RWE AG — Annual Report 2010

Apr 6, 2011

RWE AG

Essen

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2010 bis zum 31.12.2010

Konzernlagebericht für das Geschäftsjahr 2010

1.0 LAGEBERICHT

WORAN SIE UNSEREN ERFOLG MESSEN KÖNNEN.

EBITDA

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√	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

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√	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

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

DIVIDENDE

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√	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

EFFIZIENZSTEIGERUNG

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√	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 rund

12 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.

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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	Führende Position in Ungarn
	Nr. 3 in der Slowakei	Nr. 2 in der Slowakei
	Präsenz in Tschechien	Nr. 1 in Tschechien
	Nr. 6 in Polen	-
	Präsenz in der Türkei	-
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 TTF

in €/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 Emissionshandel

in €/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 Deutschland

in €/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Ein-Jahres-Terminpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Deutschland

in €/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 Großbritannien

in £/MWh (Monatsdurchschnittswerte)

Ein-Jahres-Terminpreise am Strom-Großhandelsmarkt in Großbritannien

in £/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 ANMERKUNGEN 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 Mátra 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 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

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.

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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

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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 MW 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%.

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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.

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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

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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.

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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

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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 %

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

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Außenabsatz Gas	Gesamt
in Mrd. kWh	2010	2009
---	---	---
Deutschland1	97,6	94,9
Niederlande/Belgien	112,8	36,1
Großbritannien	53,3	51,9
Zentralost-/Südosteuropa	73,5	75,9
Upstream Gas & Öl	18,6	19,0
Trading/Gas Midstream	39,0	33,1
RWE-Konzern2	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 %

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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. €).

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Überleitung vom Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit zum EBITDA		2010	2009	+/-
in Mio. €				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

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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

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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.

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

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Kennzahlen des Wertmanagements	Absoluter Wertbeitrag
	2009
---	---
	in Mio. €
---	---
Deutschland	2.1642
Stromerzeugung	2.146
Vertrieb und Verteilnetze	27
Niederlande/Belgien	56
Großbritannien	-254
Zentralost-/Südosteuropa	578
Erneuerbare Energien	-165
Upstream Gas & Öl	-72
Trading/Gas Midstream	821
Sonstige, Konsolidierung	49
RWE-Konzern	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.

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Neutrales Ergebnis	2010	2009	+/-
in Mio. €			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. €).

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Finanzergebnis	2010	2009	+/-
in Mio. €			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.

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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.

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Geplante Effizienzsteigerungen gegenüber 2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012
in Mio. € (kumuliert)
---	---	---	---	---	---	---
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.

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Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte		2010	2009	+/-
in Mio. €				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

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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.

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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)

Fälligkeit

in 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. €.

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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.

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Nettoschulden	31.12.10	31.12.09	+/-
in Mio. €			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:

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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.

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Kapitalflussrechnung		2010	2009	+/-
in Mio. €				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.

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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 Vermögenswerte1	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 ERLÄUTERUNGEN 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.

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Bilanz der RWE AG (Kurzfassung)1	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
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

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Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung)	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
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.

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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 CHANCEN

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 Energieversorger 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 RWE-Konzerns 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.

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Ausblick 2011			2010	Prognose 2011 vs. 2010
in Mio. €
---	---	---	---	---
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-Midstream-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-MalusFaktors 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:

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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

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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.

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Tantiemerückbehalt	2010	2009
in Tsd. €
---	---	---
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:

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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:

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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:

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Aufwandszuführung für aktienbasierte Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung	2010	2009
Tranchen 2008/2009/2010	in Tsd. €	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:

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

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Pensionen	Defined Benefit Obligation (Barwert)
	in Tsd. €
---	---
	2009
---	---
Dr. Leonhard Birnbaum	635
Alwin Fitting	3.935
Dr. Ulrich Jobs2	3.761
Dr. Rolf Pohlig	2.159
Dr. Rolf Martin Schmitz3	3.713
	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.

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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)

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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

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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

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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

3.0 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER

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

Essen, 11. Februar 2011

Der Vorstand

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Großmann	Birnbaum	Fitting
Pohlig	Schmitz

4.0 KONZERNABSCHLUSS

4.1 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

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in Mio. €		(s. Anhang)	2010	2009
Umsatzerlöse (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)		(1)	53.320	47.741
Erdgas-/Stromsteuer		(1)	2.598	1.550
Umsatzerlöse		(1)	50.722	46.191
Bestandsveränderung der Erzeugnisse			-20	44
Andere aktivierte Eigenleistungen			219	210
Sonstige betriebliche Erträge		(2)	1.276	1.610
Materialaufwand		(3)	33.176	29.838
Personalaufwand		(4)	4.873	4.610
Abschreibungen		(5)	3.213	2.357
Sonstige betriebliche Aufwendungen		(6)	4.428	3.924
Ergebnis der betrieblichen Tätigkeit fortgeführter Aktivitäten			6.507	7.326
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen		(7)	310	131
Übriges Beteiligungsergebnis		(7)	97	131
Finanzerträge		(8)	1.248	1.699
Finanzaufwendungen		(8)	3.184	3.689
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor steuern			4.978	5.598
Ertragsteuern		(9)	1.376	1.858
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten			3.602	3.740
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten				91
Ergebnis			3.602	3.831
	Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter		279	260
	Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG		15
	Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG		3.308	3.571
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in €		(28)	6,20	6,70
	Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in €		(6,20)	(6,58)
	Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in €			(0,12)

4.2 AUFSTELLUNG DER ERFASSTEN ERTRÄGE UND AUFWENDUNGEN1

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in Mio. €		(s. Anhang)	2010	2009
Ergebnis			3.602	3.831
Unterschied aus der Währungsumrechnung			218	8
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten		(29)	2	383
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung		(29)	161	122
Anteiliges Other Comprehensive Income at-Equity-bilanzierter Beteiligungen			-34	36
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen			1	-788
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)			348	-239
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)			3.950	3.592
	Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend		(3.671)	(3.442)
	Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend		(15)
	Davon: auf andere Gesellschafter entfallend		(264)	(150)

1 Beträge nach Steuern

4.3 BILANZ

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Aktiva	(s. Anhang)	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---	---
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	(10)	17.350	17.320
Sachanlagen	(11)	32.237	28.627
Investment Property	(12)	162	182
At-Equity-bilanzierte Beteiligungen	(13)	3.694	3.736
Übrige Finanzanlagen	(14)	750	709
Finanzforderungen	(15)	1.042	1.118
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	(16)	2.213	2.488
Ertragsteueransprüche		626	507
Latente Steuern	(17)	2.391	1.876
		60.465	56.563
Kurzfristiges Vermögen
Vorräte	(18)	3.293	3.115
Finanzforderungen	(15)	2.746	3.422
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	(19)	9.485	9.530
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	(16)	10.484	13.784
Ertragsteueransprüche		543	660
Wertpapiere	(20)	3.196	3.290
Flüssige Mittel	(21)	2.476	3.074
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte		389
		32.612	36.875
		93.077	93.438

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Passiva	(s. Anhang)	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---	---
Eigenkapital	(22)
Anteile der Aktionäre der RWE AG		14.574	12.792
Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG		1.759
Anteile anderer Gesellschafter		1.084	925
		17.417	13.717
Langfristige Schulden
Rückstellungen	(24)	23.485	22.315
Finanzverbindlichkeiten	(25)	15.908	17.019
Übrige Verbindlichkeiten	(27)	3.584	3.972
Latente Steuern	(17)	2.185	2.327
		45.162	45.633
Kurzfristige Schulden
Rückstellungen	(24)	5.572	5.829
Finanzverbindlichkeiten	(25)	3.902	3.127
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(26)	8.415	9.697
Ertragsteuerverbindlichkeiten		90	218
Übrige Verbindlichkeiten	(27)	12.376	15.217
Zur Veräußerung bestimmte Schulden		143
		30.498	34.088
		93.077	93.438

4.4 KAPITALFLUSSRECHNUNG

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in Mio. €		(s. Anhang, 32)	2010	2009
Ergebnis			3.602	3.831
Abschreibungen/Zuschreibungen			3.184	2.464
Veränderung der Rückstellungen			338	-10
Veränderung der latenten Steuern			-680	97
Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren			-165	69
Sonstige zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen			1.570	-357
Veränderung des Nettoumlaufvermögens			-2.349	-795
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten			5.500	5.299
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten				11
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit			5.500	5.310
Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen/Investment Property
	Investitionen		-6.379	-5.913
	Einnahmen aus Anlagenabgängen		176	103
Akquisitionen, Beteiligungen
	Investitionen		-258	-8.801
	Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen		220	2.328
Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen			-442	4.427
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (vor Dotierung Contractual Trust Arrangement)			-6.683	-7.856
Dotierung Contractual Trust Arrangement				-470
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (nach Dotierung Contractual Trust Arrangement)			-6.683	-8.326
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten				-78
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit			-6.683	-8.404
Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter)			27	186
Aufnahme von Hybridkapital			1.738
Dividenden/Ausschüttungen an RWE-Aktionäre und andere Gesellschafter			-2.198	-2.592
Aufnahme von Finanzschulden			3.485	11.592
Tilgung von Finanzschulden			-2.414	-4.347
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten			638	4.839
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten				65
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit			638	4.904
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel			-545	1.810
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel			6	13
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel nicht fortgeführter Aktivitäten				2
Veränderung der flüssigen Mittel			-539	1.825
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums			3.074	1.249
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums			2.535	3.074
Davon als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen			-59
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums lt. Konzernbilanz			2.476	3.074

4.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS

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Veränderung des Eigenkapitals in Mio. €	Gezeichnetes Kapital der RWE AG	Kapitalrücklage der RWE AG	Gewinnrücklage und Bilanzgewinn	Eigene Aktien	Accumulated Other Comprehensive Income
					Unterschied aus der Währungs- umrechnung	Marktbewertung von Finanzinstrumenten
---	---	---	---	---	---	---
(s. Anhang, 22)						Zur Veräußerung verfügbar
---	---	---	---	---	---	---
Stand: 01.01.09	1.440	1.158	11.200	-2.500	112	-274
Kapitaleinzahlung
Veräußerung eigener Aktien			-52	228
Dividendenzahlungen1			-2.401
Ergebnis			3.571
Other Comprehensive Income			-769		115	403
Total Comprehensive Income			2.802		115	403
Übrige Veränderungen			-12
Stand: 31.12.09	1.440	1.158	11.537	-2.272	227	129
Kapitaleinzahlung
Dividendenzahlungen1			-1.867
Ergebnis			3.308
Other Comprehensive Income			14		218	-30
Total Comprehensive Income			3.322		218	-30
Übrige Veränderungen			-22
Stand: 31.12.10	1.440	1.158	12.970	-2.272	445	99

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Veränderung des Eigenkapitals in Mio. €	Accumulated Other Comprehensive Income	Anteile der Aktionäre der RWE AG	Anteile der Hybridkapital- geber der RWE AG	Anteile anderer Gesellschafter	Summe
	Marktbewertung von Finanzinstrumenten
---	---	---	---	---	---
(s. Anhang, 22)	In Sicherungs- beziehung
---	---	---	---	---	---
Stand: 01.01.09	451	11.587		1.553	13.140
Kapitaleinzahlung				10	10
Veräußerung eigener Aktien		176			176
Dividendenzahlungen1		-2.401		-121	-2.522
Ergebnis		3.571		260	3.831
Other Comprehensive Income	122	-129		-110	-239
Total Comprehensive Income	122	3.442		150	3.592
Übrige Veränderungen		-12		-667	-679
Stand: 31.12.09	573	12.792		925	13.717
Kapitaleinzahlung			1.738	21	1.759
Dividendenzahlungen1		-1.867		-160	-2.027
Ergebnis		3.308	15	279	3.602
Other Comprehensive Income	161	363		-15	348
Total Comprehensive Income	161	3.671	15	264	3.950
Übrige Veränderungen		-22	6	34	18
Stand: 31.12.10	734	14.574	1.759	1.084	17.417

1 Nach Umgliederung von Minderheitenanteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß IAS 32

4.6 ANHANG

Allgemeine Grundlagen

Die RWE AG mit Sitz am Opernplatz 1 in 45128 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern").

Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2010 ist am 11. Februar 2011 vom Vorstand der RWE AG zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften. Die Vorjahreszahlen sind nach denselben Grundsätzen ermittelt worden.

Neben der Gewinn- und Verlustrechnung, der Aufstellung der erfassten Erträge und Aufwendungen sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Die Anhangangaben enthalten zudem eine Segmentberichterstattung.

Zum Zwecke einer klareren Darstellung sind verschiedene Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst worden. Im Anhang werden diese Posten gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert.

Der Konzernabschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge sind - soweit nicht anders angegeben - in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen.

Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr 2010 (1. Januar bis 31. Dezember).

Aufstellung, Vollständigkeit und Richtigkeit des Konzernabschlusses sowie des - mit dem Lagebericht der RWE AG zusammengefassten - Konzernlageberichts liegen in der Verantwortung des Vorstands der RWE AG.

Durch interne Kontrollsysteme, den Einsatz konzernweit einheitlicher Richtlinien und Maßnahmen zur Aus- und Weiterbildung der Mitarbeiter gewährleisten wir die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften und der konzerninternen Richtlinien sowie die Zuverlässigkeit und Funktionsfähigkeit der Kontrollsysteme werden kontinuierlich konzernweit geprüft.

Das Risikomanagementsystem des Konzerns ist entsprechend den Anforderungen des "Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich" (KonTraG) darauf ausgerichtet, dass der Vorstand Risiken frühzeitig erkennen und bei Bedarf Gegenmaßnahmen einleiten kann.

Der Konzernabschluss, der zusammengefasste Lagebericht und der Prüfungsbericht werden in Anwesenheit des Abschlussprüfers im Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats eingehend erörtert. Aus dem Bericht des Aufsichtsrats (Seiten 136 bis 139 dieses Geschäftsberichts) geht das Ergebnis der Prüfung durch den Aufsichtsrat hervor.

Konsolidierungskreis

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

Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach IAS 39 bilanziert. Die nicht vollkonsolidierten Tochterunternehmen machen insgesamt weniger als 1 % des Umsatzes, des Ergebnisses und der Verschuldung des Konzerns aus. Tochterunternehmen mit negativem Ergebnis oder negativem Eigenkapital werden grundsätzlich vollkonsolidiert.

Die Aufstellung des Anteilbesitzes des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird in der Anlage (A) zu diesem Anhang aufgeführt. Auf den Seiten 228 bis 230 dieses Geschäftsberichts sind wesentliche in den Konzernabschluss einbezogene Tochterunternehmen und at-Equity-bilanzierte Beteiligungen aufgeführt.

Im Berichtsjahr wurden 11 Gesellschaften in Deutschland und 18 außerhalb Deutschlands erstmals konsolidiert. Aus dem Konsolidierungskreis ausgeschieden sind 17 Gesellschaften, davon drei in Deutschland; 20 wurden verschmolzen, davon 13 in Deutschland. Ferner wurden sieben assoziierte Unternehmen erstmals at-Equity-bilanziert, davon zwei in Deutschland. Von den im Vorjahr at-Equity-bilanzierten Beteiligungen wurden vier veräußert, davon eine in Deutschland; eine Gesellschaft im Ausland wurde verschmolzen und sieben Gesellschaften wurden nicht mehr at-Equity-bilanziert, davon sechs in Deutschland. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen.

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Konsolidierungskreis	Inland	Ausland	Gesamt	Gesamt
	31.12.10	31.12.10	31.12.10	31.12.09
---	---	---	---	---
Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen	204	241	445	453
Anzahl der at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	69	52	121	126

Unternehmenserwerbe.

Am 30. September 2009 hat RWE 100% des stimmberechtigten Eigenkapitals des niederländischen Energieversorgers Essent N.V. erworben. Die Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses wurde zum 30. September 2010 ohne Anpassungen gegenüber der vorläufigen Bilanzierung vom 31. Dezember 2009 abschließend festgestellt.

Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Schulden (Assets and Liabilities held for sale)/Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations).

RWE hat sich im Jahr 2009 gegenüber der EU-Kommission verpflichtet, ihre Anteile an der Thyssengas GmbH zu verkaufen, in der das deutsche Gasfernleitungsnetz zusammengefasst ist. Im Dezember 2010 hat RWE einen Vertrag über den Verkauf des 100%igen Anteils an der Thyssengas GmbH geschlossen. Der Verkauf steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der EU-Kommission und der zuständigen Kartellbehörde. Die Kartellbehörde hat im Dezember 2010, die EU-Kommission Ende Januar 2011 zugestimmt. Die Vermögenswerte und Schulden von Thyssengas werden zum 31. Dezember 2010 als zur Veräußerung bestimmt ausgewiesen. Thyssengas ist in der Segmentberichterstattung unter "Sonstige/Konsolidierung" erfasst.

Nachfolgend sind die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte und Schulden von Thyssengas dargestellt:

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Eckdaten von Thyssengas	31.12.10
in Mio. €
---	---
Langfristige Vermögenswerte	296
Kurzfristige Vermögenswerte	93
Langfristige Schulden	36
Kurzfristige Schulden	107

Im Vorjahr wurde American Water Works Company Inc. (American Water), Wilmington/Delaware, USA, als nicht fortgeführte Aktivität (Discontinued Operation) ausgewiesen. Nachfolgend sind die Kennzahlen von American Water für den Zeitraum der Vollkonsolidierung (Januar bis März 2009) dargestellt:

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Eckdaten von American Water	Jan - März
in Mio. €	2009
---	---
Umsatzerlöse	426
Aufwendungen/Erträge	-323
Laufendes Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	103
Ertragsteuern	-39
Ergebnis	64
Fair-Value-Anpassungen	-39
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	25

Darüber hinaus wurden seit der Entkonsolidierung aufgrund des Verlusts der Stimmrechtsmehrheit an American Water 42 Mio. € aus der Veräußerung, -2 Mio. € aus Fair-Value-Anpassungen und 26 Mio. € aus dem uns zugeflossenen Beteiligungsergebnis im Vorjahreszeitraum im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten erfasst.

Aus Änderungen des Konsolidierungskreises sind langfristige Vermögenswerte (inkl. latenter Steuern) von 111 Mio. € und flüssige Mittel von 61 Mio. € abgegangen, kurzfristige Vermögenswerte (ohne flüssige Mittel) von 482 Mio. € zugegangen und haben sich die lang- und kurzfristigen Schulden um 57 Mio. € erhöht. Darin jeweils enthalten sind die sich gegenseitig aufhebenden Effekte des Ausweises als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Schulden".

Die bei der Veräußerung der Tochterunternehmen erzielten Kaufpreise summierten sich auf 227 Mio. € (Vorjahr: 222 Mio. €); sie wurden in flüssigen Mitteln entrichtet.

Die Einflüsse, die sich aus der Änderung des Konsolidierungskreises ergeben haben, sind - soweit von besonderer Bedeutung - im Anhang vermerkt.

Konsolidierungsgrundsätze

Die in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Tochterunternehmen, deren Geschäftsjahr nicht am Konzernabschluss-Stichtag (31. Dezember) endet, stellen grundsätzlich zu diesem Termin einen Zwischenabschluss auf.

Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der Minderheitenanteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei werden die Minderheitenanteile grundsätzlich mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens bewertet. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden dabei - unabhängig von der Höhe des Minderheitenanteils - mit ihren vollen beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Immaterielle Vermögenswerte sind gesondert vom Geschäfts- oder Firmenwert zu bilanzieren, wenn sie vom Unternehmen abtrennbar sind oder aus einem vertraglichen oder anderen Recht resultieren. Bei der Kaufpreisallokation werden gemäß IFRS 3 Restrukturierungsrückstellungen nicht neu gebildet. Übersteigt der Kaufpreis das neu bewertete anteilige Nettovermögen der erworbenen Tochtergesellschaft, wird der Unterschiedsbetrag als Geschäfts- oder Firmenwert aktiviert. Liegt der Kaufpreis darunter, wird der (negative) Unterschiedsbetrag aus der Erstkonsolidierung erfolgswirksam aufgelöst.

Aktivierte Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest (Impairment Test) unterzogen. Im Falle einer Entkonsolidierung werden die Restbuchwerte der aktivierten Geschäfts- oder Firmenwerte bei der Berechnung des Veräußerungserfolgs berücksichtigt. Änderungen im Anteilsbesitz, bei denen die Beherrschungsmöglichkeit gegenüber dem Tochterunternehmen fortbesteht, werden ergebnisneutral erfasst. Bei Anteilsreduzierungen, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führen, werden die verbleibenden Anteile erfolgswirksam neu bewertet.

Aufwendungen und Erträge sowie Forderungen und Verbindlichkeiten zwischen den konsolidierten Unternehmen werden eliminiert. Zwischenergebnisse werden herausgerechnet.

Bei at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden Geschäfts- oder Firmenwerte nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung erfasst. Im Übrigen gelten auch hier die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben. Falls außerplanmäßige Abschreibungen des Equity-Wertes erforderlich werden, weisen wir diese im Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen aus. Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Währungsumrechnung

Die Gesellschaften bewerten in ihren Einzelabschlüssen nicht monetäre Posten in fremder Währung zum Bilanzstichtag mit dem Wechselkurs, der am Tag der Erstverbuchung galt. Monetäre Posten werden mit dem Kurs am Bilanzstichtag umgerechnet. Bis zum Bilanzstichtag eingetretene Kursgewinne und -verluste aus der Bewertung von monetären Bilanzposten in fremder Währung werden ergebniswirksam in den sonstigen betrieblichen Erträgen oder Aufwendungen berücksichtigt.

Als Umrechnungsverfahren für Abschlüsse von Gesellschaften außerhalb des Euro-Raums wird die funktionale Währungsumrechnung angewendet. Da die in den Konzernabschluss einbezogenen wesentlichen Auslandsgesellschaften ihr Geschäft selbstständig in ihrer Landeswährung betreiben, werden ihre Bilanzposten im Konzernabschluss zu Tagesmittelkursen am Bilanzstichtag in Euro umgerechnet. Dies gilt auch für die Geschäfts- oder Firmenwerte, die als Vermögenswerte der wirtschaftlich selbstständigen ausländischen Teileinheiten betrachtet werden. Differenzen gegenüber der Vorjahresumrechnung weisen wir als erfolgsneutrale Veränderung im Other Comprehensive Income aus. Aufwands- und Ertragsposten werden mit Jahresdurchschnittskursen umgerechnet. Bei der Umrechnung der Eigenkapitalfortschreibung ausländischer Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, gehen wir entsprechend vor.

Für die Währungsumrechnung wurden u.a. folgende Wechselkurse zugrunde gelegt:

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Wechselkurse	Durchschnitt		Stichtag
in €	2010	2009	31.12.10	31.12.09
---	---	---	---	---
1 US-Dollar	0,76	0,72	0,75	0,69
1 Pfund Sterling	1,17	1,12	1,16	1,13
100 tschechische Kronen	3,96	3,77	3,99	3,78
100 ungarische Forint	0,36	0,35	0,36	0,37
1 polnischer Zloty	0,25	0,23	0,25	0,24

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Immaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sämtliche immateriellen Vermögenswerte mit Ausnahme von Geschäfts- oder Firmenwerten weisen eine bestimmbare Nutzungsdauer auf und werden planmäßig linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft.

