahme des Vorsitzenden - im Berichtsjahr Performance Shares im Rahmen des Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (kurz: Beat) zugeteilt. Ihre Gewährung setzt ein Eigeninvestment der Vorstandsmitglieder in RWE-Stammaktien voraus, das einem Drittel des Zuteilungswertes der gewährten Performance Shares nach Steuern entspricht. Die Aktien müssen während der gesamten Wartezeit der jeweiligen Beat-Tranche gehalten werden. Soweit Directors'-Dealings-Meldungen erforderlich waren, sind diese veröffentlicht worden.

Der bisherige Long-Term Incentive Plan Beat 2005 wurde vor dem Hintergrund des VorstAG angepasst. Insbesondere wurde die bisherige Wartezeit von drei auf vier Jahre verlängert, und es wurden zusätzliche Ausübungszeitpunkte über die Laufzeit hinaus aufgenommen. Damit ergänzt Beat das Vergütungssystem nun durch eine noch längerfristige Anreizkomponente als bisher und honoriert in noch stärkerem Maße die Nachhaltigkeit des Beitrags der Führungskräfte zum Unternehmenserfolg. Der Unternehmenserfolg wird nach wie vor anhand des Total Shareholder Return (TSR) der RWE-Aktie - also der Entwicklung des Aktienkurses sowie reinvestierter Dividenden - gemessen. Zur Bestimmung des Auszahlungsfaktors wird der TSR von RWE wie bisher mit dem TSR anderer Unternehmen im Dow Jones STOXX Utilities Index verglichen.

Die teilnahmeberechtigten Führungskräfte erhalten jährlich bedingte Zuteilungen von Performance Shares. Ein Performance Share, der im Geschäftsjahr zugeteilt wurde, umfasst das bedingte Recht, nach einer vierjährigen (bisher dreijährigen) Wartezeit eine Barauszahlung zu erhalten. Eine Auszahlung findet allerdings nur dann statt, wenn nach Ablauf der Wartezeit die Performance der RWE-Aktie besser ist als die von 25% der Vergleichsunternehmen - gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung des Programms. Damit kommt es nicht allein darauf an, welche Position RWE unter den Vergleichsunternehmen einnimmt, sondern auch darauf, welche Unternehmen RWE übertrifft.

Die Höhe der Auszahlung wird im Geschäftsjahr auf Basis des durchschnittlichen RWE-Aktienkurses an den letzten 60 (bisher 20) Börsentagen vor Programmablauf, der Anzahl der bedingt zugeteilten Performance Shares und des Auszahlungsfaktors berechnet. Der Auszahlungsbetrag ist für die Vorstandsmitglieder auf das Eineinhalbfache des Zuteilungswertes der Performance Shares beschränkt.

Im Berichtsjahr sind folgende Beat-Zuteilungen vorgenommen worden:

Aktienbasierte Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung	Beat 2010 - Tranche 2010
	Stück	Zuteilungswert bei Gewährung
---	---	---
		in Tsd. €
---	---	---
Dr. Leonhard Birnbaum	28.891	750
Alwin Fitting	28.891	750
Dr. Ulrich Jobs	28.891	750
Dr. Rolf Pohlig	28.891	750
Dr. Rolf Martin Schmitz	28.891	750
Summe	144.455	3.750

Die werthaltige Tranche 2007 des Programms Beat 2005 wurde im Berichtsjahr wie folgt ausgezahlt:

aktienbasierte Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung	Beat 2005 - Tranche 2007
	Auszahlung
---	---
	in Tsd. €
---	---
Alwin Fitting	590
Dr. Ulrich Jobs	590
Dr. Rolf Pohlig	590
Summe	1.770

Aus der Vorstandstätigkeit der Vorjahre werden noch Performance Shares aus den Tranchen 2008 und 2009 des Programms Beat 2005 gehalten. Diese Zuteilungen sind nicht Bestandteil der Gesamtvergütung für das Geschäftsjahr 2010, sondern sind der Gesamtvergütung der beiden vorangegangenen Geschäftsjahre zuzurechnen. Dementsprechend wurden sie in den Vergütungsberichten für 2008 und 2009 dargestellt.

Der Deutsche Rechnungslegungs-Standard 17 legt fest, dass der Gesamtaufwand für aktienbasierte Vergütungen für jedes Vorstandsmitglied individualisiert anzugeben ist. Aufgrund der Kursentwicklung ist im Berichtsjahr kein Aufwand für die aktienbasierte Vergütung entstanden. Stattdessen konnte die vorhandene Rückstellung in der Berichtsperiode zum Teil aufgelöst werden, und zwar wie folgt:

Aufwandszuführung für aktienbasierte Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Tranchen 2008/2009/2010	2010 in Tsd. €	2009 in Tsd. €
Dr. Leonhard Birnbaum	-65	433
Alwin Fitting	-161	941
Dr. Ulrich Jobs	-161	941
Dr. Rolf Pohlig	-161	941
Dr. Rolf Martin Schmitz	-29	319
Summe	-577	3.575

Gesamtvergütung.

Insgesamt hat der Vorstand für das Geschäftsjahr 2010 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 16.608 Tsd. € erhalten. Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile im Rahmen des Beat (Tranche 2010) mit einem Ausgabezeitwert von 3.750 Tsd. € zugeteilt. Die Gesamtvergütung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2010 betrug demnach 20.358 Tsd. €.

Leistungen im Fall der Beendigung der Tätigkeit.

Mitglieder des Vorstands erhalten nach Beendigung der Vorstandstätigkeit die folgenden Leistungen von RWE:

Pensionszusagen.

Den Mitgliedern des Vorstands - mit Ausnahme des Vorsitzenden Dr. Jürgen Großmann - wurden Pensionszusagen (Direktzusagen) erteilt, die ihnen bzw. ihren Hinterbliebenen in folgenden Fällen einen Anspruch auf lebenslange Ruhegeld- bzw. Hinterbliebenenversorgung einräumen: bei Ausscheiden nach Erreichen des 60. Lebensjahres (Regelaltersgrenze), bei dauerhafter Arbeitsunfähigkeit, im Todesfall und bei einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder einer Nichtverlängerung des Dienstvertrags. Maßgeblich für die Höhe des individuellen Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der aus der Anzahl der geleisteten Dienstjahre ermittelt wird. Gewinnbeteiligungen und sonstige Nebenbezüge gehören nicht zum ruhegeldfähigen Einkommen. Als Zielwert für die Altersversorgung wird für die Vorstandsmitglieder nach Erreichen der Regelaltersgrenze ein Versorgungsgrad von 60% des letzten ruhegeldfähigen Einkommens zugrunde gelegt. Das Witwengeld beträgt 60% des Ruhegeldes des Ehemannes, das Waisengeld 20% des Witwengeldes. Die Anwartschaft auf die Altersversorgung ist sofort unverfallbar. Die Höhe des Ruhegeldes bzw. der Hinterbliebenenversorgung wird alle drei Jahre unter Berücksichtigung aller bedeutsamen Umstände, insbesondere der Entwicklung der Lebenshaltungskosten, überprüft. Infolge früherer Regelungen bestehen vereinzelt Unterschiede zwischen den Versorgungszusagen bei der Berechnung des Versorgungsgrades, bei der Anrechnung von sonstigen Renten und Versorgungsbezügen sowie beim Anpassungsmodus der Ruhegeld- und Hinterbliebenenversorgung.

Bei vorzeitiger Beendigung oder bei Nichtverlängerung des Dienstvertrags erhalten die Vorstandsmitglieder Zahlungen ausschließlich dann, wenn die Beendigung oder Nichtverlängerung von der Gesellschaft ausgeht und ohne wichtigen Grund erfolgt. In diesem Fall wird das Ruhegeld bereits ab dem Zeitpunkt des Ausscheidens, frühestens jedoch mit Vollendung des 55. Lebensjahres, gewährt. Im Falle der Nichtverlängerung bzw. vorzeitigen Auflösung des Dienstverhältnisses werden die Einkünfte, die durch anderweitige Tätigkeit bis zur Vollendung des 60. Lebensjahres bzw. bis zum Eintritt der Erwerbsunfähigkeit erzielt werden, zu 50% auf das Ruhegeld angerechnet.

Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für die Pensionsverpflichtungen lag im Geschäftsjahr 2010 bei 776 Tsd. €. Der Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Ende des Berichtsjahres 17.007 Tsd. €. Unter Berücksichtigung von Lebensalter und Dienstjahren ergeben sich folgende individuelle Dienstzeitaufwendungen und Barwerte der Versorgungsansprüche:

Pensionen		Voraussichtliches jährliches Ruhegeld bei Erreichen der Regelaltersgrenze (60 Jahre)1		Service Cost (Dienstzeitaufwand)		Defined Benefit Obligation (Barwert)
		in Tsd. €		in Tsd. €		in Tsd. €	in Tsd. €
---	---	---	---	---	---	---	---
	Alter	2010	2009	2010	2009	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---	---
Dr. Leonhard Birnbaum	44	270	245	111	85	889	635
Alwin Fitting	57	312	283	188	136	4.648	3.935
Dr. Ulrich Jobs2	57	302	274	149	155	4.251	3.761
Dr. Rolf Pohlig	58	302	274	84	63	2.733	2.159
Dr. Rolf Martin Schmitz3	53	408	370	244	0	4.486	3.713
				776	439	17.007	14.203

1 Nach dem Stand der ruhegeldfähigen Bezüge am 31. Dezember 2010

2 Dr. Ulrich Jobs ist zum 30. September 2010 aus dem Vorstand ausgeschieden. Dies führte zu einer einmaligen Erhöhung der Service Cost von 520 Tsd. €.

3 In dem voraussichtlichen Ruhegeld von Dr. Rolf Martin Schmitz sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern enthalten.

Soweit die Mitglieder des Vorstands im Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben haben oder Dienstjahre bei früheren Arbeitgebern anerkannt wurden, werden diese Ansprüche gemäß vertraglicher Vereinbarung auf die Ruhegeldzahlungen der Gesellschaft angerechnet.

Change of Control.

Die Mitglieder des Vorstands haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn das Unternehmen durch einen Kontrollerwerb durch Aktionäre oder Dritte seine Unabhängigkeit verliert. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach Bekanntwerden des Kontrollerwerbs niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Sofern das Wohl der Gesellschaft es erfordert, kann der Aufsichtsrat jedoch die Fortführung des Amtes bis zum Ablauf der Sechs-Monats-Frist verlangen.

Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der vorhandenen Stimmrechte erwerben oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Die Möglichkeit eines beherrschenden Einflusses besteht auch, wenn der oder die gemeinsam handelnden Aktionäre oder Dritten in drei aufeinanderfolgenden Hauptversammlungen mehr als die Hälfte des anwesenden stimmberechtigten Kapitals halten. Die vorstehenden Regelungen gelten nicht, wenn der Kontrollerwerb durch einzelne oder mehrere gemeinsam handelnde Städte oder Gemeinden erfolgt bzw. durch Unternehmen, die mehrheitlich von öffentlich-rechtlichen Trägern der Bundesrepublik Deutschland gehalten werden.

Bei Beendigung des Dienstverhältnisses erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragsdauer anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache und mindestens das Zweifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung.

Hinsichtlich der Versorgungsansprüche wird das Mitglied des Vorstands mit Wirkung zum Ablauf der vereinbarten Vertragsdauer so gestellt, als habe die Gesellschaft den Vorstandsvertrag zu diesem Zeitpunkt nicht verlängert, ohne dass ein wichtiger Grund im Sinne des § 626 BGB vorgelegen hätte.

Dem Vorstandsvorsitzenden Dr. Jürgen Großmann wurde das Sonderkündigungsrecht zeitlich vor der Anpassung des Deutschen Corporate Governance Kodex zum 6. Juni 2008 gewährt. Dr. Großmann erhält bei Ausübung seines vertraglich zugesagten Sonderkündigungsrechts eine Einmalzahlung zur Abgeltung der bis zum Ende der Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge einschließlich des anstelle einer Versorgungszusage vertraglich vereinbarten Betrags.

Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle verfallen sämtliche dem Vorstand wie auch den bezugsberechtigten Führungskräften zugeteilten Performance Shares. Stattdessen wird eine Entschädigungszahlung gewährt, ermittelt auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots. Ihre Höhe richtet sich nach dem bei der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlten Preis. Dieser wird mit der endgültigen Anzahl der Performance Shares multipliziert. Auch bei einer Fusion mit einer anderen Gesellschaft verfallen die Performance Shares. In diesem Fall bemisst sich die Entschädigungszahlung nach dem Erwartungswert der Performance Shares zum Zeitpunkt der Verschmelzung. Dieser Erwartungswert wird mit der Anzahl der gewährten Performance Shares multipliziert, die dem Verhältnis der Zeit während der Warteperiode bis zur Fusion zur gesamten Warteperiode der Performance Shares entspricht.

Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und gegebenenfalls ausgezahlt. Hierzu wird der durchschnittliche Bonus-Malus-Faktor der letzten drei Jahre herangezogen. Ob und in welcher Höhe eine Auszahlung zurückbehaltener Tantiemen erfolgt, ist von dem so ermittelten Durchschnittswert abhängig.

Abfindungsobergrenze.

Im Falle einer sonstigen vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund erhalten die Vorstandsmitglieder eine Abfindung, die auf höchstens zwei Jahresgesamtvergütungen begrenzt ist und nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet. Beim Vorsitzenden wird diese Regelung im Einklang mit dem Deutschen Corporate Governance Kodex erst bei einer Anpassung bzw. Verlängerung des Vertrags angewandt.

Sonstige Zusagen.

Im Einvernehmen mit der Gesellschaft hat Dr. Ulrich Jobs sein Mandat als Vorstandsmitglied zum 30. September 2010 vorzeitig beendet. Die Ansprüche aus dem bis zum 31. März 2012 befristeten Dienstvertrag - bestehend aus Festgehalt und Tantiemen für den Zeitraum vom 1. Oktober 2010 bis 31. März 2012 - in Höhe von insgesamt 3.149 Tsd. € wurden ihm vertragsgemäß ausgezahlt. Für diesen Zeitraum werden ihm auch Performance Shares bedingt zugeteilt, und zwar im gleichen Umfang wie für die aktuellen Vorstandsmitglieder. Früher gewährte Performance Shares behalten gemäß den Planbedingungen ihre Gültigkeit. Ab dem 1. April 2012 erhält Dr. Jobs entsprechend den vertraglichen Regelungen betriebliches Ruhegeld.

Vergütung des Aufsichtsrats

Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung geregelt und wird durch die Hauptversammlung bestimmt. Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten nach Ablauf des jeweiligen Geschäftsjahres für ihre Tätigkeit eine Festvergütung von 40 Tsd. € je Geschäftsjahr. Die Vergütung erhöht sich um 225 € je 0,01 € Gewinnanteil, der über einen Gewinnanteil von 0,10 € je Stammaktie hinaus ausgeschüttet wird.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält das Dreifache, sein Stellvertreter das Zweifache des oben genannten Betrags. Ausschussmitglieder erhalten das Eineinhalbfache, Vorsitzende von Ausschüssen das Zweifache, sofern die Ausschüsse mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden sind. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats zur gleichen Zeit mehrere Ämter im Aufsichtsrat der RWE AG aus, erhält es nur die Bezüge für das am höchsten vergütete Amt. Auslagen werden erstattet.

Vergütung des Aufsichtsrats	Grundvergütung 2010		Ausschussvergütung 2010		Gesamt
in Tsd. €	fest	variabel	fest	variabel	2010	2009
---	---	---	---	---	---	---
Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender	40	77	80	153	350	292
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	40	77	40	77	234	234
Dr. Paul Achleitner	40	77	20	38	175	175
Werner Bischoff	40	77	20	38	175	175
Carl-Ludwig von Boehm-Bezing	40	77	40	77	234	234
Heinz Büchel	40	77	20	38	175	175
Dieter Faust	40	77	20	38	175	175
Dr. Thomas R. Fischer (bis 31.01.2010)	3	6	0	0	9	193
Andreas Henrich	40	77	0	0	117	117
Heinz-Eberhard Holl (bis 31.01.2010)	3	6	2	3	14	175
Frithjof Kühn (seit 01.02.2010)	37	70	18	35	160	0
Hans Peter Lafos	40	77	0	0	117	21
Dr. Gerhard Langemeyer	40	77	20	38	175	175
Dagmar Mühlenfeld	40	77	20	38	175	175
Dr. Wolfgang Reiniger	40	77	0	0	117	117
Günter Reppien	40	77	20	38	175	175
Dagmar Schmeer	40	77	20	38	175	175
Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz	40	77	20	38	175	175
Dr. Wolfgang Schüssel (seit 01.03.2010)	34	64	0	0	98	0
Uwe Tigges	40	77	20	38	175	175
Manfred Weber	40	77	0	0	117	117
Dr. Dieter Zetsche	40	77	0	0	117	54
Gesamt	797	1.532	380	725	3.434	3.304

Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2010 auf 3.434 Tsd. €. Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 243 Tsd. €.

