RWE AG

RWE Aktiengesellschaft Essen Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2014 bis zum 31.12.2014 ECKDATEN 2014 AUF EINEN BLICK ― Betriebliches Ergebnis: 4,0 Mrd. € ― Nettoergebnis: 1,7 Mrd. € ― Nachhaltiges Nettoergebnis: 1,3 Mrd. € ― Dividendenvorschlag: 1 € je Aktie ― Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit: 5,6 Mrd. € RWE-Konzern1 scroll 2014 2013 +/- in % Stromerzeugung Mrd. kWh 208,3 218,2 -4,5 Außenabsatz Strom Mrd. kWh 258,3 270,9 -4,7 Außenabsatz Gas Mrd. kWh 281,3 320,7 -12,3 Außenumsatz Mio. € 48.468 52.425 -7,5 EBITDA Mio. € 7.131 7.904 -9,8 Betriebliches Ergebnis Mio. € 4.017 5.369 -25,2 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. € 2.246 -2.016 - Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 1.704 -2.757 - Nachhaltiges Nettoergebnis Mio. € 1.282 2.314 -44,6 Return on Capital Employed (ROCE) % 8,4 10,6 - Kapitalkosten vor Steuern % 9,0 9,0 - Wertbeitrag Mio. € -277 811 - Betriebliches Vermögen (Capital Employed) Mio. € 47.711 50.646 -5,8 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. € 5.556 4.803 15,7 Investitionen Mio. € 3.440 3.978 -13,5 In Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. € 3.245 3.848 -15,7 In Finanzanlagen Mio. € 195 130 50,0 Free Cash Flow Mio. € 2.311 960 140,7 Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 - Ergebnis je Aktie € 2,77 -4,49 - Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie € 2,09 3,76 -44,4 Dividende je Aktie € 1,002 1,00 - 31.12.2014 31.12.2013 Nettoschulden des RWE-Konzerns Mio. € 31.010 30.727 0,9 Mitarbeiter3 59.784 64.896 -7,9 1 Siehe Anmerkungen zur Berichtsweise auf Seite 41 2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2014 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 23. April 2015 3 Umgerechnet in Vollzeitstellen WAS WIR TUN RWE ist einer der fünf führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit unserem Know-how bei der Gewinnung von Braunkohle, der Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, dem Energiehandel sowie der Verteilung und dem Vertrieb von Strom und Gas sind wir auf allen Stufen der Energiewertschöpfungskette tätig. Unsere rund 60.000 Mitarbeiter versorgen 16 Millionen Stromkunden und 7 Millionen Gaskunden zuverlässig und zu fairen Preisen mit Energie. Im Geschäftsjahr 2014 haben wir einen Umsatz von 48 Milliarden Euro erwirtschaftet. Unser Markt ist Europa. Gemessen am Absatz sind wir dort die Nr. 3 bei Strom und die Nr. 5 bei Gas. In Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien gehören wir bei beiden Produkten zu den größten Anbietern. In Tschechien sind wir die Nr. 1 im Gasgeschäft. Auch in anderen Märkten Zentralost- und Südosteuropas haben wir führende Positionen. Der europäische Energiesektor wandelt sich grundlegend. Politische Eingriffe erschweren unser Geschäft. Außerdem führt der subventionierte Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland zu rückläufigen Margen und Einsatzzeiten konventioneller Kraftwerke. All das hat massive Auswirkungen auf unsere Ertragslage. Um in diesem Umfeld zu bestehen, haben wir das Programm "RWE 2015" gestartet. Es sieht umfangreiche Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung vor. Investitionskürzungen und Schuldenabbau sollen unsere finanzielle Flexibilität erhöhen. Außerdem streben wir eine Unternehmenskultur an, die den Einzelnen darin bestärkt, mit Kreativität und Mut notwendige Veränderungen voranzubringen. Trotz schwieriger Rahmenbedingungen leisten wir unseren Beitrag zur Weiterentwicklung des europäischen Energiesystems - und zeichnen uns dabei durch Glaubwürdigkeit und Leistungsstärke aus. Wir investieren in den Ausbau der erneuerbaren Energien und in die Modernisierung unserer Netze. Und wir nutzen Marktchancen, die sich uns durch neue Kundenbedürfnisse eröffnen: mit einer breiten Palette innovativer Produkte und Dienstleistungen rund um das Thema Energie. STROM UND GAS: RWE BIETET ALLES AUS EINER HAND Braunkohleförderung → Stromerzeugung → Energiehandel/Gas Midstream → Strom- und Gasnetze → Strom- und Gasvertrieb → Unsere Kunden AN UNSERE INVESTOREN BRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDEN Liebe Aktionäre, liebe Kunden und Freunde des Unternehmens, ein ereignisreiches Geschäftsjahr liegt hinter uns - ein Jahr, das sich im Ergebnis mehr als sehen lassen kann: Unsere Ertragsziele für 2014 haben wir erreicht. Das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen - kurz: EBITDA - fiel mit 7,1 Mrd. € sogar deutlich besser aus als geplant. "Nur" im prognostizierten Bereich lagen das betriebliche Ergebnis mit 4,0 Mrd. € und das nachhaltige Nettoergebnis mit 1,3 Mrd. €. Der Hauptversammlung am 23. April werden wir eine Dividende von 1 € je Aktie vorschlagen. Dass wir 2014 nicht an das operative Ergebnis des Vorjahres anknüpfen konnten, liegt daran, dass dieses noch einen positiven Sondereffekt aus der Gaspreisrevision mit Gazprom enthielt. Darüber hinaus hat sich die Erosion der Kraftwerksmargen im vergangenen Jahr fortgesetzt. Hinzu kam der extrem milde Winter, der für uns Erlöseinbußen im Gasvertrieb brachte. Ergebnisstützend wirkte sich hingegen unser Effizienzsteigerungsprogramm aus, bei dessen Umsetzung wir schneller vorangekommen sind als erwartet: Mit einem Nettoergebniseffekt von 1,4 Mrd. € haben wir unsere eigene Zielvorgabe für 2014 sogar übererfüllt. Unser Gesamtziel von 1,5 Mrd. € werden wir daher bereits 2015 erreichen - zwei Jahre früher als ursprünglich geplant. Wir haben das Programm um 500 Mio. € aufgestockt und streben nun ab 2017 einen Nettoergebniseffekt von 2 Mrd. € an. Unser Ziel eines ausgeglichenen Haushalts haben wir ebenfalls früher erreicht und konnten unsere Investitionen und die Dividende bereits 2014 aus dem eigenen Cash Flow finanzieren. Mehr noch: Wir haben einen Überschuss von 1,1 Mrd. € erwirtschaftet. Dazu trugen allerdings Einmaleffekte bei, die sich 2015 teilweise umkehren werden. Dennoch dürften unsere Nettoschulden Ende 2015 deutlich unter dem jetzigen Niveau liegen. Hauptgrund dafür ist der Verkauf von RWE Dea, den wir Anfang März erfolgreich abgeschlossen haben. Trotz der Baisse an den Öl- und Gasmärkten haben wir mit rund 5,1 Mrd. € einen sehr guten Preis erzielt. Auch der notwendige Umbau von RWE ist bereits weit fortgeschritten. Bestes Beispiel hierfür ist RWE Generation: Aus ursprünglich drei eigenständigen Erzeugungsbereichen haben wir innerhalb von zwei Jahren einen europäischen Stromproduzenten geformt, der in puncto Effizienz sicherlich als Vorbild gelten darf. Unsere Vertriebskompetenz haben wir in der zum 1. Januar 2014 gegründeten RWE Retail gebündelt, um RWE noch wettbewerbsfähiger zu machen. Neue Dienstleistungen und Produkte können wir jetzt schneller auf den Markt bringen - und das in ganz Europa. Was wir bislang erreicht haben, macht mich stolz. Es zeigt, dass wir auch unter schwierigen Bedingungen das umsetzen, was wir uns vorgenommen haben, und teils sogar schneller dabei sind als erwartet. Von Ausruhen kann jetzt aber keine Rede sein - ganz im Gegenteil. In der konventionellen Stromerzeugung verschlechtern sich die Rahmenbedingungen schneller, als wir gegensteuern können. Zum Vergleich: Als ich im Sommer 2012 mein Amt übernommen habe, handelte die Megawattstunde Strom am deutschen Terminmarkt noch mit 49 €. Aktuell liegt der Strompreis nur noch bei rund 32 €. Bleibt es bei diesem Preisniveau, wird RWE Generation trotz aller Effizienzverbesserungen in nicht allzu ferner Zukunft einen betrieblichen Verlust ausweisen. Deshalb müssen wir gemeinsam mit der Politik nach Lösungen suchen, die einen wirtschaftlichen Betrieb konventioneller Kraftwerke ermöglichen und so eine zuverlässige Stromversorgung sicherstellen. Denn diese Anlagen bleiben unverzichtbar, auch wenn erneuerbare Energien weiter ausgebaut werden. Ohne sie entstünden regelmäßig Versorgungslücken, weil Wind- und Solarstrom nicht auf Knopfdruck verfügbar ist. Die Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes wie in Großbritannien halte ich für eine gute Lösung. Wir werden hier aber nicht auf politische Entscheidungen warten, sondern nehmen unseren Erfolg selbst in die Hand. Mittelfristig wollen wir RWE wieder auf Wachstumskurs bringen, ohne unsere strikte finanzielle Disziplin aus den Augen zu verlieren. Angesichts unserer finanziellen Situation müssen wir sorgfältig abwägen, wofür wir unsere knappen Mittel einsetzen. Wir konzentrieren uns auf drei Wachstumsfelder: erneuerbare Energien, Netzgeschäft und Vertrieb. In den Ausbau der erneuerbaren Energien werden wir weiter investieren, vor allem in Windkraftanlagen. Diese Investitionen zahlen sich immer mehr aus. Unsere beiden großen Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der walisischen Küste und Nordsee Ost nahe Helgoland werden spätestens Mitte des Jahres mit ihrer vollen Kapazität Strom produzieren und hohe stabile Erträge liefern. Bei der Umsetzung der Energiewende kommt auch dem Stromnetz eine Schlüsselrolle zu. Mehr als 300.000 Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien sind aktuell an unser Netz angeschlossen. Und es werden jedes Jahr mehr. Umso wichtiger ist es, dass wir in den Erhalt und Ausbau unserer Netzinfrastruktur investieren. Ein auf Jahre festgelegter regulatorischer Rahmen garantiert dabei stabile Renditen. Im Vertriebsgeschäft wollen wir wachsen, indem wir unser Tätigkeitsfeld über den klassischen Verkauf von Strom und Gas hinaus erweitern: Unseren mehr als 23 Millionen Strom- und Gaskunden bieten wir innovative Produkte und Dienstleistungen an, mit denen sie Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Dafür bedarf es keiner Großinvestitionen, sondern Kreativität und Freiraum zum Gestalten. Ich habe daher das Thema Innovation auf meine persönliche Agenda gesetzt. Wir entwickeln derzeit neue Geschäftsmodelle für alle Endkundensegmente, indem wir unser Know-how auf den Gebieten der Energieversorgung und Informationstechnologie zusammenführen. Ich bin fest davon überzeugt: Innovationen werden uns helfen, uns im Wettbewerb von anderen Versorgern abzuheben. Wir erwirtschaften heute allein in Deutschland bereits einen Umsatz von 500 Mio. € mit Dienstleistungen rund um das Thema Energie - pro Jahr! Das ist spitze, aber erst der Anfang. Bei aller Euphorie für neue Ideen dürfen wir allerdings nicht vergessen: Die Krise der konventionellen Stromerzeugung wird auch weiterhin die Ertragslage von RWE prägen. Mit unseren Anstrengungen zur Stärkung der Ertragslage und unserem Effizienzsteigerungsprogramm können wir die Auswirkungen der Krise begrenzen, aber nicht vollständig kompensieren. Es wird uns daher wohl nicht gelingen, das betriebliche Ergebnis auf dem Niveau von 2014 zu halten. Im laufenden Geschäftsjahr wird es voraussichtlich zwischen 3,6 und 3,9 Mrd. € liegen. Beim EBITDA rechnen wir mit 6,1 bis 6,4 Mrd. € und das nachhaltige Nettoergebnis wird sich voraussichtlich auf 1,1 bis 1,3 Mrd. € belaufen. Aus kaufmännischer Vorsicht haben wir bei der Prognose unberücksichtigt gelassen, dass die Kernbrennstoffsteuer möglicherweise 2015 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft werden könnte. Sollte dieser Fall eintreten, würden das EBITDA und das betriebliche Ergebnis um bis zu 1,6 Mrd. € höher ausfallen. Vor uns liegt ein schwieriger Weg, den wir mit strikter Finanzdisziplin und einem wachen Auge für Wachstumschancen meistern wollen. Wir sind auch in Zukunft zuverlässiger Partner beim Umbau des europäischen Energiesystems - indem wir den Wandel mitgestalten und ermöglichen. Ich bin dankbar für das Vertrauen, das Sie uns dabei entgegenbringen, und freue mich, wenn RWE weiterhin auf Ihre Unterstützung zählen kann. Essen, im März 2015 RWE AG Mit freundlichen Grüßen Peter Terium, Vorstandsvorsitzender DER VORSTAND DER RWE AG Peter Terium Vorstandsvorsitzender Geboren 1963 in Nederweert (Niederlande), Ausbildung zum Wirtschaftsprüfer am Nederlands Instituut voor Registeraccountants, von 1985 bis 1990 Audit Supervisor bei KPMG, von 1990 bis 2002 verschiedene Positionen bei der Schmalbach-Lubeca AG, 2003 Eintritt in die RWE AG als Leiter Konzerncontrolling, von 2005 bis 2009 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH, von 2009 bis 2011 Vorstandsvorsitzender von Essent N.V., von September 2011 bis Juni 2012 Mitglied des Vorstands und stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Juli 2012 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG. Konzernressorts ― Corporate Affairs Konzern ― Recht & Compliance Konzern ― Group Mergers & Acquisitions ― Konzernstrategie & Unternehmensentwicklung Dr. Rolf Martin Schmitz Stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Vorstand Operative Steuerung Geboren 1957 in Mönchengladbach, promovierter Maschinenbauingenieur, von 1986 bis 1988 Planungsingenieur bei der STEAG AG, von 1988 bis 1998 bei der VEBA AG u. a. zuständig für Konzernentwicklung und Wirtschaftspolitik, von 1998 bis 2001 Vorstand der rhenag Rheinische Energie AG, von 2001 bis 2004 Vorstand der Thüga AG, von 2004 bis 2005 Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Kraftwerke GmbH, von 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 Oktober 2010 Vorstand Operative Steuerung und seit Juli 2012 gleichzeitig stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG. Konzernressorts ― Beteiligungsmanagement ― Kommunen ― Forschung & Entwicklung Konzern ― Steuerung Erzeugung/Netz/Vertrieb Dr. Bernhard Günther Finanzvorstand Geboren 1967 in Leverkusen, promovierter Volkswirt, von 1993 bis 1998 bei McKinsey & Company, 1999 Eintritt in die RWE AG als Abteilungsleiter im Bereich Konzerncontrolling, von 2001 bis 2005 Bereichsleiter Unternehmensplanung und Controlling der RWE Power AG, von 2005 bis 2006 Bereichsleiter Konzerncontrolling der RWE AG, von 2007 bis 2008 Geschäftsführer und Chief Financial Officer (CFO) der RWE Gas Midstream GmbH sowie gleichzeitig Geschäftsführer und CFO der RWE Trading GmbH, von 2008 bis 2012 Geschäftsführer und CFO der RWE Supply & Trading GmbH, seit Juli 2012 Mitglied des Vorstands und seit Januar 2013 Finanzvorstand der RWE AG. Konzernressorts ― Rechnungswesen & Steuern Konzern ― Konzerncontrolling ― Konzernfinanzen ― Investor Relations ― Information Technology ― Group Risk ― Konzernrevision Uwe Tigges Personalvorstand und Arbeitsdirektor Geboren 1960 in Bochum, Ausbildung zum Fernmeldemonteur und Meister Elektrotechnik, Studium der Technischen Betriebswirtschaftslehre, von 1984 bis 1994 diverse Tätigkeiten in der Informationstechnik bei der VEW AG und VEW Energie AG, von 1994 bis 2012 freigestellter Betriebsrat (zuletzt der RWE Vertrieb AG) sowie Vorsitzender des Europäischen Betriebsrats der RWE AG, von 2010 bis 2012 Vorsitzender des Konzernbetriebsrats von RWE, seit Januar 2013 Personalvorstand und seit April 2013 Arbeitsdirektor der RWE AG. Konzernressorts ― Konzernsicherheit ― Konzerneinkauf ― Personal- und Führungskräftemanagement Konzern ― Tarif-/Mitbestimmungs-Steuerung Konzern 2014 IN KURZE 01 2014 JANUAR RWE Vertrieb erneut für höchste Servicequalität ausgezeichnet Bei einer Markterhebung der renommierten Beratungsgesellschaft imug belegt RWE Vertrieb den ersten Platz. Damit schließen wir nahtlos an Erfolge der Vergangenheit an, etwa die Auszeichnung mit dem Deutschen Servicepreis 2013. Bei der Untersuchung von imug steht der Kontakt zum Kunden im Vordergrund. Getestet wurden Aspekte wie Erreichbarkeit, Gesprächsatmosphäre und Qualität der Bearbeitung von Anfragen oder Beschwerden. Von 21 getesteten Unternehmen erreicht RWE Vertrieb als einziges die Kategorie "TOP PERFORMER". 02 2014 FEBRUAR Einigung bei Preisrevision mit Gaslieferant Gazprom Wir haben erreicht, dass unser defizitärer Gasbezugsvertrag mit dem russischen Gaskonzern bis zum nächsten Revisionstermin Mitte 2016 keine negativen Auswirkungen mehr auf unser Ergebnis hat. Unser Ziel ist, eine Lösung zu finden, die dies auch langfristig sicherstellt. Dazu werden wir Mitte 2015 erneut in Verhandlungen mit Gazprom treten. 03 2014 MÄRZ Verkauf von RWE Dea vereinbart Erwerber unseres auf die Exploration und Förderung von Öl und Gas spezialisierten Tochterunternehmens ist die in Luxemburg ansässige Investmentgesellschaft LetterOne. Der Verkauf wird Anfang März 2015 abgeschlossen. Das Transaktionsvolumen beträgt rund fünf Milliarden Euro. Strategische Überlegungen haben uns zur Veräußerung von RWE Dea bewogen. Mit dem Entstehen liquider europäischer Gasmärkte hat der Zugang zu eigenen Gasquellen für uns an Bedeutung verloren. Ohne RWE Dea sparen wir zudem Mittel für Investitionen, die erforderlich sind, um das Wachstumspotenzial des Unternehmens auszuschöpfen. 03 2014 MÄRZ RWE Innogy reduziert Beteiligung am neuen Offshore-Windpark Gwynt y Môr Mit der Green Investment Bank wird vereinbart, dass sie einen Zehn-Prozent-Anteil an Gwynt y Môr übernimmt. Die Transaktion soll bis Mitte 2015 abgeschlossen werden, wenn der Windpark vor der Küste von Wales mit seiner vollen Kapazität von 576 Megawatt den kommerziellen Betrieb aufgenommen hat. Unsere Beteiligung an Gwynt y Môr verringert sich dann von 60 auf 50 Prozent. Den Verkaufserlös wollen wir in andere Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien investieren. 04 2014 APRIL Premiere in Essen: RWE startet Testbetrieb des weltweit längsten Supraleiterkabels Das Kabel ist einen Kilometer lang und verbindet zwei Umspannstationen im Stadtzentrum. Es kann fünfmal mehr Strom transportieren als herkömmliche Kabel - und das nahezu verlustfrei. Das ist nicht nur effizient, sondern spart auch Platz, der in Innenstädten besonders knapp ist. "AmpaCity", so der Name des Projekts, wird von der Bundesregierung gefördert. Sie sieht es als exzellenten Beitrag zur Bewältigung der technologischen Herausforderungen der Energiewende. 05 2014 MAI RWE Innogy beginnt mit Turbineninstallation für den Offshore-Windpark Nordsee Ost Der Windpark liegt 35 Kilometer nördlich von Helgoland. Seine 48 Turbinen mit 295 Megawatt Gesamtleistung sind inzwischen fertiggestellt und werden nun nach und nach ans Netz angeschlossen. Bis Mitte 2015 sollen sie alle im kommerziellen Betrieb sein. Nordsee Ost wird dann rund 300.000 Haushalte mit Strom versorgen können. 06 2014 JUNI Startschuss für landesweiten Stromvertrieb in Rumänien Unsere neue Tochtergesellschaft RWE Energie S.R.L. wird den Vertrieb von der Landeshauptstadt Bukarest aus steuern. Unser Fokus liegt zunächst auf Industrie- und Geschäftskunden. Wir sind in Rumänien bereits seit 2011 aktiv, allerdings nur regional und im kleinen Maßstab. In den kommenden zehn Jahren wollen wir dort mit fortschreitender Marktliberalisierung zu einem der führenden Stromanbieter aufsteigen. 07 2014 JULI Erster Block des neuen Steinkohlekraftwerks in Hamm startet kommerziellen Betrieb Die Nettoleistung des neuen Steinkohleblocks beträgt 764 Megawatt. Beim zweiten, baugleichen Block ist noch offen, wann er ans Netz geht. Neben dem Mehrheitseigentümer RWE sind 23 Stadtwerke an dem Kraftwerk beteiligt. Nach seiner Fertigstellung wird es drei Millionen Haushalte mit Strom versorgen können. Da die Anlage hocheffizient ist, lassen sich durch sie Emissionen von etwa 2,5 Millionen Tonnen CO2 gegenüber alten Steinkohlekraftwerken einsparen - pro Jahr! 08 2014 AUGUST RWE Generation kündigt Schließung weiterer Erzeugungskapazitäten an Davon betroffen sind Braun- und Steinkohleanlagen mit rund 1.000 Megawatt Gesamtleistung. Sie sollen 2015 bzw. in den beiden folgenden Jahren stillgelegt werden. Aufgrund der stark gefallenen Stromgroßhandelspreise in Kontinentaleuropa sind viele Gaskraftwerke und alte Kohlekraftwerke nicht mehr wirtschaftlich. Seit August 2013 haben wir uns daher bereits mehrfach dafür entschieden, Erzeugungskapazitäten in Deutschland und den Niederlanden zeitweise oder endgültig vom Netz zu nehmen. Dabei handelt es sich um Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von rund 4.700 Megawatt und Kohlekraftwerke mit rund 1.600 Megawatt. 10 2014 OKTOBER RWE erhält Auszeichnung für Klimaschutzleistungen Zum ersten Mal überhaupt wird RWE in den "Climate Performance Leadership Index" des Carbon Disclosure Project (CDP) aufgenommen. Von den über 2.000 Unternehmen, deren Daten ausgewertet wurden, erhalten RWE und weitere 186 Gesellschaften die Spitzennote "A" für ihre Klimaschutzleistungen und qualifizieren sich damit für den Index. CDP ist eine Nichtregierungsorganisation, die einmal pro Jahr Informationen zum Treibhausgasausstoß und zu den Klimaschutzanstrengungen von Unternehmen und öffentlichen Betrieben erhebt. 12 2014 DEZEMBER Vorstand beschließt breitere Ausrichtung der Dividendenpolitik Ab dem Geschäftsjahr 2015 wird sich der Dividendenvorschlag nicht mehr nur am nachhaltigen Nettoergebnis orientieren, sondern einen stärkeren Bezug zur wirtschaftlichen Gesamtlage des Unternehmens haben. Er soll sich am operativen Cash Flow, an der Verschuldungssituation und an der Ertragslage von RWE ausrichten. Auch Chancen für Wachstumsinvestitionen und die Dividendenzahlung des Vorjahres sollen berücksichtigt werden. Eine Garantiedividende ist nicht vorgesehen. Der Aufsichtsrat unterstützt die Entscheidung des Vorstands. 12 2014 DEZEMBER RWE-Kraftwerke bei Auktionen für britischen Kapazitätsmarkt erfolgreich Der britische Kapazitätsmarkt startet am 1. Oktober 2018. Betreiber von Erzeugungsanlagen mit 49,3 Gigawatt Gesamtleistung haben sich per Auktion für eine Teilnahme qualifiziert, darunter RWE-Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 8,0 Gigawatt. Neben den Erlösen aus der Stromproduktion werden sie eine Prämie dafür erhalten, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und damit zur Absicherung der Stromversorgung beitragen. Die Teilnahme am Kapazitätsmarkt ist für die meisten Anlagen auf zwölf Monate beschränkt, kann aber bei späteren Auktionen um jeweils ein Jahr verlängert werden. RWE AM KAPITALMARKT Beflügelt von einer extrem lockeren Geldpolitik überschritt der DAX im vergangenen Jahr zum ersten Mal überhaupt die 10.000-Punkte-Marke. Allerdings gab es auch Faktoren, die die Börsenstimmung trübten, etwa die Ukraine-Krise und die nachlassende deutsche Konjunktur. Der DAX konnte daher 2014 nur um 3% zulegen. RWE-Stammaktien blieben noch etwas dahinter zurück. Ihre Kursentwicklung spiegelte wider, dass sich die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung weiter verschlechtert haben. Außerdem taten sich neue energiepolitische Risiken auf, insbesondere in Deutschland. Der Anleihemarkt war weiterhin durch ungewöhnlich günstige Refinanzierungskonditionen geprägt. Die Kreditabsicherungskosten von RWE sanken auf den niedrigsten Stand seit 2010. Performance der RWE-Stammaktie und der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities in % (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Mageres Jahr für den deutschen Aktienmarkt. Nach dem sehr guten Börsenjahr 2013 mussten sich die Anleger am deutschen Aktienmarkt 2014 mit einer deutlich bescheideneren Entwicklung zufriedengeben. Der DAX legte um knappe 3 % auf 9.806 Punkte zu. Als wichtigster Stimulus für die Aktienkurse erwies sich die extrem lockere Geldpolitik führender Notenbanken, allen voran der Europäischen Zentralbank und der Federal Reserve in den USA. Diese Politik trug wesentlich dazu bei, dass der deutsche Leitindex im Juni 2014 zum ersten Mal überhaupt die 10.000-Punkte-Marke überschreiten konnte. Allerdings musste der DAX im Jahresverlauf immer wieder Rückschläge wegstecken, die u. a. durch die Spannungen in der Ukraine und den IS-Terror im Nahen Osten verursacht wurden. Auch die im Jahresverlauf schwächer werdende deutsche Konjunktur trübte die Stimmung. Zum Jahresende ließ die Ungewissheit über den künftigen wirtschaftspolitischen Kurs Griechenlands Ängste vor einer Destabilisierung der Europäischen Währungsunion aufleben. Die wirtschaftliche Schieflage Russlands und der immer weiter fallende Ölpreis sorgten für zusätzliche Verunsicherung unter den Anlegern. Auch für Inhaber von RWE-Aktien fiel die Jahresbilanz dürftig aus. Die RWE-Stammaktie ging Ende Dezember mit 25,65 € aus dem Handel. Gegenüber dem Schlusskurs von 2013 ist das ein Rückgang um 0,96 €, der aber durch die im April 2014 gezahlte Dividende von 1 € ausgeglichen wurde. Kursveränderung und Ausschüttung ergaben damit eine Gesamtrendite (Performance) von 0%. Für unsere Vorzugsaktionäre fiel die Performance mit -15% wesentlich schlechter aus. Unsere Titel mussten sich nicht nur dem DAX, sondern auch dem Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (+18%) geschlagen geben. Dabei hatte es bis zum Herbst noch nach einem guten Börsenjahr für RWE ausgesehen: Die Stämme kamen zeitweise auf eine Performance von über 20%. Investoren sahen nach der schwachen Kursentwicklung des Vorjahres offenbar Aufholpotenzial. Ein Faktor, der hoffen ließ, war die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Großbritannien, da sich dadurch die Perspektiven der in die Krise geratenen konventionellen Stromerzeugung verbessert haben. Seit Oktober gaben die RWE-Titel jedoch deutlich nach. Dabei kam u. a. die sich abzeichnende Konjunkturschwäche zum Tragen. Auch Hürden beim Verkauf unseres Öl- und Gasproduzenten RWE Dea, der Sturzflug des Ölpreises und die fortgesetzte Baisse im deutschen Stromgroßhandel lasteten auf den RWE-Aktien. Das schwierige energiepolitische Umfeld wirkte sich ebenfalls negativ aus, zuletzt u. a. das von der Bundesregierung beschlossene "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020", das zusätzliche Emissionsminderungen auch im Stromsektor vorsieht (siehe Seite 32). Performance der RWE-Aktien und wichtiger Indizes bis Ende 2014 scroll in % p. a. 1 Jahr 5 Jahre 10 Jahre RWE-Stammaktie 0,0 -12,6 0,6 RWE-Vorzugsaktie -14,9 -15,9 -0,1 DAX 2,7 10,5 8,7 EURO STOXX 50 4,0 4,5 3,8 STOXX Europe 50 6,2 6,6 4,2 STOXX Europe 600 7,2 9,3 6,2 STOXX Europe 600 Utilities 18,1 3,2 5,8 REXP1 7,1 4,7 4,5 1 Index für Staatspapiere am deutschen Rentenmarkt Stammaktien mit Zehnjahresrendite von 0,6% p.a. Wegen ihrer schwachen Performance in den beiden vergangenen Jahren bleiben die RWE-Aktien auch im langfristigen Renditevergleich hinter den relevanten Marktindizes zurück. Wer Ende 2004 für 10.000 € unsere Stämme gekauft und die Dividenden reinvestiert hat, verfügte zehn Jahre später über 10.632 €. Mit unseren Vorzugsaktien hätte sich der Depotwert auf 9.884 € verringert. Das entspricht einer durchschnittlichen Jahresrendite von 0,6% bzw. -0,1 %. Bei einer Investition in den Versorgerindex STOXX Europe 600 Utilities wäre der Depotwert im Zehnjahreszeitraum auf 17.558 € angewachsen und bei einer Investition in den DAX sogar auf 23.039 €. Die Anleger hätten damit eine Jahresrendite von 5,8% bzw. 8,7% erzielt. Dividendenvorschlag von 1 € für das Geschäftsjahr 2014. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 23. April 2015 für das Geschäftsjahr 2014 eine Dividende von 1 € je Aktie vorschlagen. Damit würden wir 48% des nachhaltigen Nettoergebnisses an unsere Aktionäre ausschütten. Legt man die Jahresschlusskurse unserer Stamm- und Vorzugsaktien zugrunde, kommt man auf eine Dividendenrendite von 3,9 bzw. 5,3%. Verglichen mit den anderen DAX-Unternehmen ist das ein überdurchschnittlicher Wert. Während sich unser Dividendenvorschlag für 2014 noch ausschließlich an einer Zielquote von 40 bis 50% des nachhaltigen Nettoergebnisses orientiert, werden wir unsere Ausschüttungspolitik künftig auf eine breitere Basis stellen. Ab dem Geschäftsjahr 2015 sollen neben der Ertragslage die operativen Mittelzuflüsse, die Verschuldungssituation und sich ggf. bietende Chancen für Wachstumsinvestitionen mitberücksichtigt werden. Weitere Informationen dazu finden Sie auf Seite 35. Kennzahlen der RWE-Aktien scroll 2014 2013 2012 2011 2010 Ergebnis je Aktie1 € 2,77 -4,49 2,13 3,35 6,20 Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie1 € 2,09 3,76 4,00 4,60 7,03 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten je Aktie1 € 9,04 7,81 7,15 10,22 10,31 Dividende je Aktie € 1,002 1,00 2,00 2,00 3,50 Ausschüttung Mio. € 6152 615 1.229 1.229 1.867 Ausschüttungsquote3 % 48 27 50 50 50 Dividendenrendite der Stammaktie4 % 3,9 3,8 6,4 7,4 7,0 Dividendenrendite der Vorzugsaktie4 % 5,3 4,3 7,0 7,9 7,3 Börsenkurse der Stammaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 25,65 26,61 31,24 27,15 49,89 Höchstkurs € 32,83 31,90 36,90 55,26 68,96 Tiefstkurs € 24,95 20,74 26,29 21,77 47,96 Börsenkurse der Vorzugsaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 18,89 23,25 28,53 25,44 47,99 Höchstkurs € 25,61 29,59 34,25 52,19 62,52 Tiefstkurs € 18,89 20,53 24,80 20,40 44,51 Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 614.480 538.971 533.559 Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. € 15,5 16,2 19,1 16,6 28,0 1 Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl der im Umlauf befindlichen Aktien 2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2014 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 23. April 2015 3 Quotient aus Ausschüttung und nachhaltigem Nettoergebnis 4 Quotient aus Dividende je Aktie und Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres Aktionärsstruktur der RWE AG1 1 Die Prozentangaben beziehen sich auf den Anteil am gezeichneten Kapital. Quellen: Eigene Erhebungen und Mitteilungen nach dem deutschen Wertpapierhandelsgesetz (WpHG); Stand: Januar 2015 Breite internationale Aktionärsbasis. Das Grundkapital der RWE AG ist eingeteilt in 614.745.499 Aktien, davon 39.000.000 Vorzüge ohne Stimmrecht. Wie im Vorjahr waren Ende 2014 rund 86% der RWE-Aktien im Eigentum institutioneller und 14% im Eigentum privater Anleger (inkl. Belegschaftsaktionäre). Institutionelle Investoren in Deutschland besaßen Ende des Jahres 30% des Aktienkapitals (Vorjahr: 32%); in Nordamerika, Großbritannien und Irland hielten sie zusammen 35% (Vorjahr: 32%) und in Kontinentaleuropa ohne Deutschland 19% (Vorjahr: 19%). Die RWEB GmbH, in der ein Großteil der kommunalen Anteile gebündelt ist, bleibt mit 15% größter Einzelaktionär von RWE. Nach uns vorliegenden Informationen hält der Vermögensverwalter BlackRock (USA) mit 5% die größte RWE-Position außerhalb Deutschlands. Der Anteil der RWE-Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zum Jahresende 84%. Etwa 1 % der RWE-Aktien befinden sich in den Händen unserer Mitarbeiter. Im vergangenen Jahr nahmen 24.349 Personen und damit 58% aller Bezugsberechtigten an unserem Belegschaftsaktienprogramm teil. Sie zeichneten insgesamt 364.300 Aktien. Über das Programm ermöglichen wir den Mitarbeitern unserer deutschen Gesellschaften, RWE-Aktien zu vergünstigten Konditionen zu beziehen. Im Berichtsjahr haben wir 3,3 Mio. € dafür aufgewendet. Börsenkürzel der RWE-Aktien scroll Stammaktien Vorzugsaktien Reuters: Xetra RWEG.DE RWEG_p.DE Reuters: Börse Frankfurt RWEG.F RWEG_p.F Bloomberg: Xetra RWE GY RWE3 GY Bloomberg: Börse Frankfurt RWE GR RWE3 GR Wertpapier-Kennnummer (WKN) in Deutschland 703712 703714 International Securities Identification Number (ISIN) DE 0007037129 DE 0007037145 American Depository Receipt CUSIP Number 74975E303 - RWE an deutschen Börsen und in den USA gehandelt. RWE-Aktien werden in Deutschland an den Börsenplätzen Frankfurt am Main und Düsseldorf sowie über die elektronische Handelsplattform Xetra gehandelt. Auch in Berlin, Bremen, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sind sie erhältlich, allerdings nur im Freiverkehr. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADR-Programm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depository Receipts (ADRs). Dies sind Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie. Entwicklung des fünfjährigen Credit Default Swap (CDS) für RWE und des CDS-Index iTraxx Europe in Basispunkten (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Niedrige Zinsen und Kreditabsicherungskosten. Die expansive Geldpolitik führender Notenbanken hinterließ auch am Anleihemarkt deutliche Spuren: Die Zinssätze bewegten sich 2014 auf historisch niedrigem Niveau. Zum Jahresende lag die Durchschnittsrendite zehnjähriger deutscher Staatsanleihen bei gerade einmal 0,5% p. a. Außergewöhnlich gering waren auch die Kosten für die Absicherung von Kreditrisiken über Credit Default Swaps (CDS). Der Index iTraxx Europe, der aus den CDS-Preisen von 125 großen europäischen Unternehmen gebildet wird, notierte 2014 mit durchschnittlich 67 Basispunkten für fünfjährige Laufzeiten; das ist das niedrigste Jahresmittel seit 2007, bevor die Hypotheken-Finanzkrise eskalierte. Die Preise fünfjähriger CDS für RWE fielen etwas höher aus, bewegten sich aber ebenfalls unter dem Niveau vorangegangener Jahre: Mit 72 Basispunkten war ihr Durchschnittswert so gering wie seit 2010 nicht. 1 ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT 1.1 STRATEGIE Der Energiemarkt wandelt sich grundlegend. Früher waren es fast ausschließlich Großkraftwerke, die den Strom erzeugten, während sich die Rolle des Kunden auf die des Abnehmers beschränkte. Heute produzieren immer mehr Haushalte und Betriebe ihren Strom selbst. Zugleich bestimmen ehrgeizige Ziele zum Klimaschutz, zum Ausbau der erneuerbaren Energien und zur Energieeffizienz den regulatorischen Rahmen im Energiesektor. Wir stellen uns diesen Herausforderungen - indem wir den Wandel mitgestalten und ermöglichen. Wir tun dies durch Investitionen in erneuerbare Energien und eine moderne Netzinfrastruktur. Unseren Kunden bieten wir innovative Produkte und Dienstleistungen, mit denen sie Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Auch wir selbst entwickeln uns weiter. Dabei setzen wir auf eine Unternehmenskultur, die sich durch Kundenorientierung, Leistungsbereitschaft und Mut zu Neuem auszeichnet. Führende Positionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Energiesektor. RWE ist einer der fünf größten Strom- und Gasanbieter in Europa und deckt die gesamte Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: Wir fördern Braunkohle, produzieren Strom aus Kohle, Gas, Kernenergie und regenerativen Quellen, betreiben Strom- und Gasverteilnetze, speichern Gas und verkaufen Energieprodukte und -dienstleistungen an Weiterverteiler und Endkunden. Unsere wichtigsten Märkte sind Deutschland, Benelux, Großbritannien sowie Zentralost- und Südosteuropa. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sind wir auch außerhalb dieser Regionen aktiv, z. B. in Spanien und Italien. Eine geografische Übersicht über unsere Geschäftsaktivitäten finden Sie auf der folgenden Seite. Insbesondere in Deutschland, Benelux und Großbritannien sehen wir uns großen unternehmerischen Herausforderungen gegenüber. Der rasche Ausbau der erneuerbaren Energien hat hier tiefgreifende Verwerfungen verursacht. Das betrifft vor allem unseren Heimatmarkt Deutschland, wo steigende Ökostromeinspeisungen die Großhandelsstrompreise unter Druck gebracht und einen Teil unserer konventionellen Kraftwerke unwirtschaftlich gemacht haben. Zugleich sehen wir den Trend einer Dezentralisierung: In der Energiewelt von gestern waren es fast ausschließlich Großkraftwerke, die Strom produzierten, während sich die Rolle der Haushalte auf die des Verbrauchers beschränkte. Inzwischen erzeugen immer mehr Menschen ihren Strom selbst und speisen überschüssige Mengen ins öffentliche Netz ein. Für die Netzbetreiber bedeutet das zusätzlichen Koordinationsaufwand, insbesondere auf der Mittel- und Niederspannungsebene. Auch im Vertriebsgeschäft ist der Druck auf die Versorger gestiegen: Die Kunden sind heute preissensitiver als früher und zunehmend bereit, den Anbieter zu wechseln. Zugleich beobachten wir einen wachsenden Bedarf an innovativen Produkten und auf individuelle Bedürfnisse zugeschnittenen Lösungen, die einen intelligenteren, sparsameren Einsatz von Strom und Gas ermöglichen. Staatliche Programme zur Verbesserung der Energieeffizienz geben hier wesentliche Impulse. Wir richten unser Geschäftsmodell an den Herausforderungen aus, die die beschriebenen Umwälzungen im Energiesektor mit sich bringen. Wie wir das konkret tun und welches Leitbild wir dabei vor Augen haben, erläutern wir auf den Seiten 18 ff. Wachstumsmöglichkeiten sehen wir in unseren Kerngeschäftsfeldern bei der Stromerzeugung aus Windenergie an Land (onshore) und im Meer (offshore), im Stromverteilnetzgeschäft sowie in der Vermarktung innovativer Vertriebsprodukte und dezentraler Energielösungen. In einigen Ländern wollen wir zudem die Chance ergreifen, uns durch Aufbau von Vertriebsaktivitäten mittel- oder langfristig unter den großen lokalen Versorgern zu etablieren. Beispiele dafür sind Rumänien und Kroatien. In Tschechien, wo wir die Nr. 1 im Gasgeschäft sind, nutzen wir die bestehende Vertriebsinfrastruktur als Ausgangspunkt, um auch ein führender Anbieter von Strom zu werden. In der Türkei haben wir ebenfalls Vertriebsaktivitäten gestartet und steigen überdies in den Energiehandel ein. Außerhalb Europas wollen wir auch künftig nur in sehr begrenztem Rahmen tätig sein. Wachstumsoptionen sehen wir dabei u. a. im Handelsgeschäft. Von Dubai (Vereinigte Arabische Emirate) aus bieten wir Staaten der Arabischen Halbinsel seit 2014 Beratungsdienstleistungen entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette an. Auf Basis der Erfahrungen, die wir dabei machen, werden wir weitere Wachstumsoptionen in dieser Region prüfen. Marktpositionen des RWE-Konzerns nach Absatz scroll Strom Gas Deutschland Nr. 1 Nr. 3 Niederlande Nr. 1 Nr. 2 Großbritannien Nr. 3 Nr. 4 Zentralost-/Südosteuropa Nr. 2 in Ungarn Nr. 1 in Tschechien Nr. 3 in der Slowakei Nr. 2 in der Slowakei Nr. 5 in Polen Nr. 5 in Tschechien Präsenz in Kroatien Präsenz in der Türkei Präsenz in Rumänien Europa insgesamt Nr. 3 Nr. 5 Das Leitbild von RWE. Unsere Strategie orientiert sich an einem Leitbild, das zum einen die ambitionierten politischen Ziele zum Klimaschutz, zum Ausbau der erneuerbaren Energien und zur Verbesserung der Energieeffizienz berücksichtigt und zum anderen die enormen Herausforderungen aufgreift, die dadurch für uns in puncto Wettbewerbsfähigkeit, Innovationskraft und finanzieller Stärke entstehen. Unser Leitbild haben wir so formuliert: "Wir sind der glaubwürdige und leistungsstarke Partner für die nachhaltige Umgestaltung des europäischen Energiesystems." Um diesem Anspruch gerecht zu werden, haben wir uns die folgenden strategischen Ziele gesetzt: Wir wollen (1) unsere Finanzkraft stärken, (2) RWE leistungs- und wettbewerbsfähiger machen und (3) den nachhaltigen Umbau des europäischen Energiesystems erfolgreich mitgestalten. Über diese Ziele und darüber, wie wir sie erreichen wollen, möchten wir Sie im Folgenden näher informieren. Unser Leitbild: Wir sind der glaubwürdige und leistungsstarke Partner für die nachhaltige Umgestaltung des europäischen Energiesystems. scroll Unsere strategischen Ziele: Stärkung der Finanzkraft • Sicherung eines weiterhin uneingeschränkten Zugangs zum Kapitalmarkt Verbesserung der Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit • Verankerung einer leistungsorientierten Unternehmenskultur • Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit durch effizientere Prozesse und eine schlagkräftigere Organisation Mitgestaltung des nachhaltigen Umbaus des europäischen Energiesystems • Sicherung der Stromversorgung durch flexible und effiziente Kraftwerke • Ausbau der erneuerbaren Energien • Ausweitung des Handelsgeschäfts • Weiterentwicklung der Verteilnetzinfrastruktur • Stärkung der Vertriebsposition durch innovative Produkte und Dienstleistungen (1) Stärkung der Finanzkraft. Wegen der umfangreichen Investitionen in den vergangenen Jahren und marktbedingt enttäuschender Mittelrückflüsse weisen wir derzeit eine hohe Verschuldung aus. Oberste Priorität hat für uns, dass wir uns jederzeit im gewünschten Maße und zu akzeptablen Konditionen mit Fremdkapital eindecken können - selbst in Krisenphasen an den Finanzmärkten. Wir streben daher die Beibehaltung eines soliden Investment-Grade-Ratings an. Des Weiteren beginnen wir damit, Rückstellungen mit konkreten Vermögenswerten (z. B. Finanzmittel oder Beteiligungen) zu unterlegen. Im Übrigen wollen wir unsere Investitionen und Ausschüttungen vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit finanzieren, wenngleich Schwankungen beim Cash Flow dazu führen können, dass uns dies nicht in jedem Jahr gelingt. Für das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA (Verschuldungsfaktor) setzen wir uns keine konkrete Obergrenze mehr. Der Verschuldungsfaktor lag 2014 auf bereinigter Basis bei 3,8 (siehe Seite 64). Wir beabsichtigen, ihn zu senken, und dokumentieren das mit dem auf Seite 101 erläuterten Mid-Term Incentive Plan. Allerdings ist dieses Vorhaben ambitionierter geworden. Ein Grund dafür ist das stark gesunkene Marktzinsniveau, das entsprechende Zuführungen zu den Pensionsrückstellungen erforderlich machte. Es hat aber zugleich den Vorteil, dass wir uns zu günstigen Konditionen refinanzieren können. Um unsere Finanzkraft zu stärken, verfolgen wir weiterhin folgende Ansätze: • Effizienzsteigerungen. Im Jahr 2012 haben wir ein ambitioniertes Effizienzsteigerungsprogramm gestartet, das umfangreiche Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung vorsieht. Dabei setzen wir auf umfassende Verbesserungen der operativen Prozesse sowie auf Einsparungen bei Verwaltung und IT. Ursprünglich hatten wir uns zum Ziel gesetzt, mit dem Programm bis 2014 einen dauerhaften Beitrag zum betrieblichen Ergebnis von 1 Mrd. € zu erzielen. In der Folgezeit wurde der Maßnahmenkatalog stark erweitert. Entsprechend höher ist der geplante Ergebniseffekt: Er beläuft sich nun auf insgesamt 2 Mrd. € und soll 2017 in voller Höhe wirksam werden. • Verkauf von Unternehmensteilen. Ein weiterer Hebel zur Verbesserung der Finanzkraft ist die Veräußerung von Geschäftsteilen. In den vergangenen drei Jahren haben wir insgesamt 5,3 Mrd. € durch Desinvestitionen vereinnahmt. 