Software für kaufmännische und technische Anwendungen wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben. Die Summe der zum Betrieb einer Kraftwerksanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right bzw. Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt bis zu 20 Jahre. Konzessionen im Wasserbereich laufen über einen Zeitraum i.d.R. von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über einen Zeitraum von bis zu zehn Jahren abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft.

Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest (Impairment Test) unterzogen.

Entwicklungsausgaben werden aktiviert, wenn ein neu entwickeltes Produkt oder Verfahren eindeutig abgegrenzt werden kann, technisch realisierbar ist und entweder die eigene Nutzung oder die Vermarktung vorgesehen ist. Weiterhin setzt die Aktivierung voraus, dass den Entwicklungsausgaben mit hinreichender Wahrscheinlichkeit künftige Finanzmittelzuflüsse gegenüberstehen. Aktivierte Entwicklungsausgaben werden planmäßig über den erwarteten Zeitraum des Verkaufs der Produkte abgeschrieben. Forschungsausgaben werden in der Periode ihrer Entstehung als Aufwand erfasst.

Immaterielle Vermögenswerte werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag des Vermögenswertes den Buchwert unterschreitet. Eine gesonderte Regelung gilt für den Fall, dass der Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ist. Letztere ist definiert als die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten, die Mittelzuflüsse erzeugen; dabei müssen die Mittelzuflüsse weitestgehend unabhängig von denen anderer Vermögenswerte oder anderer Gruppen von Vermögenswerten sein. Ist ein immaterieller Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit, wird die Abschreibung auf der Basis des erzielbaren Betrags der Einheit ermittelt. Wurde einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet und übersteigt ihr Buchwert den erzielbaren Betrag, so wird zunächst der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe des Differenzbetrags außerplanmäßig abgeschrieben. Ein darüber hinausgehender Abwertungsbedarf wird durch anteilige Reduzierung der Buchwerte der übrigen Vermögenswerte der Zahlungsmittel generierenden Einheit berücksichtigt. Wenn der Grund für eine früher vorgenommene außerplanmäßige Abschreibung entfallen ist, werden die immateriellen Vermögenswerte zugeschrieben. Allerdings darf der durch Zuschreibung erhöhte Buchwert nicht die fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten übersteigen. Bei Geschäfts- oder Firmenwerten werden keine Zuschreibungen vorgenommen.

Sachanlagen werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Fremdkapitalkosten werden als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert, wenn sie unmittelbar dem Erwerb oder der Herstellung eines "qualifizierten Vermögenswertes" zugeordnet werden können, bei dem ein beträchtlicher Zeitraum erforderlich ist, um ihn in seinen beabsichtigten gebrauchs- oder verkaufsfähigen Zustand zu versetzen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten ggf. auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Instandhaltungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst.

Die Bilanzierung von Explorationsbohrungen zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten folgt der Successful-Efforts-Methode. Das heißt, Explorationsausgaben werden nur dann aktiviert, wenn sie erfolgreich waren - also insbesondere zur Entdeckung von Rohöl- oder Gasvorkommen geführt haben. Ausgaben für Seismik und Geologie werden als Aufwand erfasst. Entsprechend der Unit-of-Production-Methode schreiben wir die aktivierten Explorationsausgaben noch nicht in der Explorationsphase ab, sondern erst ab Produktionsbeginn. Werthaltigkeitstests werden durchgeführt, sobald Tatsachen und Indizien darauf hindeuten, dass der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt.

Sachanlagen werden - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf eher entspricht. Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde:

Nutzungsdauer in Jahren

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Gebäude		7 - 75
Technische Anlagen
	Thermische Kraftwerke	10 - 40
	Windkraftanlagen	bis zu 20
	Stromnetze	20 - 45
	Wasserleitungsnetze	20 - 80
	Gas- und Wasserspeicher	15 - 50
	Gasverteilungsanlagen	14 - 40
	Anlagen im Bergbau	3 - 25
	Grubenaufschlüsse im Bergbau	33 - 35
Bohrungen Upstream Gas & Öl		bis zu 29

Im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Sachanlagen werden mit dem beizulegenden Zeitwert oder mit dem Barwert der Mindestleasingraten aktiviert, je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Sie werden linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Vertragslaufzeit abgeschrieben.

Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Sachanlagen folgt den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen.

Investment Property (als Finanzinvestition gehaltene Immobilien) umfasst alle Immobilien, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder langfristigen Wertsteigerungen gehalten und weder in der Produktion noch für Verwaltungszwecke eingesetzt werden. Es wird zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Bei der erstmaligen Bewertung sind auch Transaktionskosten einzubeziehen. Abnutzbares Investment Property wird über eine Laufzeit von sieben bis 75 Jahren linear abgeschrieben. Der beizulegende Zeitwert des Investment Property ist im Anhang angegeben. Er wird nach international anerkannten Bewertungsmethoden, z.B. der Discounted-Cash-Flow-Methode, ermittelt oder aus den aktuellen Marktpreisen vergleichbarer Immobilien abgeleitet.

Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Investment Property folgt ebenfalls den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen.

Anteile an at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden zunächst mit den Anschaffungskosten und in den Folgeperioden mit dem fortgeschriebenen anteiligen Nettovermögen bilanziert. Dabei werden die Buchwerte jährlich um die anteiligen Ergebnisse, die Ausschüttungen und alle weiteren Eigenkapitalveränderungen erhöht bzw. vermindert. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht gesondert ausgewiesen, sondern sind im Wertansatz der Beteiligung enthalten. Eine planmäßige Abschreibung der Geschäfts- oder Firmenwerte findet nicht statt. Nach der Equity-Methode bilanzierte Beteiligungen werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet.

Die unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen/ Gemeinschaftsunternehmen sowie die übrigen Beteiligungen und die langfristigen Wertpapiere gehören der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an. In diese Kategorie fallen Finanzinstrumente, die keine Kredite und Forderungen oder bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen darstellen und die nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Erstbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Erstbewertung findet am Erfüllungstag statt. Unrealisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Wenn wesentliche objektive Hinweise für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vorliegen, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Befindet sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten oder ist er mit den Zins- und Tilgungszahlungen in Verzug, kann dies ein Hinweis auf eine Wertminderung des betreffenden finanziellen Vermögenswertes sein. Gleiches gilt, wenn es für den finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt.

Die Forderungen umfassen die Finanzforderungen, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden bis auf derivative Finanzinstrumente mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Erforderliche Wertberichtigungen orientieren sich am tatsächlichen Ausfallrisiko. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze von Forderungen grundsätzlich über ein Wertberichtigungskonto korrigiert. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Versorgungsbetrieben sind erhaltene Abschlagszahlungen auf den abgegrenzten, noch nicht abgelesenen Verbrauch unserer Kunden verrechnet.

Die unter den Finanzforderungen ausgewiesenen Ausleihungen sind mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Marktüblich verzinsliche Ausleihungen werden zum Nominalwert bilanziert, zinslose oder niedrig verzinsliche Ausleihungen dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes.

CO2 -Emissionsrechte werden als immaterielle Vermögenswerte bilanziert und unter den sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Sowohl entgeltlich erworbene als auch frei zugeteilte Rechte werden zu Anschaffungskosten bewertet; eine planmäßige Abschreibung findet nicht statt.

Latente Steuern resultieren aus temporären Unterschieden zwischen IFRS- und Steuerbilanzen der Einzelgesellschaften sowie aus Konsolidierungsvorgängen. Die aktiven latenten Steuern umfassen auch Steuerminderungsansprüche, die sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren ergeben. Latente Steuern sind dann zu aktivieren, wenn damit verbundene wirtschaftliche Vorteile mit hinreichender Sicherheit genutzt werden können. Ihre Höhe wird auf der Basis der Steuersätze ermittelt, die im betreffenden Land zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. voraussichtlich gelten werden. Maßgeblich sind die am Bilanzstichtag gültigen bzw. verabschiedeten steuerlichen Vorschriften. Für die Berechnung der latenten Steuern in Deutschland wird ein Steuersatz von 31,2% (Vorjahr: 30,9%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem gültigen Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag von 5,5% und dem im Berichtsjahr angepassten konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz. Aktive und passive latente Steuern werden je Gesellschaft bzw. Organkreis saldiert.

Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe einschließlich Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus).

Sofern die Vorräte nicht hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden sie zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten oder zu niedrigeren Nettoveräußerungswerten angesetzt. Die Herstellungskosten entsprechen den produktionsorientierten Vollkosten; sie werden auf der Grundlage einer normalen Kapazitätsauslastung ermittelt. Neben den direkt zurechenbaren Kosten enthalten die Herstellungskosten angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Auch fertigungsbedingte Abschreibungen sind berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Bewertung werden i.d.R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Fifo-Verfahren ermittelt.

Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands erfasst.

Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Abschreibungen werden arbeitsabhängig nach dem Verbrauch und leistungsabhängig nach der Nutzungsdauer des Reaktors ermittelt.

Vorräte, die hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden mit dem Nettoveräußerungswert abzüglich der Vertriebsaufwendungen bewertet. Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst.

Zu den als kurzfristig ausgewiesenen Wertpapieren zählen im Wesentlichen die Wertpapiere in den Spezialfonds sowie festverzinsliche Titel, die beim Erwerb eine Restlaufzeit von mehr als drei Monaten und weniger als einem Jahr aufweisen. Die Wertpapiere gehören ausnahmslos der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an und werden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Erstbewertung werden Transaktionskosten berücksichtigt, die direkt dem Erwerb des finanziellen Vermögenswertes zuzurechnen sind; die Erstbewertung erfolgt zum Erfüllungstag. Unrealisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Liegen wesentliche objektive Hinweise für eine Wertminderung vor, wird erfolgswirksam abgeschrieben.

Finanzielle Vermögenswerte werden ausgebucht, wenn die vertraglichen Rechte auf Zahlungsmittelzuflüsse aus dem Vermögenswert auslaufen oder wenn der finanzielle Vermögenswert übertragen wird. Letzteres ist dann der Fall, wenn alle wesentlichen Chancen und Risiken, die mit dem Eigentum an dem Vermögenswert verbunden sind, übertragen werden oder die Verfügungsmacht über den Vermögenswert abgegeben wird.

Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten.

Als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" sind Vermögenswerte ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können und deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist. Dabei kann es sich um einzelne langfristige Vermögenswerte, um Gruppen von Vermögenswerten (Veräußerungsgruppen) oder um Geschäftsbereiche (nicht fortgeführte Aktivitäten bzw. Discontinued Operations) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" gesondert ausgewiesen.

Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte werden nicht mehr planmäßig abgeschrieben. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert.

Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.

Die Position "Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten" in der Gewinn- und Verlustrechnung enthält neben den Ergebnissen aus der laufenden Geschäftstätigkeit auch Gewinne oder Verluste aus der Bewertung mit dem beizulegenden Zeitwert oder aus der Veräußerung von Aktivitäten.

Die konzernweiten Aktienoptionsprogramme werden als aktienbasierte Vergütungen mit Barausgleich bilanziert. Zum Bilanzstichtag wird eine Rückstellung in Höhe des zeitanteiligen beizulegenden Zeitwertes der Zahlungsverpflichtung gebildet. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes werden erfolgswirksam erfasst. Der beizulegende Zeitwert der Optionen wird mithilfe anerkannter finanzwirtschaftlicher Modelle bestimmt.

Rückstellungen werden für sämtliche am Bilanzstichtag gegenüber Dritten bestehenden rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gebildet, die auf vergangenen Ereignissen beruhen, die wahrscheinlich zu einem Abfluss von Ressourcen führen werden und deren Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn die zu bewertende Rückstellung eine große Anzahl von Positionen umfasst, wird die Verpflichtung durch Gewichtung aller möglichen Ergebnisse mit ihren jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeiten geschätzt (Erwartungswertmethode).

Alle langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten voraussichtlichen Erfüllungsbetrag bilanziert. Bei der Ermittlung dieses Betrags sind auch die bis zum Erfüllungszeitpunkt voraussichtlich eintretenden Kostensteigerungen zu berücksichtigen.

Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten ggf. auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen, für die Stilllegungs-, Rekultivierungs- und ähnliche Rückstellungen gebildet werden. Sollten Änderungen des Zinssatzes oder Änderungen der Schätzungen bezüglich des zeitlichen Anfalls oder der Höhe der Auszahlungen zu Änderungen der Rückstellungen führen, wird in gleicher Höhe der Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes angepasst. Überschreitet eine Verminderung den Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes, ist der überschießende Betrag direkt erfolgswirksam zu erfassen.

Rückstellungen werden grundsätzlich gegen den Aufwandsposten aufgelöst, gegen den sie gebildet wurden.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden für leistungsorientierte Versorgungspläne gebildet. Dabei handelt es sich um Verpflichtungen des Unternehmens aus Anwartschaften und laufenden Leistungen an berechtigte aktive und ehemalige Mitarbeiter sowie deren Hinterbliebene. Die Verpflichtungen beziehen sich insbesondere auf Ruhegelder. Die individuellen Zusagen bemessen sich i.d.R. nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit und der Vergütung der Mitarbeiter.

Bei der Bewertung von Rückstellungen für leistungsorientierte Versorgungspläne wird der versicherungsmathematische Barwert der jeweiligen Verpflichtung zugrunde gelegt. Dieser wird mithilfe der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected-Unit-Credit-Methode) ermittelt. Bei diesem Anwartschaftsbarwertverfahren werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch erwartete künftige Steigerungen von Gehältern und Renten berücksichtigt. Die Berechnung stützt sich auf versicherungsmathematische Gutachten unter Berücksichtigung biometrischer Daten (für Deutschland insbesondere die Richttafeln 2005 G von Klaus Heubeck). Die Rückstellung ergibt sich aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwertes der Verpflichtung und dem beizulegenden Zeitwert des zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Planvermögens. Der Dienstzeitaufwand ist im Personalaufwand enthalten. Der Zinsaufwand und die erwarteten Erträge aus dem Planvermögen gehen in das Finanzergebnis ein.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie eintreten. Sie werden als Bestandteil des Other Comprehensive Income außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in der Aufstellung der erfassten Erträge und Aufwendungen ausgewiesen und unmittelbar in die Gewinnrücklagen gebucht. Auch in den Folgeperioden werden sie nicht mehr erfolgswirksam.

Bei beitragsorientierten Versorgungsplänen geht das Unternehmen über die Entrichtung von Beitragszahlungen an zweckgebundene Fonds hinaus keine weiteren Verpflichtungen ein. Die Beitragszahlungen werden im Personalaufwand ausgewiesen.

Die Entsorgungsrückstellungen im Kernenergiebereich basieren auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen, insbesondere dem Atomgesetz, sowie auf Auflagen, die in den Betriebsgenehmigungen festgeschrieben sind. Ihrer Bewertung liegen Schätzungen zugrunde, die zum einen auf konkretisierenden Verträgen, zum anderen auf Angaben interner und externer Experten und Fachgutachter sowie des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) beruhen.

Die am Bilanzstichtag bestehenden und bei Bilanzaufstellung erkennbaren Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung von Flächen sowie aus verursachten oder bereits eingetretenen Bergschäden werden durch bergbaubedingte Rückstellungen berücksichtigt. Die Rückstellungen sind aufgrund öffentlichrechtlicher Verpflichtungen zu bilden, die auf entsprechenden gesetzlichen Regelungen wie dem Bundesberggesetz basieren und vor allem in Betriebsplänen und wasserrechtlichen Erlaubnisbescheiden konkretisiert sind. Die Rückstellungen werden grundsätzlich mit zunehmendem Verpflichtungsumfang, u.a. entsprechend der Braunkohleförderung, gebildet. Bewertet werden sie mit den zu erwartenden Vollkosten bzw. den geschätzten Schadenersatzleistungen.

Des Weiteren werden Rückstellungen aufgrund öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen zum Rückbau von Produktionsanlagen sowie zur Verfüllung von Bohrungen gebildet. Ihre Höhe bestimmt sich nach den zu erwartenden Vollkosten unter Berücksichtigung von Erfahrungswerten und Vergleichskostensätzen des Wirtschaftsverbands der Erdöl- und Erdgasgewinnung. Bei ausländischen Tochtergesellschaften wird analog verfahren.

Für die Verpflichtung zur Rückgabe von CO2 -Emissionsrechten an die zuständigen Behörden wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten CO2 -Rechte bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Emissionsrechte am Stichtag bewertet.

Verbindlichkeiten umfassen die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten. Verbindlichkeiten werden bei erstmaligem Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert einschließlich Transaktionskosten erfasst und in den Folgeperioden - mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente - mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen werden in Höhe des beizulegenden Zeitwertes des Leasing-Gegenstands oder - falls dieser niedriger ist - in Höhe des Barwertes der Mindestleasingraten passiviert.

Rechnungsabgrenzungsposten und von Kunden erhaltene Anzahlungen werden unter den übrigen Verbindlichkeiten passiviert. Zu den Rechnungsabgrenzungsposten zählen die von Versorgungsbetrieben passivierten Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind in den Rechnungsabgrenzungsposten auch von der öffentlichen Hand gewährte steuerpflichtige Zuschüsse und steuerfreie Zulagen zu Anlagegegenständen enthalten, die i.d.R. entsprechend dem Abschreibungsverlauf der Anlagen als sonstige betriebliche Erträge vereinnahmt werden.

Unter den übrigen Verbindlichkeiten werden auch bestimmte Minderheitenanteile ausgewiesen. Dabei handelt es sich um Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) von Minderheitenanteilen.

Derivative Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten bilanziert und - unabhängig von ihrem Zweck - mit dem beizulegenden Zeitwert bewertet. Änderungen dieses Wertes werden erfolgswirksam erfasst, es sei denn, die derivativen Finanzinstrumente stehen in einer bilanziellen Sicherungsbeziehung. In diesem Fall richtet sich die Erfassung von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes nach der Art des Sicherungsgeschäfts.

Mit Fair Value Hedges werden bilanzierte Vermögenswerte oder Schulden gegen das Risiko einer Änderung des beizulegenden Zeitwertes abgesichert. Auch die Absicherung von bilanzunwirksamen festen Verpflichtungen wird als Fair Value Hedge bilanziert. Bei Fair Value Hedges werden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte sowohl der Sicherungsgeschäfte als auch der dazugehörigen Grundgeschäfte in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Das bedeutet, Gewinne und Verluste aus der Bewertung zum beizulegenden Zeitwert der Sicherungsgeschäfte werden in denselben Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen wie Gewinne und Verluste aus der Bewertung des abgesicherten Grundgeschäfts oder Teilen des Grundgeschäfts. Werden bilanzunwirksame feste Verpflichtungen abgesichert, führen Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der festen Verpflichtung im Hinblick auf das abgesicherte Risiko zum erfolgswirksamen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld.

Cash Flow Hedges dienen der Absicherung des Risikos, dass die mit einem bilanzierten Vermögenswert, einer bilanzierten Schuld oder einer mit hoher Wahrscheinlichkeit eintretenden geplanten Transaktion verbundenen zukünftigen Zahlungsströme schwanken. Liegt ein Cash Flow Hedge vor, werden die unrealisierten Gewinne und Verluste des Sicherungsgeschäfts zunächst im Other Comprehensive Income erfasst. Sie werden erst dann in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, wenn das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Werden geplante Transaktionen gesichert und führen diese Transaktionen in späteren Perioden zum Ansatz eines finanziellen Vermögenswertes oder einer finanziellen Verbindlichkeit, sind die bis zu diesem Zeitpunkt im Eigenkapital erfassten Beträge in der Periode erfolgswirksam aufzulösen, in der auch der Vermögenswert oder die Verbindlichkeit das Periodenergebnis beeinflusst. Führen die Transaktionen zum Ansatz von nicht finanziellen Vermögenswerten oder Verbindlichkeiten, z.B. zum Erwerb von Sachanlagevermögen, werden die erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Beträge mit dem erstmaligen Wertansatz des Vermögenswertes oder der Verbindlichkeit verrechnet.

Hedges einer Nettoinvestition in eine ausländische Teileinheit zielen darauf ab, das Fremdwährungsrisiko aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung abzusichern. Unrealisierte Gewinne und Verluste aus den Sicherungsgeschäften werden bis zur Veräußerung der ausländischen Teileinheit im Other Comprehensive Income erfasst.

IAS 39 legt fest, unter welchen Voraussetzungen Sicherungsbeziehungen bilanziell erfasst werden dürfen. Unter anderem müssen sie ausführlich dokumentiert und effektiv sein. "Effektivität" im Sinne von IAS 39 liegt dann vor, wenn die Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Sicherungsgeschäfts sowohl prospektiv als auch retrospektiv in einer Bandbreite von 80 bis 125% der gegenläufigen Änderungen des beizulegenden Zeitwertes des Grundgeschäfts liegen. Nur der effektive Teil einer Sicherungsbeziehung darf nach den beschriebenen Regeln bilanziert werden. Der ineffektive Teil wird sofort erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Verträge, die für Zwecke des Empfangs oder der Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens abgeschlossen und in diesem Sinne gehalten werden (Eigenverbrauchverträge), werden nicht als derivative Finanzinstrumente, sondern als schwebende Geschäfte bilanziert. Enthalten die Verträge eingebettete Derivate, werden die Derivate getrennt vom Basisvertrag bilanziert, wenn die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit den wirtschaftlichen Merkmalen und Risiken des Basisvertrags verbunden sind. Geschriebene Optionen auf den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Posten, die durch Barausgleich erfüllt werden können, sind keine Eigenverbrauchverträge.

Eventualschulden sind mögliche Verpflichtungen gegenüber Dritten oder bereits bestehende Verpflichtungen, die wahrscheinlich nicht zu einem Ressourcenabfluss führen oder in ihrer Höhe nicht verlässlich bestimmt werden können. Eventualschulden werden in der Bilanz nur dann erfasst, wenn sie im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses übernommen wurden. Die im Anhang angegebenen Verpflichtungsvolumina der Eventualschulden entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang.

Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden. Bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind Ermessensentscheidungen zu treffen. Dies gilt insbesondere für folgende Sachverhalte:

―	Bei bestimmten Verträgen ist zu entscheiden, ob sie als Derivate zu behandeln oder wie sogenannte Eigenverbrauchverträge als schwebende Geschäfte zu bilanzieren sind.
―	Finanzielle Vermögenswerte sind in die Kategorien "Bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen", "Kredite und Forderungen", "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" und "Finanzielle Vermögenswerte, die erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden" einzuordnen.
―	Bei "Zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten" ist zu entscheiden, ob und wann eine Wertminderung als außerplanmäßige Abschreibung erfolgswirksam zu erfassen ist.
―	Bei Vermögenswerten, die veräußert werden sollen, ist zu bestimmen, ob sie in ihrem aktuellen Zustand veräußert werden können und ob ihre Veräußerung sehr wahrscheinlich ist. Ist beides der Fall, sind die Vermögenswerte und ggf. zugehörige Schulden als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte bzw. Schulden" auszuweisen und zu bewerten.