FÜNF-JAHRES-ÜBERSICHT (TEIL DES LAGEBERICHTS)

Fünf-Jahres-Übersicht RWE-Konzern		2010	2009	2008	2007	2006
Außenumsatz	Mio. €	53.320	47.741	48.950	42.507	42.554
Ergebnis
EBITDA1	Mio. €	10.256	9.165	8.773	7.915	7.172
Betriebliches Ergebnis	Mio. €	7.681	7.090	6.826	6.533	5.681
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	Mio. €	4.978	5.598	4.866	5.246	3.537
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	3.308	3.571	2.558	2.667	3.847
Ergebnis je Aktie	€	6,20	6,70	4,75	4,74	6,84
Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie	€	7,03	6,63	6,25	5,29	4,38
Eigenkapitalrentabilität	%	23,1	28,5	20,7	20,1	30,3
Umsatzrentabilität	%	12,3	14,8	12,3	16,0	15,2
Wertmanagement2
Return on Capital Employed (ROCE)	%	14,4	16,3	17,2	16,5	14,2
Wertbeitrag	Mio. €	2.876	3.177	3.453	2.970	2.074
Betriebliches Vermögen (Capital Employed)	Mio. €	53.386	43.597	39.809	39.710	40.206
Cash Flow/Investitionen/Abschreibungen
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	Mio. €	5.500	5.299	8.853	6.085	6.783
Free Cash Flow	Mio. €	-879	-614	4.399	2.020	2.289
Free Cash Flow je Aktie	€	-1,65	-1,15	8,17	3,59	4,07
Investitionen einschließlich Finanzanlagen	Mio. €	6.643	15.637	5.693	4.227	4.728
Davon: in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	Mio. €	6.379	5.913	4.454	4.065	4.494
Abschreibungen und Anlagenabgänge	Mio. €	3.410	2.553	2.416	2.629	3.164
Anlagenabnutzungsgrad	%	61,8	64,0	69,4	70,9	66,0
Vermögens-/Kapitalstruktur
Langfristiges Vermögen	Mio. €	60.465	56.563	41.763	41.360	51.999
Kurzfristiges Vermögen	Mio. €	32.612	36.875	51.667	42.060	41.456
Bilanzielles Eigenkapital	Mio. €	17.417	13.717	13.140	14.659	14.111
Langfristige Schulden	Mio. €	45.162	45.633	36.793	36.796	52.402
Kurzfristige Schulden	Mio. €	30.498	34.088	43.497	31.965	26.942
Bilanzsumme	Mio. €	93.077	93.438	93.430	83.420	93.455
Anlagenintensität	%	53,4	49,4	35,5	38,4	44,0
Umlaufintensität	%	35,0	39,5	55,3	50,4	44,4
Vermögensdeckungsgrad	%	103,5	104,9	119,6	124,4	127,9
Eigenkapitalquote	%	18,7	14,7	14,1	17,6	15,1

Fünf-Jahres-Übersicht RWE-Konzern		2010	2009	2008	2007	2006
Nettofinanzschulden	Mio. €	11.904	10.382	-650	-2.064	-4.720
Nettoschulden des RWE-Konzerns	Mio. €	28.964	25.787	18.659	16.514	17.827
Verschuldungsfaktor		2,8	2,8	2,1	2,1	-
Mitarbeiter
Mitarbeiter zum Jahresende3		70.856	70.726	65.908	63.439	61.725
Forschung & Entwicklung
F&E-Aufwendungen	Mio. €	149	110	105	74	73
F&E-Mitarbeiter		360	350	330	270	273
Emissionsbilanz
CO2 -Ausstoß	Mio. Tonnen	165	149	172	187	178
Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate	Mio. Tonnen	115	105	105	170	167
Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten	Mio. Tonnen	50	44	67	17	11
Spezifische CO2 -Emissionen	Tonnen/MWh	0,732	0,796	0,768	0,866	0,797

Fünf-Jahres-Übersicht RWE Aktiengesellschaft		2010	2009	2008	2007	2006
Dividende/Ausschüttung
Ausschüttung	Mio. €	1.8674	1.867	2.401	1.689	1.968
Dividende je Aktie	€	3,504	3,50	4,50	3,15	3,50
Börsenkennzahlen
Börsenkapitalisierung zum Jahresende	Mrd. €	28,0	38,0	35,4	53,5	46,5
Langfristiges Kredit-Rating
Moody's		A2	A2	A1	A1	A1
(Ausblick)		(negativ)	(negativ)	(negativ)	(stabil)	(stabil)
Standard & Poor's		A	A	A	A+	A+
(Ausblick)		(negativ)	(negativ)	(stabil)	(negativ)	(negativ)

1 Seit 2008 ist im EBITDA auch das betriebliche Beteiligungsergebnis enthalten.

2 Werte ab 2006 nach neuem Wertmanagement-Konzept; siehe Geschäftsbericht 2007, Seite 208

3 Umgerechnet in Vollzeitstellen

4 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2010 der RWE AG, vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am 20. April 2011

Bilanz zum 31. Dezember 2010

Aktiva in Mio. €

	(s. Anhang)	31.12.10	31.12.09
Anlagevermögen	(1)
Finanzanlagen		39.849	40.039
Umlaufvermögen
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	(2)
Forderungen gegen verbundene Unternehmen		3.950	3.896
Sonstige Vermögensgegenstände		792	690
Wertpapiere1	(3)	452	582
Flüssige Mittel	(4)	1.227	1.169
		6.421	6.337
Rechnungsabgrenzungsposten	(5)	84	88
		46.354	46.464

Passiva in Mio. €

	(s. Anhang)	31.12.10	31.12.09
Eigenkapital1	(6)
Gezeichnetes Kapital
Stammaktien		1.340	1.340
Vorzugsaktien		100	100
		1.440	1.440
abzüglich rechnerischer Wert der eigenen Anteile		-74	-74
		1.366	1.366
Kapitalrücklage		1.158	1.158
Gewinnrücklagen
Andere Gewinnrücklagen		3.755	3.102
Bilanzgewinn		1.867	1.867
		8.146	7.493
Rückstellungen	(7)
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen		575	3.309
Steuerrückstellungen		2.993	2.567
Sonstige Rückstellungen		1.283	1.484
		4.851	7.360
Verbindlichkeiten	(8)
Anleihen		2.609	756
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		228	161
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen		31	41
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen		29.462	29.966
Sonstige Verbindlichkeiten		983	632
		33.313	31.556
Rechnungsabgrenzungsposten	(9)	44	55
		46.354	46.464

1 Angepasste Vorjahreszahlen

Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010

in Mio. €	(s. Anhang)	2010	2009
Ergebnis aus Finanzanlagen	(12)	3.184	3.662
Zinsergebnis	(13)	-681	-1.091
Sonstige betriebliche Erträge	(14)	2.227	2.062
Personalaufwand	(15)	-133	-169
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(16)	-681	-911
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit		3.916	3.553
Außerordentliches Ergebnis	(17)	1
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	(18)	-1.397	-1.115
Jahresüberschuss		2.520	2.438
Gewinnvortrag aus dem Vorjahr			7
Einstellung in die Gewinnrücklagen		-653	-578
Bilanzgewinn		1.867	1.867

Anhang zum 31. Dezember 2010

Entwicklung des Anlagevermögens

	Anschaffungskosten
in Mio. €	Stand 31.12.09	Zugänge	Abgänge1	Stand 31.12.10
---	---	---	---	---
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	28.635	5.272	4.444	29.463
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	8.501	2.434	808	10.127
Beteiligungen	343		188	155
Wertpapiere des Anlagevermögens1	2.730	95	2.635	190
Sonstige Ausleihungen	3	1		4
	40.212	7.802	8.075	39.939

	Kumulierte Abschreibungen	Buchwerte	Buchwerte	Abschreibungen
in Mio. €	Stand 31.12.10	Stand 31.12.09	Stand 31.12.10	des Berichtsjahres
---	---	---	---	---
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	89	28.546	29.374
Ausleihungen an verbundene Unternehmen		8.501	10.127
Beteiligungen		290	155
Wertpapiere des Anlagevermögens1	1	2.699	189	1
Sonstige Ausleihungen		3	4
	90	40.039	39.849	1

1 Hierin enthalten sind die Auswirkungen aus der erstmaligen Verrechnung des Zweckvermögens mit den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (Anteile an verbundenen Unternehmen in Höhe von 5 Mio. €, Beteiligungen in Höhe von 188 Mio. € sowie Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von 2.491 Mio. €).

Allgemeine Grundlagen

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. 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.

Aufgrund der erstmaligen Anwendung der rechnungslegungsbezogenen Vorschriften des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes (BilMoG) sind einzelne Bilanzposten mit dem Vorjahr nicht vergleichbar; gemäß Art. 67 Abs. 8 Satz 2 EGHGB wird auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen mit Ausnahme der Wertpapiere des Umlaufvermögens sowie der Posten des Eigenkapitals (Gezeichnetes Kapital, Rücklage für eigene Anteile, andere Gewinnrücklagen) im Zusammenhang mit dem Ausweis eigener Anteile verzichtet.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten, in Einzelfällen 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.

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; die bisher aktivierten eigenen Anteile sind erstmalig durch die BilMoG-Anwendung von dem gezeichneten Kapital abgesetzt bzw. mit dem übrigen Eigenkapital verrechnet; die im Vorjahr ausgewiesene Rücklage für eigene Anteile wurde aufgelöst. Die Vorjahreszahlen wurden angepaßt.

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. Latente Steuern sind in Ausübung des Wahlrechts nach § 274 HGB aufgrund eines Aktivüberhangs nicht bilanziert.

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 wurden mit dem von der Deutschen Bundesbank im Oktober 2010 veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Jahre abgezinst, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt (§ 253 Abs. 2 S. 2 HGB); der Zinssatz beträgt 5,16%. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,75% und Rentensteigerungen von 1,5% berücksichtigt. Soweit Zweckvermögen gemäß § 246 Abs. 2 HGB vorliegt, ergibt sich die Rückstellung aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwertes der Verpflichtung und des beizulegenden Zeitwertes des zur Deckung gebildeten Zweckvermögens; der beizulegende Zeitwert entspricht grundsätzlich dem Marktwert des verrechneten Zweckvermögens. Im Rahmen der Erstanwendung des BilMoG wurde vom Verteilungswahlrecht gemäß Art. 67 Abs. 1 Satz 1 EGHGB Gebrauch gemacht; bei der Verteilung des Unterschiedsbetrags wurde der Zuschreibungsbetrag aus der erstmaligen Bewertung des Zweckvermögens zum beizulegenden Zeitwert berücksichtigt.

Bei der Bemessung der übrigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken, ungewissen Verbindlichkeiten sowie drohenden Verlusten aus schwebenden Geschäften Rechnung getragen. Die Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages angesetzt. Soweit möglich, wurde von dem Beibehaltungswahlrecht nach Art. 67 Abs. 1 Satz 2 EGHGB Gebrauch gemacht. Die Verbindlichkeiten sind zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang.

Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung, 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 Geschäftsjahr 2010 ist auf der Seite 3 dargestellt. Im Geschäftsjahr ergaben sich die folgenden wesentlichen Veränderungen:

Mit Verschmelzungsvertrag vom 14. Juli 2010 wurde die GBV Zwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, rückwirkend zum 1. Januar 2010 auf die GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, verschmolzen. Dies wirkte sich innerhalb der Anteile an verbundenen Unternehmen bei den Zu- und Abgängen mit jeweils 3.825 Mio. € aus.

Im Berichtsjahr wurden sämtliche Anteile an der Deutsche Essent GmbH, Düsseldorf, von der Essent N.V., 's-Hertogenbosch, Niederlande, erworben. Daran anschließend erfolgte die Abspaltung des Unternehmensbereichs Windkraftanlagen der Deutsche Essent auf die RWE Innogy GmbH, Essen, sowie die Verschmelzung der Deutsche Essent auf die RWE Gasspeicher GmbH, Dortmund. Diese Vorgänge wirkten sich auf die Anteile an verbundenen Unternehmen mit 1.212 Mio. € bei den Zugängen und mit 606 Mio. € bei den Abgängen aus.

Bei der Scaris Investment Ltd., Valletta/Malta, erhöhte sich der Buchwert durch Kapitalerhöhungen um insgesamt 100 Mio. €.

Eine Einzahlung in die Kapitalrücklage bei der RWE Supply & Trading GmbH, Essen, führte zu einer Erhöhung des Buchwertes um 57 Mio. €.

Bei der RWE Turkey Holding A.S., Istanbul, Türkei, erhöhte sich der Buchwert durch Kapitalerhöhungen um insgesamt 70 Mio. €.

Im Geschäftsjahr wurden die jeweils 100-prozentigen Tochtergesellschaften RWE Com Geschäftsführungs-GmbH, Essen, und die RWE Beteiligungsmanagement GmbH, Essen, auf die RWE AG verschmolzen. Die Verschmelzungen erfolgten unter Fortführung der Buchwerte mit wirtschaftlicher Wirkung zum 1. Januar 2010.

Die Zu- und Abgänge bei den Ausleihungen betreffen im Wesentlichen neben der RWE Deutschland AG, Essen, die RWE Innogy GmbH, die GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH und die RWE Supply & Trading GmbH, Essen.

Die Wertpapiere des Anlagevermögens beinhalten ausschließlich Anteile an Wertpapierfonds.

Die Aufstellung des Anteilsbesitzes gem. § 285 Nr. 11 HGB als wesentlicher Bestandteil des Anhangs befindet sich in der Anlage A.

(2) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

in Mio. €	31.12.10	Davon RLZ1 > 1 Jahr	31.12.09	Davon RLZ1 > 1 Jahr
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	3.950	1.052	3.896	1.121
Sonstige Vermögensgegenstände	792	572	690	473
	4.742	1.624	4.586	1.594

1 RLZ = Restlaufzeit

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Ansprüche aus Darlehen, Organschaftsabrechnungen und dem laufenden Verrechnungsverkehr.

Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten im Wesentlichen Ansprüche aus Körperschaftsteuerguthaben. Da die Forderung unverzinslich ist, wird sie mit ihrem Barwert angesetzt. Aufgrund des Jahressteuergesetzes 2010, das eine Neuregelung zur Ermittlung des Körperschaftsteuerguthabens beinhaltet, hat sich eine Erhöhung dieses Anspruchs ergeben.

Darüber hinaus werden Zinsabgrenzungen und -forderungen ausgewiesen.

(3) Wertpapiere

Es handelt sich um sonstige Wertpapiere; diese betreffen festverzinsliche Wertpapiere aus der Anlage flüssiger Mittel.

Im Zusammenhang mit dem nach BilMoG vorzunehmenden Ausweis eigener Anteile im Eigenkapital wurde die Vorjahreszahl angepaßt.

(4) Flüssige Mittel

Die flüssigen Mittel betreffen fast ausnahmslos Guthaben bei Kreditinstituten.

(5) Rechnungsabgrenzungsposten

in Mio. €	31.12.10	31.12.09
Disagio	54	55
Übrige	30	33
	84	88

(6) Eigenkapital1

Eigenkapitalentwicklung in Mio. €		Stand 31.12.09	Dividendenzahlungen	Jahresüberschuss	Stand 31.12.10
Gezeichnetes Kapital	1.440
abzgl. rechnerischer Wert der eigenen Anteile	-74	1.366			1.366
Kapitalrücklage		1.158			1.158
Gewinnrücklagen
Andere Gewinnrücklagen		3.102		653	3.755
Bilanzgewinn		1.867	-1.867	1.867	1.867
		7.493	-1.867	2.520	8.146

1 Angepasste Vorjahreszahlen

Das Grundkapital der RWE AG in Höhe von 1.439.756.800 € hat unverändert folgende Struktur:

Stammaktien: 523.405.000 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Stammaktien mit 523.405.000 Stimmen (93,1% des gezeichneten Kapitals)

Vorzugsaktien: 39.000.000 Stück auf den Inhaber lautende nennbetragslose Vorzugsaktien ohne Stimmrecht (6,9% des gezeichneten Kapitals)

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 17. April 2008 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 16. April 2013 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 287.951.360,00 € durch Ausgabe von auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- 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 22. April 2009 wurde der Vorstand bis zum 21. April 2014 zur Ausgabe von Options- oder Wandelanleihen ermächtigt. Der Gesamtnennwert der Anleihen ist auf 6.000 Mio. € begrenzt. Das Bezugsrecht der Aktionäre kann unter bestimmten Voraussetzungen ausgeschlossen werden. Zur Bedienung der Anleihen hat die Hauptversammlung die Schaffung eines bedingten Kapitals in Höhe von 143.975.680 €, eingeteilt in 56.240.500 Stück auf den Inhaber lautende Stammaktien, beschlossen. Aktien aus dem genehmigten Kapital sind auf Aktien aus dem bedingten Kapital anzurechnen, soweit sie jeweils unter Bezugsrechtsausschluss ausgegeben werden. Insoweit darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien insgesamt um nicht mehr als 20% erhöht werden.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 22. April 2010 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 21. Oktober 2011 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu insgesamt 10% des Grundkapitals zu erwerben; der Erwerb der Aktien darf auch unter Einsatz von Put- oder Call-Optionen durchgeführt werden. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen oder - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu veräußern.

Zum 31. Dezember 2010 befanden sich 28.846.473 nennbetragslose Stammaktien der RWE AG im Bestand der RWE AG. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 73.846.970,88 € (5,13% des gezeichneten Kapitals).

Aufgrund der Anwendung des BilMoG wurde der rechnerische Wert der eigenen Anteile offen vom gezeichneten Kapital abgesetzt (74 Mio. €), der Unterschiedsbetrag zwischen dem rechnerischen Wert und den fortgeführten Anschaffungskosten (1.886 Mio. €) wurde mit den frei verfügbaren Rücklagen verrechnet.

Des Weiteren wurden im Geschäftsjahr 2010 von der RWE AG 567.474 RWE-Stammaktien zum durchschnittlichen Anschaffungspreis von 50,17 € je Stückaktie am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 1.452.733,44 € (0,1% des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen der Vermögensbildung insgesamt 558.344 Stammaktien zum durchschnittlichen Kurs von 39,81 € je Stückaktie sowie anlässlich von Dienstjubiläen 9.130 Stammaktien zum durchschnittlichen Kurs von 35,96 €. Der Gesamterlös belief sich auf 22.555.989,44 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden erstmalig erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst.

Aus der über die Anschaffungskosten hinausgehenden Zuschreibung des Zweckvermögens auf den beizulegenden Zeitwert resultiert ein ausschüttungsgesperrter Gesamtbetrag in Höhe von 261 Mio. €; er ist durch freie Rücklagen gedeckt.

Während des Berichtsjahres bestanden folgende konzernweite aktienkursbasierte Vergütungssysteme für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen: Beat 2005 und Beat 2010. Soweit die Bezugsberechtigten nicht bei der RWE AG beschäftigt sind, werden die mit der Ausübung der Performance Shares verbundenen Aufwendungen von der jeweiligen Konzerngesellschaft getragen.

	Beat 2005
	Tranche 2007	Tranche 2008	Tranche 2009
---	---	---	---
Zusagezeitpunkt	01.01.07	01.01.08	01.01.09
Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares	1.468.132	1.668.836	3.251.625
Laufzeit	3 Jahre	3 Jahre	3 Jahre
Auszahlungsbedingungen	Automatische Auszahlung, sofern nach Ablauf einer Wartezeit von drei Jahren eine Outperformance gegenüber 25% der Vergleichsunternehmen des Dow-Jones-STOXX-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung des Programms. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return (TSR) gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zzgl. reinvestierter Dividenden berücksichtigt.
Ermittlung der Auszahlung	1. Ermittlung des Indexgewichts der Vergleichsunternehmen, die am Ende der Laufzeit einen geringeren TSR als RWE aufweisen. 2. Durch Quadrierung dieses Prozentsatzes und Multiplikation mit ',25 errechnet sich der Performance-Faktor. 3. Berechnung der auszahlbaren Performance Shares als Produkt aus bedingt zugeteilten Performance Shares und Performance-Faktor. 4. Die Auszahlung entspricht der endgültigen Anzahl der Performance Shares, bewertet mit dem durchschnittlichen RWE-Aktienkurs der letzten 20 Börsenhandelstage vor Programmablauf. Sie ist auf den zweifachen Zuteilungswert der Performance Shares begrenzt.
Wechsel der Unternehmenskontrolle/ Fusion	• Kommt es während der Wartezeit zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, wird eine Entschädigungszahlung gewährt. Sie berechnet sich durch Multiplikation des im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlten Preises mit der endgültigen Anzahl der Performance Shares. Letztere wird den Planbedingungen entsprechend bezogen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt. • Im Falle einer Fusion mit einer anderen Gesellschaft errechnet sich die Entschädigung aus dem Fair Value der Performance Shares zum Zeitpunkt der Fusion, multipliziert mit der zeitanteiligen Anzahl der Performance Shares, die dem Verhältnis zwischen der gesamten Wartezeit und der Wartezeit bis zur Fusion entspricht.
Form des Ausgleichs	Barausgleich