2015 kommen die Erlöse aus dem Verkauf von RWE Dea hinzu; auf den Seiten 35 und 39 berichten wir ausführlich über diese Transaktion. Auch unsere Minderheitsbeteiligung an dem auf Uran-Anreicherung spezialisierten Unternehmen Urenco steht zum Verkauf. Weitere große Desinvestitionen planen wir derzeit nicht. • Kürzung von Investitionen. Unsere Sachinvestitionen haben wir seit 2011 (6,4 Mrd. €) deutlich zurückgefahren und werden dies weiter tun. Für 2015 planen wir einen Mitteleinsatz von 2,5 bis 3,0 Mrd. €, für die Jahre ab 2016 gehen wir von rund 2 Mrd. € aus. Wir werden uns dann auf Projekte und Maßnahmen konzentrieren, die für die Aufrechterhaltung unserer Geschäftstätigkeit erforderlich sind, und zwar insbesondere für den Betrieb unserer Netze und Kraftwerke. Zudem wollen wir den Ausbau der erneuerbaren Energien fortsetzen, mit Schwerpunkt auf Windkraftanlagen. Die neuen Projekte finanzieren wir u. a. dadurch, dass wir unsere Beteiligungen an bestehenden Anlagen reduzieren, allerdings ohne die Mehrheit oder die Betriebsführerschaft abzugeben. Vorteil: Wir können eine größere Zahl von Vorhaben starten und damit unser Erneuerbare-Energien-Portfolio verbreitern und risikoärmer machen. (2) Verbesserung der Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit. Energieversorger, die im Wettbewerb bestehen wollen, können sich nicht länger mit der Rolle des zuverlässigen Lieferanten von Strom oder Gas begnügen. Ihre Produkte müssen auch preislich attraktiv sein, und sie müssen individuelle Kundenbedürfnisse berücksichtigen. Wer im Hinblick auf Preise und Qualität konkurrenzfähig sein will, muss effizient produzieren, über eine schlagkräftige Organisation verfügen und eine auf Leistung und Innovation ausgerichtete Kultur pflegen. RWE hat bereits eine Fülle von Maßnahmen ergriffen, um diesen Anforderungen gerecht zu werden. Anfang 2012 haben wir das Programm "RWE 2015" gestartet, das eine ganze Palette von Initiativen für effizientere Prozesse und Organisationsstrukturen, neue Geschäftsmodelle und eine Weiterentwicklung der Unternehmenskultur umfasst. Bei den meisten dieser Initiativen ist die Umsetzung bereits weit fortgeschritten: Unter anderem haben wir Querschnittsfunktionen wie Rechnungswesen, Einkauf und Personalmanagement konzernweit in der RWE Group Business Services GmbH gebündelt und dadurch erhebliche Synergien geschaffen. Die funktionalen Unternehmenseinheiten steuern wir zunehmend wie Profit Centers; Standardprozesse bündeln wir in Shared Service Centers und Expertenwissen in Centers of Expertise. Auch das Programm "Neo", mit dem wir den operativen Cash Flow im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung nachhaltig stärken wollen, brachte bereits beachtliche Ergebnisse. Aufbauend auf den ersten Erfolgen von "RWE 2015" haben wir weitere Projekte mit dem Zielhorizont Ende 2017 gestartet. Dazu zählen Programme zur Senkung der IT-Kosten, des Personalaufwands und der Ausgaben für Fremdleistungen, die Schaffung flacherer Organisationsstrukturen, die Entwicklung neuer Vertriebsprodukte und vieles mehr. Die meisten Projekte sind bereits in der Umsetzungsphase, so u. a. die Bündelung unserer Vertriebskompetenz in der zum 1. Januar 2014 gegründeten RWE Retail. Die neue Management-Einheit ist u. a. für unsere Vertriebsstrategie zuständig. Außerdem koordiniert und bündelt sie regionale Aktivitäten, wenn dadurch Synergien geschaffen werden können, und beschleunigt Produktinnovationen. Das Führungsteam besteht aus sechs Vorstandsmitgliedern von RWE-Vertriebsgesellschaften, die ihre neuen Funktionen zusätzlich zu den bisherigen ausüben. Ein weiterer Schwerpunkt von "RWE 2015" ist die Weiterentwicklung unserer Unternehmenskultur. Wir brauchen Mitarbeiter, die mit Kreativität und Initiativgeist Produkte und Prozesse verbessern, die mit ihren Ideen das Unternehmen voranbringen - und dabei nicht auf Anordnungen von oben warten. Denn: Ein sich schnell veränderndes Marktumfeld ist nur für solche Unternehmen beherrschbar, die selbst schnell und veränderungsbereit sind. Das Projekt "New Way of Working" (deutsch: Neue Arbeitsweise) soll uns hier einen wesentlichen Schritt voranbringen. Wir wollen damit die Kunden- und Leistungsorientierung unserer Mitarbeiter stärken, sie mehr als bisher in Entscheidungsprozesse einbeziehen und ihr Zusammenwirken noch effizienter und produktiver machen. Unterstützen soll uns dabei auch die 2014 gestartete Informationsinitiative "We are RWE" (deutsch: Wir sind RWE), mit der wir unsere Führungskräfte in die Lage versetzen wollen, die erforderlichen Veränderungen voranzutreiben. "We are RWE" soll das Zusammengehörigkeitsgefühl unserer rund 60.000 Mitarbeiter stärken - und es soll sie motivieren, die Weiterentwicklung unserer Unternehmenskultur mitzutragen: hin zu mehr Offenheit und Kritikfähigkeit, weniger Hierarchiedenken, breiterer Beteiligung an Entscheidungen und stärkerer Ausrichtung des Einzelnen und seiner Organisationseinheiten an den Zielen des Konzerns. Das Fundament unserer Unternehmenskultur sind die Werte Vertrauen, Leistung und Leidenschaft. An ihnen sollen sich unser Handeln und unsere Zusammenarbeit ausrichten. (3) Mitgestaltung des nachhaltigen Umbaus des europäischen Energiesystems. Der tiefgreifende Strukturwandel im Energiesektor macht eine Anpassung unseres Geschäftsmodells erforderlich. Dies betrifft alle Stufen der Energie-wertschöpfungskette, von der Erzeugung über den Handel und die Verteilung bis hin zum Vertrieb. Damit reagieren wir nicht nur auf Veränderungen, sondern nehmen eine aktive Rolle beim nachhaltigen Umbau des europäischen Energiesystems ein. • Sicherung der Stromversorgung durch flexible und effiziente Kraftwerke. Auch wenn die erneuerbaren Energien weiter ausgebaut werden, bleiben konventionelle Kraftwerke unverzichtbar. Ohne sie entstünden regelmäßig Versorgungslücken, denn Wind- und Solarstrom ist nicht auf Knopfdruck verfügbar, sondern abhängig von Wetter, Tages- und Jahreszeit. Mit unseren konventionellen Kraftwerken sehen wir uns als Partner der erneuerbaren Energien, der das Grundbedürfnis unserer Gesellschaft nach Versorgungssicherheit deckt. Um diesem Anspruch gerecht zu werden, haben wir in den vergangenen Jahren verstärkt in die Flexibilität unserer Kraftwerke investiert, sodass sie besser auf Schwankungen der Ökostromeinspeisungen reagieren können. Gaskraftwerke, die ihre Last typischerweise besonders schnell variieren können, haben mit 32% den größten Anteil an unserem Erzeugungsportfolio. Allerdings sind es gerade diese Anlagen, die vom regenerativ erzeugten Strom aus dem Markt gedrängt werden, da sie vergleichsweise hohe Brennstoffkosten aufweisen. In Deutschland und den Niederlanden decken viele unserer Gaskraftwerke und auch einige Kohlekraftwerke nicht einmal ihre laufenden Betriebskosten. Wir arbeiten daran, die Profitabilität dieser Anlagen zu verbessern, kommen aber auch um vorübergehende oder endgültige Stilllegungen nicht herum (siehe Seite 37). Da die Verdrängung konventioneller Kraftwerke insbesondere in Deutschland zu einer Gefahr für die Versorgungssicherheit werden kann, setzen wir uns im Dialog mit der Politik für die Einführung eines allgemeinen, diskriminierungsfreien Kapazitätsmarktes ein: Betreiber konventioneller Kraftwerke würden dann neben den Erlösen aus der Stromproduktion auch eine Vergütung dafür erhalten, dass sie mit ihrer Erzeugungsleistung dazu beitragen, dass immer genug Strom verfügbar ist. Die wirtschaftliche Attraktivität des Neubaus oder Weiterbetriebs der für eine sichere Stromversorgung erforderlichen Kraftwerke ließe sich damit langfristig sicherstellen. Großbritannien und Frankreich haben sich bereits für die Einführung eines Kapazitätsmarktes entschieden. In Deutschland will die Politik 2015 darüber entscheiden, ob auch sie diesen Weg einschlägt. • Ausbau der erneuerbaren Energien. Der Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bleibt ein Eckpfeiler unserer Strategie. Bis zu 1 Mrd. € wollen wir dafür im Zeitraum von 2015 bis 2017 insgesamt einsetzen. Großprojekte werden wir gemeinsam mit anderen Investoren realisieren. Auch bei kleineren Vorhaben streben wir Partnerschaften an. Ein Beispiel dafür ist Green GECCO, ein Gemeinschaftsunternehmen von RWE Innogy und 29 Stadtwerken, das im April 2010 gegründet wurde und bereits über fünf Windparks mit 83 Megawatt (MW) Gesamtleistung verfügt. Bei der Erzeugungstechnologie konzentrieren wir uns auf Windkraftanlagen an Festlandstandorten (onshore) und auf hoher See (offshore). Unser regionaler Fokus bei Onshore-Projekten liegt auf Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden und Polen. Im Offshore-Bereich steht derzeit die Fertigstellung der beiden Windparks Gwynt y Môr vor der walisischen Küste (576 MW) und Nordsee Ost nahe Helgoland (295 MW) im Vordergrund. Außerdem entwickeln wir die Projekte Nordsee One, Nordsee 2 und Nordsee 3, an denen wir mit 15% beteiligt sind, und prüfen den Bau weiterer Offshore-Windparks in der britischen Nordsee. Neue Biomassekraftwerke planen wir nicht, da diese Art der Stromerzeugung bei uns strategisch nicht mehr im Fokus steht. Unseren 80%-Anteil am Biomassekraftwerk Enna auf Sizilien haben wir Ende September an die italienische Partnergesellschaft FRI-EL Green Power verkauft. • Ausweitung des Handelsgeschäfts. Der Energiehandel ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Unsere Handelstochter RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how zunehmend auch außerhalb Europas und hat bereits Handelsbüros in New York, Singapur, Mumbai und Jakarta eröffnet. In begrenztem Umfang nimmt das Unternehmen auch Direktinvestitionen in Energieunternehmen und -anlagen vor, bei denen durch Restrukturierung und Weiterveräußerung innerhalb eines Zeitfensters von drei bis fünf Jahren attraktive Renditen erzielt werden können. • Weiterentwicklung der Verteilnetzinfrastruktur. Das Netzgeschäft hat in unserem Portfolio auch künftig einen festen Platz. Seit dem Verkauf der Mehrheit am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion (2012) und des tschechischen Ferngasnetzbetreibers NET4GAS (2013) sind wir ausschließlich im Verteilnetzgeschäft tätig, und zwar insbesondere in Deutschland (Strom/Gas), Tschechien (Gas), Ungarn (Strom) und Polen (Strom). Weil der regulatorische Rahmen hier meist auf Jahre hinaus festgelegt wird, sind die Renditen dieser Aktivitäten nur geringen Schwankungen unterworfen. Das Netzgeschäft liefert deshalb einen wertvollen Beitrag zur Stabilisierung der Ertragslage des RWE-Konzerns. Wer in Deutschland Netzgeschäft betreiben will, benötigt dafür einen Konzessionsvertrag. In einem solchen Vertrag räumt die Kommune der jeweiligen Netzgesellschaft das Recht ein, die öffentlichen Verkehrswege in ihrem Gebiet für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen zu nutzen. Ende 2014 hatten wir rund 3.000 Stromnetz- und rund 800 Gasnetzkonzessionen mit einer Laufzeit von zumeist 15 bis 20 Jahren. Wenn Konzessionen auslaufen, streben wir ihre Erneuerung an. Allerdings sehen wir uns dabei zunehmend der Konkurrenz durch Mitbewerber ausgesetzt. Zudem möchten sich Kommunen immer häufiger am Verteilnetzgeschäft beteiligen. Unsere Antwort darauf sind attraktive Beteiligungsmodelle, die auf die einzelnen Städte oder Gemeinden zugeschnitten sind. Vorteil für uns: Wir bleiben Betreiber der Netze und stärken zugleich unser partnerschaftliches Verhältnis mit den Kommunen. Bei der Umsetzung der deutschen Energiewende kommt dem Stromnetz eine Schlüsselrolle zu. Immer höhere Einspeisungen von Strom aus wetter- und tageszeitabhängigen regenerativen Quellen und die steigende Anzahl kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen stellen uns als Verteilnetzbetreiber vor große Herausforderungen - bieten uns aber auch Wachstumsmöglichkeiten. Mehr als 300.000 Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien sind aktuell an unser Netz angeschlossen, und es werden jedes Jahr mehr. Um unter diesen Rahmenbedingungen eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten, müssen wir in den Erhalt und den Ausbau unserer deutschen Netzinfrastruktur investieren. Die dafür benötigten Mittel veranschlagen wir für den Zeitraum von 2015 bis 2017 auf rund 2,5 Mrd. €. Damit Netze effektiver und flexibler genutzt werden können, entwickeln wir neue Steuer- und Regeltechniken und testen sie in Feldversuchen. Ein Beispiel dafür ist unser Engagement bei dem von der EU geförderten Großprojekt "Grid4EU", über das wir auf Seite 72 f. berichten. • Stärkung der Vertriebsposition durch innovative Produkte und Dienstleistungen. Ende 2014 versorgten wir in Europa 16,0 Mio. Haushalte und Unternehmen mit Strom und 7,2 Mio. mit Gas. Sie alle erwarten von uns faire Preise und bedarfsgerechte Angebote. Dabei hat sich die Rolle unserer Kunden, gerade der Privathaushalte, nach und nach verändert - weg vom reinen Konsumenten hin zum "Prosumer", der seinen Strom auch selbst produzieren und mitunter sogar speichern kann. Um in diesem Marktumfeld unsere Position behaupten zu können, erweitern wir unser Tätigkeitsgebiet weit über den klassischen Vertrieb von Strom und Gas hinaus: Wir entwickeln neue Geschäftsmodelle für alle Endkundensegmente, indem wir unser Know-how auf dem Gebiet der Energieversorgung und der Informationstechnologie zusammenführen. Das Ergebnis sind innovative Produkte und auf individuelle Bedürfnisse zugeschnittene Lösungen, mit denen wir uns von anderen Versorgern abheben. Angesichts steigender Energiekosten wollen immer mehr Haushalte ihren Verbrauch senken, allerdings ohne Abstriche bei der Lebensqualität machen zu müssen. Wir haben dafür die passenden Produkte, z. B. intelligente Stromzähler und ein System für die automatische Steuerung des Verbrauchs zuhause ("RWE SmartHome"). Seit April 2014 vertreiben wir in Großbritannien die intelligenten Heizungsregler unseres Kooperationspartners Nest. Seit September tun wir dies auch - exklusiv - in den Niederlanden und seit Dezember in Belgien. Außerdem vermarkten wir unser Know-how rund um die Energieeffizienz an Gewerbetreibende und mittelständische Industrieunternehmen. Mit modernster Messtechnik und dem Energie-Controlling-System von RWE analysieren unsere Experten den Energieverbrauch und entwickeln betriebsspezifische Optimierungsmaßnahmen. Auch auf dem Gebiet der dezentralen Energieversorgung sind wir gut aufgestellt. Derzeit betreiben wir in Deutschland rund 1.300 Anlagen zur Erzeugung von Wärme oder Strom plus Wärme mit einer thermischen Gesamtleistung von etwa 3.000 MW. In einer Vielzahl von Fällen tun wir das gemeinsam mit kommunalen Partnern oder Industrieunternehmen. Außerdem bedienen wir den wachsenden Markt der dezentralen Energieerzeugung durch Haushalte und Gewerbebetriebe. In Deutschland, den Niederlanden und Belgien bieten wir Kunden mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen die Möglichkeit, über unsere IT-Plattformen "RWE WebMarket" oder "Powerhouse" aktiv am Energiehandel teilzunehmen und auf diese Weise ihr Produktions- und Verbrauchsverhalten zu optimieren. Zur Angebotspalette von RWE gehören auch Photovoltaikanlagen. Unsere Kunden können sie mit anderen RWE-Produkten wie "RWE SmartHome" oder Batteriespeichern zur optimalen Nutzung des selbst erzeugten Solarstroms zu einem System kombinieren. Das passende Produkt dazu haben wir bereits 2013 auf den Markt gebracht: "RWE HomePower Storage" - ein innovatives System zur dezentralen Speicherung von Solarstrom. Dieser lässt sich damit in viel größerem Umfang zur Deckung des Eigenverbrauchs nutzen. Das hat gleich zwei Vorteile: Unsere Kunden sparen Geld, und das Netz wird stabiler, wenn die schwankenden Solarstromeinspeisungen abnehmen. Anfang 2014 haben wir die Management-Einheit "Innovation Hub" (Innovationszentrum) geschaffen, um ganz neue Geschäftsmodelle auf dem Gebiet der Energieversorgung zu erschließen und deren Entwicklung voranzutreiben (siehe Seite 73 f.). Im Innovation Hub antizipieren wir, wie sich die Erwartungen der Kunden an ihre Energie-versorger bis zum Ende des Jahrzehnts verändern. Unter anderem gehen wir davon aus, dass sich im Geschäft mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben völlig neue Arten von Kundenbeziehungen entwickeln, bei denen die ganzheitliche Betreuung rund um das Thema Energie im Vordergrund steht - angefangen bei der Beratung über die Finanzierung, Installation und Wartung von dezentralen Erzeugungsanlagen oder Stromspeichern bis hin zum Zusammenschluss vieler kleiner Erzeuger zu einem virtuellen Kraftwerk. RWE wird damit zum Manager eines dezentralen Energiesystems. Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst. Unser Beitrag zu einem nachhaltigen Energiesystem besteht auch darin, dass wir selbst nachhaltig wirtschaften. Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäft. Umso wichtiger ist, dass unser Handeln auf lange Sicht in Einklang mit den Erwartungen und Zielen der Gesellschaft steht. Unsere Entscheidungen müssen ökonomisch, ökologisch und sozial tragfähig zugleich sein. Wir haben deshalb zehn Handlungsfelder definiert, in denen wir die für uns wichtigsten Herausforderungen auf dem Gebiet der unternehmerischen Verantwortung (Corporate Responsibility - CR) sehen: Klimaschutz, Energieeffizienz, Biodiversität/Umweltschutz, gesellschaftliches Engagement, Markt/Kunde, Mitarbeiter, Lieferkette, Arbeitssicherheit/Gesundheitsmanagement, Versorgungssicherheit und Innovation. Für jedes dieser Handlungsfelder haben wir uns Ziele gesetzt und darüber hinaus Kennzahlen festgelegt, mit denen wir die Zielerreichung messen und für die Öffentlichkeit dokumentieren. Eine besondere Bedeutung innerhalb der zehn Handlungsfelder kommt dem Klimaschutz zu. Als Europas größter Einzelemittent von Kohlendioxid (CO2) sind wir hier besonders gefordert, zumal mit hohen Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken verbunden sind. Wir wollen unseren CO2-Ausstoß je erzeugte Megawattstunde (MWh) Strom, der 2014 bei 0,745 Tonnen lag, bis 2020 auf 0,62 Tonnen senken. Dabei setzen wir auf den Ausbau der erneuerbaren Energien. Außerdem haben wir mit unserem nahezu abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. 1.2 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN Der Preisverfall im deutschen Stromgroßhandelsmarkt hat sich fortgesetzt. Wer sich 2014 für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste nur noch durchschnittlich 35 € je Megawattstunde zahlen - so wenig wie seit zehn Jahren nicht. Eine der wesentlichen Ursachen dafür ist die anhaltende Baisse an den internationalen Steinkohlemärkten. Auch zunehmende Einspeisungen von subventioniertem Wind- und Solarstrom setzen die Preise unter Druck. Neben rückläufigen Strom- und Brennstoffnotierungen bestimmte eine ungewöhnlich milde Witterung die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen des vergangenen Jahres. Sie machte sich insbesondere beim Gasverbrauch bemerkbar, der sich in fast allen RWE-Märkten um zweistellige Prozentsätze verringerte. Weiterhin schwache Konjunktur im Euroraum. Nach Expertenschätzungen hat sich die weltweite Wirtschaftsleistung im zurückliegenden Jahr um 2,5% erhöht. In der Europäischen Währungsunion entwickelte sich die Wirtschaft verhaltener: Das kumulierte Bruttoinlandsprodukt (BIP) der Eurostaaten dürfte um knapp 1 % gestiegen sein. In Deutschland, der größten Volkswirtschaft des Währungsraums, lag das BIP nach vorläufigen Zahlen des Statistischen Bundesamtes um 1,6% über Vorjahr - u. a. dank eines robusten privaten Konsums. Verglichen mit dem Euroraum ist die niederländische Wirtschaft dagegen wohl nur durchschnittlich gewachsen. Großbritannien, unser größter Markt außerhalb der Währungsunion, blickt dagegen auf ein starkes Wirtschaftsjahr zurück: Der florierende Dienstleistungssektor war einer der Schlüsselfaktoren dafür, dass das BIP des Landes um geschätzte 2,6% zulegte. Auch unsere zentralosteuropäischen Märkte konnten sich konjunkturell vom Euroraum absetzen: Für Polen und Ungarn wird ein Wachstum von jeweils 3,5% veranschlagt, gefolgt von Tschechien und der Slowakei mit jeweils 2,5%. Extrem milde Witterung in Europa. Während sich die wirtschaftliche Entwicklung vor allem in der Energienachfrage von Industrieunternehmen niederschlägt, wird der Energieverbrauch der Haushalte in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je höher die Außentemperaturen, desto weniger Energie wird zum Heizen benötigt. 2014 war es in ganz Europa deutlich wärmer als im zehnjährigen Mittel und auch wesentlich milder als 2013. Vor allem im ersten und vierten Quartal wurden ungewöhnlich hohe Temperaturen gemessen, während es im ersten Quartal 2013 besonders kalt gewesen war. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen. Eine große Rolle spielt das Windaufkommen. In fast allen Ländern, in denen wir Strom aus Windkraft erzeugen, war es etwas niedriger als 2013; nur in Polen ist es leicht angestiegen. Auch die Niederschlags- und Schmelzwassermengen haben Einfluss auf die Stromproduktion: In Deutschland, wo sich die meisten unserer Laufwasserkraftwerke befinden, lagen diese Mengen etwas über dem langjährigen Mittel, aber unter dem sehr hohen Vorjahresniveau. Wegen des massiven Ausbaus der Photovoltaikkapazitäten im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) hat auch die Sonneneinstrahlung mittlerweile starke Auswirkungen auf das Stromangebot. Nach Zahlen des Deutschen Wetterdienstes gab es in Deutschland 2014 landesdurchschnittlich 1.621 Sonnenstunden, 113 mehr als im Vorjahr. Witterungsbedingter Einbruch der Gasnachfrage. Während das Wirtschaftswachstum in unseren Kernmärkten den Energieverbrauch anregte, wirkte die milde Witterung dämpfend. Außerdem ist seit Längerem der Trend zu einer sparsameren Nutzung von Energie zu beobachten. Vorläufige Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lassen darauf schließen, dass der deutsche Stromverbrauch 2014 um etwa 4% niedriger war als im Vorjahr. Nach Schätzungen wurde auch in Großbritannien und den Niederlanden weniger Strom nachgefragt als 2013, während für Ungarn und Polen ein leichter Mengenanstieg ermittelt wurde. Beim Gasverbrauch machte sich die milde Witterung besonders bemerkbar. Erste Daten des BDEW deuten darauf hin, dass die Gasnachfrage in Deutschland um 13% gesunken ist; für die Niederlande und Großbritannien haben die dortigen Netzbetreiber Rückgänge von 15 bzw. 8% ermittelt. In Tschechien hat sich der Gasverbrauch gegenüber dem Vorjahr um schätzungsweise 12% verringert. Ein-Jahres-Terminpreise am Gas-Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Milde Witterung und Einbruch der Ölpreise prägen Entwicklung im Gashandel. Die Preise im Gashandel tendierten 2014 nach unten. Eine wichtige Rolle spielte dabei der witterungsbedingte Nachfragerückgang. Hinzu kam, dass die Ölpreise im Jahresverlauf stark nachgaben. Auch dies übte Druck auf die Gasnotierungen aus, denn Gaseinfuhren nach Kontinentaleuropa basieren teilweise auf ölpreisindexierten Langfristverträgen, die Energieversorger mit Fördergesellschaften abgeschlossen haben. Am niederländischen Gashandelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen Leitmarkt, lagen die Spotnotierungen 2014 bei durchschnittlich 21 € je Megawattstunde (MWh) und damit 6 € unter dem Vorjahreswert. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2015) mit 24 € je MWh abgerechnet. Das sind 3 € weniger, als 2013 für den Forward 2014 bezahlt werden musste. Im Endkundengeschäft zeigte sich folgendes Bild: In Deutschland hat sich Gas für Haushalte nach vorliegenden Daten geringfügig verteuert, für Industriekunden dagegen um 4% verbilligt. Hintergrund ist, dass die Privatkundentarife typischerweise mit leichtem Zeitverzug auf die Entwicklung im Gasgroßhandel reagieren. Auch in Großbritannien entwickelte sich das Preisniveau unterschiedlich: Für Privatkunden ist es um 4% gestiegen, für Industrieunternehmen dagegen um 10% gefallen. In den Niederlanden haben sich die Preise für Haushalte geringfügig und für die Industrie um 2% verringert. Erhebungen für Tschechien lassen für beide Kundengruppen auf Preisrückgänge von 3% schließen. Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Baisse am Steinkohlemarkt setzt sich fort. Der seit 2011 zu beobachtende Abwärtstrend bei den Steinkohlepreisen hat sich im vergangenen Jahr fortgesetzt. Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam/Rotterdam/ Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 75 US$ (57 €) je Tonne abgerechnet, gegenüber 82 US$ im Vorjahr. Der Forward 2015 (Index API 2) notierte mit 78 US$ (59 €) je Tonne und damit 11 US$ unter dem Preisniveau, das der Forward 2014 im Jahr 2013 hatte. Der weltweite Kohlemarkt ist tendenziell überversorgt, u. a. weil zahlreiche Länder in der Vergangenheit Förderkapazitäten aufgebaut haben. China, der weltgrößte Kohleimporteur, brachte die Weltmarktpreise durch Einführung einer Kohleeinfuhrsteuer zusätzlich unter Druck. Darüber hinaus spiegelte sich die Verlangsamung des chinesischen Wachstums im Energiebedarf des Landes wider. Ein wichtiger Bestimmungsfaktor für die Preise im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Diese bewegten sich ebenfalls auf niedrigem Niveau: Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2014 wie im Vorjahr durchschnittlich 9 US$ je Tonne in Rechnung gestellt. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Leichte Preiserholung bei Emissionsrechten. Auch im europäischen Handel mit CO2-Emissionsrechten sind die Preise niedrig, denn bei unverändertem regulatorischen Rahmen werden für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr solcher Rechte erhältlich sein, als die Unternehmen zur Abdeckung ihrer Emissionen tatsächlich benötigen. Dies ist u. a. Folge der Euro-Krise und ihres dämpfenden Einflusses auf die Industriekonjunktur. Im vergangenen Jahr zeigten die Notierungen allerdings wieder eine leichte Aufwärtstendenz. Ein Standardzertifikat (sog. EU Allowance - EUA) für 2015, das zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, kostete 2014 durchschnittlich 6,20 €. Der Vergleichswert für 2013 hatte bei 4,70 € gelegen. Preisstützend wirkte, dass die EU im März 2014 damit begonnen hat, den Zertifikatüberschuss durch das vorübergehende Zurückbehalten von Emissionsrechten zu verringern ("Backloading"). Für positive Impulse sorgte auch die Initiative der EU-Kommission zur Einführung einer sogenannten Marktstabilitätsreserve, die es ermöglichen soll, die Zahl der am Markt verfügbaren Emissionsrechte flexibler zu steuern. Nähere Informationen zu diesem Thema finden Sie auf Seite 30. Rückläufige Notierungen im Stromgroßhandel. Die Preisentwicklung im deutschen Stromgroßhandel wird schon seit einigen Jahren von den zunehmenden Stromeinspeisungen nach dem EEG beeinflusst. Dadurch werden konventionelle Erzeugungsanlagen aus dem Markt gedrängt, und zwar in erster Linie Gaskraftwerke, die vergleichsweise hohe Brennstoffkosten aufweisen. Ihr Einfluss auf die Strompreisbildung ist dementsprechend gesunken, während der von Steinkohlekraftwerken, die wegen des Preisverfalls an den Steinkohlemärkten relativ günstig produzieren, gestiegen ist. Diese beiden Faktoren - Verdrängung von Gaskraftwerken und Verbilligung von Steinkohle - haben entscheidend dazu beigetragen, dass die Notierungen am deutschen Stromgroßhandelsmarkt seit Mitte 2011 rückläufig sind. 2014 haben sie sich nochmals deutlich verringert: Der Spotpreis für das Grundlastprodukt lag im Jahresdurchschnitt bei 33 € je MWh und damit 5 € unter dem Niveau von 2013. Am Terminmarkt notierte der Forward 2015 mit 35 € je MWh. Zum Vergleich: Im Jahr 2013 war der Forward 2014 noch mit 39 € gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Einfluss auf den Strompreis. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2 -Steuer sind die Notierungen im britischen Stromgroßhandel vergleichsweise hoch. Allerdings schlug sich der Rückgang der Gasnotierungen auch entsprechend stärker nieder, insbesondere am Strom-Spotmarkt: Dort kostete das Grundlastprodukt im vergangenen Jahr durchschnittlich 42 £ (52 €) je MWh, 8 £ weniger als 2013. Der Grundlast-Forward 2015 notierte dagegen mit 51 £ (63 €) je MWh nur leicht unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Weil das britische Pfund aufwertete, hat sich der Forward auf Euro-Basis sogar etwas verteuert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Zugleich drücken deutsche EEG-Strom-Exporte das Preisniveau. Grundlaststrom notierte am niederländischen Spotmarkt im vergangenen Jahr mit durchschnittlich 41 € je MWh und damit 11 € unter dem Niveau von 2013. Im Terminhandel zeigte die Preiskurve ebenfalls nach unten: Grundlastkontrakte für das folgende Kalenderjahr wurden 2014 mit durchschnittlich 43 € je MWh abgerechnet, gegenüber 47 € im Vorjahr. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Maßgeblich für die Ertragslage unserer Kraftwerke ist nicht nur, wie hoch die Stromgroßhandelspreise sind, sondern auch, was die Brennstoffe und Emissionsrechte kosten, die für die Stromproduktion benötigt werden. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i. d. R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher von Jahr zu Jahr große Unterschiede aufweisen. Steinkohle- und Gaskraftwerke betreiben wir vor allem in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Ihre Margen werden als Clean Dark Spreads (Steinkohle) und Clean Spark Spreads (Gas) bezeichnet. Sie ergeben sich, wenn man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten (inkl. Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2-Emissionsrechten abzieht. Die beiden Abbildungen auf der folgenden Seite zeigen, wie sich die Clean Dark Spreads und die Clean Spark Spreads seit 2012 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweilige Folgejahr. In Deutschland war der durchschnittliche Clean Dark Spread, der 2014 für 2015 erzielt werden konnte, etwas niedriger als der vergleichbare Vorjahreswert. In Großbritannien fiel er sogar deutlich geringer aus; Hauptgrund dafür ist, dass die Stromerzeuger dort ab 1. April 2015 eine wesentlich höhere CO2-Steuer entrichten müssen. In den Niederlanden lagen die Clean Dark Spreads dagegen über denen von 2013. Bei den Erzeugungsmargen in der Gasverstromung war im Laufe des vergangenen Jahres eine leichte Erholungstendenz zu beobachten. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, haben sich die Clean Spark Spreads allerdings nur in Großbritannien gegenüber 2013 erhöht, während in Deutschland und den Niederlanden keine nennenswerte Veränderung eingetreten ist. Der Vergleich mit den Clean Dark Spreads zeigt, dass die Marktbedingungen für Gaskraftwerke weiterhin wesentlich ungünstiger sind als für Steinkohlekraftwerke. Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) 1 Grundlast-Strompreis abzüglich Kosten für Steinkohle und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 35 bis 37 %, inklusive CO2-Steuer in Großbritannien und Kohlesteuer in den Niederlanden Quelle: RWE Supply & Trading Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) 1 Grundlast-Strompreis abzüglich Kosten für Gas und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 49 bis 50 %, inklusive CO2-Steuer in Großbritannien Quelle: RWE Supply & Trading Den Uranbedarf für unsere Kernkraftwerke decken wir mittels langfristiger Verträge zu stabilen Konditionen. Auch bei unseren Braunkohlekraftwerken schwanken die Brennstoffkosten kaum. Der Grund dafür ist, dass wir Braunkohle selbst fördern und es für sie wegen begrenzter Handelbarkeit keine aussagefähigen Marktpreise gibt. Aufgrund der relativ stabilen Brennstoffkosten bewegen sich die Margen unserer Kernkraft- und Braunkohlekraftwerke i. d. R. in die gleiche Richtung wie die Großhandelsstrompreise. Da letztere gesunken sind, haben sich auch die Ergebnisbeiträge dieser Anlagen verringert. RWE: Realisierter Strompreis für 2014 unter Vorjahresniveau. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Von solchen Terminkontrakten für 2014, die wir bis zu drei Jahre im Voraus abgeschlossen hatten, hing daher ab, welche Erträge wir im Berichtsjahr mit unseren Kraftwerken erzielen konnten. Der Durchschnittspreis, den wir für unseren 2014 erzeugten Strom realisierten, war insgesamt niedriger als der Vergleichswert für 2013. Mit unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken, deren Produktion wir für durchschnittlich 48 € je MWh absetzten (Vorjahr: 51 €), erwirtschafteten wir deshalb geringere Margen. Verschlechtert hat sich auch die Ertragslage unserer deutschen und niederländischen Gaskraftwerke. Einige dieser Anlagen haben wir deshalb vorübergehend oder unbefristet vom Markt genommen. Die Ergebnisbeiträge unserer britischen Gaskraftwerke waren ebenfalls rückläufig. In der Steinkohleverstromung kamen uns preisbedingte Entlastungen beim Brennstoffeinkauf zugute, die in Großbritannien und den Niederlanden zu leichten Margenverbesserungen führten; in Deutschland reichten sie dagegen nicht aus, um den negativen Strompreiseffekt auszugleichen. Endkundengeschäft: Höhere Stromrechnung in Deutschland und Großbritannien. Im deutschen Endkundengeschäft sind die Strompreise - anders als am Großhandelsmarkt - gestiegen, wenn auch nur leicht. Der durchschnittliche Privathaushalt musste ca. 1 % und der durchschnittliche Industriekunde ca. 2% mehr bezahlen. Maßgeblich dafür sind die in der Stromrechnung enthaltenen staatlichen Aufschläge, die bei Privathaushalten mittlerweile die Hälfte des Gesamtpreises ausmachen. Besondere Bedeutung kommt dabei der EEG-Umlage zu, die in den vergangenen Jahren stark angehoben wurde. In Großbritannien lag der durchschnittliche Strompreis für Privathaushalte um ca. 5% und für Industrieunternehmen um ca. 4% über Vorjahr. Eine Ursache dafür ist die Weitergabe der zuletzt stark gestiegenen Kosten der Netznutzung. Im niederländischen Endkundengeschäft zeigte sich eine gegenläufige Entwicklung: Hier sind die Preise für Privatkunden um etwa 1 % und die für Industrieunternehmen um rund 6% zurückgegangen. Eine wichtige Rolle spielten dabei die gesunkenen Notierungen am Großhandelsmarkt. Rückläufige Großhandelspreise beeinflussten auch die Entwicklung auf unseren zentralosteuropäischen Absatzmärkten. In Ungarn wirkten sich zudem regulatorische Eingriffe aus: Dort hat sich Strom für Privathaushalte um etwa 15% und für Industrieunternehmen um etwa 8% verbilligt. In der Slowakei lag der Strompreis für beide Kundengruppen im Durchschnitt um ca. 5% unter Vorjahr. In Polen ist er für Industrieunternehmen um rund 6% gefallen, für Haushalte dagegen um knapp 2% gestiegen. 1.3 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN Auch 2014 standen die Themen Energie und Klimaschutz ganz oben auf der politischen Agenda. Im vergangenen Oktober haben sich die Staats- und Regierungschefs der EU darauf verständigt, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 2030 um mindestens 40% gegenüber 1990 zu reduzieren. Dazu sollen die erneuerbaren Energien ausgebaut, die Energieeffizienz verbessert und das Emissionshandelssystem reformiert werden. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland und Großbritannien widmete sich die Politik der Frage, wie sichergestellt werden kann, dass auch in Zukunft genug konventionelle Kraftwerksleistung zur Verfügung steht. Während Großbritannien mit der Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes bereits eine Antwort gefunden hat, ist noch offen, welchen Weg Deutschland einschlagen wird. EU-Gipfel beschließt neue Ziele für Klimaschutz, erneuerbare Energien und Energieeinsparungen. Die EU-Staaten wollen 2030 mindestens 40% weniger klimaschädliche Treibhausgase ausstoßen als 1990. Auf dieses Ziel haben sich die Staats- und Regierungschefs bei ihrem Gipfeltreffen im Oktober 2014 in Brüssel geeinigt. Um es zu erreichen, sollen die vom CO2-Emissionshandel erfassten Wirtschaftssektoren, wie die Stromerzeugung, den CO2-Ausstoß gegenüber 2005 um insgesamt 43 % senken. Die anderen Bereiche, wie Verkehr, private Haushalte oder Landwirtschaft, sollen mit einer CO2-Minderung von insgesamt 30% zum Erreichen des Klimaschutzziels beitragen. Hier wird die EU den einzelnen Staaten - abhängig von deren Bruttoinlandsprodukt - individuelle Werte für eine Verringerung vorgeben, die von 0 bis 40% reichen. Flankiert wird das Klimaschutzziel von der Maßgabe, dass 2030 mindestens 27% der benötigten Energie aus regenerativen Quellen stammen soll. Darüber hinaus haben die Ländervertreter eine unverbindliche Absichtserklärung abgegeben, wonach der Energieverbrauch in der EU dann mindestens 27% niedriger sein soll, als unter den aktuellen Rahmenbedingungen zu erwarten wäre. Diese beiden Ziele werden jedoch nicht in einzelstaatliche Vorgaben heruntergebrochen. EU will Emissionshandelssystem durch Einführung einer Marktstabilitätsreserve stärken. Um ihr ambitioniertes Klimaschutzziel zu erreichen, will die EU das Europäische Emissionshandelssystem durch eine Flexibilisierung des Angebots von CO2-Zertifikaten stärken. Erreichen will man dies mit einer sogenannten Marktstabilitätsreserve, in der Emissionsrechte "geparkt" werden können, wenn es im Markt - wie derzeit - einen hohen Zertifikatüberschuss gibt. Dieser soll jährlich gemessen werden. Er entspricht der Differenz zwischen den seit 2008 ausgegebenen und genutzten Zertifikaten. Das Konzept sieht vor, dass bei Überschreitung einer Obergrenze die Anzahl der in den Folgejahren versteigerten Zertifikate entsprechend gesenkt und die einbehaltenen Emissionsrechte der Reserve zugeführt werden. Umgekehrt sollen bei Unterschreiten einer Untergrenze Zertifikate aus der Reserve an den Markt gegeben werden. Bislang war vorgesehen, dass die Marktstabilitätsreserve mit Beginn der vierten Emissionshandelsperiode im Jahr 2021 eingeführt wird. Einige Länder wie Deutschland und Großbritannien treten aber dafür ein, dass dies schon 2017 geschieht. Das Gesetzgebungsverfahren im Europäischen Parlament und im Rat der Europäischen Union läuft derzeit; aller Voraussicht nach wird es noch 2015 abgeschlossen. EU-Kommission legt europarechtlichen Rahmen für Ökostromförderung fest. Im April 2014 hat die Europäische Kommission neue Vorschriften für staatliche Beihilfen auf den Gebieten Umweltschutz und Energie verabschiedet. Damit legt sie für die Mitgliedstaaten verbindlich den Rahmen fest, innerhalb dessen nationale Beihilfen mit dem EU-Wettbewerbsrecht vereinbar sind und dementsprechend genehmigt werden können. Die neuen Vorschriften treten an die Stelle von Leitlinien, die 2014 ausgelaufen sind. Nach dem Willen der EU-Kommission muss die Förderung erneuerbarer Energien marktnäher gestaltet werden. Feste Einspeisevergütungen sollen auf längere Sicht durch wettbewerbliche Mechanismen wie Ausschreibungsverfahren für die Zuweisung der staatlichen Förderungen ersetzt werden. Vorgesehen ist auch eine verstärkte Direktvermarktung von regenerativ erzeugtem Strom durch die Produzenten. Erleichterungen für Unternehmen bei der Umlage zur Förderung der erneuerbaren Energien, wie Deutschland sie gewährt, dürfen nach Auffassung der Kommission den innereuropäischen Wettbewerb nicht verzerren. Die Leitlinien sehen daher nur für eine begrenzte Zahl energieintensiver Wirtschaftszweige, die EU-weit festgelegt sind, die Möglichkeit solcher Entlastungen vor. In ihren Leitlinien greift die EU-Kommission auch die Pläne einiger Länder auf, einen Kapazitätsmechanismus zu schaffen. Ein solcher Mechanismus trägt wesentlich zur Versorgungssicherheit bei, weil Stromerzeuger neben den Erlösen aus dem Stromverkauf auch eine Vergütung dafür erhalten, dass sie dem Markt gesicherte Kraftwerksleistung zur Verfügung stellen. Wegen des zunehmenden Anteils schwankender Wind- und Solarstromeinspeisungen wird dies immer wichtiger. Die EU-Kommission ist bislang der Auffassung, dass Kapazitätsmechanismen nur dann geschaffen werden sollten, wenn Bedenken im Hinblick auf eine ausreichende Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten nicht durch andere Maßnahmen ausgeräumt werden können, etwa durch den Netzausbau oder eine Flexibilisierung der Stromnachfrage. Sofern einzelne Länder Kapazitätsmechanismen einführen, sollen diese auch für Energieversorger aus anderen EU-Staaten zugänglich sein. Die seit November 2014 neu besetzte EU-Kommission unter der Leitung von Jean-Claude Juncker legt besonderes Augenmerk auf die Energiepolitik und will die Perspektiven einer europaweiten Harmonisierung des Strommarktdesigns ausloten. Es besteht die Chance, dass daraus ein echter europäischer Rahmen für Kapazitätsmechanismen hervorgeht. Deutschland reformiert Förderung der erneuerbaren Energien. Ende Juni 2014 hat der Deutsche Bundestag das "Gesetz zur grundlegenden Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und zur Änderung weiterer Bestimmungen des Energiewirtschaftsrechts" verabschiedet. Der Ökostrom-Ausbau soll damit besser gesteuert und seine Kosten begrenzt werden. Das Gesetz trat am 1. August in Kraft, nachdem Mitte Juli auch der Bundesrat grünes Licht gegeben hatte. Es sieht vor, dass die Kapazität von Solaranlagen und von Windkraft an Land (onshore) künftig um jeweils 2,5 Gigawatt (GW) pro Jahr ausgebaut werden soll. Bei Über- oder Unterschreiten dieser Marke wird die Vergütung für neue Anlagen im Rahmen eines festgelegten Ausbaukorridors gekürzt oder erhöht. Der Ersatz bestehender durch leistungsstärkere Windkraftanlagen ist in die Obergrenze nicht eingerechnet. Die Windkraft auf hoher See (offshore) soll bis Ende 2020 auf 6,5 GW ausgebaut werden. Für alle Neuanlagen ab 500 Kilowatt gilt, dass die Betreiber ihren Ökostrom künftig direkt vermarkten müssen. Die Vorgabe wird schrittweise auf kleinere Erzeugungseinheiten ausgedehnt. Das Gesetz sieht darüber hinaus vor, dass Neuanlagen spätestens ab 2017 wettbewerblich über Auktionen gefördert werden. Damit folgt die EEG-Novelle den neuen EU-Leitlinien für staatliche Energie- und Umweltbeihilfen. Zu einigen Punkten hatte es allerdings Meinungsverschiedenheiten zwischen der Bundesregierung und der EU-Kommission gegeben. Unter anderem war strittig, welchen Branchen Rabatte auf die EEG-Umlage gewährt werden können. Die Kommission ist hier der Bundesregierung entgegengekommen: Nach dem neuen Gesetz werden für 68 energieintensive Branchen künftig maximal 15% der Umlage fällig. Bei besonders großen Stromverbrauchern wie Aluminium- oder Stahlhütten kann der Anteil bis auf 0,5% sinken. Ein weiterer Streitpunkt zwischen Brüssel und Berlin war die Frage, in welchem Maße für den Eigenverbrauch produzierter Strom, der früher grundsätzlich von der EEG-Umlage befreit war, fortan ebenfalls zur Finanzierung der erneuerbaren Energien beitragen soll. Das Gesetz sieht dies nur für Neuanlagen vor, während Unternehmen, die bereits jetzt Eigenstrom nutzen, und kleine Selbstverbraucher weiterhin keine Belastung tragen müssen. Auf Drängen der EU-Kommission wird diese Regelung bis zum Jahr 2017 überprüft. Hier besteht die Gefahr, dass neue Belastungen auf RWE zukommen, die den Eigenverbrauch von Strom in unseren rheinischen Braunkohletagebauen betreffen. Bundesregierung legt Grünbuch zur künftigen Ausgestaltung des Strommarktes vor. Ende Oktober hat die Bundesregierung ein Diskussionspapier ("Grünbuch") zur künftigen Gestaltung des deutschen Strommarktes veröffentlicht. Dabei geht es in erster Linie um die Frage, wie die Zuverlässigkeit der Stromversorgung langfristig gesichert werden kann. Wie auf Seite 26 ff. dargelegt, haben sich die Kraftwerksmargen in Deutschland zuletzt stark verschlechtert. Bei unveränderten Rahmenbedingungen würden immer mehr Kraftwerke aus wirtschaftlichen Gründen den Betrieb einstellen. Die Kapazitäten werden aber großenteils weiter benötigt, um die schwankende Verfügbarkeit von Solar- und Windstrom auszugleichen. Das Problem wird dadurch verschärft, dass der Kernenergieausstieg und das fortgeschrittene Alter von Anlagen zu weiteren Kraftwerksstilllegungen führen werden. Das Grünbuch stellt Möglichkeiten vor, wie gewährleistet werden kann, dass auch künftig jederzeit genug Erzeugungskapazität zur Verfügung steht. Zunächst will die Bundesregierung für einen Übergangszeitraum ein Sicherheitsnetz in Form einer Kapazitätsreserve einziehen. Diese soll von den Übertragungsnetzbetreibern wettbewerblich beschafft und ausschließlich von ihnen eingesetzt werden. Nach den Plänen der Regierung dürfen die Anlagen aus der Kapazitätsreserve nur dann produzieren, wenn es am Strommarkt nicht zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage kommt. Im Grünbuch vorgesehen sind auch Maßnahmen, die die Funktionsfähigkeit des Strommarktes verbessern sollen. Offen ist, ob außerdem ein Kapazitätsmarkt eingeführt wird oder ob es lediglich eine Weiterentwicklung des bestehenden Strommarktmodells gibt, bei dem die Erlöse der am Markt agierenden Kraftwerke ausschließlich aus dem Stromverkauf stammen. Dem zweiten Ansatz liegt die Erwartung zugrunde, dass in Phasen der Stromknappheit enorme Preisspitzen auftreten werden, die einen profitablen Betrieb der erforderlichen Kraftwerke ermöglichen. Viele Experten halten das für zu unsicher. Trotzdem signalisiert die Bundesregierung im Grünbuch, dass sie dazu tendiert, auf solche Preisspitzen zu vertrauen. Das Grünbuch ist Grundlage für eine öffentliche Konsultation. Nach deren Abschluss will die Bundesregierung 2015 ein "Weißbuch" mit einem konkreten Vorschlag für das künftige Strommarktmodell vorlegen. Bundesregierung beschließt "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020". Im Dezember hat die Bundesregierung das "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020" verabschiedet, mit dem sie sicherstellen will, dass Deutschland sein Emissionsminderungsziel für 2020 erreicht: Gegenüber 1990 soll der Ausstoß von Treibhausgasen um mindestens 40% sinken. Nach Schätzungen würde Deutschland unter den aktuellen Rahmenbedingungen maximal 35% schaffen. Um diese Lücke zu schließen, will die Bundesregierung mit dem Aktionsprogramm 62 bis 78 Mio. Tonnen CO2 im Jahr zusätzlich einsparen. Ein Kernpunkt des Pakets ist eine milliardenschwere steuerliche Förderung der Dämmung von Häusern und des Kaufs moderner Heizungen. Außerdem ist vorgesehen, dass der jährliche CO2-Ausstoß bei der Stromerzeugung bis 2020 um zusätzlich 22 Mio. Tonnen gegenüber der ohnehin erwarteten Emissionsminderung verringert werden muss. Das Aktionsprogramm soll 2015 gesetzlich verankert werden. Grünes Licht für Braunkohleförderung im dritten Umsiedlungsabschnitt von Garzweiler II. Ende April hat die nordrhein-westfälische Landesregierung offiziell festgestellt, dass sie die Nutzung von Braunkohle bis 2030 energiewirtschaftlich und energiepolitisch für notwendig hält. Damit ist der Weg frei für eine Fortführung des Planverfahrens zum dritten Umsiedlungsabschnitt des Tagebaus Garzweiler II. Die Landesregierung hat sich darüber hinaus zu den längerfristigen Perspektiven von Garzweiler II geäußert. Auf einer Pressekonferenz Ende März 2014 bekundete sie den politischen Willen, dass die im vierten Umsiedlungsabschnitt gelegenen Siedlungen (vor allem Holzweiler mit 1.400 Einwohnern) -entgegen bisherigen Planungen - an Ort und Stelle verbleiben sollen. Zugleich kündigte die Landesregierung an, dass sie bis Mitte 2015 eine neue Leitentscheidung zur Braunkohlepolitik erarbeiten wird. Hierzu will sie Gespräche mit RWE, Vertretern der Region und anderen Beteiligten führen. Großbritannien reformiert Förderung klimaschonender Stromerzeugung. Großbritannien ist bei der Umsetzung der Ende 2013 vom Parlament verabschiedeten Strommarktreform zügig vorangekommen, nachdem Ende Juli auch die EU-Kommission grünes Licht gegeben hatte. Zu den Eckpunkten der Reform zählt die Einführung eines neuen Fördersystems für klimaschonend erzeugten Strom aus regenerativen Quellen, aus Kernkraft und aus fossilen Brennstoffen in Kombination mit der Abtrennung und Speicherung von CO2. Derzeit erhalten Ökostromproduzenten sogenannte Renewables Obligation Certificates (ROCs). In Zukunft wird es einen als "Contract for Difference" (CfD) bezeichneten Mechanismus geben. Der Grundgedanke dabei ist, dass den Stromerzeugern eine Vergütung für ihre Einspeisung ins Netz vertraglich garantiert wird. Liegt der Preis, den sie am Großhandelsmarkt erzielen, unter dieser Vergütung, wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen sie Zahlungen leisten. Finanziert wird die Förderung von den Stromvertriebsgesellschaften, und zwar entsprechend den Mengen, die sie am Markt einkaufen. Im September und Oktober vergangenen Jahres hat die zuständige Regierungsbehörde, das Department of Energy & Climate Change (DECC), die Fördertöpfe und die maximalen Vergütungssätze für die jeweiligen Erzeugungstechnologien festgelegt. Die CfD-Verträge haben eine Laufzeit von 15 Jahren und treten ab 2017 in Kraft. Bei der Auswahl der geförderten Projekte wird folgendermaßen vorgegangen: Ist der für eine bestimmte Technologie vorgesehene Fördertopf groß genug, erhalten alle Bewerber einen CfD-Vertrag zum maximalen Vergütungssatz. Reicht der jeweilige Topf nicht aus, wird per Auktion entschieden, wer zum Zuge kommt. Der Vergütungssatz fällt dann niedriger aus. Die Ergebnisse der ersten Versteigerung waren bei Fertigstellung dieses Berichts noch nicht veröffentlicht. Die nächste Runde zur Vergabe von CfD-Kontrakten ist für das kommende Jahr vorgesehen. Britischer Kapazitätsmarkt geht an den Start. Zu den Kernelementen der britischen Strommarktreform gehört die Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes. Auch dieses Vorhaben konnte bereits weitgehend umgesetzt werden. Das britische Modell sieht jährliche Kapazitätsauktionen vor, bei denen eine vorab festgelegte Menge gesicherter Leistung ersteigert wird. Dabei erhalten alle Anbieter, die zum Zuge kommen, den gleichen Preis, nämlich denjenigen, bei dem Angebot und Nachfrage übereinstimmen. Die Teilnahme an der Auktion ist freiwillig und technologieoffen. Nicht zugelassen sind Anlagen, die künftig bereits auf anderem Wege gefördert werden (z. B. mit CfD-Verträgen). Die erste Kapazitätsauktion hat Ende 2014 stattgefunden. Sie betraf die Bereitstellung von Erzeugungsleistung zwischen dem 1. Oktober 2018 und dem 30. September 2019. Bei Neuanlagen wird die Kapazitätsprämie allerdings nicht nur für den genannten Zeitraum, sondern für 15 Jahre gewährt. Wer seine Altanlage umfassend modernisiert, erhält die Zahlung für drei Jahre. Für die erste Auktion hatten sich Kraftwerke mit einer als "gesichert" eingestuften Leistung von insgesamt 65,0 GW qualifiziert. Davon kamen 49,3 GW zum Zuge, darunter RWE-Kraftwerke mit 8,0 GW (siehe Seite 37). Die Auktionen sollen jedes Jahr aufs Neue stattfinden und sich auf den jeweils nächsten Zwölfmonatszeitraum beziehen. Zur Abdeckung eines möglichen Zusatzbedarfs ist eine zweite Auktion mit einem Jahr Vorlauf vorgesehen. Wahlkampf in Großbritannien sorgt für Verunsicherung im Energiesektor. Trotz der dargestellten Reformmaßnahmen herrschte zuletzt große Ungewissheit über den künftigen energiepolitischen Kurs Großbritanniens. Vor dem Hintergrund der Parlamentswahlen im Mai 2015 haben sich die Parteien hitzige Debatten zu diesem Thema geliefert. Während die konservativ-liberale Regierung am neuen regulatorischen Rahmen in der Stromerzeugung festhalten will, hat die oppositionelle Labour Party angekündigt, dass sie weitere grundlegende Reformen anstrebt, die u. a. auf eine noch stärkere Emissionsminderung in der Kohleverstromung abzielen. Besonders im Fokus stehen die steigenden Energiekosten und der öffentliche Unmut darüber. Mit seiner Ankündigung vom September 2013, die Strom- und Gastarife für Haushalte im Falle eines Wahlsieges für 20 Monate einzufrieren, hat der Labour-Vorsitzende Ed Miliband die Regierung unter Druck gesetzt. Diese hat mit einem Maßnahmenkatalog zur Senkung der Energiekosten reagiert, der sich mit einer Ersparnis von insgesamt 50 £ (ca. 60 €) in der durchschnittlichen Strom- und Gasrechnung von Privathaushalten niederschlagen sollte. Dazu hat die Regierung u. a. das laufende staatliche Programm "Energy Companies Obligation" (ECO) entschärft: ECO verpflichtet die großen Stromanbieter zur Finanzierung von Maßnahmen, die darauf abzielen, dass Haushalte Energie effizienter nutzen. Da der Aufwand dafür in die Strompreise eingeflossen ist, hat ECO in der Vergangenheit wesentlich zu deren Anstieg beigetragen. Weitere Entlastungen für Privatkunden wurden dadurch erreicht, dass der Regulierer Verzögerungen bei der Anpassung von Netzentgelten erwirken konnte. Außerdem leistete die Regierung eine Einmalzahlung an die Versorger, die diese an ihre Kunden weitergeben mussten. RWE npower hat zum 28. Februar 2014 eine Tarifsenkung vorgenommen, die all diese Faktoren berücksichtigte. Aufgrund der genannten Maßnahmen hat sich die durchschnittliche Energierechnung von Kunden, die sowohl Strom als auch Gas von uns beziehen, um die angestrebten 50 £ verringert. In der Debatte über die Energiekosten sind wiederholt Zweifel an der Funktionsfähigkeit des Wettbewerbs im Energiesektor geäußert worden. Obwohl Anbieterwechsel im britischen Vertriebsgeschäft ohnehin bereits üblicher sind als in den meisten anderen europäischen Märkten, will die Regierung die Wechselbereitschaft der Kunden weiter fördern. Dabei setzt sie u. a. auf eine größere Übersichtlichkeit bei Preisvergleichen. Energieversorger dürfen seit dem 1. Januar 2014 nur noch maximal vier Haushaltstarife anbieten und müssen seit dem 1. April 2014 auf ihren Rechnungen über ihren jeweils günstigsten Tarif informieren. Darüber hinaus hat die britische Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) Mitte 2014 das Kartellamt CMA (Competition and Markets Authority) mit einer Untersuchung der Wettbewerbssituation im Energiesektor beauftragt. Die CMA nimmt dabei nicht nur das Vertriebsgeschäft mit Privat- und Gewerbekunden unter die Lupe; Gegenstand der Nachforschungen ist auch, ob die Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt funktioniert, ob Stromerzeuger Marktmacht ausüben können und ob Versorger durch vertikale Integration Wettbewerbsvorteile erlangen. Endgültige Ergebnisse der Untersuchungen werden zum Jahresende erwartet. Drastische Förderkürzung bei erneuerbaren Energien in Spanien - RWE Innogy ruft Schiedsgericht an. Die spanische Regierung hat die Fördermittel für Produzenten von Ökostrom drastisch gekürzt. Ein entsprechendes Gesetz ist Ende Dezember 2013 in Kraft getreten und Mitte 2014 durch eine Verordnung (Königliches Dekret 413/2014) und einen Ministererlass konkretisiert worden. Die bislang gewährten festen Einspeisetarife wurden rückwirkend zum Juli 2013 durch ein neues Vergütungssystem ersetzt. Es ist so austariert, dass die Erzeugungsanlagen auf eine Vorsteuerrendite kommen, die dem Zehnjahresdurchschnitt spanischer Staatsanleihen zuzüglich 300 Basispunkten entspricht. Gegenwärtig sind das 7,4%. Nach früherer Rechtslage erhielten Ökostromproduzenten einen festen Tarif, der sich im Falle von älteren Anlagen auf bis zu 460 € je Megawattstunde belief und für 25 Jahre bzw. die Lebensdauer der Anlage festgeschrieben war. Die nachträgliche Förderkürzung führt bei RWE Innogy zu erheblichen Ertragseinbußen. Wir sehen darin einen Verstoß gegen den internationalen, von Spanien mitunterzeichneten Energiecharta-Vertrag, der u. a. dazu dient, Rechtssicherheit bei Auslandsinvestitionen zu gewährleisten. Daher hat RWE Innogy im Dezember 2014 eine Klage beim Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (International Centre for Settlement of Investment Disputes - ICSID) eingereicht. Das ICSID ist eine internationale Schiedsinstitution mit Sitz in Washington D.C., die der Weltbankgruppe angehört. Schiedssprüche des ICSID sind rechtsverbindlich und müssen vom betroffenen Staat befolgt werden. 