Schätzungen und Beurteilungen des Managements. Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS erfordert, dass Annahmen getroffen und Schätzungen gemacht werden, die sich auf den Wertansatz der bilanzierten Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie die Angabe von Eventualschulden auswirken.

Diese Annahmen und Schätzungen beziehen sich u.a. auf die Bilanzierung und Bewertung von Rückstellungen. Bei Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sind u.a. der Abzinsungsfaktor und die erwartete Rendite des Planvermögens wichtige Schätzgrößen. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger, festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt. Eine Erhöhung oder Verminderung des Abzinsungsfaktors um einen Prozentpunkt würde den Barwert der Verpflichtung aus betrieblichen Altersversorgungsplänen in Deutschland um 1.314 Mio. € (Vorjahr: 1.287 Mio. €) reduzieren bzw. um 1.672 Mio. € (Vorjahr: 1.638 Mio. €) erhöhen. Bei den Konzerngesellschaften in Großbritannien hätte eine solche Veränderung des Abzinsungsfaktors eine Verminderung der Pensionsverpflichtung um 627 Mio. € (Vorjahr: 529 Mio. €) bzw. eine Erhöhung um 798 Mio. € (Vorjahr: 653 Mio. €) zur Folge. Da die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen jedoch überwiegend fondsgedeckt sind und der Wert des wesentlichen Teils des Planvermögens typischerweise negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert, ergibt sich nur eine beschränkte Abhängigkeit der unter Berücksichtigung des vorhandenen Planvermögens ermittelten Pensionsrückstellungen vom jeweiligen Marktzinsniveau.

Im Rahmen der Bilanzierung von Unternehmenserwerben werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Eventualschulden zu beizulegenden Zeitwerten am Erwerbsstichtag angesetzt. Die wesentlichen Schätzungen beziehen sich dabei auf die Bestimmung der zum Erwerbsstichtag beizulegenden Zeitwerte dieser Posten. Diese stützen sich entweder auf Gutachten unabhängiger externer Bewertungsexperten oder auf interne Analysen unter Verwendung angemessener Bewertungstechniken. Besondere Bedeutung kommt dabei u.a. der Prognose künftiger Zahlungsströme und der Ermittlung des Diskontierungssatzes zu.

Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte basiert auf zukunftsbezogenen Annahmen, die regelmäßig angepasst werden.

Aktive latente Steuern werden angesetzt, wenn die Realisierbarkeit künftiger Steuervorteile wahrscheinlich ist. Die tatsächliche steuerliche Ergebnissituation in zukünftigen Perioden und damit die tatsächliche Nutzbarkeit aktiver latenter Steuern kann allerdings von der Einschätzung zum Zeitpunkt der Aktivierung der latenten Steuern abweichen.

Weitere Informationen zu den Annahmen und Schätzungen, die diesem Konzernabschluss zugrunde liegen, finden sich in den Erläuterungen zu den einzelnen Abschlussposten.

Sämtliche Annahmen und Schätzungen basieren auf den Verhältnissen und Beurteilungen am Bilanzstichtag. Bei der Einschätzung der voraussichtlichen Geschäftsentwicklung wurde außerdem das zu diesem Zeitpunkt als realistisch unterstellte künftige wirtschaftliche Umfeld in den Branchen und Regionen, in denen der Konzern tätig ist, berücksichtigt. Sollten sich die Rahmenbedingungen anders als erwartet entwickeln, können die tatsächlichen Beträge von den Schätzwerten abweichen. In solchen Fällen werden die Annahmen und, falls erforderlich, die Buchwerte der betroffenen Vermögenswerte und Schulden angepasst.

Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses ist nicht von einer wesentlichen Änderung der zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen auszugehen.

Kapitalmanagement. Das Kapitalmanagement von RWE richtet sich an den strategischen Zielen des Konzerns aus. Im Mittelpunkt steht die langfristige Steigerung des Unternehmenswertes. Diesem Ziel dienen u.a. die kontinuierliche Verbesserung des operativen Geschäfts, die Sicherung der Marktposition durch wettbewerbsfähige Produkte und Dienstleistungen sowie gegebenenfalls die Optimierung des Portfolios durch wertschaffende Akquisitionen und Desinvestments.

RWE steuert die Kapitalstruktur anhand von Finanzkennzahlen. Eine Schlüsselgröße ist der "Verschuldungsfaktor" (Leverage Factor), der bei den Nettoschulden ansetzt. Letztere werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen sowie die Hälfte des begebenen Hybridkapitals addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird. Der Verschuldungsfaktor gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA wieder. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 2,8 (Vorjahr: 2,8). Der Verschuldungsfaktor soll den Wert von 3,0 nicht dauerhaft überschreiten, wodurch er ein solides Rating unterstützt.

Wir messen der Sicherung eines soliden Kredit-Ratings und damit der Erhaltung finanzieller Flexibilität große Bedeutung bei. Das Kredit-Rating wird durch eine Vielzahl qualitativer und quantitativer Faktoren beeinflusst. Hierzu zählen die Finanzmittelzuflüsse und die Verschuldung ebenso wie das Marktumfeld, die Wettbewerbsposition und die politischen Rahmenbedingungen.

Zur Unterstützung des Ratings trug auch die im September 2010 begebene Hybridanleihe mit einem Volumen von 1,75 Mrd. € bei. Das Hybridkapital wird von den beiden führenden Rating-Agenturen Moody's und Standard & Poor's zur Hälfte als Eigenkapital eingestuft. Die Rating-relevanten Verschuldungskennziffern des Konzerns fallen daher günstiger aus, als sie bei der Begebung einer klassischen Anleihe gewesen wären.

Derzeit bewerten Moody's und Standard & Poor's die von der RWE AG bzw. der RWE Finance B.V. unter Garantie der RWE AG ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen mit "A2" bzw. "A", jeweils mit negativem Ausblick. Damit weist RWE unverändert eine Ratingeinstufung im Bereich "Investment Grade" auf. Das kurzfristige Rating ist "P-1" bzw. "A-1". Wir streben an, unsere gute Kreditqualität zu halten.

Änderung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben eine Reihe von Änderungen bestehender International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie einige neue IFRS und Interpretationen verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2010 verpflichtend anzuwenden sind:

IFRS 3 (2008) "Unternehmenszusammenschlüsse" enthält geänderte Vorschriften zur Bilanzierung von Unternehmenserwerben. Die Anpassungen gegenüber der ursprünglichen Fassung des IFRS 3 betreffen den Anwendungsbereich und die Bilanzierung von sukzessiven Anteilserwerben. Neu ist auch ein Wahlrecht, das IFRS 3 (2008) den Unternehmen einräumt: Die Anteile der nicht beherrschenden Gesellschafter können transaktionsindividuell mit ihrem beizulegenden Zeitwert oder mit dem anteiligen Nettovermögen bewertet werden. Je nachdem, für welche der beiden Möglichkeiten sich ein Unternehmen entscheidet, wird im Rahmen des Unternehmenserwerbs ein eventuell vorhandener Geschäfts- oder Firmenwert vollständig oder nur mit dem Anteil des Mehrheitseigentümers ausgewiesen. Die Änderungen werden sich entsprechend auf die Bilanzierung von Unternehmenstransaktionen auswirken.

IAS 27 (2008) "Konzern- und Einzelabschlüsse": Mit der überarbeiteten Fassung von IAS 27 hat der IASB insbesondere die Vorschriften zur Bilanzierung von Transaktionen mit nicht beherrschenden Anteilseignern eines Konzerns geändert: Transaktionen, durch die ein Mutterunternehmen seine Beteiligungsquote an einem Tochterunternehmen ändert, ohne die Beherrschung aufzugeben, sind künftig als erfolgsneutrale Eigenkapitaltransaktionen zu bilanzieren. Neu geregelt wurde auch die Bilanzierung im Falle des Verlusts einer beherrschenden Stellung gegenüber einem Tochterunternehmen: Der Standard legt fest, wie ein Entkonsolidierungserfolg berechnet und eine nach Teilveräußerung verbleibende Restbeteiligung am ehemaligen Tochterunternehmen bewertet werden muss. Die Änderungen werden sich demnach auf die Bilanzierung von bestimmten Unternehmenstransaktionen auswirken.

Keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben die nachfolgenden erstmals im Geschäftsjahr 2010 anzuwendenden Standards und Interpretationen:

―	Verbesserungen an den International Financial Reporting Standards (2009)
―	IFRS 1 (neu strukturiert 2008) - Erstmalige Anwendung der International Financial Reporting Standards
―	Änderung des IFRS 1 (2009) - Zusätzliche Ausnahmen für erstmalige Anwender
―	Änderung des IFRS 2 (2009) - Anteilsbasierte Vergütungen zwischen Unternehmen einer Gruppe
―	Änderung des IAS 39 (2009) - Geeignete Grundgeschäfte
―	IFRIC 12 - Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen
―	IFRIC 15 - Verträge über die Errichtung von Immobilien
―	IFRIC 16 - Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb
―	IFRIC 17 - Sachdividenden an Eigentümer
―	IFRIC 18 - Übertragung von Vermögenswerten durch einen Kunden

Neue Rechnungslegungsvorschriften

Der IASB und das IFRS IC haben weitere Standards und Interpretationen verabschiedet, die in der EU noch nicht verpflichtend anzuwenden sind. Die Standards und Interpretationen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt. Derzeit prüfen wir, welche Auswirkungen sie auf den RWE-Konzernabschluss haben werden.

IFRS 9 (2009)"Financial Instruments" ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zur Klassifizierung und Bewertung von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten. IFRS 9 (2009) ist erstmals verpflichtend anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen.

IAS 24 (2009) "Angaben über Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen" führt im Wesentlichen Erleichterungen bei der Berichterstattung zu nahestehenden Unternehmen ein, die vom Staat kontrolliert oder wesentlich beeinflusst werden. IAS 24 (2009) ist erstmals verpflichtend anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2011 beginnen.

Die Änderung an IAS 32 (2009) "Einstufung von Bezugsrechten" bezieht sich darauf, wie bestimmte, auf Fremdwährung lautende Bezugsrechte, Optionen und Optionsscheine beim Emittenten zu bilanzieren sind. Die genannten Instrumente müssen künftig als Eigenkapital klassifiziert werden. Die Neuregelung ist erstmals anzuwenden für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Februar 2010 beginnen.

Bei den nachfolgenden Standards und Interpretationen, die 2010 noch nicht anwendbar sind, ist bereits abzusehen, dass sie keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben werden:

―	Improvements to IFRS (2010)
―	Änderung des IFRS 1 (2010) - Begrenzte Befreiung erstmaliger Anwender von Vergleichsangaben nach IFRS 7
―	Änderung des IFRS 1 (2010) - Severe Hyperinflation and Removal of Fixed Dates for First-time Adopters
―	Änderungen des IFRS 7 (2010) - Financial Instruments: Disclosures
―	Änderungen des IAS 12 (2010) - Deferred Tax: Recovery of Underlying Assets
―	Änderung des IFRIC 14 (2009) - Vorauszahlungen im Rahmen von Mindestdotierungsverpflichtungen
―	IFRIC 19 - Tilgung finanzieller Verbindlichkeiten durch Eigenkapitalinstrumente

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(1) Umsatzerlöse

Umsatzerlöse werden grundsätzlich dann erfasst, wenn die Dienstleistungen erbracht oder die Güter geliefert wurden und die Risiken daraus auf den Kunden übergegangen sind.

Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir die Energiehandelsumsätze netto aus, d.h. mit der realisierten Rohmarge. Die auf physische Erfüllung ausgerichteten Strom-, Gas-, Kohle- und Ölgeschäfte weisen wir dagegen brutto aus. Energiehandelsumsätze werden im Segment Trading/ Gas Midstream getätigt. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2010 auf 114.682 Mio. € (Vorjahr: 98.013 Mio. €).

Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf den Seiten 219 bis 222 nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Durch Erst- und Entkonsolidierungen sind sie im Saldo um 5.016 Mio. € gestiegen.

Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer. Durch Änderungen des Konsolidierungskreises ist sie um 775 Mio. € gestiegen.

(2) Sonstige betriebliche Erträge

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Sonstige betriebliche Erträge	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Auflösung von Rückstellungen	97	826
Kostenumlagen/-erstattungen	218	95
Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten ohne Wertpapiere	51	22
Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierung	139	135
Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten	322
Schadensersatz/Versicherungsleistungen	10	35
Vermietung und Verpachtung	28	27
Übrige	411	470
	1.276	1.610

Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen und Ausleihungen werden, soweit sie Beteiligungen betreffen, im Beteiligungsergebnis ausgewiesen und ansonsten - ebenso wie Erträge aus dem Abgang kurzfristiger Wertpapiere - im Finanzergebnis gezeigt.

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Erträge um 134 Mio. €.

(3) Materialaufwand

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Materialaufwand	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren	29.169	26.170
Aufwendungen für bezogene Leistungen	4.007	3.668
	33.176	29.838

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe umfassen auch die Aufwendungen für den Einsatz und die Entsorgung von Kernbrennstoffen.

Der Materialaufwand aus Explorationstätigkeiten belief sich im Berichtsjahr auf 85 Mio. € (Vorjahr: 133 Mio. €).

Insgesamt wurden Energiehandelsumsätze in Höhe von 61.362 Mio. € (Vorjahr: 50.272 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Materialaufwand um 2.863 Mio. €.

(4) Personalaufwand

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Personalaufwand	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Löhne und Gehälter	3.946	3.761
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	927	849
	4.873	4.610

Der RWE-Konzern beschäftigte im Jahresdurchschnitt 71.001 Mitarbeiter (Vorjahr: 68.828 ohne American Water). Die Zahl ergibt sich durch Umrechnung in Vollzeitstellen. Das heißt, Teilzeitbeschäftigte und befristete Beschäftigungsverhältnisse werden mit ihrer Teilzeitquote bzw. mit ihrer Beschäftigungszeit im Verhältnis zur Jahresbeschäftigungszeit erfasst. Von den Beschäftigten waren 55.224 (Vorjahr: 54.107) Tarif- und sonstige Mitarbeiter und 15.777 (Vorjahr: 14.721) außertarifliche Mitarbeiter. Darüber hinaus wurden im Jahresdurchschnitt 2.800 (Vorjahr: 2.756) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten.

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Personalaufwand um 278 Mio. €.

(5) Abschreibungen

Die Abschreibungen beliefen sich für Sachanlagen auf 2.600 Mio. € (Vorjahr: 1.900 Mio. €) und für Investment Property auf 10 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €). Immaterielle Vermögenswerte wurden in Höhe von 603 Mio. € (Vorjahr: 449 Mio. €) abgeschrieben; davon entfielen 314 Mio. € (Vorjahr: 272 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. Aus der Explorationstätigkeit ergaben sich Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €).

Im Berichtsjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen. Diese beliefen sich für Sachanlagen auf 471 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €), für Investment Property auf 3 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) und für immaterielle Vermögenswerte (ohne Geschäfts- oder Firmenwerte) auf 37 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €).

Durch Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten sich die Abschreibungen um 216 Mio. €.

(6) Sonstige betriebliche Aufwendungen

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Sonstige betriebliche Aufwendungen	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen	917	829
Rückstellungszuführungen	271	104
Konzessionen, Lizenzen und andere vertragliche Verpflichtungen	515	540
Struktur- und Anpassungsmaßnahmen	196	71
Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung	295	327
Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren)	380	242
Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung	102	127
Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen	235	252
Allgemeine Verwaltungskosten	224	192
Werbemaßnahmen	241	236
Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten	70	159
Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten	123	100
Kosten des Post- und Zahlungsverkehrs	86	82
Gebühren und Beiträge	89	48
Währungskursverluste	52	17
Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern)	79	49
Übrige	553	549
	4.428	3.924

Explorationstätigkeiten führten zu sonstigen betrieblichen Aufwendungen in Höhe von 57 Mio. € (Vorjahr: 76 Mio. €).

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 434 Mio. €.

(7) Beteiligungsergebnis

Das Beteiligungsergebnis enthält sämtliche Erträge und Aufwendungen, die im Zusammenhang mit den betrieblich veranlassten Beteiligungen entstanden sind. Es umfasst das Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen und das übrige Beteiligungsergebnis.

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Beteiligungsergebnis		2010	2009
in Mio. €
---	---	---	---
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen		310	131
	Davon: Zuschreibungen/Abschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen	(24)	(-111)
Ergebnis aus nicht konsolidierten Tochterunternehmen		-1	29
	Davon: Abschreibungen auf Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen		(-2)
Ergebnis aus übrigen Beteiligungen		53	51
	Davon: Abschreibungen auf Anteile an übrigen Beteiligungen	(-3)	(-2)
Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen		34	97
Aufwendungen aus dem Abgang von Beteiligungen			64
Erträge aus Ausleihungen an Beteiligungen		27	53
Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen		16	35
Übriges Beteiligungsergebnis		97	131
		407	262

Das Beteiligungsergebnis enthält Abschreibungen auf übrige Finanzanlagen in Höhe von 3 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €) und auf Ausleihungen an Beteiligungen in Höhe von 16 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €).

Im Berichtsjahr wurden 71 Mio. € bei den at-Equity-bilanzierten Beteiligungen Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Österreich, und Stadtwerke Duisburg AG aufgrund der wieder gestiegenen Unternehmenswerte zugeschrieben und 40 Mio. € bei der at-Equity-bilanzierten Beteiligung Fri-El S.p.A., Italien, aufgrund der langsamer als erwartet verlaufenden Entwicklung der Projekte der Gesellschaft abgeschrieben. Im Vorjahr wurden vor dem Hintergrund der schwierigen Rahmenbedingungen am Markt für verflüssigtes Erdgas (LNG) außerplanmäßige Abschreibungen auf die at-Equity-bilanzierte Beteiligung Excelerate Energy LP, USA, in Höhe von 105 Mio. € vorgenommen.

(8) Finanzergebnis

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Finanzergebnis		2010	2009
in Mio. €
---	---	---	---
Zinsen und ähnliche Erträge		448	589
Andere Finanzerträge		800	1.110
Finanzerträge		1.248	1.699
Zinsen und ähnliche Aufwendungen		1.258	1.224
Zinsanteile an Zuführungen zu
	Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen)	147	176
	Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich und bergbaubedingte Rückstellungen	623	567
	Sonstigen Rückstellungen	170	214
Andere Finanzaufwendungen		986	1.508
Finanzaufwendungen		3.184	3.689
		-1.936	-1.990

Das Finanzergebnis setzt sich aus dem Zinsergebnis, den Zinsanteilen an Rückstellungszuführungen sowie den anderen Finanzerträgen und Finanzaufwendungen zusammen.

Die Zinsanteile an Rückstellungszuführungen enthalten die jährlichen Aufzinsungsbeträge aus der Barwertfortschreibung der langfristigen Rückstellungen. Sie werden um die erwarteten Erträge aus Planvermögen zur Deckung von Pensionsverpflichtungen gekürzt.

Das Zinsergebnis enthält im Wesentlichen Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Erträge und Aufwendungen aus Wertpapieren sowie Zinsaufwendungen.

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Zinsergebnis	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Zinsen und ähnliche Erträge	448	589
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	1.258	1.224
	-810	-635

Das Zinsergebnis resultiert aus finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die den folgenden Bewertungskategorien zugeordnet sind:

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Zinsergebnis nach Bewertungskategorien	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Kredite und Forderungen	359	357
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	89	232
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten	-1.258	-1.224
	-810	-635

Das Finanzergebnis enthält darüber hinaus alle anderen Finanzerträge und Finanzaufwendungen, die nicht dem Zinsergebnis oder den Zinsanteilen an Rückstellungszuführungen zugeordnet werden können.

Zu den anderen Finanzerträgen zählen u.a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 161 Mio. € (Vorjahr: 292 Mio. €). Die anderen Finanzaufwendungen enthalten 0 Mio. € (Vorjahr: 51 Mio. €) Abschreibungen auf Wertpapiere infolge gesunkener beizulegender Zeitwerte und 44 Mio. € (Vorjahr: 441 Mio. €) realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren.

(9) Ertragsteuern

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Ertragsteuern	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Tatsächliche Ertragsteuern	2.056	1.761
Latente Steuern	-680	97
	1.376	1.858

Von den latenten Steuern entfallen -586 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) auf temporäre Differenzen.

In den tatsächlichen Ertragsteuern sind im Saldo Aufwendungen von 26 Mio. € (Vorjahr: 130 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen.

Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 32 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €).

Im Berichtsjahr wurde das Eigenkapital durch die Verrechnung latenter Steuern mit dem Other Comprehensive Income um 8 Mio. € (Vorjahr: 251 Mio. €) erhöht:

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Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	34	-9
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	6	-58
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	-32	318
Ertrag	8	251

Zudem wurden Steuern in Höhe von 9 Mio. € im Zusammenhang mit dem Hybridkapital direkt mit dem Eigenkapital verrechnet.

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Steuerüberleitungsrechnung		2010	2009
in Mio. €
---	---	---	---
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern		4.978	5.598
Theoretischer Steueraufwand		1.555	1.729
Besteuerungsunterschied Ausland		-142	-169
Steuereffekte auf
	steuerfreie Inlandsdividendenerträge	-76	-95
	steuerfreie Auslandsdividendenerträge	-28	-32
	sonstige steuerfreie Erträge	-11	-14
	steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen	132	72
	Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen)	16	69
	nicht nutzbare Verlustvorträge bzw. Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen/ Abschreibungen auf Verlustvorträge/Latenzierung von Verlustvorträgen	-122	55
	Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen	-12	-36
	Steuersatzänderungen Inland	-10
	Steuersatzänderungen Ausland	-56
	Sonstiges	130	279
Effektiver Steueraufwand		1.376	1.858
Effektiver Steuersatz in %		27,6	33,2

Erläuterungen zur Bilanz

(10) Immaterielle Vermögenswerte

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Immaterielle Vermögenswerte	Entwicklungs- ausgaben	Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	Geschäfts- oder Firmenwerte	Geleistete Anzahlungen	Summe
in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.10	475	3.734	2.790	13.258	2	20.259
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	16	1	2	130		149
Zugänge	112	165			1	278
Umbuchungen	2	1			-1	2
Währungsanpassungen	11	21	74	192		298
Abgänge	9	93		2		104
Stand: 31.12.10	607	3.829	2.866	13.578	2	20.882
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.10	223	968	1.742	6		2.939
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	7	10	-1			16
Abschreibungen des Berichtsjahres	69	220	314			603
Umbuchungen	1					1
Währungsanpassungen	6	7	52			65
Abgänge	9	83				92
Stand: 31.12.10	297	1.122	2.107	6		3.532
Buchwerte
Stand: 31.12.10	310	2.707	759	13.572	2	17.350
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.09	316	1.999	2.164	9.152	4	13.635
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	55	1.297	470	3.871	-2	5.691
Zugänge	104	499			1	604
Währungsanpassungen	19	19	156	235	-1	428
Abgänge	19	80				99
Stand: 31.12.09	475	3.734	2.790	13.258	2	20.259
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.09	169	898	1.360	6		2.433
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-1	-22	12			-11
Abschreibungen des Berichtsjahres	48	129	272			449
Währungsanpassungen	9	7	98			114
Abgänge	2	44				46
Stand: 31.12.09	223	968	1.742	6		2.939
Buchwerte
Stand: 31.12.09	252	2.766	1.048	13.252	2	17.320

Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 149 Mio. € (Vorjahr: 110 Mio. €) aufgewendet. Entwicklungsausgaben wurden in Höhe von 112 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €) aktiviert.