	Beat 2010
	Tranche 2010, Wartezeit: 3 Jahre	Tranche 2010, Wartezeit: 4 Jahre
---	---	---
Zusagezeitpunkt	01.01.10	01.01.10
Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares	784.421	1.012.331
Vertragliche Laufzeit	3 Jahre	5 Jahre
Auszahlungsbedingungen	Automatische Auszahlung, sofern nach Ablauf einer Wartezeit von drei Jahren (Bewertungsstichtag: 31.12. des dritten Jahres) eine Outperformance gegenüber mindestens 25% der Vergleichsunternehmen des Dow-Jones-STOXX-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung der Tranche. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return (TSR) gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zzgl. reinvestierter Dividenden berücksichtigt.	Möglichkeit der Auszahlung an drei Ausübungszeitpunkten (Bewertungsstichtage: 31.12. des vierten Jahres, 30.06. und 31.12. des fünften Jahres), sofern zum Bewertungsstichtag eine Outperformance gegenüber mindestens 25% der Vergleichsunternehmen des Dow-Jones-STOXX-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung der Tranche. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return (TSR) gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zzgl. reinvestierter Dividenden berücksichtigt. Zum dritten Bewertungsstichtag erfolgt eine automatische Auszahlung, zum ersten und zweiten Bewertungsstichtag kann die Anzahl der auszahlbaren Performance Shares frei gewählt werden.
Ermittlung der Auszahlung	1. Ermittlung des Indexgewichts der Vergleichsunternehmen, die zum Bewertungsstichtag einen geringeren TSR als RWE aufweisen. 2. Die Anzahl der werthaltigen (auszahlbaren) Performance Shares ergibt sich auf Basis einer linearen Auszahlungskurve. Ab einem übertroffenen Indexgewicht von 25% werden 7,5% der bedingt zugeteilten Performance Shares werthaltig. Danach werden für jeden über das Indexgewicht von 25% hinausgehenden Prozentpunkt weitere 1,5% der zugeteilten Performance Shares werthaltig. 3. Die Auszahlung entspricht der Anzahl werthaltiger Performance Shares, bewertet mit dem durchschnittlichen RWE-Aktienkurs der letzten 60 Börsenhandelstage vor dem Bewertungsstichtag. Sie ist auf den zweifachen Zuteilungswert der Performance Shares begrenzt.
Wechsel der Unternehmenskontrolle/ Fusion	• Kommt es während der Wartezeit zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, wird eine Entschädigungszahlung gewährt. Sie berechnet sich durch Multiplikation des im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlten Preises mit der endgültigen, noch nicht ausgeübten Anzahl der Performance Shares. Letztere wird den Planbedingungen entsprechend bezogen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt. • Fusioniert die RWE AG mit einer anderen Gesellschaft, so verfallen die Performance Shares und es wird eine Entschädigungszahlung vorgenommen. Hierzu wird zunächst der Fair Value der Performance Shares zum Zeitpunkt der Fusion berechnet. Dieser Fair Value wird dann mit der pro rata gekürzten Anzahl der gewährten Performance Shares multipliziert. Der Kürzungsfaktor berechnet sich aus dem Verhältnis der Zeit von Laufzeitbeginn bis zur Fusion zur gesamten Laufzeit des Plans mal dem Verhältnis der zum Zeitpunkt der Fusion noch nicht ausgeübten Performance Shares zu den zu Beginn der Laufzeit insgesamt gewährten Performance Shares.
Eigeninvestment	Als Voraussetzung für die Teilnahme müssen die Planteilnehmer nachweislich ein Sechstel des Bruttozuteilungswertes der Performance Shares vor Steuern in RWE Stammaktien investieren und für die Wartezeit der jeweiligen Tranche halten.
Form des Ausgleichs	Barausgleich

Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Beat bedingt zugeteilten Performance Shares zum Zeitpunkt der Zuteilung betrug 25,96 € pro Stück für die Tranche 2010 (vierjährige Wartezeit), 28,80 € pro Stück für die Tranche 2010 (dreijährige Wartezeit), 11,93 € pro Stück für die Tranche 2009 und 22,25 € pro Stück für die Tranche 2008. Diese Werte wurden durch eine externe Berechnungsstelle mithilfe eines stochastischen, multivariaten Black-Scholes-Standardmodells per Monte-Carlo-Simulation auf Basis von jeweils einer Million Szenarien ermittelt.

Bei ihrer Ermittlung wurden die in den Programmbedingungen festgelegte maximale Auszahlung je bedingt zugeteilter Performance Share, die Restlaufzeit und die restlaufzeitbezogenen Diskontsätze, die aktuellen Kurse der zu Grunde liegenden Aktien, die zugehörigen Volatilitäten und Korrelationen sowie die erwarteten Dividenden der RWE AG und ihrer Vergleichsunternehmen berücksichtigt.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der Performance Shares:

Performance Shares aus Beat 2005	Tranche 2007	Tranche 2008	Tranche 2009
Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres	1.447.103	1.662.036	3.243.641
Zugesagt
Veränderung (zugeteilt/verfallen)		-10.011	-16.832
Ausgezahlt	-1.447.103
Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres	0	1.652.025	3.226.809
Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres	0	1.652.025

Performance Shares aus Beat 2010	Tranche 2010, Wartezeit: 3 Jahre	Tranche 2010, Wartezeit: 4 Jahre
Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres
Zugesagt	784.421	1.012.331
Veränderung (zugeteilt/verfallen)	-11.934	-13.439
Ausgezahlt
Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres	772.487	998.892
Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres

Die Restlaufzeit betrug vier Jahre für die Tranche 2010 mit vierjähriger Wartezeit, zwei Jahre für die Tranche 2010 mit dreijähriger Wartezeit und ein Jahr für die Tranche 2009. Die Vertragslaufzeit für die Tranche 2008 endete mit Ablauf des Berichtsjahres; je Performance Share werden 16,70 € ausgezahlt.

(7) Rückstellungen

in Mio. €	31.12.10	31.12.09
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	575	3.309
Steuerrückstellungen	2.993	2.567
Sonstige Rückstellungen	1.283	1.484
	4.851	7.360

Die ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen schließen aufgrund von bestehenden Schuldbeitrittserklärungen auch Ansprüche von aktiven und ehemaligen Mitarbeitern der Amprion GmbH, RWE Deutschland AG, RWE Effizienz GmbH, RWE IT GmbH, RWE Power AG, RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH, RWE Service GmbH, RWE Supply & Trading GmbH, RWE Vertrieb AG, RWE Westfalen-Weser Ems Verteilnetz GmbH und Thyssengas GmbH ein. Die anfallenden Aufwendungen für Altersversorgung der betroffenen Gesellschaften werden von diesen erstattet.

Durch die Inanspruchnahme des Verteilungswahlrechts für Pensionsverpflichtungen im Rahmen der Erstanwendung des BilMoG beläuft sich die nicht ausgewiesene Rückstellung auf 300 Mio. €.

Erstmalig erfolgte die Verrechnung des zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Zweckvermögens mit den fondsgedeckten Pensionsrückstellungen:

in Mio. €	31.12.10
	Historische Anschaffungskosten	Zeitwert	Erfüllungsbetrag
---	---	---	---
Verrechnete Vermögensgegenstände (Zweckvermögen)
Anteile an verbundenen Unternehmen	5	4
Beteiligungen	227	193
Wertpapiere des Anlagevermögens	2.531	2.754
Sonstige Vermögensgegenstände	25	25
	2.788	2.976
Verrechnete Schulden
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen			3.231
			3.231
Saldo aus der Vermögensverrechnung (Pensionsrückstellung)			255

Im Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden ferner Rückstellungen für Stromdeputatverpflichtungen in Höhe von 320 Mio. € ausgewiesen.

Die Steuerrückstellungen betreffen im Wesentlichen das Geschäftsjahr sowie noch offene Betriebsprüfungszeiträume.

Die sonstigen Rückstellungen betreffen überwiegend Risiken aus dem Beteiligungsbereich, Zinsverpflichtungen sowie drohende Verluste aus schwebenden Finanzgeschäften. Der Unterschiedsbetrag aufgrund des gemäß Art. 67 Abs. 1 Satz 2 EGHGB ausgeübten Beibehaltungswahlrechts beträgt zum Bilanzstichtag 0,2 Mio. €.

(8) Verbindlichkeiten

in Mio. €	31.12.10	Davon RLZ1 < 1 Jahr	Davon RLZ1 > 5 J.	31.12.09	Davon RLZ1 <1 Jahr
Anleihen	2.609		2.609	756	56
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	228	211		161	139
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	31	31		41	41
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	29.462	8.538	8.870	29.966	7.715
Sonstige Verbindlichkeiten	983	836	144	632	524
Davon: aus Steuern	(275)	(275)		(179)	(179)
Davon: im Rahmen der sozialen Sicherheit	(5)	(2)	(1)	(7)	(2)
	33.313	9.616	11.623	31.556	8.475

1 RLZ = Restlaufzeit

Bei den Anleihen handelt es sich neben den Medium Term Notes der RWE AG mit unterschiedlichen Fälligkeiten und Zinssätzen im Wesentlichen um eine im September 2010 von der RWE AG emittierte Hybridanleihe in Höhe von 1.750 Mio. €. Die gegenüber allen anderen Gläubigertiteln nachrangige Anleihe hat eine unbegrenzte Laufzeit und kann nur durch die RWE AG zu bestimmten, vertraglich vereinbarten Terminen oder Anlässen gekündigt werden. Der Zinssatz bis zum ersten Kündigungstermin im Jahr 2015 beträgt 4,625% p.a. Wird die Anleihe zu diesem Termin nicht gekündigt, ergibt sich der neue Zinssatz bis zum nächsten Kündigungstermin im Jahr 2020 durch den dann geltenden Fünf-Jahres-Interbankensatz zuzüglich eines Kreditaufschlags von 265 Basispunkten. Falls auch zu diesem Termin nicht gekündigt wird, erfolgt eine Umwandlung in eine variabel verzinsliche Anleihe mit jährlichem Kündigungsrecht und einem Zinssatz in Höhe des Zwölf-Monats-EURIBOR zuzüglich 365 Basispunkten. Die Zinszahlungen können unter bestimmten Voraussetzungen ausgesetzt werden, insbesondere wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, keine Dividende auszuzahlen. Ausgesetzte Zinszahlungen müssen nachgeholt werden, sobald wieder die Zahlung einer Dividende vorgeschlagen wird. Die Hybridanleihe darf nach zehn Jahren nur durch die Ausgabe von Eigenkapital oder eigenkapitalähnlichen Finanzinstrumenten, z.B. neuen Hybridanleihen, abgelöst werden. Zum ersten Kündigungstermin nach fünf Jahren kann die Hybridanleihe ohne Restriktionen im Hinblick auf die Nachfolgefinanzierung abgelöst werden. Die erste Zinszahlung wird am 28. September 2011 fällig.

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich im Wesentlichen aus Bankdarlehen und aus Zinsabgrenzungen für bestehende Swap-Vereinbarungen zusammen.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen beinhalten die Überlassung von Finanzmitteln sowie den laufenden Verrechnungsverkehr.

Die sonstigen Verbindlichkeiten betreffen überwiegend Geldmarktpapiere (Commercial Paper) sowie Verbindlichkeiten aus Steuern.

(9) Rechnungsabgrenzungsposten

Hierbei handelt sich ausschließlich um abgegrenzte Zinsausgleichszahlungen.

(10) Haftungsverhältnisse, sonstige finanzielle Verpflichtungen

Die Haftungsverhältnisse beinhalten Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen, Bankavalen und Bürgschaften.

Bei den Gewährleistungsverträgen handelt es sich um Garantien gegenüber Dritten in Höhe von 6.302 Mio. €; davon zugunsten verbundener Unternehmen in Höhe von 6.239 Mio. €.

Die Verbindlichkeiten aus Bankavalen betragen 322 Mio. € und betreffen in Höhe von 314 Mio. € das laufende Geschäft verbundener Unternehmen.

Des Weiteren handelt es sich bei den Bürgschaften um Erfüllungs- und Gewährleistungsbürgschaften in Höhe von insgesamt 108 Mio. €, davon 89 Mio. € aus dem laufenden Geschäft verbundener Unternehmen.

Im Rahmen der Akquisition des niederländischen Versorgers Essent N.V. in 2009 hat sich die RWE Benelux Holding B.V., Hoofddorp/Niederlande, verpflichtet, unter bestimmten Voraussetzungen Anteile an der Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande (vormals Essent Business Development B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande), zu übernehmen. RWE AG garantiert als Muttergesellschaft die Erfüllung dieser Verpflichtung.

Es bestehen gesamtschuldnerische Haftungen aus der Übertragung von Pensionsverpflichtungen an sieben verbundene Unternehmen und an eine Beteiligung eines verbundenen Unternehmens.

Im Zusammenhang mit einem nicht liquiditätswirksamen Cashpoolverfahren ("Notional Cashpool") zwischen verbundenen Unternehmen besteht eine gesamtschuldnerische Mithaftung.

Darüber hinaus bestehen im Rahmen des Debt-Issuance-Programms zum Bilanzstichtag folgende Zahlungsgarantien zugunsten der Gläubiger der Anleihen der RWE Finance B.V., Hoofddorp/Niederlande, (100-prozentige Tochter der RWE AG):

Emittent	Emissionsvolumen	Kupon in %	Fälligkeit
RWE Finance B.V.	1.500 Mio. €	2,5	September 2011
RWE Finance B.V.	1.808 Mio. €	6,125	Oktober 2012
RWE Finance B.V.	250 Mio. $	2,000	Februar 2013
RWE Finance B.V.	630 Mio. £	6,375	Juni 2013
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	5,75	November 2013
RWE Finance B.V.	530 Mio. €	4,625	Juli 2014
RWE Finance B.V.	2.000 M io. €	5,0	Februar 2015
RWE Finance B.V.	850 Mio. €	6,25	April 2016
RWE Finance B.V.	980 Mio. €	5,125	Juli 2018
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	6,625	Januar 2019
RWE Finance B.V.	570 Mio. £	6,5	April 2021
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	6,5	August 2021
RWE Finance B.V.	500 Mio. £	5,5	Juli 2022
RWE Finance B.V.	488 Mio. £	5,625	Dezember 2023
RWE Finance B.V.	760 Mio. £	6,25	Juni 2030
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. £	6,125	Juli 2039

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 25,851% zuzüglich 5% für Schadensabwicklungskosten.

Am 14. Dezember 2010 ist die 11. Novelle des deutschen Atomgesetzes (AtG) in Kraft getreten, die zusätzliche Strommengen für Kernkraftwerke vorsieht. Im Ergebnis kommt dies einer Verlängerung der Laufzeiten gleich. Vor diesem Hintergrund haben sich die Betreiber von Kernkraftwerken verpflichtet, Zahlungen in einen Fonds zu leisten, aus dem Maßnahmen zur Umsetzung des Energiekonzepts der Bundesregierung gefördert werden. Geregelt ist dies in einem Vertrag mit der Bundesrepublik Deutschland, der am 10. Januar 2011 unterzeichnet wurde. Er sieht vor, dass die Kernkraftwerksbetreiber ab 2017 einen Förderbeitrag für die zusätzlich eingespeisten Strommengen aus der Laufzeitverlängerung entrichten. Der Förderbeitrag beträgt 9 €/MWh; er wird jährlich gemäß der Entwicklung des Verbraucherpreisindex und der EEX-Strompreise angepasst. Von 2011 bis 2016 leisten die Kernkraftwerksbetreiber pauschale Vorauszahlungen auf die Förderbeiträge, die sich über den Gesamtzeitraum auf 1.400 Mio. € summieren und von 2017 bis 2022 in gleichen jährlichen Raten auf die Förderbeiträge angerechnet werden. Die auf den RWE-Konzern entfallenden Vorausleistungen betragen maximal 385 Mio. €; die RWE AG haftet in dieser Höhe für die Erfüllung der Vorausleistungen.

Aufgrund der in Vorjahren erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht bei der RWE AG und den dem Pensionsfondsvertrag beigetretenen verbundenen Unternehmen für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschussverpflichtung in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeber.

Im Zusammenhang mit umwandlungsrechtlichen Vorgängen besteht gemäß § 133 UmwG eine gesamtschuldnerische Haftung für die Verbindlichkeiten der übertragenden Rechtsträger.

Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsgerichtsverfahren involviert. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns.

Im Zusammenhang mit gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen sind von außenstehenden Aktionären mehrere Spruchverfahren zur Überprüfung der Angemessenheit der Umtauschverhältnisse bzw. der Höhe der angebotenen Barabfindungen eingeleitet worden. Die RWE AG geht davon aus, dass die gutachterlich ermittelten und von Wirtschaftsprüfungsgesellschaften überprüften Umtauschverhältnisse und Barabfindungen angemessen waren. Sollten rechtskräftige Gerichtsentscheidungen zu anderen Ergebnissen kommen, erfolgt ein Ausgleich durch bare Zuzahlung an alle betroffenen Aktionäre, auch soweit sie nicht am Spruchverfahren selbst beteiligt sind.

Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften Wertpapiere des Anlagevermögens in Höhe von 189 Mio. € in einem Treuhanddepot hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zu Gunsten eigener Mitarbeiter als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften.

Für betriebliche Pensionszusagen aus Entgeltumwandlungen wurden Ansprüche aus Rückdeckungsversicherungen in Höhe von 17 Mio. € verpfändet.

Die Mitgesellschafter eines verbundenen Unternehmens verfügen über das Recht zur Andienung ihrer Anteile an dieser Gesellschaft. Die vollständige Ausübung dieses Andienungsrechts kann zu einer sonstigen finanziellen Verpflichtung in Höhe von 1.527 Mio. € führen.

Aufgrund eines Beherrschungsvertrags besteht gegenüber einem tschechischen verbundenen Unternehmen bei Erfüllung bestimmter Voraussetzungen die Verpflichtung, entstehende Verluste zu übernehmen.

Die künftigen - nicht abgezinsten - sonstigen finanziellen Verpflichtungen aus Leasing- und Mietverhältnissen betragen zum 31. Dezember 2010 123 Mio. €. Davon bestehen 83 Mio. € gegenüber verbundenen Unternehmen.

Die eingegangenen Eventualverbindlichkeiten sind nicht zu passivieren, da die zugrunde liegenden Verbindlichkeiten durch den jeweiligen Hauptschuldner voraussichtlich erfüllt werden können und daher mit einer Inanspruchnahme nicht zu rechnen ist.

(11) Derivative Finanzinstrumente und Bewertungseinheiten

Zur Absicherung von Währungs-, Zins- und Kursrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen werden derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Das Nominalvolumen der mit externen Vertragspartnern abgeschlossenen Derivate beträgt zum Bilanzstichtag 24,8 Mrd. €.

Mit Konzerngesellschaften wurden gegenläufige Derivate im Nominalvolumen von 27,3 Mrd. € abgeschlossen.

Folgende Übersicht zeigt die zum 31. Dezember 2010 bestehenden derivativen Finanzinstrumente:

	Nominalvolumen		Restlaufzeit > 1 Jahr		Beizulegender Zeitwert
in Mio. €	extern	konzernintern	extern	konzern- intern	extern	konzernintern
---	---	---	---	---	---	---
Devisenderivate
Devisentermingeschäfte	4.174	20.747	1.077	6.981	25	-94
Zins-/Währungsswaps	16.529	6.004	3.933	2.299	246	-579
	20.703	26.751	5.010	9.280	271	-673
Zinsderivate	3.932	443	3.932	443	194	0
Kreditderivate	116	116	103	103	0	0
	24.751	27.310	9.045	9.826	465	-673

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.

Die in der Tabelle aufgeführten Derivate sind überwiegend als Grund- oder Sicherungsgeschäfte in nachstehend beschriebenen Bewertungseinheiten enthalten.

Im Rahmen der Währungssicherung wurden u.a. Zins-/Währungsswaps und gegenläufige Grundgeschäfte mit 100-prozentigen Tochtergesellschaften 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 Tochtergesellschaften setzen diese Swaps bzw. Fremdwährungsverbindlichkeiten u.a. zur Kurssicherung ihrer ausländischen Investitionen ein. Bei der Beendigung eines Swaps wird der positive oder negative Marktwert mit den Anschaffungskosten der Grundgeschäfte erfolgsneutral verrechnet.

Zur Absicherung von Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten gegenüber Konzerngesellschaften wurden Währungsswaps bzw. kombinierte Zins-/Währungsswaps abgeschlossen (Mikrohedges).

Sowohl Zins- als auch kombinierte Zins-/Währungsswaps dienen der Sicherung begebener Anleihen und Schuldscheindarlehen (Mikrohedges).

Darüber hinaus wurden für vertraglich vereinbarte und prognostizierte Zahlungen sowie für einzelne Währungsrisiken bei der RWE AG und Konzerngesellschaften Devisentermingeschäfte und Währungsswaps 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.