1.4 WESENTLICHE EREIGNISSE Im Geschäftsjahr 2014 sind wir bei wichtigen Vorhaben große Schritte vorangekommen. Im Vordergrund stand die Veräußerung von RWE Dea: Den Verkaufsprozess konnten wir bereits nahezu abschließen. Darüber hinaus tätigten wir Desinvestitionen, die mit 1 Mrd. € zur Stärkung unserer Finanzkraft beitrugen. Für unseren Gasbezugsvertrag mit Gazprom haben wir eine Lösung gefunden, die sicherstellt, dass uns der Kontrakt vorerst keine Verluste mehr einbringt. Fortschritte machte auch unser 2006 gestartetes Kraftwerksneubauprogramm, das sich nun auf der Zielgeraden befindet. Zu den wesentlichen Ereignissen des vergangenen Jahres zählt auch unser Beschluss, die Ausschüttungspolitik auf eine breitere Basis zu stellen. Dies ermöglicht uns, den Dividendenvorschlag an der wirtschaftlichen Gesamtsituation von RWE auszurichten und damit Aspekte wie Nachhaltigkeit und Kontinuität stärker zu berücksichtigen. Ereignisse im Berichtsjahr RWE stellt Dividendenpolitik auf breitere Basis. Der Vorstand der RWE AG hat Mitte Dezember eine Neuausrichtung der Dividendenpolitik beschlossen, die vom Aufsichtsrat unterstützt wird. Die bisherige Bindung an eine Zielausschüttungsquote von 40 bis 50% des nachhaltigen Nettoergebnisses wird zum Geschäftsjahr 2015 aufgegeben. Der Dividendenvorschlag von Vorstand und Aufsichtsrat soll dann einen stärkeren Bezug zur wirtschaftlichen Gesamtlage von RWE haben und sich insbesondere an der Ertragslage, dem operativen Cash Flow und der Verschuldungssituation orientieren. Falls sich Chancen für Wachstumsinvestitionen bieten, sollen auch sie einfließen. Vorstand und Aufsichtsrat messen der Dividende weiterhin große Bedeutung bei. Nachhaltigkeit, Kontinuität und Augenmaß sind dabei wichtige Kriterien. Dem soll u. a. dadurch Rechnung getragen werden, dass beim Dividendenvorschlag die Ausschüttung des Vorjahres berücksichtigt wird. Damit ist jedoch keine Festlegung auf eine Mindestdividende verbunden. Erfolgreiche Gaspreisrevision mit Gazprom. Ende Februar haben wir bei der jüngsten Preisrevision zu unserem defizitären Gasbezugsvertrag mit Gazprom eine Einigung erzielt. Wir konnten erreichen, dass der Kontrakt bis zum nächsten Revisionstermin Anfang Juni 2016 keine negativen Auswirkungen auf unser Ergebnis hat. Die Details der Vereinbarung unterliegen der Vertraulichkeit. Bereits Mitte 2015 werden wir mit Gazprom erneut in Verhandlungen treten. Unser Ziel ist eine langfristige Lösung, die gewährleistet, dass der Vertrag auch nach Auslaufen der jetzt getroffenen Regelung nicht mehr unser Ergebnis belastet. RWE stellt Weichen für den Verkauf von RWE Dea. Ende März 2014 haben wir mit der in Luxemburg ansässigen Investmentgesellschaft LetterOne vereinbart, dass sie mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. Januar 2014 unsere Tochtergesellschaft RWE Dea übernimmt. Die Transaktion war bei Fertigstellung des Lageberichts noch nicht vollzogen. Über ihre Details informieren wir auf Seite 39. RWE Dea ist auf die Exploration und Förderung von Öl und Gas spezialisiert. Wir haben uns zum Verkauf dieser Aktivitäten entschlossen, weil der Zugang zu eigenen Gasquellen durch das Entstehen liquider Gashandelsmärkte seine strategische Bedeutung für uns verloren hat. Außerdem können wir erhebliche Mittel für Investitionen einsparen, die erforderlich sind, um das Wachstumspotenzial von RWE Dea auszuschöpfen. Desinvestitionen von 1 Mrd. € getätigt. Im vergangenen Jahr haben wir eine Reihe von Aktivitäten veräußert. Meist haben uns strategische Gründe dazu bewogen. Aus den Transaktionen, die wir 2014 abschließen konnten, sind uns 1,0 Mrd. € zugeflossen. Verkauft wurden u. a. folgende Aktivitäten und Vermögenswerte (in Klammern: Monat des Verkaufsabschlusses): ― Gaskraftwerk Duisburg-Huckingen (Februar): Erworben wurde es von der Hüttenwerke Krupp Mannesmann GmbH (HKM), die uns 99 Mio. € dafür zahlte. Das Kraftwerk mit rund 600 Megawatt (MW) Nettoleistung ist seit Mitte der 1970er-Jahre in Betrieb und dient der Strom- und Dampferzeugung für das Hüttenwerk der HKM am gleichen Standort. RWE bleibt bis mindestens 2024 Betriebsführer. ― Unser niederländisches Fernwärmegeschäft (März): Käufer sind der Pensionsfonds PGGM und der Energiedienstleister Dalkia. Sie haben außerdem drei Gaskraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung von uns übernommen. Die Anlagen in Helmond, Eindhoven und Enschede waren zuvor von RWE Generation betrieben worden. ― Unser 49,8%-Anteil am Budapester Gasversorger FÖGÁZ (April): Wir haben ihn für 41 Mrd. Forint (133 Mio. €) an den staatlichen ungarischen Energiekonzern MVM veräußert. FÖGÁZ betreibt ein Gasnetz mit einer Gesamtlänge von 5.800 Kilometern und beliefert über 800 Tsd. Endkunden. Die restlichen 50,2% an dem Unternehmen werden von der Stadt Budapest gehalten. Grund für den Verkauf ist der stark erhöhte regulatorische Druck im ungarischen Gasgeschäft. ― Anteile von insgesamt 51 % an dem in Halle (Saale) ansässigen IT-Dienstleister GISA (Mai): Erworben wurden sie von der itelligence AG. GISA hat damit einen Mehrheitsgesellschafter bekommen, dessen Kernkompetenz ebenfalls auf dem Gebiet der IT liegt. Verkäufer der Anteile waren unsere Tochtergesellschaften enviaM (41 %) und MITGAS (10%). Wir bleiben über enviaM mit 23,9% an GISA beteiligt. ― Unser 19,06%-Anteil an ENERVIE Südwestfalen Energie und Wasser (September): Neuer Eigentümer ist die Remondis Wasser und Energie GmbH, die uns 60 Mio. € für die Beteiligung zahlte. Ein Beweggrund für die Veräußerung war, dass wir nur begrenzten Einfluss auf die Geschäftspolitik von ENERVIE hatten. ― Unser 80%-Anteil am Biomassekraftwerk Enna in Sizilien (September): Wir haben ihn für 36 Mio. € an die Partnergesellschaft FRI-EL Green Power mit Sitz in Bozen abgegeben, die bereits mit 20% an der Anlage beteiligt war und nun Alleineigentümerin ist. Das Kraftwerk in Enna verfügt über eine Leistung von 18,7 MW und kann rund 30.000 Haushalte mit Strom versorgen. Wir zählen die Stromerzeugung aus Biomasse nicht mehr zu unseren Kernaktivitäten. Daher haben wir uns aus dem Projekt zurückgezogen. ― Einen 85%-Anteil an den Offshore-Windkraftprojekten Nordsee One, Nordsee 2 und Nordsee 3 (September): Käufer ist der kanadische Stromversorger Northland Power. Die übrigen 15% verbleiben bei RWE Innogy. Mit Transaktionen wie dieser verteilen wir die hohen Kosten von Wachstumsprojekten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien durch Partnerschaften auf mehrere Schultern. So können wir auch in Zeiten knapper Mittel Großprojekte realisieren. Die Entwicklung des Windparks Nordsee One, der bereits 2017 mit einer Leistung von 332 MW in Betrieb gehen könnte, ist weit fortgeschritten, während sich die Projekte Nordsee 2 und 3 mit insgesamt 670 MW noch in frühen Planungsstadien befinden. Standort der Windparks ist ein Gebiet 40 Kilometer nördlich der Insel Juist. ― Essener RWE-Turm und Randbebauung (Oktober): Die Gebäude der Konzernzentrale wurden an den US-Immobilienfonds American Realty Capital Global Trust verkauft und langfristig zurückgemietet. Der Bürokomplex am Essener Opernplatz bleibt Sitz der Konzernzentrale. Mit der Sale-and-lease-back-Transaktion haben wir die zuletzt starke Nachfrage von Kapitalanlegern nach hochwertigen Immobilien genutzt. ― Einen Anteil von 7,1 % am Dortmunder Energieversorger DEW21 (Dezember): Wir haben ihn für 70 Mio. € an die Dortmunder Stadtwerke veräußert. Unsere Beteiligung an DEW21 hat sich dadurch auf 39,9% verringert. Sie war ursprünglich bis Ende 2014 befristet. Im Zuge des Teilverkaufs haben wir erreicht, dass die Befristung aufgehoben wurde. Verkauf von 10% am Offshore-Windpark Gwynt y Môr eingeleitet. Ende März 2014 haben wir mit der Green Investment Bank vereinbart, dass sie 10% am neuen Offshore-Windpark Gwynt y Môr vor der Küste von Nordwales übernimmt. Die Transaktion soll bis Mitte 2015 abgeschlossen werden, wenn der Windpark mit 576 MW Gesamtkapazität fertiggestellt ist. Unsere Beteiligung an Gwynt y Môr verringert sich dann von 60 auf 50%. Die weiteren Anteile werden von den Stadtwerken München (30%) und Siemens (10%) gehalten. Mit dem Verkaufserlös wollen wir andere Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien finanzieren. Ausbau der erneuerbaren Energien fortgesetzt. Trotz der erwähnten Desinvestitionen haben wir unsere Stromerzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien weiter ausgebaut. Im Jahr 2014 starteten Anlagen mit etwa 320 MW Gesamtleistung den kommerziellen Betrieb. Davon entfiel ein Großteil auf den walisischen Offshore-Windpark Gwynt y Môr: Die uns zuzurechnende Kapazität hat sich hier um 169 MW erhöht. In Deutschland und Großbritannien gingen Onshore-Windkraftanlagen mit über 100 MW ans Netz. Neu in unserem Erzeugungsportfolio ist auch das mit Biomasse befeuerte Heizkraftwerk im schottischen Markinch: Es verfügt über eine elektrische Nennleistung von 46 MW und hat im März 2014 die Produktion aufgenommen. Erster Strom aus den neuen Steinkohlekraftwerken in Hamm und Eemshaven. Fortschritte haben wir auch bei der Umsetzung unseres Kraftwerksneubauprogramms gemacht, das 2006 begonnen wurde und sich nun auf der Zielgeraden befindet. Derzeit laufen noch Arbeiten an zwei Steinkohledoppelblöcken, einem in Hamm mit 1.528 MW und einem nahezu baugleichen im niederländischen Eemshaven mit 1.554 MW. Der erste Block der Anlage in Hamm hat im Juli 2014 die kommerzielle Stromproduktion aufgenommen. Beim zweiten Block ist noch offen, wann er ans Netz geht. Hier sind erhebliche Verspätungen eingetreten, die u. a. auf Mängel am Dampferzeuger zurückzuführen sind. Neben dem Mehrheitseigentümer RWE sind 23 Stadtwerke an der Anlage beteiligt. Beim Kraftwerk Eemshaven, dessen Alleineigentümer wir sind, befinden sich beide Blöcke noch im Probebetrieb. Im Mai 2015 sollen sie die kommerzielle Stromproduktion aufnehmen. Zusammen können die Steinkohlekraftwerke in Hamm und Eemshaven nach ihrer Fertigstellung etwa 6 Mio. Haushalte mit Strom versorgen. Da sie über sehr hohe Wirkungsgrade verfügen, lassen sich durch sie Kohlendioxid-Emissionen von ca. 5 Mio. Tonnen pro Jahr gegenüber alten Steinkohlekraftwerken einsparen. RWE nimmt unrentable Erzeugungskapazitäten aus dem Markt. Angesichts der stark verschlechterten Marktbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung haben wir 2014 einige Gaskraftwerke saisonal oder unbefristet vom Markt genommen. Zum 1. April stellte die Dampfturbine des Erdgasblocks G im Gersteinwerk in Werne an der Lippe mit 355 MW Nettoleistung auf unbestimmte Zeit die Produktion ein; zum 1. Juli folgte das Kraftwerk Claus C im niederländischen Maasbracht mit 1.304 MW. Die beiden Anlagen bleiben allerdings erhalten, um ggf. bei verbesserten Marktkonditionen wieder eingesetzt werden zu können. Am Standort Lingen haben wir darüber hinaus die Kraftwerke Emsland B und C (je 360 MW) für die Zeit vom 1. April bis 30. September und Emsland D (876 MW) für die Zeit vom 1. Mai bis 31. August abgeschaltet. Im Frühjahr und Sommer ist die Auslastung von Gaskraftwerken wegen der Stromeinspeisung aus Photovoltaikanlagen besonders gering. Auch für 2015 und Folgejahre haben wir die Außerbetriebnahme von Erzeugungskapazitäten beschlossen. Davon betroffen ist das niederländische Gaskraftwerk Moerdijk mit 428 MW (einstweiliger Betriebsstopp zum 1. März 2015). Endgültig vom Netz gehen werden 110 MW Erzeugungskapazität in dem mit Braunkohle befeuerten Kraftwerk Goldenberg in Hürth bei Köln (Mitte 2015) und ein Steinkohleblock mit 285 MW Nettoleistung in Hamm (Anfang 2016). Falls sich die Marktbedingungen nicht grundlegend verbessern, soll 2017 auch ein zum Gersteinwerk in Werne an der Lippe gehörender Steinkohleblock mit 608 MW stillgelegt werden. Hintergrund ist, dass dann eine technische Revision ansteht und sich die Ausgaben dafür nicht mehr lohnen würden. RWE bei Kapazitätsauktion in Großbritannien erfolgreich. Bei der ersten Auktion für den neuen britischen Kapazitätsmarkt konnten sich alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke - mit Ausnahme einer Kleinanlage - für eine Förderung qualifizieren. Zusammen kommen sie auf eine gesicherte Leistung von 8,0 Gigawatt (GW). Dabei handelt es sich u. a. um die Gaskraftwerke Pembroke, Staythorpe, Little Barford, Didcot B und Great Yarmouth sowie das Steinkohlekraftwerk Aberthaw. Bei der Auktion, die vom 16. bis 18. Dezember 2014 stattfand, waren insgesamt 65,0 GW Erzeugungskapazität vertreten. Davon werden 49,3 GW in der ersten Förderperiode vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 eine Kapazitätsprämie von 19,40 £ je Kilowatt erhalten. Für 3,1 GW verlängert sich die Förderung auf drei Jahre und für 2,4 GW auf 15 Jahre, weil es sich dabei um modernisierte bzw. neue Anlagen handelt. Bei den RWE-Kraftwerken beschränkt sich der Förderzeitraum auf ein Jahr. Da sich der bei der Auktion ermittelte Prämienbetrag von 19,40 £ auf das Preisniveau von 2012 bezieht und mit dem britischen Verbraucherpreisindex fortgeschrieben wird, dürfte die tatsächliche Förderung etwas höher ausfallen. Kernbrennstoffsteuer: Bundesfinanzhof lehnt Aussetzung der Vollziehung ab. Ende November hat der Bundesfinanzhof (BFH) entschieden, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer trotz der bestehenden Zweifel an ihrer Rechtmäßigkeit zunächst weiter gezahlt werden muss. Damit hob er Beschlüsse der Finanzgerichte Hamburg und München auf, die im sogenannten vorläufigen Rechtsschutz auf Aussetzung der Steuervollziehung entschieden hatten. Aufgrund des BFH-Entscheids haben wir einbehaltene Steuern für das Kernkraftwerk Emsland (Lingen) Ende 2014 an den Fiskus abgeführt. Für die beiden Blöcke Gundremmingen B und C waren keine Rückzahlungen zu leisten. Der BFH begründet seinen Beschluss damit, dass eine Aufhebung der Steuervollziehung in ihren praktischen Auswirkungen dem zeitweiligen Außerkraftsetzen des Kernbrennstoffsteuergesetzes gleichkäme. Dies könne nach der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts nur unter Beachtung strenger Voraussetzungen geschehen, die im Streitfall nicht vorlägen. Ausdrücklich offengelassen wird, ob die Steuer gegen das Grundgesetz oder gegen Europarecht verstößt. Dies zu klären ist Sache des Bundesverfassungsgerichts bzw. des Europäischen Gerichtshofs (EuGH). Der Generalanwalt am EuGH hat in seinem Schlussantrag Anfang Februar 2015 die Kernbrennstoffsteuer für europarechtskonform erklärt. Ob der EuGH dieser Sicht folgt, wird sich im laufenden Jahr zeigen. Wann das Bundesverfassungsgericht entscheidet, ist noch offen. Startschuss für landesweiten Stromvertrieb in Rumänien. RWE hat in Rumänien den landesweiten Vertrieb von Strom gestartet. Gesteuert werden die Aktivitäten von der neuen RWE Energie S.R.L. mit Sitz in Bukarest. Ende Juni haben wir unsere Vertretung in der Landeshauptstadt mit einem Festakt eröffnet. Wir sind bereits seit 2011 in Rumänien aktiv, allerdings nur im kleinen Maßstab im Grenzgebiet zu unserem etablierten Markt Ungarn. Unser Fokus liegt aktuell auf Industrie- und Geschäftskunden. In den kommenden zehn Jahren wollen wir mit fortschreitender Marktliberalisierung zu einem der führenden Stromanbieter des Landes aufsteigen. Schadensersatzklage zum Kernenergiemoratorium eingereicht. Ende August haben wir beim zuständigen Landgericht in Essen Schadensersatzklage gegen das Land Hessen und die Bundesrepublik Deutschland eingereicht, um unseren Schaden durch das sogenannte Kernenergiemoratorium geltend zu machen. Nach dem Reaktorunglück von Fukushima im März 2011 hatte die Bundesregierung einen dreimonatigen Betriebsstopp für insgesamt sieben deutsche Kernkraftwerke beschlossen. Daraufhin hatten die Bundesländer, in denen diese Anlagen stehen, ihre Abschaltung angeordnet. Von dem Moratorium waren unsere Blöcke Biblis A und B in Südhessen betroffen. Inzwischen haben die zuständigen Verwaltungsgerichte rechtskräftig entschieden, dass die Moratoriumsverfügungen gegen Biblis gesetzeswidrig waren. RWE lässt Mehraufwand für Zwischenlagerung radioaktiver Abfälle gerichtlich überprüfen. Im Oktober hat RWE gegen eine neue gesetzliche Regelung Klage erhoben, die die Zwischenlagerung aus dem Ausland rückgeführter radioaktiver Abfälle betrifft. Das 2013 erlassene Standortauswahlgesetz, das die Suche nach einem Endlager für hochradioaktive Abfälle regelt, sieht vor, dass die Wiederaufbereitungsabfälle aus La Hague (Frankreich) und Sellafield (Großbritannien) nicht mehr zentral in Gorleben, sondern zunächst in der Nähe der Kraftwerksstandorte zwischengelagert werden. Den Betreibern der Anlagen, die bereits das Zwischenlager in Gorleben finanziert haben, entsteht dadurch zusätzlicher Aufwand. Die Bundesregierung hat es abgelehnt, diese Mehrkosten zu übernehmen. Ein von ihr angekündigtes Gesamtkonzept zur Rückführung von Abfällen aus dem Ausland und zur Auswahl von Lagerstandorten steht weiterhin aus. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahres RWE und LetterOne legen endgültige Konditionen für den Verkauf von RWE Dea fest. Im Januar 2015 haben wir uns mit der Investmentgesellschaft LetterOne darauf verständigt, den Verkauf von RWE Dea an LetterOne spätestens Anfang März 2015 zu vollziehen. Gegenüber der im März 2014 getroffenen Verkaufsvereinbarung sind Anpassungen vorgenommen worden, mit denen die Vertragspartner zwischenzeitlich eingetretenen politischen Unsicherheiten und operativen Entwicklungen Rechnung tragen. Bei den im Januar 2015 gültigen Wechselkursen ergab sich ein Unternehmenswert von rund 5 Mrd. €. Der Verkaufsvertrag sieht vor, dass LetterOne das britische Dea-Geschäft für mehrere Jahre rechtlich unabhängig und getrennt von den übrigen Aktivitäten halten wird. Sollte der unwahrscheinliche Fall eintreten, dass die EU oder die USA Sanktionen gegen LetterOne oder deren russische Haupteigentümer verhängen, ist RWE in den ersten zwölf Monaten nach Vollzug der Transaktion dazu verpflichtet, das britische Geschäft von RWE Dea auf der Grundlage einer festgelegten Preisformel für einen Weiterverkauf an einen unabhängigen Dritten zurückzuerwerben. Bei Fertigstellung dieses Lageberichts stand die Transaktion nur noch unter dem Vorbehalt, dass bis zu ihrem Vollzug keine gravierende negative Veränderung (Material Adverse Change) bei RWE Dea eintritt. Solche Klauseln sind bei Unternehmensverkäufen dieser Größenordnung üblich. RWE Innogy trennt sich von Installationsschiff für Windkraftanlagen. Anfang Januar haben wir eines unserer beiden Spezialschiffe für die Installation von Offshore-Windkraftanlagen an das niederländische Unternehmen MPI Offshore verkauft. Der Preis für die "Victoria Mathias" belief sich auf 69 Mio. €. Hintergrund der Veräußerung ist, dass sich unser Projektvolumen auf dem Gebiet der Offshore-Windkraft stark verringert hat. Die Victoria Mathias war bis vor Kurzem beim Bau unseres Offshore-Windparks Nordsee Ost im Einsatz. Unser zweites Installationsschiff "Friedrich Ernestine" werden wir vorerst behalten. Wir vermieten es ab Mitte März 2015 für fünf Jahre an das chinesische Unternehmen ZPMC Profundo Wind Energy. Neuer Eigentümer für Netzinfrastruktur des Offshore-Windparks Gwynt y Môr. Mitte Februar hat ein Konsortium aus Balfour Beatty Investments und Equitix die Netzinfrastruktur unseres walisischen Offshore-Windparks Gwynt y Môr erworben. Der Preis betrug 352 Mio. £ (475 Mio. €). Die Transaktion war aus regulatorischen Gründen erforderlich: In Großbritannien ist eine eigentumsrechtliche Trennung von Stromerzeugungsaktivitäten und Netzgeschäft vorgeschrieben. Das Erwerberkonsortium ist von der britischen Regulierungsbehörde Ofgem ausgewählt worden. Ihm obliegt es, den vom Windpark erzeugten Strom an Land zu übertragen und ins öffentliche Stromnetz einzuspeisen. Durch den Verkauf reduziert sich die Investitionssumme für den 576-MW-Windpark auf rund 2,4 Mrd. €. Entsprechend unserem derzeitigen Anteil an Gwynt y Môr entfallen davon 60% auf uns. RWE und Statkraft vereinbaren Partnerschaft für den Offshore-Windpark Triton Knoll. RWE Innogy und der norwegische Energieversorger Statkraft haben Mitte Februar einen Vertrag über die gemeinsame Entwicklung des Offshore-Windparks Triton Knoll vor der Ostküste Englands unterzeichnet. Die Vereinbarung sieht vor, dass Statkraft 50% der Anteile an dem Projekt übernimmt. Triton Knoll könnte nach seiner Fertigstellung über eine Erzeugungsleistung von bis zu 900 MW verfügen und den Energiebedarf von rund 800 Tsd. britischen Haushalten decken. Das Investitionsvolumen wird auf 3 bis 4 Mrd. £ veranschlagt. Die finale Bauentscheidung soll 2017 getroffen werden. RWE reduziert Anteil an tschechischem Gasverteilnetzgeschäft. Mit einer Gruppe von Fonds, die von Macquarie verwaltet werden, haben wir im Februar vereinbart, dass sie ihren Anteil an unserer Tochtergesellschaft RWE Grid Holding (RGH) um 15% auf 49,96% aufstocken. In der RGH sind unsere tschechischen Gasverteilnetzaktivitäten gebündelt. Die Transaktion soll im März abgeschlossen werden. Wir stärken damit nicht nur unsere Finanzkraft, sondern auch die Partnerschaft mit Macquarie in Tschechien. 1.5 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE RWE-Konzern scroll Konventionelle Stromerzeugung Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland Vertrieb Niederlande/ Belgien Vertrieb Großbritannien Zentralost-/ Südosteuropa Erneuerbare Energien Trading/ Gas Midstream RWE Generation RWE Deutschland Essent RWE npower RWE East RWE Innogy RWE Supply & Trading scroll RWE Dea (nicht fortgeführte Aktivität) Interne Dienstleister RWE Consulting RWE Group Business Services RWE IT RWE Service Stand: 31. Dezember 2014 Konzernstruktur mit sieben Unternehmensbereichen. Wie auf den Seiten 35 und 39 dargestellt, haben wir mit der Investmentgesellschaft LetterOne vertraglich vereinbart, dass sie rückwirkend zum 1. Januar 2014 unsere Tochtergesellschaft RWE Dea übernimmt (Segment Upstream Gas & Öl). In der Berichterstattung über das abgelaufene Geschäftsjahr untergliedern wir den RWE-Konzern daher nicht mehr in acht, sondern in sieben Segmente (Unternehmensbereiche). Diese sind nach nationalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt und stellen sich wie folgt dar: ― Konventionelle Stromerzeugung: In diesem Unternehmensbereich ist unser deutsches, britisches, niederländisches und türkisches Stromerzeugungsgeschäft mit konventionellen Kraftwerken zusammengefasst. Darin enthalten sind auch der rheinische Braunkohletagebau der RWE Power und die auf Projektmanagement und Engineering spezialisierte RWE Technology. Gesteuert werden all diese Aktivitäten von RWE Generation. ― Vertrieb/Verteilnetze Deutschland: Dieser Unternehmensbereich umfasst den Vertrieb von Strom, Gas, Wärme und Energiedienstleistungen in unserem Hauptmarkt Deutschland sowie den Betrieb unseres deutschen Strom- und Gasverteilnetzes. Geführt wird er von RWE Deutschland, zu der u. a. die Gesellschaften Westnetz, RWE Vertrieb, RWE Effizienz, RWE Gasspeicher und unsere deutschen Regionalgesellschaften gehören. Dem Unternehmensbereich zugeordnet sind auch unsere Minderheitsbeteiligungen an den Energieversorgern KELAG in Österreich und Enovos in Luxemburg. ― Vertrieb Niederlande/Belgien: Hier berichten wir über unser niederländisches und belgisches Endkundengeschäft mit Strom und Gas. Geführt wird es von Essent, einem der größten Energieversorger im Benelux-Raum. ― Vertrieb Großbritannien: In diesem Bereich ist unser britisches Vertriebsgeschäft mit Strom und Gas angesiedelt, das von RWE npower verantwortet wird. Das Unternehmen gehört zu den sechs führenden Energieversorgern in Großbritannien. ― Zentralost-/Südosteuropa: Der Unternehmensbereich umfasst Aktivitäten in Tschechien, Ungarn, Polen, der Slowakei, Kroatien, Rumänien und der Türkei, die von RWE East mit Sitz in Prag gesteuert werden. Unser tschechisches Geschäft beinhaltet die Speicherung, die Verteilung und den Vertrieb von Gas. Hier sind wir nationaler Marktführer. Seit 2010 verkaufen wir in Tschechien auch Strom. In Ungarn decken wir die gesamte Wertschöpfungskette im Stromgeschäft ab - von der Produktion über den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb. Schwerpunkt unserer polnischen Aktivitäten ist die Verteilung und der Verkauf von Strom in der Region Warschau. In der Slowakei sind wir über eine Minderheitsbeteiligung im Stromnetz- und im Strom-Endkundengeschäft vertreten und über eine Tochtergesellschaft im Gasvertrieb. In Kroatien haben wir etablierte Positionen als Abwasserentsorger in der Landeshauptstadt Zagreb und als Miteigentümer des Steinkohlekraftwerks Plomin. Außerdem sind wir dort in den Energievertrieb eingestiegen. Letzteres gilt auch für Rumänien und die Türkei. ― Erneuerbare Energien: Hier weisen wir die Zahlen von RWE Innogy aus. Die Gesellschaft produziert Strom aus Wind- und Wasserkraft sowie in geringem Umfang aus Biomasse. Ihre wichtigsten Erzeugungsstandorte liegen in Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden, Spanien und Polen. ― Trading/Gas Midstream: Dieser Bereich deckt das Tätigkeitsfeld von RWE Supply & Trading ab. Die Gesellschaft verantwortet den Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie dessen gesamtes Gas-Midstream-Geschäft. Außerdem beliefert sie einige große deutsche und niederländische Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas. Position "Sonstige, Konsolidierung". Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche unter "Sonstige, Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie unsere internen Dienstleister RWE IT, RWE Group Business Services, RWE Service und RWE Consulting. In der Position enthalten ist auch unsere Minderheitsbeteiligung am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Geänderter Ausweis von RWE Dea. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) weisen wir RWE Dea als "nicht fortgeführte Aktivität" aus. Im Einzelnen gehen wir dabei folgendermaßen vor: ― In der Gewinn- und Verlustrechnung zeigen wir RWE Dea nur noch verdichtet im "Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten". Die Vorjahreszahlen sind entsprechend angepasst worden. Für die Darstellung im Lagebericht hat das folgende Konsequenz: Die Konzernzahlen zu Absatz, Umsatz, EBITDA, betrieblichem Ergebnis, neutralem Ergebnis, Finanzergebnis und Ertragsteuern beziehen sich für 2014 und 2013 nur noch auf unsere fortgeführten Aktivitäten. Lieferungen von RWE-Gesellschaften an RWE Dea zeigen wir nun im Außenabsatz und Außenumsatz. Auch bei den Mitarbeiterzahlen beschränken wir uns - entsprechend dem Vorgehen beim Personalaufwand - auf die fortgeführten Aktivitäten. Im Nettoergebnis des RWE-Konzerns ist RWE Dea dagegen weiterhin enthalten. Ins nachhaltige Nettoergebnis beziehen wir ausschließlich die anteiligen Zinsen auf den Verkaufspreis ein, die uns LetterOne für die Zeit ab 1. Januar 2014 vertraglich zugesagt hat. Das für 2013 ausgewiesene nachhaltige Nettoergebnis bleibt unverändert und umfasst damit weiterhin das operative Geschäft von RWE Dea. ― In der Konzernbilanz wird das Upstream-Geschäft für 2014 unter den Posten "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" zusammengefasst. Bei den Bilanzwerten des Vorjahres halten wir gemäß IFRS an der bisherigen Darstellungsweise fest. ― In der Kapitalflussrechnung des Jahresabschlusses (Seite 121) weisen wir die Cash Flows der nicht fortgeführten Aktivitäten für 2014 und 2013 gesondert aus. Die Kapitalflussrechnung im Lagebericht (Seite 62) bezieht sich dagegen für beide Jahre ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Letzteres gilt auch für die Darstellung der Investitionen. Auswirkungen des neuen Rechnungslegungsstandards IFRS 11 "Gemeinsame Vereinbarungen" (2011). Weitere Abweichungen von früher veröffentlichten Zahlen ergeben sich daraus, dass wir im Geschäftsjahr 2014 erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 11 "Gemeinsame Vereinbarungen" (2011) anwenden. Danach sind bestimmte Unternehmensbeteiligungen, die bislang mittels der Equity-Methode bilanziert wurden, nunmehr als gemeinschaftliche Tätigkeiten abzubilden (siehe Erläuterung im Anhang auf Seite 136). Die neue Vorgehensweise gilt rückwirkend auch für die Vorjahreszahlen, die entsprechend angepasst worden sind. 1.6 GESCHÄFTSENTWICKLUNG Der RWE-Konzern hat seine Ertragsziele für 2014 erreicht. Das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) fiel mit 7,1 Mrd. € sogar deutlich besser aus als geplant. Wichtigster Erfolgsfaktor war unser Effizienzsteigerungsprogramm, bei dessen Umsetzung wir unerwartet schnell vorangekommen sind. Trotzdem lag das betriebliche Ergebnis mit 4,0 Mrd. € "nur" im prognostizierten Bereich. Dafür gaben außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke den Ausschlag. Die Erosion der Kraftwerksmargen hat sich 2014 fortgesetzt. Sie trug dazu bei, dass wir nicht an das operative Ergebnis des Vorjahres anknüpfen konnten. Geschäftsentwicklung 2014: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben scroll Ist versus Prognose 20142 Ist 2013 in Mio. € Prognose für 20142 Ist 2014 in Mio. € Prognose eingetreten? Außenumsatz 52.425 in der Größenordnung von 51 Mrd. € 48.468 Ist < Prognose EBITDA 7.904 6,4 bis 6,8 Mrd. € 7.131 Ist> Prognose Betriebliches Ergebnis 5.369 3,9 bis 4,3 Mrd. € 4.017 ja Konventionelle Stromerzeugung 1.384 deutlich unter Vorjahr 979 ja Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 1.626 moderat über Vorjahr 1.871 Ist> Prognose Vertrieb Niederlande/Belgien 278 deutlich unter Vorjahr 146 ja Vertrieb Großbritannien 290 moderat unter Vorjahr 227 Ist < Prognose Zentralost-/Südosteuropa 1.032 deutlich unter Vorjahr 690 ja Erneuerbare Energien 203 moderat über Vorjahr 186 Ist < Prognose Trading/Gas Midstream 831 deutlich unter Vorjahr 274 ja Nachhaltiges Nettoergebnis 2.314 1,2 bis 1,4 Mrd. € 1.282 ja Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte 3.848 in der Größenordnung von 3,5 Mrd. € 3.245 Ist < Prognose 1 Die Übersicht gibt die Prognose wieder, die im Bericht über das erste Quartal 2014 auf Seite 25 ff. veröffentlicht wurde. Abweichend vom Ausblick, den wir im Geschäftsbericht 2013 auf Seite 100 ff. gegeben hatten, wird RWE Dea 2014 und 2013 als "nicht fortgeführte Aktivität" erfasst. Darüber hinaus führt die Erstanwendung von IFRS 11 zu Anpassungen von Zahlen für 2013. Nähere Erläuterungen dazu finden sich auf Seite 41. 2 Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert. Stromerzeugung um 5% gesunken. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 208,3 Mrd. Kilowattstunden (kWh) Strom produziert. Davon entfielen 37% auf den Energieträger Braunkohle, 23 % auf Steinkohle, 18% auf Gas und 15% auf Kernenergie; der Anteil der erneuerbaren Energien lag bei 5%. Gegenüber 2013 hat sich unsere Erzeugung um 5% verringert. Den größten Rückgang verzeichneten wir beim Energieträger Braunkohle. Hintergrund ist, dass einige unserer Anlagen wegen ungeplanter Revisionen vorübergehend außer Betrieb waren. Gesunken ist auch die Stromerzeugung aus Steinkohle. Hier kam zum Tragen, dass wir das britische Kraftwerk Didcot A mit einer Nettoleistung von 1.958 Megawatt (MW) Ende März 2013 stilllegen mussten. Die Anlage unterlag einer Laufzeitbegrenzung infolge von EU-Vorgaben zu den Schadstoffemissionen von Großfeuerungsanlagen. In Deutschland waren Margenverschlechterungen ausschlaggebend dafür, dass wir weniger Steinkohle verstromt haben. Außerdem liefen Verträge zur Nutzung in Fremdeigentum stehender Anlagen aus. Positiven Einfluss hatte, dass der erste Block unseres neuen Steinkohlekraftwerks in Hamm den Betrieb aufnahm. In den Niederlanden kam uns zugute, dass die beiden Blöcke des Kraftwerks Amer nach revisionsbedingten Stillständen im Vorjahr wieder stärker im Einsatz waren und unser neues Kraftwerk in Eemshaven erste Testläufe absolvierte. Stromerzeugung der Unternehmensbereiche1 scroll Braunkohle Steinkohle Gas in Mrd. kWh 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Konventionelle Stromerzeugung 71,8 75,8 44,6 48,3 37,4 36,1 Davon: Deutschland2 71,8 75,8 26,3 29,4 3,1 6,4 Niederlande/Belgien - - 11,5 7,2 4,0 5,8 Großbritannien - - 6,8 11,7 26,7 22,3 Türkei - - - - 3,6 1,6 Zentralost-/Südosteuropa 5,4 5,4 - 0,1 0,1 0,1 Erneuerbare Energien2 - - - - - 0,2 RWE-Konzern3 77,2 81,2 48,3 52,0 38,3 37,0 scroll Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Öl, Sonstige Gesamt in Mrd. kWh 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Konventionelle Stromerzeugung 31,7 31,3 1,2 4,8 2,7 2,9 189,4 199,2 Davon: Deutschland2 30,5 30,5 0,7 0,9 2,7 2,9 135,1 145,9 Niederlande/Belgien 1,2 0,8 0,5 1,0 - - 17,2 14,8 Großbritannien - - - 2,9 - - 33,5 36,9 Türkei - - - - - - 3,6 1,6 Zentralost-/Südosteuropa - - - - - - 5,5 5,6 Erneuerbare Energien2 - - 8,1 8,0 - - 8,1 8,2 RWE-Konzern3 31,7 31,3 10,1 13,8 2,7 2,9 208,3 218,2 1 Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Inklusive Strombezüge aus Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können; 2014 waren dies 15,9 Mrd. kWh (Vorjahr: 21,8 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung, davon 12,9 Mrd. kWh aus Steinkohlekraftwerken (Vorjahr: 18,5 Mrd. kWh), und 0,7 Mrd. kWh (Vorjahr: 0,9 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien. 3 Inklusive geringer Erzeugungsmengen anderer Unternehmensbereiche Die aus erneuerbaren Energien produzierten Strommengen lagen ebenfalls unter denen des Vorjahres. Hintergrund ist, dass wir im Sommer 2013 das britische Kraftwerk Tilbury stilllegen mussten. Die Anlage mit einer Kapazität von 742 MW war ursprünglich mit Steinkohle befeuert und 2011 für die Verbrennung von Biomasse umgerüstet worden. Trotz der Umrüstung unterlag auch sie einer emissionsrechtlichen Laufzeitbegrenzung. Leicht gestiegen ist dagegen die Erzeugung unserer Gaskraftwerke. In Großbritannien machten sich verbesserte Marktbedingungen bemerkbar. Außerdem erhöhte sich die Verfügbarkeit unserer Anlagen in Staythorpe und Pembroke, die im Vorjahr wegen Nachrüstmaßnahmen zeitweise vom Netz waren. In der Türkei trug das neue Gaskraftwerk in Denizli, das Mitte 2013 den kommerziellen Betrieb aufgenommen hatte, erstmals ganzjährig zur Stromproduktion bei. Unsere deutschen und niederländischen Gaskraftwerke kamen dagegen margenbedingt immer weniger zum Einsatz. Um Verluste zu begrenzen, haben wir einige Anlagen vorübergehend oder auf unbestimmte Zeit vom Markt genommen (siehe Seite 37). Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Diese Bezüge lagen 2014 bei 64,8 Mrd. kWh (Vorjahr: 69,1 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 273,1 Mrd. kWh (Vorjahr: 287,3 Mrd. kWh). Erzeugungskapazität mit 49,1 Gigawatt knapp unter Vorjahr. Ende 2014 verfügte RWE über eine Kraftwerksleistung von 49,1 Gigawatt (GW). In der Kapazitätszahl berücksichtigt sind auch Anlagen im Konservierungszustand, die derzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht betrieben werden. Gegenüber 2013 (49,3 GW) hat sich unsere Kraftwerksleistung leicht verringert. Dazu beigetragen hat, dass wir im Februar 2014 unser Gaskraftwerk Duisburg-Huckingen mit rund 600 MW Nettoleistung verkauft haben. Außerdem sank die Erzeugungsleistung, über die wir aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können. Dies betraf Steinkohlekraftwerke mit 2,1 GW Gesamtleistung. Hintergrund war, dass die entsprechenden Kontrakte ausliefen. Allerdings haben wir unser Erzeugungsportfolio auch um drei neue Steinkohleblöcke erweitert, einen am Standort "Westfalen" in Hamm (764 MW) und zwei im niederländischen Eemshaven (je 777 MW). Außerdem nahmen wir neue Windkraftanlagen und ein Biomassekraftwerk in Betrieb. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie auf Seite 37. Mit 32% (Vorjahr: 34%) hatte Gas Ende 2014 den größten Anteil an der Stromerzeugungskapazität im RWE-Konzern, gefolgt von Braunkohle mit stabilen 23% und Steinkohle mit 21 % (Vorjahr: 20%). Kernenergie und erneuerbare Energien kamen wie im Vorjahr auf 8 bzw. 7 %. Regionaler Schwerpunkt unserer Stromproduktion ist Deutschland: Hier befinden sich 58% unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 23% und die Niederlande mit 13% nehmen die folgenden Plätze ein. Kraftwerkskapazität der Unternehmensbereiche1 scroll Stand: 31.12.2014, in MW Gas Braunkohle Steinkohle Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Öl, Sonstige Gesamt Gesamt 31.12.2013 Konventionelle Stromerzeugung 15.217 10.291 9.661 4.054 238 4.050 43.511 43.990 Davon: Deutschland2 4.411 10.291 5.318 3.908 55 2.537 26.520 28.257 Niederlande/Belgien 3.256 - 2.789 146 183 - 6.374 4.970 Großbritannien 6.763 - 1.554 - - 1.513 9.830 9.976 Türkei 787 - - - - - 787 787 Zentralost-/Südosteuropa 151 780 - - 3 - 934 934 Erneuerbare Energien - - - - 3.107 - 3.107 2.908 RWE-Konzern3 15.610 11.071 10.455 4.054 3.677 4.197 49.064 49.310 1 Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Inklusive Kapazitäten von Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können; zum 31. Dezember 2014 waren dies 4.351 MW (Vorjahr: 6.424 MW), davon 2.151 MW Stromerzeugungskapazität auf Basis von Steinkohle (Vorjahr: 4.259 MW). 3 Inklusive Kapazitäten anderer Unternehmensbereiche 5% weniger CO2-Emissionen. Im Geschäftsjahr 2014 emittierten unsere Kraftwerke 155,2 Mio. Tonnen Kohlendioxid (CO2). Davon entfielen 140,4 Mio. Tonnen CO2 auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 14,8 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Weil wir weniger Strom aus Braun- und Steinkohle produziert haben, lagen unsere Emissionen um 8,7 Mio. Tonnen bzw. 5% unter dem Vorjahresniveau. Der Emissionsfaktor unseres Kraftwerksparks -das ist der CO2-Ausstoß je erzeugte Megawattstunde (MWh) Strom - hat sich erwartungsgemäß nur leicht verändert. Er ging von 0,751 auf 0,745 Tonnen zurück. Ursache dafür ist, dass die Kohleverstromung nicht nur absolut gesunken ist, sondern auch ihr Anteil an der Stromerzeugung von RWE. Unsere hocheffizienten Gaskraftwerke aus dem Kraftwerksneubauprogramm konnten wegen der für sie ungünstigen Marktbedingungen bislang nicht im gewünschten Maß zur Verbesserung unserer CO2-Bilanz beitragen. Emissionsbilanz der Unternehmensbereiche1 scroll CO2-Ausstoß Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten in Mio. Tonnen CO2 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Konventionelle Stromerzeugung 145,2 153,5 5,4 6,7 138,7 146,8 Davon: Deutschland2 116,1 125,7 5,3 6,3 110,8 119,4 Niederlande/Belgien 12,3 8,9 - 0,3 12,3 8,6 Großbritannien 15,7 18,9 0,1 0,1 15,6 18,8 Türkei3 1,1 - - - - - Zentralost-/Südosteuropa 6,5 6,5 0,1 0,2 6,4 6,3 RWE-Konzern4 155,2 163,9 5,8 7,4 148,3 156,5 1 Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Inklusive Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können Diese Anlagen emittierten im Berichtsjahr 14,8 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 19,5 Mio. Tonnen). 3 Da die Türkei nicht am Europäischen Emissionshandelssystem teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2 -Ausstoß keine Emissionsrechte. 4 Inklusive geringer Mengen anderer Unternehmensbereiche Kostenfreie Emissionsrechte decken 4% des CO2-Ausstoßes ab. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 154,1 Mio. Tonnen CO2, die wir 2014 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 5,8 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Daraus ergibt sich eine Unterdeckung von 148,3 Mio. Tonnen. Die fehlenden Emissionsrechte haben wir zugekauft, einen Großteil davon Anfang 2015. Unseren CO2-Ausstoß decken wir in geringem Umfang auch mit Zertifikaten ab, die durch Emissionsminderungen im Rahmen der Kyoto-Mechanismen Clean Development Mechanism (CDM) und Joint Implementation (JI) geschaffen wurden. RWE hat sich in der vergangenen Dekade an einer Vielzahl von Projekten zum Erwerb solcher Zertifikate beteiligt. Deren Marktpreis ist allerdings inzwischen so niedrig, dass sich CDM/JI-Maßnahmen kaum noch lohnen. Hinzu kommt, dass regulatorische Vorgaben nur noch geringen Spielraum für Projekte lassen. Seit Aufnahme unserer CDM/JI-Aktivitäten haben wir damit Emissionsrechte für insgesamt 47,0 Mio. Tonnen CO2 erworben. Die Zertifikate sind bereits komplett bei den zuständigen nationalen Emissionshandelsstellen eingereicht oder über die Börse verkauft worden. Brennstoffeinkauf: Mehr Steinkohle - weniger Gas. Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Bei Kraftwerkssteinkohle belief sich das Beschaffungsvolumen 2014 auf 16,2 Mio. Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE) gegenüber 15,1 Mio. Tonnen im Vorjahr. In den Zahlen mit erfasst sind die Bezüge für Anlagen, bei denen wir nur ein Nutzungsrecht haben. Dass sich die Bezugsmengen trotz rückläufiger Steinkohleverstromung erhöhten, beruht u. a. darauf, dass wir mit der Beschaffung für die neuen Kraftwerke in Hamm und Eemshaven begonnen haben. Außerdem ist der Lagerbestand am britischen Standort Aberthaw aufgestockt worden. Steinkohle beziehen wir hauptsächlich aus Kolumbien, den USA und Russland. In Deutschland und Großbritannien decken wir unseren Bedarf in begrenztem Umfang auch aus heimischer Förderung. Die im niederländischen Steinkohlekraftwerk Amer mitverfeuerte Biomasse stammt größtenteils aus Nordamerika. Braunkohle erhalten wir aus eigenem Tagebau. In unserem Hauptabbaugebiet im Rheinland haben wir im Berichtsjahr 93,6 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 98,3 Mio. Tonnen). Davon wurden 80,4 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt und 13,2 Mio. Tonnen zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) verwendet. Unsere Gasbezüge für 2014 lagen bei 35 Mrd. m3 und damit unter dem Vorjahreswert (37 Mrd. m3). Hier kommt zum Tragen, dass sich der Gasabsatz unserer Vertriebsgesellschaften wegen ungewöhnlich milder Witterung stark verringert hat (siehe Seite 47). Unser Gas beschaffen wir zum großen Teil an europäischen Großhandelsmärkten. Außerdem unterhalten wir langfristige Take-or-pay-Verträge mit Produzenten in Norwegen, Russland, den Niederlanden und Deutschland. Außenabsatz Strom scroll Privat- und Gewerbekunden Industrie- und Geschäftskunden Weiterverteiler Gesamt in Mrd. kWh 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Konventionelle Stromerzeugung 0,3 0,3 2,2 0,8 11,3 11,1 13,8 12,2 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 20,7 23,1 30,2 30,0 74,4 78,0 125,3 131,1 Vertrieb Niederlande/Belgien 11,1 11,3 9,0 10,2 - 1,6 20,1 23,1 Vertrieb Großbritannien 14,0 17,1 29,7 30,6 2,0 0,2 45,7 47,9 Zentralost-/Südosteuropa 8,8 8,3 9,2 9,2 7,0 6,0 25,0 23,5 Erneuerbare Energien - 0,1 - - 1,9 2,0 1,9 2,1 Trading/Gas Midstream - - 25,0 20,7 - - 26,51 30,91 RWE-Konzern2 54,9 60,3 105,3 101,5 96,6 98,9 258,3 270,9 1 Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbst erzeugten Stroms am Großhandelsmarkt. Wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird der positive Saldo im Absatz erfasst; 2014 betrug der Saldo +1,5 Mrd. kWh, gegenüber +10,2 Mrd. kWh im Vorjahr. 2 Inklusive geringer Mengen, die unter "Sonstige, Konsolidierung" erfasst sind Stromabsatz 5% unter Vorjahr. RWE hat im Berichtsjahr 258,3 Mrd. kWh Strom an externe Kunden geliefert, 5% weniger als 2013. Hier spiegelt sich der Rückgang unserer Erzeugungsmengen wider. Er hatte zur Folge, dass RWE Supply & Trading weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt verkaufte (siehe Fußnote 1 der Tabelle oben). Im Segment der Privat- und Gewerbekunden machte sich bemerkbar, dass der Winter 2013/2014 extrem mild, der vorangegangene dagegen ungewöhnlich kalt war. Haushalte mit Elektroheizungen benötigten daher weniger Strom als 2013. Darüber hinaus mussten wir leichte Kundenverluste hinnehmen. Zudem beobachten wir seit Längerem den Trend, dass Energie sparsamer eingesetzt wird. Der Absatzrückgang im Privatkundengeschäft ist ferner darauf zurückzuführen, dass wir Ende 2013 unsere britische Vertriebstochter Electricity Plus Supply verkauft haben (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 51). Die Kunden des Unternehmens erhalten ihren Strom seither nicht mehr direkt von uns, sondern indirekt über einen Liefervertrag mit der Erwerbergesellschaft Telecom Plus. Dies führte zu einer Absatzverschiebung ins Segment der Weiterverteiler. Hier weisen wir allerdings trotz des beschriebenen Effekts einen Mengenrückgang aus. Hauptgrund dafür ist, dass sich einige unserer deutschen Bestandskunden verstärkt bei anderen Stromlieferanten eingedeckt oder den Anbieter gewechselt haben. Außerdem haben wir in den Niederlanden einen großen Abnehmer verloren. Gestiegen sind dagegen die Mengen, die wir an Industrie- und Geschäftskunden abgesetzt haben. Zuzuordnen ist das vor allem dem Unternehmensbereich Trading/Gas Midstream, der neue Kunden gewonnen und die gestiegene Nachfrage einiger großer Bestandskunden bedient hat. Stromkunden nach Regionen scroll Gesamt Davon: Privat- und Gewerbekunden in Tsd. 2014 2013 2014 2013 Deutschland 6.693 6.696 6.636 6.644 Niederlande 2.176 2.171 2.172 2.167 Belgien 328 332 328 330 Großbritannien 3.387 3.583 3.183 3.396 Ungarn 2.116 2.123 2.114 2.121 Polen 895 908 893 907 Tschechien 265 238 264 236 Kroatien 98 28 97 28 RWE-Konzern 15.958 16.079 15.687 15.829 Zum 31. Dezember 2014 versorgten die vollkonsolidierten Gesellschaften des RWE-Konzerns 15.958 Tsd. Kunden mit Strom, davon 6.693 Tsd. in Deutschland. Gegenüber 2013 hat sich die Zahl unserer Kunden um 121 Tsd. bzw. 1 % verringert. Im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe ist sie um 142 Tsd. auf 15.687 Tsd. gesunken. Der Rückgang ist hauptsächlich unserem Vertriebsgeschäft in Großbritannien zuzuordnen; dort ist die Wettbewerbsintensität besonders hoch. Außerdem werden die großen britischen Stromversorger wie RWE npower im Rahmen des staatlichen Programms "ECO" zur Finanzierung von Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz von Haushalten herangezogen und haben deshalb einen Kostennachteil gegenüber kleineren Anbietern, die keinen Verpflichtungen aus ECO unterliegen. In den Strommärkten Deutschland, Niederlande, Belgien, Ungarn und Polen blieb unsere Kundenbasis vergleichsweise stabil. In Tschechien, wo wir zu einem führenden Stromanbieter aufsteigen wollen, hat sie sich dagegen deutlich vergrößert. Besonders dynamisch entwickelt sich unser Endkundengeschäft in Kroatien, das wir erst 2013 gestartet haben: Ende 2014 belieferten wir dort bereits 97 Tsd. Haushalte und Gewerbebetriebe, 69 Tsd. mehr als ein Jahr zuvor. Außenabsatz Gas1 scroll Privat- und Gewerbekunden Industrie- und Geschäftskunden Weiterverteiler Gesamt in Mrd. kWh 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 22,0 29,2 18,8 22,3 49,4 38,4 90,2 89,9 Vertrieb Niederlande/Belgien 31,8 41,7 28,8 41,5 - - 60,6 83,2 Vertrieb Großbritannien 30,8 43,1 2,5 2,1 5,7 0,8 39,0 46,0 Zentralost-/Südosteuropa 14,2 18,3 26,5 31,2 1,8 1,7 42,5 51,2 Trading/Gas Midstream - - 23,3 20,4 25,7 29,9 49,0 50,3 RWE-Konzern 98,8 132,3 99,9 117,62 82,6 70,8 281,3 320,72 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), siehe Seite 41 2 Inklusive geringer Mengen im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung Milde Witterung lässt Gasabsatz einbrechen. Unser Gasabsatz ist um 12% auf 281,3 Mrd. kWh gesunken. Die extrem milde Witterung hinterließ vor allem im Geschäft mit Privat- und Gewerbekunden deutliche Spuren. In diesem Vertriebssegment mussten wir einen massiven Absatzrückgang hinnehmen. In geringem Umfang wirkten sich dabei auch Kundenverluste und der Trend zum Energiesparen aus. Darüber hinaus führte der Ende 2013 abgeschlossene Verkauf der britischen Vertriebstochter Gas Plus Supply an Telecom Plus - ebenso wie die bereits erwähnte Veräußerung von Electricity Plus Supply - zu einer Verschiebung von Absatz aus dem Segment der Privat- und Gewerbekunden ins Segment der Weiterverteiler. Das ist auch einer der Gründe dafür, dass wir einen stark erhöhten Absatz an Weiterverteiler ausweisen. Den größten Beitrag dazu leisteten die Vertriebsgesellschaften der RWE Deutschland, die neue Abnehmer gewinnen und ihre Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnten. Allerdings machte sich auch im Geschäft mit Weiterverteilern der Witterungseinfluss bemerkbar. Außerdem lief der Vertrag mit einem Großkunden der RWE Supply & Trading aus. Im Segment der Industrie- und Geschäftskunden bekamen wir zunehmenden Wettbewerbsdruck zu spüren, vor allem in den Niederlanden. Gaskunden nach Regionen scroll Gesamt Davon: Privat- und Gewerbekunden in Tsd. 2014 2013 2014 2013 Deutschland 1.290 1.305 1.279 1.291 Niederlande 1.969 1.967 1.964 1.962 Belgien 211 209 211 208 Großbritannien 2.169 2.322 2.159 2.315 Tschechien 1.397 1.451 1.391 1.445 Slowakei 119 97 119 96 RWE-Konzern 7.155 7.351 7.123 7.317 Unsere vollkonsolidierten Gesellschaften belieferten zum Bilanzstichtag insgesamt 7.155 Tsd. Kunden mit Gas, davon die meisten in Großbritannien, gefolgt von den Niederlanden, Tschechien und Deutschland. Seit Ende 2013 hat sich die Zahl unserer Gaskunden um 196 Tsd. bzw. 3 % verringert. Im Segment der Haushalte und kleinen Gewerbebetriebe ging sie um 194 Tsd. auf 7.123 Tsd. zurück. Wie beim Strom verzeichneten wir den deutlichsten Rückgang im britischen Privatkundengeschäft. Den Ausschlag dafür gab der extreme Wettbewerbsdruck. Auch unsere Position in Tschechien verschlechterte sich. Allerdings hat sich der Rückgang unseres Kundenstammes, den wir dort seit der Marktliberalisierung im Jahr 2007 hinnehmen mussten, inzwischen stark abgeschwächt. Dies haben wir u. a. durch das Angebot von attraktiven Langfristverträgen und durch Erfolge bei der Rückgewinnung von Kunden erreicht. In Deutschland hat sich die Zahl der von uns belieferten Haushalte und Gewerbetreibenden nur leicht verringert, in den Niederlanden und in Belgien blieb sie nahezu unverändert. Unsere slowakische Vertriebstochter RWE Gas Slovensko ist weiter auf Expansionskurs: Ende 2014 bezogen 119 Tsd. Privat- und Gewerbekunden Gas bei ihr, 23 Tsd. mehr als im Vorjahr. Außenumsatz nach Produkten1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in % Stromerlöse 33.663 34.896 -3,5 Davon: Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 20.204 20.643 -2,1 Vertrieb Niederlande/Belgien 1.710 2.278 -24,9 Vertrieb Großbritannien 6.364 6.168 3,2 Zentralost-/Südosteuropa 2.199 2.310 -4,8 Trading/Gas Midstream 2.157 2.701 -20,1 Gaserlöse 11.905 14.274 -16,6 Davon: Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 4.122 4.128 -0,1 Vertrieb Niederlande/Belgien 2.664 3.850 -30,8 Vertrieb Großbritannien 2.144 2.312 -7,3 Zentralost-/Südosteuropa 1.746 2.421 -27,9 Trading/Gas Midstream 1.228 1.561 -21,3 Sonstige Erlöse 2.900 3.255 -10,9 RWE-Konzern (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 48.468 52.425 -7,5 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Außenumsatz1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in % Konventionelle Stromerzeugung 1.888 1.570 20,3 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 25.310 25.718 -1,6 Vertrieb Niederlande/Belgien 4.443 6.308 -29,6 Vertrieb Großbritannien 8.992 8.982 0,1 Zentralost-/Südosteuropa 4.059 4.852 -16,3 Erneuerbare Energien 277 402 -31,1 Trading/Gas Midstream 3.409 4.499 -24,2 Sonstige, Konsolidierung 90 94 -4,3 RWE-Konzern (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 48.468 52.425 -7,5 Erdgas-/Stromsteuer 2.319 2.676 -13,3 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 46.149 49.749 -7,2 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Außenumsatz 8% unter Vorjahr. RWE erwirtschaftete einen Außenumsatz von 48.468 Mio. € (inkl. Erdgas- und Stromsteuer). Damit lagen wir 8% unter dem Vorjahreswert. Prognostiziert hatten wir eine Größenordnung von 51 Mrd. € (ohne RWE Dea). Dass sie nicht erreicht wurde, beruht u. a. auf witterungsbedingten Absatzeinbußen. Das milde Wetter schlug sich insbesondere in den Gaserlösen nieder, die sich gegenüber 2013 um 17% auf 1 1.905 Mio. € verringerten. Der Stromumsatz sank um 4% auf 33.663 Mio. €. Auch hier machte sich der rückläufige Absatz bemerkbar. Verkäufe und Käufe von Geschäftsteilen wirkten sich per saldo nur in geringem Maße auf den Umsatz aus. Gleiches gilt für Veränderungen bei den Wechselkursen: Während sich der Jahresdurchschnittskurs des britischen Pfunds von 1,18 auf 1,25 € erhöhte, haben andere für uns wichtige Währungen wie die tschechische Krone und der ungarische Forint gegenüber dem Euro leicht abgewertet. EBITDA1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in % Konventionelle Stromerzeugung 2.522 2.455 2,7 Davon: Kontinentalwesteuropa 2.412 2.274 6,1 Großbritannien 90 165 -45,5 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 2.650 2.316 14,4 Vertrieb Niederlande/Belgien 203 368 -44,8 Vertrieb Großbritannien 294 366 -19,7 Zentralost-/Südosteuropa 913 1.281 -28,7 Erneuerbare Energien 547 454 20,5 Trading/Gas Midstream 286 841 -66,0 Sonstige, Konsolidierung -284 -177 -60,5 RWE-Konzern 7.131 7.904 -9,8 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Betriebliches Ergebnis1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in % Konventionelle Stromerzeugung 979 1.384 -29,3 Davon: Kontinentalwesteuropa 1.362 1.451 -6,1 Großbritannien -384 -76 - Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 1.871 1.626 15,1 Vertrieb Niederlande/Belgien 146 278 -47,5 Vertrieb Großbritannien 227 290 -21,7 Zentralost-/Südosteuropa 690 1.032 -33,1 Erneuerbare Energien 186 203 -8,4 Trading/Gas Midstream 274 831 -67,0 Sonstige, Konsolidierung -356 -275 -29,5 RWE-Konzern 4.017 5.369 -25,2 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Betriebliches Ergebnis mit 4.017 Mio. € im Rahmen der Erwartungen. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) von 7.131 Mio. € erwirtschaftet. Damit übertrafen wir unsere Prognose, die eine Bandbreite von 6,4 bis 6,8 Mrd. € vorgesehen hatte. Dies ist u. a. auf unerwartet große Fortschritte bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms zurückzuführen, insbesondere im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung. Auch hohe Erträge aus dem Verkauf von Stromnetzen und eine sehr gute Performance im Energiehandel haben dazu beigetragen. Trotz dieser Zusatzerträge lag das betriebliche Ergebnis mit 4.017 Mio. € nur im prognostizierten Korridor von 3,9 bis 4,3 Mrd. €. Hauptursache dafür waren außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke in Deutschland und Großbritannien. Solche Wertberichtigungen erfassen wir seit 2014 nicht mehr im neutralen, sondern im betrieblichen Ergebnis. Gegenüber dem Vorjahr hat sich unsere operative Ertragslage deutlich verschlechtert. Das EBITDA ist um 10% und das betriebliche Ergebnis um 25% niedriger als 2013. Dabei kommt zum Tragen, dass die Vorjahreszahlen noch einen hohen Einmalertrag aus Kompensationsleistungen enthielten, die uns ein Schiedsgericht im Preisrevisionsverfahren mit unserem Gaslieferanten Gazprom zugesprochen hatte. Auch gesunkene Kraftwerksmargen und witterungsbedingte Erlöseinbußen im Gasvertrieb wirkten sich aus. Des Weiteren entfiel der Ergebnisbeitrag des im August 2013 verkauften tschechischen Ferngasnetzbetreibers NET4GAS. Lässt man größere Effekte aus Entkonsolidierungen und Wechselkursänderungen außer Betracht, ergibt sich beim EBITDA und beim betrieblichen Ergebnis ein Minus von 7 bzw. 22 %. In den Unternehmensbereichen zeigte sich folgende Entwicklung beim betrieblichen Ergebnis: ― Konventionelle Stromerzeugung: Das Ergebnis des Bereichs hat sich entsprechend unserer Prognose deutlich verringert: Es sank um 29% auf 979 Mio. €. Wie auf Seite 28 erläutert, haben wir unsere Stromerzeugung zu niedrigeren Großhandelsnotierungen abgesetzt als 2013. Preisbedingte Entlastungen beim Brennstoffeinkauf konnten das nur in geringem Umfang ausgleichen. Zudem mussten wir außerplanmäßige Abschreibungen von ca. 0,6 Mrd. € auf Kraftwerke in Deutschland und Großbritannien vornehmen (siehe Seite 139). Im Vorjahr hatte es ebenfalls Wertberichtigungen gegeben, die allerdings im neutralen Ergebnis erfasst waren. Weitere Ertragseinbußen resultierten aus der Stilllegung der britischen Kraftwerke Didcot A und Tilbury. Dagegen profitierten wir in starkem Maße von unserem Effizienzsteigerungsprogramm. Außerdem sanken die planmäßigen Abschreibungen; das ergab sich zum einen aus geänderten Annahmen zur Nutzungsdauer unseres Kraftwerksparks (siehe Seite 129) und zum anderen aus verringerten Buchwerten infolge der Wertberichtigungen von 2013. Ferner entfiel eine Sonderbelastung aus dem Vorjahr, die durch die Aufstockung einer Drohverlustrückstellung für einen defizitären Strombezugsvertrag entstanden war. ― Vertrieb/Verteilnetze Deutschland: Das betriebliche Ergebnis des Unternehmensbereichs hat sich trotz witterungsbedingter Ertragseinbußen im Gasgeschäft um 15% auf 1.871 Mio. € verbessert. Damit lagen wir über der Prognose, die einen moderaten Anstieg vorgesehen hatte. Hintergrund ist, dass wir vergleichsweise hohe Erträge aus der Veräußerung von Netzen erzielt haben. Den meisten dieser Verkäufe war ein Verlust der Netzkonzession vorausgegangen. Auch Fortschritte bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms trugen zum guten Ergebnis unserer Verteilnetzaktivitäten bei. Wir konnten damit kompensieren, dass die Rahmenbedingungen im deutschen Stromnetzgeschäft mit Beginn der neuen Regulierungsperiode von 2014 bis 2018 noch anspruchsvoller geworden sind. Im Vertrieb haben wir ebenfalls von Effizienzverbesserungen profitiert. ― Vertrieb Niederlande/Belgien: Das betriebliche Ergebnis blieb hier mit 146 Mio. € erwartungsgemäß deutlich hinter dem Vorjahreswert (278 Mio. €) zurück, der noch durch positive Effekte aus der Auflösung von Rückstellungen geprägt war. Im Gasvertrieb litten wir unter der extrem milden Witterung und wettbewerbsbedingten Margenverlusten. Zusätzliche Erträge erzielten wir mit der erfolgreichen Vermarktung neuer Vertriebsangebote. ― Vertrieb Großbritannien: Das betriebliche Ergebnis des Bereichs lag mit 227 Mio. € um 22% unter Vorjahr, auf wechselkursbereinigter Basis sogar um 26%. Unsere Prognose eines moderaten Ergebnisrückgangs hat sich somit nicht bewahrheitet. Ein Grund dafür ist, dass wir Restrukturierungsmaßnahmen im Kundenservice vornehmen mussten, die mit unerwartet hohen Kosten verbunden waren. Auch die milde Witterung hinterließ Spuren. RWE npower hatte eine Reihe weiterer Belastungen zu verkraften, die aber größtenteils bereits in der Prognose berücksichtigt waren. So führte der erwähnte Verkauf der Vertriebstöchter Electricity Plus Supply und Gas Plus Supply zu Ergebniseinbußen, weil wir deren insgesamt 770 Tsd. Kunden nur noch indirekt über den neuen Eigentümer der beiden Gesellschaften, Telecom Plus, versorgen und deshalb niedrigere Margen erzielen. Ferner erhöhte sich der Aufwand für die Netznutzung. Auch Kundenverluste und der Trend zu einem sparsameren Energieeinsatz minderten das Ergebnis. Zwar hat RWE npower Anfang Dezember 2013 die Haushaltstarife angehoben und darüber hinaus umfangreiche Maßnahmen zur Effizienzverbesserung ergriffen; die genannten Belastungen konnten dadurch aber nur zu einem Teil aufgefangen werden. ― Zentralost-/Südosteuropa: Das betriebliche Ergebnis hat sich hier wie erwartet deutlich verringert; es sank um 33% auf 690 Mio. €, insbesondere wegen des Verkaufs von NET4GAS zum 2. August 2013. Der tschechische Ferngasnetzbetreiber hatte 2013 bis zu seiner Entkonsolidierung 171 Mio. € zum betrieblichen Ergebnis beigesteuert. Ohne Effekte aus dem Verkauf von NET4GAS und aus der Währungsumrechnung schloss der Unternehmensbereich um 17% unter Vorjahr ab. Im tschechischen Gasgeschäft verzeichneten wir Ertragseinbußen, weil die milde Witterung den Absatz minderte und die Speichermargen sanken. Hinzu kam, dass wir bestimmte Geschäfte zur Absicherung von Währungsrisiken, die 2013 einen positiven Einfluss auf das betriebliche Ergebnis hatten, inzwischen im neutralen Ergebnis erfassen. ― Erneuerbare Energien: Bei RWE Innogy ist das betriebliche Ergebnis um 8% auf 186 Mio. € zurückgegangen. Unsere Prognose eines moderaten Anstiegs hat sich damit nicht bestätigt. Hauptursache dafür ist, dass wir infolge von Kostensteigerungen eine außerplanmäßige Abschreibung auf unser neues Biomassekraftwerk im schottischen Markinch vornehmen mussten. Eine weitere Wertberichtigung betraf unser Anfang 2015 veräußertes Installationsschiff "Victoria Mathias". Allerdings gab es auch ungeplante Sondererträge aus Schadensersatzleistungen, die uns für fremdverschuldete Verzögerungen bei der Fertigstellung des Windparks Nordsee Ost gewährt wurden. Der Ausbau unserer Windkraftkapazitäten hatte den erwartet positiven Einfluss auf die Ergebnisentwicklung. Darüber hinaus entfielen Belastungen aus dem Vorjahr, die durch hohe außerplanmäßige Abschreibungen entstanden waren. Gegenläufig wirkte, dass die spanische Regierung die Fördersätze für bestehende Erneuerbare-Energien-Anlagen drastisch gekürzt hat und dass wir die deutschen Biomasseaktivitäten von RWE Innogy zum 1. Januar 2014 nahezu komplett auf den Unternehmensbereich Vertrieb/Verteilnetze Deutschland übertragen haben. ― Trading/Gas Midstream: Hier kamen wir auf ein betriebliches Ergebnis von 274 Mio. €. Im Energiehandelsgeschäft erzielten wir eine sehr gute und gegenüber 2013 deutlich verbesserte Performance. Auch die Ende Februar 2014 erzielte Einigung in der jüngsten Preisrevision mit Gazprom wirkte sich positiv aus: Wir haben dadurch erreicht, dass unser Gasbezugsvertrag mit dem russischen Gaskonzern bis zur nächsten turnusgemäßen Preisrevision im Juni 2016 keine weiteren Ergebnisbelastungen verursacht (siehe Seite 35). Negativ wirkte, dass wir einen Teil unserer langfristig kontrahierten Gasspeicher- und Gastransportkapazitäten nicht kostendeckend bewirtschaften oder vermarkten konnten. Insgesamt blieb der Unternehmensbereich erwartungsgemäß deutlich hinter dem Vorjahresergebnis zurück: Dieses war außergewöhnlich hoch ausgefallen, weil uns ein Schiedsgericht Mitte 2013 eine Teilentschädigung für die bis dahin aufgelaufenen Verluste aus unserem Gasbezugsvertrag mit Gazprom zugesprochen hatte. Kennzahlen des Wertmanagements1 scroll Betriebliches Ergebnis 2014 in Mio. € Betriebliches Vermögen 20142 in Mio. € ROCE 2014 in % Kapitalkosten vor Steuern 2014 in % Absoluter Wertbeitrag 2014 in Mio. € Absoluter Wertbeitrag 2013 in Mio. € Konventionelle Stromerzeugung 979 18.988 5,2 9,5 -825 -566 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 1.871 16.601 11,3 8,25 502 278 Vertrieb Niederlande/Belgien 146 2.299 6,4 8,5 -49 85 Vertrieb Großbritannien 227 2.394 9,5 8,5 24 89 Zentralost-/Südosteuropa 690 4.453 15,5 8,0 333 532 Erneuerbare Energien 186 4.861 3,8 8,75 -240 -228 Trading/Gas Midstream 274 628 43,6 10,0 211 639 Sonstige, Konsolidierung -356 -2.513 - 9,0 -233 -18 RWE-Konzern 4.017 47.711 8,4 9,0 -277 811 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Durchschnitt der Jahresendbestände von 2013 und 2014 RWE erzielt Kapitalrendite von 8,4%. Der Return on Capital Employed (ROCE), den wir im Rahmen unseres Wertmanagementkonzepts ermitteln, belief sich 2014 auf 8,4%. Er lag damit nicht nur unter dem Vorjahreswert (10,6%), sondern auch unter dem Kapitalkostensatz vor Steuern (9,0%). Der ROCE abzüglich Kapitalkosten, multipliziert mit dem betrieblich gebundenen Vermögen, ergibt den absoluten Wertbeitrag. Dieser betrug -277 Mio. €, nachdem er im Vorjahr noch positiv gewesen war (811 Mio. €). Den Ausschlag dafür gab die verschlechterte operative Ertragslage. Einen leicht positiven Einfluss hatten Maßnahmen zur Optimierung des Nettoumlaufvermögens: Gemeinsam mit Desinvestitionen und Wertberichtigungen trugen sie dazu bei, dass sich das betriebliche Vermögen deutlich verringerte. Ausführliche Informationen zu unserem Wertmanagementkonzept finden Sie auf den beiden folgenden Seiten. Wertmanagementkonzept des RWE-Konzerns Renditeorientierte Unternehmenssteuerung. Unseren operativen Erfolg lesen wir nicht nur an Ergebnisbeiträgen ab, sondern auch daran, ob wir mit unseren Aktivitäten Wert geschaffen haben. Dies messen wir mithilfe unseres Wertmanagementkonzepts. Voraussetzung für einen positiven Wertbeitrag ist, dass die Rendite auf das eingesetzte Vermögen, d. h. der Return on Capital Employed (ROCE), höher ist als die Kapitalkosten. Der ROCE entspricht dem Verhältnis des betrieblichen Ergebnisses zum betrieblichen Vermögen. Die Tabelle auf der folgenden Seite oben stellt dar, wie die Kapitalkosten hergeleitet werden. Wir ermitteln sie als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und der Fremdkapitalkosten. Die Eigenkapitalkosten spiegeln die Renditeerwartung am Kapitalmarkt bei einer Investition in die RWE-Aktie wider. Die Fremdkapitalkosten orientieren sich an den langfristigen Finanzierungskonditionen des RWE-Konzerns. Bei der Ermittlung der Kapitalkosten für 2014 haben wir die gleichen Wertansätze verwendet wie für das Vorjahr. Für 2015 werden wir dagegen neue Werte zugrunde legen, die ebenfalls in der Tabelle gezeigt werden und u. a. das gesunkene Marktzinsniveau widerspiegeln. Die Eigenkapitalkosten ermitteln wir folgendermaßen: Zunächst legen wir den Zinssatz für eine risikolose langfristige Anlage fest. Für 2014 haben wir 3,8% angesetzt. Im nächsten Schritt bestimmen wir die konzern- bzw. bereichsspezifischen Risikoaufschläge, auch als "Marktprämien" bezeichnet, und multiplizieren sie mit dem sogenannten "Betafaktor". Letzterer geht auf das in den 1960er-Jahren entwickelte Capital Asset Pricing Model zurück und misst das mit einer Investitions- oder Finanzierungsmaßnahme übernommene systematische Risiko (auch Marktrisiko genannt). Unter Berücksichtigung der Kapitalstruktur haben wir einen Betafaktor von 1,03 angesetzt. Als Marktprämie sind 5,0% zugrunde gelegt worden. Um die Eigenkapitalkosten zu errechnen, nehmen wir den risikolosen Zins und addieren das Produkt aus Marktprämie und Betafaktor. Auf Basis der zugrunde gelegten Wertansätze ergibt sich für 2014 ein Kostensatz von 8,9%. Da Eigenkapitalkosten nicht steuerlich abzugsfähig sind, handelt es sich hierbei um einen Wert vor und nach Steuern. Für das Fremdkapital haben wir einen Kapitalkostensatz von 5,0% vor Steuern veranschlagt. Der kalkulatorische Steuersatz beträgt 27,4%. Durch Multiplikation beider Werte erhält man den sogenannten Tax Shield, also den Betrag, um den sich die Fremdkapitalkosten durch ihre steuerliche Abzugsfähigkeit verringern. Beim ermittelten Tax Shield von 1,4 Prozentpunkten ergibt sich für das Fremdkapital ein Kostensatz von 3,6% nach Steuern. Das Verhältnis von Eigen- zu Fremdkapital setzen wir mit 50:50 an. Dabei orientieren wir uns nicht an den bilanziellen Buchwerten, sondern u. a. an einer Marktbewertung des Eigenkapitals und an Annahmen zur langfristigen Entwicklung der Nettofinanzposition und der Rückstellungen. Insgesamt kommen wir damit für 2014 auf Kapitalkosten von 6,3 % nach Steuern und 9,0% vor Steuern. Bei der Ermittlung des betrieblichen Vermögens gehen wir so vor, dass abnutzbare Gegenstände des Anlagevermögens nicht mit ihren Buchwerten, sondern mit der Hälfte der historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten angesetzt werden, und zwar über die gesamte Nutzungsdauer. Diese Methodik hat den Vorteil, dass die ROCE-Ermittlung nicht von der Abschreibung beeinflusst wird. Damit verringern sich die durch den Investitionszyklus verursachten Schwankungen der Wertbeiträge. Geschäfts- oder Firmenwerte aus Akquisitionen gehen dagegen mit ihrem vollen Betrag ins Vermögen ein; Abschreibungen werden hier im Folgejahr wertmindernd berücksichtigt. Der ROCE abzüglich Kapitalkosten ergibt den relativen Wertbeitrag. Durch Multiplikation mit dem eingesetzten betrieblichen Vermögen erhält man den absoluten Wertbeitrag. Je höher er ausfällt, desto attraktiver ist die jeweilige Aktivität für unser Portfolio. Der absolute Wertbeitrag ist für uns ein wichtiges Kriterium bei der Beurteilung von Investitionen und zugleich ein Bestimmungsfaktor für die erfolgsabhängige Vergütung unserer Führungskräfte. RWE-Konzern - Kapitalkosten scroll 2015 2014 2013 Risikoloser Zinssatz % 2,50 3,78 3,78 Marktprämie % 6,5 5,0 5,0 Betafaktor 1,07 1,03 1,03 Eigenkapitalkosten nach Steuern % 9,46 8,94 8,94 Fremdkapitalkosten vor Steuern % 3,75 5,00 5,00 Steuersatz für Fremdkapital % 30,00 27,38 27,38 Tax Shield % -1,12 -1,37 -1,37 Fremdkapitalkosten nach Steuern % 2,63 3,63 3,63 Anteil Eigenkapital % 50,0 50,0 50,0 Anteil Fremdkapital % 50,0 50,0 50,0 Kapitalkosten nach Steuern % 6,00 6,25 6,25 Steuersatz für pauschale Umrechnung % 30,00 31,23 31,23 Kapitalkosten vor Steuern % 8,75 9,00 9,00 RWE-Konzern - Ermittlung des betrieblichen Vermögens scroll 31.12.2014 31.12.2013 Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen1 Mio. € 54.408 57.078 + Beteiligungen inkl. Ausleihungen2 Mio. € 4.114 5.018 + Vorräte Mio. € 2.232 2.360 + Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Mio. € 6.510 7.950 + Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte3 Mio. € 8.855 6.875 - Unverzinsliche Rückstellungen4 Mio. € 10.831 12.650 - Unverzinsliche Verbindlichkeiten5 Mio. € 17.307 13.768 - Korrekturen6 Mio. € 721 847 Betriebliches Vermögen Mio. € 47.260 52.016 RWE-Konzern - Ermittlung des Wertbeitrags scroll 2014 Betriebliches Vermögen vor Korrekturen (im Jahresdurchschnitt) Mio. € 49.638 + Korrekturen7 Mio. € -1.927 Betriebliches Vermögen nach Korrekturen (im Jahresdurchschnitt) Mio. € 47.711 Betriebliches Ergebnis Mio. € 4.017 ROCE % 8,4 Relativer Wertbeitrag % -0,6 Absoluter Wertbeitrag Mio. € -277 1 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen werden mit hälftigen Anschaffungs- und Herstellungskosten angesetzt (siehe Anlagespiegel auf Seite 144 ff.); Geschäfts- oder Firmenwerte und Kundenbeziehungen werden mit ihren Buchwerten erfasst. Für 2013 und 2014 ist nicht mehr produktives Anlagevermögen in Höhe von 808 Mio. € herausgerechnet worden. 2 At-Equity-bilanzierte Beteiligungen und übrige Finanzanlagen; nicht enthalten sind langfristige Wertpapiere. 3 Inklusive Ertragsteueransprüche; nicht berücksichtigt sind Finanzderivate in Höhe von 1.230 Mio. € (Vorjahr: 740 Mio. €) und das Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen. 4 Steuerrückstellungen und sonstige Rückstellungen; nicht enthalten sind Rückstellungen mit Langfristcharakter in Höhe von 1.574 Mio. € (Vorjahr: 1.429 Mio. €). 5 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Ertragsteuerverbindlichkeiten sowie übrige Verbindlichkeiten; nicht enthalten sind Finanzderivate in Höhe von 926 Mio. € (Vorjahr: 620 Mio. €) und Kaufpreisverbindlichkeiten in Höhe von 1.200 Mio. € (Vorjahr: 1.187 Mio. €) aus Andienungsrechten. 6 Herausgerechnet werden im Wesentlichen nach IAS 16.15 gebildete Aktiva in Höhe von 370 Mio. € (Vorjahr: 498 Mio. €), da durch sie kein Kapital gebunden wird. 7 Zeitliche Korrekturen, die im Wesentlichen dazu dienen, verzerrende Effekte aus dem Ausweis von RWE Dea als "nicht fortgeführte Aktivität" zu korrigieren Neutrales Ergebnis1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in Mio. € Veräußerungsgewinne/-verluste 154 471 -317 Ergebniseffekte aus Derivaten -29 72 -101 Firmenwert-Abschreibungen - -1.404 1.404 Restrukturierungen, Sonstige -48 -4.619 4.571 Neutrales Ergebnis 77 -5.480 5.557 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), siehe Seite 41 Überleitung zum Nettoergebnis durch Wegfall von Sonderbelastungen beeinflusst. Die Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Nettoergebnis war in starkem Maße durch den Wegfall von Einmalbelastungen aus dem Vorjahr geprägt. Dies betraf in erster Linie das neutrale Ergebnis, das sich von -5.480 Mio. € auf 77 Mio. € verbesserte. Dessen Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt: ― Durch Veräußerungen von Beteiligungen und Vermögenswerten realisierten wir per saldo Buchgewinne von 154 Mio. €. Damit lagen wir um 317 Mio. € unter dem Vorjahreswert, der durch die Veräußerung des tschechischen Ferngasnetzbetreibers NET4GAS geprägt war. Die im Berichtsjahr erzielten Buchgewinne stammen u. a. aus dem Verkauf des Gaskraftwerks Duisburg-Huckingen und der Minderheitsbeteiligung am ungarischen Gasversorger FÖGÁZ. Einen Buchverlust realisierten wir bei der Veräußerung des 85%-Anteils an den Offshore-Windkraftprojekten Nordsee One, Nordsee 2 und Nordsee 3; allerdings wird der Käufer bei planmäßigem Fortgang des Projekts in späteren Jahren Zahlungen an uns leisten, die den Verlust wieder ausgleichen. Nähere Informationen zu den genannten Transaktionen finden Sie auf Seite 35 f. ― Die Bilanzierung bestimmter Derivate, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern, führte per saldo zu einem Verlust von 29 Mio. €, während sich im Vorjahr ein Ertrag von 72 Mio. € ergab. Gemäß IFRS sind die Derivate mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag anzusetzen, während die (gegenläufigen) Grundgeschäfte erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Dadurch entstehen kurzfristige Ergebniseffekte, die sich im Laufe der Zeit aufheben. ― Für 2014 mussten wir keine Firmenwerte abschreiben; der Vorjahresabschluss enthielt dagegen eine Wertberichtigung von 1.404 Mio. €, die das Segment Konventionelle Stromerzeugung betraf. ― Das Ergebnis unter der Position "Restrukturierungen, Sonstige" hat sich von -4.619 Mio. € auf -48 Mio. € verbessert. Hauptgrund dafür war der Wegfall hoher außerplanmäßiger Abschreibungen aus dem Vorjahr, die zum großen Teil unser Stromerzeugungsgeschäft betrafen (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 70). Wie bereits erläutert, haben wir auch 2014 Wertberichtigungen vorgenommen, diese aber im betrieblichen Ergebnis erfasst. Der unter "Restrukturierungen, Sonstige" ausgewiesene Verlust ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen und Altersteilzeitregelungen gebildet wurden. Finanzergebnis1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in Mio. € Zinserträge 218 316 -98 Zinsaufwendungen -1.080 -1.103 23 Zinsergebnis -862 -787 -75 Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen -1.114 -953 -161 Übriges Finanzergebnis 128 -165 293 Finanzergebnis -1.848 -1.905 57 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Das Finanzergebnis des RWE-Konzerns hat sich um 57 Mio. € auf -1.848 Mio. € verbessert. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen: ― Beim Zinsergebnis verzeichneten wir einen Rückgang um 75 Mio. € auf -862 Mio. €. Der Vorjahreswert war noch dadurch begünstigt gewesen, dass in den Kompensationen, die uns 2013 für Verluste aus unserem Gasbezugsvertrag mit Gazprom gewährt wurden, eine Verzinsung enthalten war. Neben unseren Zinserträgen sank aber auch der Fremdfinanzierungsaufwand, nicht zuletzt wegen des niedrigen Marktzinsniveaus. ― Die Zinsanteile an Zuführungen zu den langfristigen Rückstellungen erhöhten sich um 161 Mio. € auf 1.114 Mio. €. Hauptgrund dafür war eine Anhebung der "Sonstigen langfristigen Rückstellungen" infolge gesunkener Diskontierungssätze, die als Einmaleffekt in den Zinsanteilen berücksichtigt wurde. ― Das "Übrige Finanzergebnis" ist um 293 Mio. € auf 128 Mio. € gestiegen. Eine Rolle spielte dabei, dass wir Erträge aus der Bewertung von Finanzgeschäften erzielten, während im Vorjahr Aufwendungen angefallen waren. Außerdem erhöhten sich unsere Buchgewinne aus dem Verkauf von Wertpapieren. Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern belief sich auf 2.246 Mio. €. Gegenüber dem negativen Vorjahreswert (-2.016 Mio. €), der durch die erwähnten außerplanmäßigen Abschreibungen geprägt war, hat es sich stark verbessert. Die Steuerquote fiel mit 25% ungewöhnlich niedrig aus. Hauptgrund dafür waren periodenfremde Steuererträge aus einer Betriebsprüfung, die 2014 abgeschlossen wurde. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von 1.693 Mio. € (Vorjahr: -2.755 Mio. €). Das Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten (RWE Dea) lag bei 364 Mio. € und damit um 52 Mio. € über dem Vergleichswert für 2013. Ein wesentlicher Grund dafür war, dass bei den nicht fortgeführten Aktivitäten im Berichtsjahr keine Abschreibungen mehr berücksichtigt wurden. Die operative Ertragslage von RWE Dea war durch rückläufige realisierte Gas- und Ölpreise belastet, während sich höhere Fördermengen positiv auswirkten. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter summierten sich auf 245 Mio. € (Vorjahr: 210 Mio. €). Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen 108 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten nach Steuern. Berücksichtigt wurden hier lediglich zwei unserer insgesamt fünf Hybridanleihen, nämlich jene mit theoretisch unbegrenzter Laufzeit, die gemäß IFRS dem Eigenkapital zuzuordnen sind; dabei handelt es sich um die Emissionen über 1.750 Mio. € vom September 2010 und über 750 Mio. £ vom März 2012. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2013 um 4.461 Mio. € erhöhtes Nettoergebnis von 1.704 Mio. €. Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von 2,77 € (Vorjahr: -4,49 €). Nachhaltiges Nettoergebnis um 45% unter Vorjahr. Das nachhaltige Nettoergebnis betrug 1.282 Mio. € und lag damit im prognostizierten Korridor (1,2 bis 1,4 Mrd. €). Bei seiner Ermittlung werden das neutrale Ergebnis (einschließlich der darauf entfallenden Steuern) und wesentliche Einmaleffekte im Finanzergebnis und bei den Ertragsteuern herausgerechnet. Gegenüber 2013 hat sich das nachhaltige Nettoergebnis um 1.032 Mio. € bzw. 45% verringert. Maßgeblich dafür war die verschlechterte operative Ertragslage. Überleitung zum Nettoergebnis1 scroll 2014 2013 +/- in % EBITDA Mio. € 7.131 7.904 -9,8 Betriebliche Abschreibungen Mio. € -3.114 -2.535 -22,8 Betriebliches Ergebnis Mio. € 4.017 5.369 -25,2 Neutrales Ergebnis Mio. € 77 -5.480 - Finanzergebnis Mio. € -1.848 -1.905 3,0 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. € 2.246 -2.016 - Ertragsteuern Mio. € -553 -739 25,2 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten Mio. € 1.693 -2.755 - Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten Mio. € 364 312 16,7 Ergebnis Mio. € 2.057 -2.443 - Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter Mio. € 245 210 16,7 Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Mio. € 108 104 3,8 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 1.704 -2.757 - Nachhaltiges Nettoergebnis Mio. € 1.282 2.314 -44,6 Ergebnis je Aktie € 2,77 -4,49 - Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie € 2,09 3,76 -44,4 Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Mio. Stück 614,7 614,7 - Steuerquote % 25 - - 1 Siehe Erläuterungen auf Seite 41 Effizienzsteigerungsprogramm: Zielvorgabe für 2014 übererfüllt. Mit der Umsetzung unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms sind wir gut vorangekommen. Gestartet wurde das Programm im Jahr 2012. Es umfasst eine Vielzahl von Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung, mit denen wir zusätzliches Ergebnispotenzial erschließen - und zwar von Jahr zu Jahr mehr. Wir setzen auf umfassende Verbesserungen der operativen Prozesse sowie auf Einsparungen bei Verwaltung und IT. Unser ursprüngliches Ziel war, damit bis 2014 einen dauerhaften Beitrag zum betrieblichen Ergebnis von 1 Mrd. € zu erreichen. In der Folgezeit wurde das Programm um zahlreiche Maßnahmen ergänzt, von denen viele erst nach 2014 wirksam werden. Inklusive der zusätzlichen Effizienzverbesserungen streben wir nun einen Ergebniseffekt von 2 Mrd. € an, der ab 2017 in voller Höhe zum Tragen kommen soll. Ende 2013 hatten wir bereits 1 Mrd. € realisiert. Im zurückliegenden Geschäftsjahr sind rund 400 Mio. € hinzugekommen. Damit haben wir unsere Planung für 2014 um 250 Mio. € übererfüllt. Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in Mio. € Konventionelle Stromerzeugung 1.086 1.374 -288 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 900 871 29 Vertrieb Niederlande/Belgien 9 28 -19 Vertrieb Großbritannien 148 106 42 Zentralost-/Südosteuropa 309 320 -11 Erneuerbare Energien 723 1.077 -354 Trading/Gas Midstream 11 14 -3 Sonstige, Konsolidierung 59 58 1 RWE-Konzern 3.245 3.848 -603 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Investitionen in Finanzanlagen1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in Mio. € Konventionelle Stromerzeugung 4 3 1 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 146 101 45 Vertrieb Niederlande/Belgien 10 - 10 Vertrieb Großbritannien - - - Zentralost-/Südosteuropa 2 12 -10 Erneuerbare Energien 15 9 6 Trading/Gas Midstream 18 1 17 Sonstige, Konsolidierung - 4 -4 RWE-Konzern 195 130 65 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 Investitionen um 14% zurückgefahren. Im vergangenen Jahr haben wir Investitionen in Höhe von 3.440 Mio. € getätigt (ohne RWE Dea), 14% weniger als 2013. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte setzten wir 3.245 Mio. € ein. Damit lagen wir um 16% unter dem Niveau des Vorjahres. Auch die prognostizierte Größenordnung von 3,5 Mrd. € wurde unterschritten. Unsere Ausgaben für Finanzanlagen fielen mit 195 Mio. € erneut kaum ins Gewicht (Vorjahr: 130 Mio. €). Der Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung investierte schwerpunktmäßig in die Steinkohledoppelblöcke in Hamm (1.528 MW) und Eemshaven (1.554 MW) - die beiden letzten Anlagen aus unserem 2006 gestarteten Kraftwerksneubauprogramm (siehe Seite 37). Allerdings traten dabei Verzögerungen auf, die dazu beitrugen, dass unsere Investitionen niedriger ausfielen als geplant. Im Bereich Erneuerbare Energien floss der Großteil der Mittel in den Bau neuer Windkraftanlagen an Land und im Meer. Größte Einzelprojekte sind die Offshore-Windparks Gwynt y Môr (576 MW) vor der Küste von Nordwales und Nordsee Ost (295 MW) nahe Helgoland, die spätestens Mitte 2015 mit allen Turbinen im kommerziellen Betrieb sein sollen. In den Bereichen Vertrieb/Verteilnetze Deutschland und Zentralost-/Südosteuropa wurden die Mittel überwiegend für die Strom- und Gasnetzinfrastruktur eingesetzt. In Deutschland standen dabei neben der Substanzerhaltung auch der Anschluss von dezentralen Erzeugungsanlagen und der Netzausbau im Rahmen der Energiewende im Vordergrund. Der Bereich Vertrieb Niederlande/Belgien konzentrierte sich auf IT-Projekte. Im britischen Endkundengeschäft lag der Fokus auf der Entwicklung und Einführung intelligenter Stromzähler. Mitarbeiter1 scroll 31.12.2014 31.12.2013 +/- in % Konventionelle Stromerzeugung 14.776 16.311 -9,4 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 18.412 19.127 -3,7 Vertrieb Niederlande/Belgien 2.688 3.115 -13,7 Vertrieb Großbritannien 6.985 8.730 -20,0 Zentralost-/Südosteuropa 9.978 10.062 -0,8 Erneuerbare Energien 989 1.482 -33,3 Trading/Gas Midstream 1.338 1.524 -12,2 Sonstige2 4.618 4.545 1,6 RWE-Konzern 59.784 64.896 -7,9 Davon: In Deutschland 36.411 38.197 -4,7 Außerhalb Deutschlands 23.373 26.699 -12,5 1 Umgerechnet in Vollzeitstellen; zum 31. Dezember 2014 beschäftigte die in der Tabelle nicht mehr berücksichtigte RWE Dea 1.442 Mitarbeiter (Vorjahr: 1.445). 2 Ende 2014 entfielen davon 1.837 Mitarbeiter auf RWE IT (Vorjahr: 2.239), 1.681 Mitarbeiter auf RWE Group Business Services (Vorjahr: 96), 703 Mitarbeiter auf RWE Service (Vorjahr: 1.650) und 299 Mitarbeiter auf die Holding-Gesellschaft RWE AG (Vorjahr: 456). Personalstand 8% unter Vorjahr. Zum 31. Dezember 2014 beschäftigte RWE 59.784 Mitarbeiter, 8% weniger als ein Jahr zuvor. Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. RWE Dea ist in den Zahlen für 2014 und 2013 nicht mehr erfasst. Im vergangenen Jahr haben 5.112 Beschäftigte den Konzern verlassen, davon 1.786 an unseren deutschen und 3.326 an unseren ausländischen Standorten. Rückgänge verzeichneten wir in allen Unternehmensbereichen. Dabei spielten Rationalisierungsmaßnahmen eine zentrale Rolle, vor allem im britischen Vertriebsgeschäft und in der konventionellen Stromerzeugung. Außerdem führten Verkäufe und Käufe von Gesellschaften dazu, dass per saldo 1.045 Mitarbeiter aus dem Konzern ausschieden. Größter Einzeleffekt (-620) war die Entkonsolidierung des IT-Dienstleisters GISA mit Sitz in Halle (Saale). Wie in den Vorjahren haben wir weit über unseren eigenen Bedarf hinaus ausgebildet: Ende 2014 erlernten 2.473 junge Menschen bei uns einen Beruf. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. 1.7 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE Im Geschäftsjahr 2014 konnten wir erstmals seit 2008 unsere Investitionen und Ausschüttungen wieder vollständig aus dem operativen Mittelzufluss finanzieren. Dazu trugen allerdings Einmaleffekte beim Cash Flow bei, die sich 2015 teilweise umkehren werden. Unsere Nettofinanzschulden haben wir um 1,8 Mrd. € gesenkt. Die Nettoschulden blieben dagegen nahezu unverändert, weil rückläufige Marktzinsen eine deutliche Anhebung der Pensionsrückstellungen erforderlich machten. Das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA (inklusive RWE Dea) ist auf 3,8 gestiegen. Wir streben an, es zu senken. Im Vordergrund aber steht für uns das Ziel, dass wir uns jederzeit - selbst im Falle von Finanzkrisen - zu akzeptablen Konditionen am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können. Zentrale Finanzierung. Die Verantwortung für die Finanzierung des RWE-Konzerns liegt bei der RWE AG. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG tätigt. Andere Tochtergesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf. Das ist insbesondere dann der Fall, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Die RWE AG übernimmt außerdem die Koordination, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Sie entscheidet, in welcher Höhe Garantien oder Patronatserklärungen abgegeben werden. Durch die Bündelung dieser Aufgaben können wir Finanzrisiken zentral steuern und überwachen. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Flexible Instrumente zur Aufnahme von Fremdkapital. Unseren Finanzbedarf decken wir überwiegend mit den Mittelzuflüssen aus unserer laufenden Geschäftstätigkeit. Darüber hinaus verfügen wir über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Langfristiges Fremdkapital nehmen wir hauptsächlich im Rahmen unseres Debt-Issuance-Programms auf. Das Programm erlaubt uns, Anleihen im Gesamtwert von 30 Mrd. € zu begeben. Daneben bietet uns ein Commercial-Paper-Programm einen Spielraum von 5 Mrd. US$ für die kurzfristige Finanzierung am Geldmarkt. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir davon allerdings keinen Gebrauch gemacht. Gleiches gilt für unsere syndizierte Kreditlinie über 4 Mrd. €, die uns ein internationales Bankenkonsortium als zusätzliche Liquiditätsreserve gewährt hat. Ende März 2014 haben wir die bestehende Kreditlinie durch eine Vereinbarung über den gleichen Betrag mit für uns günstigeren Konditionen ersetzt. Die neue Kreditlinie steht uns bis Ende März 2019 zur Verfügung, kann aber zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Weder die genannten Finanzierungsinstrumente noch die laufenden Kreditlinien verpflichten uns, bestimmte Zinszahlungs-, Verschuldungs- oder Mindestkapitalgrenzen zu beachten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Tilgung, zum Stellen von Sicherheiten oder zu erhöhten Zinszahlungen verpflichtet wären. Ebenso wenig sind wir an ein bestimmtes Rating gebunden. RWE stockt zwei Anleihen um insgesamt 361 Mio. € auf und tilgt Anleihe über 530 Mio. €. Angesichts der weiterhin außergewöhnlich guten Refinanzierungskonditionen am Kapitalmarkt haben wir im Februar 2014 zwei bestehende RWE-Anleihen aufgestockt: Zum einen erhöhten wir eine im Oktober 2013 begebene Anleihe um 300 Mio. € auf ein Gesamtvolumen von 800 Mio. €; die Papiere haben einen Kupon von 3,0% und werden im Januar 2024 fällig. Zum anderen erhöhten wir eine Privatplatzierung vom Oktober 2012, die wir 2013 bereits zweimal aufgestockt hatten, um weitere 61 Mio. € auf 500 Mio. €; hier reicht die Laufzeit bis Oktober 2037. Den beiden Emissionen stand 2014 eine Fälligkeit gegenüber: eine zehnjährige Anleihe über 530 Mio. € mit einem Kupon von 4,625%, die wir im Juli abgelöst haben. Darüber hinaus wurde im Februar 2015 eine sechsjährige Anleihe über 2 Mrd. € mit einem Kupon von 5% fällig; davon hatten wir Papiere mit einem Nominalwert von fast 200 Mio. € bereits 2014 am Markt zurückgekauft. Fälligkeitsstruktur der Anleihen von RWE (Stand: 31.12.2014) Fälligkeiten in Mrd. € Anleihevolumen wechselkursbedingt leicht über Vorjahr. Das Volumen aller ausstehenden RWE-Anleihen (inkl. Hybridanleihen) ist im Laufe des vergangenen Jahres um 0,3 Mrd. € auf 17,9 Mrd. € gestiegen, obwohl unsere Tilgung vom Juli (530 Mio. €) höher war als die beiden Emissionen vom Februar (insgesamt: 361 Mio. €). Ausschlaggebend für diese Entwicklung war, dass sich unsere Pfund-Anleihen auf Euro-Basis verteuert haben, weil die britische Währung aufgewertet hat. Unsere Anleihen lauten auf Euro, britisches Pfund, Schweizer Franken, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, waren wir zum Jahresende zu 66% in Euro und zu 34% in britischen Pfund verschuldet. Das heißt, ein Fremdwährungsrisiko aus Kapitalmarktschulden in US-Dollar, Schweizer Franken oder Yen bestand nicht. Die Ursprungslaufzeiten unserer Anleihen reichen derzeit von sieben bis zu 30 Jahren (Stand: Ende Februar 2015). Die gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit lag zum 31. Dezember 2014 bei 9,4 Jahren. Hybridanleihen sind hier nicht berücksichtigt. Unsere Fälligkeiten im Jahr 2015 beschränken sich auf die im Februar getilgte Anleihe mit 2 Mrd. € Nominalvolumen. Darüber hinaus haben wir im September 2015 erstmals die Möglichkeit, unsere 2010 begebene Hybridanleihe über 1,75 Mrd. € zu kündigen. Der Kupon beträgt hier 4,625%. Kapitalmarktschulden des RWE-Konzerns zum 31.12.2014 nach Fälligkeit1 scroll 2015-2019 2020-2023 2024-2028 Ab 2029 Nominalvolumen in Mrd. € 4,7 3,7 0,8 5,7 Anteil an den gesamten Kapitalmarktschulden (14,9 Mrd. €) in % 32 25 5 38 1 Die Hybridanleihen über 1.750 Mio. € und 750 Mio. £ mit theoretisch unbegrenzter Laufzeit sind hier nicht enthalten; die übrigen Hybridanleihen sind mit ihrem Laufzeitende berücksichtigt. Kapitalflussrechnung1 scroll in Mio. € 2014 2013 +/- in Mio. € Funds from Operations 3.696 6.134 -2.438 Veränderung des Nettoumlaufvermögens 1.860 -1.331 3.191 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 5.556 4.803 753 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -4.194 -1.699 -2.495 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -2.138 -1.857 -281 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel 8 -18 26 Veränderung der flüssigen Mittel2 -768 1.229 -1.997 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 5.556 4.803 753 Abzgl. Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte3 -3.245 -3.843 598 Free Cash Flow 2.311 960 1.351 Abzgl. Investitionen in Finanzanlagen3 -105 -83 -22 Abzgl. Ausschüttungen -1.061 -1.611 550 Haushaltsüberschuss/-defizit 1.145 -734 1.879 1 Ohne nicht fortgeführte Aktivitäten (RWE Dea), darüber hinaus Anpassungen von Vorjahreswerten wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Inklusive der nicht fortgeführten Aktivitäten haben sich die flüssigen Mittel 2014 um 693 Mio. € verringert, im Vorjahr dagegen um 1.226 Mio. € erhöht. 3 Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Investitionen. Operativer Cash Flow um 16% gestiegen. Mit unseren fortgeführten Aktivitäten haben wir 2014 einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von 5.556 Mio. € erzielt. Den Vergleichswert des Vorjahres konnten wir damit um 16% übertreffen - trotz der verschlechterten operativen Ertragslage. Die unterschiedliche Entwicklung von Ergebnis und Cash Flow ergibt sich u. a. daraus, dass wir die für 2014 benötigten CO2-Emissionsrechte größtenteils erst 2015 erhalten und bezahlt haben, während wir uns 2013 noch vor Jahresende eingedeckt hatten. Im Vertrieb kam hinzu, dass wir wegen der milden Witterung weniger für die Gasbeschaffung ausgegeben haben, als wir durch Abschlagszahlungen unserer Kunden vereinnahmten. Diese Differenzen werden zwar über die Jahresabrechnungen ausgeglichen, teilweise jedoch erst 2015. Beide Effekte schlugen sich in der Veränderung des Nettoumlaufvermögens nieder. Auf das Ergebnis hatten sie keinen Einfluss. Durch unsere Investitionstätigkeit sind im Berichtszeitraum 4.194 Mio. € abgeflossen. Die Mittel wurden größtenteils für den Aufbau von Anlagevermögen eingesetzt. Wegen hoher Liquiditätsreserven haben wir außerdem kurzfristige Wertpapiere erworben; solche Transaktionen sind gemäß IFRS ebenfalls im Cash Flow aus der Investitionstätigkeit auszuweisen. Unsere Finanzierungsaktivitäten führten zu einem Mittelabfluss von 2.138 Mio. €. Davon entfielen 615 Mio. € auf unsere Dividendenzahlung im April. Außerdem leisteten wir Ausschüttungen an Minderheitsgesellschafter, tilgten Anleihen und erbrachten Sicherheitsleistungen im Rahmen von Termingeschäften. Per saldo haben die dargestellten Zahlungsströme unseren Bestand an flüssigen Mitteln um 768 Mio. € verringert. Haushaltsüberschuss von 1.145 Mio. €. Wir hatten uns vorgenommen, Investitionen und Ausschüttungen spätestens ab 2015 vollständig aus dem operativen Cash Flow zu finanzieren. Dieses Ziel haben wir bereits 2014 erreicht. Unser Free Cash Flow - das ist der operative Mittelzufluss verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte - lag mit 2.311 Mio. € deutlich über dem Vorjahreswert (960 Mio. €). Zieht man auch die Finanzanlageinvestitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich ein "Haushaltsüberschuss" von 1.145 Mio. €. In den fünf vorangegangenen Jahren war stets ein Defizit aufgetreten, das sich 2013 auf -734 Mio. € belief. Nettoschulden1 scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 +/- in % Flüssige Mittel 3.171 3.950 -19,7 Wertpapiere 4.777 3.262 46,4 Sonstiges Finanzvermögen 2.099 1.156 81,6 Finanzvermögen 10.047 8.368 20,1 Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper 16.155 16.224 -0,4 Sonstige Finanzverbindlichkeiten 2.411 2.464 -2,2 Finanzverbindlichkeiten 18.566 18.688 -0,7 Nettofinanzschulden 8.519 10.320 -17,5 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 7.871 6.227 26,4 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 10.367 10.411 -0,4 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.401 2.952 -18,7 Korrektur Hybridkapital (Rating-relevanter Anteil) 766 817 -6,2 Zuzüglich 50% des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals 1.353 1.351 0,1 Abzüglich 50% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals -587 -534 -9,9 Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten 29.924 30.727 -2,6 Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten 1.086 - - Nettoschulden des RWE-Konzerns 31.010 30.727 0,9 1 Für 2014 ist RWE Dea in den "Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten" gesondert erfasst, während die Gesellschaft 2013 noch in den Einzelposten der Tabelle enthalten war. Darüber hinaus gab es Anpassungen von Vorjahreswerten wegen der Erstanwendung von IFRS 11. Siehe Seite 41 Verbesserte Nettofinanzposition - zinsbedingt höhere Pensionsrückstellungen. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2014 bei 31,0 Mrd. €. Davon entfielen 1,1 Mrd. € auf RWE Dea. In der Tabelle oben ist dieser Betrag als "Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten" gesondert ausgewiesen. Die Vorjahreszahlen entsprechen dagegen noch der alten Darstellungsweise, d.h., RWE Dea ist hier noch in den Einzelposten der fortgeführten Aktivitäten enthalten. Gegenüber 2013 (30,7 Mrd. €) hat sich unsere Nettoverschuldung erwartungsgemäß kaum verändert. Bei den Nettofinanzschulden verzeichneten wir einen deutlichen Rückgang. Dazu haben vor allem der hohe operative Cash Flow (5,6 Mrd. €) und Einnahmen aus dem Verkauf von Anlagevermögen (1,0 Mrd. €) beigetragen, während unsere Gewinnausschüttungen (1,1 Mrd. €) und Wechselkursänderungen (0,5 Mrd. €) schuldenerhöhend wirkten. Der Verbesserung unserer Nettofinanzposition stand allerdings ein starker Anstieg der Pensionsrückstellungen gegenüber. Maßgeblich dafür war, dass wir aufgrund des rückläufigen Marktzinsniveaus die Diskontierungssätze für Versorgungszusagen abgesenkt haben, und zwar von 3,5 auf 2,1 % in Deutschland und von 4,3 auf 3,4% in Großbritannien. Der Rückgang der Bergbaurückstellungen, den wir für 2014 ausweisen, hat die Schuldenentwicklung dagegen kaum beeinflusst, denn diese Veränderung ergibt sich im Wesentlichen dadurch, dass der auf RWE Dea entfallende Rückstellungsanteil in die Position "Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten" umgegliedert wurde. Geringere Zahlungsverpflichtungen aus langfristigen Bezugsverträgen. Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen, die sich in erster Linie aus Verträgen oder gesetzlichen Regelungen ergeben. Gegenüber 2013 sind sie stark zurückgegangen. Verringert haben sich vor allem unsere Zahlungsverpflichtungen aus langfristigen Strom- und Gasbezugskontrakten. Ausschlaggebend dafür war die Preisentwicklung an den Commodity-Märkten. Weitere Erläuterungen zu unseren außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 175. Kreditrating scroll Moody's Standard & Poor's Langfristige Finanzschulden Standardanleihe Baa1 BBB+ Nachrangige Anleihe (Hybridanleihe) Baa3 BBB- Kurzfristige Finanzschulden P-2 A-2 Ausblick stabil stabil Langfristiges Kreditrating von RWE bekräftigt. Bonitätsbeurteilungen durch unabhängige Ratingagenturen haben maßgeblichen Einfluss auf die Möglichkeiten eines Unternehmens, sich Fremdkapital zu beschaffen. Im Allgemeinen gilt: 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 führende Ratingagenturen wie Standard & Poor's und Moody's eine hohe Bonität bescheinigen. Ihr langfristiges Kreditrating für RWE liegt mit BBB+ bzw. Baa1 im Bereich Investment Grade, der Anleihen mit vergleichsweise geringem Risiko umfasst. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben beide Häuser ihr RWE-Rating bekräftigt. Auch ihren Ratingausblick stuften sie unverändert als "stabil" ein. Verschuldungsfaktor auf bereinigter Basis auf 3,8 gestiegen. Wir steuern unsere Verschuldung u. a. anhand von Kennziffern. Eine wichtige Orientierungsgröße ist das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, das als "Verschuldungsfaktor" bezeichnet wird. Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Verbindlichkeiten, da sie die Ertragskraft des Unternehmens mit einbezieht - und damit dessen Fähigkeit, die Schulden zu bedienen. Der Verschuldungsfaktor von 2014 spiegelte die verschlechterte operative Ertragslage wider. Außerdem kam ein Sondereffekt aus dem Verkauf von RWE Dea zum Tragen: Da wir das Unternehmen als "nicht fortgeführte Aktivität" bilanziert haben, trug es nicht mehr zum EBITDA bei; dagegen konnten wir den schuldenmindernden Effekt aus der Veräußerung noch nicht berücksichtigen, weil die Transaktion bei Aufstellung des Jahresabschlusses noch nicht vollzogen war. Inklusive dieses Effekts beträgt der Verschuldungsfaktor 4,3 (Vorjahr: 3,9). Erhöht man dagegen das EBITDA des RWE-Konzerns (7.131 Mio. €) um den Beitrag von RWE Dea (1.008 Mio. €), ergibt sich ein bereinigter Wert von 3,8 (Vorjahr: 3,5), der im Rahmen unserer Erwartungen liegt. Den Verschuldungsfaktor zu senken, ist ambitionierter geworden. Ein Grund dafür ist das stark verringerte Marktzinsniveau, das entsprechende Anhebungen der Pensionsrückstellungen erforderlich gemacht hat. Es bietet aber zugleich den Vorteil, dass wir uns trotz des gestiegenen Verschuldungsfaktors zu günstigen Konditionen refinanzieren können. Fremdkapitalkosten auf Vorjahresniveau. Unsere Fremdkapitalkosten beliefen sich 2014 auf 5,0% und blieben damit gegenüber 2013 unverändert. Ermittelt wurden sie für den jahresdurchschnittlichen Bestand ausstehender Schulden wie Anleihen, Commercial Paper und Bankkredite. In die Fremdkapitalkosten eingeflossen sind Zinsswapgeschäfte mit Banken, bei denen wir fixe in variable Zinsverpflichtungen umwandeln. Nicht berücksichtigt wurden dagegen unsere gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizierenden Hybridanleihen über 1,75 Mrd. € und über 0,75 Mrd. £. Die Entwicklung der Kapitalkosten wurde u.a. dadurch bestimmt, dass die Anleihen, die wir in jüngster Zeit begeben haben, im Durchschnitt niedrigere Kupons aufwiesen als jene, die fällig geworden sind. Gegenläufig wirkte, dass wir im dritten Quartal 2013 aufgrund hoher Liquidität sämtliche kurzfristigen - und deshalb zinsgünstigen -Refinanzierungen über Commercial Paper ablösen konnten und 2014 keine weiteren Papiere dieser Art begeben haben. Bilanzstruktur: Eigenkapitalquote von 13,6%. Zum 31. Dezember 2014 weisen wir eine Bilanzsumme von 86,3 Mrd. € aus, gegenüber 81,4 Mrd. € im Vorjahr. Für 2014 haben wir RWE Dea unter den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" erfasst. Entsprechende Anpassungen der Vorjahreswerte sind gemäß IFRS nicht vorgenommen worden. Der geänderte Ausweis von RWE Dea ist zwar unerheblich für die Bilanzsumme, aber nicht für die Entwicklung einzelner Bilanzposten. Auf der Aktivseite haben sich die Forderungen und sonstigen Vermögenswerte um 2,0 Mrd. € und die Wertpapierbestände um 1,6 Mrd. € erhöht, während das Sachanlagevermögen um 3,2 Mrd. € und die immateriellen Vermögenswerte um 0,6 Mrd. € zurückgingen. Auf der Passivseite sind die Verbindlichkeiten um 3,8 Mrd. € gestiegen, die Rückstellungen dagegen um 0,7 Mrd. € gesunken. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns verminderte sich um 0,4 Mrd. €. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) hat sich um 1,3 Prozentpunkte auf 13,6% verringert. Konzernbilanzstruktur1 scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € in % in Mio. € in % Aktiva Langfristiges Vermögen 54.224 62,8 56.905 69,9 Davon: Immaterielle Vermögenswerte 12.797 14,8 13.409 16,5 Sachanlagen 31.059 36,0 34.217 42,0 Kurzfristiges Vermögen 32.092 37,2 24.476 30,1 Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte2 16.739 19,4 15.326 18,8 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 5.540 6,4 - - Gesamt 86.316 100,0 81.381 100,0 Passiva Eigenkapital 11.772 13,6 12.137 14,9 Langfristige Schulden 46.324 53,7 47.383 58,2 Davon: Rückstellungen 27.540 31,9 27.351 33,6 Finanzverbindlichkeiten 15.224 17,6 16.539 20,3 Kurzfristige Schulden 28.220 32,7 21.861 26,9 Davon: Sonstige Verbindlichkeiten3 16.739 19,4 13.323 16,4 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 2.635 3,1 - - Gesamt 86.316 100,0 81.381 100,0 1 Inklusive RWE Dea; für 2014 wird die Gesellschaft als "zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen. Darüber hinaus gab es Anpassungen von Vorjahreswerten wegen der Erstanwendung von IFRS 11. Siehe Seite 41 2 Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche 3 Inklusive Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten 1.8 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING) Als Management-Holding des RWE-Konzerns nimmt die RWE AG zentrale Leitungsfunktionen wahr und beschafft Finanzmittel für die Geschäftstätigkeit der Tochtergesellschaften. Ihre Vermögens- und Ertragslage hängt maßgeblich vom wirtschaftlichen Erfolg der Konzernunternehmen ab. Wie im Vorjahr beeinflussten Wertberichtigungen bei Tochtergesellschaften den Einzelabschluss der RWE AG. Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit war mit 796 Mio. € etwa so hoch wie 2013. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlagsgesellschaft mbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/ir zur Verfügung. Bilanz der RWE AG (Kurzfassung) scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Anlagevermögen Finanzanlagen 39.264 39.837 Umlaufvermögen Forderungen gegen verbundene Unternehmen 5.206 4.869 Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 866 863 Wertpapiere und flüssige Mittel 3.933 3.014 Aktive latente Steuern 2.091 2.204 Bilanzsumme Aktiva 51.360 50.787 Eigenkapital 9.568 9.533 Rückstellungen 3.697 4.280 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 31.272 30.194 Übrige Verbindlichkeiten 6.823 6.780 Bilanzsumme Passiva 51.360 50.787 Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung) scroll in Mio. € 2014 2013 Ergebnis aus Finanzanlagen 1.533 1.570 Zinsergebnis -852 -1.218 Sonstige Erträge und Aufwendungen 115 450 Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 796 802 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -146 -98 Jahresüberschuss 650 704 Gewinnvortrag - - Einstellung in andere Gewinnrücklagen -35 -89 Bilanzgewinn 615 615 Vermögenslage. In ihrem Einzelabschluss zum 31. Dezember 2014 weist die RWE AG eine Bilanzsumme von 51,4 Mrd. € aus. Gegenüber dem Vorjahr ist das ein Plus von 0,6 Mrd. €, das sich u. a. auf einen erhöhten Bestand an Wertpapieren und flüssigen Mitteln zurückführen lässt. Zugleich sind auch die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen gestiegen. Die Eigenkapitalquote war mit 18,6% geringfügig niedriger als 2013 (18,8%). Finanzlage. Die Finanzierung des Konzerns ist bei der RWE AG zentralisiert. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der Tochtergesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG vornimmt. Eine ausführliche Darstellung der Finanzlage und der Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr findet sich auf Seite 60 ff. Ertragslage. Die RWE AG erzielte ein Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit in Höhe von 796 Mio. €. Damit erreichte sie in etwa den Vorjahreswert (802 Mio. €). Das Ergebnis aus Finanzanlagen sank geringfügig auf 1.533 Mio. €. Hier wirkte sich aus, dass der Ergebnisabführungsvertrag mit RWE Dea zum 1. Januar 2014 aufgelöst wurde. Außerdem haben Tochtergesellschaften der RWE AG außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen. Allerdings gab es auch 2013 solche Wertberichtigungen, die nun wegfielen. Der Vorjahresabschluss war auch dadurch belastet, dass Tochtergesellschaften Restrukturierungs- und Drohverlustrückstellungen bilden mussten. Das Zinsergebnis der RWE AG hat sich um 366 Mio. € auf -852 Mio. € verbessert. Ein Grund dafür sind gestiegene Erträge aus Wertpapieren, die zur Finanzierung von Pensionsverpflichtungen gehalten werden. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen ist um 335 Mio. € auf 115 Mio. € gesunken; im Vorjahr enthielt dieser Posten noch hohe Einmalerträge aus der Auflösung von Rückstellungen. Bei einem Steueraufwand von 146 Mio. € (Vorjahr: 98 Mio. €) ergibt sich aus den beschriebenen Entwicklungen ein gegenüber 2013 um 54 Mio. € verringerter Jahresüberschuss von 650 Mio. €. Gewinnverwendung. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 23. April 2015 für das Geschäftsjahr 2014 eine Dividende von 1 € je Aktie vorschlagen. Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB. Der Vorstand der RWE AG hat mit Datum vom 13. Februar 2015 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB abgegeben und diese auf der Internetseite von RWE unter www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung-par-289a-HGB veröffentlicht. 1.9 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABEN Gegenstand der folgenden Darstellung sind die Angaben nach §§ 315 Abs. 4 und 289 Abs. 4 HGB sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 AktG. Erläutert werden u. a. Regelungen, die bei RWE im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle zum Tragen kommen und Befugnisse des Vorstands zur Veränderung der Kapitalstruktur betreffen. Sie stehen im Einklang mit den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,66% und 6,34% am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren; 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie; 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie; 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10% der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2014 gab es eine einzige Beteiligung an der RWE AG von über 10% der Stimmrechte. Gehalten wurde sie von der RWEB GmbH mit Sitz in Dortmund. Die Gesellschaft hatte am 25. September 2013 eine Meldeschwelle nach § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) überschritten und uns daraufhin mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil zu diesem Zeitpunkt 16,15% betrug. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands richtet sich nach den §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz (MitbestG). Satzungsänderungen richten sich nach den Bestimmungen der §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Gemäß § 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. Nach § 10 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form und nicht den Inhalt, betreffen. Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10% des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen anschließend eingezogen werden. Ferner dürfen die erworbenen Aktien im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien. Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht in den folgenden Fällen ausschließen: Zum einen kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10% des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20% erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Das trifft u. a. auf unsere Anleihen zu. Handelt es sich um nicht nachrangige Papiere, gilt folgende Regelung: Im Falle eines Kontrollwechsels in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings der RWE AG unter die Kategorie "Investment Grade" können die Gläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG das Recht, sie innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen. Falls die Hybridanleihen nicht abgelöst werden und zugleich das Kreditrating von RWE innerhalb des Kontrollwechselzeitraums unter die Kategorie "Investment Grade" fällt, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 4 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber treten mit uns in Verhandlung über eine Fortführung der Kreditlinie. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Eine ähnliche Regelung gilt für die Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) im Oktober 2011 bzw. September 2013 zugesagt hat. Auch hier ist vertraglich festgelegt, dass innerhalb einer 30-Tage-Frist über die Fortführung des jeweiligen Darlehens verhandelt wird. Verlaufen die Gespräche ergebnislos, kann die EIB die Darlehen kündigen. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle das Recht, ihren Arbeitsvertrag vorzeitig zu kündigen. Bei Ausübung dieses Rechts erhalten sie eine Einmalzahlung zur Abgeltung der vereinbarten Vertragsdauer, die mindestens zwei und maximal drei Jahresgesamtvergütungen entspricht. Diese Regelung steht in Einklang mit den seit 2008 geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und ggf. ausgezahlt. Hierzu wird der durchschnittliche Bonus-Malus-Faktor (siehe Seite 100) der vorangegangenen drei Jahre herangezogen. Von ihm hängt ab, ob und in welcher Höhe zurückbehaltene Tantiemen ausgezahlt werden. Der RWE Performance Share Plan 2010 (Beat 2010) für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen sieht im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die Zahlung einer Entschädigung für alle Inhaber von Performance Shares vor. Der zu zahlende Betrag ergibt sich durch Multiplizieren des Preises, der im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlt wurde, mit der Anzahl der Performance Shares, die nach den jeweiligen Planbedingungen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt wird. Der Mid-Term Incentive Plan (MTIP) für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen, der eine Vergütung abhängig vom Verschuldungsfaktor des RWE-Konzerns per 31. Dezember 2016 vorsieht (siehe Seite 101), kann im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle vor Ablauf der Planlaufzeit ebenfalls zu einer Entschädigungszahlung für die Teilnehmer führen. Die Höhe dieser Zahlung richtet sich nach dem zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels prognostizierten Verschuldungsfaktor per 31. Dezember 2016; der so ermittelte Auszahlungsbetrag wird für den Zeitraum bis zum Kontrollwechsel zeitanteilig ausbezahlt. Ausführliche Informationen zur Vergütung von Vorstand und Führungskräften finden Sie in diesem Bericht auf Seite 98 ff. 1.10 INNOVATION RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Unsere rund 200 Projekte auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung leisten wertvolle Beiträge zum Gelingen der Energiewende. Sie helfen uns, Kraftwerke emissionsärmer, Netze intelligenter und Energienutzungen effizienter zu machen. Innovativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Wir wollen damit sicherstellen, dass wir schon heute überzeugende Angebote für die Kundenbedürfnisse von morgen haben. Darüber hinaus profitieren wir im betrieblichen Alltag vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Im vergangenen Jahr haben sie wieder Tausende guter Ideen präsentiert, mit denen wir viele Millionen Euro einsparen werden. Technische Innovationen für eine sichere und umweltschonende Energieversorgung. Forschung und Entwicklung (F&E) betreiben wir vor allem mit dem Ziel, Lösungen für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung zu erarbeiten und dadurch unsere Wettbewerbsfähigkeit dauerhaft zu sichern. Dafür setzen wir an allen Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor an, angefangen bei der Gewinnung von Brennstoffen über die Stromerzeugung, den Netzbetrieb und die Speicherung bis hin zur Energienutzung. Bei der Mehrzahl unserer Aktivitäten arbeiten wir mit externen Partnern aus Anlagenbau, chemischer Industrie oder Forschungseinrichtungen zusammen. Deshalb übersteigt das finanzielle Volumen unserer Projekte den uns selbst zuzurechnenden F&E-Aufwand deutlich. Letzterer belief sich 2014 auf 110 Mio. € (Vorjahr: 151 Mio. €). Von unseren Mitarbeitern waren 390 (Vorjahr: 430) ausschließlich oder teilweise mit F&E-Aufgaben befasst. Rund 200 F&E-Projekte mit einer durchschnittlichen Laufzeit von vier Jahren standen 2014 auf unserer Agenda. Sie alle darzustellen, sprengt den Rahmen dieses Berichts. Wir beschränken uns daher auf eine kleine Auswahl wichtiger Projekte und verweisen darüber hinaus auf unsere Ausführungen unter www.rwe.com/innovation. Flexiblerer Kraftwerkseinsatz im Zusammenspiel mit erneuerbaren Energien. Unsere F&E-Projekte auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung sind großenteils darauf ausgerichtet, Kraftwerke effizienter zu machen oder ihre Emissionen zu verringern. Mit der Energiewende und dem rasanten Ausbau der Solar- und Windkraftanlagen hat sich für uns ein weiterer F&E-Schwerpunkt ergeben: Möglichkeiten auszuloten, wie wir unsere Anlagen noch flexibler einsetzen können. Der Grund: Bei Windkraft- und Solaranlagen ist die Stromerzeugung wetter- und tageszeitabhängig. Mal deckt sie in Deutschland mehr als ein Drittel des Bedarfs ab, mal liegt sie nahe null. Der zeitliche Abstand zwischen solchen Extremen beträgt mitunter nur wenige Stunden. Um diese Schwankungen ausgleichen zu können, müssen konventionelle Kraftwerke ihre Last schnell und häufig nach oben oder unten anpassen können. Wir wollen gleich mit mehreren Forschungsprojekten zur Verbesserung ihrer Flexibilität beitragen. Eine Schlüsselrolle spielt dabei die Frage, wie der dadurch verursachte erhöhte Materialverschleiß begrenzt werden kann. Daher haben wir im Rahmen des Projekts "HWT II" untersucht, wie gut die verschiedenen Metalle und Legierungen in den Rohrleitungen der Kraftwerksblöcke die Temperaturschwankungen aushalten, die mit Laständerungen einhergehen. Das Kürzel "HWT" steht für Hochtemperaturwerkstoffteststrecke, aufgebaut und betrieben haben wir sie im Großkraftwerk Mannheim. Wir konnten unter realen Kraftwerksbedingungen zeigen, dass bestimmte Werkstoffe auf Nickelbasis häufige und schnelle Laständerungen besonders gut tolerieren. An dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geförderten Projekt sind namhafte Partner aus der Kraftwerksindustrie beteiligt. Bei der Aussteuerung der Kraftwerksleistung kann es von Vorteil sein, wenn die Anlage nicht ganz abgeschaltet werden muss. Einmal ausgekühlt, benötigen die einzelnen Komponenten Zeit und Energie, bis sie wieder auf Betriebstemperatur sind und die Anlage Strom ins Netz einspeisen kann. Außerdem belastet permanentes Hoch- und Runterfahren das Material und beschleunigt den Verschleiß einzelner Komponenten. Je geringer also die Mindestlast ist, mit der ein Kraftwerk gefahren werden kann, desto flexibler kann dessen Leistung an den Strombedarf angepasst werden. Im Projekt TcET (Thermochemischer Energiespeicher für thermische Kraftwerke), das wir im Januar 2014 gestartet haben, untersuchen wir, inwieweit Wärmespeicher künftig dazu beitragen können, die elektrische Leistung nach Erreichen der Kesselmindestlast noch weiter zu senken. Dazu wird ein Teil der Wärme, die im Kessel entsteht, in einem Granulat zwischengespeichert und zu einem späteren Zeitpunkt - wenn die Last erhöht werden soll - wieder freigesetzt. Dass wir dabei einen thermochemischen Speicher einsetzen, liegt daran, dass die Speicherverluste bei dieser Technologie besonders niedrig sind. RWE senkt Schwefelausstoß von Braunkohlekraftwerken. Seit den 1980er-Jahren sorgen Rauchgas-Entschwefelungsanlagen (REA) dafür, dass unsere deutschen Kohlekraftwerke kaum noch Schwefeldioxid (SO2) emittieren. Weltweiter Standard bei solchen Anlagen ist ein Reinigungsverfahren, bei dem SO2 mithilfe einer Kalksteinlösung ausgewaschen wird. Seit August 2014 setzen wir in einem unserer Braunkohleblöcke in Niederaußem eine neue Rauchgasentschwefelungstechnik mit der Bezeichnung "REAplus" ein. Verfahrenstechnische Verbesserungen machen es hier möglich, SO2 wesentlich effizienter als bisher aus dem Rauchgas herauszufiltern. Die Technik haben wir seit 2008 gemeinsam mit dem österreichischen Unternehmen Andritz entwickelt, und zwar zunächst an einer Pilotanlage im Innovationszentrum Kohle in Niederaußem; sie wird nun im kommerziellen Kraftwerksbetrieb erprobt. Damit wollen wir sicherstellen, dass das Verfahren auch im Dauerbetrieb zufriedenstellende Ergebnisse bringt. Angenehmer "Nebeneffekt": REAplus ist nicht nur wirksamer als herkömmliche Anlagen, sondern verbraucht auch weniger Strom. Umweltschonenderes Verfahren für die Verankerung von Windkraftanlagen im Meeresboden. Bei unserer F&E-Tätigkeit auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien gilt unser besonderes Augenmerk der Errichtung von Windparks im Meer. Seit Juli 2010 beteiligen wir uns an der Initiative "Offshore Wind Accelerator" (OWA). Der britische Carbon Trust bündelt darin die Kompetenzen von neun führenden Energieunternehmen. Eins der Projekte, die wir in diesem Rahmen verfolgen, ist "VIBRO". Es zielt darauf ab, Windkraftanlagen mit geringerem Aufwand und weniger Lärmentwicklung im Meeresboden zu verankern. Weit verbreitet ist die Verwendung von Fundamenten, die aus Stahlrohren bestehen. Diese werden üblicherweise mit schweren Rammgeräten in den Meeresboden getrieben. In einer Testanlage in Cuxhaven vergleichen wir das traditionelle Vorgehen beim Einrammen mit einem alternativen Verfahren, das den Prozess durch Vibrationen unterstützt: Die Stahlrohre werden dabei mit einem großen Rüttler in Schwingung versetzt, sodass sie den Boden leicht auflockern und mit ihrem Eigengewicht sehr rasch dort eindringen können. Die Ergebnisse aus dem Vergleichstest könnten Auswirkungen für die gesamte Branche haben. Die möglichen Vorteile des neuen Verfahrens sind keinesfalls nur wirtschaftlicher Natur: Da der Schall an der Quelle reduziert wird, verringert das Verfahren den Unterwasserlärm, der das empfindliche Gehör von Delfinen und Schweinswalen erheblich beeinträchtigen kann. Ressourcenschonende Strom- und Wärmeerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung im kleinen Maßstab. Mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen - kurz: KWK-Anlagen -erzeugen Heizkraftwerke aus unterschiedlichen Energieträgern Strom für die Industrie oder für Wohnsiedlungen. Die Abwärme, die dabei entsteht, wird für Produktionsprozesse oder zum Heizen genutzt. Inzwischen können solche Anlagen auch in Privathäusern betrieben werden; sie sind dann lediglich waschmaschinengroß. Diese sogenannten Mini- und Mikro-KWK-Anlagen arbeiten im Haushalt vorrangig dann, wenn Wärme für die Heizung oder warmes Wasser benötigt wird. Dies geschieht somit unabhängig von der Stromnachfrage. RWE Effizienz hat im vergangenen Jahr die intelligente Steuerungstechnik "RWE easyOptimize" entwickelt, die es erlaubt, den Betrieb der Anlagen stärker an den Stromverbrauchsspitzen im Haushalt auszurichten, ohne dass Abstriche bei der Wärmeversorgung gemacht werden müssen. Ein weiterer Vorteil von RWE easyOptimize: Haushalte können den selbst erzeugten Strom in höherem Maße selbst verbrauchen. Das ist günstiger, als ihn bei immer niedrigeren Vergütungen ins öffentliche Netz einzuspeisen. Darüber hinaus können dank RWE easyOptimize einzelne Mikro-KWK-Anlagen gebündelt werden: Aus mehreren Kleinanlagen entsteht so ein virtuelles Kraftwerk mit einer um ein Vielfaches höheren Leistung. Im Oktober 2014 haben RWE Effizienz und RWE Vertrieb gemeinsam einen Pool von zunächst 22 Mikro-KWK-Anlagen mit einer elektrischen Gesamtleistung von 100 Kilowatt gebildet. Die Anlagenbetreiber wurden dadurch in die Lage versetzt, den selbst erzeugten Strom am Markt anzubieten. Tatsächlich erledigt RWE das für sie: Wir vermarkten den Strom am Regelenergiemarkt, übernehmen die Steuerung des Anlagenbetriebs und die Vergütung der Betreiber. Die intelligente Vernetzung mehrerer kleiner KWK-Anlagen ist ein wichtiger Schritt - nicht nur für uns und unsere Kunden: Miteinander verbundene Anlagen können auch einen wertvollen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Netzstabilität leisten. Zukunftsweisende Lösungen für intelligente Stromnetze in Europa. Während es früher fast ausschließlich Großkraftwerke waren, die Strom produzierten, wird diese Rolle heute zunehmend von den Verbrauchern selbst übernommen. Immer mehr Haushalte verfügen über eine Solaranlage und speisen Strom ins Netz ein. Insbesondere für die Betreiber von Mittel- und Niederspannungsnetzen bedeutet das zusätzlichen Koordinationsaufwand. Damit das Netz nicht aus der Balance gerät, müssen mithilfe neuer Technologien "intelligente" Ausgleichsmechanismen geschaffen werden. Im Rahmen des von der EU geförderten Großprojekts "Grid4EU" arbeiten derzeit führende Verteilnetzbetreiber aus sechs europäischen Ländern an Konzepten und Technologien mit dem Ziel, die lokalen Netze noch flexibler und belastbarer zu machen. Auch RWE nimmt an dieser Initiative teil. Gemeinsam mit ABB und der Technischen Universität Dortmund testen wir in der westfälischen Gemeinde Reken, wie bestehende Mittelspannungsnetze so optimiert werden können, dass sie dynamischer und flexibler auf die schwankende Einspeisung von Strom aus regenerativen Energien reagieren. Zu diesem Zweck wurden die Ortsnetzstationen mit neuen Betriebsmitteln ausgestattet, die die aktuelle Belastungssituation im Netz messen und die Stromflüsse automatisch anpassen können. Bei Bedarf werden bestehende Ringleitungen so geschaltet, dass Verbraucher und Einspeiser direkt miteinander verbunden sind. Der in Reken produzierte Strom wird damit vermehrt direkt vor Ort verbraucht. Das entlastet die Netze in der Umgebung. Die zusätzlichen Steuerungsmöglichkeiten machen das Netz auch zuverlässiger: Im Störungsfall erkennt die zuständige Netzleitstelle im 120 Kilometer entfernten Arnsberg direkt, wo eine Reparatur notwendig ist. Das Rekener Modell soll Schule machen, auch außerhalb Deutschlands. Ziel ist ein standardisiertes Produkt, das trotz hoher Komplexität auch in die Netze der anderen europäischen Energieverteiler eingebaut werden kann. Neue unterirdische Kabelstrecke auf Basis moderner Supraleiter-Technologie in Betrieb. Ein weiteres Beispiel für intelligente Lösungen im Stromverteilnetz ist das Projekt "AmpaCity". Ende April 2014 haben wir an unserem Heimatstandort Essen die weltweit längste unterirdische Kabelstrecke mit moderner Supraleiter-Technologie in das Stromnetz integriert. Die eingesetzten Materialien ermöglichen es, Strom bei sehr niedrigen Temperaturen von etwa minus 200 Grad Celsius nahezu ohne elektrische Verluste über größere Distanzen zu transportieren. Ein Vorteil ist, dass weniger Umspannanlagen benötigt werden: Wertvolle Grundstücke im innerstädtischen Bereich, die ansonsten für den Netzbetrieb gebraucht würden, lassen sich dadurch anderweitig nutzen. Die neue Kabelstrecke ist einen Kilometer lang, 15 Zentimeter dick und verursacht weder Wärmeabstrahlung noch magnetische Felder. Sie kann deshalb in bestehenden Kabelschächten verlegt werden. Nach 180 Tagen Dauerbetrieb konnten wir Ende Oktober mit unseren Partnern - dem Kabelhersteller Nexans und dem Karlsruher Institut für Technologien (KIT) - eine positive Zwischenbilanz ziehen: Das 10.000-Volt-Supraleiterkabel hat alle Erwartungen erfüllt. "AmpaCity" ist wegweisend für die künftige Energieversorgung in Großstädten. Das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geförderte Projekt stößt deshalb auf großes Interesse: Delegationen aus aller Welt haben sich die Technologie bereits vor Ort erläutern lassen. Einblick in die Zukunft des Wohnens. Bei etwa drei Viertel aller Wohngebäude in Deutschland könnte der Energiebedarf für Heizung und Warmwasser durch energetische Sanierung deutlich verringert werden. Mit dem "RWE Zukunftshaus" in Bottrop, einem Einfamilienhaus aus den 1960er-Jahren, sind wir noch einen Schritt weiter gegangen: Durch den Einsatz neuer Technologien haben wir erreicht, dass es den Energiebedarf fast komplett selbst decken kann. Dazu haben wir es mit einer Sole-Wasser-Wärmepumpe für die Fußboden- und Deckenheizung und einer Photovoltaikanlage für die Stromversorgung ausgestattet. Für die intelligente Aussteuerung dieser Geräte sorgt "RWE SmartHome", unser Produkt für eine nutzerfreundliche Hausautomatisierung. Entstanden ist das RWE Zukunftshaus im Zuge der Aktion "InnovationCity Ruhr - Modellstadt Bottrop". Mit einer Vielzahl von Einzelprojekten will diese Initiative Möglichkeiten einer Stadtentwicklung aufzeigen, die Ressourcenschonung, Klimaschutz und Sicherung des Industriestandorts in Einklang bringt. Wir nutzen das Haus nun u. a. dazu, die Praxistauglichkeit der dort verwirklichten Lösungen zu testen. Der "Innovation Hub" - Labor für neue Geschäftsmodelle. Unser Streben nach Innovationen reicht über die technisch ausgerichtete F&E-Tätigkeit weit hinaus. Kreativ sind wir auch bei der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Unternehmen, die in einem sich dynamisch wandelnden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für die Kundenbedürfnisse von morgen und übermorgen haben. Bei RWE und im Umfeld des Unternehmens gibt es viele kluge Köpfe, die uns dabei helfen können. Wir bringen sie zusammen und geben ihnen die Möglichkeit, Geschäftsideen ohne Denkverbote zu sondieren und vielversprechende Neuerungen direkt am Markt zu erproben. Organisiert und vorangetrieben wird dieser Innovationsprozess von unserem Anfang 2014 ins Leben gerufenen "Innovation Hub" (deutsch: Innovationszentrum), der von einem derzeit elfköpfigen Team betreut wird. Im Innovation Hub wurden bereits Themengebiete identifiziert, die gute Perspektiven für neue Geschäftsmodelle bieten. Dazu zählen die fortschreitende Digitalisierung, neue Formen des Energiemanagements und die Verwertung der enormen Datenbestände im Unternehmen. Außerdem hat sich das Innovationsteam zur Aufgabe gemacht, die vielfältigen, laufenden RWE-Aktivitäten auf dem Gebiet der Hausautomatisierung zu koordinieren und weiterzuentwickeln. Für all diese Themengebiete konnten bereits internationale Expertenteams gebildet werden. Ein Meilenstein war Anfang 2015 die Gründung der Initiative "German Tech Entrepreneurship Center" (GTEC), die wir gemeinsam mit der Europäischen Schule für Management und Technologie (ESMT) sowie Partnern aus der Industrie gestartet haben. Die Initiative soll junge, innovative Unternehmen mit etablierten internationalen Gesellschaften und Forschungseinrichtungen zusammenbringen, um neuen Geschäftsmodellen zum kommerziellen Durchbruch zu verhelfen. Wir versprechen uns von der Partnerschaft auch, dass wir damit die Erfolgschancen unserer eigenen Ideen verbessern können. Einige Ideen sind bereits auf ihre Markttauglichkeit hin getestet worden. Zu den Initiativen, die dabei erfolgreich waren, zählt eine Maßnahme zur Senkung der Beratungskosten bei Neukunden. Durch Analysen unserer Datenbestände haben wir herausgefunden, dass viele Neukunden Anfragen an uns richten, wenn sie ihre erste Rechnung erhalten haben. Dem können wir begegnen, indem wir ihnen bereits im Vorfeld ein Video übersenden, das sie auf Basis ihrer individuellen Verbrauchsdaten über die wichtigsten Aspekte ihrer Rechnung aufklärt. Unsere Tests mit etwa 1.400 Haushalten in Belgien und den Niederlanden haben gezeigt, dass die vorab informierten Kunden nicht nur weniger Anfragen an uns richteten, sondern auch zufriedener waren. Wir planen daher, Videos in größerem Maßstab auch außerhalb der Testregionen einzusetzen und damit die Chancen auszuloten, die dieses Medium für unser gesamtes Vertriebsgeschäft bietet. Große wirtschaftliche Vorteile durch Verbesserungsvorschläge unserer Mitarbeiter. Auch im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken der Beschäftigten. Allein 2014 gingen im Rahmen des konzernweiten Ideenmanagements rund 6.200 Verbesserungsvorschläge bei uns ein. Ihren wirtschaftlichen Nutzen veranschlagen wir für das erste Jahr ihrer Umsetzung auf etwa 44 Mio. €. Ein Beispiel: Am Braunkohlestandort Niederaußem bei Köln haben RWE-Mitarbeiter eine Antwort auf die Frage gefunden, wie sie Außenarbeiten am unten verriegelten Ascheabwurftrichter ihres Kraftwerksblocks vornehmen können, während oberhalb des Trichters die Kesselanlage weiter läuft und sich im Trichter rotglühende Asche sammelt. Sie hatten die Idee, den Trichter zunächst mit Sand zu füllen und damit einen Hitzepuffer zwischen Asche und Trichter zu schaffen. Der dadurch mögliche Fortgang des Betriebs bringt uns Mehreinnahmen von rund 650 Tsd. € pro Jahr. Da auch bei anderen Kraftwerken so verfahren werden kann, dürfte sich dieser Betrag noch deutlich erhöhen. 1.11 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN Die vergangenen Jahre haben gezeigt, wie schnell sich die Rahmenbedingungen im Energiesektor ändern können. Politische Eingriffe beeinträchtigen die Planbarkeit von Geschäftsmodellen und Investitionen. Veränderungen der Großhandelspreise für Strom und Brennstoffe können unsere Ertragslage ebenfalls stark beeinflussen. Ein professionelles Risikomanagement ist daher auch für Versorger wie RWE unerlässlich. "Professionell" heißt, dass wir Risiken systematisch erfassen, bewerten und steuern. Es heißt aber auch, dass wir Chancen erkennen - und 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 entscheidet über den Risikoappetit des Unternehmens. Dabei definiert der Vorstand Obergrenzen für die aggregierten Marktrisiken. Zudem entscheidet er über Einzeltransaktionen, die erhebliche Risiken mit sich bringen können. Für die Überwachung und Weiterentwicklung des Risikomanagementsystems ist der Risikomanagement-Ausschuss zuständig. Er besteht aus den Leitern folgender Bereiche der RWE AG mit konzernweiter Zuständigkeit: Controlling, Group Risk (bis Ende 2014), Finanzen, Personal- und Führungskräftemanagement, Rechnungswesen & Steuern, Recht & Compliance, Revision, Sicherheit sowie Unternehmensentwicklung & Strategie. Den Vorsitz hat der Leiter des Bereichs Controlling aus dem Finanzressort. Unterhalb des Risikomanagement-Ausschusses ist der Bereich Controlling für die Kontrolle, Steuerung und Koordination des Risikomanagementsystems verantwortlich. Der Bereich berichtet dem Ausschuss und dem Vorstand der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Konzerns. Darüber hinaus sind eine Reihe weiterer Organisationseinheiten mit zentralen Risikomanagement-Aufgaben betraut. Absicherungsstrategien für Commodities, die von allgemeinen Vorgaben abweichen, werden von einem Commodity-Management-Komitee genehmigt. Den Rahmen dafür gibt der Gesamtvorstand vor. Das Komitee setzt sich aus der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading und seit 2015 dem Leiter des Bereichs Controlling zusammen; 2014 war dort noch der Leiter des Bereichs Group Risk vertreten. Überwacht werden die Commodity-Risiken vom Finanzvorstand der RWE AG. Dabei unterstützen ihn die Finanzvorstände und die für den Finanzbereich zuständigen Geschäftsführer der wichtigsten Konzerngesellschaften. Limite für Commodity-Risiken der operativen Gesellschaften werden von der Organisationseinheit Group Risk Control festgelegt; Grundlage hierfür sind die vom Gesamtvorstand vorgegebenen Risikoobergrenzen. Die Organisationseinheit ist zudem dafür zuständig, konzernweite Vorgaben für die Risikomessung zu erarbeiten, die Commodity-Risiken zu beobachten und dem Vorstand der RWE AG darüber zu berichten. Group Risk Control war 2014 dem inzwischen aufgelösten Bereich Group Risk zugeordnet und gehört nun zum Bereich Controlling. Innerhalb der RWE Supply & Trading ist die Organisationseinheit Risk Control für die Überwachung von Commodity-Risiken zuständig. Um die Steuerung von Kreditrisiken des RWE-Konzerns kümmert sich die Einheit Credit Risk und um die Steuerung versicherbarer Risiken die Einheit Insurance. Beide sind als Centers of Expertise bei unserer Dienstleistungstochter RWE Group Business Services angesiedelt. Finanzwirtschaftliche Risiken werden auf Ebene der RWE AG von der Organisationseinheit Finanzcontrolling überwacht. Zu den Aufgaben dieser Einheit, die zum Bereich Finanzen Konzern gehört, zählt auch die Berichterstattung über Währungs-, Zins- und Liquiditätsrisiken. Über die strategischen Leitlinien für das Management unserer Finanzanlagen (einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e.V. und der RWE Pensionsfonds AG) bestimmt das Asset-Management-Komitee der RWE AG. Es wägt Ertragschancen und -risiken gegeneinander ab, wählt geeignete Anlagekategorien aus (Anleihen, Aktien etc.) und entscheidet darüber, wie die Mittel auf diese verteilt werden. Mitglieder des Asset-Management-Komitees sind der Finanzvorstand der RWE AG, der Leiter Finanzen sowie die Finanzvorstände einiger wichtiger Konzerngesellschaften. Für die Überwachung von Risiken aus der Finanzberichterstattung ist der Bereich Rechnungswesen & Steuern der RWE AG zuständig. Er ist dem Finanzvorstand unterstellt und bedient sich eines rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems, das wir auf Seite 85 f. darstellen. Die Organisationseinheit Compliance, die dem Bereich Recht & Compliance zugeordnet ist, wacht darüber, dass der RWE-Verhaltenskodex eingehalten wird. Ihr besonderes Augenmerk gilt der Vermeidung von Korruptionsrisiken. Sie 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. Die Organisation des Risikomanagements scroll Vorstand der RWE AG Gesamtverantwortung für das konzernübergreifende Risikomanagementsystem Risikomanagement-Ausschuss Implementierung und Weiterentwicklung des Risikomanagementsystems Konzerncontrolling (inklusive Group Risk Control) Kontrolle und Steuerung der Konzernrisiken und Koordination des Risikomanagementsystems Commodity-Management-Komitee Entscheidungen über Absicherungsstrategien Asset-Management-Komitee Steuerung des Risiko-Chancen-Profils, das sich aus der Wertpapieranlage ergibt RWE Supply & Trading Risk Control Überwachung von Commodity-Risiken Credit Risk Steuerung von Kreditrisiken Insurance Steuerung von versicherbaren Risiken Finanzen Konzern Finanzcontrolling Überwachung finanz- wirtschaftlicher Risiken Rechnungswesen & Steuern Konzern Steuerung der Risiken aus der Finanzberichterstattung Recht & Compliance Konzern Compliance Konzern Überwachung der Einhaltung des RWE-Verhaltenskodex Konzerngesellschaften Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess. Das Risikomanagement ist als kontinuierlicher Vorgang in unsere betrieblichen Abläufe integriert. Risiken und Chancen -definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten - werden frühzeitig erkannt und klassifiziert. Wir bewerten Risiken anhand ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Schadenshöhe und fassen sie auf Ebene des Konzerns zusammen. Unsere Analyse erstreckt sich auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung. Sie kann bei wesentlichen strategischen Risiken auch darüber hinausreichen. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einer Position zusammengefasst. Die wesentlichen Einzelrisiken des RWE-Konzerns analysieren wir mithilfe einer Matrix, in der sie mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der potenziellen Nettoschadenshöhe dargestellt sind (siehe Abbildung auf der folgenden Seite). So können wir ableiten, ob und in welchem Umfang Handlungsbedarf besteht. Wir bewerten Risiken danach, wie sie sich auf unser betriebliches Ergebnis auswirken (Ergebnisrisiken), und/oder danach, wie sie unsere Nettoschulden und den Free Cash Flow beeinflussen (Verschuldungs-/ Liquiditätsrisiken). Je nach Eintrittswahrscheinlichkeit und möglichem Schaden unterscheiden wir zwischen geringen, mittleren und hohen Risiken. Fassen wir Einzelrisiken, etwa das Zinsrisiko, in Risikoklassen wie "Finanzwirtschaftliche Risiken" zusammen, entscheidet das höchste Einzelrisiko über die Risikoeinstufung der Risikoklasse. Unsere Risiken überwachen wir laufend. Bei mittleren und hohen Risiken leiten wir Maßnahmen ein, um sie zu begrenzen. Unsere Risiken und Chancen erheben wir im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Die Führungs- und Aufsichtsgremien werden im Rahmen der Quartalsberichterstattung über die Risikolage informiert. Für Unternehmen, die wir nach der Equity-Methode bilanzieren, gelten eingeschränkte Berichtspflichten. Die Risiken dieser Gesellschaften erfassen wir mindestens einmal pro Jahr im Rahmen der Mittelfristplanung. Über unvorhergesehene wesentliche Veränderungen der Risikosituation wird der Vorstand der RWE AG unverzüglich in Kenntnis gesetzt. Unsere Konzernrevision begutachtet regelmäßig die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems. Sie ist funktional an den Gesamtvorstand angebunden und untersteht disziplinarisch dem Finanzvorstand. Die Konzernrevision ist zertifiziert nach dem vom Deutschen Institut für Interne Revision e.V. empfohlenen Standard "Qualitätsmanagement in der Internen Revision". RWE-Risikomatrix scroll Schadenskategorien Ergebnisrisiken Mögliche Ergebniswirkung in % des geplanten betrieblichen Ergebnisses2 Verschuldungs-/Liquiditätsrisiken Mögliche Auswirkungen auf Nettoschulden/Free Cash Flow in Mio. € IV ≥50 % ≥ 4.000 III ≥20 und<50 % ≥ 2.000 und < 4.000 II ≥10 und < 20 % ≥ 1.000 und < 2.000 I <10 % < 1.000 1 Bezogen auf das Jahr, in dem die maximale Schadenshöhe eintreten könnte 2 Aus der Mittelfristplanung abgeleiteter Durchschnittswert für die Jahre 2015 bis 2017 Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung. Wie auf Seite 26 erläutert, setzen der subventionierte Ausbau der erneuerbaren Energien und der Preisverfall bei Steinkohle die Stromgroßhandelspreise unter Druck, vor allem in Deutschland. Deshalb mussten wir bereits hohe Wertberichtigungen im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung vornehmen. Sollte die Baisse an den Commodity-Märkten anhalten, könnten sich die Kraftwerksmargen weiter verschlechtern. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Preise wieder anziehen und sich die Krise der konventionellen Stromerzeugung abschwächt. Neben der Entwicklung der Commodity-Preise werden auch die künftigen energiepolitischen Weichenstellungen großen Einfluss auf unsere Ertragslage haben. Von großer Bedeutung wird sein, welche Anpassungen die Bundesregierung am deutschen Strommarktdesign vornehmen wird, um angesichts der wirtschaftlichen Schwierigkeiten konventioneller Kraftwerke die Sicherheit der Stromversorgung zu gewährleisten. Dies wird sich voraussichtlich 2015 konkretisieren. Wir sehen die Chance, dass geeignete Reformmaßnahmen die Krise der konventionellen Stromerzeugung entschärfen. Allerdings könnten die Maßnahmen auch zu kurz greifen oder sogar kontraproduktiv sein. Daneben besteht das Risiko, dass politische Initiativen wie das deutsche "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020" die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung zusätzlich verschlechtern. Erhebliche regulatorische Risiken sehen wir derzeit auch im britischen Energievertrieb. Sollte sich die Labour Party bei den Parlamentswahlen im Mai 2015 durchsetzen, ist mit direkten politischen Eingriffen in die Preisbildung im Privatkundengeschäft zu rechnen. Trotz der beschriebenen Entwicklungen und Unwägbarkeiten sind gegenwärtig keine Risiken erkennbar, die den Fortbestand der RWE AG oder des RWE-Konzerns gefährden. Den Auswirkungen stark verschlechterter Rahmenbedingungen im Energiesektor begegnen wir mit umfangreichen Maßnahmen zur Stärkung unserer Ertrags- und Finanzkraft. Viele dieser Maßnahmen betreffen unser Stromerzeugungsgeschäft. Mit unserem 2012 gestarteten konzernweiten Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir einen nachhaltigen Ergebniseffekt von 2,0 Mrd. € erzielen, der ab 2017 in vollem Umfang zum Tragen kommen soll. Davon hatten wir Ende 2014 bereits 1,4 Mrd. € realisiert. Neben Effizienzverbesserungen streben wir in begrenztem Umfang auch operatives Wachstum an, und zwar vor allem bei den erneuerbaren Energien und im Vertrieb. Auch Desinvestitionen wie der Verkauf von RWE Dea und Investitionskürzungen helfen uns, die Finanzkraft von RWE zu stärken. scroll Ergebnisrisiken von RWE Einstufung des höchsten Einzelrisikos 2014 2013 Marktrisiken Risiken aus Commodity-Preisschwankungen mittel mittel Umfeldrisiken Regulatorische und politische Risiken mittel mittel CO2-Emissionen mittel gering Sonstige Rechts- und Schiedsverfahren mittel gering Operative Risiken Kontinuität des Geschäftsbetriebs/Unternehmensstrategische Risiken mittel mittel Informationstechnologie mittel gering Finanzmarkt- und Kreditrisiken Finanzwirtschaftliche Risiken gering gering Bonität von Geschäftspartnern gering gering Sonstige Risiken gering gering Stand: 31. Dezember 2014 Ergebnisrisiken von RWE. Wie die Übersicht auf Seite 78 zeigt, lassen sich unsere wesentlichen ergebnisbezogenen Risiken in fünf Kategorien einteilen. Marktrisiken, Umfeldrisiken und operativen Risiken messen wir derzeit die größte Bedeutung zu. Im Folgenden erläutern wir die oben aufgeführten Risiken, aber auch die Chancen, die mit ihnen einhergehen. Außerdem zeigen wir auf, mit welchen Maßnahmen wir die Gefahr negativer Entwicklungen begrenzen. Marktrisiken: • Risiken und Chancen aus Commodity-Preisschwankungen. Die Preisentwicklung an den Commodity-Märkten hat großen Einfluss auf unser Ergebnis, insbesondere in der Stromerzeugung. Beispielsweise können weiter fallende Stromnotierungen die Werthaltigkeit unserer Kraftwerke und bestimmter, zu Fixpreisen abgeschlossener Strombezugsverträge mindern. Obwohl wir in der Vergangenheit bereits hohe außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen haben, besteht das Wertberichtigungsrisiko fort. Wir sehen aber auch die Chance, dass sich die Stromgroßhandelspreise und Erzeugungsmargen wieder 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-Preisrisiken der Erzeugungs- und Vertriebsgesellschaften im Konzern werden über Absicherungsvorgaben der RWE AG gesteuert. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir solche Risiken dadurch, dass wir nahezu ihren gesamten Strom mit bis zu drei Jahren Vorlauf auf Termin verkaufen und die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte ebenfalls frühzeitig preislich absichern. Auch im Gas-Midstream-Geschäft von RWE Supply & Trading nutzen wir Terminmärkte, um Preisrisiken einzudämmen. Außerdem haben wir Risiken aus unseren langfristigen Gasbezugsverträgen durch erfolgreiche Preisrevisionen mit unseren Gaslieferanten abgebaut. Lediglich mit Gazprom konnte noch keine endgültige Lösung gefunden werden. Bei der jüngsten Preisrevision, die im Februar 2014 abgeschlossen wurde, haben wir allerdings erreicht, dass der Kontrakt für die Zeit bis Mitte 2016 ergebnisneutral ist und sich das Risiko daraus somit deutlich verringert hat. Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise auch als sogenannte bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie im Anhang auf Seite 172 ff. Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. In dieser Gesellschaft bringen wir unser Know-how rund um Commodity-Geschäfte zusammen und bündeln gleichzeitig die damit verbundenen Risiken. RWE Supply & Trading ist die Schnittstelle des RWE-Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Das Unternehmen vermarktet große Teile der Erzeugungsposition des Konzerns und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2-Zertifikate ein. Seine Funktion als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Ergebnisrisiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten erzeugungs- und vertriebsseitig einzugrenzen. Um das Risiko auf der Beschaffungs- und Absatzseite zu mindern, setzt RWE Supply & Trading auch Commodity-Derivate ein. Die Handelsgeschäfte der Gesellschaft sind allerdings nicht ausschließlich auf Risikominderung ausgerichtet; in streng limitiertem Umfang zielen sie auch darauf ab, Preisänderungen an den Energiemärkten zu nutzen. Das Risikomanagementsystem im Energiehandel des RWE-Konzerns ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich das Kreditrisiko innerhalb genehmigter Limite bewegt. Konzernweit geltende Richtlinien geben Strukturen und Prozesse dafür vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. In unseren Tochtergesellschaften werden Commodity-Positionen permanent überwacht und die Ergebnisse den zuständigen Gremien mitgeteilt. Risiken aus reinen Handelsgeschäften von RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Darüber hinaus informiert sich der Vorstand der RWE AG quartalsweise über die Commodity-Risikopositionen des Konzerns. Dazu teilen unsere Tochtergesellschaften ihre Positionen der Organisationseinheit Group Risk Control mit, die die Meldungen konsolidiert. Über die Risikoobergrenzen im Energiehandel entscheidet der Vorstand der RWE AG. Von zentraler Bedeutung ist dabei der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde; für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschreitet. Zentrale Steuerungsgröße für die Commodity-Positionen ist der Global VaR, der sich auf das Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading bezieht und nicht höher sein darf als 40 Mio. €. Im Geschäftsjahr 2014 belief er sich auf durchschnittlich 11 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €); der maximale Tageswert betrug 18 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €). Daneben haben wir Limite für die einzelnen Handelstische vergeben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Auswirkungen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn die Risiken zu hoch sind. Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das betriebliche Konzernergebnis auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften das Gesamtrisiko für den Konzern. Dieses stammt hauptsächlich aus der Stromerzeugung. Bei einem Konfidenzniveau von 95% werden Veränderungen der Commodity-Preise unser betriebliches Ergebnis im Jahr 2015 höchstens mit ca. 40 Mio. € positiv oder negativ beeinflussen. Stichtag für die Ermittlung dieses Wertes war der 31. Dezember 2014. Umfeldrisiken: • Regulatorische und politische Risiken und Chancen. Als Versorger planen wir unsere Investitionen für Zeiträume, die Jahrzehnte umfassen. Daher sind wir in besonderer Weise von Veränderungen der energiepolitischen Rahmenbedingungen betroffen, und zwar auf nationaler wie auf europäischer Ebene. Derzeit stehen in zahlreichen europäischen Ländern und auf Ebene der EU umfassende Reformen im Energiesektor auf der Agenda. Dabei geht es u. a. um die Frage, wie angesichts der zunehmenden volatilen Stromeinspeisungen aus erneuerbaren Energien und der zuletzt stark verringerten Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke eine sichere Stromversorgung gewährleistet werden kann. Großbritannien und Frankreich beantworten diese Frage mit der Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes. Welchen Weg Deutschland einschlägt, steht noch nicht fest. Sollte sich die Bundesregierung ebenfalls für die Einführung eines Kapazitätsmarktes entscheiden, sehen wir die Chance, dass dieser bei entsprechender Ausgestaltung den wirtschaftlichen Betrieb der für die Stromversorgung benötigten konventionellen Kraftwerke gewährleistet. Allerdings besteht auch das Risiko, dass Reformen zu kurz greifen oder einzelne Energieträger gezielt begünstigen. In diesem Fall könnte sich unsere Ertragslage in der konventionellen Stromversorgung weiter verschlechtern. Nach dem Reaktorunglück von Fukushima im März 2011 sind die Rahmenbedingungen für unsere deutschen Kernkraftwerke schwieriger geworden. Mit der Anfang August 2011 in Kraft getretenen 13. Novelle des Atomgesetzes (13. AtG-Novelle) wurde die 2010 beschlossene Verlängerung der Laufzeiten der deutschen Kernkraftwerke rückgängig gemacht. Wir halten die 13. AtG-Novelle für verfassungswidrig, weil die Festlegung der Abschalttermine nicht stichhaltig begründet wurde und den Betreibern der Anlagen keine Entschädigungen gewährt werden sollen. Daher haben wir im Februar und August 2012 Verfassungsbeschwerden eingelegt. Es zeichnet sich ab, dass das Bundesverfassungsgericht noch im laufenden Jahr darüber entscheiden wird. Bereits vor Inkrafttreten der 13. AtG-Novelle hatten der Bund und die Länder im März 2011 einen dreimonatigen Betriebsstopp für sieben deutsche Kernkraftwerke angeordnet. Von dem Moratorium waren unsere Blöcke Biblis A und B betroffen. Die zuständigen Verwaltungsgerichte stellten 2013 rechtskräftig fest, dass die Moratoriumsverfügungen gegen Biblis gesetzeswidrig waren. Ende August 2014 haben wir beim zuständigen Landgericht in Essen Schadensersatzklage gegen das Land Hessen und die Bundesrepublik Deutschland eingereicht. Auch die seit 2011 erhobene Kernbrennstoffsteuer ist für uns mit erheblichen Ergebniseinbußen verbunden. Wir halten die Steuer nicht für rechtmäßig und haben daher bei den zuständigen Finanzgerichten Klage erhoben. Das Finanzgericht Hamburg hat die Frage der Verfassungsmäßigkeit des Kernbrennstoffsteuergesetzes im Januar 2013 dem Bundesverfassungsgericht zur Entscheidung vorgelegt. Im Dezember 2013 hat das Finanzgericht Hamburg in einem Parallelverfahren außerdem eine Vorlage beim Europäischen Gerichtshof (EuGH) beschlossen. Unsere Anträge auf Aussetzung der Vollziehung der Kernbrennstoffsteuer wurden im November 2014 vom Bundesfinanzhof in letzter Instanz abgelehnt. Anfang Februar 2015 hat der Generalanwalt am EuGH in seinem Schlussantrag die Kernbrennstoffsteuer für europarechtskonform erklärt. Ob der EuGH dieser Sicht folgt, wird sich im laufenden Jahr zeigen. Noch offen ist, wann das Bundesverfassungsgericht entscheidet. Wir sehen weiterhin die Chance, dass uns die seit 2011 gezahlte Kernbrennstoffsteuer bei entsprechender höchstrichterlicher Entscheidung in voller Höhe rückerstattet wird, können aber auch nicht ausschließen, dass die Steuer als rechtmäßig eingestuft wird und somit fortbesteht. Weitere Ergebnisrisiken ergeben sich aus der Suche nach einem Endlagerstandort für hochradioaktive Abfälle. Ende Juli 2013 ist das Standortauswahlgesetz (StandAG) in Kraft getreten, durch das sich die Suche erheblich verteuern wird. Die Kosten des Auswahlverfahrens müssen von den Betreibern der Kernkraftwerke getragen werden. Für die erwarteten Zusatzbelastungen haben wir Rückstellungen gebildet. Allerdings ist nicht auszuschließen, dass politische Widerstände die Festlegung eines Ortes erschweren und dadurch weitere Verzögerungen und Belastungen eintreten. Auch außerhalb Deutschlands haben die regulatorischen Eingriffe in den Energiemarkt zugenommen. Eine Rolle spielt dabei auch die schwierige Haushaltslage zahlreicher europäischer Staaten. Spanien etwa hat die Fördersätze für Erneuerbare-Energien-Anlagen rückwirkend massiv gekürzt. Im Dialog mit der Politik weisen wir darauf hin, dass verlässliche Rahmenbedingungen eine Grundvoraussetzung dafür sind, dass Unternehmen in die Energieinfrastruktur investieren. Im Fall Spaniens haben wir überdies Klage beim Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (International Centre for Settlement of Investment Disputes - ICSID) eingereicht und hoffen, damit die Auswirkungen der Förderkürzung auf unsere Ertragslage begrenzen zu können. Regulatorische Eingriffe zulasten der Energieversorger beobachten wir nicht nur in der Stromerzeugung, sondern auch im Vertriebsgeschäft. Ein Beispiel dafür sind die von der ungarischen Regierung verordneten drastischen Kürzungen der Strom- und Gastarife. Risiken sehen wir derzeit insbesondere in Großbritannien. Dort hat der Vorsitzende der oppositionellen Labour Party, Ed Miliband, angekündigt, im Falle eines Sieges bei den Parlamentswahlen im Mai 2015 die Strom- und Gastarife im Privatkundengeschäft für 20 Monate einzufrieren. In der britischen Öffentlichkeit herrscht - ähnlich wie in der deutschen - noch vielfach Unkenntnis über die tatsächlichen Ursachen der Preisentwicklung im Energiemarkt. Politiker und Journalisten, die fehlenden Wettbewerb anprangern oder das Gewinnstreben der Versorger für steigende Energiekosten verantwortlich machen, können daher in der Bevölkerung auf Zustimmung hoffen. Wir stehen im ständigen Dialog mit Vertretern der Politik, Medien und Verbraucherverbände und informieren sie darüber, dass der Anstieg der Strom- und Gasrechnungen maßgeblich auf die Kostenentwicklung zurückzuführen ist. Innerhalb des bestehenden politischen Rahmens sind wir genehmigungsrechtlichen Risiken beim Bau und Betrieb von Produktionsanlagen ausgesetzt. In besonderer Weise betrifft dies unsere Tagebaue, Kraftwerke und Windparks. Wird ihr laufender Betrieb ausgesetzt oder beeinträchtigt, kann es zu erheblichen Produktions- und Erlöseinbußen kommen. Darüber hinaus besteht die Gefahr, dass uns die erforderlichen Genehmigungen für Neubauprojekte verspätet oder gar nicht erteilt werden oder dass bereits erteilte Genehmigungen wieder entzogen werden. Je nach Baufortschritt und vertraglichen Verpflichtungen gegenüber Zulieferern kann dies zu erheblichen finanziellen Belastungen führen. Ein solches Risiko besteht u. a. beim Steinkohlekraftwerk im niederländischen Eemshaven, das 2015 den kommerziellen Betrieb aufnehmen soll. Durch sorgfältige Vorbereitung und Begleitung unserer Genehmigungsanträge versuchen wir dieses Risiko so gering wie möglich zu halten. In Teilen unseres Geschäfts sind wir auch wettbewerbsrechtlichen Risiken ausgesetzt. So hat das Bundeskartellamt im März 2013 ein Verfahren gegen einige Fernwärmeanbieter eröffnet, darunter eine RWE-Gesellschaft. Nach Auffassung der Behörde besteht der Verdacht des Preismissbrauchs. Wir halten unsere Tarifgestaltung dagegen für angemessen. Risiken ergeben sich ferner aus der Regulierung von Energiehandelsgeschäften, die durch zwei EU-Verordnungen deutlich verschärft worden ist. Im Dezember 2011 trat die "Regulation on wholesale Energy Market Integrity and Transparency" (REMIT) in Kraft. Ihr Ziel ist, Insiderhandel und Marktmanipulationen beim Handel mit Strom und Gas zu unterbinden. Die Marktteilnehmer werden dazu verpflichtet, Insiderinformationen zu veröffentlichen. Außerdem müssen sie sich nun registrieren lassen und ab Oktober 2015 ihre Großhandelstransaktionen melden. Neben der REMIT hat auch die im August 2012 in Kraft getretene EU-Verordnung "European Market Infrastructure Regulation" (EMIR) erhebliche Auswirkungen auf das Handelsgeschäft. Unternehmen, die in einem wesentlichen Umfang spekulative Handelsgeschäfte betreiben, haben bestimmte Transaktionen mit Derivaten über Clearingstellen abzuwickeln und dabei in höherem Umfang als bisher finanzielle Sicherheiten zu hinterlegen. Außerdem müssen die Unternehmen sämtliche Geschäfte an ein Transaktionsregister melden. Wir sind von REMIT und EMIR betroffen, unterliegen allerdings nach eigener Einschätzung aktuell nicht der in EMIR vorgesehenen Clearing- und Besicherungspflicht. Wir rechnen damit, dass sich der Berichtsaufwand und die Transaktionskosten im Energiehandel deutlich erhöhen. Es besteht ferner das Risiko, dass Unternehmen wie RWE Supply & Trading, die mit Warenderivaten handeln, dafür ab dem Jahr 2017 eine Erlaubnis zur Erbringung von Finanzdienstleistungen nach dem Kreditwesengesetz benötigen (KWG-Erlaubnis). Die damit verbundenen zusätzlichen regulatorischen Anforderungen könnten erhebliche Mehrkosten verursachen. Die Anreizregulierung für Strom- und Gasnetze in Deutschland birgt ebenfalls Ergebnisrisiken. Für Stromnetzbetreiber hat am 1. Januar 2014 die zweite fünfjährige Regulierungsperiode begonnen. Noch haben wir keine Bescheide darüber erhalten, welche Erlöse die Regulierungsbehörden unseren Stromnetzgesellschaften maximal zubilligen. Es besteht das Risiko, dass die Obergrenzen zu niedrig sind und damit nicht die tatsächliche Kostenentwicklung widerspiegeln. Allerdings besteht auch die Chance, dass unsere künftigen Netzerträge bei angemessenen Obergrenzen und erfolgreichen Effizienzmaßnahmen unsere Annahmen übertreffen. Signale der Regulierungsbehörden deuten darauf hin, dass die regulatorischen Vorgaben im Rahmen unserer Erwartungen liegen werden. Die Bundesregierung hat sich vorgenommen, die Systematik der Anreizregulierung zu überprüfen. Dies soll noch im laufenden Jahr geschehen. In einem Anfang 2015 veröffentlichten Evaluierungsbericht hat die Bundesnetzagentur mehrere Varianten für die künftige Regulierung der deutschen Strom- und Gasnetze dargestellt und Empfehlungen ausgesprochen. Aufgrund dieses Berichts gehen wir davon aus, dass an der bisherigen Systematik festgehalten wird. Allerdings sind auch dann Anpassungen möglich, die gegenüber der aktuellen Regelung zu Mehr- oder Mindererlösen führen können. • CO2-Emissionen. Angesichts des großen Anteils von Braun- und Steinkohlekraftwerken an unserem Stromerzeugungsportfolio liegen unsere spezifischen CO2-Emissionen über dem Branchendurchschnitt. Wir streben an, unseren CO2-Ausstoß bis 2020 von 0,745 Tonnen (2014) auf 0,62 Tonnen je erzeugte Megawattstunde Strom zu reduzieren. Dabei setzen wir u. a. auf den Ausbau der erneuerbaren Energien und den Einsatz moderner konventioneller Kraftwerke. Mit physischen und finanziellen Maßnahmen haben wir unser CO2-Risiko für die dritte Emissionshandelsperiode bis 2020 so weit gesenkt, dass sich eine Verteuerung der Emissionsrechte voraussichtlich nicht wesentlich auf unser Ergebnis auswirken wird. Es besteht aber die Gefahr, dass einzelne EU-Staaten das Europäische Emissionshandelssystem nicht für ausreichend halten und die Unternehmen durch nationale Regelungen zusätzlich belasten. Ein Beispiel dafür ist das deutsche "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020", das 2015 gesetzlich verankert werden soll (siehe Seite 32). Möglicherweise werden den Versorgern zusätzliche Emissionsminderungen vorgeschrieben, die nur durch vorzeitige Schließung von Kohlekraftwerken erreichbar sind. Die ohnehin angespannte Lage in der konventionellen Stromerzeugung könnte sich dann weiter verschlechtern. Vor diesem Hintergrund haben wir das Risiko aus unseren CO2-Emissionen auf "mittel" heraufgestuft (Vorjahr: "gering"). • 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. Für potenzielle Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir Rückstellungen gebildet. Die uns gegenüber geltend gemachten Ansprüche übersteigen die Rückstellungsbeträge allerdings teilweise deutlich. Unter Berücksichtigung der uns vorliegenden rechtlichen Würdigungen halten wir solche Ansprüche für haltlos, können aber nicht ganz sicher sein, dass wir uns mit dieser Auffassung durchsetzen. Gegenüber 2013 sind keine wesentlichen Veränderungen bei den Risiken aus sonstigen Rechts- und Schiedsverfahren eingetreten. Allerdings haben wir unsere Analyse um konservative, unwahrscheinliche Szenarien ergänzt. Infolgedessen hat sich die Risikoeinstufung auf "mittel" erhöht (Vorjahr: "gering"). Operative Risiken: • Kontinuität des Geschäftsbetriebs/Unternehmensstrategische Risiken und Chancen. Auf sämtlichen Stufen unserer Wertschöpfung betreiben wir technologisch komplexe, vernetzte Produktionsanlagen. An unseren Tagebaugeräten, Förderanlagen, Kraftwerkskomponenten und Netzen können nicht versicherte Schäden auftreten. Außerdem kann es zu Verzögerungen beim Bau neuer Anlagen kommen, etwa durch Unfälle, Materialfehler, verspätete Zulieferungen oder zeitaufwendige Genehmigungsverfahren. Diesen Risiken begegnen wir - soweit möglich - durch ein sorgfältiges Betriebs- und Projektmanagement. 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. Sachinvestitionen, Akquisitionen und Desinvestitionen können wegen ihrer langfristigen Auswirkungen auf unser Portfolio mit hohen Risiken verbunden sein. Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte lässt sich nicht ausschließen, dass die Projekterträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Unternehmen gezahlte Preis nachträglich als zu hoch erweisen. In den genannten Fällen müssen ggf. Wertberichtigungen vorgenommen werden. Ebenso ist es aber auch möglich, dass sich Sachinvestitionen und Akquisitionen wirtschaftlich günstiger auswirken als ursprünglich angenommen. Bei geplanten Veräußerungen von Unternehmensteilen besteht die Gefahr, dass sie wegen zu geringer Preisgebote nicht zustande kommen. Außerdem sind sie mit Freistellungs- und Gewährleistungsrisiken verbunden. Für die Vorbereitung und Umsetzung von Sachinvestitions-, Akquisitions- und Veräußerungsentscheidungen gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse. Die intensive Beobachtung von Märkten und Wettbewerbern hilft uns dabei, unternehmensstrategische Risiken und Chancen frühzeitig zu erfassen und zu bewerten. Wie auf den Seiten 35 und 39 dargestellt, haben wir mit der in Luxemburg ansässigen Investmentgesellschaft LetterOne vereinbart, dass sie unsere Tochtergesellschaft RWE Dea übernimmt. Sollte der unwahrscheinliche Fall eintreten, dass die EU oder die USA Sanktionen gegen LetterOne oder deren russische Haupteigentümer verhängen, ist RWE in den ersten zwölf Monaten nach Vollzug der Transaktion zum Rückerwerb des britischen Dea-Geschäfts und zum Weiterverkauf an einen unabhängigen Dritten verpflichtet. Es besteht das Risiko, dass sich dadurch die Konditionen für uns verschlechtern. Der dramatische Strukturwandel im Energiesektor bringt es mit sich, dass viele RWE-Gesellschaften Personal abbauen. Aber es gibt auch Wachstumsfelder im Energiesektor, für die wir speziell qualifizierte Mitarbeiter benötigen. Um im Wettbewerb um solche Arbeitskräfte bestehen zu können, betonen wir bei der Mitarbeiterakquise die Attraktivität von RWE als Arbeitgeber. Darüber hinaus bemühen wir uns, Talente aus den eigenen Reihen langfristig an den Konzern zu binden. Risiken aufgrund der Mitarbeiterfluktuation begrenzen wir durch Stellvertreterregelungen und eine frühzeitige Nachfolgeplanung. Generell halten wir die Verfügbarkeit von qualifiziertem Personal aber nicht für gefährdet und sehen daher keine wesentlichen Geschäftsrisiken in der Kategorie "Personal". • Informationstechnologie. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere und effektive 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 mit hohen Sicherheitsstandards, einer Sensibilisierung der Nutzer sowie Beschränkungen der Zugriffs- und Zugangsrechte. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere IT basiert weitgehend auf marktüblichen Standards. Ihr Betrieb ist in modernen Rechenzentren gebündelt. Risiken bei der Entwicklung von IT-Lösungen steuern wir mithilfe von Qualitätssicherungs- und Risikomeldeprozessen. Aktuell stufen wir unser IT-Risiko als "mittel" ein (Vorjahr: "gering"). Hintergrund ist, dass wir hohe Investitionen in die IT-Infrastruktur von Tochtergesellschaften vornehmen und die Kosten dafür möglicherweise höher ausfallen als zunächst veranschlagt. Finanzmarkt- und Kreditrisiken: • Finanzwirtschaftliche Risiken und Chancen. Schwankungen von Marktzinsen sowie Währungs- und Aktienkursen können unser Ergebnis ebenfalls stark beeinflussen. Große Bedeutung messen wir dem Management von Wechselkursveränderungen bei; das ergibt sich aus unserer internationalen Präsenz. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Die Konzerngesellschaften sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Währungsrisiken über die RWE AG zu begrenzen. Diese ermittelt die Nettofinanzposition je Währung und sichert sie nötigenfalls ab. Die Messung und Begrenzung von Risiken basiert u. a. auf dem VaR-Konzept. Der durchschnittliche VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag 2014 wie schon in den Vorjahren bei unter 1 Mio. €. Zinsrisiken bestehen in zweifacher Hinsicht: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im RWE-Bestand sinken; das 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 2014 auf durchschnittlich 4 Mio. € (Vorjahr: 5 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 2014 durchschnittlich 9 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €). Zu den Wertpapieren, die wir in unserem Portfolio halten, zählen auch Aktien. Der VaR für das Risiko aus Kursveränderungen lag hier im Jahresmittel bei 5 Mio. € (Vorjahr: 7 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. Dadurch erreichen wir einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg. Für Finanzgeschäfte unserer Konzernunternehmen haben wir Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen in internen Richtlinien verbindlich festgelegt. • Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner verfolgen wir deshalb zeitnah und beurteilen deren Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner Ratings. Für die Messung und Steuerung von Kreditrisiken gelten konzernweite Standards. Für Transaktionen mit Lieferanten, Kunden und Finanzinstitutionen, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, und für sämtliche Handelsgeschäfte gibt es ein Kreditlimit, das wir vor ihrem Abschluss festlegen und - wenn notwendig, etwa bei Veränderungen der Bonität - anpassen. Gegebenenfalls lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Im Vertriebsgeschäft schließen wir auch Versicherungen gegen Zahlungsausfälle ab. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handelsgeschäft täglich. Außerbörsliche Energiehandelsgeschäfte schließen wir grundsätzlich mit Rahmenverträgen ab, wie sie u. a. von der European Federation of Energy Traders (EFET) vorgegeben werden. Außerdem vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Sonstige Ergebnisrisiken. Dazu zählen wir u. a. Reputationsrisiken oder Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen von Beschäftigten des Konzerns. Diese Ergebnisrisiken schätzen wir allerdings im Verhältnis zu den oben genannten als gering ein. Verschuldungs- und Liquiditätsrisiken. Neben den Auswirkungen auf das Ergebnis analysieren wir, welchen Einfluss Risiken auf unsere Verschuldung und unsere Liquidität haben können. Die Klassifizierung wird dabei anhand bestimmter Schwellenwerte vorgenommen, die sich bei Verschuldungsrisiken auf die Höhe der Nettoschulden und bei Liquiditätsrisiken auf den Free Cash Flow beziehen. Verschuldungsrisiken ergeben sich u. a. daraus, dass Mittelzuflüsse unter oder Mittelabflüsse über unseren Erwartungen liegen. Solche Abweichungen könnten etwa bei unserem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit, den Ausgaben für Investitionen und den Erlösen aus Desinvestitionen auftreten. Des Weiteren besteht die Möglichkeit, dass Vorgänge, die nicht unmittelbar zahlungswirksam sind, unsere Verschuldung beeinflussen. Ein Beispiel dafür sind Veränderungen der Rückstellungsbarwerte infolge von marktzinsbedingten Anpassungen der Diskontierungssätze (Diskontierungszinsrisiko). Unser Verschuldungsrisiko stufen wir als "mittel" ein. Durch die Analyse der Liquiditätswirkungen von Risiken wollen wir sicherstellen, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Solche Verpflichtungen ergeben sich insbesondere aus unseren Finanzschulden, die wir bedienen müssen. Gegebenenfalls haben wir auch Sicherheiten zu stellen, etwa wenn wir Handelskontrakte abschließen. Weil wir den damit verbundenen Risiken teilweise eine mittlere Größenordnung beimessen, legen wir Wert auf eine konservative Finanzierungsstrategie. Wir verfügen über einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und ungenutzte Kreditlinien sowie über weiteren finanziellen Spielraum dank unseres Commercial-Paper-Programms und unseres Debt-Issuance-Programms. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften. Unser Risiko, nicht über genug flüssige Mittel zu verfügen, um unsere finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen, sehen wir daher als gering an. Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach § 315 Abs. 2 Nr. 5 und § 289 Abs. 5 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die möglicherweise einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (IKS) zielt darauf ab, mögliche Fehlerquellen zu erkennen 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 zur operativen 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 operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Quartals- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Im vergangenen Jahr wurden große Teile unseres Rechnungswesens in Kompetenzzentren (Centers of Expertise) innerhalb der RWE Group Business Services zusammengeführt. Für transaktionale Rechnungslegungsaktivitäten ist nun das neugegründete Shared Service Center der RWE Group Business Services in Krakau (Polen) zuständig. Die fachliche Führung des Rechnungswesens obliegt dem Bereich Rechnungswesen & Steuern der RWE AG; dieser Bereich verantwortet auch den Konzernabschluss von RWE und stellt sicher, dass die Rechnungslegung den gesetzlichen Anforderungen entspricht. 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. Darüber hinaus 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 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 Grundsätze, die auch im RWE-Verhaltenskodex zum Ausdruck kommen. 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 stattgefunden haben und dass sie korrekt vorgenommen wurden. Dies geschieht durch 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 legen ihm Vertreter des Finanzressorts der RWE AG die Risiken der Finanzberichterstattung dar. Dabei wird auch erläutert, welche Kontrollmaßnahmen ergriffen wurden und wie die korrekte Durchführung der Kontrollen geprüft wurde. Bei den Beurteilungen und Prüfungen, die 2014 stattgefunden haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Das Risiko gravierender Falschdarstellungen in der Rechnungslegung kann damit allerdings nur reduziert werden; ganz eliminieren lässt es sich nicht. 1.12 PROGNOSEBERICHT Die Krise der konventionellen Stromerzeugung prägt die Ertragslage von RWE auch weiterhin. Mit unserem ambitionierten Effizienzsteigerungsprogramm begrenzen wir ihre Auswirkung auf das Konzernergebnis. Außerdem zahlen sich unsere Investitionen in die erneuerbaren Energien immer mehr aus. Trotzdem wird es uns wohl nicht gelingen, das betriebliche Ergebnis auf dem Niveau von 2014 (4,0 Mrd. €) zu halten: Für 2015 rechnen wir mit einem Wert von 3,6 bis 3,9 Mrd. €. Das nachhaltige Nettoergebnis dürfte im Korridor von 1,1 bis 1,3 Mrd. € liegen. Stark verbessern wird sich hingegen unsere Nettofinanzposition: Basis dafür ist der erfolgreiche Verkauf von RWE Dea. Experten erwarten leichten Konjunkturaufschwung. Nach ersten Prognosen wird die globale Wirtschaftsleistung 2015 um etwa 3 % steigen und damit etwas kräftiger als im Vorjahr. Für den Euroraum wird dagegen mit weiterhin gedämpftem Wachstum von etwa 1 % gerechnet. Etwas besser scheinen die Perspektiven für die deutsche Volkswirtschaft zu sein: Das ifo Institut für Wirtschaftsforschung hält ein Plus von 1,5% für möglich. Stimulierende Einflüsse werden u. a. von der robusten Beschäftigungssituation und einem steigenden verfügbaren Einkommen erwartet. In den Niederlanden und Belgien könnte sich das Bruttoinlandsprodukt (BIP) ebenfalls um mehr als 1 % erhöhen. Großbritannien dürfte sogar ein Wachstum von über 2% erreichen. Nach Schätzungen für unsere zentralosteuropäischen Märkte wird Polens BIP um etwa 3% steigen, während die Slowakei, Tschechien und Ungarn mit 2,5% Wachstum knapp dahinter liegen. Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2014. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der oben dargestellten Konjunkturentwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen 2015 auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen werden als im sehr milden Vorjahr. Unter diesen Voraussetzungen erwarten wir für Deutschland, die Niederlande und Großbritannien eine stabile bis leicht ansteigende Stromnachfrage. Dem Mehrverbrauch infolge einer wachsenden Wirtschaft und einer möglicherweise kühleren Witterung werden jedoch wahrscheinlich wieder Nachfrageausfälle aufgrund eines immer sparsameren Energieeinsatzes gegenüberstehen. In Zentralosteuropa dürfte der Stromverbrauch zunehmen: Für Polen und Ungarn wird ein Wachstum von jeweils 2% veranschlagt. Beim Gas erwarten wir für alle RWE-Märkte einen Verbrauchsanstieg, der sich im Wesentlichen aus einem witterungsbedingt höheren Heizwärmebedarf ergibt. Auch das prognostizierte Wirtschaftswachstum könnte die Gasnachfrage anregen, während Energiesparmaßnahmen gegenläufig wirken werden. Vom Stromerzeugungssektor versprechen wir uns keine nennenswerten Impulse, denn die Marktbedingungen für Gaskraftwerke sind nach wie vor ungünstig, vor allem in Deutschland. Weiterhin niedrige Commodity-Preise. Ein Ende der Baisse an den Rohstoffmärkten ist noch nicht in Sicht - das zeigt die Entwicklung der 2015er-Terminpreise für Steinkohle, Gas, Strom und CO2-Emissionsrechte, die wir auf Seite 24 ff. dargestellt haben. In welche Richtung die Notierungen nach 2014 tendieren, ist für unsere diesjährige Ertragslage nur von untergeordneter Bedeutung, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2015 bereits nahezu vollständig verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der unter dem Vorjahresdurchschnitt von 48 € je Megawattstunde (MWh) liegt. Schwache Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung. Angesichts der Preisentwicklung an den Terminmärkten für Strom und Brennstoffe gibt es auch für kommende Jahre nur wenig Hoffnung darauf, dass sich die Krise in der konventionellen Stromerzeugung abschwächt. Zwar werden in Deutschland vermehrt unrentable Kraftwerke geschlossen und damit Überkapazitäten abgebaut; allerdings könnte der Konsolidierungsprozess noch andauern, bis der Strompreis wieder Knappheitssignale aussendet. Auch Reformen des Strommarktdesigns, wie von der Bundesregierung angekündigt, dürften ihre Wirkung bestenfalls mittelfristig entfalten. Zugleich ist völlig offen, wie sie ausgestaltet sein werden. Deshalb richten wir uns darauf ein, dass die Margen unserer konventionellen Kraftwerke unter Druck bleiben. Allerdings profitieren wir davon, dass wir unsere Stromproduktion größtenteils am Terminmarkt auf bis zu drei Jahre im Voraus verkaufen. Unsere diesjährige Erzeugung und teilweise auch die von 2016 haben wir noch zu einer Zeit abgesetzt, als die Preise ein gutes Stück über dem aktuellen Marktniveau lagen. Dieser Vorteil wird jedoch von Jahr zu Jahr geringer werden. Effizienzsteigerungsprogramm: Bis 2017 Ergebniseffekt von 2 Mrd. € angestrebt. Vor dem Hintergrund der Ertragseinbußen in der konventionellen Stromerzeugung haben wir im gesamten Konzern umfassende Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung ergriffen. Mit unserem 2012 gestarteten Effizienzsteigerungsprogramm wollen wir einen nachhaltigen Ergebniseffekt von 2 Mrd. € erzielen, der ab 2017 in vollem Umfang zum Tragen kommen soll. Ende 2014 hatten wir bereits 1,4 Mrd. € erreicht. Dieser Wert soll sich 2015 um 100 Mio. € erhöhen. Operatives Wachstum bei den erneuerbaren Energien und im Vertrieb. Neben Effizienzverbesserungen streben wir in begrenztem Umfang auch operatives Wachstum an, und zwar vor allem bei den erneuerbaren Energien und im Vertrieb. Die beiden großen Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der walisischen Küste (576 Megawatt) und Nordsee Ost nahe Helgoland (295 Megawatt) werden in Kürze mit ihrer vollen Kapazität kommerziell Strom produzieren und hohe stabile Ergebnisbeiträge liefern. Nach einer Reihe von Wertberichtigungen in den vergangenen Jahren gehen wir überdies davon aus, dass die Ertragslage im Bereich Erneuerbare Energien künftig deutlich weniger von Sondereffekten belastet sein wird. Wachstum im Vertriebsgeschäft wollen wir dadurch erreichen, dass wir unser Tätigkeitsfeld über den klassischen Verkauf von Strom und Gas hinaus erweitern: Wir entwickeln neue Geschäftsmodelle für alle Endkundensegmente, indem wir unser Know-how auf dem Gebiet der Energieversorgung und der Informationstechnologie zusammenführen. Das Ergebnis sind innovative Produkte und auf individuelle Bedürfnisse zugeschnittene Lösungen, mit denen wir uns von anderen Versorgern abheben. Darüber hinaus bauen wir Vertriebsaktivitäten in neuen Märkten auf, beispielsweise in Kroatien, Rumänien und der Türkei. In Tschechien nutzen wir unsere starke Marktposition beim Gas, um auch beim Strom zu einem der führenden Anbieter aufzusteigen. Betriebliches Ergebnis 2015: Erwartete Bandbreite von 3,6 bis 3,9 Mrd. €. Effizienzverbesserungen und Effekte aus Wachstumsmaßnahmen werden 2015 vermutlich nicht ausreichen, um das betriebliche Ergebnis stabil zu halten. Für das laufende Geschäftsjahr prognostizieren wir ein EBITDA zwischen 6,1 und 6,4 Mrd. € und ein betriebliches Ergebnis zwischen 3,6 und 3,9 Mrd. €. Das nachhaltige Nettoergebnis liegt voraussichtlich in einem Korridor von 1,1 bis 1,3 Mrd. €. Wie bereits dargelegt, werden sich die Margen in der konventionellen Stromerzeugung weiter verringern. Allerdings entfallen auch die außerplanmäßigen Abschreibungen, die das Ergebnis von 2014 belastet haben. Darüber hinaus erwarten wir positive Effekte aus unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm. Unter der Annahme normaler Witterungsverhältnisse dürfte sich zudem die Ertragslage im Gasgeschäft gegenüber dem sehr milden Vorjahr verbessern. In der Prognose nicht berücksichtigt ist die Möglichkeit, dass die Kernbrennstoffsteuer 2015 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft wird. Sollte dieser Fall eintreten, könnten das EBITDA und das betriebliche Ergebnis um bis zu 1,6 Mrd. € höher ausfallen. Prognose für das Geschäftsjahr 20151 scroll Ist 2014 in Mio. € 2015 EBITDA 7.131 6,1 bis 6,4 Mrd. € Betriebliches Ergebnis 4.017 3,6 bis 3,9 Mrd. € Konventionelle Stromerzeugung 979 deutlich unter Vorjahr Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 1.871 moderat unter Vorjahr Vertrieb Niederlande/Belgien 146 deutlich über Vorjahr Vertrieb Großbritannien 227 moderat über Vorjahr Zentralost-/Südosteuropa 690 moderat unter Vorjahr Erneuerbare Energien 186 deutlich über Vorjahr Trading/Gas Midstream 274 moderat unter Vorjahr Nachhaltiges Nettoergebnis 1.282 1,1 bis 1,3 Mrd. € 1 Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert. Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung: ― Konventionelle Stromerzeugung: Das betriebliche Ergebnis des Unternehmensbereichs wird sich deutlich verringern. Unsere diesjährige Stromerzeugung haben wir bereits größtenteils am Markt platziert. Die Margen, die wir dabei erzielt haben, waren insgesamt deutlich niedriger als die für unsere Stromerzeugung des Vorjahres. Daneben erwarten wir ein rückläufiges Ergebnis aus Veränderungen der Rückstellungen. Allerdings entfallen auch Belastungen aus dem Vorjahr, insbesondere die Wertberichtigungen auf RWE-Kraftwerke in Deutschland und Großbritannien. Hinzu kommen positive Effekte aus effizienzverbessernden Maßnahmen. ― Vertrieb/Verteilnetze Deutschland: Hier erwarten wir einen moderaten Ergebnisrückgang. Im Verteilnetzgeschäft werden wir voraussichtlich nicht an das Niveau des Vorjahres anknüpfen können, das durch hohe Erträge aus dem Verkauf von Netzen geprägt war. Außerdem müssen wir 2015 mehr für die Instandhaltung der Netze aufwenden. Sollten die Temperaturen in den Normalbereich zurückkehren, würden wir von einem Volumenzuwachs im Gasgeschäft profitieren. Dies gilt insbesondere für den Vertrieb, dessen Ergebnis deshalb leicht über dem Vorjahresniveau liegen könnte. ― Vertrieb Niederlande/Belgien: Der Bereich wird wohl deutlich über Vorjahr abschließen. Das ergibt sich aus der Annahme eines witterungsbedingt höheren Gasabsatzes. Außerdem rechnen wir mit positiven Effekten aus dem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm. ― Vertrieb Großbritannien: Intensiver Wettbewerb und verschärfte regulatorische Rahmenbedingungen stellen unser britisches Vertriebsgeschäft weiterhin vor große Herausforderungen. Insbesondere die Unwägbarkeiten im Zusammenhang mit den bevorstehenden Parlamentswahlen und der Untersuchung des Kartellamts CMA (siehe Seite 33) erhöhen das Prognoserisiko erheblich. Aktuell gehen wir für 2015 von einer moderaten Ergebnisverbesserung aus, u. a. wegen zusätzlicher kostensenkender Maßnahmen. Restrukturierungen im Kundenservice werden weniger Aufwand verursachen als 2014. Außerdem rechnen wir mit preisbedingten Entlastungen beim Gaseinkauf; allerdings hat uns das bereits dazu veranlasst, den Standardtarif für Gas im Februar 2015 um 5,1 % zu senken. Unsere Umlagen für die Netznutzung werden sich wohl weiter erhöhen. Außerdem erwarten wir Mehraufwendungen für Maßnahmen zur Verbesserung der IT-Infrastruktur. ― Zentralost-/Südosteuropa: Für diesen Bereich veranschlagen wir einen moderaten Ergebnisrückgang. Im tschechischen Gasgeschäft rechnen wir mit preisbedingt rückläufigen Speicher- und Vertriebsmargen, denen aber positive Witterungseffekte gegenüberstehen könnten. Letztere würden sich auch auf unser dortiges Gasverteilnetzgeschäft auswirken, dessen Ergebnisbeitrag dann höher sein dürfte als 2014. In Ungarn erwarten wir einen rückläufigen Ergebnisbeitrag des Braunkohlekraftwerks Mátra, das wegen geplanter Revisionen wohl deutlich weniger Strom produzieren wird. ― Erneuerbare Energien: Dank neuer Erzeugungskapazitäten wird sich die Ertragslage von RWE Innogy deutlich verbessern. Hohe Ergebnisbeiträge versprechen wir uns von den Offshore-Windparks Gwynt y Môr und Nordsee Ost, die spätestens Mitte 2015 mit ihrer vollen Kapazität im kommerziellen Betrieb sein sollen. Hinzu kommt, dass vorjährige Einmalbelastungen aus Wertberichtigungen wegfallen. Ebenso entfallen aber auch positive Effekte aus Schadensersatzleistungen, die uns für fremdverschuldete Verzögerungen bei der Fertigstellung des Windparks Nordsee Ost gewährt wurden. ― Trading/Gas Midstream: Der Unternehmensbereich wird voraussichtlich moderat unter Vorjahr abschließen, denn wir gehen aktuell nicht davon aus, das sehr gute Handelsergebnis von 2014 wiederholen zu können. Im Gas-Midstream-Geschäft dürfte die Ertragslage aber stabil bleiben. Hier rechnen wir weiterhin mit Belastungen aus langfristig kontrahierten Gasspeicherkapazitäten, die nicht kostendeckend bewirtschaftet oder vermarktet werden können. Dividende für 2015. Wie auf Seite 35 erläutert, hat der Vorstand der RWE AG eine breiter ausgerichtete Ausschüttungspolitik beschlossen, die den Grundsätzen der Nachhaltigkeit und Kontinuität folgt. Der Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015 wird sich an der Ertragslage, den operativen Mittelzuflüssen und der Verschuldung von RWE orientieren. Falls sich Chancen für Wachstumsinvestitionen bieten, sollen auch diese berücksichtigt werden. Fortgesetzter Personalabbau. Die Zahl unserer Mitarbeiter wird sich 2015 aller Voraussicht nach weiter verringern. Ausschlaggebend dafür sind Effizienzsteigerungsmaßnahmen, die wir schwerpunktmäßig im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung umsetzen. Sachinvestitionen für 2015 auf 2,5 bis 3,0 Mrd. € veranschlagt. Unsere Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte werden sich von 2015 bis 2017 auf rund 6,5 bis 7,0 Mrd. € summieren. Etwa die Hälfte davon ist für die Instandhaltung und Erweiterung unserer Strom- und Gasnetze vorgesehen. Bis zu 1 Mrd. € planen wir für den Ausbau der erneuerbaren Energien ein, mit Schwerpunkt auf Windkraftanlagen. Außerdem wollen wir unser 2006 gestartetes Kraftwerksneubauprogramm abschließen. Im Jahr 2015 belaufen sich die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte auf voraussichtlich 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Sondereffekte dämpfen operativen Cash Flow. Unser Ziel, die Investitionen und Ausschüttungen vollständig aus dem operativen Cash Flow zu finanzieren und somit einen Haushaltsüberschuss zu erwirtschaften, haben wir 2014 erreicht. Dabei kamen uns allerdings Sondereffekte zugute, die das Nettoumlaufvermögen betrafen und sich 2015 teilweise umkehren. So werden von der milden Witterung des Vorjahres, die sich zunächst positiv ausgewirkt hatte, im laufenden Jahr gegenläufige Effekte ausgehen: Weil wir im Vertrieb wegen der milden Witterung weniger für die Gasbeschaffung ausgegeben haben, als wir durch Abschlagszahlungen unserer Kunden vereinnahmten, erwarten wir für 2015 stark rückläufige Mittelzuflüsse aus den Jahresendabrechnungen für 2014. Wir gehen deshalb davon aus, dass wir im laufenden Jahr keinen Haushaltsüberschuss erzielen werden. Mögliche Zuflüsse aus einer Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer sind in dieser Prognose nicht berücksichtigt. An unserem Ziel eines ausgeglichenen oder positiven Haushalts halten wir grundsätzlich fest, auch wenn wir diesen wegen der beschriebenen Schwankungen im Nettoumlaufvermögen möglicherweise nicht in jedem Einzeljahr ausweisen können. Schuldenabbau durch Verkauf von RWE Dea. Unsere Nettoschulden dürften Ende 2015 deutlich unter dem Niveau von 2014 (31,0 Mrd. €) liegen, vor allem wegen der Veräußerung von RWE Dea. Der Verschuldungsfaktor, also das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, wird aber wohl höher sein als der bereinigte Wert für 2014 (3,8). Das ergibt sich aus der erwarteten operativen Ertragsverschlechterung. Ungünstige Marktlage für Gaskraftwerke bremst Senkung der CO2-Emissionen. Bis 2020 wollen wir den Kohlendioxidausstoß unseres Kraftwerksparks auf 0,62 Tonnen je MWh Strom senken. Dabei setzen wir auf den Ausbau der erneuerbaren Energien. Außerdem wird der durchschnittliche Wirkungsgrad unseres Kraftwerksparks ansteigen und damit der Emissionsfaktor zurückgehen. Die Weichen dafür haben wir mit unserem Kraftwerksneubauprogramm gestellt. Sechs der darin enthaltenen neun Anlagen sind hochmoderne Gaskraftwerke. Wegen ungünstiger Marktbedingungen für diese vergleichsweise emissionsarme Erzeugungstechnologie kann das Programm allerdings noch nicht den erhofften Beitrag zur Emissionssenkung leisten. Dies dürfte auch 2015 so bleiben. Allerdings hat sich unser Bestand an alten, vertraglich gesicherten Steinkohlekraftwerken zuletzt deutlich verringert, weil die entsprechenden Kontrakte ausliefen. Darüber hinaus nehmen wir 2015 zahlreiche neue Windkraftanlagen in Betrieb. Aufgrund der genannten Faktoren wird unser diesjähriger Emissionsfaktor voraussichtlich etwas unter dem Wert von 2014 (0,745 Tonnen CO2 je MWh) liegen. 2 UNSERE VERANTWORTUNG 2.1 BERICHT DES AUFSICHTSRATS Sehr geehrte Aktionäre, auch im Geschäftsjahr 2014 hat der Aufsichtsrat der RWE AG alle Aufgaben wahrgenommen, die ihm nach Gesetz und Satzung obliegen: Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Maßnahmen überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand hat uns schriftlich und mündlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung berichtet - regelmäßig, umfassend und zeitnah. Ebenso gründlich wurden wir über die aktuelle Ertragssituation, über die Risiken und über deren Management informiert. Im Berichtsjahr haben vier Aufsichtsratssitzungen stattgefunden. An zwei Sitzungen nahmen alle 20, an einer 18 und an einer 17 Mitglieder des Gremiums teil. Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit auch außerhalb der Sitzungen informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst - sofern erforderlich, im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern. Beratungsschwerpunkte. Zu den zentralen Themen der Beratungen in den Aufsichtsratssitzungen zählten die anhaltende Krise der konventionellen Stromerzeugung, ihre Auswirkungen auf RWE sowie notwendige Maßnahmen zur Stärkung der Ertrags- und Finanzkraft des Unternehmens. Diese Maßnahmen umfassen u. a. zusätzliche Effizienzverbesserungen und Investitionskürzungen. Weitere Beratungsschwerpunkte waren der Verkauf von RWE Dea, des Fernwärmegeschäfts von Essent und der 49,8%-Beteiligung am ungarischen Gasversorger FÖGÁZ, die Verringerung unseres Anteils am Offshore-Windpark Gwynt y Môr und die auf Seite 35 erläuterte Anpassung der Dividendenpolitik. Der Vorstand informierte uns regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns, laufende juristische Verfahren, die im Februar 2014 erzielte Einigung mit Gazprom (siehe Seite 35), Maßnahmen zur Verbesserung der Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens, das Programm "RWE 2015", Neubauprojekte, aktuelle Entwicklungen an den Energiemärkten und Veränderungen der politischen Rahmenbedingungen. In der Sitzung vom 12. Dezember 2014 haben wir uns intensiv mit der Planung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2015 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst. Verabschiedet wurde die Planung in der Sitzung des Aufsichtsrats vom 4. März 2015. Abweichungen von zuvor festgesetzten Planwerten und Zielen hat uns der Vorstand eingehend erläutert. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lagen keine solchen Mitteilungen vor. Ausschüsse. Der Aufsichtsrat hat fünf Ausschüsse; deren Mitglieder sind auf Seite 215 aufgeführt. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Mitunter nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, die ihnen der Aufsichtsrat übertragen hat. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig informiert. Das Präsidium kam im Geschäftsjahr 2014 zu einer Sitzung zusammen. Es hat u. a. Vorarbeiten für die Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung für das Geschäftsjahr 2015 und die Vorschau auf die Jahre 2016 und 2017 geleistet. Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er beschäftigte sich intensiv mit den Quartalsfinanzberichten, dem Halbjahresabschluss und dem Jahresabschluss, dem Konzernabschluss sowie dem zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG. Die Abschlüsse hat er jeweils vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand beraten. Der Abschlussprüfer nahm an den Beratungen in allen Sitzungen dieses Ausschusses teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht. Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2014 und bereitete außerdem die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer vor. Dabei legte er auch die Prüfungsschwerpunkte und die Honorarvereinbarung fest. Sein besonderes Augenmerk richtete der Ausschuss auf das Risikomanagementsystem des Konzerns und das rechnungslegungsbezogene interne Kontrollsystem. Darüber hinaus befasste er sich mit Compliance-Fragen sowie mit der Planung und den Ergebnissen der internen Revision. Im Berichtsjahr standen zahlreiche weitere Themen auf der Agenda des Ausschusses, etwa die Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), die Weiterentwicklung des internen Kontrollsystems der RWE Supply & Trading, die Kernenergie- und Bergbaurückstellungen, die Gründung von Shared Service Centers im Rahmen des Projekts "RWE 2015", neue EU-Regelungen zur Abschlussprüfung, Maßnahmen zur Kriminalitätsbekämpfung und zur Wahrung der Informationssicherheit sowie die steuerliche und rechtliche Situation des RWE-Konzerns. Der Personalausschuss trat 2014 zweimal zusammen. Er befasste sich vor allem mit der Höhe der Vorstandsbezüge. Der Nominierungsausschuss tagte im vergangenen Jahr nicht. Der Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste auch im Geschäftsjahr 2014 nicht einberufen werden. Jahresabschluss 2014. Die PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2014 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 16. April 2014 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats vom 4. März 2015 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die 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 3. März 2015 in Gegenwart der Abschlussprüfer mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten eingehend befasst; er hat dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. In der Sitzung vom 4. März 2015 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung beider Abschlüsse zu und billigte den Jahresabschluss der RWE AG und den Konzernabschluss. Der Jahresabschluss 2014 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende von 1 € je Aktie vorsieht. Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat. Im Aufsichtsrat der RWE AG gab es zwei Personalveränderungen; beide betrafen die Arbeitnehmerseite: Ralf Sikorski und Leonhard Zubrowski sind vom Amtsgericht Essen zum 1. Juli 2014 zu Mitgliedern des Gremiums bestellt worden. Sie folgten Werner Bischoff und Manfred Weber nach, die zum 30. Juni 2014 aus dem Aufsichtsrat ausschieden. Im Namen des gesamten Aufsichtsrats danke ich Herrn Bischoff und Herrn Weber für ihr Mitwirken in unserem Gremium und für ihre Leistungen zum Wohle des Unternehmens. Dank für Engagement und Loyalität. Auch 2014 war ein schwieriges Jahr für RWE. Die stark verschlechterten Rahmenbedingungen im Energiesektor bringen große Belastungen mit sich - und mindestens ebenso große Herausforderungen. RWE durchlebt einen Wandel, der allen Beteiligten viel abverlangt, besonders den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern des Unternehmens. Vor allem ihnen ist es aber auch zu verdanken, dass das Unternehmen auf dem richtigen Weg ist. Dafür möchte ich den Beschäftigten im Namen des gesamten Aufsichtsrats von Herzen danken. Essen, 4. März 2015 Für den Aufsichtsrat Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender 2.2 CORPORATE GOVERNANCE Eine verantwortungsvolle Führung und Kontrolle des Unternehmens zählt zu den Eckpfeilern langfristigen Erfolgs. Unser Leitbild ist der 2002 eingeführte Deutsche Corporate Governance Kodex in seiner jeweils aktuellen Fassung. Den Empfehlungen des Kodex entsprechen wir uneingeschränkt - und stärken damit das Vertrauen, das uns Anleger, Kunden, Mitarbeiter und Öffentlichkeit entgegenbringen. Der Deutsche Corporate Governance Kodex. Der Begriff Corporate Governance bezeichnet den Ordnungsrahmen für die Leitung und Überwachung von Unternehmen. Dieser muss nach breiter Auffassung darauf ausgerichtet sein, dass Vorstand und Aufsichtsrat im Einklang mit den Prinzipien der sozialen Marktwirtschaft für den Bestand des Unternehmens und seine nachhaltige Wertschöpfung sorgen. Empfehlungen und Anregungen, wie dieser Anspruch bei der Führung und Kontrolle von Unternehmen umgesetzt werden kann, sind im Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) zusammengefasst. Der Kodex, an dem auch wir uns orientieren, soll das Vertrauen von Anlegern, Kunden, Mitarbeitern und Öffentlichkeit in deutsche börsennotierte Unternehmen stärken. Vorgelegt wird er von der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex: Sie hat ihn in erster Fassung im Februar 2002 bekannt gemacht. Seitdem überprüft sie den Kodex Jahr für Jahr vor dem Hintergrund nationaler und internationaler Entwicklungen und passt ihn bei Bedarf an. Im vergangenen Jahr hat die Kommission den Kodex inhaltlich unverändert gelassen und lediglich einige Klarstellungen ergänzt. Die aktuelle Fassung des Kodex ist am 30. September 2014 im Bundesanzeiger veröffentlicht worden. Vergütungsbericht. Gemäß Ziffer 4.2.5 Abs. 3 DCGK sollen im Vergütungsbericht für das abgelaufene Geschäftsjahr erstmals für jedes Vorstandsmitglied folgende Vergütungskomponenten separat dargestellt werden: ― die für das Berichtsjahr gewährten Zuwendungen einschließlich der Nebenleistungen, bei variablen Vergütungsteilen ergänzt um die erreichbare Maximal- und Minimalvergütung; ― der Zufluss im bzw. für das Berichtsjahr aus Fixvergütung sowie kurz- und langfristiger variabler Vergütung mit Differenzierung nach den jeweiligen Bezugsjahren; ― bei der Altersversorgung und sonstigen Versorgungsleistungen der Versorgungsaufwand im bzw. für das Berichtsjahr. Für diese Angaben wird die Nutzung von Mustertabellen empfohlen, die dem Kodex beigefügt sind. Die 2014 vorgenommenen Kodex-Ergänzungen dienen der Klarstellung, welche Angaben zur Vergütung in den Tabellen empfohlen werden, wie diese zu verstehen sind und wie sie dargestellt sein sollen. RWE ist der Empfehlung gemäß Ziffer 4.2.5 Abs. 3 DCGK bereits im Vergütungsbericht für das Geschäftsjahr 2013 gefolgt und entspricht ihr auch im Bericht für 2014 (siehe Seite 98 ff.). Umsetzung der Diversity-Ziele. Gemäß Ziffer 5.4.1 DCGK soll der Aufsichtsrat nicht nur konkrete Ziele für seine Zusammensetzung benennen, sondern über die Zielsetzung und den Stand der Umsetzung auch im Corporate-Governance-Bericht informieren. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat im Dezember 2011 ein Anforderungsprofil für Mitglieder des Gremiums verabschiedet und dabei insbesondere Ziele im Hinblick auf die soziale Vielfalt (Diversity) formuliert (siehe Geschäftsbericht 2011, Seite 106 f.). Unter anderem wurde festgelegt, dass der Anteil von Frauen im Aufsichtsrat mittelfristig auf 20% steigen soll. Derzeit liegt er bei 15%. Im Jahr 2014 gab es zwei Neubesetzungen auf der Arbeitnehmerseite im Aufsichtsrat, die keinen Einfluss auf den bereits berichteten Stand der Umsetzung unserer Diversity-Ziele hatten. Im November 2014 haben sich die Regierungsparteien in Berlin darauf verständigt, dass bei der Neuwahl von Aufsichtsräten börsennotierter und voll mitbestimmungspflichtiger Unternehmen ab 2016 eine Geschlechterquote von mindestens 30% eingehalten werden muss. Ein entsprechender Gesetzentwurf ist am 11. Dezember 2014 vom Kabinett verabschiedet worden. Im Hinblick auf die erwarteten neuen Gesetzesvorgaben hat der Aufsichtsrat der RWE AG in seiner Sitzung am 4. März 2015 entschieden, dass die Zielquote für den Anteil von Frauen im Aufsichtsrat auf 30% erhöht wird. 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. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats haben uns keine solchen Interessenkonflikte gemeldet. Darüber hinaus wurden keine Verträge zwischen Mitgliedern des Aufsichtsrats und der RWE AG geschlossen. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats sind verpflichtet, uns über Erwerbe und Veräußerungen von RWE-Aktien zu informieren. Für 2014 wurden uns ausschließlich Käufe gemeldet. Wie im Geschäftsbericht 2013 auf Seite 111 dargestellt, haben die Mitglieder des Aufsichtsrats eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie ein Viertel ihrer Festvergütung - sofern diese nicht abgeführt wird - zum Erwerb von RWE-Aktien einsetzen und die Anteile während ihrer Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat halten. Deshalb sind die Aktienkäufe dieser Personengruppe zuletzt stark angestiegen. Sämtliche uns gemeldeten Aktiengeschäfte von Vorstands- und Aufsichtsratsmitgliedern sind durch Mitteilungen gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz (WpHG) bekannt gemacht worden. Wir haben europaweit darüber informiert. Die direkt oder indirekt von den Mitgliedern des Vorstands oder Aufsichtsrats gehaltenen RWE-Aktien und sich darauf beziehenden Finanzinstrumente machen in Summe weniger als 1 % des Aktienkapitals aus. Weitergehende Informationen. Über unsere Corporate-Governance-Praxis informieren wir im Internet unter www.rwe.com/ir. Hier finden Sie auch unsere Satzung, die Geschäftsordnungen des Aufsichtsrats und des Vorstands, den RWE-Verhaltenskodex, sämtliche Corporate-Governance-Berichte und Entsprechenserklärungen sowie die Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB. Unsere börsennotierte Konzerngesellschaft Lechwerke AG setzt den DCGK ebenfalls um; hier sind Besonderheiten der Konzerneinbindung zu berücksichtigen. Über Abweichungen von den Kodexempfehlungen informiert die Lechwerke AG in ihrer Entsprechenserklärung. Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE Aktiengesellschaft geben nach pflichtgemäßer Prüfung die folgende Erklärung ab: Seit Abgabe der letzten Entsprechenserklärung am 25. Februar 2014 entspricht die RWE Aktiengesellschaft den vom Bundesministerium der Justiz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex (Fassungen vom 10. Juni 2013 und vom 24. Juni 2014) vollumfänglich. Essen, 4. März 2015 RWE Aktiengesellschaft Für den Aufsichtsrat Dr. Manfred Schneider Für den Vorstand Peter Terium Dr. Rolf Martin Schmitz 2.3 VERGÜTUNGSBERICHT Eine transparente Berichterstattung über die Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört für uns zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden informieren wir Sie über die Grundsätze des Vergütungssystems der RWE AG sowie über die Struktur und Höhe der Leistungen. Der Vergütungsbericht 2014 berücksichtigt alle gesetzlichen Vorgaben und folgt vollumfänglich den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Er ist Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts. Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Seit Inkrafttreten des Beschlusses der Hauptversammlung vom 18. April 2013 sieht die Satzung eine reine Festvergütung vor. Über die bis dahin geltende Vergütungssystematik und die Gründe der Umstellung haben wir im Geschäftsbericht 2013 auf Seite 114 informiert. Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält pro Geschäftsjahr eine Festvergütung in Höhe von 300 Tsd. €, sein Stellvertreter 200 Tsd. €. Die Vergütung der übrigen Aufsichtsratsmitglieder setzt sich aus der Festvergütung in Höhe von 100 Tsd. € pro Geschäftsjahr sowie einer zusätzlichen Vergütung für Ausschusstätigkeiten zusammen, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses erhalten ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 Tsd. € bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Aufsichtsratsmitglieder, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Aufsichtsratsmitglieder Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Aufsichtsratsmitglieder beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Zuge der Festlegung der neuen Vergütungsregelung im Geschäftsjahr 2013 eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25% der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) -vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und die Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im Geschäftsjahr 2014 sind sämtliche Aufsichtsratsmitglieder der Selbstverpflichtung nachgekommen. Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats Die Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten) summierte sich für das Geschäftsjahr 2014 auf 2.729 Tsd. € (Vorjahr: 2.466 Tsd. €). Davon wurden 428 Tsd. € (Vorjahr: 434 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt. Hinzu kommen Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 217 Tsd. € (Vorjahr: 167 Tsd. €) und 120 Tsd. € (Vorjahr: 71 Tsd. €) zur Erstattung von Auslagen (inkl. Umsatzsteuer). Insgesamt betragen die Bezüge 3.066 Tsd. € (Vorjahr: 2.704 Tsd. €). Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für alle Personen, die dem Aufsichtsrat in den Jahren 2013 und 2014 angehört haben, und die darin enthaltene Vergütung für Tätigkeiten in Ausschüssen des Aufsichtsrats. Gesamtvergütung des Aufsichtsrats1 scroll Feste Vergütung Ausschussvergütung Gesamtvergütung5 in Tsd. € 2014 20136 2014 20136 2014 20136 Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender 300 265 - - 300 265 Frank Bsirske, Stellv. Vorsitzender 200 177 - - 200 177 Dr. Paul Achleitner (bis 18.04.2013) - 18 - 9 - 27 Werner Bischoff (bis 30.06.2014) 50 89 20 37 69 126 Carl-Ludwig von Boehm-Bezing (bis 18.04.2013) - 18 - 18 - 36 Reiner Böhle 100 88 20 23 120 111 Dr. Werner Brandt (seit 18.04.2013) 100 71 80 56 180 127 Dieter Faust 100 89 40 37 140 126 Roger Graef 100 88 - - 100 88 Arno Hahn 100 89 40 37 140 126 Manfred Holz 100 88 20 23 120 111 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel (seit 18.04.2013) 100 70 20 14 120 84 Frithjof Kühn 100 88 20 23 120 111 Hans Peter Lafos 100 88 - - 100 88 Christine Merkamp 100 88 - - 100 88 Dagmar Mühlenfeld 100 88 20 23 120 111 Dagmar Schmeer2 100 88 14 23 114 111 Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz 100 89 40 37 140 126 Dr. Wolfgang Schüssel 100 88 20 14 120 102 Ullrich Sierau 100 89 40 37 140 126 Ralf Sikorski (seit 01.07.2014)3 50 - 16 - 67 - Manfred Weber (bis 30.06.2014) 50 88 10 23 60 111 Dr. Dieter Zetsche 100 88 - - 100 88 Leonhard Zubrowski (seit 01.07.2014)4 50 - 8 - 59 - Gesamt5 2.300 2.032 428 434 2.729 2.466 1 Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung. 2 Mitglied des Präsidiums des Aufsichtsrats bis 9. September 2014 3 Mitglied des Prüfungsausschusses seit 6. August 2014 4 Mitglied des Präsidiums seit 6. August 2014 5 Die kaufmännische Rundung der Einzelwerte von Fest- und Ausschussvergütung kann dazu führen, dass die Summe der gerundeten Werte nicht den gerundeten Gesamtbezügen entspricht. 6 Die Vergütung beruhte teilweise auf dem alten Vergütungssystem mit festen und variablen Bestandteilen (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 114 ff.). Struktur der Vergütung des Vorstands Marktübliches Vergütungssystem. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig überprüft. Das bestehende, von der Hauptversammlung mit großer Mehrheit gebilligte Vergütungssystem gewährleistet eine Vergütung der Vorstandsmitglieder, die im Hinblick auf Ausgestaltung und Höhe sowohl konzernintern als angemessen und auch im Marktvergleich als üblich einzustufen ist. Neben der persönlichen Leistung werden auch die wirtschaftliche Lage und die Zukunftsaussichten von RWE berücksichtigt. Erfolgsunabhängige und erfolgsabhängige Bestandteile. Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere umfassen das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Bei Letzteren handelt es sich um die Tantieme, um die aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 und um den neuen Mid-Term Incentive Plan zur Reduzierung des Verschuldungsgrades. Diese Vergütungsbestandteile werden im Folgenden näher erläutert. Erfolgsunabhängige Vergütung: • Festgehalt und Versorgungsentgelt. Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein Festgehalt. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht den Vorstandsmitgliedern Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges für jedes Dienstjahr ein Versorgungsentgelt zu. Das Versorgungsentgelt beträgt 15% der Zielbarvergütung, die sich aus der Festvergütung und dem weiter unten erläuterten Tantiemebudget zusammensetzt. Je nach Wunsch wird der Betrag bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Bruttoentgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage wird eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt in den Ruhestand, frühestens aber mit Vollendung des 60. Lebensjahres, als Einmalzahlung oder als Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen abrufbar. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die drei genannten Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. • Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Versicherungsprämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung: • Tantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung von RWE als auch von der individuellen Zielerreichung abhängt. Die Ermittlung der Tantieme folgt seit 2013 der nachfolgend dargestellten Methodik. Ausgangspunkt ist die sogenannte Unternehmenstantieme: Ihre Höhe bemisst sich danach, inwieweit der zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres festgelegte Planwert für das betriebliche Konzernergebnis erreicht wird. Dieser belief sich für 2014 auf 3.879 Mio. €. Stimmen Ist- und Planwert genau überein, beträgt die Zielerreichung 100%. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem budgetierten Volumen (Tantiemebudget). Je nach Höhe des betrieblichen Konzernergebnisses beträgt sie 0 bis 150% des Tantiemebudgets. Die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen - je nachdem, in welchem Maße das Vorstandsmitglied seine zu Jahresbeginn vom Aufsichtsrat vorgegebenen Ziele erfüllt hat. Nach Ablauf des Geschäftsjahres urteilt der Aufsichtsrat über den Grad der Zielerreichung und legt den Leistungsfaktor entsprechend fest. • Tantiemerückbehalt. RWE zahlt den Vorstandsmitgliedern die Tantieme nur zu 75% direkt aus. Die verbleibenden 25% werden für drei Jahre zurückbehalten (Tantiemerückbehalt). Nach Ablauf des Dreijahreszeitraums überprüft der Aufsichtsrat anhand eines "Bonus-Malus-Faktors", ob der Vorstand das Unternehmen nachhaltig geführt hat. Nur wenn das der Fall ist, wird die zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt. Der Bonus-Malus-Faktor hängt zu 45% vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens ab, der an der Entwicklung des betrieblichen Konzernergebnisses gemessen wird. Weitere 45% des Bonus-Malus-Faktors werden anhand eines unternehmensspezifischen Index zur Corporate Responsibility (CR) ermittelt; dieser baut auf einer bei RWE seit Jahren etablierten Nachhaltigkeitsberichterstattung auf und bildet das ökologische und gesellschaftliche Handeln des Unternehmens ab. Die restlichen 10% des Bonus-Malus-Faktors ergeben sich aus der Höhe eines Motivationsindexes, der auf Basis anonymer Befragungen die Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit unserer Mitarbeiter misst. Der Aufsichtsrat legt vor Beginn der Dreijahresperiode verbindliche Zielwerte für das betriebliche Ergebnis, den CR-Index und den Motivationsindex fest. Diese werden am Ende des Zeitraums den tatsächlich erreichten Werten gegenübergestellt. Je besser Letztere ausfallen, desto höher ist der Bonus-Malus-Faktor. Er kann zwischen 0 und 150% liegen. • Aktienkursbasierte Vergütung. Eine weitere erfolgsabhängige Vergütungskomponente sind die sogenannten Performance Shares, die im Rahmen des Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (kurz: Beat) zugeteilt werden. Mit Beat soll die Nachhaltigkeit des Beitrags des Vorstands und der Führungskräfte zum Unternehmenserfolg honoriert werden. Die Performance Shares gewähren den Inhabern das bedingte Recht auf eine Barauszahlung, die nach einer Wartezeit von vier oder - optional - bis zu fünf Jahren geleistet wird. Dies geschieht aber nur, wenn die Performance der RWE-Stammaktie, also die Rendite aus Aktienkursänderung, Dividende und Bezugsrecht, am Ende der Wartezeit besser ist als die von mindestens 25% der im STOXX Europe 600 Utilities vertretenen Vergleichsunternehmen. Bei der Erfolgsmessung werden die Vergleichsunternehmen gewichtet, und zwar genau so wie im Referenzindex zum Zeitpunkt der Auflegung der jeweiligen Beat-Tranche. Schlägt RWE 25% des Indexgewichts, werden 7,5% der Performance Shares werthaltig. Mit jedem weiteren Prozentpunkt, um den das Indexgewicht übertroffen wird, steigt der Anteil der werthaltigen Performance Shares um 1,5%. Die Höhe der Barauszahlung wird auf Basis des so ermittelten Auszahlungsfaktors, des durchschnittlichen RWE-Aktienkurses an den letzten 60 Börsentagen vor Programmablauf und der Anzahl der zugeteilten Performance Shares berechnet. Sie ist für die Vorstandsmitglieder auf das Eineinhalbfache des Zuteilungswertes der Performance Shares beschränkt. Voraussetzung für die Teilnahme am Beat ist, dass die Vorstandsmitglieder auf eigene Rechnung RWE-Stammaktien erwerben. Der geforderte Anlagebetrag entspricht einem Drittel des Zuteilungswertes der gewährten Performance Shares nach Steuern. Die Aktien müssen während der gesamten Wartezeit der jeweiligen Beat-Tranche gehalten werden. • Mid-Term Incentive Plan. Der Aufsichtsrat hat in seiner Sitzung vom 25. Februar 2014 die Einführung eines Mid-Term Incentive Plan (kurz: MTIP) für den Zeitraum von 2014 bis 2016 beschlossen. Performance-Kriterium des MTIP ist der Verschuldungsfaktor (Leverage Factor) von RWE, also das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA. Der Plan soll das Management darin unterstützen, alle geeigneten Maßnahmen und Anstrengungen im Konzern auf das Ziel auszurichten, Verschuldung und Ertragskraft wieder in ein gesundes und nachhaltiges Verhältnis zueinander zu bringen. Der MTIP tritt neben den Long-Term Incentive Plan Beat 2010, dessen Budget für die betreffenden Jahre auf die Hälfte gekürzt worden ist. Mit der anderen Hälfte wird das Zuteilungsbudget des MTIP abgedeckt. Zielvorgabe im Rahmen dieses Plans ist, dass der Verschuldungsfaktor von 3,5 (Ende 2013) auf 3,0 (Ende 2016) sinkt. Bei exakter Erfüllung der Vorgabe wird den Vorstandsmitgliedern das Zuteilungsbudget zu 100% ausgezahlt. Kann der Verschuldungsfaktor noch stärker zurückgeführt werden, steigt die Auszahlung linear auf maximal 150% des Zuteilungsbudgets. Diese Obergrenze wird bei einem Verschuldungsfaktor von 2,7 erreicht. Umgekehrt sinkt die Auszahlung, wenn der Faktor die Zielmarke von 3,0 überschreitet. Liegt er bei 3,3, erhalten die Vorstandsmitglieder noch 50% des Zuteilungsbudgets. Bei einem höheren Wert findet keine Auszahlung statt. Mandatsbezüge. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhalten außerdem Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge. Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung. Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben für das jeweilige Geschäftsjahr zu 100% erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Die erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteile - also Festgehalt, Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge - machen im Berichtsjahr 29% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die unmittelbar ausgezahlte Tantieme, entfallen 22%. Die mittel- und langfristigen Vergütungskomponenten - Tantiemerückbehalt, Beat und MTIP - summieren sich zu 49% der Gesamtvergütung. Leistungen im Fall der Beendigung der Tätigkeit. Mitglieder des Vorstands erhalten unter bestimmten Voraussetzungen auch nach Beendigung ihrer Vorstandstätigkeit Leistungen von RWE. Diese dienen u. a. der Altersversorgung - sofern die Bestellung vor dem 1. Januar 2011 stattfand und somit kein Anspruch auf das Versorgungsentgelt besteht - oder können sich durch einen Wechsel der Unternehmenskontrolle ergeben. Altregelung zur Altersversorgung. Vor Einführung des Versorgungsentgelts zum 1. Januar 2011 erhielten die Mitglieder des Vorstands eine Pensionszusage. Von den aktuellen Vertretern im Gremium wurde nur Dr. Rolf Martin Schmitz eine solche Zusage erteilt; sie wird unverändert fortgeführt. Die Zusage gewährt Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei altersbedingtem Ausscheiden, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder bei einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder einer Nichtverlängerung des Dienstvertrags gewährt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der geleisteten Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Die Mitglieder des Vorstands haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen. 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 Sechsmonatsfrist verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der Stimmrechte auf sich vereinigen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache und mindestens das Zweifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Zusätzlich verfallen bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle sämtliche Performance Shares. Stattdessen wird eine Entschädigungszahlung geleistet. Ihre Höhe richtet sich bei einer Übernahme nach dem für die RWE-Aktien gezahlten Preis, multipliziert mit der Anzahl der zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels gehaltenen Performance Shares. Auch bei einer Verschmelzung 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 Wartezeit bis zur Verschmelzung zur gesamten Wartezeit der Performance Shares entspricht. Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und ggf. ausgezahlt. Die Höhe der Zahlungen richtet sich nach dem durchschnittlichen Bonus-Malus-Faktor der vorangegangenen drei Jahre. Abfindungsobergrenze. Im Falle einer sonstigen vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund erhalten diese Vorstandsmitglieder eine Abfindung, die auf zwei Jahresgesamtvergütungen begrenzt ist und keinen längeren Zeitraum als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet. Höhe der Vergütung des Vorstands Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2014. Dem Vorstand der RWE AG wurde für das Geschäftsjahr 2014 eine nach deutschem Handelsrecht ermittelte Vergütung von insgesamt 10.837 Tsd. € gewährt. Der entsprechende Vorjahreswert lag bei 13.338 Tsd. €, inklusive der gewährten Bezüge und Ausgleichszahlungen der 2013 ausgeschiedenen Vorstandsmitglieder Dr. Leonhard Birnbaum und Alwin Fitting. Für die individuellen Bezüge der genannten Personen wird auf die Angaben im Geschäftsbericht 2013 (Seite 120 ff.) verwiesen. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten summierten sich auf 4.946 Tsd. € (Vorjahr: 5.096 Tsd. €). Das darunter fallende Versorgungsentgelt betrug für Peter Terium 480 Tsd. € (Vorjahr: 480 Tsd. €), für Dr. Bernhard Günther 255 Tsd. € (Vorjahr: 255 Tsd. €) und für Uwe Tigges ebenfalls 255 Tsd. € (Vorjahr: 195 Tsd. €). Dr. Bernhard Günther hat seinen Betrag durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile beliefen sich auf insgesamt 5.891 Tsd. € (Vorjahr: 8.242 Tsd. €). Davon entfielen 3.892 Tsd. € auf die unmittelbar ausgezahlte Tantieme für das Geschäftsjahr 2014. Daneben wurden dem Vorstand im Rahmen des Beat (Tranche 2014) Performance Shares mit einem Ausgabezeitwert von 1.750 Tsd. € zugeteilt (50% der letztjährigen Zuteilung). Freiwilliger Verzicht. Der Vorstand der RWE AG hat für das Geschäftsjahr 2014 auf einen Teil seiner Vergütung verzichtet. Damit leisten die Vorstandsmitglieder einen persönlichen Beitrag zu den laufenden Kostensenkungsmaßnahmen von RWE. Insgesamt verzichten die vier Vorstandsmitglieder einmalig auf 500 Tsd. €. Der Betrag wird anteilig von der Tantieme der Vorstandsmitglieder für das Geschäftsjahr 2014 in Abzug gebracht. Tantiemerückbehalt. Die folgende Übersicht zeigt auf individueller Basis, in welcher Höhe die für 2011 zurückbehaltene Tantieme zur Auszahlung kommt. Von den aktuellen Vorstandsmitgliedern waren nur Peter Terium und Dr. Rolf Martin Schmitz vom Rückbehalt für 2011 betroffen. Ebenfalls in der Übersicht dargestellt sind die zurückbehaltenen Tantiemen für die Geschäftsjahre 2012 bis 2014. Tantiemerückbehalt scroll Bonus-Malus-Faktor Auszahlung im Geschäftsjahr in Tsd. € 2014 2013 2012 2011 2015 Peter Terium 515 444 368 82 76,5% 62 Dr. Rolf Martin Schmitz 343 296 295 245 76,5% 187 Dr. Bernhard Günther 272 234 97 - - - Uwe Tigges 272 177 - - - - Dr. Leonhard Birnbaum (bis 22.03.2013) - 61 268 245 76,5% 187 Alwin Fitting (bis 31.03.2013) - 61 269 259 76,5% 198 Summe 1.402 1.273 1.297 831 - 634 Im Berichtsjahr sind keine Auszahlungen aus dem Programm Beat geleistet worden. Für Vorstandsmitglieder endete die Wartezeit für die Tranche von 2011 zum 31. Dezember 2014. Die Tranche war zu diesem Zeitpunkt nicht werthaltig und ist damit verfallen. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Wert den Mitgliedern des Vorstands im Geschäftsjahr 2014 Performance Shares zugeteilt wurden und in welcher Höhe eine Zuteilung aus dem Mid-Term Incentive Plan für den Zeitraum 2014 bis 2016 gewährt wurde. Anders als die aktienkursbasierte Vergütung Beat werden nach deutschem Handelsrecht die Tantiemerückbehalte und die Zuteilung aus dem MTIP erst bei Eintritt der jeweiligen Auszahlungsbedingungen in die Gesamtbezüge eingerechnet. Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung scroll Beat 2010 Beat 2010 MTIP Tranche 2013 Tranche 2014 2014 bis 2016 Zuteilungswert bei Gewährung in Tsd. € Stück Zuteilungswert1 bei Gewährung in Tsd. € Kumulierte Zuteilung2 für 3 Jahre Zuteilungswert in Tsd. € Peter Terium 1.250 84.005 625 1.875 Dr. Rolf Martin Schmitz 750 50.403 375 1.125 Dr. Bernhard Günther 750 50.403 375 1.125 Uwe Tigges 750 50.403 375 1.125 Summe 3.500 235.214 1.750 5.250 1 Zuteilung 2014 auf einem reduzierten Niveau von 50% der individuellen Zuteilung 2013, reduzierte Zuteilung auch in den Jahren 2015 und 2016 2 Einmalige Zuteilung im Jahr 2014 für einen Zeitraum von drei Jahren In der folgenden Tabelle ist dargestellt, in welchem Umfang laufenden Beat-Tranchen gebildet bzw. aufgelöst worden Rückstellungen zur Abdeckung von Verpflichtungen aus den sind. Zuführung zu Rückstellungen für aktienbasierte Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung scroll Tranchen 2011/2012/2013/2014 2014 in Tsd. € 2013 in Tsd. € Peter Terium -75 311 Dr. Rolf Martin Schmitz -105 25 Dr. Bernhard Günther 13 98 Uwe Tigges 49 108 Dr. Leonhard Birnbaum (bis 22.03.2013) - -59 Alwin Fitting (bis 31.03.2013) - -56 Summe -118 427 Der nach deutschem Handelsrecht nicht zur Vergütung zählende Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Dr. Rolf Martin Schmitz (siehe Absatz "Altregelung zur Altersversorgung" auf Seite 102) lag 2014 bei 475 Tsd. € (Vorjahr: 472 Tsd. €). Der Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) belief sich zum Jahresende auf 1 1.900 Tsd. € (Vorjahr: 9.200 Tsd. €). Der Pensionswert nach HGB belief sich auf 8.055 Tsd. € (Vorjahr: 7.320 Tsd. €). Die entsprechende Zuführung belief sich auf 735 Tsd. € (Vorjahr: 681 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2014 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei Erreichen der Regelaltersgrenze 484 Tsd. € (Vorjahr: 484 Tsd. €). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern. Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder. Die Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen betrugen 2014 insgesamt 12.493 Tsd. € (Vorjahr: 12.200 Tsd. €). Zum 31. Dezember 2014 waren 171.481 Tsd. € (Vorjahr: 154.472 Tsd. €) für Pensionsansprüche dieser Personengruppe zurückgestellt. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex Nach der am 30. September 2014 bekannt gemachten Fassung des Deutschen Corporate Governance Kodex umfasst die Gesamtvergütung des Vorstands monetäre Vergütungsbestandteile, Versorgungszusagen, sonstige Zusagen (insbesondere für den Fall der Beendigung der Tätigkeit), Nebenleistungen jeder Art sowie Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit zugesagt oder im Geschäftsjahr gewährt wurden. Abweichend von den Vorgaben des deutschen Handelsrechts gehört auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der Kodex benennt in Ziffer 4.2.5 Abs. 3, welche Vergütungskomponenten für jedes Vorstandsmitglied offengelegt werden sollen. Die empfohlene Darstellung wird durch Mustertabellen konkretisiert. Bereits im Geschäftsbericht 2013 sind die Mustertabellen des Kodex zur Anwendung gekommen. In der am 30. September 2014 veröffentlichten Fassung des Kodex wurden die Erläuterungen der Mustertabellen ergänzt und konkretisiert. Diese Empfehlungen, insbesondere für die Darstellung von aufzuschiebenden Anteilen aus einjähriger Vergütung ("Deferrals"), wurden umgesetzt. Die folgenden, dem Kodex in seiner am 30. September 2014 veröffentlichten Fassung entnommenen Tabellen weichen daher sowohl inhaltlich als auch in ihrer Struktur leicht von den im Vorjahr veröffentlichten Tabellen ab, damit den aktuellen Anforderungen des Kodex entsprochen wird. Die folgenden Tabellen zeigen, welche Zuwendungen den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für 2014 und das Vorjahr gewährt wurden. Allerdings gingen mit diesen Zuwendungen teilweise noch keine Zahlungen einher. Daher wird separat dargestellt, in welcher Höhe den Vorstandsmitgliedern Mittel zugeflossen sind. Gewährte Zuwendungen scroll Peter Terium Vorstandsvorsitzender in Tsd. € 2013 2014 2014 (Min) 2014 (Max) Festvergütung 1.400 1.400 1.400 1.400 Versorgungsentgelt 480 480 480 480 Nebenleistungen 24 45 45 45 Summe 1.904 1.925 1.925 1.925 Einjährige variable Vergütung Tantieme 1.350 1.350 0 2.430 Mehrjährige variable Vergütung Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017) - 450 0 675 Tantiemerückstellung 2013 (Laufzeit: 2014-2016) 450 - - - LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017) - 625 0 938 LTIP Beat Tranche 2013 (Laufzeit: 2013-2016) 1.250 - - - MTIP (Laufzeit: 2014-2016) - 1.875 0 2.813 Summe 3.050 4.300 0 6.856 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 4.954 6.225 1.925 8.781 scroll Dr. Rolf Martin Schmitz stellv. Vorstandsvorsitzender in Tsd. € 2013 2014 2014 (Min) 2014 (Max) Festvergütung 960 960 960 960 Versorgungsentgelt - - - Nebenleistungen - 11 11 11 Summe 11 971 971 971 Einjährige variable Vergütung 971 Tantieme 900 0 1.620 Mehrjährige variable Vergütung 900 Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017) - 300 0 450 Tantiemerückstellung 2013 (Laufzeit: 2014-2016) 300 - - - LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017) - 375 0 563 LTIP Beat Tranche 2013 (Laufzeit: 2013-2016) 750 - - - MTIP (Laufzeit: 2014-2016) - 1.125 0 1.688 Summe 1.950 2.700 0 4.321 Versorgungsaufwand 472 475 - - Gesamtvergütung 3.393 4.146 971 5.292 scroll Dr. Bernhard Günther Finanzvorstand in Tsd. € 2013 2014 2014 (Min) 2014 (Max) Festvergütung 750 750 750 750 Versorgungsentgelt 255 255 255 255 Nebenleistungen 23 23 23 23 Summe 1.028 1.028 1.028 1.028 Einjährige variable Vergütung Tantieme 713 713 0 1.283 Mehrjährige variable Vergütung Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017) - 237 0 356 Tantiemerückstellung 2013 (Laufzeit: 2014-2016) 237 - - - LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017) - 375 0 563 LTIP Beat Tranche 2013 (Laufzeit: 2013-2016) 750 - - - MTIP (Laufzeit: 2014-2016) - 1.125 0 1.688 Summe 1.700 2.450 0 3.890 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 2.728 3.478 1.028 4.918 scroll Uwe Tigges Personalvorstand/Arbeitsdirektor in Tsd. € 2013 2014 2014 (Min) 2014 (Max) Festvergütung 580 750 750 750 Versorgungsentgelt 195 255 255 255 Nebenleistungen 17 17 17 17 Summe 792 1.022 1.022 1.022 Einjährige variable Vergütung Tantieme 540 713 0 1.283 Mehrjährige variable Vergütung Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017) - 237 0 356 Tantiemerückstellung 2013 (Laufzeit: 2014-2016) 180 - - - LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017) - 375 0 563 LTIP Beat Tranche 2013 (Laufzeit: 2013-2016) 750 - - - MTIP (Laufzeit: 2014-2016) - 1.125 0 1.688 Summe 1.470 2.450 0 3.890 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 2.262 3.472 1.022 4.912 Zufluss scroll Peter Terium Vorstandsvorsitzender Dr. Rolf Martin Schmitz stellv. Vorstandsvorsitzender Dr. Bernhard Günther Finanzvorstand Uwe Tigges Personalvorstand/ Arbeitsdirektor in Tsd. € 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 Festvergütung 1.400 1.400 960 960 750 750 580 750 Versorgungsentgelt 480 480 - - 255 255 195 255 Nebenleistungen 24 45 11 11 23 23 17 17 Summe 1.904 1.925 971 971 1.028 1.028 792 1.022 Einjährige variable Vergütung Tantieme 1.331 1.465 887 860 702 772 532 795 Freiwilliger Vergütungsverzicht - -180 - -120 - -100 - -100 Mehrjährige variable Vergütung Tantiemerückstellung 2011 (Laufzeit: 2012-2014) - 62 - 187 - - - - Tantiemerückstellung 2010 (Laufzeit: 2011-2013) - - 291 - - - - - LTIP Beat Tranche 2011 (Laufzeit: 2011-2014) - 0 - 0 - 0 - 0 LTIP Beat Tranche 2010 (Laufzeit: 2010-2013) 0 - 0 - 0 - 0 - MTIP - - - - - - - - Sonstiges - - - - - - - - Summe 1.331 1.347 1.178 927 702 672 532 695 Versorgungsaufwand - - 472 475 - - - - Gesamtvergütung 3.235 3.272 2.621 2.373 1.730 1.700 1.324 1.717 2.4 MITARBEITER Der Energiesektor wandelt sich grundlegend - und RWE tut es auch. Das gilt nicht nur für unser Geschäftsmodell, sondern auch für unsere Unternehmenskultur: Sie soll geprägt sein von Flexibilität, Mut und Bereitschaft für Neues. Mit unserer konzernweiten Informations- und Motivationskampagne "We are RWE" wollen wir unsere rund 60.000 Mitarbeiter für diese neue Kultur begeistern. Auch die Organisation unserer Personalarbeit haben wir an die neuen Herausforderungen angepasst. Durch Bündelung von Aufgaben und verbesserte Koordination der Personalplanung werden wir flexibler und nutzen erhebliche Synergiepotenziale. Kulturwandel bei RWE. Der Strukturwandel im Energiesektor stellt traditionelle Geschäftsmodelle infrage. Mehr denn je werden Versorger daran gemessen, wie flexibel und innovativ sie sind. Das heißt nicht, dass wir alles verwerfen, was uns in der Vergangenheit stark gemacht hat, doch müssen wir neue Wege gehen. Das betrifft in erster Linie die strategische Ausrichtung des Unternehmens: Von einem reinen Erzeugungs- und Verteilungsunternehmen werden wir zu einem "Systemorganisator", der die neue Energiewelt auf der Basis erneuerbarer, dezentraler Energien koordiniert und mit den Elementen der traditionellen Energieversorgung verbindet. Das betrifft aber auch die Unternehmenskultur von RWE. Wir brauchen Mitarbeiter, die mit Kreativität und Initiativgeist Produkte und Prozesse verbessern, die mit ihren Ideen das Unternehmen voranbringen - und dabei nicht auf Impulse von oben warten. Gefragt sind Flexibilität, Offenheit, Mut und das Wissen, welche strategischen Ziele RWE verfolgt und was er oder sie zu ihrem Erreichen beitragen kann. Aber wie gelingt es, 60.000 Mitarbeiter in ganz Europa für einen solchen Wandel zu gewinnen? Eine Antwort darauf ist unsere Informationsinitiative "We are RWE" (deutsch: "Wir sind RWE"), die - von der Konzernspitze ausgehend -kaskadenartig alle Ebenen im Unternehmen erreichen soll. Die Initialzündung kam vom Vorstand, der zusammen mit einem kleinen Team von Top-Managern zentrale Inhalte und Initiativen des Veränderungsprozesses festgelegt hat. Im Sommer folgte ein intensiver Austausch mit Managern aus allen Unternehmensbereichen. Offizieller Startschuss für "We are RWE" war im Herbst ein zweitägiger Kick-off-Workshop mit unseren 1.700 Führungskräften, die einen klaren Auftrag mit auf den Weg bekamen: den Wandel anzuführen und ihr Wissen über die angestrebten Ziele, Werte und Verhaltensweisen an alle Mitarbeiter weiterzugeben -in Deutschland ebenso wie in Großbritannien oder Polen, im Kraftwerk ebenso wie in der Netzwarte oder im Kundencenter. Jetzt ist es an ihnen, ihre Mitarbeiter im Dialog auf den eingeschlagenen Kurs mitzunehmen und damit neue Kräfte zu entfesseln. Personal effektiver managen. Während die Energieversorgung immer dezentraler wird, gibt es bei der Aufbau- und Ablauforganisation unseres Unternehmens hohe Effizienzpotenziale durch Zentralisierung. Das gilt auch für unser Personalmanagement. Früher haben sich unsere Konzerngesellschaften um ihre Personalangelegenheiten in aller Regel selbst gekümmert. Das hat Vorteile, ist aber nicht immer optimal, etwa wenn bei der Abrechnung von Löhnen und Gehältern unterschiedliche IT-Systeme zum Einsatz kommen oder es für ein und denselben Sachverhalt gleich mehrere Regelwerke gibt. Auch die Personalplanung wird effizienter, wenn sie den Gesamtkonzern einbezieht. Sollte sich beispielsweise abzeichnen, dass eine Tochtergesellschaft mehr Ingenieure benötigen wird und eine andere weniger, lassen sich durch Koordination Kosten für den Abbau von Personal und die Neueinstellung externer Kräfte vermeiden. Bereits seit 2013 organisieren wir unsere Personalarbeit neu, indem wir RWE-Gesellschaften von Verwaltungsfunktionen entlasten, die nicht notwendig sind für die Steuerung ihres Kerngeschäfts. Wir lösen gleichartige Verwaltungsaufgaben wie das Vertragsmanagement und die Entgeltabrechnung heraus und bündeln sie in einem sogenannten Shared Service Center unter dem Dach der RWE Group Business Services, unserer neuen Gesellschaft für interne Dienstleistungen. Sie ist auch die neue Heimat unserer Arbeitsrechtler, Personalentwickler und weiterer besonders qualifizierter Personalspezialisten. In den Konzerngesellschaften verbleiben ausschließlich Fachkräfte, die Management und Mitarbeiter beraten, Personalbedarfe planen, offene Stellen besetzen und konzernweite Vorgaben (z. B. zur Vergütung oder Personalentwicklung) umsetzen. Strategische Prioritäten und Richtlinien für die Personalarbeit bei RWE legen wir seit jeher zentral fest, orientieren uns dabei künftig aber noch stärker am aktuellen und zukünftigen Geschäft unserer Gesellschaften. Interner Stellenmarkt mit individueller Beratung. Der dramatische Strukturwandel im Energiesektor bringt es mit sich, dass viele RWE-Gesellschaften künftig mit deutlich weniger Mitarbeitern auskommen müssen, insbesondere in der konventionellen Stromerzeugung. Aber es gibt auch Wachstumsfelder im Energiesektor, für die wir speziell qualifiziertes Personal benötigen. Um Angebot und Nachfrage innerhalb des Konzerns schneller und effektiver zur Deckung zu bringen, haben wir 2014 den internen Stellenmarkt SWITCH (deutsch: Wechsel) ins Leben gerufen. SWITCH wendet sich nicht nur an Mitarbeiter, deren Positionen im Zuge der Neuausrichtung des Konzerns entfallen, sondern an alle, die sich verändern und weiterentwickeln möchten, sowie an junge Leute nach Abschluss der Ausbildung oder des Trainee-Programms bei RWE. Personalberater helfen ihnen bei der beruflichen Orientierung: Gemeinsam mit den Betroffenen loten sie künftige Einsatzmöglichkeiten und Schulungsbedarfe aus, organisieren Bewerbungstrainings und helfen beim Einstieg in eine neue Position. Aber SWITCH ist noch mehr: Mit der sogenannten SWITCH Force schaffen wir einen internen Zeitarbeitspool, aus dem qualifizierte Mitarbeiter im gesamten Unternehmen für befristete Einsätze oder Projekte rekrutiert werden können. Damit eröffnen wir unseren Mitarbeitern vielseitige Beschäftigungsperspektiven und stärken zugleich unsere unternehmerische Flexibilität. Rekrutierung von Nachwuchskräften. Zu den Kerngebieten unserer Personalarbeit gehört auch, talentierte junge Menschen für eine Tätigkeit bei RWE zu gewinnen. Die meisten unserer Nachwuchskräfte rekrutieren wir, indem wir ihnen einen Ausbildungsplatz anbieten. Neben den originären Ausbildungsinhalten gibt es bei uns eine Vielzahl von Möglichkeiten zum Erwerb zusätzlicher Qualifikationen, etwa durch Teilnahme an anspruchsvollen Projekten. Auch die Kombination mit einem Studium in unterschiedlichen Fachrichtungen ermöglichen und fördern wir. RWE bildet derzeit rund 2.500 junge Menschen in mehr als 30 Berufen aus. Wir stellen damit wesentlich mehr Ausbildungsplätze zur Verfügung, als zur Deckung unseres Bedarfs erforderlich sind. Unsere Auszubildenden rekrutieren wir auch aus der Einstiegsqualifizierung "Ich pack' das!", die 2014 ihr zehnjähriges Bestehen feierte. Mit ihr fördern wir junge Menschen, die Schwierigkeiten haben, einen Ausbildungsplatz zu finden. Pro Jahr machen wir rund 100 Teilnehmer mit technischen und handwerklichen Projektarbeiten sowie Bewerbungstrainings fit für den Arbeitsmarkt. Die Förderung dauert maximal ein Jahr - und trägt Früchte: Von den bislang mehr als 1.000 Teilnehmern haben über 80% im Anschluss an das Programm einen Ausbildungsplatz gefunden. Vielfalt macht uns stark. Wer sich mit offenen Augen bei RWE umschaut, begegnet den unterschiedlichsten Menschen - unterschiedlich in Geschlecht, Alter, Herkunft, Religion und vielem mehr. Studien belegen, dass Unternehmen, die mit dieser Vielfalt ("Diversity") richtig umgehen, wirtschaftliche Vorteile daraus ziehen können: Sie sind mitunter kreativer, profitieren von einem besseren Image und haben zufriedenere Mitarbeiter. Auch wir wollen die Chancen der Vielfalt nutzen und setzen dabei auf ein konzernweites Diversity-Management. Zu den Anliegen, die uns besonders wichtig sind, zählt die Förderung von Frauen. Ende 2014 machten Frauen 26,6% unserer Belegschaft aus. Ihr Anteil an den Führungskräften ist in den vergangenen fünf Jahren von 9,0 auf 14,3 % gestiegen. Diesen Anteil wollen wir weiter erhöhen. Darüber hinaus setzen wir uns für eine stärkere Mitwirkung von Frauen in den Aufsichtsräten unserer Konzerngesellschaften ein. Ende 2013 haben wir ein speziell darauf ausgerichtetes Förderprogramm ins Leben gerufen, das von der gemeinnützigen Initiative FidAR ("Frauen in die Aufsichtsräte") begleitet wird. In einer Pilotphase wurden elf Frauen mit Führungsverantwortung durch Schulungen auf die Übernahme eines Aufsichtsratsmandats vorbereitet. Mitte 2014 hatten sie die Fortbildung durchlaufen. Ihr positives Feedback hat uns darin bestärkt, noch im gleichen Jahr eine zweite Schulung mit weiteren 13 Teilnehmerinnen zu starten. Ende vergangenen Jahres hatten bereits neun der 24 Absolventinnen Aufsichtsratsmandate bei Gesellschaften des RWE-Konzerns übernommen. Neben der Förderung von Frauen gibt es eine Reihe weiterer Anliegen, die wir mit unserem Diversity-Management unterstützen, beispielsweise die Toleranz gegenüber Minderheiten, Eingliederung von Menschen mit Behinderungen und die länderübergreifende Mobilität. Unterstützt werden wir dabei seit 2014 von einer Gruppe von RWE-Mitarbeitern, die soziale Vielfalt in besonderem Maße repräsentieren und unsere Konzerngesellschaften bei Diversity-Maßnahmen beraten. 2.5 NACHHALTIGKEIT Um langfristig erfolgreich zu sein, benötigen wir die Akzeptanz der Gesellschaft - angefangen bei der Politik über die Verbände und Arbeitnehmer bis hin zu Umweltschutzorganisationen. Im Dialog mit diesen Anspruchsgruppen haben wir zehn Handlungsfelder definiert, die für RWE in puncto Nachhaltigkeit zentral sind. In jedem Handlungsfeld verfolgen wir konkrete, messbare Ziele. Und: Teile der Vorstandsvergütung hängen davon ab, ob und in welchem Umfang diese Ziele erreicht werden. Zehn Handlungsfelder der Nachhaltigkeit. Unsere Ziele und Maßnahmen auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) sind abgeleitet aus den Erwartungen der Gesellschaft an uns. Um diese Erwartungen besser einschätzen zu können, stehen wir in ständigem Dialog mit Vertretern unserer Anspruchsgruppen, auch als "Stakeholder" bezeichnet. Dabei handelt es sich in erster Linie um Anteilseigner, Arbeitnehmer, Politiker, Verbände, Nichtregierungsorganisationen und Bürgerinitiativen. Auf Basis dieses Dialogs haben wir im Jahr 2007 zehn Handlungsfelder festgelegt, in denen nach unserem Verständnis die wichtigsten Herausforderungen für RWE liegen. Die Auswahl und Abgrenzung der Handlungsfelder haben wir seither turnusgemäß überprüft und sie an Veränderungen im Unternehmen und in unserem gesellschaftlichen Umfeld angepasst. Auch 2014 wurde eine solche Anpassung vorgenommen: Das Handlungsfeld "Kundenvertrauen" haben wir weiter gefasst und in "Markt/Kunde" umbenannt. Hintergrund dabei ist, dass unsere Stakeholder die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle und Produkte von uns erwarten, die die Erfolgsperspektiven der Energiewende in wirtschaftlicher und technischer Hinsicht verbessern. In jedem der zehn Handlungsfelder verfolgen wir Ziele, deren Erreichung wir an Kennzahlen messen. Damit schaffen wir nicht nur Transparenz, sondern verleihen unserer Nachhaltigkeitsstrategie auch ein höheres Maß an Verbindlichkeit. Diese wird auch dadurch erreicht, dass der Grad der Erfüllung unserer CR-Ziele direkten Einfluss auf die Vergütung des Vorstands der RWE AG hat (siehe Seite 100 f.). Im Folgenden stellen wir unsere Ziele und Maßnahmen in den zehn CR-Handlungsfeldern vor und zeigen, anhand welcher Kennzahlen wir unseren Erfolg messen. Weitergehende Informationen finden Sie im Bericht "Unsere Verantwortung", dessen neue Ausgabe im April 2015 erscheint und im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden kann. (1) Klimaschutz. Die Gesellschaft erwartet von uns Lösungen zum Schutz des Klimas. In den vergangenen Jahren haben wir Milliardenbeträge in den Bau hochmoderner Gas- und Kohlekraftwerke investiert, die weniger CO2 als alte Anlagen ausstoßen und diese zum Teil ersetzt haben. Wie auf Seite 37 dargestellt, haben 2014 drei hochmoderne Steinkohleblöcke aus unserem Kraftwerksneubauprogramm den Betrieb aufgenommen. Mit Wirkungsgraden von 46% zählen sie zu den effizientesten und emissionsärmsten ihrer Art. Zweite Säule unserer Klimaschutzstrategie ist der Ausbau der erneuerbaren Energien: Allein im vergangenen Jahr haben wir unser Erzeugungsportfolio um Anlagen mit ca. 320 MW Gesamtleistung erweitert. Mit der Verlagerung unserer Stromproduktion auf moderne Kraftwerke und regenerative Quellen wollen wir unseren CO2-Ausstoß deutlich vermindern. Unser Ziel ist, ihn bis 2020 auf 0,62 Tonnen je erzeugte Megawattstunde (MWh) Strom zu senken. Zum Vergleich: 2014 haben wir 0,745 Tonnen je MWh emittiert. (2) Energieeffizienz. Mit der Modernisierung unseres Kraftwerksparks schonen wir nicht nur das Klima, sondern auch endliche Ressourcen wie Kohle und Gas, da die neuen Anlagen einen hohen energetischen Nutzungsgrad haben. Dieser ist definiert als die erzeugte Menge an Strom und Nutzwärme je eingesetzte Primärenergiemenge. Der energetische Nutzungsgrad unserer fossil befeuerten Kraftwerke lag 2014 bei durchschnittlich 40,4%, gegenüber 40,5% im Vorjahr. Der leichte Rückgang ist darauf zurückzuführen, dass unsere deutschen Kraftwerke häufiger ihre Last an die schwankenden Wind- und Solarstromeinspeisungen anpassen müssen und ihre "Fahrweise" damit ineffizienter geworden ist. Unser Ziel für 2017 ist, dass der energetische Nutzungsgrad mindestens 40,1 % beträgt. Auch beim Strom- und Gasnetzbetrieb ist Energieeffizienz eines unserer wichtigsten Anliegen. Daneben setzen wir uns seit Jahren erfolgreich für eine Senkung des Energieverbrauchs unseres Fuhrparks und unserer Immobilien ein. Private Haushalte unterstützen wir bei der sparsameren Nutzung von Strom und Gas. Auch Gewerbetreibenden und Industrieunternehmen bieten wir unser Know-how zum Thema Energieeffizienz an. Beispielsweise können wir für sie - hoher Strom- und Wärmebedarf vorausgesetzt - eine neue Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage (KWK-Anlage) planen, bauen und betreiben. Auf Wunsch übernehmen wir sogar die Finanzierung. So können unsere Kunden alle Vorteile der kombinierten Strom- und Wärmeversorgung nutzen, ohne sich selbst mit der Technologie befassen zu müssen. (3) Biodiversität/Umweltschutz. Mit unseren Braunkohletagebauen, Kraftwerken und Netzen greifen wir in Natur und Landschaft ein. Der Schutz und die Wiederherstellung von Ökosystemen ist daher Kernbestandteil unseres Geschäfts. Hier können wir auf jahrzehntelange Erfahrung zurückgreifen. Viele unserer Umweltschutzmaßnahmen sind gesetzlich vorgegeben oder in Betriebsgenehmigungen verankert. Bei der Einhaltung ökologischer Auflagen hilft uns unser Umweltmanagementsystem, das 99,5% aller Aktivitäten von RWE abdeckt. Zahlreiche Tochtergesellschaften haben es nach der weltweit anerkannten Norm ISO 14001 zertifizieren lassen. Bezogen auf die Anzahl der Standorte lag der Anteil der zertifizierten Konzernaktivitäten Ende 2014 bei 56%. Ende 2013 sind wir mit der Weltnaturschutzunion (International Union for Conservation of Nature, kurz: IUCN) eine Kooperation eingegangen. Gemeinsam mit der IUCN erkunden wir, ob und wie wir dem Schutz der biologischen Vielfalt im Rahmen unserer betrieblichen Aktivitäten noch stärker Rechnung tragen können. Im vergangenen Jahr haben wir dazu ein Pilotprojekt in unserem rheinischen Braunkohlerevier gestartet. Zweck der Untersuchung war, mögliche Verbesserungen bei der Rekultivierung von Tagebauflächen auszuloten. In einem Leitfaden wollen wir unseren Ansatz zur Wahrung der Biodiversität darstellen und uns auch mit unseren Stakeholdern über weitere Ziele und Instrumente zum Schutz von Ökosystemen austauschen. Im vergangenen Jahr haben wir 1.444 Mio. € für den Umweltschutz aufgewendet. Hinzu kamen Investitionen in Höhe von 936 Mio. €, die dem gleichen Zweck dienten. Aufwendungen und Investitionen summieren sich auf 2.380 Mio. €. Der Großteil davon war dem Klimaschutz gewidmet (62%), gefolgt von der Abfallbeseitigung (14%) und der Luftreinhaltung (10%). Unser Ressourceneinsatz für den Klimaschutz umfasste vor allem Investitionen zur Modernisierung unseres Kraftwerksparks und zum Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Unsere Aufwendungen für die Abfallbeseitigung betrafen u. a. den Rückbau des Kernkraftwerks Biblis. Kosten der Luftreinhaltung werden insbesondere durch den Betrieb von Rauchgas-Entschwefelungsanlagen verursacht, während beim Gewässerschutz Maßnahmen zur Abwasserreinigung im Vordergrund stehen. Aufwendungen und Investitionen für den Umweltschutz scroll Aufwendungen Investitionen Gesamt in Mio. € 2014 2013 2014 2013 2014 2013 Luftreinhaltung 225 222 24 51 249 273 Natur- und Landschaftsschutz 62 62 32 10 94 72 Gewässerschutz 177 171 42 49 219 220 Abfallbeseitigung 324 351 3 2 327 353 Lärmschutz 10 9 4 5 14 14 Altlasten, Bodenkontamination 4 8 - - 4 8 Klimaschutz 642 519 831 1.181 1.473 1.700 Summe 1.444 1.342 936 1.298 2.380 2.640 (4) Gesellschaftliches Engagement. Energieversorger sind Unternehmen mit besonders enger Bindung an ihren Standort. Bei RWE besteht diese Bindung vielerorts seit Jahrzehnten. Wir sind dort verlässlicher Arbeit- und Auftraggeber, Partner von Kommunen, Steuerzahler und Anbieter von Infrastruktur. Unsere regionale Verwurzelung kommt auch in der gemeinnützigen Tätigkeit von RWE und seiner Mitarbeiter zum Ausdruck. Eine wichtige Rolle spielt dabei die RWE Stiftung, die wir 1998 ins Leben gerufen haben. Bislang hat sie schwerpunktmäßig Kinder und Jugendliche auf den Gebieten Bildung, Kultur und Soziales gefördert. Angesichts der großen gesellschaftlichen Herausforderungen, die mit der Energiewende einhergehen, wollen wir uns künftig stärker für einen besseren allgemeinen Kenntnisstand rund um das Thema "Energie" einsetzen. Wir werden Projekte fördern, die dazu beitragen, die Akzeptanz für die zur Umgestaltung des Energiesystems erforderlichen Maßnahmen zu verbessern. Mit der inhaltlichen ging auch eine finanzielle Neuausrichtung der RWE Stiftung einher: Seit Juli 2014 arbeitet sie wie eine Verbrauchsstiftung, d. h., Projekte finanziert sie nunmehr auch aus ihrem Stiftungskapital, und nicht nur aus dessen Erträgen. Das Stiftungskapital haben wir um 4 Mio. € auf 60 Mio. € erhöht. Im vergangenen Jahr hat die Stiftung eine Vielzahl von Projekten mit insgesamt rund 1 