Immaterielle Vermögenswerte aus der Explorationstätigkeit hatten zum Bilanzstichtag einen Buchwert von 374 Mio. € (Vorjahr: 415 Mio. €).

Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen:

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Geschäfts- oder Firmenwerte		31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---	---
Deutschland		4.186	3.937
	Stromerzeugung	(404)	(404)
	Vertrieb und Verteilnetze	(3.782)	(3.533)
Niederlande/Belgien		2.665	3.504
Großbritannien		2.968	2.877
Zentralost-/Südosteuropa		2.048	1.956
Erneuerbare Energien		736	441
Upstream Gas & öl		25	26
Trading/Gas Midstream		944	434
Sonstige			77
		13.572	13.252

Im Berichtsjahr sind Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 130 Mio. € zugegangen. Eine Erhöhung der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führte zu einer ergebnisneutralen Anpassung der Geschäfts- oder Firmenwerte bei Vertrieb und Verteilnetze in Höhe von 213 Mio. €. Verminderungen ergaben sich im Wesentlichen durch den Ausweis von Thyssengas als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Schulden" (77 Mio. €). Von den Zugängen im Vorjahr (3.871 Mio. €) entfielen 3.435 Mio. € auf den Unternehmenserwerb von Essent. Mit Zuordnung der Handels- und Windstromaktivitäten von Essent zu den Segmenten Trading/Gas Midstream und Erneuerbare Energien wurden auf diese Segmente auch Geschäfts- oder Firmenwerte von 510 Mio. € bzw. 285 Mio. € übertragen. Auf das Segment Vertrieb und Verteilnetze wurde mit Zuordnung der Gasspeicheraktivitäten von Essent ein Geschäfts- oder Firmenwert von 43 Mio. € übertragen.

Jeweils im dritten Quartal des Geschäftsjahres wird der regelmäßige Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) zur Ermittlung eines ggf. notwendigen Abschreibungsbedarfs der Geschäfts- oder Firmenwerte durchgeführt. Zur Durchführung dieser Werthaltigkeitstests werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten auf Ebene der Segmente zugeordnet. Beim Impairment-Test wird der erzielbare Betrag der Zahlungsmittel generierenden Einheiten durch den beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten oder den Nutzungswert bestimmt - je nachdem, welcher Wert höher ist. Der beizulegende Zeitwert spiegelt die bestmögliche Schätzung des Preises wider, für den ein unabhängiger Dritter die Zahlungsmittel generierende Einheit am Bilanzstichtag erwerben würde. Der Nutzungswert ist der Barwert der zukünftigen Cash Flows, die voraussichtlich mit einer Zahlungsmittel generierenden Einheit erzielt werden können.

Der beizulegende Zeitwert wird aus unternehmensexterner, der Nutzungswert aus unternehmensinterner Sicht bestimmt. Wir ermitteln beide Größen mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells und legen dabei Cash-Flow-Planungen zugrunde. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und im Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung und beziehen sich auf einen bis zu fünfjährigen Detailplanungszeitraum. Sofern wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen dieses erfordern, wird in begründeten Ausnahmefällen ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt. In die Cash-Flow-Planungen fließen Erfahrungen ebenso ein wie Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes werden - falls vorhanden - Markttransaktionen innerhalb derselben Branche oder Bewertungen Dritter berücksichtigt.

Die Mittelfristplanung basiert auf länderspezifischen Annahmen über die Entwicklung wichtiger makroökonomischer Größen, z.B. des Bruttoinlandsprodukts, der Verbraucherpreise, des Zinsniveaus und der Nominallöhne. Diese Einschätzungen werden u.a. aus volks- und finanzwirtschaftlichen Studien abgeleitet.

Zentrale Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche sind die Entwicklung der Großhandelspreise für Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechte, die Endverbraucherpreise für Strom und Gas, die Entwicklung der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen.

Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 6,25 bis 9,00% (Vorjahr: 6,5 bis 9,0%) nach Steuern und 8,0 bis 16,5% (Vorjahr: 8,8 bis 15,6%) vor Steuern.

Für die Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus haben wir konstante Wachstumsraten zwischen 0,0 und 1,0% (Vorjahr: 0,0 und 1,0%) angenommen. Diese Werte sind bereichsspezifisch aus Erfahrungen und Zukunftserwartungen abgeleitet und überschreiten nicht die langfristigen durchschnittlichen Wachstumsraten der jeweiligen Märkte, in denen die Konzernunternehmen tätig sind. Bei der Ermittlung der Wachstumsraten der Cash Flows werden die Ausgaben für Investitionen abgezogen, die notwendig sind, um das angenommene Wachstum zu erzielen.

Zum Bilanzstichtag lagen sowohl die beizulegenden Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten als auch die Nutzungswerte über den Buchwerten der Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren in besonderem Maße sensitiv bei Veränderungen des Diskontierungssatzes, der Wachstumsrate und des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente als wesentliche Bewertungsparameter.

Die Segmente Großbritannien und Niederlande/Belgien wiesen von allen Segmenten die jeweils geringste Überdeckung des erzielbaren Betrages über den Buchwert auf.

Der dem Segment Großbritannien zugeordnete Goodwill belief sich zum 31. Dezember 2010 auf 2.968 Mio. €. Der Werthaltigkeitstest ergab einen erzielbaren Betrag, der den Buchwert um 1,1 Mrd. £ überstieg. Der Bewertung des Segments Großbritannien wurde ein Diskontierungszinssatz von 6,75% und eine Wachstumsrate von 1,0% zugrunde gelegt. Eine Erhöhung des Diskontierungszinssatzes um mehr als 1,21 Prozentpunkte auf über 7,96%, der Ansatz einer negativen Wachstumsrate von mehr als 1,53% oder eine Minderung des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente um mehr als 85 Mio. £ hätten dazu geführt, dass der erzielbare Betrag den Buchwert der Zahlungsmittel generierenden Einheit Großbritannien unterschritten hätte.

Dem Segment Niederlande/Belgien ist ein Goodwill von 2.665 Mio. € zugeordnet. Der erzielbare Betrag lag um 0,9 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 0,42 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz von über 6,67%, eine um mehr als 0,69 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter 0,31 % oder ein um mehr als 61 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis in der ewigen Rente angesetzt worden wäre.

(11) Sachanlagen

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Sachanlagen	Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	Technische Anlagen und Maschinen	Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	Geleistete Anzahlungen	Anlagen im Bau	Summe
in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.10	6.959	64.004	2.079	1.869	4.593	79.504
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-39	-729	1	112	-60	-715
Zugänge	285	1.908	171	681	3.198	6.243
Umbuchungen	73	1.737	52	-7	-1.914	-59
Währungsanpassungen	32	380	18	-3	60	487
Abgänge	77	704	133		54	968
Stand: 31.12.10	7.233	66.596	2.188	2.652	5.823	84.492
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.10	3.566	45.747	1.559		5	50.877
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-20	-601	-2			-623
Abschreibungen des Berichtsjahres	208	2.195	162		35	2.600
Umbuchungen	-40					-40
Währungsanpassungen	13	204	13			230
Abgänge	44	609	129			782
Zuschreibungen	5	2				7
Stand: 31.12.10	3.678	46.934	1.603		40	52.255
Buchwerte
Stand: 31.12.10	3.555	19.662	585	2.652	5.783	32.237
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.09	6.612	58.519	1.942	1.024	2.953	71.050
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	89	2.291	36	-1	789	3.204
Zugänge	164	1.951	161	859	2.317	5.452
Umbuchungen	129	1.360	28	-13	-1.535	-31
Währungsanpassungen	26	376	22		93	517
Abgänge	61	493	110		24	688
Stand: 31.12.09	6.959	64.004	2.079	1.869	4.593	79.504
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.09	3.441	44.342	1.501	1	3	49.288
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	10	14	-1	-1		22
Abschreibungen des Berichtsjahres	167	1.582	149		2	1.900
Umbuchungen	-14					-14
Währungsanpassungen	8	209	16			233
Abgänge	35	400	106			541
Zuschreibungen	11					11
Stand: 31.12.09	3.566	45.747	1.559		5	50.877
Buchwerte
Stand: 31.12.09	3.393	18.257	520	1.869	4.588	28.627

Von den Zu-/Abgängen durch Änderung des Konsolidierungskreises entfielen im Vorjahr 2.947 Mio. € auf Essent.

Auf Sachanlagen aus der Explorationstätigkeit entfiel ein Buchwert in Höhe von 346 Mio. € (Vorjahr: 354 Mio. €).

Sachanlagen unterlagen im Umfang von 1.026 Mio. € (Vorjahr: 1.137 Mio. €) Verfügungsbeschränkungen in Form von Grundpfandrechten und Sicherungsübereignungen. Vom Buchwert der Sachanlagen entfielen 136 Mio. € (Vorjahr: 74 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Wesentlichen handelte es sich hierbei um technische Anlagen und Maschinen mit einem Gesamtwert von 127 Mio. € (Vorjahr: 64 Mio. €). Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung von Anlagen.

(12) Investment Property

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Investment Property
in Mio. €
---	---
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.10	378
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises
Umbuchungen	40
Währungsanpassungen
Abgänge	17
Stand: 31.12.10	401
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.10	196
Abschreibungen des Berichtsjahres	10
Umbuchungen	40
Abgänge	7
Stand: 31.12.10	239
Buchwerte
Stand: 31.12.10	162

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Investment Property
in Mio. €
---	---
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.09	366
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-1
Umbuchungen	31
Währungsanpassungen	1
Abgänge	19
Stand: 31.12.09	378
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.09	186
Abschreibungen des Berichtsjahres	8
Umbuchungen	14
Abgänge	12
Stand: 31.12.09	196
Buchwerte
Stand: 31.12.09	182

Zum 31. Dezember 2010 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 257 Mio. € (Vorjahr: 254 Mio. €). Davon sind 85 Mio. € (Vorjahr: 80 Mio. €) auf eine Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter zurückzuführen. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 23 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 14 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €).

(13) At-Equity-bilanzierte Beteiligungen

Die folgenden Übersichten zeigen die wesentlichen Posten von Bilanz sowie Gewinn- und Verlustrechnung der at-Equity-bilanzierten Unternehmen:

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At-Equity-bilanzierte Beteiligungen		31.12.10		31.12.09
in Mio. €		Gesamt	Davon Gemeinschafts- unternehmen	Gesamt	Davon Gemeinschafts- unternehmen
---	---	---	---	---	---
Eigenkapital
	Vermögenswerte	24.436	4.524	24.312	3.739
	Schulden	17.078	3.564	13.997	2.573
		7.358	960	10.315	1.166
Anpassung auf RWE-Anteil und Equity-Bewertung		-3.664	-477	-6.579	-583
		3.694	483	3.736	583

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Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	2010		2009
in Mio. €	Gesamt	Davon Gemeinschafts- unternehmen	Gesamt	Davon Gemeinschafts- unternehmen
---	---	---	---	---
Umsatzerlöse	15.814	480	18.882	253
Ergebnis	840	-207	1.277	-185
Anpassung auf RWE-Anteil und Equity-Bewertung	-530	105	-1.146	23
	310	-102	131	-162

Der beizulegende Zeitwert von at-Equity-bilanzierten Beteiligungen, für die öffentlich notierte Marktpreise existieren, lag zum 31. Dezember 2010 bei 2 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €).

Bei den Gemeinschaftsunternehmen waren Vermögenswerte von 4.280 Mio. € (Vorjahr: 3.457 Mio. €) und Schulden von 1.831 Mio. € (Vorjahr: 1.569 Mio. €) langfristig.

(14) Übrige Finanzanlagen

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Übrige Finanzanlagen	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Nicht konsolidierte Tochterunternehmen	145	170
Übrige Beteiligungen	356	386
Langfristige Wertpapiere	249	153
	750	709

Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Titel und börsennotierte Aktien. Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG (Altersteilzeitgesetz) wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 189 Mio. € (Vorjahr: 95 Mio. €) in einem Treuhanddepot hinterlegt.

(15) Finanzforderungen

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Finanzforderungen		31.12.10		31.12.09
in Mio. €		Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---
Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen		809	994	806	487
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte			674		2.022
Sonstige Finanzforderungen
	Zinsabgrenzungen		114		127
	Übrige sonstige Finanzforderungen	233	964	312	786
		1.042	2.746	1.118	3.422

Gegenüber assoziierten Unternehmen bestanden zum Bilanzstichtag Finanzforderungen in Höhe von 2.195 Mio. € (Vorjahr: 1.470 Mio. €).

Gesellschaften des RWE-Konzerns erbrachten bei börslichen und außerbörslichen Handelsgeschäften die ausgewiesenen Sicherheitsleistungen. Solche Leistungen dienen zur Sicherstellung, dass die Verpflichtungen aus den Handelsgeschäften auch bei ungünstigem Kursverlauf erfüllt werden.

(16) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte

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Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	31.12.10		31.12.09
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---
Derivate	1.696	7.222	1.769	10.433
Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	56		79
Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen		769		714
CO2 -Emissionsrechte		983		1.117
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten		178		162
Übrige sonstige Vermögenswerte	461	1.332	640	1.358
	2.213	10.484	2.488	13.784

Die unter den sonstigen Forderungen und sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind bis auf die Derivate mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die derivativen Finanzinstrumente werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst.

Die Bilanzwerte börsengehandelter Derivate mit Aufrechnungsvereinbarung sind miteinander verrechnet.

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen Forderungen und sonstigen Vermögenswerte um 13 Mio. €.

(17) Latente Steuern

Die aktiven und passiven latenten Steuern ergeben sich überwiegend dadurch, dass sich Wertansätze im IFRS-Abschluss von den Wertansätzen in der Steuerbilanz aufgrund abweichender Bewertungen unterscheiden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 2.558 Mio. € bzw. 2.496 Mio. € (Vorjahr: 2.473 Mio. € bzw. 2.603 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert.

Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen:

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Latente Steuern		31.12.10		31.12.09
in Mio. €		Aktiv	Passiv	Aktiv	Passiv
---	---	---	---	---	---
Langfristige Vermögenswerte		412	2.856	517	2.678
Kurzfristige Vermögenswerte		267	1.756	381	2.009
Steuerliche Sonderposten			239		267
Langfristige Schulden
	Pensionsrückstellungen	641	24	581	114
	Sonstige langfristige Rückstellungen	2.079	17	1.752	168
Kurzfristige Schulden		2.291	740	2.092	594
		5.690	5.632	5.323	5.830
Verlustvorträge
	Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern)	142		47
	Gewerbesteuer	6		9
Bruttobetrag		5.838	5.632	5.379	5.830
Saldierung		-3.447	-3.447	-3.503	-3.503
Nettobetrag		2.391	2.185	1.876	2.327

Die aktivierten Steuerminderungsansprüche aus Verlustvorträgen ergeben sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren.

Die Realisierung dieser Verlustvorträge ist mit ausreichender Sicherheit gewährleistet. Die körperschaftsteuerlichen und die gewerbesteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, betrugen zum Ende des Berichtsjahres 660 Mio. € bzw. 266 Mio. € (Vorjahr: 372 Mio. € bzw. 187 Mio. €). Davon entfallen 25 Mio. € körperschaftsteuerliche Verlustvorträge auf die nächsten fünf Jahre.

Die übrigen Verlustvorträge können im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt genutzt werden.

Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Umrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von 37 Mio. € mit dem Eigenkapital verrechnet (Vorjahr: 63 Mio. €).

(18) Vorräte

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Vorräte	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe inkl. Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus	2.373	2.125
Unfertige Erzeugnisse	25	27
Unfertige Leistungen	88	82
Fertige Erzeugnisse und Waren	788	857
Geleistete Anzahlungen	19	24
	3.293	3.115

Die Vorräte unterlagen keinen Verfügungsbeschränkungen; andere Belastungen lagen nicht vor.

Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 627 Mio. € (Vorjahr: 245 Mio. €).

Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Vorräte um 12 Mio. €.

(19) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Gegenüber assoziierten Unternehmen bestanden zum Bilanzstichtag Forderungen in Höhe von 241 Mio. € (Vorjahr: 292 Mio. €).

Durch Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 76 Mio. €.

(20) Wertpapiere

Die kurzfristigen Wertpapiere hatten einen Gesamtwert von 3.196 Mio. € (Vorjahr: 3.290 Mio. €). Davon entfielen 2.670 Mio. € (Vorjahr: 2.642 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 526 Mio. € (Vorjahr: 648 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind zum beizulegenden Zeitwert bilanziert. Zum 31. Dezember 2010 betrug die durchschnittliche Marktrendite der festverzinslichen Wertpapiere 2,1 % (Vorjahr: 2,1 %). Wertpapiere in Höhe von 812 Mio. € (Vorjahr: 649 Mio. €) wurden als Sicherheitsleistung bei Clearing-Banken hinterlegt.

(21) Flüssige Mittel

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Flüssige Mittel	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Kasse und Bankguthaben	2.317	2.113
Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten)	159	961
	2.476	3.074

RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition und nur bei Banken, deren Bonität von einer der beiden renommierten Rating-Agenturen Moody's und Standard & Poor's mit mindestens A-/A3 eingestuft wird. Die Verzinsung bewegt sich wie im Vorjahr auf Marktniveau.

(22) Eigenkapital

Die Aufgliederung des Eigenkapitals ist auf Seite 166 dargestellt.

Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert:

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Gezeichnetes Kapital	31.12.10 Stückzahl		31.12.09 Stückzahl		31.12.10 Buchwert	31.12.09 Buchwert
	in Tsd.	in %	in Tsd.	in %	in Mio. €	in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Stammaktien	523.405	93,1	523.405	93,1	1.340	1.340
Vorzugsaktien	39.000	6,9	39.000	6,9	100	100
	562.405	100,0	562.405	100,0	1.440	1.440

Bei den Stamm- und Vorzugsaktien handelt es sich um nennbetragslose Inhaber-Stückaktien. Vorzugsaktien gewähren grundsätzlich kein Stimmrecht. Den Vorzugsaktionären steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie zu.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 17. April 2008 wurde der Vorstand der RWE AG 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 ferner 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 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.

Am 31. Dezember 2010 befanden sich 28.846.473 (31.12.2009: 28.846.473) nennbetragslose Stammaktien der RWE AG im Bestand der RWE AG. Die Anschaffungskosten der eigenen Anteile in Höhe von 2.272 Mio. € (31.12.2009: 2.272 Mio. €) wurden vom Buchwert des Eigenkapitals abgesetzt. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals belief sich zum Bilanzstichtag auf 73.846.970,88 €. Dies entspricht 5,13% des gezeichneten Kapitals.

Die RWE AG hat im September 2010 eine Hybridanleihe mit einem Nominalvolumen von 1,75 Mrd. € begeben. 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.

Nach IAS 32 ist die begebene Hybridanleihe als Eigenkapital zu klassifizieren. Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinsen an die Anleiheinhaber werden nach Abzug von Steuern direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Die erste Zinszahlung wird am 28. September 2011 fällig.

Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumente, der Cash Flow Hedges, der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten und der Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst.

Gewinnverwendungsvorschlag

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:

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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.

Die für das Geschäftsjahr 2009 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 22. April 2010 auf 3,50 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug insgesamt 1.867 Mio. €.

Anteile anderer Gesellschafter

Unter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst.

Hohe Fremdanteile existieren im Wesentlichen bei den Energieversorgungsunternehmen in Ungarn und bei den tschechischen Gasgesellschaften.

(23) Aktienkursbasierte Vergütungen

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.

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| | | 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 |
| Auszahlungs-

bedingungen | 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 1,25 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 Unternehmens-

kontrolle/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 | | | |

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| | 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 |
| 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:

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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	0

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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	0	0

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.

Zusätzlich gab es bei RWE Npower plc, RWE Supply & Trading GmbH, RWE IT UK Ltd. und RWE Npower Renewables Ltd. folgende aktienkursbasierte Vergütungssysteme mit Eigenkapitalausgleich für Führungskräfte und Mitarbeiter (Sharesave Scheme):

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RWE Npower plc/RWE Supply & Trading GmbH/ RWE IT UK Ltd./RWE Npower Renewables Ltd.	Sharesave Scheme
Tranchen	2006-2010
Anzahl gewährter Optionen je Tranche	247.119-404.796
Vertragliche Laufzeit	3 Jahre
Wartezeit	3 Jahre
Ausübungspreis	36,47-50,24 £
Form des Ausgleichs	bestehende Aktien

Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der ausstehenden Optionen aus dem Sharesave Scheme:

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Optionen aus dem Sharesave Scheme	Tranchen 2006 bis 2010
Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres	745.672
Zugesagt	404.796
Ausgeübt	-141.014
Ausgelaufen	-93.755
Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres	915.699
Ausübbar am Ende des Geschäftsjahres	88.874

Der Gesamtertrag für die konzernweiten aktienkursbasierten Vergütungssysteme belief sich im abgelaufenen Geschäftsjahr auf 7 Mio. € (Vorjahr: Gesamtaufwand von 46 Mio. €). Wie im Vorjahr wurden die Ansprüche ausschließlich durch Barausgleich abgegolten. Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 44 Mio. € (Vorjahr: 79 Mio. €). Der innere Wert der zum Bilanzstichtag ausübbaren bzw. auszahlbaren aktienkursbasierten Vergütungen mit Barausgleich betrug zum Bilanzstichtag 28 Mio. € (Vorjahr: 28 Mio. €).

(24) Rückstellungen

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Rückstellungen	31.12.10			31.12.09
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt
---	---	---	---	---	---	---
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	3.318		3.318	3.281		3.281
Steuerrückstellungen	3.194	407	3.601	2.796	316	3.112
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	9.686	324	10.010	9.250	241	9.491
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.822	98	2.920	2.618	94	2.712
	19.020	829	19.849	17.945	651	18.596
Sonstige Rückstellungen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	901	747	1.648	793	850	1.643
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	456	139	595	386	142	528
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	820	867	1.687	1.210	887	2.097
Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft	451	337	788	449	389	838
Umweltschutzverpflichtungen	133	49	182	127	26	153
Zinszahlungsverpflichtungen	714	27	741	564	24	588
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/ Zertifikate alternativer Energien		972	972		1.242	1.242
Übrige sonstige Rückstellungen	990	1.605	2.595	841	1.618	2.459
	4.465	4.743	9.208	4.370	5.178	9.548
	23.485	5.572	29.057	22.315	5.829	28.144

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Die betriebliche Altersversorgung setzt sich aus beitragsorientierten und leistungsorientierten Versorgungssystemen zusammen.