Zur Sicherung von Ausfallrisiken bei einer Tochtergesellschaft wurden Kreditderivate (Credit Default Swaps) abgeschlossen und gleichlautend weitergeleitet.

Den Marktwertveränderungen der Derivate stehen bei vorhandenen Grundgeschäften entsprechende gegenläufige Marktwertveränderungen gegenüber. Rückstellungen für drohende Verluste wurden in Höhe von 38 Mio. € gebildet für negative Salden von Portfoliohedges und in Höhe von 3 Mio. € für negative Marktwerte von Derivaten, die keiner Bewertungseinheit zugeordnet waren.

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 nachfolgen der Übersicht. Die Höhe der abgesicherten Risiken leitet sich aus dem beizulegenden Zeitwert ab.

	beizulegender Zeitwert		Zeitwertänderung	davon entfällt auf Geschäfte mit einer Restlaufzeit von
in Mio.€	31.12.10	31.12.09	2010	bis 1 Jahr	2 - 5 Jahre	> 5 Jahre
---	---	---	---	---	---	---
Finanzforderungen gesichertes Risiko:
Währung	5.397	5.422	-25	-83	-2	60
Finanzverbindlichkeiten gesichertes Risiko:
Währung	-4.279	-4.190	-89	17	-23	-83
Zins und Währung	-1.229	-1.165	-64	-1	-59	-4
Zins	-433	-423	-10			-10
	-5.941	-5.778	-163	16	-82	-97

Die Ergebniseffekte der Finanzforderungen und -Verbindlichkeiten werden durch gegenläufige Beträge aus Realisationen und Marktwertänderungen der Sicherungsgeschäfte kompensiert. Die Buchwerte der gesicherten Finanzforderungen bzw. -verbindlichkeiten betrugen zum Bilanzstichtag 6.147 Mio. € bzw. -7.126 Mio. €.

Aufgrund von Betrags-, Risiko- und Fristengleichheit weisen die Bewertungseinheiten eine hohe Wirksamkeit auf.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(12) Ergebnis aus Finanzanlagen

in Mio. €	2010	2009
Erträge aufgrund von Gewinnabführungsverträgen mit verbundenen Unternehmen	3.025	3.051
Erträge aus Beteiligungen an
verbundenen Unternehmen	141	1.042
übrigen Unternehmen	36	44
	177	1.086
Aufwendungen aus Verlustübernahme von verbundenen Unternehmen	-260	-798
Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	243	388
Davon: aus verbundenen Unternehmen	(237)	(287)
Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens	-1	-65
	3.184	3.662

(13) Zinsergebnis

in Mio. €	2010	2009
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	624	409
Davon: aus verbundenen Unternehmen	(73)	(130)
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-1.305	-1.500
Davon: an verbundene Unternehmen	(-1.082)	(-1.180)
Davon: aus Aufzinsung von sonstigen Rückstellungen	(-19)	(-42)
	-681	-1.091

Im Berichtsjahr wurde der Aufwand aus der Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (11 Mio. €) erstmalig mit dem Marktwertzuwachs sowie den übrigen Aufwendungen und Erträgen des für die Pensionsverpflichtungen bestehenden Zweckvermögens (344 Mio. €) verrechnet. Der daraus resultierende Saldo ist in den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen ausgewiesen und ergibt sich aus der nachfolgenden Übersicht:

in Mio. €	2010
Verrechnete Aufwendungen
Abschreibungen auf Finanzanlagen und auf Wertpapiere des Umlaufvermögens	-6
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-11
	-17
Verrechnete Erträge
Erträge aus Beteiligungen	1
Sonstige betriebliche Erträge	249
Erträge aus anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	100
	350
Saldo aus der Verrechnung von Aufwendungen und Erträgen	333

(14) Sonstige betriebliche Erträge

In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind überwiegend Erträge aus konzerninternen Steuerumlagen ausgewiesen; daneben werden Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen erfasst. Aus Währungsumrechnung resultieren Erträge in Höhe von 6 Mio. €.

(15) Personalaufwand

in Mio. €	2010	2009
Löhne und Gehälter	-124	-118
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	-9	-51
Davon: für Altersversorgung		(-39)
	-133	-169

Der Aufwand für Altersversorgung beläuft sich auf einen Betrag in geringer Höhe und umfaßt erstmalig ausschließlich den Dienstzeitaufwand der Pensionszuführung, während der Zinsanteil im Zinsergebnis enthalten ist.

Vollzeitäquivalente im Jahresdurchschnitt	2010	2009
Angestellte	801	661
Davon: Teilzeit und befristet Beschäftigte	(82)	(73)
Auszubildende	11	10
	812	671

(16) Sonstige betriebliche Aufwendungen

In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind insbesondere der an die Führungsgesellschaften des RWE-Konzerns vergütete Zinsanteil auf die bei der RWE AG bilanzierten Pensionsrückstellungen sowie Verwaltungsaufwendungen enthalten. Daneben werden auch sonstige Steuern ausgewiesen.

(17) Außerordentliches Ergebnis

Aufwendungen und Erträge aus der erstmaligen Anwendung des BilMoG sind gemäß Art. 67 Abs. 7 EGHGB als a.o. Aufwendungen bzw. a.o. Erträge auszuweisen. Die Erstbewertung des Zweckvermögens zum beizulegenden Zeitwert ergab einen a.o. Ertrag in Höhe von 42 Mio. €. Der nach Ausübung des Verteilungswahlrechts auf den Unterschiedsbetrag aus der Bewertung der Pensionsverpflichtungen entfallende a.o. Aufwand beläuft sich auf 41 Mio. €.

(18) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag betreffen im Wesentlichen das Geschäftsjahr und frühere Veranlagungszeiträume.

Aus den unterschiedlichen handels- und steuerrechtlichen Wertansätzen von technischen Anlagen und Maschinen bei Tochterunternehmen resultieren im Organkreis passive latente Steuern. Diese werden durch aktive latente Steuern auf steuerlich nicht zu berücksichtigende Drohverlustrückstellungen sowie auf Bewertungsunterschiede bei den Pensionsrückstellungen deutlich überkompensiert. Der Bewertung der latenten Steuern liegt ein Steuersatz von 31,23% zugrunde.

Sonstige Angaben

Die Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats und des Vorstands gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 24 bis 28 aufgeführt.

Der Vorstand und der Aufsichtsrat haben gemäß § 161 AktG die vorgeschriebene Erklärung zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG (www.rwe.com) dauerhaft zugänglich gemacht.

Die Grundzüge des Vergütungssystems und die Höhe der Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat sind im Vergütungsbericht dargestellt. Der Vergütungsbericht ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts.

Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2010 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 16.608 Tsd. €. Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile im Rahmen des Beat (Tranche 2010) mit einem Ausgabezeitwert von 3.750 Tsd. € (144.455 Stück Performance Shares) zugeteilt. Die Gesamtvergütung für das Geschäftsjahr 2010 beträgt demnach 20.358 Tsd. €.

Die fixen Bezüge des Aufsichtsrats betragen 1.177 Tsd. € und die variablen Bezüge 2.257 Tsd. €.

Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt, mit Ausnahme eines Reisekostenvorschusses an einen Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat in Höhe von 1 Tsd. €. Für einen Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat besteht aus der Zeit vor Organzugehörigkeit ein Mitarbeiterdarlehen in Höhe von 11 Tsd. €.

Frühere Mitglieder des Vorstands der RWE AG und ihre Hinterbliebenen erhielten 4.307 Tsd. €. Darin sind Auszahlungen von Vergütungskomponenten mit langfristiger Anreizwirkung in Höhe von 1.842 Tsd. € enthalten. Für Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen sind 21.817 Tsd. € zurückgestellt.

Der Vorstand hält am Bilanzstichtag im Rahmen des Long-Term Incentive Plan (Beat) 76.405 Stück Performance Shares aus der Tranche 2008, 251.468 Stück Performance Shares aus der Tranche 2009 und 115.564 Stück Performance Shares aus der Tranche 2010. Die Details des Long-Term Incentive Plan werden beim Eigenkapital erläutert

Am 3. September 2010 haben die BlackRock, Inc., New York, USA, die BlackRock Financial Management, Inc., New York, USA, sowie die BlackRock Holdco 2, Inc., Wilmington, Delaware, USA, gemäß § 21 WpHG Folgendes mitgeteilt:

―	Die BlackRock, Inc. hat am 31. August 2010 die Schwelle von 3% der Stimmrechte unterschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 2,75% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.
―	Die BlackRock Financial Management, Inc. hat am 31. August 2010 die Schwelle von 3% der Stimmrechte unterschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 2,59% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.
―	Die BlackRock Holdco 2, Inc., hat am 31. August 2010 die Schwelle von 3 % der Stimmrechte unterschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 2,59% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.

Mit Datum vom 10. September 2010 haben die BlackRock, Inc., New York, USA, die Black-Rock Financial Management, Inc., New York, USA, sowie die BlackRock Holdco 2, Inc., Wilmington, Delaware, USA, gemäß § 21 WpHG Folgendes mitgeteilt:

―	Die BlackRock, Inc. hat am 6. September 2010 die Schwelle von 3% der Stimmrechte überschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 3,69% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.
―	Die BlackRock Financial Management, Inc. hat am 6. September 2010 die Schwelle von 3 % der Stimmrechte überschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 3,52% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.
―	Die BlackRock Holdco 2, Inc. hat am 6. September 2010 die Schwelle von 3% der Stimmrechte überschritten und hielt an diesem Tag einen Stimmrechtsanteil von 3,52% an der RWE AG. Die Stimmrechte werden ihr sämtlich nach § 22 WpHG zugerechnet.

Für die im Geschäftsjahr 2010 erbrachten Dienstleistungen des Abschlussprüfers des Jahresabschlusses, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, sind folgende Honorare als Aufwand erfasst worden:

in Mio. €	2010	2009
Abschlussprüfungsleistungen	0,6	0,8
Andere Bestätigungsleistungen	4,6	4,0
Sonstige Leistungen		0,1
	5,2	4,9

Der Posten Abschlussprüfungsleistungen umfasst die Honorare für die gesetzlich vorgeschriebene Abschlussprüfung des Einzel- und Konzernabschlusses der RWE AG, soweit diese unmittelbar von der RWE AG getragen werden. Honorare für andere Bestätigungsleistungen entfallen in erster Linie auf die prüferische Durchsicht der Konzernzwischenabschlüsse der RWE AG. Darüber hinaus sind hier die Beratung und Prüfung der Umsetzung konzernweiter Bilanzierungsvorgaben und der laufenden oder geplanten Transaktionen und andere Sonderprüfungen enthalten. Ebenso werden hier Honorare für die Prüfung des internen Kontrollsystems, insbesondere für IT-Systeme, sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen und gerichtlichen Vorgaben erfasst.

Die RWE AG hält zum Bilanzstichtag Anteile von mehr als 10% an nachfolgendem Investmentvermögen:

	Buchwert 31.12.10 in Mio. €	Marktwert 31.12.10 in Mio. €	Ausschüttung in Mio. €	Tägliche Rückgabe- möglichkeit	Unterlassene Abschreibungen
Anlageziele
Immobilienfonds	166	166	3	Nein	Nein
Mischfonds	2.588	2.588	97	Ja	Nein

Die Anlageschwerpunkte der Immobilienfonds umfassen ausschliesslich europäische Büro- und Einzelhandelsimmobilien. Die Mischfonds beinhalten im Wesentlichen internationale Aktien- und Rentenfonds. Für die Immobilienfonds sehen die Vertragsbedingungen eine quartalsweise Rückgabemöglichkeit vor.

Gewinnverwendungsvorschlag

Der Bilanzgewinn entwickelte sich wie folgt:

Jahresüberschuss	2.520.741.028,56 €
Gewinnvortrag aus dem Vorjahr	52.782,63 €
Einstellung in die Gewinnrücklagen	653.300.000,00 €
Bilanzgewinn	1.867.493.811,19 €

Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2010 wie folgt zu verwenden:

Ausschüttung einer Dividende von 3,50 € je dividendenberechtigter Stückaktie:

Dividende	1.867.454.844,50 €
Gewinnvortrag	38.966,69 €
Bilanzgewinn	1.867.493.811,19 €

Der Gewinnverwendungsvorschlag berücksichtigt die von der Gesellschaft im Besitz befindlichen nicht dividendenberechtigten eigenen Aktien zum 31. Dezember 2010. Bis zum Zeitpunkt der Hauptversammlung kann sich die Zahl der dividendenberechtigten Aktien vermindern, wenn weitere eigene Aktien erworben werden. Entsprechend kann sich die Zahl der dividendenberechtigten Aktien erhöhen, wenn bis zum Zeitpunkt der Hauptversammlung eigene Aktien veräußert werden. In diesen Fällen wird der Hauptversammlung bei gleichbleibendem Dividendenbetrag je dividendenberechtigter Stückaktie ein angepasster Gewinnverwendungsvorschlag unterbreitet werden, nach dem sich der an die Aktionäre insgesamt auszuschüttende Betrag um den Teilbetrag, der auf die zwischen dem 1. Januar 2011 und dem Zeitpunkt des Gewinnverwendungsbeschlusses hinzuerworbenen eigenen Aktien auszuschütten wäre, vermindert und sich um den Teilbetrag, der auf die zwischen dem 1. Januar 2011 und dem Zeitpunkt des Gewinnverwendungsbeschlusses veräußerten eigenen Aktien auszuschütten ist, erhöht. Der Gewinnvortrag erhöht oder ermäßigt sich um diese Teilbeträge.

Essen, 11. Februar 2011

Der Vorstand

Großmann

Birnbaum

Fitting

Pohlig

Schmitz

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 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, 11. Februar 2011

Der Vorstand

Großmann

Birnbaum

Fitting

Pohlig

Schmitz

ORGANE

Stand: 11. Februar 2011

Aufsichtsrat1

Dr. Manfred Schneider

Leverkusen

Vorsitzender

Geburtsjahr: 1938

Mitglied seit: 10. Dezember 1992

Mandate:

• Bayer AG (Vorsitz)

• Daimler AG

• Linde AG (Vorsitz)

Frank Bsirske2

Berlin

Stellvertretender Vorsitzender

Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft

Geburtsjahr: 1952

Mitglied seit: 9. Januar 2001

Mandate:

• Deutsche Lufthansa AG

• IBM Central Holding GmbH

• Deutsche Postbank AG

- KfW Bankengruppe

Dr. Paul Achleitner

München

Mitglied des Vorstands der Allianz SE

Geburtsjahr: 1956

Mitglied seit: 16. März 2000

Mandate:

• Allianz Global Investors AG

• Bayer AG

• Daimler AG

- Allianz Investment Management SE (Vorsitz)

Werner Bischoff2

Monheim am Rhein

ehem. Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie

Geburtsjahr: 1947

Mitglied seit: 13. April 2006

Mandate:

• Continental AG

• Evonik-Degussa GmbH

• Evonik Industries AG

• RWE Dea AG

• RWE Power AG

- THS TreuHandStelle für Bergmannswohnstätten im rheinisch-westfälischen Steinkohlenbezirk GmbH (Vorsitz)

Carl-Ludwig von Boehm-Bezing

Bad Soden

ehem. Mitglied des Vorstands der Deutsche Bank AG

Geburtsjahr: 1940

Mitglied seit: 11. Dezember 1997

Heinz Büchel2

Trier

Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Deutschland AG

Geburtsjahr: 1956

Mitglied seit: 13. April 2006

Dieter Faust

Eschweiler

Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG

Geburtsjahr: 1958

Mitglied seit: 1. August 2005

Mandate:

• RWE Power AG

Dr. Thomas R. Fischer3

Berlin

Geburtsjahr: 1947

Mitglied bis: 31. Januar 2010

Andreas Henrich2

Mülheim an der Ruhr

Leiter Personalmanagement der RWE Deutschland AG

Geburtsjahr: 1956

Mitglied seit: 1. April 2008

Mandate:

• ELE Emscher Lippe Energie GmbH

• RWE Deutschland AG

Heinz-Eberhard Holl3

Osnabrück

ehem. Oberkreisdirektor des Landkreises Osnabrück

Geburtsjahr: 1940

Mitglied bis: 31. Januar 2010

Mandate:

• Georgsmarienhütte GmbH

• Georgsmarienhütte Holding GmbH

Frithjof Kühn

Siegburg

Landrat Rhein-Sieg-Kreis

Geburtsjahr: 1943

Mitglied seit: 1. Februar 2010

Mandate:

• RW Holding AG (Vorsitz)

- Kreissparkasse Köln

Hans Peter Lafos2

Bergheim

Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung, ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Landesbezirk NRW

Geburtsjahr: 1954

Mitglied seit: 28. Oktober 2009

Mandate:

• GEW Köln AG

• RWE Power AG

• RWE Vertrieb AG

Dr. Gerhard Langemeyer

Dortmund

Oberbürgermeister a.D. der Stadt Dortmund

Geburtsjahr: 1944

Mitglied seit: 4. Januar 2001

Dagmar Mühlenfeld

Mülheim an der Ruhr

Oberbürgermeisterin der Stadt Mülheim an der Ruhr

Geburtsjahr: 1951

Mitglied seit: 4. Januar 2005

Mandate:

- Beteiligungsholding Mülheim an der Ruhr GmbH

- Flughafen Essen/Mülheim GmbH (Vorsitz)

- medl GmbH (Vorsitz)

- Mülheim & Business GmbH (Vorsitz)

- Ruhrbania Projektentwicklungsgesellschaft mbH (Vorsitz)

Dr. Wolfgang Reiniger

Essen

Rechtsanwalt

Geburtsjahr: 1944

Mitglied seit: 4. Januar 2001

Günter Reppien2

Lingen

ehem. Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG

Geburtsjahr: 1951

Mitglied seit: 9. Januar 2001

Mandate:

• RWE Power AG

- Stadtwerke Lingen GmbH

Dagmar Schmeer2

Saarbrücken

Betriebsratsvorsitzende der VSE AG

Geburtsjahr: 1967

Mitglied seit: 9. August 2006

Mandate:

• VSE AG

Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz

Krefeld

Mitglied des Aufsichtsrats der ThyssenKrupp AG

Geburtsjahr: 1941

Mitglied seit: 13. April 2006

Mandate:

• AXA Konzern AG

• Bayer AG

• MAN SE

• ThyssenKrupp Elevator AG (Vorsitz) - bis 21. Januar 2011 -

• ThyssenKrupp Steel Europe AG (Vorsitz) - bis 21. Januar 2011 -

Dr. Wolfgang Schüssel

Wien

Bundeskanzler a.D.

Geburtsjahr: 1945

Mitglied seit: 1. März 2010

Mandate:

- Bertelsmann Stiftung

Uwe Tigges2

Bochum

Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG

Geburtsjahr: 1960

Mitglied seit: 1. Dezember 2003

Mandate:

• RWE Vertrieb AG

Manfred Weber2

Wietze

Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Dea AG

Geburtsjahr: 1947

Mitglied seit: 1. Dezember 2008

Mandate:

• RWE Dea AG

Dr. Dieter Zetsche

Stuttgart

Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG

Geburtsjahr: 1953

Mitglied seit: 16. Juli 2009

• Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten

- Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1 Die Amtszeit aller Mitglieder endet zum Ablauf der Hauptversammlung am 20. April 2011.

2 Vertreter der Arbeitnehmer

3 Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens.