In beitragsorientierte Versorgungssysteme sind im Berichtsjahr 50 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €) eingezahlt worden. Hierin miterfasst sind Beiträge, die RWE im Rahmen eines Versorgungsplans in den Niederlanden leistet, der Zusagen verschiedener Arbeitgeber umfasst. Der Versorgungsträger stellt den teilnehmenden Unternehmen keine Informationen zur Verfügung, die die anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand erlauben. Im RWE-Konzernabschluss erfolgt die Berücksichtigung der Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage.

Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei werden folgende Rechnungsannahmen zugrunde gelegt:

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Rechnungsannahmen	31.12.10		31.12.09
in %	Inland	Ausland1	Inland	Ausland1
---	---	---	---	---
Abzinsungsfaktor	5,25	5,30	5,25	5,70
Gehaltssteigerungsrate	2,75	4,90	2,75	5,20
Rentensteigerungsrate	1,00 -1,50	3,30	1,00 -1,50	3,50
Erwartete Rendite des Planvermögens	5,75	5,50	5,75	5,25

1 Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien

Die erwarteten Renditen des Planvermögens wurden in Abhängigkeit von der jeweiligen Vermögenskategorie bestimmt. Bei Aktienanlagen orientieren sich die erwarteten Erträge an der Performance, die unter Berücksichtigung der derzeitigen Zusammensetzung des Aktienportfolios im langjährigen Mittel in den jeweiligen Branchen und geografischen Märkten beobachtet wurde. Bei festverzinslichen Wertpapieren werden die erwarteten Erträge nach anerkannten Methoden aus sachgerecht aus gewählten Notierungen und Indizes abgeleitet. Die erwarteten Erträge aus Immobilien wurden unter Berücksichtigung der jeweiligen Vermarktungsmöglichkeiten ermittelt, die durch vertragliche Bindungen und örtliche Marktgegebenheiten bestimmt werden.

Die Pensionsrückstellungen leiten sich wie folgt ab:

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Pensionsrückstellungen (fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche)	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Barwert der fondsfinanzierten Versorgungsansprüche	15.170	14.588
Zeitwert des Planvermögens	13.833	13.139
Nettoposition aus fondsfinanzierten Versorgungsansprüchen (Saldo)	1.337	1.449
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	56	79
Bilanzierte Rückstellung für fondsfinanzierte Versorgungsansprüche	1.393	1.528
Bilanzierte Rückstellung für nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche	1.925	1.753
	3.318	3.281

Die bis zum 31. Dezember 2010 entstandenen versicherungsmathematischen Gewinne/Verluste betrugen ohne Berücksichtigung von Steuern

-6.254 Mio. € (31.12.2009: -6.287 Mio. €).

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Entwicklung des Planvermögens	Beizulegender Zeitwert
in Mio. €	2010	2009
---	---	---
Stand: 01.01.	13.139	11.030
Erwarteter Vermögensertrag der Fonds	730	660
Arbeitgeberbeiträge an die Fonds	166	826
Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds	16	13
Rentenzahlungen der Fonds	-871	-786
Versicherungsmathematische Gewinne/Verluste der Fonds	541	1.162
Währungsanpassungen	124	234
Änderungen des Konsolidierungskreises	-12
Stand: 31.12.	13.833	13.139

Die tatsächlichen Vermögenserträge der Fonds summierten sich 2010 auf 1.271 Mio. € (Vorjahr: 1.822 Mio. €).

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Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte)	31.12.10			31.12.09
in Mio. €	Inland1	Ausland2	Gesamt	Inland1	Ausland2	Gesamt
---	---	---	---	---	---	---
Eigenkapitaltitel	2.783	781	3.564	3.042	270	3.312
Zinstragende Titel	4.537	2.856	7.393	5.208	3.052	8.260
Immobilien	166	196	362	78	80	158
Mischfonds3	947		947
Alternative Investments	918	439	1.357	742	360	1.102
Sonstiges4	155	55	210	135	172	307
	9.506	4.327	13.833	9.205	3.934	13.139

1 Beim Planvermögen in Deutschland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und verschiedener Konzernunternehmen sowie Vermögen der RWE Pensionsfonds AG.

2 Beim ausländischen Planvermögen handelt es sich um Vermögen eines britischen Pensionsfonds zur Abdeckung von Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien.

3 Darin enthalten sind dividenden- und zinstragende Titel.

4 Darin enthalten sind Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen.

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Zusammensetzung des Planvermögens (Ziel-Anlagestruktur)	31.12.10		31.12.09
in %	Inland1	Ausland2	Inland1	Ausland2
---	---	---	---	---
Eigenkapitaltitel	23,4	17,5	28,4	6,9
Zinstragende Titel	54,3	67,5	59,3	77,6
Immobilien	2,3	5,0	2,3	2,0
Mischfonds3	10,0
Alternative Investments	10,0	10,0	10,0	9,1
Sonstiges4				4,4
	100,0	100,0	100,0	100,0

1 Beim Planvermögen in Deutschland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und verschiedener Konzernunternehmen sowie Vermögen der RWE Pensionsfonds AG.

2 Beim ausländischen Planvermögen handelt es sich um Vermögen eines britischen Pensionsfonds zur Abdeckung von Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien.

3 Darin enthalten sind dividenden- und zinstragende Titel.

4 Darin nicht enthalten sind Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen, da sie insgesamt nicht Gegenstand des Portfoliomanagements sind.

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Entwicklung der Versorgungsansprüche	Barwert
in Mio. €	2010	2009
---	---	---
Stand: 01.01.	16.341	13.768
Laufender Dienstzeitaufwand	201	143
Zinsaufwand	877	836
Arbeitnehmerbeiträge	16	13
Versicherungsmathematische Gewinne/Verluste	508	2.268
Gezahlte Leistungen	-979	-908
Nachverrechneter Dienstzeitaufwand	7	-36
Währungsanpassungen	145	252
Änderungen des Konsolidierungskreises	-21	5
Stand: 31.12.	17.095	16.341

Der nachverrechnete Dienstzeitaufwand enthielt im Geschäftsjahr 2010 erhöhte Leistungszusagen in Großbritannien (22 Mio. €) und gegenläufig Entlastungen im Inland. Im Vorjahr handelte es sich im Wesentlichen um Plankürzungen.

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Aufwand Pensionsrückstellungen	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Dienstzeitaufwand	201	143
Zinsaufwand	877	836
Erwarteter Vermögensertrag der Fonds	-730	-660
Anpassungsbetrag aufgrund des nachverrechneten Dienstzeitaufwands	7	-36
	355	283

Der Barwert der Versorgungsansprüche abzüglich des beizulegenden Zeitwerts des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsansprüchen. Hier zeigte sich in den vergangenen fünf Jahren folgende Entwicklung:

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Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsansprüchen	2010	2009	2008	2007	2006
in Mio. €
---	---	---	---	---	---
Barwert der Versorgungsansprüche	17.095	16.341	13.768	15.733	17.955
Beizulegender Zeitwert des Planvermögens	13.833	13.139	11.030	12.675	6.119
Saldo	3.262	3.202	2.738	3.058	11.836

Im gleichen Zeitraum wurden folgende erfahrungsbedingte Anpassungen bei den Barwerten der Versorgungsansprüche und den Zeitwerten des Planvermögens vorgenommen:

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Erfahrungsbedingte Anpassungen	2010	2009	2008	2007	2006
in Mio. €
---	---	---	---	---	---
Barwert der Versorgungsansprüche	-199	-451	-40	367	38
Beizulegender Zeitwert des Planvermögens	541	1.162	-2.107	-494	-69

Beziehen sich die erfahrungsbedingten Anpassungen auf die Barwerte der Versorgungsansprüche, sind sie Teil der auf die Versorgungsansprüche entfallenden versicherungsmathematischen Gewinne oder Verluste des jeweiligen Jahres. Beziehen sie sich auf die Zeitwerte des Planvermögens, sind sie mit den auf das Planvermögen entfallenden versicherungsmathematischen Gewinnen oder Verlusten des jeweiligen Jahres gleichzusetzen.

Im Geschäftsjahr 2011 werden voraussichtlich 309 Mio. € in leistungsorientierte Pläne eingezahlt.

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Rückstellungsspiegel	Stand: 01.01.10	Zuführungen	Auflösungen	Zinsanteil/ Änderungen des Zinssatzes	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungs- anpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahmen
in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Pensionsrückstellungen	3.281	203		151	-511	-266
Steuerrückstellungen	3.112	1.133	-22		-54	-568
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	9.491	180		472	-1	-132
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.712	117	-61	151	64	-63
	18.596	1.633	-83	774	-42	-1.029
Sonstige Rückstellungen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	1.643	845	-197	34	23	-700
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	528	161	-21	47	8	-128
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	2.097	612	-401	40	-81	-580
Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft	838	114	-18	16	-134	-28
Umweltschutzverpflichtungen	153	41	-1	2	-1	-12
Zinszahlungsverpflichtungen	588	180	-8	2	-17	-4
Rückgabeverpflichtungen
CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.242	1.028	-31		-10	-1.257
Übrige sonstige Rückstellungen	2.459	647	-356	29	89	-273
	9.548	3.628	-1.033	170	-123	-2.982
Rückstellungen	28.144	5.261	-1.116	944	-165	-4.011
Davon: Änderung des Konsolidierungskreises

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Rückstellungsspiegel	Stand: 31.12.10
in Mio. €
---	---
Pensionsrückstellungen	3.318
Steuerrückstellungen	3.601
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.010
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.920
	19.849
Sonstige Rückstellungen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	1.648
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	595
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	1.687
Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft	788
Umweltschutzverpflichtungen	182
Zinszahlungsverpflichtungen	741
Rückgabeverpflichtungen
CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	972
Übrige sonstige Rückstellungen	2.595
	9.208
Rückstellungen	29.057
Davon: Änderung des Konsolidierungskreises	(-61)

1 inkl. Verrechnung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste gemäß IAS 19.93A

Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bewertet. Der Großteil der Inanspruchnahme wird aus heutiger Sicht für die Jahre 2020 bis 2050 erwartet. Der Abzinsungsfaktor beträgt wie im Vorjahr 5,0%. Mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens werden mit dem Barwert zugeführt. Im Berichtsjahr waren dies 92 Mio. € (Vorjahr: 122 Mio. €). Weitere Rückstellungszuführungen in Höhe von 88 Mio. € (Vorjahr: Auflösungen von 388 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass aktuelle Schätzungen per Saldo zu einer Erhöhung (Vorjahr: Absenkung) der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Die Zuführung zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich besteht ferner vor allem aus dem Zinsanteil in Höhe von 472 Mio. € (Vorjahr: 446 Mio. €). Von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen in Höhe von 833 Mio. € (Vorjahr: 796 Mio. €) abgesetzt, die im Wesentlichen an ausländische Wiederaufarbeitungsunternehmen und an das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) für die Errichtung der Endlager entrichtet worden sind.

Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern:

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Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	7.977	7.557
Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	2.033	1.934
	10.010	9.491

Die Rückstellungsbestandteile für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfassen im Rahmen der Brennelemententsorgung die langfristig zu erwartenden Kosten der direkten Endlagerung von Brennelementen, des in Deutschland derzeit einzig möglichen Entsorgungspfads, ferner die Kosten der Entsorgung von radioaktiven Abfällen aus der Wiederaufarbeitung - im Wesentlichen für die durchzuführenden Transporte von zentralen und standortnahen Zwischenlagern zur Konditionierungsanlage bzw. zum Endlager - sowie die Kosten der endlagergerechten Konditionierung und der Behälter. Die Schätzungen basieren überwiegend auf Konzepten interner und externer Experten, insbesondere der GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen. Hinsichtlich der Stilllegung von Kernkraftwerken werden hier die Kosten der Nachbetriebsphase und des Rückbaus nach Angaben externer, branchenweit anerkannter und laufend aktualisierter Fachgutachten der NIS Ingenieurgesellschaft mbH, Alzenau, berücksichtigt. Schließlich sind die gesamten Kosten der Endlagerung aller radioaktiven Abfälle, ausgehend von Angaben des BfS, unter der Position erfasst.

Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen betrifft sämtliche nukleare Verpflichtungen für die Entsorgung von Brennelementen und radioaktiven Abfällen sowie für die Stilllegung von Kernkraftwerken, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist. Sie beinhaltet die zu erwartenden restlichen Kosten der Wiederaufarbeitung, der Rücknahme (Transport, Behälter) und Zwischenlagerung der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle sowie die Mehrkosten der Verwertung von Uran und Plutonium aus der Wiederaufarbeitung. Die Kosten beruhen auf bestehenden Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und mit der GNS. Daneben sind hier die Kosten der Transporte und der Zwischenlagerung von abgebrannten Brennelementen im Rahmen der direkten Endlagerung berücksichtigt. Die kraftwerkseigenen Standortzwischenlager sind für eine Betriebsdauer von 40 Jahren genehmigt. Sie gingen im Zeitraum von 2002 bis 2006 in Betrieb. Weiterhin werden die Beträge für die - im Wesentlichen von der GNS ausgeführten - Konditionierung und Zwischenlagerung radioaktiver Betriebsabfälle ausgewiesen.

Vor dem Hintergrund des deutschen Atomgesetzes (AtG), im Wesentlichen § 9a AtG, gliedert sich die Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich wie folgt:

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Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---
Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen	4.490	4.626
Entsorgung von Kernbrennelementen	4.831	4.303
Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle	689	562
	10.010	9.491

Auch bergbaubedingte Rückstellungen sind größtenteils langfristig. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Dabei legen wir wie im Vorjahr einen Abzinsungsfaktor von 5,0% zugrunde. Im Berichtsjahr sind den bergbaubedingten Rückstellungen 117 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €) zugeführt worden. Davon wurden 67 Mio. € (Vorjahr: 84 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert. Der Zinsanteil bei der Zuführung zu den bergbaubedingten Rückstellungen betrug 151 Mio. € (Vorjahr: 121 Mio. €).

Die Rückstellungen für Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für den sozialverträglichen Personalabbau aus Vorjahren.

(25) Finanzverbindlichkeiten

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Finanzverbindlichkeiten		31.12.10		31.12.09
in Mio. €		Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---
Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)		14.864	1.496	15.904	640
Commercial Paper			493		238
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten		293	426	411	514
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
	Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte		567		945
	Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten	751	920	704	790
		15.908	3.902	17.019	3.127

Gegenüber assoziierten Unternehmen bestanden Finanzverbindlichkeiten in Höhe von 187 Mio. € (Vorjahr: 186 Mio. €).

Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 15.679 Mio. € (Vorjahr: 16.802 Mio. €) verzinslich. Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten resultierten größtenteils aus früheren Aktivitäten von übernommenen Gesellschaften.

Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Finanzverbindlichkeiten um 3 Mio. €.

Die ausstehenden Anleihen sind von der RWE AG oder der RWE Finance B.V. begeben worden.

Die folgende Übersicht zeigt die Eckdaten der wesentlichen RWE-Anleihen zum 31. Dezember 2010:

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Ausstehende Anleihen Emittent	Ausstehender Betrag	Buchwert	Kupon in %	Fälligkeit
RWE Finance B.V.	1.500 Mio. €	1.496 Mio. €	2,5	September 2011
RWE Finance B.V.	1.808 Mio. €	1.823 Mio. €	6,125	Oktober 2012
RWE Finance B.V.	250 Mio. US$	187 Mio. €	2,0	Februar 2013
RWE Finance B.V.	630 Mio. £	731 Mio. €	6,375	Juni 2013
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	996 Mio. €	5,75	November 2013
RWE Finance B.V.	530 Mio. €	529 Mio. €	4,625	Juli 2014
RWE Finance B.V.	2.000 Mio. €	1.986 Mio. €	5,0	Februar 2015
RWE Finance B.V.	850 Mio. €	853 Mio. €	6,25	April 2016
RWE AG	100 Mio. €	100 Mio. €	variabel1	November 2017
RWE Finance B.V.	980 Mio. €	979 Mio. €	5,125	Juli 2018
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	991 Mio. €	6,625	Januar 2019
RWE Finance B.V.	570 Mio. £	665 Mio. €	6,5	April 2021
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	997 Mio. €	6,5	August 2021
RWE Finance B.V.	500 Mio. £	575 Mio. €	5,5	Juli 2022
RWE Finance B.V.	488 Mio. £	564 Mio. €	5,625	Dezember 2023
RWE Finance B.V.	760 Mio. £	885 Mio. €	6,25	Juni 2030
RWE AG	600 Mio. €	594 Mio. €	5,75	Februar 2033
RWE Finance B.V.	1.000 Mio. £	1.143 Mio. €	6,125	Juli 2039
RWE AG	160 Mio. €2	156 Mio. €	4,762	Februar 2040
Übrige (inkl. Schuldscheindarlehen)	Diverse	110 Mio. €	Diverse	Diverse
Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)		16.360 Mio. €

1 Zinstermine: 15.05. und 15.11.

2 Nach Swap in Euro

Im Berichtszeitraum wurden im Rahmen unseres Commercial-Paper-Programms kleinere Emissionen auf dem europäischen Kapitalmarkt getätigt. Das Programm wurde mit bis zu 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 2,1 Mrd. €) in Anspruch genommen. Die Verzinsung der Papiere lag zwischen 0,4 und 1,3% (Vorjahr: 0,8 und 3,1 %).

In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft.

Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten:

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Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen	Fälligkeiten der Mindestleasingzahlungen
	31.12.10			31.12.09
---	---	---	---	---	---	---
in Mio. €	Nominalwert	Abzinsungsbetrag	Barwert	Nominalwert	Abzinsungsbetrag	Barwert
---	---	---	---	---	---	---
Fällig im Folgejahr	8		8	9		9
Fällig nach 1 bis 5 Jahren	29	1	28	30	1	29
Fällig nach über 5 Jahren	101	2	99	43	2	41
	138	3	135	82	3	79

Darüber hinaus werden unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten die Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte ausgewiesen.

Von den Finanzverbindlichkeiten sind 47 Mio. € (Vorjahr: 199 Mio. €) durch Grundpfandrechte und 107 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €) durch ähnliche Rechte gesichert.

(26) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Gegenüber assoziierten Unternehmen bestanden Verbindlichkeiten in Höhe von 115 Mio. € (Vorjahr: 55 Mio. €).

Auf die Explorationstätigkeit entfielen Verbindlichkeiten von 21 Mio. € (Vorjahr: 84 Mio. €).

Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Verbindlichkeiten insgesamt um 5 Mio. €.

(27) Übrige Verbindlichkeiten

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Übrige Verbindlichkeiten	31.12.10		31.12.09
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---
Verbindlichkeiten aus Steuern		1.055		988
Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit	44	45	55	56
Verbindlichkeiten aus Restrukturierungen	98	42	129	61
Derivate	910	7.036	1.360	9.852
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	1.894	299	1.911	268
Sonstige übrige Verbindlichkeiten	638	3.899	517	3.992
	3.584	12.376	3.972	15.217

Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen.

Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die übrigen Verbindlichkeiten um 6 Mio. €.

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Passive Rechnungsabgrenzungsposten		31.12.10		31.12.09
in Mio. €		Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
---	---	---	---	---	---
Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse		1.614	160	1.709	168
Investitionszuwendungen für Anlagegegenstände
	Steuerpflichtige Zuschüsse	10	2	12	1
	Steuerfreie Zulagen	1		1
Sonstige		269	137	189	99
		1.894	299	1.911	268

Die sonstigen übrigen Verbindlichkeiten enthalten 1.775 Mio. € (Vorjahr: 1.562 Mio. €) kurzfristige Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) von Minderheitenanteilen.

Sonstige Angaben

(28) Ergebnis je Aktie

Das unverwässerte und verwässerte Ergebnis je Aktie ergeben sich, indem das auf die Aktien entfallende Nettoergebnis durch die durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Auf Stammaktien und auf Vorzugsaktien entfällt das gleiche Ergebnis je Aktie.

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Ergebnis je Aktie		2010	2009
Nettoergebnis der Aktionäre der RWE AG	Mio. €	3.308	3.571
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	Tsd. Stück	533.559	533.132
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie	€	6,20	6,70
Dividende je Aktie	€	3,501	3,50

1 Vorschlag für das Geschäftsjahr 2010

(29) Berichterstattung zu Finanzinstrumenten

Die Finanzinstrumente lassen sich in originäre und derivative untergliedern.

Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite enthalten die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Verbindlichkeiten.

Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte geben das maximale Ausfallrisiko wieder. Soweit bei den finanziellen Vermögenswerten Ausfallrisiken erkennbar sind, werden diese durch Wertberichtigungen erfasst.

Die beizulegenden Zeitwerte ergeben sich aus den Börsenkursen oder werden mit anerkannten Bewertungsmethoden ermittelt.

Für die Bewertung von Commodity-Derivaten werden Notierungen an aktiven Märkten (z.B. Börsenkurse) herangezogen. Liegen keine Notierungen vor, etwa weil der Markt nicht hinreichend liquide ist, werden beizulegende Zeitwerte auf der Grundlage anerkannter Bewertungsmodelle ermittelt. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese beinhalten sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden.

Commodity-Forwards, -Futures, -Optionen und -Swaps werden -sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS 39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert. Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen Börsen bewertet. Bei nicht börsengehandelten Produkten erfolgt die Bewertung anhand von öffentlich zugänglichen Brokerquotierungen oder -falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter Bewertungsmodelle. Die beizulegenden Zeitwerte bestimmter langfristiger Bezugs- oder Absatzverträge werden - sofern keine Marktdaten vorliegen - mithilfe anerkannter Bewertungsmodelle berechnet, für die interne Daten herangezogen werden.

Terminkäufe und -verkäufe von Aktien börsennotierter Gesellschaften werden mit den - um die jeweiligen Zeitkomponenten bereinigten - Börsenkursen der jeweiligen Aktien bewertet.

Bei derivativen Finanzinstrumenten, die wir zur Absicherung von Zinsrisiken einsetzen, werden die künftigen Zahlungsströme mithilfe aktueller restlaufzeitkongruenter Marktzinssätze abgezinst, um den beizulegenden Zeitwert der Sicherungsinstrumente am Bilanzstichtag zu ermitteln.

Der beizulegende Zeitwert von in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfassten Finanzinstrumenten entspricht dem veröffentlichten Börsenkurs, sofern diese an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle restlaufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen.

Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 7 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 7 wie folgt definiert:

Stufe 1: Bewertung mit den auf aktiven Märkten notierten (unverändert übernommenen) Preisen für identische Finanzinstrumente;

Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um die auf Stufe 1 berücksichtigten notierten Preise handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d.h. als Preis) oder indirekt (d.h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen;

Stufe 3: Bewertung mithilfe von nicht auf beobachtbaren Marktdaten basierenden Faktoren.