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Präsidium des Aufsichtsrats

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)

Frank Bsirske

Dr. Paul Achleitner

Heinz Büchel

Dieter Faust

Dagmar Mühlenfeld

Dagmar Schmeer

Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz

Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)

Frank Bsirske

Werner Bischoff

Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz

Personalausschuss

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)

Frank Bsirske

Dr. Paul Achleitner

Heinz-Eberhard Holl - bis 31. Januar 2010 -

Frithjof Kühn - seit 1. Februar 2010 -

Günter Reppien

Uwe Tigges

Prüfungsausschuss

Carl-Ludwig von Boehm-Bezing (Vorsitz)

Werner Bischoff

Dr. Gerhard Langemeyer

Günter Reppien

Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz

Uwe Tigges

Nominierungsausschuss

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)

Dr. Paul Achleitner

Heinz-Eberhard Holl - bis 31. Januar 2010 -

Frithjof Kühn - seit 1. Februar 2010 -

Vorstand

Dr. Jürgen Großmann

Vorsitzender des Vorstands der RWE AG, bestellt bis zum 30. September 2012

Geboren 1952 in Mülheim an der Ruhr, Studium der Eisenhüttenkunde und der Wirtschaftswissenschaften, Promotion in Hüttenwesen, von 1980 bis 1993 im Klöckner-Konzern, zuletzt als Mitglied des Vorstands der Klöckner-Werke AG, 1993 Erwerb der Georgsmarienhütte, von 1993 bis 2006 Gesellschafter und Geschäftsführer der Georgsmarienhütte Holding GmbH, Eintritt in die RWE AG als Vorsitzender des Vorstands zum 1. Oktober 2007.

Konzernressorts: Public Affairs/Energiepolitik, Compliance/Vorstandsbüro, Kommunikation, Führungskräftemanagement und Revision.

Mandate:

• BATIG Gesellschaft für Beteiligungen mbH

• British American Tobacco (Industrie) GmbH

• British American Tobacco (Germany) GmbH

• Deutsche Bahn AG

• SURTECO SE (Vorsitz)

• Volkswagen AG

- Hanover Acceptances Limited

Dr. Leonhard Birnbaum

Mitglied des Vorstands der RWE AG, bestellt bis zum 30. September 2013

Geboren 1967 in Ludwigshafen am Rhein, promovierter Chemieingenieur, von 1996 bis 2008 bei McKinsey & Company Inc., 2000 zum Partner und 2006 zum Senior Partner ernannt, zuletzt als Mitglied des globalen Führungsteams des Energiebereichs tätig, Eintritt in die RWE AG als Leiter des Bereichs Konzernstrategie und Business Development zum 7. April 2008, Mitglied des Vorstands seit 1. Oktober 2008, von Januar 2009 bis September 2010 Chief Strategy Officer, seit 1. Oktober 2010 Vorstand Kommerzielle Steuerung der RWE AG.

Konzernressorts: Commodity-Management, Strategie, Mergers & Acquisitions und Forschung & Entwicklung.

Mandate:

• RWE Dea AG (Vorsitz)

• RWE Supply & Trading GmbH

- RWE Turkey Holding A.S.

Alwin Fitting

Mitglied des Vorstands der RWE AG, bestellt bis zum 31. März 2013

Geboren 1953 in Westhofen (Rheinhessen), seit 1974 im RWE-Konzern, Ausbildung zum Elektromeister, Oktober 2000 bis Juli 2005 Mitglied des Vorstands und Arbeitsdirektor der RWE Power AG, seit August 2005 Mitglied des Vorstands und Arbeitsdirektor der RWE AG.

Konzernressorts: Sicherheit, Personalmanagement & Arbeitsrecht, Diversity Office und Corporate Responsibility/Umweltschutz.

Mandate:

• Amprion GmbH

• RWE IT GmbH (Vorsitz)

• RWE Pensionsfonds AG

• RWE Service GmbH (Vorsitz)

Dr. Ulrich Jobs1

Mitglied des Vorstands der RWE AG, bis zum 30. September 2010

Geboren 1953 in Herne, Diplom als Ingenieurwissenschaftler und Promotion in Bergbau/Bergtechnik, seit 1977 im RWEKonzern, seit April 2007 Mitglied des Vorstands der RWE AG, Mai 2007 bis Februar 2008 zusätzlich Vorstandsvorsitzender der RWE Power AG, von April 2008 bis April 2009 Chief Operating Officer der RWE AG, von Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung International der RWE AG.

Mandate:

• Deutsche Steinkohle Aktiengesellschaft

• RAG AG

• RWE Dea AG (Vorsitz)

- ELMÜ Nyrt. (Vorsitz)

- EMASZ Nyrt. (Vorsitz)

- Essent N.V.

- Mátrai Kraftwerk G.AG (Vorsitz)

- NET4GAS, s.r.o.

- RWE Npower Holdings plc (Chairman)

- RWE Polska Spólka Akcyina (Vorsitz)

- RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz)

- RWE Transgas, a.s. (Vorsitz)

- RWE Turkey Holding A.S.

- Východoslovenská energetika, a.s.

Dr. Rolf Pohlig

Mitglied des Vorstands der RWE AG, bestellt bis zum 31. Dezember 2011

Geboren 1952 in Solingen, promovierter Wirtschaftswissenschaftler, 1993 bis 2000 Generalbevollmächtigter Finanz- und Rechnungswesen der VEBA AG, 2000 bis 2006 Generalbevollmächtigter Mergers & Acquisitions der E.ON AG, seit Januar 2007 Mitglied des Vorstands und seit Mai 2007 Finanzvorstand der RWE AG.

Konzernressorts: Controlling/Organisationseffizienz, Finanzen, Investor Relations, Recht/Organangelegenheiten, Rechnungswesen und Steuern.

Mandate:

• RWE Dea AG

• RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz)

• RWE Power AG

• RWE Deutschland AG

- Essent N.V.

- RWE Transgas, a.s.

Dr. Rolf Martin Schmitz

Mitglied des Vorstands der RWE AG, bestellt bis zum 30. April 2014

Geboren 1957 in Mönchengladbach, promovierter Maschinenbauingenieur, von 1988 bis 1998 bei der VEBA AG u.a. zuständig für Konzernentwicklung und Wirtschaftspolitik, 1998 bis 2001 Vorstand der rhenag Rheinische Energie AG, 2000 bis 2004 Vorstand der Thüga AG, 2004 bis 2005 Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Kraftwerke GmbH, 2006 bis 2009 Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG und Geschäftsführer der Stadtwerke Köln, von Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, seit 1. Oktober 2010 Vorstand Operative Steuerung der RWE AG.

Konzernressorts: Beteiligungsmanagement, Kommunen und Koordination Erzeugung/Netz/Vertrieb.

Mandate:

• envia Mitteldeutsche Energie AG

• Lechwerke AG (Vorsitz)

• RWE Power AG (Vorsitz)

• RWE Deutschland AG (Vorsitz)

• Süwag Energie AG (Vorsitz)

- Essent N.V.

- KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG

- RWE Transgas, a.s.

- RWE Turkey Holding A.S.

• Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten

- Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1 Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens.

Anlage (A): Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 a I) HGB zum 31.12.2010

Lfd.	Gesellschaftsname	Beteiligungsanteil		Eigenkapital	Ergebnis
Nr.		direkt	gesamt	T €	T €
---	---	---	---	---	---	---
Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
1	A/V/E GmbH, Halle (Saale)		76	2.163	616
	Agrupació Energías Renovables, S.A.U. - Gruppe/Spanien			293.897	287	2)
2	Agrupació Energías Renovables, S.A.U., Barcelona/Spanien		100
3	Danta de Energías, S.A., Barcelona/Spanien		99
4	Explotaciones Eólicas de Muel, S.L., Barcelona/Spanien		95
5	Explotaciones Eólicas Los Labrados, S.L., Barcelona/Spanien		95
6	Explotaciones Eólicas Plana de la Balsa, S.L., Barcelona/Spanien		95
7	Explotaciones Eólicas Plana de Zaragoza, S.L., Barcelona/Spanien		100
8	General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien		100
9	Hidroeléctrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien		60
10	Prodenergías-2, S.L., Barcelona/Spanien		90
11	Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande		100	176.014	12.396
12	Amergas B.V., Geertruidenberg/Niederlande		100	5.214	-170
13	Amprion GmbH, Dortmund	100	100	613.025	118.527
14	An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
15	Andromeda Wind S.r.l., Rom/Italien		51	356	-119
16	Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg		53	36.328	3.065
17	B E B Bio Energie Baden GmbH, Kehl		51	33.623	1.496
18	Bayerische Bergbahnen Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen		100	20.291	1.002
19	Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, Augsburg		100	23.008		1)
20	Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen		62	86.870	8.509
21	BC-Therm Energiatermelõ és Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn		100	4.145	610
22	BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen	100	100	4.317.944		1)
23	Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	547	457
24	Biogas Rheinland GmbH, Essen		100	1.317		1)
25	Biomasse Sicilia S.p.A., Enna/Italien		100	-440	-1.246
26	BPR Energie Geschäftsbesorgung GmbH, Essen		100	17.247	27
27	Bristol Channel Zone Limited, Swindon/Großbritannien		100	-306	-307
28	BTB Netz GmbH, Berlin		100	25		1)
29	BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin		100	18.122		1)
30	Budapesti Elektromos Müvek Nyrt., Budapest/Ungarn		55	929.519	27.068
31	Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
32	Carl Scholl GmbH, Köln		100	1.423	131
33	Carsphairn Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien		100	1	0
34	Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg		100	13.452	3.836
35	Central de Biomasa Lebrija, S.L.U., Alcobendas/Spanien		100	-116	-119
36	Channel Energy Limited, Swindon/Großbritannien		100	-120	-20
37	Danij Wind B.V., Ens / Gemeente Noordoostpolder/Niederlande		100	-10	-2
38	Delta Gasservice B.V., Middelburg/Niederlande		100	-979	6
39	Dorcogen B.V., 's Hertogenbosch/Niederlande		100	3.522	-142
40	E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Duisburg		100	18.006	3.069
41	EDON Warmte/kracht Emmen B.V., Zwolle/Niederlande		100	-741	-75
42	Eemspolder L.P. B.V., Groningen/Niederlande		100	0	0
43	ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen		100	25	-1.109
44	Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas		100	23.876	2.240
45	Electricity Plus Supply Ltd., Oak House/Großbritannien		100	8.067	13.472
46	Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech		100	6.364	-1.349
47	Elektrocieplownia Bedzin S.A., Katowice/Polen		70	19.323	3.065
48	ELES BV, Arnhem/Niederlande		100	79.777	-24.574
49	ELMÛ Hálózati Elosztó Kft., Budapest/Ungarn		100	977.568	37.201
50	ELMÛ-ÉMÁSZ Hálózati Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn		100	2.288	874
51	ELMÛ-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Ungarn		100	1.716	478
52	ÉMÁSZ Hálózati Kft., Budapest/Ungarn		100	318.160	14.027
53	Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen		79	77.955	23.301
54	Energie Direct B.V., Waalre/Niederlande		100	-25.789	-4.167
	Energies France S.A.S. - Gruppe/Frankreich			32.657	-636	2)
55	Angerville Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
56	Bourg Dun Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
57	Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich		100
58	Chauve Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
59	Energies Bocage S.A.S., Paris/Frankreich		100
60	Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich		100
61	Energies des Forières S.A.S., Paris/Frankreich		100
62	Energies des Hauts Traits S.A.S., Paris/Frankreich		100
63	Energies des Longs Champs S.A.S., Paris/Frankreich		100
64	Energies du Petit Caux S.A.S., Paris/Frankreich		100
65	Energies France S.A.S., Paris/Frankreich		100
66	Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich		100
67	Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich		100
68	Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich		100
69	Energies VAR 2 S.A.S., Paris/Frankreich		100
70	Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich		100
71	LAM Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
72	Nort Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
73	RWE Innogy Dévéloppement France S.A.S., Paris/Frankreich		100
74	SAS Île de France S.A.S., Paris/Frankreich		100
75	Usson Energies S.A.S., Paris/Frankreich		100
76	Energis GmbH, Saarbrücken		64	140.934	26.867
77	energis-Beteiligungsgesellschaft mbH, Saarbrücken		100	48.253		1)
78	energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken		100	25		1)
79	Energy Direct Limited, Swindon/Großbritannien		100	290.302	5.290
80	Energy Direct Supply Limited, Swindon/Großbritannien		100	257.286	1
81	Enerservice Maastricht B.V., Maastricht/Niederlande		100	-94.401	-698
82	envia AQUA GmbH, Chemnitz		100	510		1)
83	envia INFRA GmbH, Bitterfeld-Wolfen		100	18.546	6.888
84	envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz	1	59	1.200.692	276.468
85	envia Netzservice GmbH, Kabelsketal		100	4.046		1)
86	envia SERVICE GmbH, Cottbus		100	1.335	335
87	envia TEL GmbH, Markkleeberg		100	8.610	1.627
88	envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen		100	62.844		1)
89	envia Verteilnetz GmbH, Halle (Saale)		100	24		1)
90	enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen		100	175.673	31.659
91	enviaM Beteiligungsmanagement GmbH, Chemnitz		100	28.431		1)
92	Epe Gasspeicher Verwaltungs GmbH, Düsseldorf		100	22	-4
93	eprimo GmbH, Neu-Isenburg		100	4.600		1)
94	Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien		100	143	-13.068
95	Essent Corner Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	40.913	2.188
96	Essent Energie Belgie N.V., Antwerpen/Belgien		100	9.036	650
97	Essent Energie Gastransport GmbH, Düsseldorf		100	3.851		1)
98	Essent Energie Productie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	599.732	-16.118
99	Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's Hertogenbosch/ Niederlande		100	82.757	24.135
100	Essent energy Gas Storage B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	1.149	684
101	Essent Energy Generation B.V., Arnhem/Niederlande		100	9.270	-378
102	Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande		100	137	14
103	Essent Energy LNG Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-47	23
104	Essent Energy Systemen B.V., Arnhem/Niederlande		100	1.845	0
105	Essent Energy Systems Noord B.V., Zwolle/Niederlande		100	4.128	62
106	Essent Energy Trading Czech Republic SRO, Prag/Tschechische Rep.		100	47	-1
107	Essent Energy Trading Germany GmbH i.L., Düsseldorf		100	355	-104
108	Essent Energy Trading Poland ZOO, Warschau/Polen		100	50	3
109	Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande		100	-177.677	-3.593
110	Essent LNG Maasvlakte Participations B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande		100	-494	0
111	Essent Meetdatabedrijf B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-5.814	0
112	Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	3.113.436	-16.888
113	Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande		100	4.361.349	37.001
114	Essent New Energy B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-4.882	-2.160
115	Essent Participants Holding B.V., Arnhem/Niederlande		100	1.560.381	-408
116	Essent Peelland B.V., Arnhem/Niederlande		100	121.614	-246
117	Essent Personeel Service B.V., Arnhem/Niederlande		100	5.338	626
118	Essent Productie Geleen B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-3.004	1.289
119	Essent Projects B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-19.987	-2.077
120	Essent Re Ltd., Dublin/Irland		100	14.841	-3.131
121	Essent Retail Bedrijven B.V., Arnhem/Niederlande		100	-375.259	-6.220
122	Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	65.552	50.552
123	Essent Shared Service Center B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	18.848	537
124	Essent Support Group B.V., Arnhem/Niederlande		100	-25.008	-157
125	Essent Wind Bartelsdorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover		100	25		1)
126	Essent Wind Kaskasi Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH, Hannover		100	25		1)
127	Essent Wind Nordsee Ost Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH, Helgoland		100	256		1)
128	Essent Wind Windparkverwaltungsgesellschaft mbH, Hannover		100	25		1)
129	Essent Zuid B.V., Waalre/Niederlande		100	106.027	-17
130	Észak-magyarországi Áramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn		54	327.131	19.928
131	EuroSkyPark GmbH, Illingen		51	78	24
132	EWK Nederland B.V., Groningen/Niederlande		100	-275	391
133	EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg		54	39.539	13.586
134	EZN Swentibold B.V., Geleen/Niederlande		100	20.315	1.130
135	FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken		63	13.301	1.213
136	Fri-El Anzi Holding S.r.l., Bozen/Italien		51	2.387	-77
137	Fri-El Anzi S.r.l., Bozen/Italien		100	59	-39
138	Fri-El Guardionara Holding S.r.l., Bozen/Italien		51	11.543	-14
139	Fri-El Guardionara S.r.l., Bozen/Italien		100	21.797	-80
140	Frijling Milieu Technologie (FMT) B.V., Waddinxveen/Niederlande		100	23	-35
141	Gas Plus Supply Ltd., Oak House/Großbritannien		100	-61.056	747
142	Gasedon Emmen V.O.F., Emmen/Niederlande		100	23.377	1.640
143	Gasgestookte Warmte/Kracht Emmen B.V., Amsterdam/Niederlande		100	-266	-188
144	GBE - Gocher Bioenergie GmbH, Goch		80	606	-274
145	GBV Dreizehnte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH & Co. KG, Essen	94	94	-17.490	-776
146	GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100	3.876		1)
147	GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen		100	100		1)
148	Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A OHG der Evonik Steag GmbH und der RWE Power AG, Bergkamen		51	16.337	1.453
149	Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm GmbH & Co. KG, Essen		77	50.193	-96.807
150	GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund		100	57.337	-40.186
151	GISA GmbH, Halle (Saale)		75	7.332	1.732
152	Great Yarmouth Power Ltd., Swindon/Großbritannien		100	115.040	0
153	Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen		51	39.476	25
154	Hameldon Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
155	Hanze Essent N.V., Zwolle/Niederlande		100	244.837	0
156	Hanze Re-use N.V., Rotterdam/Niederlande Hortimax-Gruppe/Niederlande		100	-1.378	-512	2)
157	Hortimax B.V., Pijnacker/Niederlande		100
158	Hortimax BVBA, Mechelen/Belgien		100
159	Hortimax Growing Solutions SL, Almeria/Spanien		100
160	Hortimax Holding B.V., Pijnacker/Niederlande		100
161	Hortimax Ltd.,York /Großbritannien		100
162	Hortimax SARL, Saint Brevin/Frankreich		100
163	Hortimax-Beeckman N.V., Boom/Belgien		100
164	Montera Techniek B.V., Pijnacker/Niederlande		100
165	ICS adminservice GmbH, Leuna		100	566	73
166	Industriepark LH Verteilnetz GmbH, Chemnitz		100	100		1)
167	Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mbH, Hannover		100	25		1)
168	Innogy Nordsee 1 GmbH, Bunderhee		100	10.330	-970
169	Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Essen		100	40.543	-5.200
170	Innogy Venture Capital GmbH, Essen		100	25		1)
	INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. -Gruppe/Portugal			11.903	3.075	2)
171	INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participações Sociais, Lda., São João do Estoril/Portugal		100
172	LUSITERG - Gestão e Produção Energética, Lda., São João do Estoril/Portugal		74
173	Jihomoravská plynárenská, a.s., Brno/Tschechische Rep.		50	328.653	74.793
174	JMP Net, s.r.o., Brno/Tschechische Rep.		100	433.148	49.806
175	KA Contracting CR s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	17.871	2.039
176	Kazinc-Therm Fütöerömü Kft., Kazincbarcika/Ungarn		100	2.927	1.011
177	Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen		75	84.184	8.343
178	Kernkraftwerk Lingen GmbH, Lingen (Ems)		100	20.034		1)
179	Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH, Lingen (Ems)		99	432.269		1)
180	KEVAG Verteilnetz GmbH, Koblenz		100	25		1)
181	Kirkby Moor Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	2.068	0
182	KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mbH, Essen		100	696.225		1)
183	Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	2.151	968
184	Koblenzer Elektrizitätswerk und Verkehrs-Aktiengesellschaft, Koblenz		58	78.542	15.273
185	Koblenzer Verkehrs-Service GmbH, Koblenz		100	1.407		1)
186	Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der E.ON Kernkraft GmbH, Lingen (Ems)		88	144.407	8.534
187	KUP Berlin Brandenburg GmbH, Berlin		100	1.424	-359
188	KUP Nordrhein-Westfalen GmbH, Dortmund		100	501	-86
189	Lechwerke AG, Augsburg		90	385.369	70.903
190	LEW Anlagenverwaltung GmbH, Gundremmingen		100	203.353	14.482
191	LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen		100	199.356	9.480
192	LEW Netzservice GmbH, Augsburg		100	87		1)
193	LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg		100	1.217		1)
194	LEW TelNet GmbH, Neusäß		100	5.616	4.259
195	LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg		100	4.816		1)
196	Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	3.014	3.506
197	Magyar Áramszolgáltató Kft., Budapest/Ungarn		100	39.191	37.780
198	Mátrai Erömü Zárttórüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn		51	309.034	71.715
199	MEWO Wohnungswirtschaft GmbH & Co. KG, Halle (Saale)		100	9.486	537
200	MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale)		75	134.041	40.255
201	MITGAS Verteilnetz GmbH, Kabelsketal		100	25		1)
202	Mittlere Donau Kraftwerke AG, München		40	5.113	0
203	N.V. Provinciale Noordbrabantse Energie Maatschappij (PNEM), 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	102.860	847
204	Naturstrom Rheinland-Pfalz GmbH, Koblenz		100	697	117
205	NET4GAS, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	2.119.563	198.936
206	Novar Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien		100	0	0
207	Npower Cogen (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien		100	15.508	5.471
208	Npower Cogen Energy Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
209	Npower Cogen Ireland Limited, Dublin/Irland		100	0	0
210	Npower Cogen Limited, Swindon/Großbritannien		100	189.884	37.688
211	Npower Cogen Trading Limited, Swindon/Großbritannien		100	-8.231	334
212	Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien		100	-27.519	3.915
213	NPower Direct Ltd, Swindon/Großbritannien		100	79.978	45.583
214	Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien		100	-20.192	-686
215	Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien		100	-338.830	-66.386
216	Npower Limited, Swindon/Großbritannien		100	-255.836	-26.064
217	Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien		100	-182.340	-190.257
218	Npower Renewables and Consolidation Services Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
219	Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien		100	-748.431	-48.747
220	Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
221	NRW Pellets GmbH, Erndtebrück		90	13.821	-204
222	Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien		100	3.756	-141
223	OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein		100	76.995		1)
224	Oval (2205) Ltd, Swindon/Großbritannien		100	-5.730	-5.610
225	Ózdi Erõmû Távhõtermelõ és Szolgáltató Kft., Kazincbarcika/Ungarn		100	2.001	451
226	Park Wiatrowy Suwalki Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	2.801	-1.086
227	Park Wiatrowy Tychowo Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	2.895	68
228	Plus Shipping Services Ltd., Oak House/Großbritannien		100	9.909	3.408
229	Powerhouse B.V., Almere/Niederlande		100	10.521	5.289
230	Projecta 10 GmbH, Saarbrücken		100	54.303		1)
231	Projecta 13 GmbH, Saarbrücken		100	58		1)
232	Projecta 9 - Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken		100	84		1)
233	RE GmbH, Köln		100	12.776	314
234	Recuperación y Tratamiento de Biomasa Trabisa, S.L., Requena/Spanien		84	974	-746
235	Regenesys Group Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
236	Regenesys Holdings Limited, Swindon/Großbritannien		100	-1.927	-51
237	Regenesys Technologies Ltd., Swindon/Großbritannien		100	706	-5
238	regionetz GmbH, Düren		100	64	1
239	Restabwicklung SNR 300 GmbH, Essen		100	4.470	-154
240	Rheinbraun Benelux N.V., Lokeren/Belgien		100	9.249	660
241	Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln		100	63.316		1)
242	Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim		100	9.236		1)
243	Rheinische Epe Gasspeicher GmbH&Co KG, Köln		100	30.650	-21.343
244	Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen		77	30.421	1.757
245	rhenag Beteiligungs GmbH, Köln		100	25		1)
246	rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln		67	272.158	158.093
247	Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta		100	46.635	1.417
248	Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	-5.726	-2.011
249	RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Norderfriedrichskoog	51	100	350.274	21.687
250	RSB LOGISTIC GMBH, Köln		100	19.304		1)
251	RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln		100	59.162	22.468
252	RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei		70	130.309	-1.024
253	RWE Aktiengesellschaft, Essen			8.146.208	2.520.741
254	RWE Aqua GmbH, Berlin		100	233.106		1)
255	RWE Aqua Holdings GmbH, Essen	100	100	500.950		1)
256	RWE Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	3.709.689	-112.679
257	RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen	100	100	7.820.490		1)
258	RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen	100	100	435.420		1)
259	RWE Consulting GmbH, Essen		100	2.236		1)
260	RWE Dea AG, Hamburg		100	1.407.378		1)
261	RWE Dea Cyrenaica GmbH, Hamburg		100	26		1)
262	RWE Dea E & P GmbH, Hamburg		100	32.930		1)
263	RWE Dea Idku GmbH, Hamburg		100	78.772		1)
264	RWE Dea International GmbH, Hamburg		100	290.741		1)
265	RWE Dea Nile GmbH, Hamburg		100	581		1)
266	RWE Dea Norge AS, Oslo/Norwegen		100	160.130	36.336
267	RWE Dea North Africa/Middle East GmbH, Hamburg		100	130.025		1)
268	RWE Dea Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	72	11.779
269	RWE Dea Suez GmbH, Hamburg		100	87.226		1)
270	RWE Dea Trinidad & Tobago GmbH, Hamburg		100	25		1)
271	RWE Dea UK Holdings Limited, Aberdeen/Großbritannien		100	319.512	18.475
272	RWE Dea UK SNS Limited, London/Großbritannien		100	185.325	22.734
273	RWE Deutschland Aktiengesellschaft, Essen	12	100	504.974		1)
274	RWE Distribuèní služby, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	11.876	8.516
275	RWE Eemshaven Holding B.V., Arnhem/Niederlande		100	20	0
276	RWE Effizienz GmbH, Dortmund		100	25		1)
277	RWE Energie, a.s., Ústi nad Labem/Tschechische Rep.		100	381.092	119.851
278	RWE Energiedienstleistungen GmbH, Dortmund		100	15.363		1)
279	RWE Energy Beteiligungsverwaltung Luxemburg S.A.R.L., Luxemburg/Luxemburg		100	86.295	15.898
280	RWE Energy Nederland N.V., Hoofddorp/Niederlande		100	50.330	12.984
281	RWE Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	100	9.749	2.441
282	RWE Gas International B.V., Hoofddorp/Niederlande	100	100	4.389.763	775.287
283	RWE Gas Slovensko, s.r.o., Kosice/Slowakei		100	7.577	0
284	RWE Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	600.468	53.112
285	RWE GasNet, s.r.o., Usti nad Labem/Tschechische Rep.		100	581.831	87.885
286	RWE Gasspeicher GmbH, Dortmund	100	100	115.426		1)
287	RWE Hungária Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn		100	7.304	-111
288	RWE Innogy (UK) Ltd., Swindon/Großbritannien		100	849.404	-9.587
289	RWE Innogy Benelux B.V., Hoofddorp/Niederlande		100	499	-3.019
290	RWE Innogy Cogen GmbH, Dortmund	5	100	54.813		1)
291	RWE Innogy GmbH, Essen	100	100	514.582		1)
292	RWE Innogy Iberia Biomasa S.L.U., Alcobendas/Spanien		100	3.788	277
293	RWE Innogy Italia S.p.A., Bozen/Italien		100	41.879	-8.796
294	RWE Innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode		100	25	-8
295	RWE Innogy Nordost Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Marienfließ		100	25		1)
296	RWE Innogy Nordwest Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sassnitz		100	25		1)
297	RWE Innogy Windpower Hannover GmbH, Hannover		100	93.480		1)
298	RWE Innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande		100	4.870	-1.508
299	RWE Interní služby, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	7.871	4.444
300	RWE IT Czech s.r.o., Brno/Tschechische Rep.	1	100	6.948	-265
301	RWE IT GmbH, Essen	100	100	22.724		1)
302	RWE IT MAGYARORSZÄG Kft., Budapest/Ungarn		100	197	787
303	RWE IT Poland Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	1.846	1
304	RWE IT Slovakia s.r.o., Kosice/Slowakei	15	100	3.218	3.177
305	RWE IT UK Ltd., Swindon/Großbritannien		100	19.400	-1.908
306	RWE KAC Dezentrale Energien GmbH & Co. KG, Dortmund		100	9.417	1.234
307	RWE Key Account CZ, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	4.229	2.554
308	RWE Kundenservice GmbH, Bochum		100	25		1)
309	RWE Npower Holdings plc, Swindon/Großbritannien	0	100	1.963.834	70.128
310	RWE Npower plc., Swindon/Großbritannien		100	1.678.511	16.363
311	RWE Npower Renewables (Markinch) Limited, Swindon/ Großbritannien		100	0	0
312	RWE Npower Renewables (NEWCO)1 Limited, Swindon/Großbritannien		100	-422	-424
313	RWE Npower Renewables (NEWCO)2 Limited, Swindon/Großbritannien		100	-422	-424
314	RWE Npower Renewables (NEWCO)3 Limited, Swindon/Großbritannien		100	-422	-424
315	RWE Npower Renewables (NEWCO)4 Limited, Swindon/Großbritannien		100	-1.265	-1.272
316	RWE Npower Renewables (Stallingborough) Limited, Swindon/Großbritannien		100	-4.906	-259
317	RWE Npower Renewables Limited, Swindon/Großbritannien		100	452.547	-24.662
318	RWE Offshore Logistics Company GmbH, Essen		100	49.524	-1
319	RWE Offshore Wind Nederland B.V., Hoofddorp/Niederlande		100	485	-1.672
320	RWE Plynoprojekt, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	6.520	486
321	RWE Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	2.446	362
322	RWE Polska S.A., Warschau/Polen		100	522.916	42.293
323	RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen	100	100	3.476.964		1)
324	RWE Power Erste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen		100	630.300		1)
325	RWE Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	57.594	2.300
326	RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen		100	57.840		1)
327	RWE Rhein-Ruhr Netzservice GmbH, Siegen		100	25		1)
328	RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH, Wesel		100	25		1)
329	RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen		100	286.356		1)
330	RWE Seabreeze I GmbH & Co. KG, Essen		100	26.724	0
331	RWE Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen		100	26.724	0
332	RWE Service GmbH, Dortmund	100	100	248.451		1)
333	RWE Solutions Aktiengesellschaft, Karlstein	100	100	186.856		1)
334	RWE Solutions Ireland Ltd, Dublin/Ireland/Irland		100	8.420	1.172
335	RWE Solutions UK Ltd, London/Großbritannien		100	25.734	-197.534
336	RWE Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	670.597	9.165
337	RWE Supply & Trading GmbH, Essen	100	100	426.294		1)
338	RWE Supply & Trading Hungary Karlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn		100	402	-12
339	RWE Supply & Trading Iberia S.L., Madrid/Spanien		100	4.277	-258
340	RWE Supply & Trading Italy S.r.l., Rom/Italien		100	667	102
341	RWE Supply & Trading Netherlands B.V., Eindhoven/Niederlande		100	1.870.231	-57.561
342	RWE Supply & Trading Nordic AS, Oslo/Norwegen		100	195	-140
343	RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien		100	182.995	-4.786
344	RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz		100	373.941	-43.874
345	RWE Systems Development GmbH & Co. KG, Dortmund		100	23	-1.598
346	RWE Technology GmbH, Essen		100	25		1)
347	RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien		100	282	283
348	RWE Transgas, a.s., Prag/Tschechische Rep.		100	3.070.682	-192.336
349	RWE Turkey Holding A.S., Istanbul/Türkei	100	100	78.796	-24
350	RWE Vertrieb Aktiengesellschaft, Dortmund		100	11.002		1)
351	RWE Westfalen-Weser-Ems Netzservice GmbH, Dortmund		100	25		1)
352	RWE Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH, Recklinghausen		100	25		1)
353	RWE Zákaznické služby, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.		100	3.414	2.951
354	RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr		80	75.730	10.267
355	Saarwasserkraftwerke GmbH, Essen		100	14.368		1)
356	Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien		100	15.168	0
357	Scaris Investment Limited, Sliema/Malta	100	100	4.691.317	95.298
358	Scaris Limited, Sliema/Malta		100	4.724.337	64.572
359	Schwäbische Entsorgungsgesellschaft mbH, Gundremmingen		100	17.632	811
360	Severomoravská plynárenská, a.s., Ostrava/Tschechische Rep.		68	230.836	66.608
361	Sinergy Energiaszolgáltató, Beruházó és Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn		100	25.802	4.178
362	SMP Net, s.r.o., Ostrava/Tschechische Rep.		100	291.307	46.688
363	Speicher Breitbrunn/Eggstätt RWE Dea & Mobil, Hamburg		80		19.462
364	Speicherbecken Geeste OHG der RWE Power AG und der E.ON Kernkraft GmbH, Geeste		94	26	3
365	SPER S.p.A., Rom/Italien		51	-208	-1.093
366	SPM Sales Portfolio Management BV, Arnhem/Niederlande		100	100	205.381
367	SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen		90	6.103	-92
368	Stadtwärme Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort		100	2.970	1.879
369	Stadtwerke Düren GmbH, Düren		75	23.345	2.614
370	Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort		51	14.209	4.219
371	Superior Plumbing Installations Group Limited , Swindon/Großbritannien		100	39	1.594
372	Superior Plumbing Installations Holdings Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
373	Superior Plumbing Installations Limited, Swindon/Großbritannien		100	5.303	-636
374	Süwag Beteiligungs GmbH, Frankfurt/Main		100	4.425		1)
375	Süwag Energie AG, Frankfurt/Main		78	347.675	82.300
376	Süwag Kundenservice GmbH, Frankfurt/Main		100	180		1)
377	Süwag Netz GmbH, Frankfurt/Main		100	961		1)
378	Süwag Netzservice GmbH, Frankfurt/Main		100	28		1)
379	Süwag Wasser GmbH, Frankfurt/Main		100	318		1)
380	Taff-Ely Wind Farm Project Limited, Swindon/Großbritannien		100	102	-1
381	The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	114	81
382	Thyssengas GmbH, Dortmund		100	65.730	-45.995
383	Tisza-Therm Fûtõerõmû Kft., Tiszaújváros/Ungarn		100	1.798	466
384	Tisza-WTP Vízelõkészítõ és Szolgáltató Kft., Tiszaújváros/Ungarn		100	2.122	341
385	Transpower Limited (Republic of Ireland), Dublin/Irland		100	2.647	595
386	Triton Knoll Offshore Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien		100	7.087	-5.156
387	Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach		75	4.055	411
388	Uniti Limited, Swindon/Großbritannien		100	2.527.698	84.962
389	VCP Net, s.r.o., Hradec Kralove/Tschechische Rep.		100	217.374	27.253
390	Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande		89	21.536	1.490
391	VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken		69	159.255	28.766
392	VSE Net GmbH, Saarbrücken		100	11.997	-107
393	VSE NET IP GmbH, Saarbrücken		100	2.186	1.106
394	VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken		100	25		1)
395	VSW Netz GmbH, Crimmitschau		100	199	-55
396	VSW Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein		96	26.666	2.024
397	Východoceská plynárenská, a.s., Hradec Kralove/Tschechische Rep.		67	152.041	40.776
398	Wendelsteinbahn GmbH, Brannenburg		100	2.091	168
399	Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg		100	25	-93
400	Westland Energie Services B.V., Poeldijk/Niederlande		100	19.988	2.440
401	Windpark Westereems B.V., Zwolle/Niederlande		100	6.476	192
402	WINKRA Barbecke Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lengede		100	25		1)
403	WINKRA Dransfeld Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Dransfeld		100	25		1)
404	WINKRA Eicklingen Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Eicklingen		100	25		1)
405	WINKRA Eystrup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hassel		100	25		1)
406	WINKRA Friedrichsgabekoog Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Friedrichsgabekoog		100	26		1)
407	WINKRA Gethsemane Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Philippsthal		100	26		1)
408	WINKRA Grömitz Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Grömitz		100	26		1)
409	WINKRA Halle Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Halle		100	25		1)
410	WINKRA Helmstedt Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Grasleben		100	25		1)
411	WINKRA Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hörup		100	26		1)
412	WINKRA Krokhorst Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Schwanewede		100	25		1)
413	WINKRA Krusemark 5 Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lindtorf		100	25		1)
414	WINKRA Krusemark 6 Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lindtorf		100	25		1)
415	WINKRA Krusemark 7 Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lindtorf		100	25		1)
416	WINKRA Krusemark 8 Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lindtorf		100	25		1)
417	WINKRA Krusemark Windparkbetriebsgesellschaft mbH, HohenbergKrusemark		100	26		1)
418	WINKRA Lasbek Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lasbek		100	25		1)
419	WINKRA Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten		100	25		1)
420	WINKRA Lesse Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Salzgitter		100	25		1)
421	WINKRA Lichtenau Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Lichtenau		100	26		1)
422	WINKRA Malterhausen Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Malterhausen		100	26		1)
423	WINKRA Messingen Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Messingen		100	25		1)
424	WINKRA Oedelum Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Schellerten		100	25		1)
425	WINKRA Ottersberg Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Ottersberg		100	25		1)
426	WINKRA Regesbostel Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Regesbostel		100	25		1)
427	WINKRA Rethen Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Vordorf		100	25		1)
428	WINKRA Riepsdorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Riepsdorf		100	26		1)
429	WINKRA Schneverdingen Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Schneverdingen		100	25		1)
430	WINKRA Seedorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Seedorf		100	25		1)
431	WINKRA Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sommerland		100	26		1)
432	WINKRA Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich		100	26		1)
433	WINKRA Welver Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Welver		100	25		1)
434	WINKRA Windparkverwaltungsgesellschaft mbH, Hannover		100	25		1)
435	WINKRA Zicherie Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Brome		100	25		1)
436	WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover		100	0	0
437	WVP-Wärmeversorgung Plauen GmbH, Plauen		100	260		1)
438	YE Gas Limited, Swindon/Großbritannien		100	105.447	0
439	YELECO 29 Ltd, Swindon/Großbritannien		100	0	0
440	Yorkshire Energy Limited, Swindon/Großbritannien		100	13	0
441	Zuidermeerwindenergie B.V., Heerenveen/Niederlande		100	83	64