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Fair-Value-Hierarchie	Summe 2010	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe 2009	Stufe 1
in Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	750	67	237	446	709	42
Derivate (aktiv)	8.918		8.304	614	12.202
Wertpapiere	3.196	992	2.204		3.290	1.102
Derivate (passiv)	7.946		7.748	198	11.212
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.775			1.775	1.562

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Fair-Value-Hierarchie	Stufe 2	Stufe 3
in Mio. €
---	---	---
Übrige Finanzanlagen	145	522
Derivate (aktiv)	11.744	458
Wertpapiere	2.188
Derivate (passiv)	10.941	271
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten		1.562

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

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Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2010	Stand: 01.01.10	Änderungen des Konsolidierungskreises,	Veränderungen			Stand: 31.12.10
in Mio. €		Währungsanpassungen, Sonstiges	erfolgswirksam	erfolgsneutral (OCI)	zahlungswirksam
---	---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	522	-141			65	446
Derivate (aktiv)	458		69	40	47	614
Derivate (passiv)	271	646	-65	-108	-546	198
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.562	213				1.775

Die sonstige Veränderung bei den Derivaten (passiv) in Höhe von 646 Mio. € ist im Wesentlichen auf die erstmalige Marktbewertung von zuvor als Eigenbedarfsverträge klassifizierten langfristigen Gasbezugsverträgen zurückzuführen.

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Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2009	Stand: 01.01.09	Änderungen des Konsolidierungskreises,	Veränderungen			Stand: 31.12.09
in Mio. €		Währungsanpassungen, Sonstiges	erfolgswirksam	erfolgsneutral (OCI)	zahlungswirksam
---	---	---	---	---	---	---
Übrige Finanzanlagen	345		-1		178	522
Derivate (aktiv)	363	456	-177	-35	-149	458
Derivate (passiv)	67	278	-18	-9	-47	271
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.294	268				1.562

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Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und verluste	Gesamt 2010	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt 2009	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
in Mio. €
---	---	---	---	---
Umsatzerlöse	210	210	58	58
Materialaufwand	-16	-13	-217	-217
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-60	-60
Beteiligungsergebnis			-1
	134	137	-160	-159

Auf die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen:

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Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte 2010	Übrige Finanzanlagen	Finanzforderungen	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	Gesamt
in Mio. €
---	---	---	---	---	---
Stand: 01.01.10	123	344	531	4	1.002
Zuführungen	3	18	259	2	282
Umbuchungen	33	-1	-2	5	35
Währungsanpassungen			11		11
Abgänge	13	83	456	5	557
Stand: 31.12.10	146	278	343	6	773

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Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte 2009	Übrige Finanzanlagen	Finanzforderungen	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	Gesamt
in Mio. €
---	---	---	---	---	---
Stand: 01.01.09	257	178	510	2	947
Zuführungen	19	27	143	2	191
Umbuchungen	-149	157	-8
Währungsanpassungen			19		19
Abgänge	4	18	133		155
Stand: 31.12.09	123	344	531	4	1.002

Zum Abschlussstichtag bestanden überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen im Anwendungsbereich von IFRS 7 in folgender Höhe:

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Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Bruttowert 31.12.10	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €			bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 bis 120 Tage
---	---	---	---	---	---	---
Finanzforderungen	4.065	53
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	9.829	1.160	785	94	53	39
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	9.731	5	1			1
	23.625	1.218	786	94	53	40

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Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €	über 120 Tage
---	---
Finanzforderungen	5
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	120
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	3
	128

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Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Bruttowert 31.12.09	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €			bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 bis 120 Tage
---	---	---	---	---	---	---
Finanzforderungen	4.883	48	11
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	10.060	921	724	77	49	40
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	13.215	5	1	1
	28.158	974	736	78	49	40

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Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €	über 120 Tage
---	---
Finanzforderungen	5
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	154
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1
	160

Die finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten lassen sich in Bewertungskategorien mit den folgenden Buchwerten untergliedern:

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Buchwerte nach Bewertungskategorien		31.12.10	31.12.09
in Mio. €
---	---	---	---
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte		6.040	9.502
	Davon: zu Handelszwecken gehalten	(6.040)	(9.502)
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte		3.947	3.998
Kredite und Forderungen		16.553	18.150
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten		6.503	8.574
	Davon: zu Handelszwecken gehalten	(6.503)	(8.574)
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten		28.019	29.380

Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Lediglich bei den Anleihen, Commercial Paper und sonstigen Finanzverbindlichkeiten weicht der Buchwert in Höhe von 19.810 Mio. € (Vorjahr: 20.146 Mio. €) vom beizulegenden Zeitwert in Höhe von 21.444 Mio. € (Vorjahr: 21.605 Mio. €) ab.

Finanzinstrumente wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung mit folgenden Nettoergebnissen gemäß IFRS 7 erfasst:

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Nettoergebnisse gemäß IFRS 7 aus Finanzinstrumenten		2010	2009
in Mio. €
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Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten		-813	-17
	Davon: zu Handelszwecken gehalten	(-813)	(-17)
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte		292	169
Kredite und Forderungen		286	423
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten		-1.741	-1.327

Das Nettoergebnis gemäß IFRS 7 umfasst im Wesentlichen Zinsen, Dividenden und Ergebnisse aus der Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert.

Bei den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten wurden im Berichtsjahr Wertänderungen in Höhe von 91 Mio. € (Vorjahr: 193 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Darüber hinaus wurden ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten in Höhe von 89 Mio. € als Ertrag (Vorjahr: 190 Mio. € als Aufwand) realisiert.

Der RWE-Konzern ist als international tätiges Versorgungsunternehmen bei seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Kredit-, Liquiditäts- und Marktrisiken ausgesetzt. Marktrisiken resultieren insbesondere aus Änderungen von Commodity-Preisen, Währungskursen, Zinssätzen und Aktienkursen.

Wir begrenzen diese Risiken durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement. Zu den zentralen Instrumenten gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben.

Derivative Finanzinstrumente werden eingesetzt, um Währungs-, Commodity- und Zinsänderungsrisiken aus dem operativen Geschäft sowie Risiken aus Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen abzusichern. Als Instrumente dienen dabei vor allem Devisentermingeschäfte, Devisenoptionsgeschäfte, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Commodity-Termingeschäfte, -Optionen, -Futures und -Swaps. Zusätzlich dürfen Derivate im Rahmen festgelegter Limite zu Eigenhandelszwecken eingesetzt werden.

Ausführliche Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements enthält das Kapitel "Entwicklung der Risiken und Chancen" im Lagebericht.

Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 bestehen vor allem zur Absicherung von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, von Fremdwährungsposten und Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie von Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften.

Fair Value Hedges dienen vor allem der Absicherung von festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten gegen Marktpreisrisiken. Mit den Sicherungsmaßnahmen wird das Ziel verfolgt, die festverzinslichen Instrumente in variabel verzinsliche Instrumente zu transformieren und damit ihren beizulegenden Zeitwert zu sichern. Als Sicherungsinstrumente dienen Zinsswaps und Zins-Währungs-Swaps. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf 99 Mio. € (Vorjahr: 74 Mio. €).

Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte entstanden im Berichtsjahr Verluste von 26 Mio. € (Vorjahr: 27 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Gewinnen von 24 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €) führten. Beides ist im Finanzergebnis erfasst.

Cash Flow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Fremdwährungs- und Preisrisiken aus künftigen Umsätzen und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Devisentermingeschäfte und Devisenoptionsgeschäfte sowie Commodity-Termingeschäfte, -Optionen, -Futures und -Swaps. Der effektive Teil der Fair-Value-Änderungen der Sicherungsinstrumente wird so lange im Other Comprehensive Income erfasst, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Ineffektive Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst. Im Realisationszeitpunkt des Grundgeschäfts wird der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente betrug zum Abschlussstichtag 61 Mio. € (Vorjahr: -269 Mio. €).

Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden 15 Jahren fällig und ergebniswirksam.

Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von 1.310 Mio. € (Vorjahr: 1.214 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar.

Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges wurden in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €) als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Darüber hinaus wurden ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen aus Cash Flow Hedges im Berichtsjahr in Höhe von 1.152 Mio. € (Vorjahr: 1.111 Mio. €) nach Steuern als Ertrag realisiert.

Ferner erhöhten im Berichtsjahr erfolgsneutral im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen aus Cash Flow Hedges die Anschaffungskosten nicht finanzieller Vermögenswerte um 188 Mio. € (Vorjahr Erhöhung um 128 Mio. €).

Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen sowie Zins-Währungs-Swaps ein. Währungskursänderungen bei den sichernden Anleihen sowie Fair-Value-Änderungen der sichernden Zins-Währungs-Swaps fließen in die Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income ein. Der negative beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug zum Abschlussstichtag 2.103 Mio. € (Vorjahr: 2.038 Mio. €), der positive Zeitwert der Swaps 284 Mio. € (Vorjahr: 226 Mio. €).

Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 1 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €) als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Marktrisiken ergeben sich durch Schwankungen finanzwirtschaftlicher Preise. Währungs-, Zins- und Aktienkursänderungen können das Ergebnis der Geschäftstätigkeit des Konzerns beeinflussen. Wegen der internationalen Präsenz des RWE-Konzerns kommt dem Management von Wechselkursänderungen große Bedeutung zu. Das britische Pfund und der US-Dollar sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Brennstoffe notieren in diesen beiden Währungen, zudem ist RWE im britischen Währungsraum geschäftlich aktiv. Die Konzerngesellschaften sind grundsätzlich verpflichtet, sämtliche Währungsrisiken über die RWE AG abzusichern. Diese ermittelt die Nettofinanzposition je Währung und sichert sie - wenn nötig - mithilfe externer Marktpartner ab.

Zinsrisiken bestehen hauptsächlich wegen der Finanzschulden und der zinstragenden Anlagen des Konzerns. Gegen negative Wertänderungen aus unerwarteten Zinsbewegungen sichern wir uns fallweise durch originäre und derivative Finanzgeschäfte ab.

Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement gesteuert. Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer zentralen Risikomanagement-Software erfasst und von der RWE AG überwacht. Dies ermöglicht einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg.

Für den Commodity-Bereich hat das zentrale Risikomanagement des Konzerns Richtlinien aufgestellt. Demnach dürfen Derivate zur Absicherung gegen Preisrisiken, zur Optimierung des Kraftwerkseinsatzes und zur Margenerhöhung eingesetzt werden. Darüber hinaus ist der Handel mit Commodity-Derivaten im Rahmen von Limiten erlaubt, die durch unabhängige organisatorische Einheiten festgelegt werden. Die Einhaltung dieser Obergrenzen wird täglich überwacht.

Alle derivativen Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Interpretation ihrer positiven und negativen beizulegenden Zeitwerte ist zu beachten, dass den Finanzinstrumenten außer beim Eigenhandel mit Commodities i.d.R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen.

Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate orientiert sich an der Laufzeit der zugrunde liegenden Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen wurden längere Laufzeiten von bis zu 30 Jahren vereinbart.

Aktienkurs- , Zinsänderungs- und Währungskursrisiken bei Finanzinstrumenten sowie Commodity-Preisrisiken werden bei RWE entsprechend dem internationalen Bankenstandard mit der Value-at-Risk-Methode gemessen. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk ermittelt.

Bei der Value-at-Risk-Methode wird auf der Basis historischer Wertschwankungen das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen innerhalb bestimmter Fristen ergeben könnte, berechnet und laufend überwacht. Bis auf den Cash Flow at Risk wurden alle Value-at-Risk-Angaben mit einem Konfidenzintervall von 95% und einer Haltedauer von einem Tag ermittelt. Für den Cash Flow at Risk wird ein Konfidenzintervall von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr unterstellt. Die Aggregation der einzelnen Value-at-Risk-Angaben zu einer einzigen Value-at-Risk-Kennzahl ist insbesondere aufgrund der wechselseitigen Abhängigkeiten nicht sinnvoll.

RWE unterscheidet zur Steuerung des konzernweiten Zinsrisikos zwischen Zinsänderungsrisiken aus bilanzierten zinstragenden Finanzanlagen und Zinsänderungsrisiken aus dem Finanzierungsportfolio, welches im Wesentlichen aus den Kapitalmarktschulden besteht. Für die bilanzierten zinstragenden Finanzanlagen wird ein Value-at-Risk ermittelt, der das Marktwertrisiko dieser Anlagen widerspiegelt. Zum 31. Dezember 2010 betrug dieser 7,1 Mio. € (Vorjahr: 9,3 Mio. €). Seit dem Geschäftsjahr 2010 wird für das Finanzierungsportfolio ein Cash Flow at Risk ermittelt, der ein Maß für die Sensitivität des Zinsaufwands auf Marktzinssteigerungen darstellt. Dieser lag zum 31. Dezember 2010 bei 4,9 Mio. €.

Im RWE-Konzern sind grundsätzlich alle Gesellschaften dazu verpflichtet, ihre Fremdwährungsrisiken mit der RWE AG zu sichern. Allein die RWE AG darf im Rahmen vorgegebener Limite Fremdwährungspositionen offen halten. Der Value at Risk für diese Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2010 unter 1 Mio. € (Vorjahr: 38,1 Mio. €). Die Werte aus 2009 und 2010 sind nicht vergleichbar, da wir nun den Value at Risk angeben, der auch intern zu Steuerungszwecken verwendet wird. In den intern gemeldeten Wert gehen auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen ein. Der Value-at-Risk-Wert aus 2009 enthält abweichend zum aktuell berichteten Value at Risk ausschließlich externe Fremdwährungsderivate. Die zugehörigen Grundgeschäfte wurden in der Vergangenheit nicht mit einbezogen.

Die Risiken aus Aktienportfolien werden ebenfalls mit Hilfe eines Value at Risk überwacht. Dieser lag zum 31. Dezember 2010 bei 7,7 Mio. € (Vorjahr: 11,7 Mio. €).

Zum 31. Dezember 2010 betrug der Value at Risk für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 10,0 Mio. € (Vorjahr: 46,5 Mio. €). Die Werte aus 2009 und 2010 sind nicht vergleichbar, da wir nun Value-at-Risk-Werte angeben, die auf dem Management-Ansatz beruhen. Damit werden die tatsächlich zur Steuerung verwendeten Kennzahlen berichtet. Bisher wurden zu externen Berichterstattungszwecken gesondert berechnete Kennzahlen angegeben, in die nur bilanziell erfasste Finanzinstrumente und keine Eigenverbrauchsverträge eingingen.

Neben dem Commodity Value at Risk werden kontinuierlich zur Steuerung des Commodity-Risikos Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen auf die Liquiditäts- und Ertragslage zu simulieren und ggf. risikomindernde Maßnahmen zu ergreifen. Im Rahmen der Stresstests werden einzelne Gruppen von Marktpreiskurven modifiziert und anschließend eine Neubewertung der Commodity-Position auf Basis dieser Kurven vorgenommen. Die Szenarien decken sowohl historische Extrempreisszenarien als auch realistische, fiktive Preisszenarien ab. Darüber hinaus werden auf monatlicher Basis mögliche Extremszenarien für die großen Handelstische ausgewertet. Falls Stresstests interne Schwellen überschreiten, werden diese Szenarien genauer hinsichtlich ihrer Wirkung und Wahrscheinlichkeit analysiert und ggf. risikomindernde Maßnahmen erwogen.

Die Commodity-Risiken, die bei den stromerzeugenden Konzerngesellschaften bestehen, werden gemäß Konzernvorgaben basierend auf der verfügbaren Marktliquidität zu Marktpreisen auf das Segment Trading/Gas Midstream übertragen und dort gesichert. Entsprechend der Vorgehensweise bei z.B. langfristigen Investitionen können Commodity-Risiken aus langfristigen Positionen oder Positionen, die sich auf Grund ihrer Größe bei gegebener Marktliquidität noch nicht absichern lassen, nicht über das Value-at-Risk-Konzept gesteuert werden und werden deshalb im o.g. Value at Risk nicht mit einbezogen. Über die noch nicht übertragenen offenen Erzeugungspositionen hinaus sind die Konzerngesellschaften gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten.

Kreditrisiken. Im Finanz- und Handelsbereich unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern mit guter Bonität. Kreditrisiken gegenüber Vertragspartnern werden bei Vertragsabschluss geprüft und laufend überwacht. Durch Festlegung von Limiten für das Handeln mit Geschäftspartnern und ggf. durch das Einfordern von Barsicherheiten schränken wir das Kreditrisiko ein. Das Kreditrisiko wird im Handelsbereich auf täglicher, im Finanzbereich auf wöchentlicher Basis überwacht.

In unserem Vertriebsgeschäft sind wir Kreditrisiken ausgesetzt, weil Kunden möglicherweise ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen. Durch eine regelmäßige Bonitätsanalyse unserer wesentlichen Kunden können wir dieses Risiko identifizieren und entsprechend reagieren.

Sowohl im Finanz- und Handelsbereich als auch im Vertriebsgeschäft setzen wir zur Absicherung von Kreditrisiken zudem Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen ein.

Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich durch die Buchwerte der in der Bilanz angesetzten Forderungen. Bei den Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Weitere Kreditrisiken können sich aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen zugunsten konzernfremder Gläubiger ergeben. Zum 31. Dezember 2010 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 709 Mio. € (Vorjahr: 804 Mio. €). Weder 2010 noch 2009 waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen.

Liquiditätsrisiken. Die RWE-Konzerngesellschaften refinanzieren sich i.d.R. zentral bei der RWE AG. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2011 werden Kapitalmarktschulden mit einem Nominalvolumen von rund 1,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,6 Mrd. €) und Bankschulden in Höhe von 0,4 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) fällig. Außerdem sind kurzfristige Schulden zu begleichen.

Für die Deckung des Liquiditätsbedarfs standen am 31. Dezember 2010 flüssige Mittel und kurzfristige Wertpapiere im Gesamtwert von 5.672 Mio. € (Vorjahr: 6.364 Mio. €) zur Verfügung. Darüber hinaus konnte die RWE AG am Bilanzstichtag über eine vertraglich vereinbarte ungenutzte syndizierte Kreditlinie von 4 Mrd. € (Vorjahr: 4 Mrd. €) verfügen. Das Commercial-Paper-Programm in Höhe von 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 494 Mio. € (Vorjahr: 238 Mio. €) ausgenutzt; das 30-Mrd.-€-Debt-Issuance-Programm mit 16,3 Mrd. € (Vorjahr: 16,4 Mrd. €). Das Liquiditätsrisiko ist daher äußerst gering.

Aus den finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 ergeben sich in den nächsten Jahren voraussichtlich die folgenden (nicht diskontierten) Zahlungen:

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Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten		Tilgungszahlungen			Zinszahlungen
in Mio. €	Buchwerte 31.12.10	2011	2012 bis 2015	ab 2016	2011	2012 bis 2015
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Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)	16.360	1.561	6.263	8.590	967	3.148
Commercial Paper	493	493
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	719	432	170	117	8	24
Verbindlichkeiten aus Leasing	135	8	29	101
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1.536	941	191	445	28	102
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	7.946	7.013	779	40	-35	-88
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	567	567
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.775	1.775
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	10.447	10.390	61	73

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Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	ab 2016
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Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)	4.804
Commercial Paper
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	6
Verbindlichkeiten aus Leasing
Übrige Finanzverbindlichkeiten	81
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	245
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

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Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten		Tilgungszahlungen			Zinszahlungen
in Mio. €	Buchwerte 31.12.09	2010	2011 bis 2014	ab 2015	2010	2011 bis 2014
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Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)	16.544	640	5.599	10.376	919	3.072
Commercial Paper	238	238
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	925	596	177	156	12	42
Verbindlichkeiten aus Leasing	79	9	30	43
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1.415	893	236	332	18	58
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	11.212	10.116	1.005	37	-18	-28
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	945	945
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.562	1.562
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	11.351	10.444	873	89

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Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	ab 2015
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Anleihen (inkl. Schuldscheindarlehen)	5.271
Commercial Paper
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	21
Verbindlichkeiten aus Leasing
Übrige Finanzverbindlichkeiten	50
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	70
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2010 finanzielle Garantien über insgesamt 524 Mio. € (Vorjahr: 804 Mio. €) zugunsten konzernfremder Gläubiger, die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen in Höhe von 185 Mio. € gegenüber konzernexternen Gesellschaften abgegeben. Davon sind 181 Mio. € im Jahr 2011 und 4 Mio. € in den Jahren 2012 bis 2015 abrufbar.

(30) Eventualschulden und finanzielle Verpflichtungen

Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2010 auf 5.609 Mio. € (Vorjahr: 5.192 Mio. €).

Im Rahmen der Essent-Akquisition haben wir uns vorbehaltlich einer positiven gerichtlichen Entscheidung gegenüber den bisherigen Eigentümern zur Übernahme der Anteile an der Energy Resources Holding B.V., Niederlande (vormals Essent Business Development B.V., Niederlande) verpflichtet (Put-Option).

Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend langfristige Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lagerund Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur:

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Verpflichtungen aus Operating Leasing	Nominalwert
in Mio. €	31.12.10	31.12.09
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Fällig in bis zu 1 Jahr	145	101
Fällig in 1 bis 5 Jahren	398	256
Fällig nach über 5 Jahren	389	185
	932	542

Für die Beschaffung von fossilen Brennstoffen, insbesondere Erdgas und Steinkohle, bestehen langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2010 auf 90,8 Mrd. €, wovon 6,7 Mrd. € eine Fälligkeit von bis zu einem Jahr aufwiesen.

Die Gas-Beschaffung erfolgt in der Regel durch Take-or-pay-Verträge. Die Konditionen dieser langfristigen Verträge - die Laufzeiten reichen bis 2035 - werden in gewissen Abständen durch die Vertragspartner nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde.

Weiterhin bestehen langfristige finanzielle Verpflichtungen für Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2010 auf 14,6 Mrd. €, wovon 0,9 Mrd. € eine Fälligkeit von bis zu einem Jahr aufwiesen. Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung.

Tochter- oder Vorgängerunternehmen der Essent-Gruppe haben Nutzungs- oder ähnliche Rechte an Kraftwerkskapazitäten auf Vertragspartner im Ausland übertragen und anschließend bis Januar 2017 zurückgeleased. Diese sogenannten Cross-Border-Leasing (CBL) Verpflichtungen sind durch Garantien von Essent abgesichert. Die Kontrakte wurden geschlossen, bevor RWE Essent erwarb. Essent hat im Januar 2017 unter bestimmten Voraussetzungen das Recht, die übertragenen Rechte zu einem vereinbarten Preis von ca. 920 Mio. US$ zurückzukaufen. Die bis zum Ende der Laufzeit anfallenden Leasingraten von insgesamt 358 Mio. US$ und die bei Ausübung des Rückkaufrechts zu leistenden Zahlungen sind durch Erlöse aus Finanzinstrumenten, die an die CBL-Vertragspartner verpfändet wurden, und/oder andere Vereinbarungen der Essent-Gruppe gedeckt.

Außerdem hat Essent vor dem Erwerb durch RWE Garantien gegeben, um Zahlungs- und Leistungsverpflichtungen aus CBL-Transaktionen von ehemaligen Tochterunternehmen abzusichern, die heute von der ENEXIS B.V. (vormals Essent Netwerk B.V.) ("ENEXIS") beherrscht werden. Zum 31. Dezember 2010 ist noch eine Transaktion ausstehend, nachdem ENEXIS eine weitere Transaktion im Laufe des Jahres 2010 einvernehmlich mit dem Vertragspartner beendet hat.

Aufgrund der CBLs und der abgegebenen CBL-Garantien haftet Essent für sämtliche Zahlungsverpflichtungen, die ggf. über die Erlöse aus den verpfändeten Finanzinstrumenten und/oder über andere Vereinbarungen hinausgehen, inklusive der o.g. CBL-Verpflichtungen von ENEXIS.

Bei vorzeitiger Kündigung der CBL-Kontrakte können Schadenersatzforderungen und Verpflichtungen zur Begleichung von Finanzierungskosten auf Essent zukommen. Unter bestimmten Voraussetzungen haben die Vertragspartner das Recht, das Eigentum an den verpfändeten Vermögenswerten zu übernehmen. Die erwarteten Gesamtkosten im Falle einer vorzeitigen Kündigung aller CBLs belaufen sich auf rund 140 Mio. US$ (Stand: 31. Dezember 2010). Von diesem Betrag entfallen rund 130 Mio. US$ auf Kraftwerkskapazitäten von Essent und etwa 10 Mio. US$ auf Netzvermögen von ENEXIS. Der Gesamtbetrag ergibt sich aus der Summe aller Kündigungsbeträge (1.045 Mio. US$) abzüglich des erwarteten Wertes der Finanzinstrumente und/oder anderer Vereinbarungen und zuzüglich weiterer Kosten, insbesondere aus Schadenersatzansprüchen.

Den genannten Haftungsrisiken aus CBL-Verträgen wurde bei Abschluss der Essent-Akquisition durch gemeinsame Dotierung eines Fondsvermögens durch RWE und die Verkäufer Rechnung getragen.

Aus der Mitgliedschaft in verschiedenen Gesellschaften, die u.a. im Zusammenhang mit Kraftwerksobjekten, mit Ergebnisabführungsverträgen und zur Abdeckung des nuklearen Haftpflichtrisikos bestehen, obliegt uns eine gesetzliche bzw. vertragliche Haftung.

Mit der Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung einer Deckungsvorsorge in Höhe von rund 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 Haftungsanteil 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 1,4 Mrd. € summieren und von 2017 bis 2022 in gleichen jährlichen Raten auf die Förderbeiträge angerechnet werden. Die auf RWE entfallenden Vorausleistungen betragen maximal 0,4 Mrd. €.

Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in regulatorische bzw. kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Wir erwarten dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. Darüber hinaus sind Konzerngesellschaften an verschiedenen administrativen und regulatorischen Verfahren (inkl. Genehmigungsverfahren) direkt beteiligt oder von deren Ergebnissen betroffen.

Im Zusammenhang mit gesellschaftsrechtlichen Umstrukturierungen sind von außenstehenden Aktionären mehrere Spruchverfahren zur Überprüfung der Angemessenheit der Umtauschverhältnisse bzw. der Höhe der angebotenen Barabfindung eingeleitet worden. Wir gehen davon aus, dass die gutachterlich ermittelten und von Wirtschaftsprüfern überprüften Umtauschverhältnisse und Barabfindungen angemessen sind. Sollten rechtskräftige Gerichtsentscheidungen zu anderen Ergebnissen kommen, erfolgt ein Ausgleich an alle betroffenen Aktionäre, auch wenn sie nicht am Spruchverfahren selbst beteiligt sind.

Im Mai und Dezember 2006 hat die EU-Kommission europaweit bei mehreren Energieversorgern Nachprüfungen durchgeführt. Hiervon waren auch Unternehmen des RWE-Konzerns in Deutschland betroffen. Nachfolgend hat die EU-Kommission Anfang Mai 2007 ein Missbrauchsverfahren gegen RWE eingeleitet. Sie vermutete, dass RWE und mit ihr verbundene Unternehmen den Zugang zum Erdgastransportsystem in Deutschland behindert hatten, um eine angeblich marktbeherrschende Stellung bei Erdgaslieferungen abzusichern. Nach einer Grundsatzverständigung zwischen der RWE AG und der EU-Kommission im Mai 2008 hat die RWE AG im Februar 2009 eine förmliche Verpflichtungszusage abgegeben, das deutsche Gasfernleitungsnetz der RWE an einen von RWE unabhängigen Dritten zu verkaufen. Mit dieser Zusage ist kein Eingeständnis verbunden, gegen Kartellrecht verstoßen zu haben. Die EU-Kommission hat diese Zusage im März 2009 verbindlich angenommen und im Gegenzug das Missbrauchsverfahren gegen RWE eingestellt. Wir verweisen auf die Ausführungen zum Verkauf von Thyssengas auf Seite 70.

Im Oktober 2009 hat die EU-Kommission zudem ihre Untersuchungen im Strombereich gegen RWE beendet. Eine im März 2009 begonnene Sektorenuntersuchung im Stromerzeugungsbereich, die auch RWE betraf, hat das Bundeskartellamt im Januar 2011 beendet. Der Fokus dieser Branchenanalyse lag auf Fragestellungen in Bezug auf Kapazitätszurückhaltung und Manipulation der Großhandelspreise. Die Untersuchung ergab keine Hinweise auf missbräuchliche Verhaltensweisen der Stromerzeuger. Das Bundeskartellamt forderte jedoch den Gesetzgeber auf, durch Einrichtung einer Markttransparenzstelle den Bereich der Stromerzeugung zukünftig weiter zu überwachen.

(31) Segmentberichterstattung

Im RWE-Konzern werden die Segmente sowohl nach funktionalen als auch nach geographischen Kriterien abgegrenzt.

Das Segment "Stromerzeugung" umfasst im Wesentlichen die deutsche Stromerzeugung und Braunkohlegewinnung.

Das Segment "Vertrieb und Verteilnetze" enthält im Wesentlichen das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft.

Im Segment "Niederlande/Belgien" sind die Aktivitäten der im Jahr 2009 erworbenen Essent-Gruppe sowie das übrige Strom- und Gasgeschäft des Konzerns in dieser Region gebündelt. Die Windstromerzeugung und das Handelsgeschäft der Essent-Gruppe wurden im Geschäftsjahr 2010 den Segmenten "Erneuerbare Energien" bzw. "Trading/Gas Midstream" zugeordnet, die Gasspeicheraktivitäten dem Segment "Vertrieb und Verteilnetze".

Das Segment "Großbritannien" umfasst nahezu das gesamte Strom- und Gasgeschäft in dieser Region.

Die zentralost- und südosteuropäischen Erzeugungskapazitäten sowie die Netz- und Vertriebsaktivitäten sind im Segment "Zentralost-/Südosteuropa" zusammengefasst. Die Bezeichnung des Segments wurde im Berichtsjahr wegen verstärkter geschäftlicher Tätigkeiten in der Türkei von "Zentral- und Osteuropa" in "Zentralost-/Südosteuropa" geändert.

Die in der RWE Innogy gebündelten Aktivitäten zur Erzeugung von Strom und Wärme aus regenerativen Quellen werden im Segment "Erneuerbare Energien" dargestellt. Das Segment enthält seit 2010 auch die Windstromerzeugung der Essent-Gruppe.

Im Segment "Upstream Gas & Öl" werden die konzernweiten Aktivitäten zur Gas- und Erdölgewinnung ausgewiesen.

Das Segment "Trading/Gas Midstream" enthält den Energiehandel und die kommerzielle Optimierung der nicht regulierten Gasaktivitäten. Letztere umfassen die Beschaffungs-, Transport- und Speicherverträge in Deutschland, Großbritannien und Tschechien sowie das Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG). In dem Segment ist auch das Key-Account-Geschäft mit deutschen Industrie- und Geschäftskunden angesiedelt. Seit 2010 weisen wir auch das Handels- und das Key Account-Geschäft der Essent-Gruppe bei "Trading/Gas Midstream" aus.

Unter "Sonstige/Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und das Group Center erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Unternehmensbereiche. Dazu gehören u. a. die geschäftsfeldübergreifenden Dienstleistungen der RWE Service GmbH, der RWE IT GmbH und der RWE Consulting GmbH sowie das deutsche Strom- und Gastransportnetzgeschäft.

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Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2010	Deutschland		Niederlande/ Belgien	Großbritannien	Zentralost-/ Südosteuropa	Erneuerbare Energien
in Mio. €	Stromer- zeugung	Vertrieb und Verteilnetze
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Außenumsatz (inkl. Erdgas-/ Stromsteuer)	1.072	18.456	6.510	7.759	5.297	366
Konzern-Innenumsatz	10.378	4.426	551	11	474	203
Gesamtumsatz	11.450	22.882	7.061	7.770	5.771	569
Betriebliches Ergebnis	4.000	1.575	391	272	1.173	72
Betriebliches Beteiligungsergebnis	47	373	23	-20	60	10
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	28	294	22	-20	59	7
Betriebliche Abschreibungen	510	643	269	232	267	139
Außerplanmäßige Abschreibungen	21	67	11	296	5	119
EBITDA	4.510	2.218	660	504	1.440	211
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	3.164	1.475	308	679	1.157	128
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	149	2.383	210	31	377	474
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	1.180	1.230	1.144	876	430	614

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Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2010	Upstream Gas & Öl	Trading/ Gas Midstream	Sonstige/ Konsolidierung		RWE-Konzern
in Mio. €			Operative Gesellschaften	Übrige
---	---	---	---	---	---
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/ Stromsteuer)	1.353	7.517	4.936	54	53.320
Konzern-Innenumsatz	134	21.466	1.790	-39.433
Gesamtumsatz	1.487	28.983	6.726	-39.379	53.320
Betriebliches Ergebnis	305	-21	178	-264	7.681
Betriebliches Beteiligungsergebnis		-119	2	-31	345
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen		-118	2		274
Betriebliche Abschreibungen	314	14	94	93	2.575
Außerplanmäßige Abschreibungen	53			2	574
EBITDA	619	-7	272	-171	10.256
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	489	-1.431	1	-470	5.500
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen		102		-32	3.694
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	507	4	315	79	6.379

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Regionen 2010	EU			Übriges Europa	Sonstige	RWE- Konzern
in Mio. €	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU
---	---	---	---	---	---	---
Außenumsatz1,2	27.283	8.332	14.190	683	234	50.722
Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	24.841	8.416	15.052	929	511	49.749

1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde

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Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2009	Deutschland		Niederlande/ Belgien	Großbritannien	Zentralost-/ Südosteuropa	Erneuerbare Energien
in Mio. €	Stromer- zeugung	Vertrieb und Verteilnetze
---	---	---	---	---	---	---
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/ Stromsteuer)	1.056	18.330	1.799	7.843	5.254	245
Konzern-Innenumsatz	9.804	4.783	158	11	465	138
Gesamtumsatz	10.860	23.113	1.957	7.854	5.719	383
Betriebliches Ergebnis	3.428	1.352	180	247	1.055	56
Betriebliches Beteiligungsergebnis	47	343	8	-6	57	4
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	30	277	19	-6	55	4
Betriebliche Abschreibungen	461	570	97	198	230	70
Außerplanmäßige Abschreibungen	10	1	5			4
EBITDA	3.889	1.922	277	445	1.285	126
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	2.288	1.457	-15	387	888	27
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	166	2.294	222	28	375	477
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	1.791	1.022	156	853	368	447

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Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2009	Upstream Gas & Öl	Trading/ Gas Midstream	Sonstige/ Konsolidierung		RWE- Konzern
in Mio. €			Operative Gesellschaften	Übrige
---	---	---	---	---	---
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/ Stromsteuer)	1.208	6.937	4.946	123	47.741
Konzern-Innenumsatz	262	19.308	2.561	-37.490
Gesamtumsatz	1.470	26.245	7.507	-37.367	47.741
Betriebliches Ergebnis	203	985	129	-545	7.090
Betriebliches Beteiligungsergebnis	1	-93	9	-49	321
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen		-89	9	-1	298
Betriebliche Abschreibungen	234	1	132	82	2.075
Außerplanmäßige Abschreibungen		112		3	135
EBITDA	437	986	261	-463	9.165
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	319	580	338	-970	5.299
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen		190	20	-36	3.736
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	855	2	336	83	5.913

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Regionen 2009	EU			Übriges Europa	Sonstige	RWE- Konzern
in Mio. €	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU
---	---	---	---	---	---	---
Außenumsatz1,2	28.442	8.622	7.640	1.340	147	46.191
Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	23.103	7.911	14.124	741	250	46.129

1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde

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Produkte		RWE-Konzern
in Mio. €		2010	2009
---	---	---	---
Außenumsatz1		50.722	46.191
	Davon: Strom	(33.480)	(30.184)
	Davon: Gas	(13.216)	(11.934)
	Davon: Öl	(1.049)	(1.024)

1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

Erläuterungen zu den Segmentdaten. Als Innenumsätze des RWE-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu den gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden.

Die Abgrenzung des betrieblichen Ergebnisses ergibt sich aus dem Wertmanagement-Konzept. Die Größe wird für Steuerungszwecke im Konzern verwendet (vgl. dazu die Seiten 231 f.). In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom EBITDA zum betrieblichen Ergebnis und zum Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern dargestellt:

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Überleitung der Ergebnisgrößen		2010	2009
in Mio. €
---	---	---	---
EBITDA		10.256	9.165
- Betriebliche Abschreibungen		-2.575	-2.075
Betriebliches Ergebnis		7.681	7.090
+ Neutrales Ergebnis		-767	498
+ Finanzergebnis		-1.936	-1.990
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern		4.978	5.598

Erträge und Aufwendungen, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind, beeinträchtigen die Beurteilung der laufenden Geschäftstätigkeit. Sie werden in das neutrale Ergebnis umgegliedert. Falls Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen außerplanmäßig abgeschrieben werden, weisen wir diese Abschreibungen im neutralen Ergebnis aus.

Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf den Seiten 91 f. des Lageberichts.

Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat RWE mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10% der Umsatzerlöse erzielt.

(32) Angaben zur Kapitalflussrechnung

Die Kapitalflussrechnung ist nach den Zahlungsströmen aus Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Der Betrag der flüssigen Mittel in der Kapitalflussrechnung stimmt mit dem entsprechenden in der Bilanz ausgewiesenen Wert überein. Flüssige Mittel umfassen Kassenbestände, Guthaben bei Kreditinstituten und kurzfristig veräußerbare festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von bis zu drei Monaten.

Im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit sind u.a. enthalten:

―	Zinseinnahmen in Höhe von 460 Mio. € (Vorjahr: 593 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 1.257 Mio. € (Vorjahr: 1.231 Mio. €)
―	gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Ertragsteuererstattungen) in Höhe von 1.723 Mio. € (Vorjahr: 1.949 Mio. €)
―	das um nicht zahlungswirksame Teile - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 428 Mio. € (Vorjahr: 460 Mio. €)

Mittelveränderungen aus dem Erwerb und der Veräußerung konsolidierter Gesellschaften gehen in den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit ein. Auswirkungen von Wechselkursänderungen werden gesondert gezeigt.

Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an RWE-Aktionäre in Höhe von 1.867 Mio. € (Vorjahr: 2.401 Mio. €) und Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 331 Mio. € (Vorjahr: 191 Mio. €) enthalten.

Durch Änderungen des Konsolidierungskreises (ohne Berücksichtigung von "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte") haben sich die flüssigen Mittel im Saldo um 2 Mio. € verringert (Vorjahr: Erhöhung um 589 Mio. €). Die Zugänge in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 703 Mio. €) wurden mit den Finanzanlageinvestitionen verrechnet, die Abgänge in Höhe von 7 Mio. € (Vorjahr: 114 Mio. €) mit den Einnahmen aus Desinvestitionen.

Die Explorationstätigkeit minderte den Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit um 162 Mio. € (Vorjahr: 188 Mio. €) und den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit um 170 Mio. € (Vorjahr: 199 Mio. €).

Die flüssigen Mittel unterliegen keinen Verfügungsbeschränkungen.

(33) Angaben zu Konzessionen

Zwischen Unternehmen des RWE-Konzerns und den Gebietskörperschaften der RWE-Versorgungsbereiche gibt es eine Reihe von Wegenutzungsverträgen und Konzessionsvereinbarungen auf dem Gebiet der Strom-, Gas- und Wasserversorgung.

Im Strom- und Gasgeschäft regeln Wegenutzungsverträge die Nutzung von öffentlichen Verkehrswegen für das Verlegen und den Betrieb von Leitungen, die der allgemeinen Energieversorgung dienen. Die Laufzeit dieser Verträge beträgt i.d.R. 20 Jahre. Nach ihrem Ablauf besteht die gesetzliche Pflicht, die örtlichen Verteilungsanlagen ihrem neuen Betreiber gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung zu überlassen.

Mit Wasser-Konzessionsvereinbarungen werden das Recht und die Verpflichtung zur Bereitstellung von Wasser- und Abwasserdienstleistungen, zum Betrieb der dazugehörigen Infrastruktur (z.B. Wasserversorgungsanlagen) und zur Investitionstätigkeit geregelt. Die Konzessionen im Wasserbereich gelten i.d.R. für einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren.

(34) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Dazu gehören auch assoziierte Unternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. Unter diese Kategorie fallen insbesondere die at-Equity-bilanzierten Beteiligungen an kommunalen Betrieben im Segment Vertrieb und Verteilnetze.

Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten:

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Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen	2010	2009
in Mio. €
---	---	---
Erträge	907	861
Aufwendungen	278	169
Forderungen	1.004	708
Verbindlichkeiten	12	10

Bei den Forderungen handelt es sich im Wesentlichen um verzinsliche Ausleihungen, während die Verbindlichkeiten ausschließlich aus Liefer- und Leistungsbeziehungen mit nahestehenden Unternehmen resultieren. Alle Geschäfte sind zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen und unterscheiden sich grundsätzlich nicht von den Finanzierungskonditionen bzw. den Konditionen für Liefer- und Leistungsbeziehungen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 414 Mio. € (Vorjahr: 113 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 6 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Für die Forderungen bestanden wie im Vorjahr Sicherheiten in Höhe von 5 Mio. €.

Darüber hinaus bestand zum 31. Dezember 2010 eine ungenutzte Kreditlinie für die RWE-Veolia Berlinwasser Beteiligungs GmbH in Höhe von 29 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €).

Da der Vorstandsvorsitzende der RWE AG, Herr Dr. Jürgen Großmann, Gesellschafter der Georgsmarienhütte Holding GmbH und der RGM Gebäudemanagement GmbH ist, sind auch die Gesellschaften der Georgsmarienhütte-Gruppe und die RGM Gebäudemanagement GmbH nahestehende Unternehmen des RWE-Konzerns. RWE-Konzernunternehmen erbrachten für sie Lieferungen und Leistungen in Höhe von 9,9 Mio. € (Vorjahr: 7,7 Mio. €) und erhielten von ihnen Lieferungen und Leistungen in Höhe von 2,4 Mio. € (Vorjahr: 2,5 Mio. €). Zum 31. Dezember 2010 bestanden Forderungen gegenüber den genannten Gesellschaften in Höhe von 0,8 Mio. € (Vorjahr: 2,0 Mio. €) und Verbindlichkeiten in Höhe von 0,5 Mio. € (Vorjahr: 0,2 Mio. €). Alle Geschäfte sind zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen; die Geschäftsbeziehungen unterscheiden sich nicht von den Liefer- und Leistungsbeziehungen mit Gesellschaften, die dem RWE-Konzern nicht nahestehen.

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

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

Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 20.358 Tsd. € (Vorjahr: 22.520 Tsd. €), zuzüglich Dienstzeitaufwand für Pensionen in Höhe von 776 Tsd. € (Vorjahr: 439 Tsd. €). Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2010 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 16.608 Tsd. € (Vorjahr: 18.770 Tsd. €). Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile im Rahmen des Beat (Tranche 2010) mit einem Ausgabezeitwert von 3.750 Tsd. € zugeteilt (im Vorjahr für die Beat-Tranche 2009: 3.750 Tsd. €).

Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2010 auf 3.434 Tsd. € (Vorjahr: 3.446 Tsd. €). Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 243 Tsd. € (Vorjahr: 296 Tsd. €).

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

Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 14.717 Tsd. € (Vorjahr: 18.074 Tsd. €), davon 1.861 Tsd. € (Vorjahr: 1.831 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Dabei entfielen 1.842 Tsd. € (Vorjahr: 7.000 Tsd. €) auf die Auszahlung von Vergütungskomponenten mit langfristiger Anreizwirkung. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 129.692 Tsd. € (Vorjahr: 124.558 Tsd. €). Davon entfielen 19.369 Tsd. € (Vorjahr: 19.737 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften.

Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats gemäß § 285 Nr. 10 HGB sind auf den Seiten 233 bis 237 aufgeführt.

(35) Honorare des Abschlussprüfers

RWE hat für Dienstleistungen, die der Abschlussprüfer des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC) und Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks erbrachten, folgende Honorare als Aufwand erfasst:

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Honorare des Abschlussprüfers	2010		2009
in Mio. €	Gesamt	Davon: Deutschland	Gesamt	Davon: Deutschland
---	---	---	---	---
Abschlussprüfungsleistungen	18,0	9,1	18,2	8,9
Andere Bestätigungsleistungen	8,5	8,3	6,4	6,1
Steuerberatungsleistungen	0,3	0,2	0,2	0,1
Sonstige Leistungen	0,6	0,5	0,4	0,4
	27,4	18,1	25,2	15,5

Die Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Honorare für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen. In den anderen Bestätigungsleistungen enthalten sind Honorare für die prüferische Durchsicht von Zwischenfinanzberichten, die Prüfung des internen Kontrollsystems, insbesondere von IT-Systemen, sowie Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung im Zusammenhang mit der Erstellung von Steuererklärungen und der Prüfung von Steuerbescheiden sowie in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten.

Die Amprion GmbH hat für im Berichtsjahr erbrachte Dienstleistungen des Abschlussprüfers BDO Deutsche Warentreuhand AG Honorare in Höhe von insgesamt 0,1 Mio. € (Vorjahr: 0,1 Mio. €) geleistet.

Vom Honoraraufwand des Jahres 2010 entfallen 0 Mio. € (Vorjahr: 1,2 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten von konsolidierten Tochterunternehmen.

(36) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB

Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2010 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht:

―	BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen
―	eprimo GmbH, Neu-Isenburg
―	GBV Dreizehnte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH & Co. KG, Essen
―	GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
―	GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
―	OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein
―	Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim
―	rhenag Beteiligungs GmbH, Köln
―	RWE Aqua GmbH, Berlin
―	RWE Aqua Holdings GmbH, Essen
―	RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen
―	RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen
―	RWE Consulting GmbH, Essen
―	RWE Dea AG, Hamburg
―	RWE Dea North Africa/Middle East GmbH, Hamburg
―	RWE Dea Suez GmbH, Hamburg
―	RWE Deutschland Aktiengesellschaft, Essen
―	RWE Effizienz GmbH, Dortmund
―	RWE Gasspeicher GmbH, Dortmund
―	RWE Innogy Cogen GmbH, Dortmund
―	RWE Innogy GmbH, Essen
―	RWE Innogy Nordwest Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sassnitz
―	RWE Innogy Windpower Hannover GmbH, Hannover
―	RWE IT GmbH, Essen
―	RWE Kundenservice GmbH, Bochum
―	RWE Offshore Logistics Company GmbH, Essen
―	RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen
―	RWE Power Erste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
―	RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Dortmund
―	RWE Rhein-Ruhr Netzservice GmbH, Siegen
―	RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH, Wesel
―	RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen
―	RWE Service GmbH, Dortmund
―	RWE Supply & Trading GmbH, Essen
―	RWE Systems Development GmbH & Co. KG, Dortmund
―	RWE Technology GmbH, Essen
―	RWE Vertrieb Aktiengesellschaft, Dortmund
―	RWE Westfalen-Weser-Ems Netzservice GmbH, Dortmund
―	RWE Westfalen-Weser-Ems Verteilnetz GmbH, Recklinghausen
―	Saarwasserkraftwerke GmbH, Essen

(37) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Ausführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Lagebericht.