Lfd.	Gesellschaftsname	Beteiligungsanteil		Eigenkapital	Ergebnis
Nr.		direkt	gesamt	T €	T €
---	---	---	---	---	---	---
Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind
442	Aberdare Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
443	AFE Bohemia, s.r.o., Pilsen/Tschechische Rep.		100	253	-279
444	Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien		100	565	56
445	Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen		100	5.113	0
446	Allt Dearg Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
447	Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund		100	-71.422	-12.006
448	aqua.t Wassergesellschaft Thüringen mbH, Hermsdorf		100	100		1)
449	Ardoch Over Enoch Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien		100	0	0
450	Ballindalloch Muir Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
451	Bildungszentrum Energie GmbH, Halle (Saale)		100	941	466
452	Biogas Münsterland GmbH, Essen		100	6	-19
453	BRAWA, a.s., Prag/Tschechische Rep.		100	80	-1
454	Brims Ness Tidal Power Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
455	Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
456	Carr Mor Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien		100	0	0
457	Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
458	Central de Biomasa de la Demanda, S.L.U, Alcobendas/Spanien		100	3	-1
459	Central de Biomasa de la Vega, S.L.U., Alcobendas/Spanien		100	89	-91
460	Central de Biomasa Sierra Nevada, S.L.U., Alcobendas/Spanien		100	778	-330
461	Cilciffeth Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
462	Comco MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg		95	368	188
463	Company for Services Hydro Power Macedonia d.o.o. Skopje/Mazedonien		100	5	0
464	Craigenlee Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
465	Culbin Farm Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
466	CUROS Gesellschaft zur Verwertung von Deponiegas und Entsorgung von Reststoffen mbH, Saarbrücken		100	0		1)
467	Cuthberts Hill Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
468	ECS - Elektrarna Cechy-Stred, a.s., Prag/Tschechische Rep.		51	3.416	14
469	EDON Group Costa Rica S.A., San Jose/Costa Rica		100	1.481	0
470	Elektrownie Wiatrowe Dolice Sp. z o.o., Stettin/Polen		100	127	-12
471	EL-Pöför Epitési és Üzemeltetési Kft., Budapest/Ungarn		100	582	9
472	Energetyka Wschod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	21	5
473	Energetyka Zachod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	42	29
474	envia future GmbH in Liquidation, Chemnitz		100	3.057	34
475	enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz		100
476	Erdgasspeicher Kalle GmbH, Dortmund		100	128		1)
477	ESM Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken		100	56	-1
478	Executive Aviation Centre Limited (i.L.), London/Großbritannien		100	-6.054	-1
479	FAMIS Energieservice GmbH, Saarbrücken		100	687		1)
480	Fernwärme Saarlouis-Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis		95	7.567		1)
481	Finelectra' Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG, Hausen/Schweiz		100	13.509	557
482	GASFINAL, a.s., Ostrava/Tschechische Rep.		100	906	162
483	GBV Achtundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	25	0
484	GbV Achtzehnte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	23	0
485	GBV Einundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	25	0
486	GBV Neunundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsgesellschaft, Essen	100	100	25	0
487	GBV Siebenundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	25	0
488	GBV Verwaltungsgesellschaft mbH, Essen	94	94	20	0
489	GBV Vierundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	24	0
490	GBV Zweiundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen	100	100	25	0
491	Gelligaer Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
492	Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA		100	1	0
493	Georgia Biomass LLC, Savannah/USA		100	0	0
494	Gesellschaft für Kommunikationstechnik und Medienarbeit mbH, Essen		100	261		1)
495	Gesellschaft für Personalabrechnung und -Verwaltung mbH, Halle (Saale)		100	23	0
496	GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus		100	122	-7
497	GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Siegburg		100	83	-2
498	Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen		51	21	-3
499	Gunson Height Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
500	High Moor Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
501	HM&A GmbH & Co. KG, Essen		100	284	59.953
502	HM&A UK Limited (i.L.), London/Großbritannien		100	-2.334	-6
503	HM&A Verwaltungs GmbH, Essen		100	79	5
504	Hospitec Facility Management GmbH, Saarbrücken		100	-1.788	5
505	Inch Cape Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
506	Inntal Netz- und Servicegesellschaft mbH, Brannenburg		100	18	-9
507	Jordanston Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
508	KA Contracting SK s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei		100
509	Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim		51	193	-907
510	Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim		51	27	0
511	Kildrummy Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
512	Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
513	KMC Services GmbH, Kaiserslautern		100	37	-2
514	Kommunale Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken		100	30		1)
515	Leithhope Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
516	Lindhurst Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
517	Lochelbank Wind Farm Limted, Swindon/Großbritannien		100	0	0
518	Low Houses Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
519	Magyar Elektrotechnikai Múzeum Közhasznú Társaság, Budapest/Ungarn		100	52	-28
520	Mátrai Erömü Központi Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn		100	2.353	590
521	Mekanische Kolenveredeling (MEKOL) N.V., Gent/Belgien		100	345	9
522	Meterplus Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
523	MEWO Wohnungswirtschaft Verwaltungs-GmbH, Halle (Saale)		100	41	2
524	Middlemoor Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
525	MIROS Mineralische Rohstoffe, GmbH i.L., Bergheim		100		-10
526	Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz		100	155	-740
527	NBG Nord Beteiligungs Gesellschaft Geschäftsführungs GmbH, Norderfriedrichskoog	100	100	65	4
528	NBG Nord Beteiligungs GmbH & Co. KG, Norderfriedrichskoog	100	100	91	-282
529	NDG Naturdünger Westmünsterland GmbH, Essen		100	24	-1
530	Neue Energie Groß-Gerau GmbH, Frankfurt/Main		100	24	-1
531	North Kintyre Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
532	Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
533	Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
534	NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale)		100	149	17
535	NWS Saarwellingen GmbH, Saarwellingen		100	50		1)
536	Park Wiatrowy Gaworzyce Sp.z o.o., Warschau/Polen		100	3	2
537	Park Wiatrowy Msciwojów Sp.z o.o., Warschau/Polen		100	-4	-5
538	Park Wiatrowy Smigiel I Sp.z o.o., Warschau/Polen		100	-4	-6
539	Park Wiatrowy Smigiel II Sp.z o.o., Warschau/Polen		100	-4	-6
540	Park Wiatrowy Znin Sp.z o.o., Pruszcz Gdanski/Polen		100	7	-5
541	Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen		51	-99	-107
542	Projecta 12 GmbH, Saarbrücken		100	148		1)
543	Projecta 15 GmbH, Saarbrücken		100	19	-2
544	Projecta 5 - Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken		100	22	-6
545	Raera Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
546	RD Hanau GmbH, Hanau		100	955	580
547	Rebyl Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
548	Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen		100	5.369	1.892
549	rhenagbau GmbH, Köln		100	1.258	184
550	ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn		100	787	44
551	Rowantree Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
552	RWE & Turcas Kuzey Elektrik Üretim Anonim Sirketi, Ankara/Türkei		70	51	-18
553	RWE Aqua International GmbH, Essen		100	50		1)
554	RWE Dea UK Development Limited, London/Großbritannien		100	0	0
555	RWE Dea UK EC Limited, London/Großbritannien		100	0	29.962
556	RWE Dea UK Exploration Limited, London/Großbritannien		100	0	0
557	RWE Dea UK Limited, Aberdeen/Großbritannien		100	0	0
558	RWE Dea UK PV Limited, London/Großbritannien		100		16.492
559	RWE DEA Ukraine LLC, Kiew/Ukraine		100	62	-206
560	RWE East, s.r.o., Prag/Tschechische Rep.	2	100
561	RWE Elektrownia Czeczott Sp. z o.o., Katowice/Polen		75	12	0
562	RWE Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	1.117	51
563	RWE EUROtest Gesellschft für Prüfung-Engineering-Consulting mbH, Dortmund		100	51		1)
564	RWE FiberNet GmbH, Essen		100
565	RWE Güney Holding Anonim Sirketi, Istanbul/Türkei	0	100	14	-14
566	RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien		100
567	RWE Innogy Cogen Beteiligungs GmbH, Dortmund		100
568	RWE Innogy d.o.o. za koristenje obnovljivih izvora energije, Sarajevo/Bosnien-Herzegowina		100	125	-80
569	RWE Innogy Windpark GmbH, Essen		100	123		1)
570	RWE KAC Dezentrale Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Dortmund		100	23	0
571	RWE Kuzey Holding Anonim Sirketi, Istanbul/Türkei	0	100	-2	-19
572	RWE Metering GmbH, Essen		100
573	RWE Npower Renewables (Galloper) No.1 Limited, Swindon/Großbritannien		100
574	RWE Npower Renewables (Galloper) No.2 Limited, Swindon/Großbritannien		100
575	RWE Pensionsfonds AG, Essen	100	100	3.941	-657
576	RWE Power Benelux B.V., Hoofddorp/Niederlande		100	472	392
577	RWE Power Bulgaria EOOD, Sofia/Bulgarien		100	6	-71
578	RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen		100	25		1)
579	RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China		100	1.700	0
580	RWE Power Climate Protection GmbH, Essen		100	23		1)
581	RWE Power România S.A., Bukarest/Rumänien		100	-569	-590
582	RWE Rhein Oel Ltd., London/Großbritannien		100	-1	-1
583	RWE Seabreeze I Verwaltungs GmbH, Essen		100	19	-6
584	RWE Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Essen		100	19	-6
585	RWE Stiftung gemeinnützige GmbH, Essen	100	100	57.030	359
586	RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur		100		-46
587	RWE Systems Development Geschäftsführung GmbH, Dortmund		100	124	-24
588	RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei		99	2	0
589	RWE Trading Americas Inc., Houston/USA		100	-42	2
590	RWE Trading New Business Ltd., London/Großbritannien		100	1.238	127
591	RWE Trading Services GmbH, Essen		100	735		1)
592	RWE Trading Services Ltd., Swindon/Großbritannien		100	820	66
593	RWE Trading UK Ltd., London/Großbritannien		100	4.487	120
594	RWE Trading US Coal Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
595	RWE WP 4 Sp.z o.o., Warschau/Polen		100	306	-8
596	RWE-EnBW Magyarország' Energiaszolgáltató Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Ungarn		70	990	60
597	Sabloal Energie Eoliana S.R.L., Oradea/Rumänien		90	-505	-258
598	SASKIA Informations-Systeme GmbH, Chemnitz		90	577	163
599	SchlauTherm GmbH, Saarbrücken		75	52	53
600	SE SAUBER ENERGIE Verwaltungs-GmbH, Köln		72	85	6
601	Securum AG, Zug/Schweiz		100	4.372	-4
602	Snowgoat Glen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
603	Societe Nouvelle Sidechar S.A., Paris/Frankreich	100	100	85	-14
604	Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen		100
605	Stadtwerke - Strom Plauen Verwaltungs-GmbH, Plauen		100	24	0
606	Steinkohlendoppelblock Verwaltungs GmbH, Essen		100	108	46
607	Stoen Nieruchomosci Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	-617	0
608	Stroupster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
609	Süwag Erneuerbare Energien GmbH, Frankfurt am Main		100	124	0
610	T.B.E. TECHNISCHE BERATUNG ENERGIE für wirtschaftliche Energieanwendung GmbH, Duisburg		100	337	0
611	Tarskavaig Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
612	TEPLO Rumburk s.r.o., Rumburk/Tschechische Rep.		98	226	111
613	Thyssengas-Unterstützungskasse GmbH, Duisburg		100	156	-46
614	Trenewydd Windfarm Limited, Swindon/Großbritannien		100	0	0
615	TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen		51	3.188	506
616	Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein		80	542	31
617	Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen		100
618	viavera GmbH, Dortmund		100	3.700	21
619	VKN Geschäftsführungs GmbH, Ensdorf		51	40	2
620	VKN Saar Gesellschaft für Verwertung von Kraftwerksnebenprodukten und Ersatzbrennstoffen GmbH, Ensdorf		51	50	301
621	VSE Stiftung gGmbH, Saarbrücken		100	2.558	474
622	VSE Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken		100	2.703	-97
623	VSE-Windpark Merchingen Verwaltungs GmbH, Saarbrücken		100	51	1
624	Wabea Wasserbehandlungsanlagen Berlin GmbH, Berlin		100	358	-9
625	Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg		100	64	0
626	Windpark Westerwald GmbH, Waigandshain		54	1.672	55
627	Windpark Zuidermeerdijk C.V., Soest/Niederlande		100	323	-88

Lfd.	Gesellschaftsname	Beteiligungsanteil		Eigenkapital	Ergebnis
Nr.		direkt	gesamt	T €	T €
---	---	---	---	---	---	---
Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
628	Arena Recycling VOF, Helmond/Niederlande		20
629	AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen		51	2.765	-182
630	ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal		40	2.094	-71
631	AVA Abfallverwertung Augsburg GmbH, Augsburg		25	28.641	2.641
632	AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg		50	117.176	12.672
633	BC-Erömü Kft., Miskolc/Ungarn		74	15.534	3.816
634	Bergische Energie und Wasser - Netzgesellschaft GmbH, Wipperfürth		61	8.934	1.253
635	Budapesti Disz- es Közvilagitsi Korlatolz Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn		50	32.442	1.783
636	C-Power N.V., Zwijndrecht/Belgien		27	45.112	-2.999
637	Delesto B.V., Delfzijl/Niederlande		50	52.680	4.206
638	Desco B.V., Dordrecht/Niederlande		33	11	0
639	Desco C.V., Dordrecht/Niederlande		33	11.235	-1.482
640	Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund		47	157.589	23.741
641	EAH Holding B.V., Heerenveen/Niederlande		33	3.618	0
642	EdeA VOF, Geleen/Niederlande		50	42.682	6.400
643	Eemshaven LNG Terminal B.V., Eemsmond/Niederlande		50	18	0
644	EGG Holding BV, 's-Hertogenbosch/Niederlande		50	629	375
645	Electrorisk Verzekeringsmaatschappij N.V., Arnhem/Niederlande		25	10.974	0
646	Elsta B.V. & CO C.V., Middelburg/Niederlande		25	-4.756	27.372
647	Elsta B.V., Middelburg/Niederlande		25	228	0
648	Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall		50	5.645	2.700
649	Energie- und Wasserversorgung Altenburg GmbH, Altenburg		30	29.676	3.157
650	Energie Wasser Niederrhein GmbH, Moers		20	32.152	9.464
651	Energieversorgung Guben GmbH, Guben		45	4.936	359
652	Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth		25	4.961	3.053
653	Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen		10	30.224	11.241
654	Energiewacht B.V., Veendam/Niederlande		50	18.352	1.622
655	Enovos International S. A., Luxemburg/Luxemburg		20	469.083	140.541
656	Éoliennes de Mounés S.A.S., Paris/Frankreich		50	-4.522	-3.316
657	EWR Aktiengesellschaft, Worms		2	74.307	14.561
658	EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms		50	14.395	14.395
659	Excelerate Energy LLC, The Woodlands/USA		50	176.235	0
660	Excelerate Energy LP, The Woodlands/USA		50	310.220	-183.626	2)
661	Exemplar NV, Brüssel/Belgien		15	84	-24
662	Expedient NV, Antwerpen/Belgien		15	84	-24
663	Explotaciones Eólicas de Aldehuelas, S.L., Barcelona/Spanien		48	12.472	4.672
664	Exquisite NV, Antwerpen/Belgien		15	84	-24
665	Fövárosi Gázmüvek Zrt., Budapest/Ungarn		50	136.888	16.717
666	Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg		30	8.832	2.974
667	Fri-El S.p.A., Bozen/Italien		50	16.622	-1.421	2)
668	FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen		50	49.503	6.228	2)
669	Gaswacht Friesland B.V., Sneek/Niederlande		50	6.191	425
670	Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande		26	8.032	700
671	GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen		28	5.588	14.189	2)
672	Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Reading/Großbritannien		50	40	89
673	Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim		40	114.141	6.647
674	Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		60	-2.914	-1.230
675	Hastrabau-Kommunale Entsorgungsdienste GmbH & Co. KG, Langenhagen		50	128	581
676	HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal		32	6.764	893
677	Horizon Nuclear Power Limited, London/Großbritannien		50	59.383	-11.990
678	Hungáriavíz Vagyonkezelö Zrt., Budapest/Ungarn		49	41.610	4.845
679	Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich		49	543.739	49.686	2)
680	KBM Kommunale Beteiligungsgesellschaft mbH an der envia Mitteldeutsche Energie AG, Bitterfeld		23	176.876	8.482
681	Kemkens B.V., Oss/Niederlande		49	46.408	2.000
682	KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung AG, Neunkirchen		29	71.803	9.165
683	Konsortium Energieversorgung Opel oHG der RWE Innogy Cogen GmbH und der Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Karlstein		67	27.471	9.062
684	medl GmbH, Mülheim an der Ruhr		49	25.873	-15.412
685	Mingas-Power GmbH, Essen		40	3.888	3.398
686	Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf		27	4.673	123
687	Niederrheinische Versorgung und Verkehr Aktiengesellschaft, Mönchengladbach		50	471.315	42.250	2)
688	Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft mbH und Co. KG, Haan		50	39.939	16.420
689	NV Energiewacht Groep, Zwolle/Niederlande		50	4.626	325
690	NV KEMA, Arnhem/Niederlande		25	66.096	0
691	Pfalzwerke Aktiengesellschaft, Ludwigshafen		27	194.732	17.763
692	Pistazit Anlagen-Vermietungs GmbH & Co. Objekt Willich KG, Mainz		100	151	732
693	PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mbH, Neuss		50	287	-18
694	Projecta 14 GmbH, Saarbrücken		50	12.207	86
695	Propan Rheingas GmbH & Co KG, Brühl		30	13.482	2.038
696	Przedsiebiorstwo Wodociagów i Kanalizacji Sp. z o.o., Dabrowa Gornica/Polen		34	32.583	1.673
697	Regionalgas Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen		43	53.482	11.381
698	RheinEnergie AG, Köln		20	564.045	184.476
699	Rhein-Main-Donau AG, München		23	110.169
700	RWE-Veolia Berlinwasser Beteiligungs GmbH, Berlin		50	305.559	87.167
701	Sampi Anlagen-Vermietungs GmbH & Co. Objekt Meerbusch KG, Mainz		100	16	1.252
702	Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg		50	59.339	2.809
703	SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien		50	1.926	417
704	Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen		25	21.975	3.501
705	Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg		40	4.201	1.095	2)
706	SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus		33	46.246	11.677
707	SSW Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co. KG, St. Wendel		50	20.215	1.571
708	Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg		45	23.702	6.392
709	Stadtwerke Bitterfeld - Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen		40	19.416	2.171
710	Stadtwerke Bühl GmbH, Bühl		30	21.157	3.349
711	Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg		20	154.409	40.733
712	Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen		50	25.714	2.954
713	Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich		25	12.115	4.080
714	Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen		29	117.257	22.568
715	Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern		49	10.579	2.598
716	Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach		25	39.925	3.267
717	Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn		49	1.578	309
718	Stadtwerke Lutherstadt Eisleben GmbH, Lutherstadt-Eisleben		43	16.035	3.243
719	Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane		25	10.115	1.499
720	Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg		40	15.112	4.311
721	Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss		25	57.194	14.238
722	Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald		50	2.492	2.421
723	Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen		25	41.428	4.202
724	Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach		25	10.746	1.249
725	Stadtwerke Remscheid GmbH, Remscheid		25	113.503	5.767
726	Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis		49	33.522	4.030
727	Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert		50	76.466	8.312
728	Stadtwerke Weißenfels GmbH, Weißenfels		25	19.754	3.261
729	Stadtwerke Willich GmbH, Willich		25	12.581	0
730	Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz		25	19.760	3.500
731	Südwestfalen Energie und Wasser AG, Hagen		19	287.283	20.272
732	SW Merzig GmbH, Merzig		50	15.906	1.361
733	TCP Petcoke Corporation, Dover/USA		50	10.957	14.832	2)
734	TE Plomin d.o.o., Plomin/Kroatien		50	37.062	2.527
735	TIGÁZ Tiszántúli Gázszolgáltató Zrt., Hajdúszoboszló/Ungarn		44	508.633	-9.481
736	TVK Erömü Termelö es Szolgaltato Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Tiszaüjväros/Ungarn		74	15.126	3.607
737	URANIT GmbH, Jülich		50	86.619	24.586
738	Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande		32	2.013
739	VOF Dobbestroom, Veendam/Niederlande		50	14.040	1.308
740	VOF Hunzestroom, Veendam/Niederlande		50	10.540	1.564
741	VOF Trafo, 's-Hertogenbosch/Niederlande		50
742	Východoslovenská energetika a.s., Kosice/Slowakei	49	49	672.621	54.344	2)
743	Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel GmbH, St. Wendel		28	18.943	936
744	WBM Wirtschaftsbetriebe Meerbusch GmbH, Meerbusch		40	18.234	1.872
745	Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien		49	123.559	11.529
746	Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien		33	4.684	4.666
747	Zephyr Investments Limited, Swindon/Großbritannien		33	-12.234	-4.265	2)
748	Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau		27	34.360	8.922