(38) Erklärung gemäß § 161 AktG

Für die RWE AG und ihre börsennotierten deutschen Tochterunternehmen sind die gemäß § 161 AktG vorgeschriebenen Erklärungen zum Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG bzw. ihrer börsennotierten deutschen Tochterunternehmen zugänglich gemacht worden.

Essen, 11. Februar 2011

Der Vorstand

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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 de 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 Faust2

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

■ 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.

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

■ 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.

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

2 Vertreter der Arbeitnehmer

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

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 RWE-Konzern, 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.

■ 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.

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

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

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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	Chauvé 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		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 - Investimientos 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 Fûtõerõmû 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 Zártkörüen 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 MAGYARORSZÁG 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

1) Ergebnisabführungsvertrag

2) Daten aus dem Konzernabschluss

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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 - Elektrárna 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 Gesellschaft 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 Romania 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

1) Ergebnisabführungsvertrag

2) Daten aus dem Konzernabschluss

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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, Tiszaújváros/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

1) Ergebnisabführungsvertrag

2) Daten aus dem Konzernabschluss

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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-Geschäftsführungs GmbH, 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	Mátrai 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

1) Ergebnisabführungsvertrag

2) Daten aus dem Konzernabschluss

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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 von der RWE Aktiengesellschaft, Essen, aufgestellten Konzernabschluss - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung und Aufstellung der erfassten Erträge und Aufwendungen, Bilanz, Kapitalflussrechnung, Veränderung des Eigenkapitals und Anhang - sowie den Konzernlagebericht der RWE Aktiengesellschaft, Essen, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2010 geprüft. Die Aufstellung von Konzernabschluss und zusammengefasstem Lagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Konzernabschluss unter Beachtung der anzuwendenden Rechnungslegungsvorschriften 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 des Konzerns sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben im Konzernabschluss und im zusammengefassten Lagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der Abgrenzung des Konsolidierungskreises, der angewandten Bilanzierungs- und Konsolidierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses 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 Konzernabschluss den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns. Der zusammengefasste Lagebericht steht in Einklang mit dem Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Essen, den 14. Februar 2011

PricewaterhouseCoopers

Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

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Manfred Wiegand	Markus Dittmann
Wirtschaftsprüfer	Wirtschaftsprüfer

2.1 BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Sehr geehrte Aktionäre,

im Geschäftsjahr 2010 hat der Aufsichtsrat sämtliche ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Maßnahmen überwacht. Dabei waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand informierte uns mit schriftlichen und mündlichen Berichten regelmäßig, umfassend und zeitnah über die wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung und bedeutende Geschäftsvorfälle. Ebenso gründlich wurden wir über die aktuelle Ertragssituation, über die Risiken und deren Management informiert.

Im Berichtsjahr kam der Aufsichtsrat zu vier ordentlichen Sitzungen zusammen. Kein Mitglied des Gremiums hat an weniger als der Hälfte der Sitzungen teilgenommen. Die Präsenz lag im Durchschnitt bei 95%. Unsere Entscheidungen trafen wir auf Grundlage der ausführlichen Berichterstattung und der Beschlussvorschläge des Vorstands. Informationen über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit erhielten wir auch außerhalb von Sitzungen. Der Aufsichtsrat hat die nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst. Sofern nötig, tat er dies auch in Ausschusssitzungen. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des RWE-Konzerns konnten somit unverzüglich erörtert werden.

Beratungsschwerpunkte. Zentrale Themen unserer Beratungen im Geschäftsjahr 2010 waren u.a. die Entwicklungen am internationalen Gasmarkt und die deutsche Energiepolitik. Breiten Raum nahmen die Verlängerung der Laufzeit von Kernkraftwerken und die Einführung einer Steuer auf Kernbrennstoffe ein, denn diese Maßnahmen beeinflussen die Ertragslage des RWE-Konzerns erheblich. Wir haben uns vom Vorstand eingehend über diese Maßnahmen informieren lassen und die Auswirkungen analysiert. Daneben befassten wir uns mehrfach mit der neuen Organisationsstruktur des Konzerns, dem Stand der Kraftwerks-Neubauprojekte und Finanzierungsmaßnahmen. Intensiv verfolgt haben wir den Aufbau der neuen RWE Technology, den Fortgang der Projekte von RWE Innogy und die Integration der 2009 akquirierten Essent in den RWE-Konzern.

Intensiv hat sich der Aufsichtsrat auch über das im August 2009 in Kraft getretene Gesetz zur Angemessenheit der Vorstandsvergütung (VorstAG) und seine Auswirkungen auf das Unternehmen beraten. Durch das VorstAG wurden Anpassungen am System der Vorstandsvergütung erforderlich, die der Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 23. Februar 2010 beschlossen hat.

Handlungsbedarf ergab sich auch durch das Gesetz zur Modernisierung des Bilanzrechts (BilMoG), das am 29. Mai 2009 in Kraft getreten war. Das BilMoG hat die Anforderungen an die Qualifikation des Aufsichtsrats bei kapitalmarktorientierten Kapitalgesellschaften verschärft. Gemäß §100 Abs. 5 Aktiengesetz (AktG) muss nun mindestens ein unabhängiges Aufsichtsratsmitglied mit Sachverstand auf dem Gebiet der Rechnungslegung oder Abschlussprüfung in den Aufsichtsrat berufen werden. In der Februar-Sitzung hat der Aufsichtsrat Herrn von Boehm-Bezing als unabhängigen Finanzexperten benannt. Mit dem BilMoG hat der Gesetzgeber auch erstmals Anforderungen an die Einrichtung und die Tätigkeit eines Prüfungsausschusses formuliert. Um diesen Vorgaben noch besser gerecht zu werden, haben wir in unserer Sitzung im September die Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat angepasst.

Im Berichtsjahr haben Aufsichtsratsmitglieder in Einzelfällen potenzielle Interessenkonflikte offengelegt. In einem Fall führte dies dazu, dass das betreffende Aufsichtsratsmitglied auf entsprechende Beratungen im Aufsichtsrat keinen Einfluss genommen und sich bei der Beschlussfassung der Stimme enthalten hat.

Der Vorstand hat uns regelmäßig über die Umsatz- und Ertragslage, über Maßnahmen zur Kostensenkung und über die Preisentwicklung an den Energiemärkten informiert. In der Sitzung am 17. Dezember 2010 verabschiedeten wir nach intensiven Beratungen die Planung des Vorstands für das Jahr 2011 und die Vorschau auf die Jahre 2012 und 2013. Soweit Abweichungen von früher aufgestellten Planungen und Zielen auftraten, wurden uns diese ausführlich erläutert.

Ausschüsse. Der Aufsichtsrat hat fünf Ausschüsse, deren Mitglieder auf Seite 235 aufgeführt sind. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Zum Teil nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, die ihnen vom Aufsichtsrat übertragen wurden. Die jeweiligen Vorsitzenden der Ausschüsse haben den Aufsichtsrat regelmäßig über ihre Arbeit informiert.

Das Präsidium trat im Geschäftsjahr 2010 zu zwei ordentlichen Sitzungen zusammen. Unter anderem leistete es Vorarbeiten für die Beratungen des Aufsichtsrats zu den Jahresabschlüssen 2009 der RWE Aktiengesellschaft und des RWE-Konzerns sowie zur Planung für das Geschäftsjahr 2011 und zur Vorschau auf die Jahre 2012 und 2013.

Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er beschäftigte sich intensiv mit den Quartalsfinanzberichten, dem Halbjahresabschluss und den Jahresabschlüssen. Daneben bereitete er die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Prüfungsschwerpunkte und der Honorarvereinbarung vor. Sein besonderes Augenmerk galt auch dem Risikomanagementsystem des Konzerns und dem rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem. Darüber hinaus widmete sich der Ausschuss Compliance-Fragen und den Prüfungsergebnissen der internen Revision sowie deren Prüfungsplanung. Weiterhin waren im Geschäftsjahr 2010 die bilanzielle Umsetzung des BilMoG, das interne Kontrollsystem der RWE Supply & Trading, die Umsetzung des Investitionsprogramms sowie die wirtschaftliche Entwicklung und Integration von Essent in den Konzern Themen der Ausschusssitzungen.

Die Jahres- und Zwischenabschlüsse wurden vor ihrer Veröffentlichung jeweils mit dem Vorstand und dem Abschlussprüfer erörtert. Der Abschlussprüfer nahm in allen Ausschusssitzungen an den Beratungen teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht.

Der Personalausschuss trat dreimal zusammen. Er befasste sich im Wesentlichen mit dem Vergütungssystem, der Höhe der Vorstandsbezüge, der betrieblichen Altersvorsorge und den neuen Anforderungen aus dem VorstAG. Außerdem bereitete er die Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor.

Der Nominierungsausschuss hat eine Sitzung abgehalten, in der er die Bestellung von Dr. Wolfgang Schüssel zum Mitglied des Aufsichtsrats vorbereitete. Ein Schwerpunkt der Ausschussarbeit außerhalb von Sitzungen war die Identifikation geeigneter Kandidaten für mögliche Nachbesetzungen des Aufsichtsrats.

Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 MitbestG musste im abgelaufenen Geschäftsjahr nicht einberufen werden.

Jahresabschluss 2010. Der vom Vorstand nach den Regeln des Handelsgesetzbuches aufgestellte Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, der gemäß § 315a HGB nach International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellte Konzernabschluss und der zusammengefasste Lagebericht für die RWE Aktiengesellschaft und den Konzern wurden von der PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Der Abschlussprüfer hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Der Abschlussprüfer war von der Hauptversammlung am 22. April 2010 gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und des Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Jahresabschlussunterlagen, der Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte des Abschlussprüfers wurden allen Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig zugeleitet. Der Vorstand erläuterte die Unterlagen in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 22. Februar 2011 auch mündlich. Die verantwortlichen Abschlussprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 21. Februar 2011 in Anwesenheit des Abschlussprüfers mit den Jahresabschlüssen der RWE Aktiengesellschaft und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten eingehend auseinandergesetzt; er empfahl dem Aufsichtsrat, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen.

Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE Aktiengesellschaft und den Konzern sowie den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns auch seinerseits eingehend geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, hat der Aufsichtsrat dem Ergebnis der Prüfung beider Abschlüsse durch den Abschlussprüfer zugestimmt und sowohl den Jahresabschluss der RWE Aktiengesellschaft als auch den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2010 gebilligt. Der Jahresabschluss 2010 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag an, der eine Dividende von 3,50 € je Aktie vorsieht.

Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand. Mit Wirkung zum 1. Februar 2010 ist Frithjof Kühn als Nachfolger von Heinz-Eberhard Holl durch gerichtlichen Beschluss zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt worden. Außerdem wurde Dr. Wolfgang Schüssel mit Wirkung zum 1. März 2010 durch gerichtlichen Beschluss als Nachfolger von Dr. Thomas Fischer zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt.

Aus dem Vorstand der Gesellschaft ist mit Ablauf des 30. September 2010 Dr. Ulrich Jobs ausgeschieden. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich ihm auch an dieser Stelle für die Arbeit in den zurückliegenden Jahren.

Dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern danke ich für ihre Leistung im abgelaufenen Geschäftsjahr. Mit ihrem Einsatz und ihrer Kompetenz haben sie maßgeblich zum wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens beigetragen.

Für den Aufsichtsrat

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Dr. Manfred Schneider
Vorsitzender

Essen, 22. Februar 2011

2.2 CORPORATE GOVERNANCE

Verantwortungsvolle und transparente Corporate Governance zählt zu den Eckpfeilern unseres langfristigen Erfolgs. Leitbild ist für uns der 2002 eingeführte Deutsche Corporate Governance Kodex in seiner jeweils aktuellen Fassung. In den vergangenen Jahren konnten wir stets uneingeschränkte Entsprechenserklärungen abgeben. Im Mai 2010 sind neue Empfehlungen in den Kodex aufgenommen worden; auch diesen wollen wir in Zukunft vollständig folgen.

Der Deutsche Corporate Governance Kodex. Der Begriff "Corporate Governance" steht für eine verantwortungsbewusste, transparente und auf langfristigen wirtschaftlichen Erfolg ausgerichtete Führung und Kontrolle von Unternehmen. Auch RWE lässt sich an diesem Anspruch messen. Der zentrale Maßstab sind für uns die Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Der Kodex verfolgt das Ziel, das Vertrauen von nationalen und internationalen Anlegern, von Kunden, Mitarbeitern sowie der Öffentlichkeit in deutsche börsennotierte Unternehmen zu stärken. Die Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex legte im Februar 2002 die erste Kodexfassung vor; seitdem überprüft sie den Kodex Jahr für Jahr vor dem Hintergrund nationaler und internationaler Entwicklungen und passt ihn bei Bedarf an.

Neue Empfehlungen des Kodex. Auch im vergangenen Jahr wurde der Deutsche Corporate Governance Kodex weiterentwickelt. Auf ihrer Plenarsitzung am 26. Mai 2010 beschloss die Regierungskommission u.a. verschiedene Konkretisierungen der Diversity-Empfehlungen für Vorstände und Aufsichtsräte. Zudem wurden neue Empfehlungen mit dem Ziel der weiteren Professionalisierung des Aufsichtsrats verabschiedet. Die Neufassung des Kodex wurde am 2. Juli 2010 im elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemacht.

―	Diversity in Aufsichtsrat und Vorstand. Die bisherige Empfehlung zur Vielfalt (Diversity) in deutschen Aufsichtsräten (Ziffer 5.4.1) wurde dahingehend erweitert, dass der Aufsichtsrat künftig konkrete Ziele für seine Zusammensetzung benennen soll. Diese sollen - unter Beachtung der unternehmensspezifischen Situation - die internationale Tätigkeit des Unternehmens, potenzielle Interessenkonflikte der Aufsichtsratsmitglieder, eine festzulegende Altersgrenze und das Kriterium der Vielfalt (Diversity) berücksichtigen. Insbesondere soll eine angemessene Beteiligung von Frauen vorgesehen werden. Der Kodex empfiehlt weiter, dass die Unternehmen künftig im Corporate-Governance-Bericht über die Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats und den Stand der Umsetzung dieser Ziele berichten (vgl. Ziffer 5.4.1 Abs. 3). Auch bei der Besetzung des Vorstands soll der Aufsichtsrat dafür Sorge tragen, dass Diversity-Aspekte beachtet werden und insbesondere eine angemessene Einbeziehung von Frauen angestrebt wird (Ziffer 5.1.2). Die gleiche Empfehlung richtet sich an die Vorstände bei der Besetzung von Führungspositionen (Ziffer 4.1.5).
―	Weitere Professionalisierung der Aufsichtsräte. Neben dem Schwerpunkt Diversity war auch die Qualifikation der Aufsichtsratsmitglieder Gegenstand von Kodexänderungen. So wurde die für Mitglieder des Aufsichtsrats bereits gesetzlich bestehende Verpflichtung, die für ihre Aufgaben erforderlichen Aus- und Fortbildungsmaßnahmen eigenverantwortlich wahrzunehmen, neu in den Kodex aufgenommen, um deren Bedeutung hervorzuheben. Die Unternehmen sollen die Gremiumsmitglieder hierbei angemessen unterstützen (Ziffer 5.4.1 Abs. 4). Darüber hinaus wird neu empfohlen, dass Aufsichtsratsmitglieder, die dem Vorstand einer börsennotierten Gesellschaft angehören, nicht mehr als drei Mandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften wahrnehmen sollen. Künftig sind in diese Beschränkung zusätzlich Mandate in Aufsichtsgremien von Unternehmen einbezogen, die mit vergleichbaren Anforderungen einhergehen (Ziffer 5.4.5).

RWE begrüßt die neuen Diversity-Empfehlungen des Kodex, entspricht ihnen allerdings bislang nur eingeschränkt. Eine weitere Empfehlung, die wir zeitweise nicht vollumfänglich erfüllt haben, betrifft die Obergrenze bei der Anzahl von Aufsichtsratsmandaten. Nähere Erläuterungen zu den Abweichungen finden sich in unserer Entsprechenserklärung (siehe unten). Davon abgesehen entsprechen wir sämtlichen Empfehlungen des Kodex in seiner aktuellen Fassung und greifen - mit vereinzelten Ausnahmen - auch seine Anregungen auf.

Unsere börsennotierte Konzerngesellschaft Lechwerke AG setzt den Kodex ebenfalls um; allerdings sind hier Besonderheiten der Konzerneinbindung zu berücksichtigen. Über Abweichungen von den Kodexempfehlungen informiert die Lechwerke AG in ihrer Entsprechenserklärung.

Directors' Dealings und mögliche Interessenkonflikte. Ein Kernelement guter Corporate Governance ist Transparenz. Sie ist gerade dann unverzichtbar, wenn Transaktionen des Vorstands zu Interessenkonflikten führen können. Aus der Corporate-Governance-Praxis von RWE möchten wir folgende Punkte hervorheben:

―	Soweit Mitglieder des Vorstands oder ihnen nahestehende Personen wesentliche Geschäfte mit RWE oder einem Konzernunternehmen getätigt haben, entsprachen diese marktüblichen Standards. Darüber hinausgehende Interessenkonflikte wurden von Mitgliedern des Vorstands nicht angezeigt. Mitglieder des Aufsichtsrats haben keine Verträge mit der RWE AG geschlossen.
―	Im Berichtsjahr haben Mitglieder des Vorstands sowie nahestehende Personen und ein Mitglied des Aufsichtsrats RWE-Aktien erworben. Verkäufe wurden uns nicht gemeldet. Über die gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) mitgeteilten Geschäfte haben wir europaweit informiert.

Die direkt oder indirekt von den Mitgliedern des Vorstands oder Aufsichtsrats gehaltenen RWE-Aktien und sich darauf beziehenden Finanzinstrumente machen insgesamt weniger als 1 % der von RWE ausgegebenen Aktien aus.

Weitergehende Informationen über unsere Corporate-Governance-Praxis geben wir im Internet unter www.rwe.com/ir. Hier finden sich auch unsere Satzung, die Geschäftsordnungen des Aufsichtsrats und des Vorstands, der RWE-Verhaltenskodex, sämtliche Corporate-Governance-Berichte und Entsprechenserklärungen sowie der Bericht zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB.

Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE Aktiengesellschaft geben nach pflichtgemäßer Prüfung die folgende Entsprechenserklärung ab:

Die RWE Aktiengesellschaft entsprach seit Abgabe der letzten Entsprechenserklärung am 23. Februar 2010 bis zum 2. Juli 2010 sämtlichen Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" in der am 5. August 2009 bekannt gemachten Fassung des Kodex. Seit dem 3. Juli 2010 entsprach bzw. entspricht die RWE Aktiengesellschaft den Empfehlungen des Kodex in der am 2. Juli 2010 bekannt gemachten Fassung mit folgenden Einschränkungen:

―	Die Diversity-Empfehlungen nach Ziffer 5.1.2 Satz 1 und 5.4.1 Abs. 2 und 3 werden derzeit nicht uneingeschränkt umgesetzt. Die Berücksichtigung von Vielfalt ist im Konzern gelebte Praxis. Seit längerem gibt es bei uns Diversity-Programme, die u.a. auf eine Anhebung des Anteils weiblicher Führungskräfte abzielen. Ein Gesamtkonzept zur Umsetzung von Diversity-Zielen bei der Besetzung des Vorstands liegt aber noch nicht vor. Gleiches gilt für die Besetzung des Aufsichtsrats: Zwar haben der Nominierungsausschuss und das Aufsichtsratsplenum bei der Auswahl der Kandidaten für die am 20. April 2011 anstehende Wahl der Anteilseignervertreter - wie bereits in der Vergangenheit - den Aspekt der Vielfalt, die internationale Tätigkeit von RWE, mögliche Interessenkonflikte und die festgelegte Altersgrenze für die Mitglieder des Aufsichtsrats berücksichtigt. Konkrete Ziele, die hätten berücksichtigt und im Geschäftsbericht dargestellt werden können, gab und gibt es jedoch noch nicht. Der Aufsichtsrat der RWE AG ist der Auffassung, dass ein Gesamtkonzept zu Diversity für die Mitglieder von Vorstand und Aufsichtsrat und die Festlegung von konkreten Zielen für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats umfangreicher Vorarbeiten und intensiver Erörterungen bedürfen, die dem nach der diesjährigen Hauptversammlung neu zusammengesetzten Aufsichtsrat vorbehalten bleiben sollen. Nur so kann gewährleistet werden, dass alle wesentlichen Gesichtspunkte berücksichtigt werden und dass sich das Konzept und die Ziele in der Praxis bewähren. Im laufenden Geschäftsjahr wird sich der Aufsichtsrat eingehend mit der Thematik befassen und gemäß den gesetzlichen Vorgaben darüber informieren, wenn entsprechende Anpassungen in der Corporate Governance von RWE vorgenommen werden.
―	Im Zeitraum vom 3. Juli 2010 bis zum 21. Januar 2011 entsprach die RWE Aktiengesellschaft der Empfehlung in Ziffer 5.4.5 nur eingeschränkt. Herr Dr. Ekkehard Schulz war bis zum Ablauf dieses Zeitraums Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG und zugleich neben seiner Mitgliedschaft im Aufsichtsrat von RWE auch Mitglied im Aufsichtsrat von zwei weiteren börsennotierten Gesellschaften sowie einer nicht börsennotierten Gesellschaft mit vergleichbaren Anforderungen. Mit seinem Ausscheiden aus dem Vorstand von ThyssenKrupp wird der Kodexempfehlung wieder ohne Einschränkung entsprochen. Nach Auffassung des Aufsichtsrats der RWE AG lag es im Interesse des Unternehmens, dass Herr Dr. Schulz in dem RWE-Gremium verblieb. Diese Einschätzung stützt sich auf die mehrjährige Mitgliedschaft von Herrn Dr. Schulz im Aufsichtsrat von RWE sowie die hohe Kompetenz und große Erfahrung, die er durch Wahrnehmung führender Positionen in international tätigen Unternehmen erworben hat. Die Abweichung von der Kodexempfehlung war überdies zeitlich eng begrenzt.

RWE Aktiengesellschaft

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Für den Aufsichtsrat	Für den Vorstand
Dr. Manfred Schneider	Dr. Jürgen Großmann	Dr. Rolf Pohlig

Essen, 22. Februar 2011

Der Konzernabschluss des RWE Konzerns wurde am 22. Februar 2011 vom Aufsichtsrat gebilligt.