Lfd.	Gesellschaftsname	Beteiligungsanteil		Eigenkapital	Ergebnis
Nr.		direkt	gesamt	T €	T €
---	---	---	---	---	---	---
Assoziierte Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind
749	Abwasser-Gesellschaft Knapsack, GmbH, Hürth		33	493	263
750	Astralis S.A., Betzdorf/Luxemburg		49	-43	-6
751	Awotec Gebäude Servicegesellschaft mbH, Saarbrücken		48	96	4
752	Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert GmbH, St. Ingbert		49	49	2
753	Berliner Erdgasspeicher Besitz- und Verwaltungsgesellschaft bürgerlichen Rechts, Berlin		50	31.717	31.749
754	Breer Gebäudedienste Heidelberg GmbH, Heidelberg		45	166	67
755	Brockloch Rig Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien		50	1	0
756	CARBON CDM Korea Ltd., Seoul/Südkorea		49	6.866	4.522
757	CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich		50	-1.594	-116
758	CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten		49	4.480	4.538
759	Caspian Energy Company Limited, London/Großbritannien		50	1	0
760	Ceram Hyd S.A.S., Avon/Frankreich		49	1.466	-334
761	CZT Valašské Mezirící s.r.o., Valasske Mezirici/Tschechische Rep.		20	51	24
762	D&S Geo Innogy GmbH, Essen		50	971	-29
763	Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben		31	779	268
764	ELE-GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen		50
765	ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen		30	519	-6
766	Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall		50	26	1
767	Energie Service Saar GmbH, Völklingen		50	635	-240
768	Energie-Service-Mittelrhein GmbH & Co. KG, Neuwied		50		-350
769	Energie-Service-Mittelrhein Verwaltungsgesellschaft mbH, Neuwied		50	29	1
770	Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum		49	5.774	3.624
771	Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum		49	42	2
772	Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg		49	1.310	737
773	Energieversorgung Oelde GmbH, Oelde		46	4.937	2.007
774	Enerventis GmbH & Co.KG, Saarbrücken		33	1.090	69
775	Ensys AG, Frankfurt am Main		25	1.336	-9.061
776	Eólica de la Mata, S.A., Soria/Spanien		26	58	0
777	Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien		50	58	1
778	Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig		50	642	236
779	Erdgasversorgung Oranienburg GmbH, Oranienburg		25	5.959	1.076
780	EWC Windpark Cuxhaven GmbH, München		50	0	0
781	Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück		49	79	25
782	Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH (FVZ), Zwönitz		50	2.275	99
783	Forewind Limited, Swindon/Großbritannien		25	0	0
784	FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen		50	39	1
785	Galloper Wind Farm Limited, Reading/Großbritannien		50
786	Gas Service Freiberg GmbH, Freiberg		29	258	207
787	Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach, Bous		49	11.634	1.797
788	Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Geldern		49	2.092	232
789	Gasversorgung Delitzsch GmbH, Delitzsch		49	5.479	734
790	Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel		45	3.715	61
791	Gemeindewerke Namborn GmbH, Namborn		49	650	105
792	Gemeindewerke Schwalbach GmbH, Schwalbach		49	550	44
793	Gemeinschaftswerk Hattingen GmbH, Essen		52	4.499	0
794	GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein		20	58	-9
795	GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen		31	54	3
796	GKW Dillingen GmbH & Co.KG, Saarbrücken		25	11.950	-159
797	GWE-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Eppelborn		50	96	71
798	GWE-energis-GeschäftsführungsGmbH, Eppelborn		50	28	1
799	Hastrabau Kommunale Entsorgungsdienste Verwaltungsgesellschaft mbH, Langenhagen		50	59	5
800	HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK GmbH (HKG) Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm		31	0	0
801	Hochtief Hungária Facility Management Kft., Budapest/Ungarn		25	135.143	79.397
802	Homepower Retail Limited, Leeds/Großbritannien		50	37	0
803	Industriekraftwerke Oberschwaben beschränkt haftende OHG, Biberach		50	9.307	5.655
804	Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Soria/Spanien		39	428	0
805	ISP Infrastructure Solutions Partners GmbH & Co.KG, Düsseldorf		30	4	0
806	IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr		27	1.496	-91
807	Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt		50	1.086	961
808	KELAG Eco Heat GmbH, Villach/Österreich		49	5.450	-992
809	KEVAG Telekom GmbH, Koblenz		65	1.637	486
810	Klärschlammentsorgung Hesselberg Service GmbH, Unterschwaningen		49	23	0
811	K-net GmbH, Kaiserslautern		25	885	59
812	KNG Kraftwerks- und Netzgesellschaft mbH, Berlin		25	232	8
813	Kommunale Dienste Marpingen GmbH, Marpingen		49	3.034	60
814	Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey		49	517	117
815	Kommunale Entsorgung Neunkirchen (KEN) GmbH & Co. KG, Neunkirchen		46	2.734	109
816	Kommunale Entsorgung Neunkirchen Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen		50	53	2
817	Kraftwagen-Verkehr Koblenz GmbH, Koblenz		23	1.396	127
818	Kraftwerk Buer Betriebsgesellschaft mbH, Gelsenkirchen		50	15	3
819	Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen		50	5.113	0
820	Kraftwerk Voerde OHG der Evonik Steag GmbH und RWE Power AG, Voerde		25	5.520	458
821	Kraftwerk Wehrden GmbH, Völklingen		33	10.627	0
822	KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen		31	538	26
823	KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen		40	97	112
824	K-Tec GmbH, Kaiserslautern		33	227	79
825	KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. KG, Bergheim		50	279	24
826	KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim		50	32	2
827	Maingau Energie GmbH, Obertshausen		47	16.700	3.899
828	Mantex Aktiebolag, Kista/Schweden		32	223	-402
829	Matrai Villamos Müvek Termelö Zártkörüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn		25	4.128	-48
830	Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven		27	1.150	0
831	Nordrheinische Erdgastransportleitungs-Verwaltungs-GmbH, Haan		50	30	1
832	Objektverwaltungsgesellschaft Dampfkraftwerk Bernburg mbH, Hannover		58	568	56
833	Offshore Trassenplanungs-GmbH OTP, Hannover		50	89	5
834	Peißenberger Wärmegesellschaft mit beschränkter Haftung, Peißenberg		50	387	-148
835	Prego - Gesellschaft für IT- und HR-Services mbH, Saarbrücken		37	8.696	2.025
836	Propan Rheingas GmbH, Brühl		28	38	2
837	Quiet Revolution Limited, London/Großbritannien		37	2.164	-3.230
838	rhenag - Thüga Rechenzentrum GbR, Köln		50	234	176
839	RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten		33	1.286	259
840	RKH Rheinkies Hitdorf GmbH & Co. KG, Bergheim		33	420	-107
841	RKH Rheinkies Hitdorf Verwaltungs GmbH, Bergheim		33	42	2
842	SE SAUBER ENERGIE GmbH & Co. KG, Köln		33	974	-99
843	SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel		50	95	3
844	Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte		48	51	306
845	Städtische Werke Borna GmbH, Borna		37	4.142	1.200
846	Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler		25	4.073	943
847	Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben		35	13.423	1.406
848	Stadtwerke Attendorn GmbH, Attendorn		20	7.027	180
849	Stadtwerke Aue GmbH, Aue		25	12.318	1.457
850	Stadtwerke Dillingen/Saar Gesellschaft mbH, Dillingen		49	5.090	1.065
851	Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen		50	29	0
852	Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher		42	2.904	475
853	Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld		20	4.766	2.383
854	Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen		40	11.171	1.500
855	Stadtwerke Lübbecke GmbH, Lübbecke		25	16.894	1.003
856	Stadtwerke Meinerzhagen GmbH, Meinerzhagen		27	20.914	929
857	Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau		49	1.678	498
858	Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg		25	12.708	401
859	Stadtwerke Steinfurt GmbH, Steinfurt		48	6.728	1.413
860	Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho		25	5.798	278
861	Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern		49	3.272	115
862	Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg		20	8.414	1.184
863	Stadtwerke Werl GmbH, Werl		25	5.835	1.758
864	STEAG - Kraftwerksbetriebsgesellschaft mbH, Essen		21	327	2
865	Stirling.DK ApS, Lyngby/Dänemark		25	2.521	-3.151
866	SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn		38	19.014	2.953
867	SW Oberkirch GmbH, Oberkirch		33	6.190	0
868	SWL-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Lebach		50	3.388	362
869	SWL-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Lebach		50	28	1
870	Talsperre Nonnweiler Aufbereitungsgesellschaft mbH, Saarbrücken		23	369	31
871	Technische Werke Naumburg GmbH, Naumburg		49	6.821	346
872	Teplarna Kyjov, a.s., Kyjov/Tschechische Rep.		32	27.285	21
873	TEPLO Votice s.r.o., Votice/Tschechische Rep.		20	97	8
874	The Bristol Bulk Company Limited, London/Großbritannien		25	1.194	0
875	Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien		33	609	278
876	Topell Energy B.V., The Hague/Niederlande		39
877	Topell Nederland B.V., The Hague/Niederlande		50	3.252	-713
878	trilan GmbH, Trier		26	473	123
879	TWE Technische Werke Ensdorf GmbH, Ensdorf		49	2.351	50
880	TWL Technische Werke der Gemeinde Losheim GmbH, Losheim		50	4.181	299
881	TWM Technische Werke der Gemeinde Merchweiler GmbH, Merchweiler		49	1.749	84
882	TWR Technische Werke der Gemeinde Rehlingen - Siersburg GmbH, Rehlingen		35	4.687	162
883	Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Frankfurt/Main		25	40	-283
884	Untere Iller AG, Landshut		40	1.134	41
885	Verteilnetze Energie Weißenhorn GmbH & Co. KG, Weißenhorn		25	548	184
886	Verwaltungsgesellschaft GKW Dillingen mbH, Saarbrücken		25	134	8
887	Verwaltungsgesellschaft Energie Weißenhorn GmbH, Weißenhorn		25	25	0
888	VEW-VKR Fernwärmeleitung Shamrock-Bochum GbR, Gelsenkirchen		45	0	0
889	Voith Hydro Ocean Current Technologies GmbH & Co. KG, Heidenheim		20	10.400	-2.169
890	Voltaris GmbH, Maxdorf		50	2.887	1.415
891	Wärmeversorgung Mücheln GmbH, Mücheln		49	901	137
892	Wärmeversorgung Wachau GmbH, Marklkeeberg		49	98	0
893	Wärmeversorgung Würselen GmbH, Stolberg		49	746	5
894	Wasser- und Abwassergesellschaft Elsterwerda GmbH, Elsterwerda		49	79	4
895	Wasserverbund Niederrhein GmbH, Essen		29	8.485	810
896	Wasserversorgung Main-Taunus GmbH, Frankfurt/Main		49	113	2
897	Wasserwerk Wadern GmbH, Wadern		49	3.172	203
898	WEV Warendorfer Energieversorgung GmbH, Warendorf		25	2.173	523
899	WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich		38	-201	55
900	Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier GmbH, Köln		50	44.521	330
901	WPD Windpark Damme Beteiligungsgesellschaft mbH, Damme		30	45	0
902	WVG-Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, Warstein		35	1.617	517
903	WVL Wasserversorgung Losheim GmbH, Losheim		50	4.896	251
904	WWS Wasserwerk Saarwellingen GmbH, Saarwellingen		49	3.026	130
905	Zandvliet Power N.V., Antwerpen/Belgien		50	26.980	4.508
906	Zugló-Therm Kft., Budapest/Ungarn		49	5.794	2.248
907	Zweckverband Wasser Nalbach, Nalbach		49	1.420	79

Lfd.	Gesellschaftsname	Beteiligungsanteil		Eigenkapital	Ergebnis
Nr.		direkt	gesamt	T €	T €
---	---	---	---	---	---	---
Sonstige Beteiligungen
908	Aarewerke AG, Koblenz/Schweiz		30	19.514	1.153
909	Adria LNG Study Limited, Valleta/Malta		16	15	182
910	Agrinergy PTE Ltd., Singapur/Singapur		50	819	-1.046	2)
911	APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, München	48	48	698.218	14.821
912	AURICA AG, Aarau/Schweiz		8	80	56
913	Bernburger Freizeit GmbH, Bernburg		1	11.135	-1.683
914	BEW Bergische Energie- und Wasser GmbH, Wipperfürth		19	24.641	4.701
915	Capacity Allocation Service Company.eu S.A., Luxemburg/Luxemburg		8	3.572	0
916	CELP II Chrysalix Energy II US Limited Partnership, Vancouver/ Kanada		6	1.929	0
917	CELP III Chrysalix Energy III US Limited Partnership, Vancouver/ Kanada		11	902	0
918	DII GmbH, München	8	8
919	eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz		9	255.386	22.543
920	Energías Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spanien		17	467	0
921	Energieagentur für die Region Trier GmbH, Trier		10
922	Energieallianz Bayern GmbH & Co. KG, Freising		4	540	-1.485
923	Energiehandel Saar GmbH & Co. KG, Neunkirchen		1	428	-6
924	Energiehandel Saar Verwaltungs-GmbH, Neunkirchen		2	25	0
925	Energiepartner Dörth GmbH, Dörth		49	25	-215
926	Energieversorgung Limburg GmbH, Limburg		10	19.954	3.395
927	EnergoNuclear S.A., Bukarest/Rumänien		9	3.877	-761
928	ENO Entwicklungsgesellschaft Neu Oberhausen mbH, Oberhausen		2	1.013	-887
929	Erdgas Münster GmbH, Münster		5	6.024	13.956
930	Erdgas Westthüringen Beteiligungsgesellschaft mbH, Bad Salzungen		10	23.169	4.884
931	ESMA Spanyol-Magyar Reklám Kft., Budapest/Ungarn		17	15.842	2.840
932	ESV-ED GmbH & Co. KG, Buchloe		4	135	20
933	European Energy Exchange AG, Leipzig		4	50.050	7.202
934	Fernkälte Geschäftsstadt Nord GbR, Hamburg		9	0	0
935	Fövárosi Vízmüvek Zrt., Budapest/Ungarn		1	262.015	6.829
936	GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen		10	52	2
937	GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen		10	41.000	35.921
938	Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Neheim-Hüsten GmbH, Arnsberg		7	992	62
939	Gesellschaft für Stadtmarketing Bottrop GmbH, Bottrop		1	202	-335
940	Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg		1	726	-1.861
941	Green Gecco Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf		13
942	GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH, Köln		15	40.356	2.552
943	Heliatek GmbH, Dresden		12	17.972	-2.466
944	ISR Internationale Schule am Rhein in Neuss GmbH, Neuss		6	19	-55
945	IZES GmbH, Saarbrücken		9	699	0
946	Kreis-Energie-Versorgung Schleiden GmbH, Kall		3	7.966	1.896
947	Nabucco Gas Pipeline International GmbH, Wien/Österreich		17	6.341	-16.491
948	Neckar-Aktiengesellschaft, Stuttgart		13	10.000	0
949	Ningxia Antai New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/China		25	13.669	43
950	Ökostrom Saar Biogas Losheim KG, Merzig		8	-387	59
951	Oppenheim Private Equity Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln	26	26	15.181	274
952	Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien		10	-7	-10
953	Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spanien		10	-6	-9
954	Parque Eólico Sagitario, S.L., Oviedo/Spanien		10	-4	-7
955	PEAG Personalentwicklungs- und Arbeitsmarktagentur GmbH, Dortmund	12	12	13.500	1.325
956	Promoción Industrial y Gestión, S.A., Oviedo/Spanien		10	600	-61
957	Promocion y Gestion Cáncer, S.L., Oviedo/Spanien		10	-3	-6
958	Promocion y Gestion Capricornio, S.L., Oviedo/Spanien		10	-2	-5
959	Promocion y Gestion Virgo, S.L., Oviedo/Spanien		10	-4	-7
960	PSI AG für Produkte und Systeme der Informationstechnologie, Berlin		18	66.289	6.603
961	ReVolt Technology AS, Trondheim/Norwegen		15	22.431	71
962	Rheinisch-Bergischer Stadtwerke-Verbund, Solingen		18	595	-2
963	ROSOLA Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Alzenau KG, Düsseldorf		100	65	161
964	SALUS Grundstücks-Vermietungsges. mbH & Co. Objekt Leipzig KG, Düsseldorf		100	-77	15
965	Sdruzení k vytvorení a vyuzívání digitální technické mapy mesta Pardubic, Pardubice/Tschechische Rep.		12	4	1
966	Shanxi Baolai Power Development Co., Ltd., Taiyuan/China		25	508	-103
967	Simon & Weyel GbR, Niederfischbach		13	22	0
968	Solar & Spar Contract GmbH & Co. KG, Wuppertal		3	311	17
969	Solar Projekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff		50	25	0
970	SolarProjekt Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach		50	38	0
971	Stadtmarketing-Gesellschaft Gelsenkirchen mbH, Gelsenkirchen		2	203	-31
972	Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus		47	9.273	0
973	Stadtwerke Detmold GmbH, Detmold		12	31.495	4.435
974	Stadtwerke ETO GmbH & Co. KG, Telgte		3	29.769	2.918
975	Stadtwerke Porta Westfalica GmbH, Porta Westfalica		12	6.369	422
976	Stadtwerke Sulzbach GmbH, Sulzbach		15	11.431	2.668
977	Stadtwerke Unna GmbH, Unna		24	12.517	3.723
978	Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen		18	16.387	1.318
979	Stadtwerke Völklingen Vertriebs GmbH, Völklingen		18	7.283	998
980	Store-X storage capacity exchange GmbH, Leipzig		12	1.332	268
981	Studiengesellschaft Kohle mbH, Mülheim an der Ruhr		10	32	0
982	SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier		19	50.485	10.778
983	Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich		5	448	46
984	TGZ Halle TECHNOLOGIE- UND GRÜNDERZENTRUM HALLE GmbH, Halle (Saale)		15	13.915	158
985	Towarowa Gielda Energii S.A., Warschau/Polen		2	27.746	12.369
986	trac-x Transport Capacity Exchange GmbH, Leipzig		19	1.816	190
987	Transport- und Frischbeton-GmbH & Co. KG Aachen, Aachen		17	390	213
988	Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf	43	43	43.439	-335
989	Umspannwerk Lübz GbR, Lübz		18	2	-14
990	Union Group, a.s., Ostrava /Tschechische Rep.		2	83.674	0
991	URSUS, Warschau/Polen		1	-121.723	-1.274
992	Versorgungsbetriebe Hoyerswerda GmbH, Hoyerswerda		10	27.159	15.793
993	Wasserver- und Abwasserentsorgungsgesellschaft 'Thüringer Holzland' mbH, Hermsdorf		49	4.717	428
994	Wasserwerke Paderborn GmbH, Paderborn		10	24.323	887
995	WiN Emscher-Lippe GmbH, Herten		2	-203	-749
996	Windpark Saar GmbH & Co. KG, Merzig		11	1.005	165
997	WPD Windpark Damme GmbH & Co. KG, Damme		10	4.995	0
998	Zellstoff Stendal GmbH, Arneburg		25	13.508	-24.016

1) Ergebnisabführungsvertrag

2) Daten aus dem Konzernabschluss

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Jahresabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung sowie Anhang - unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft, Essen, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010 geprüft. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und zusammengefasstem Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und den ergänzenden Bestimmungen der Satzung liegen in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und über den zusammengefassten Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Jahresabschluss unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den zusammengefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss und zusammengefasstem Lagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss den gesetzlichen Vorschriften und den ergänzenden Bestimmungen der Satzung und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft. Der zusammengefasste Lagebericht steht in Einklang mit dem Jahresabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Essen, den 14. Februar 2011

**PricewaterhouseCoopers

Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft**

Manfred Wiegand, Wirtschaftsprüfer

Markus Dittmann, Wirtschaftsprüfer