Mio. € gefördert. Nähere Informationen dazu stellen wir im Internet unter www.rwestiftung.com zur Verfügung. Darüber hinaus unterstützen wir über die Initiative "RWE Companius" den tatkräftigen Einsatz von RWE-Mitarbeitern für soziale Zwecke. Ein solches Engagement kommt auch RWE zugute, denn es steigert unsere Akzeptanz. Einmal im Jahr lassen wir von einem Meinungsforschungsinstitut erheben, wie die deutsche Öffentlichkeit RWE im Vergleich zu großen Wettbewerbern wahrnimmt. Bei der jüngsten Umfrage im vergangenen Jahr wurde uns die zweithöchste Reputation bescheinigt. Im Vorjahr hatten wir noch den ersten Platz belegt. Diesen wollen wir auch künftig wieder erreichen. (5) Markt/Kunde. In vielen unserer Vertriebsmärkte sind die Wettbewerbsintensität und die Wechselbereitschaft der Kunden so hoch wie nie. Zugleich sorgt das Thema Energiekosten für Schlagzeilen und steht in einzelnen Staaten wie Großbritannien ganz oben auf der politischen Agenda. Vor diesem Hintergrund legen wir großen Wert darauf, dass unsere Kunden uns als fairen und zuverlässigen Energieversorger wahrnehmen. Auch als Anbieter innovativer Produkte und Dienstleistungen wollen wir sie überzeugen. Ein Beispiel dafür ist RWE SmartHome, unsere Lösung für eine hochwertige, benutzerfreundliche, sichere und leicht zu bedienende Haussteuerung. Der Nutzer kann mit seinem Computer oder Mobilfunkgerät Heizung, Rollläden, Licht und Haushaltsgeräte bedienen - selbst wenn er gar nicht zuhause ist. Das bringt nicht nur zusätzlichen Komfort, sondern bietet auch die Möglichkeit, die Energiekosten zu senken, und zwar um bis zu 40%. Ein Schlüsselfaktor für den Markterfolg von SmartHome-Lösungen ist neben den Kosten und der einfachen Handhabung auch die Datensicherheit: Im vergangenen Jahr hat der Verband der Elektrotechnik (VDE) die RWE-Haussteuerung mit dem Gütesiegel für Informationssicherheit ausgezeichnet. RWE SmartHome hebt sich auch dadurch hervor, dass man es für die Steuerung dezentraler Energieanlagen einsetzen kann, etwa für Stromspeicher oder Photovoltaikanlagen, die wir unseren Kunden ebenfalls anbieten. So unterstützen wir sie bei der "Energiewende zuhause". Wie zufrieden unsere Kunden mit uns sind, messen wir nicht nur an den Wechselraten, sondern in Deutschland auch mithilfe eines Loyalitätsindex, der sich auf repräsentative Befragungen von Privat- und Gewerbekunden durch das unabhängige Marktforschungsinstitut Ipsos stützt. Der Index kann zwischen null und 100 Punkten liegen. Bei unter 70 Punkten stufen wir die Zufriedenheit als gering ein, bei Werten von 70 bis 79 als mittel und ab 80 Punkten als hoch. Im Berichtsjahr erreichten wir 76 Punkte; für 2015 liegt unser Ziel bei mindestens 75 Punkten. (6) Mitarbeiter. Nur mit qualifizierten und motivierten Mitarbeitern können wir die Energiewende erfolgreich mitgestalten und uns im Wettbewerb um Kunden behaupten. Schon heute nutzen wir zahlreiche Möglichkeiten, um junge Talente für unser Unternehmen zu gewinnen, und schaffen ein Arbeitsumfeld, das ihren Erwartungen entspricht. Darüber hinaus bemühen wir uns, Leistungsträger aus den eigenen Reihen an den Konzern zu binden. Wichtige Gradmesser der Zufriedenheit unserer Beschäftigten sind ihre Motivation und ihr Engagement. Beides ermitteln wir anhand eines Motivationsindex, der aus regelmäßigen Mitarbeiterbefragungen abgeleitet wird. Im Berichtsjahr lag er bei 70,7 Punkten, nach 71,1 Punkten im Vorjahr. Bis zum Jahr 2017 möchten wir den Motivationsindex wieder auf über 72 Punkte bringen. Unseren Personalbedarf planen wir langfristig und berücksichtigen dabei die Auswirkungen des demografischen Wandels auf verschiedene Berufsgruppen. Als Analyseinstrument nutzen wir u. a. einen Demografie-Index, der die Altersstruktur im RWE-Konzern misst. Je höher der Indexwert, desto gleichmäßiger sind die Altersklassen in den Konzerngesellschaften vertreten. Die bestmögliche Punktzahl ist 100. Im zurückliegenden Geschäftsjahr kamen wir auf 82,8 Punkte. Für den Zeitraum von 2015 bis 2017 haben wir uns einen Durchschnittswert von 84 Punkten zum Ziel gesetzt. (7) Lieferkette. Die Abbaubedingungen in kolumbianischen und südafrikanischen Steinkohleminen sorgten wiederholt für Schlagzeilen. Um hier einen besseren Einblick zu gewinnen, haben wir bereits Anfang 2012 gemeinsam mit sieben weiteren europäischen Energieversorgern die Initiative "Bettercoal" ins Leben gerufen. Seit 2014 werden im Auftrag von Bettercoal Audits durchgeführt. Unabhängige Prüfer gehen dabei der Frage nach, inwieweit die Bedingungen in den Minen den Maßstäben des 2013 verabschiedeten Bettercoal-Kodex entsprechen. Der Kodex orientiert sich an internationalen Regelwerken wie den Vorgaben der internationalen Arbeitsorganisation (ILO) und den OECD-Leitsätzen für multinationale Unternehmen. Das erste Audit wurde 2014 in einem kolumbianischen Bergwerk durchgeführt. Auf Basis der Ergebnisse wurde ein im Hinblick auf Ziele und Fristen klar definierter Prozess zur Beseitigung von Schwachstellen gestartet. Dieser Prozess und die erzielten Fortschritte werden von Bettercoal begleitet und kontrolliert. Über eine zentrale Datenbank stellt Bettercoal seinen Mitgliedsunternehmen die Ergebnisse von Audits oder Selbsteinschätzungen von Minenbetreibern zur Verfügung -Informationen, die wir für Risikoprüfungen bei unseren Geschäftspartnern nutzen können. Solche Risikoprüfungen beim Einkauf von Energierohstoffen sind bei RWE Standard. Auch von Anbietern von Standardwaren und Dienstleistungen erwarten wir, dass sie bestimmte Umwelt- und Arbeitsstandards einhalten. In der Regel verankern wir die Anforderungen unseres Verhaltenskodex in den Verträgen mit unseren Lieferanten. Unser Ziel ist, dass dies bei mindestens 98% unseres gesamten Einkaufsvolumens der Fall ist. In den vergangenen Jahren konnten wir das bereits sicherstellen und wollen es auch 2015 tun. (8) Arbeitssicherheit/Gesundheitsmanagement. Unsere Mitarbeiter sollen so gesund nach Hause gehen, wie sie zur Arbeit gekommen sind. Diesem Anspruch bestmöglich gerecht zu werden ist Ziel unseres betrieblichen Gesundheitsmanagements (BGM). Im Jahr 2012 haben wir bei RWE Power ein Grundlagenprogramm aufgelegt, das eine Vielzahl von Maßnahmen umfasst, u. a. die Aufnahme des Themas Gesundheit in die Zielvereinbarungen für Führungskräfte. Nun prüfen wir, wie erfolgreich das Programm war, um es ggf. in weiteren RWE-Gesellschaften umzusetzen. Darüber hinaus haben wir 2014 mehrere Gesundheitskampagnen an unseren deutschen Standorten durchgeführt, die u. a. der Früherkennung von Diabetes und Hodenkrebs dienten, und unser Angebot zur Stressbewältigung erweitert. Auch die Sicherheit der Arbeitsprozesse hat bei RWE einen hohen Stellenwert. Wir entwickeln den Arbeitsschutz an unseren Standorten mit speziellen Programmen kontinuierlich weiter und erreichen damit, dass sich die Unfallzahlen verringern. Dabei beziehen wir die Mitarbeiter von Partnerfirmen, die an Baustellen und Betrieben von RWE tätig sind, ebenfalls mit ein. Unser besonderes Augenmerk lag zuletzt darauf, die Sensibilität für Gefahren bei Routineprozessen zu erhöhen. Ein Beispiel für unsere Unfallprävention ist der bei RWE East im Kraftwerk Mátra eingeführte Prozess "Sicherer Schichtstart": Vor jedem Schichtbeginn vergegenwärtigen sich die Mitarbeiter gemeinsam mit den Führungskräften die potenziellen Gefahren in ihrem Arbeitsumfeld. So wird das Gefahrenbewusstsein bei Routineaufgaben gestärkt. 2014 ereigneten sich bei RWE wie im Vorjahr 2,3 Unfälle je eine Million geleisteter Arbeitsstunden; sie führten bei den betroffenen Mitarbeitern zu einer Ausfallzeit von mindestens einem Tag. Bis 2017 wollen wir einen Wert unter 1,85 erreichen. (9) Versorgungssicherheit. Energie - ob als Strom oder Wärme - muss zur Verfügung stehen, wenn sie gebraucht wird. Unsere Kunden vertrauen darauf, dass wir das sicherstellen. In der aktuellen Diskussion um die Versorgungssicherheit steht die Stabilität der Stromnetze im Vordergrund. Unser Ziel ist, dass die durchschnittliche Ausfallzeit unserer deutschen Verteilnetze pro Kunde weniger als 30 Minuten im Jahr beträgt. Nach den jüngsten vorliegenden Statistiken lag sie 2013 mit rund 16 Minuten deutlich unter dieser Marke. Trotzdem halten wir das Ziel für ambitioniert, denn mit dem zunehmenden Ausbau der wetterabhängigen erneuerbaren Energien und dem vermehrten Einsatz dezentraler Stromerzeugungsanlagen steigen die Anforderungen an die Beschaffenheit und den Betrieb der Netze. Ende 2014 speisten mehr als 300.000 Erneuerbare-Energien-Anlagen (u. a. Photovoltaik, Windkraft und Biomasse) mit einer Gesamtleistung von rund 19,3 Gigawatt (GW) Strom in unser deutsches Verteilnetz ein. Rund 132.000 dieser Anlagen mit rund 7,3 GW installierter Leistung sind in den vergangenen vier Jahren hinzugekommen. Dementsprechend hoch sind die erforderlichen Investitionen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit: Wir planen, im Zeitraum 2015 bis 2017 insgesamt rund 3,3 Mrd. € in die Instandhaltung und Erweiterung unserer Strom- und Gasnetze zu investieren. Zugleich arbeiten wir in Forschungskooperationen an intelligenten Verteilnetzen, die die schwankenden Ökostromeinspeisungen ohne aufwendigen Aus- und Umbau bewältigen können. Ziel ist es, das Verteilnetz so anzupassen, dass es eigenständig auf Veränderungen reagiert und den Stromfluss vollautomatisch steuert. Beim Gas ist die Gefahr von Lieferunterbrechungen aufgrund der Pufferfunktion des Netzes deutlich geringer. Hier lag die Ausfallzeit 2013 im Durchschnitt bei unter einer Minute pro Kunde. (10) Innovation. Eine sichere, preisgünstige und klimaschonende Energieversorgung ist ohne technischen Fortschritt nicht machbar. Mit derzeit rund 200 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung (F&E) leisten auch wir unseren Beitrag dazu, den Weg für die Energiewelt von morgen zu bereiten. Dafür setzen wir bei allen Stufen der Wertschöpfungskette von RWE an (siehe Seite 71 ff.). Unsere Maßnahmen steuern wir konzernübergreifend. Ausgangspunkt ist unsere Entscheidung darüber, welche F&E-Themenfelder für RWE strategisch wichtig sind. Dies tun wir zu Beginn eines jeden Jahres. Unseren Erfolg messen wir daran, in welchem Umfang wir in diesen Themenfeldern konkrete Maßnahmen ergriffen und die Öffentlichkeit darüber informiert haben. Im vergangenen Jahr wurden alle wichtigen F&E-Gebiete abgedeckt. Unser Streben nach Innovationen erstreckt sich nicht nur auf die technisch ausgerichtete F&E-Tätigkeit, sondern auch auf die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle. Um hier noch erfolgreicher zu sein, haben wir Anfang 2014 den "Innovation Hub" (Deutsch: Innovationszentrum) ins Leben gerufen, den wir auf Seite 73 f. näher darstellen. RWE für nachhaltige Unternehmensführung ausgezeichnet. Unsere Leistungen auf dem Gebiet der nachhaltigen Unternehmensführung finden breite Anerkennung - auch am Kapitalmarkt. Im September 2014 haben wir uns zum 16. Mal in Folge für eine Aufnahme in die Gruppe der Dow-Jones-Sustainability-Indizes (DJSI) qualifiziert. RWE ist damit für weitere zwölf Monate in den Indizes DJSI World und DJSI Europe vertreten. Die Auswahl stützt sich auf ökonomische, ökologische und soziale Kriterien. Wir sind eine der wenigen deutschen Gesellschaften, die der Indexfamilie seit ihrem Start im Jahr 1999 ununterbrochen angehören. Die Dow Jones Sustainability Indizes werden von RobecoSAM in Kooperation mit Dow Jones Indexes zusammengestellt und veröffentlicht. Im Oktober 2014 folgte eine weitere Auszeichnung: RWE wurde zum ersten Mal überhaupt in den "Climate Performance Leadership Index" des Carbon Disclosure Project (CDP) aufgenommen. Vorausgegangen war eine Auswertung der Daten von über 2.000 Unternehmen. RWE zählt zu den 187 Gesellschaften, die für ihre Klimaschutzleistungen die Spitzenbewertung "A" erhielten und sich damit einen Platz im Index sichern konnten. CDP ist eine im Jahr 2000 in London gegründete Nichtregierungsorganisation, die einmal pro Jahr mittels standardisierter Fragebögen Informationen zum Treibhausgasausstoß und zu den Klimaschutzanstrengungen von Unternehmen und öffentlichen Betrieben erhebt. Die Befragung wird von fast 800 institutionellen Investoren unterstützt, die zusammen mehr als ein Drittel des weltweiten Kapitalanlagevolumens verwalten. Wichtige Nachhaltigkeitsindikatoren1 scroll 2014 2013 2012 2011 2010 Umwelt RWE-eigene Anlagen NOx-Emissionen g/kWh 0,60 0,68 0,69 0,60 0,58 SO2-Emissionen g/kWh 0,33 0,37 0,40 0,31 0,29 Staubemissionen g/kWh 0,020 0,022 0,025 0,021 0,019 Asche Tsd. t 8.115 8.308 8.710 7.843 7.740 Gips Tsd. t 2.200 2.192 2.200 2.148 2.053 Primärenergieverbrauch Mrd. kWh 393,4 409,6 435,7 390,6 403,0 Wasserverbrauch2 m3/MWh 1,46 1,45 1,56 1,62 1,41 CO2-Emissionen Scope 13 Mio. t 141,8 146,3 160,6 143,4 144,9 Spezifische CO2-Emissionen t/MWh 0,732 0,739 0,792 0,778 0,715 Gesamte Anlagen CO2-Emissionen Scope 14 Mio. t 156,6 165,8 181,7 163,8 167,1 CO2-Emissionen Scope 25 Mio. t 1,4 1,5 1,9 2,4 3,1 CO2-Emissionen Scope 36 Mio. t 90,8 105,0 105,2 121,0 135,7 Spezifische CO2-Emissionen t/MWh 0,745 0,751 0,792 0,787 0,732 Investitionen des Unternehmensbereichs Erneuerbare Energien Mio. € 738 1.086 1.093 891 709 Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung % 4,87 6,3 5,5 4,3 4,0 F&E-Aufwendungen Mio. € 110 151 150 146 149 Gesellschaft Mitarbeiter8 59.784 64.896 70.208 72.068 70.856 Fluktuationsquote % 14,2 11,5 10,8 10,1 8,3 Trainingstage je Mitarbeiter (Deutschland) 3,9 4,2 4,5 4,6 4,7 Gesundheitsquote % 95,4 95,4 95,5 95,8 95,6 Arbeits- und Dienstwegeunfälle LTIF9 2,3 2,3 2,8 2,8 3,5 Tödliche Arbeitsunfälle10 5 1 4 3 3 Unternehmensführung Anteil der Frauen im Unternehmen % 26,6 27,7 27,5 27,1 26,2 Anteil der Frauen an den Führungskräften11 % 14,3 13,9 12,3 11,3 10,8 Umsatzanteil des RWE-Konzerns in Ländern mit hohem oder sehr hohem Korruptionsrisiko12 % 10,0 13,0 13,7 12,4 12,0 1 Anpassungen von Vorjahreswerten für 2013 wegen Erstanwendung von IFRS 11, siehe Seite 41 2 Wasserentnahme der Kraftwerke abzgl. Wasserrückführung in Flüsse und andere Oberflächengewässer, ohne Kraftwerke mit Meerwasserkühlung 3 Scope 1: direkte CO2-Emissionen aus eigenen Quellen (Öl- und Gasförderung, Gastransport, Stromerzeugung) 4 Inklusive Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können 5 Scope 2: indirekte CO2-Emissionen durch den Transport und die Verteilung von konzernextern bezogenem Strom 6 Scope 3: indirekte CO2-Emissionen, die nicht unter Scope 1 und Scope 2 fallen; sie stammen aus der Erzeugung konzernextern bezogenen Stroms, dem Transport und der Verteilung in Stromnetzen Dritter, der Förderung und dem Transport von eingesetzten Brennstoffen und dem Verbrauch von Gas, das wir an Kunden verkauft haben. 7 Stromerzeugung aus Wind (5,7 TWh), Wasser (3,4 TWh) und Biomasse (1,0 TWh) 8 Umgerechnet in Vollzeitstellen 9 Lost Time Incident Frequency (Zahl der Unfälle mit mindestens einem Ausfalltag je eine Million geleisteter Arbeitsstunden), Daten ab 2012 inklusive Fremdfirmenmitarbeiter 10 Inklusive Mitarbeiter von Partnerfirmen 11 Umfasst die obersten vier Management-Ebenen 12 Länder, die im Korruptionswahrnehmungsindex der Organisation Transparency International (TI) auf einer Skala von null bis 100 kleiner als 60 eingestuft werden, wobei 100 für das geringste Korruptionsrisiko steht 3 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, 20. Februar 2015 Der Vorstand Terium Schmitz Günther Tigges 4 KONZERNABSCHLUSS 4.1 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG1 scroll in Mio. € (s. Anhang) 2014 2013 Umsatzerlöse (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) (1) 48.468 52.425 Erdgas-/Stromsteuer (1) 2.319 2.676 Umsatzerlöse (1) 46.149 49.749 Sonstige betriebliche Erträge (2) 2.335 2.238 Materialaufwand (3) 33.687 35.523 Personalaufwand (4) 4.850 5.124 Abschreibungen (5), (10) 3.115 7.276 Sonstige betriebliche Aufwendungen (6) 3.282 4.381 Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen (7), (13) 364 326 Übriges Beteiligungsergebnis (7) 180 -120 Finanzerträge (8) 917 827 Finanzaufwendungen (8) 2.765 2.732 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 2.246 -2.016 Ertragsteuern (9) 553 739 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten 1.693 -2.755 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten 364 312 Ergebnis 2.057 -2.443 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter 245 210 Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 108 104 Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG 1.704 -2.757 Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in € (28) 2,77 -4,49 Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in € 2,18 -4,99 Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in € 0,59 0,50 1 Angepasste Vorjahreswerte 4.2 GESAMTERGEBNISRECHNUNG1, 2 scroll in Mio. € (s. Anhang) 2014 2013 Ergebnis 2.057 -2.443 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen -1.253 451 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen (13) -23 -71 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind -1.276 380 Unterschied aus der Währungsumrechnung (22) -23 -711 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten (29) 78 37 Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung (29) -410 -220 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen (13), (22) 53 55 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind -302 -839 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) -1.578 -459 Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 479 -2.902 Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend (251) (-3.214) Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend (108) (104) Davon: auf andere Gesellschafter entfallend (120) (208) 1 Beträge nach Steuern 2 Angepasste Vorjahreswerte 4.3 BILANZ1 Aktiva scroll in Mio. € (s. Anhang) 31.12.2014 31.12.2013 01.01.2013 Langfristiges Vermögen Immaterielle Vermögenswerte (10) 12.797 13.409 16.247 Sachanlagen (11) 31.059 34.217 37.108 Investment Property (12) 83 96 111 At-Equity-bilanzierte Beteiligungen (13) 3.198 3.253 3.321 Übrige Finanzanlagen (14) 958 917 988 Finanzforderungen (15) 592 506 515 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (16) 1.374 1.072 1.519 Ertragsteueransprüche 327 171 60 Latente Steuern (17) 3.836 3.264 3.586 54.224 56.905 63.455 Kurzfristiges Vermögen Vorräte (18) 2.232 2.387 3.155 Finanzforderungen (15) 1.843 988 1.737 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (19) 6.512 7.964 8.045 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (16) 8.182 6.162 6.517 Ertragsteueransprüche 202 212 165 Wertpapiere (20) 4.410 2.813 2.633 Flüssige Mittel (21) 3.171 3.950 2.724 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 5.540 32.092 24.476 24.976 86.316 81.381 88.431 Passiva in Mio. € (s. Anhang) 31.12.2014 31.12.2013 01.01.2013 Eigenkapital (22) Anteile der Aktionäre der RWE AG 7.388 7.738 12.171 Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 2.705 2.701 2.702 Anteile anderer Gesellschafter 1.679 1.698 1.616 11.772 12.137 16.489 Langfristige Schulden Rückstellungen (24) 27.540 27.351 28.179 Finanzverbindlichkeiten (25) 15.224 16.539 15.417 Übrige Verbindlichkeiten (27) 2.695 2.234 2.715 Latente Steuern (17) 865 1.259 1.358 46.324 47.383 47.669 Kurzfristige Schulden Rückstellungen (24) 5.504 6.389 4.811 Finanzverbindlichkeiten (25) 3.342 2.149 4.529 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen (26) 6.309 6.440 7.336 Ertragsteuerverbindlichkeiten 69 232 136 Übrige Verbindlichkeiten (27) 10.361 6.651 7.461 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 2.635 28.220 21.861 24.273 86.316 81.381 88.431 1 Angepasste Vorjahreswerte 4.4 KAPITALFLUSSRECHNUNG1 scroll in Mio. € (s. Anhang, 32) 2014 2013 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten 1.693 -2.755 Abschreibungen/Zuschreibungen 3.083 7.311 Veränderung der Rückstellungen -1.077 2.130 Veränderung der latenten Steuern 45 121 Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren -472 -400 Sonstige zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen 424 -273 Veränderung des Nettoumlaufvermögens 1.860 -1.331 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 5.556 4.803 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten 812 773 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 6.368 5.576 Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen/Investment Property Investitionen -3.245 -3.843 Einnahmen aus Anlagenabgängen 542 373 Akquisitionen/Beteiligungen Investitionen -105 -83 Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen 469 1.658 Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen -1.406 210 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit (vor Dotierung Contractual Trust Arrangement) -3.745 -1.685 Dotierung Contractual Trust Arrangement -449 -14 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (nach Dotierung Contractual Trust Arrangement) -4.194 -1.699 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten -675 -639 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit (nach Dotierung Contractual Trust Arrangement) -4.869 -2.338 Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter) 122 163 Dividenden/Ausschüttungen an RWE-Aktionäre und andere Gesellschafter -1.061 -1.611 Aufnahme von Finanzschulden 643 7.454 Tilgung von Finanzschulden -1.842 -7.863 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -2.138 -1.857 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten -62 -137 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit -2.200 -1.994 Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel -701 1.244 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel 8 -18 Veränderung der flüssigen Mittel -693 1.226 Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz 3.950 2.724 Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums 3.257 3.950 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen -86 Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz 3.171 3.950 1 Angepasste Vorjahreswerte 4.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS1 scroll Gezeichnetes Kapital der RWE AG Kapitalrücklage der RWE AG Gewinnrücklage und Bilanzgewinn Accumulated Other Comprehensive Income in Mio. € Unterschied aus der Währungsumrechnung Marktbewertung von Finanzinstrumenten (s. Anhang, 22) Zur Veräußerung verfügbar In Sicherungsbeziehung Stand: 01.01.2013 1.574 2.385 8.713 448 33 -982 Kapitalrückzahlung Dividendenzahlungen1 -1.229 Ergebnis -2.757 Other Comprehensive Income 325 -645 83 -220 Total Comprehensive Income -2.432 -645 83 -220 Übrige Veränderungen 10 Stand: 31.12.2013 1.574 2.385 5.062 -197 116 -1.202 Kapitaleinzahlung Dividendenzahlungen1 -615 Ergebnis 1.704 Other Comprehensive Income -1.157 -4 118 -410 Total Comprehensive Income 547 -4 118 -410 Übrige Veränderungen 14 Stand: 31.12.2014 1.574 2.385 5.008 -201 234 -1.612 scroll Anteile der Aktionäre der RWE AG Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Anteile anderer Gesellschafter Summe in Mio. € (s. Anhang, 22) Stand: 01.01.2013 12.171 2.702 1.616 16.489 Kapitalrückzahlung -156 -156 Dividendenzahlungen1 -1.229 -145 -176 -1.550 Ergebnis -2.757 104 210 -2.443 Other Comprehensive Income -457 -2 -459 Total Comprehensive Income -3.214 104 208 -2.902 Übrige Veränderungen 10 40 206 256 Stand: 31.12.2013 7.738 2.701 1.698 12.137 Kapitaleinzahlung 110 110 Dividendenzahlungen1 -615 -144 -256 -1.015 Ergebnis 1.704 108 245 2.057 Other Comprehensive Income -1.453 -125 -1.578 Total Comprehensive Income 251 108 120 479 Übrige Veränderungen 14 40 7 61 Stand: 31.12.2014 7.388 2.705 1.679 11.772 1 Nach Umgliederung von nicht beherrschenden Anteilen 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"). RWE ist ein Strom- und Gasanbieter in Europa. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2014 ist am 20. Februar 2015 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 Gesamtergebnisrechnung sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Der Anhang enthält 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. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2014. 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 sowie 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 ergreifen 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 auf Seite 92 ff. 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. Bei der Beurteilung, ob Beherrschung vorliegt, werden neben Stimmrechten auch sonstige gesellschaftsvertragliche oder satzungsmäßige Rechte sowie potenzielle Stimmrechte berücksichtigt. Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Assoziierte Unternehmen liegen vor, wenn maßgeblicher Einfluss aufgrund einer Stimmrechtsquote zwischen 20 und 50% oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen gegeben ist. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder Gemeinschaftsunternehmen werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände, insbesondere Lieferbeziehungen zwischen der gemeinsamen Vereinbarung und den daran beteiligten Parteien, berücksichtigt. Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach IAS 39 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 184 ff. dargestellt. Die folgenden Übersichten stellen dar, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben: Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen scroll Inland Ausland Gesamt Stand: 01.01.2014 160 197 357 Erstkonsolidierungen 6 8 14 Entkonsolidierungen -6 -9 -15 Verschmelzungen -6 -9 -15 Stand: 31.12.2014 154 187 341 Zudem werden fünf Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen1 scroll Inland Ausland Gesamt Stand: 01.01.2014 73 29 102 Erwerbe Veräußerungen -3 -2 -5 Sonstige Veränderungen -3 -3 Stand: 31.12.2014 70 24 94 1 Angepasste Vorjahreswerte Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen. Veräußerungen Gaskraftwerk Duisburg-Huckingen Im Februar 2014 hat RWE das Gaskraftwerk Duisburg-Huckingen an die Hüttenwerke Krupp Mannesmann GmbH (HKM) zu einem Verkaufspreis von 99 Mio. € veräußert. Das Gaskraftwerk war dem Segment Konventionelle Stromerzeugung zugeordnet. Niederländische Fernwärmeaktivitäten Im März 2014 wurde die Veräußerung der Fernwärmeaktivitäten von Essent Local Energy Solutions (ELES) an den genossenschaftlichen niederländischen Pensionsfonds PGGM und den Energiedienstleister Dalkia abgeschlossen. Die Fernwärmeaktivitäten waren dem Segment Vertrieb Niederlande/Belgien zugeordnet. Zusätzlich übernahmen PGGM und Dalkia u. a. mit dem Fernwärmenetz verbundene Gas- und Dampfturbinenkraftwerke, die dem Segment Konventionelle Stromerzeugung zugeordnet waren. Der Entkonsolidierungsgewinn betrug 13 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" ausgewiesen. FÖGÁZ Im April 2014 hat RWE seinen Anteil von 49,83% am Budapester Gasversorger FÖGAZ an das ungarische Energieversorgungsunternehmen MVM übertragen. Die Transaktion hatte ein Volumen von 41 Mrd. HUF (133 Mio. €). Die Gesellschaft war dem Segment Zentralost-/Südosteuropa zugeordnet. GISA Im Mai 2014 hat die enviaM AG einen Anteil von 41 % und die MITGAS GmbH einen Anteil von 10% an dem IT-Dienstleister GISA, Halle, und dessen Tochterunternehmen ICS an die itelligence AG veräußert. RWE bleibt an der dem Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland zugeordneten Gesellschaft mit 23,9% beteiligt. Der Entkonsolidierungsgewinn beträgt 19 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" ausgewiesen. Darin enthalten sind Erträge aus der Neubewertung der verbliebenden Anteile in Höhe von 9 Mio. €. ENERVIE Im September 2014 hat RWE seinen 19,06%-Anteil an dem at-Equity-bilanzierten Unternehmen ENERVIE Südwestfalen Energie und Wasser AG an die Remondis Wasser und Energie GmbH zu einem Verkaufspreis von 60 Mio. € veräußert. Das Unternehmen war dem Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland zugeordnet. Enna RWE Innogy hat im September 2014 ihren 80%-Anteil an der italienischen Gesellschaft SPER S.p.A. (einschließlich ihrer Anteile an Biomasse Sicilia S.p.A.), die das Biomassekraftwerk Enna betreibt, an das Unternehmen FRI-EL Green Power S.p.A., Bozen, zu einem Verkaufspreis von 36 Mio. € veräußert. Der Entkonsolidierungsverlust betrug 10 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Sonstige betriebliche Aufwendungen" ausgewiesen. Die Gesellschaft gehörte zum Segment Erneuerbare Energien. Nordsee One, 2 und 3 Das kanadische Unternehmen Northland Power Inc. hat im September 2014 einen 85%-Anteil an den Offshore-Windprojekten Nordsee One, 2 und 3 erworben. RWE bleibt an den dem Segment Erneuerbare Energien zugeordneten Windkraftprojekten mit 15% beteiligt. Der Entkonsolidierungsverlust betrug 101 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung in Höhe von 63 Mio. € unter dem Posten "Sonstige betriebliche Aufwendungen" sowie in Höhe von 38 Mio. € unter dem Posten "Beteiligungsergebnis" ausgewiesen. Dem stehen jedoch erwartete künftige Erträge in Höhe von rund 86 Mio. € gegenüber, da der Verkaufspreis vom Käufer erst in den kommenden Jahren bei Erfüllung bestimmter Bedingungen entrichtet wird. RWE-Turm und Randbebauung Im Oktober 2014 haben RWE und der US-amerikanische Immobilienfonds American Realty Capital Global Trust, Inc. (ARC) Verträge über den Verkauf und die Rückanmietung der Gebäude der RWE-Konzernzentrale in Essen unterzeichnet. Die Verträge sehen vor, dass ARC den Gebäudekomplex "RWE-Turm" inklusive seiner vier Nachbargebäude erwirbt und RWE die Immobilien von ARC zurückmietet. Bei dem Mietverhältnis handelt es sich um Operating Leasing. Die veräußerten Vermögenswerte waren dem Bereich "Sonstige, Konsolidierung" zugeordnet. DEW21 Im Dezember 2014 hat RWE einen Anteil von 7,1% an dem at-Equity-bilanzierten Unternehmen Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW21) an die Dortmunder Stadtwerke AG zu einem Verkaufspreis von 70 Mio. € veräußert. RWE bleibt an der dem Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland zugeordneten Gesellschaft mit 39,9% beteiligt. Insgesamt wurden durch Anteilsverkäufe, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von -41 Mio. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen, sonstigen betrieblichen Aufwendungen und im Beteiligungsergebnis erfasst (Vorjahr: 423 Mio. €). Davon entfielen 45 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) auf Neubewertungen verbleibender Anteile. Im Rahmen von Käufen bzw. Verkäufen von Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten, die zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, wurden Verkaufspreise in Höhe von 72 Mio. € (Vorjahr: 1.236 Mio. €) erzielt; sie wurden ausschließlich in Zahlungsmitteln entrichtet. Damit verbunden wurden flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte") in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €) erworben und in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 100 Mio. €) veräußert. Aus Änderungen des Konsolidierungskreises sind langfristige Vermögenswerte (inkl. latenter Steuern) von 3.863 Mio. € (Vorjahr: 1.345 Mio. €) abgegangen und kurzfristige Vermögenswerte (ohne flüssige Mittel) von 3.699 Mio. € (Vorjahr: 290 Mio. €) zugegangen; die lang- und kurzfristigen Schulden haben sich um 147 Mio. € (Vorjahr: 71 Mio. €) vermindert. Die flüssigen Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte") haben sich im Saldo um -2 Mio. € (Vorjahr: 87 Mio. €) vermindert. Die Einflüsse von Änderungen des Konsolidierungskreises sind - soweit von besonderer Bedeutung - im Anhang vermerkt. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte, Veräußerungsgruppen und nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations) Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und Veräußerungsgruppen Offshore-Installationsschiff "Victoria Mathias" Im Dezember 2014 haben RWE Innogy und das niederländische Unternehmen MPI Offshore einen Vertrag über die Veräußerung des Offshore-Installationsschiffes "Victoria Mathias" unterzeichnet. Das dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnete Schiff wurde Anfang Januar 2015 veräußert. Zum 31. Dezember 2014 wird der Buchwert in Höhe von 69 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. Netzanbindung Offshore-Windpark Gwynt y Môr Aus regulatorischen Gründen hat der dem Bereich Erneuerbare Energien zugeordnete Offshore-Windpark Gwynt y Môr im Februar 2015 seine selbst errichtete Netzanbindung nebst Trafostation an die Finanzinvestoren Balfour Beatty Investments Ltd. und Equitix Ltd. veräußert. Zum 31. Dezember 2014 wird der Buchwert der Netzanbindung einschließlich Trafostation in Höhe von 241 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations) RWE Dea Die RWE AG und die in Luxemburg ansässige Investmentgesellschaft LetterOne haben im März 2014 einen Vertrag über die Veräußerung der RWE Dea AG (Segment Upstream Gas & Öl) unterzeichnet, in der die konzernweiten Aktivitäten der Gas- und Erdölgewinnung gebündelt sind. Im April 2014 hat der Aufsichtsrat der RWE AG der Veräußerung zugestimmt. Beide Vertragsparteien verständigten sich im Januar 2015 darauf, den Verkauf spätestens Anfang März 2015 zu vollziehen. Bei den im Januar 2015 gültigen Wechselkursen betrug der vereinbarte Unternehmenswert rund 5 Mrd. €. RWE Dea wird als nicht fortgeführte Aktivität bilanziert. Im Einklang mit IFRS 5 sind die Vorjahreszahlen in der Gewinn- und Verlustrechnung sowie in der Kapitalflussrechnung angepasst worden. In den Vorjahreszahlen der Bilanz und den Spiegeldarstellungen der Bilanzpositionen für das Vorjahr ist RWE Dea dagegen weiterhin vollständig enthalten. Nachfolgend sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten dargestellt: Eckdaten nicht fortgeführter Aktivitäten scroll in Mio. € 31.12.2014 Langfristige Vermögenswerte 4.418 Kurzfristige Vermögenswerte 812 Langfristige Schulden 1.490 Kurzfristige Schulden 1.145 Eckdaten nicht fortgeführter Aktivitäten scroll in Mio. € 2014 2013 Umsatzerlöse (inkl. Erdgassteuer) 2.031 2.100 Aufwendungen/Erträge -1.215 -1.561 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 816 539 Ertragsteuern -452 -227 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten 364 312 Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen -40 Mio. € (Vorjahr: -94 Mio. €). Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) entfallen -130 Mio. € (Vorjahr: -3.464 Mio. €) auf fortgeführte Aktivitäten und 381 Mio. € (Vorjahr: 250 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten. 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. Vier (Vorjahr: vier) Tochtergesellschaften haben mit dem 31. Oktober, 30. November bzw. 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre sind auf wirtschaftliche bzw. steuerliche Gründe oder länderspezifische Vorschriften zurückzuführen. Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der nicht beherrschenden Anteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei können die nicht beherrschenden Anteile entweder mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens oder mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden - unabhängig von der Höhe des nicht beherrschenden Anteils - 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 Unterschiedsbetrag erfolgswirksam aufgelöst. Im Fall einer Entkonsolidierung wird ein zugehöriger Geschäfts- oder Firmenwert ergebniswirksam ausgebucht. Anteilsänderungen, bei denen die Möglichkeit der Beherrschung des Tochterunternehmens fortbesteht, werden ergebnisneutral erfasst. Kommt es dagegen zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus, 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 die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze analog. 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. Bei gemeinschaftlichen Tätigkeiten werden die RWE zuzurechnenden Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge der betreffenden Gesellschaften bilanziert. 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 der Eurozone 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: Wechselkurse scroll Durchschnitt Stichtag in € 2014 2013 31.12.2014 31.12.2013 1 US-Dollar 0,76 0,75 0,82 0,73 1 Pfund Sterling 1,25 1,18 1,28 1,20 100 tschechische Kronen 3,63 3,84 3,61 3,65 100 ungarische Forint 0,32 0,34 0,32 0,34 1 polnischer Zloty 0,24 0,24 0,23 0,24 Rechnungslegungsmethoden Immaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sämtliche immaterielle 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 oder 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 i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft laufen i. d. R. über einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben. 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 Maßnahmen 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 - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - werden 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 scroll Gebäude 12 - 75 Technische Anlagen Thermische Kraftwerke 10 - 57 Windkraftanlagen bis zu 20 Stromnetze 20 - 45 Wasserleitungsnetze 15 - 80 Gas- und Wasserspeicher 15 - 60 Gasverteilungsanlagen 10 - 40 Anlagen im Bergbau 3 - 25 Grubenaufschlüsse im Bergbau 33 - 35 Sonstige regenerative Anlagen 4 - 40 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. Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen RWE Leasingnehmer ist, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. 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 16 bis 50 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. Auch bei Investment Property folgt die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen. At-Equity-bilanzierte 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 oder vermindert. Geschäfts- oder Firmenwerte sind nicht gesondert ausgewiesen, sondern 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 nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Zugangsbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Liegen wesentliche objektive Anzeichen für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vor, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Solche Anzeichen könnten sein, dass es für einen finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt oder dass sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten befindet und möglicherweise bereits mit den Zins- und Tilgungszahlungen in Verzug ist. Die Forderungen umfassen die Finanzforderungen, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Von derivativen Finanzinstrumenten abgesehen werden Forderungen und sonstige Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Erforderliche Wertberichtigungen orientieren sich am tatsächlichen Ausfallrisiko. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze bei 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 niedrigverzinsliche Ausleihungen dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes. CO2-Emissionsrechte und Zertifikate alternativer Energien 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 richtet sich nach den Steuersätzen, 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 31,4% (Vorjahr: 31,4%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag in Höhe von 5,5% und dem 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 und enthalten neben den direkt zurechenbaren Kosten auch angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Fertigungsbedingte Abschreibungen sind ebenfalls berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Ermittlung der Anschaffungskosten werden i. d. R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Prinzip "First in - first out" (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 beizulegenden Zeitwert abzüglich der Vertriebsaufwendungen bilanziert. Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst. Zu den als kurzfristig ausgewiesenen Wertpapieren zählen im Wesentlichen die Wertpapiere in Spezialfonds sowie festverzinsliche Titel, die beim Erwerb eine Restlaufzeit von mehr als drei Monaten und weniger als einem Jahr haben. Die Wertpapiere gehören ausnahmslos der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an und werden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Zugangsbewertung werden Transaktionskosten berücksichtigt, die direkt dem Erwerb des Wertpapiers zuzurechnen sind; die Zugangsbewertung erfolgt zum Erfüllungstag. Nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Liegen wesentliche objektive Hinweise auf eine Wertminderung vor, wird erfolgswirksam abgeschrieben. Erfolgswirksam sind auch die Ergebnisse aus der Veräußerung von Wertpapieren. 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 unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. 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 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 sich daraus ergeben, dass vergangene Ereignisse wahrscheinlich zu einem Ressourcenabfluss führen werden, dessen Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn eine 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 diese Ausgaben werden Stilllegungs-, Rekultivierungs- und ähnliche Rückstellungen gebildet. Falls Änderungen beim Zinssatz oder bei den Schätzungen zum zeitlichen Anfall oder zur Höhe der Auszahlungen eine Anpassung der Rückstellungen erforderlich machen, wird der Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes in entsprechendem Umfang erhöht oder vermindert. Fällt die Verminderung höher aus als der Buchwert, 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 richten 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, für Großbritannien Standard Table A92 und S1PA). 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. Das Nettozinsergebnis geht in das Finanzergebnis ein. Gewinne und Verluste aus Neubewertungen der Nettoschuld oder des Nettovermögenswertes werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie anfallen. Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung als Bestandteil des Other Comprehensive Income in der Gesamtergebnisrechnung 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 verfahren wir analog. Für die Verpflichtung zur Einreichung von CO2-Emissionsrechten und Zertifikaten alternativer Energien bei den zuständigen Behörden wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten CO2-Rechte bzw. Zertifikate alternativer Energien bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Emissionsrechte bzw. der Zertifikate alternativer Energien am Stichtag bewertet. Verbindlichkeiten umfassen die Ertragsteuerverbindlichkeiten, die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten. Sie 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 werden entweder mit dem beizulegenden Zeitwert des Leasinggegenstands oder dem Barwert der Mindestleasingraten passiviert - je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Zu den übrigen Verbindlichkeiten zählen von Versorgungsbetrieben passivierte Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind in den übrigen Verbindlichkeiten auch bestimmte nicht beherrschende Anteile enthalten. Dabei handelt es sich um Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. 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. Dabei gilt: Bei Änderungen der beizulegenden Zeitwerte des Sicherungsgeschäfts und des gesicherten Teils des dazugehörigen Grundgeschäfts werden diese unter derselben Position in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Auch die Absicherung von bilanzunwirksamen festen Verpflichtungen wird als Fair Value Hedge bilanziert. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der festen Verpflichtung im Hinblick auf das abgesicherte Risiko führen 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 nicht realisierten Gewinne und Verluste des Sicherungsgeschäfts zunächst im Other Comprehensive Income erfasst. Sie gehen erst dann in die Gewinn- und Verlustrechnung ein, 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 derjenigen 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 von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten zielen darauf ab, das Fremdwährungsrisiko aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung abzusichern. Nicht realisierte Gewinne und Verluste aus solchen 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 den Empfang oder die Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens zum Gegenstand haben (Eigenverbrauchverträge), werden nicht als derivative Finanzinstrumente, sondern als schwebende Geschäfte bilanziert. Enthalten die Verträge eingebettete Derivate, werden die Derivate getrennt vom Basisvertrag bilanziert, sofern 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 langfristigen Rückstellungen stellt neben der Höhe und dem Zeitpunkt zukünftiger Zahlungsströme auch die Bestimmung des Abzinsungsfaktors eine wichtige Schätzgröße dar. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt. Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte und Anlagevermögen stützt sich auf zukunftsbezogene Annahmen, die regelmäßig angepasst werden. Für das Anlagevermögen ist zu jedem Stichtag zu prüfen, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt. Kraftwerke werden zu einer Zahlungsmittel generierenden Einheit zusammengefasst, wenn ihre Erzeugungskapazität und ihr Brennstoffbedarf als Teil eines Portfolios zentral gesteuert werden, ohne dass eine Zurechnung einzelner Verträge und Zahlungsströme auf einzelne Kraftwerke möglich ist. Bei der Erstkonsolidierung eines erworbenen Unternehmens werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden mit ihrem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes liegen u. a. Bewertungsmethoden zugrunde, die eine Prognose der zukünftig erwarteten Cash Flows erfordern. Aktive latente Steuern werden angesetzt, wenn die Realisierbarkeit künftiger Steuervorteile wahrscheinlich ist. Die tatsächliche Entwicklung im Hinblick auf die steuerliche Ergebnissituation und damit die 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 RWE 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 davon auszugehen, dass sich wesentliche Änderungen gegenüber den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen ergeben. 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 ggf. die Optimierung des Portfolios durch wertschaffende Akquisitionen und Desinvestitionen. RWE steuert die Kapitalstruktur u. a. anhand von Finanzkennzahlen. Eine Orientierungsgröße ist der "Verschuldungsfaktor", der bei den Nettoschulden ansetzt. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird; darüber hinaus wird mit einer Korrektur beim Hybridkapital erreicht, dass Letzteres hälftig in die Nettoschulden einfließt. Der Verschuldungsfaktor gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA an. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 4,3 (Vorjahr: 3,9), unter Berücksichtigung des EBITDA von RWE Dea bei 3,8 (Vorjahr: 3,5). Unser Kreditrating 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. Auch die seit 2010 begebenen Hybridanleihen über insgesamt 1,75 Mrd. €, 1,0 Mrd. US$, 0,75 Mrd. £ und 0,4 Mrd. CHF unterstützen unser Rating. Die beiden führenden Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's stufen Hybridkapital zur Hälfte als Eigenkapital ein. Die ratingrelevanten Verschuldungskennziffern des Konzerns fallen daher günstiger aus, als sie gewesen wären, wenn wir ausschließlich klassische Anleihen begeben hätten. Die von RWE ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen werden derzeit von Moody's mit "Baa1" und von Standard & Poor's mit "BBB+" bewertet, bei jeweils "stabilem" Ausblick. Damit bewegt sich unser Rating unverändert im Bereich "Investment Grade". Die Bonitätsnoten für kurzfristige RWE-Anleihen lauten "P-2" bzw. "A-2". Änderung der Rechnungslegungsmethoden Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie neue IFRS und eine neue Interpretation verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2014 verpflichtend anzuwenden sind: IFRS 10 "Konzernabschlüsse" (2011) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 27 und des SIC-12 zur Konsolidierung. Gemäß IFRS 10 (2011) liegt eine Beherrschung eines Unternehmens durch ein anderes nur dann vor, wenn folgende drei Voraussetzungen kumulativ erfüllt sind: Verfügungsgewalt über die relevanten Aktivitäten, ein Recht auf variable Rückflüsse aus der Beteiligung und die Möglichkeit zur Beeinflussung der variablen Rückflüsse durch Ausübung der Verfügungsgewalt. Aus der erstmaligen Anwendung des Standards ergeben sich keine Änderungen des Konsolidierungskreises der RWE AG. IFRS 11 "Gemeinsame Vereinbarungen" (2011) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 31 und des SIC-13 zur Bilanzierung von Gemeinschaftsunternehmen. IFRS 11 (2011) regelt die bilanzielle Abbildung von Fällen, in denen Unternehmen gemeinschaftlich geführt oder Tätigkeiten gemeinschaftlich ausgeübt werden. Eine weitere Änderung besteht darin, dass Gemeinschaftsunternehmen künftig nicht mehr quotal konsolidiert werden dürfen. RWE hat diese Möglichkeit bislang ohnehin nicht genutzt. Infolge der erstmaligen Anwendung des neuen Standards sind im RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2014 bestimmte Unternehmensbeteiligungen, die bislang mittels der Equity-Methode bilanziert wurden, als gemeinschaftliche Tätigkeiten abzubilden. Zu bilanzieren sind damit zukünftig nicht mehr die Beteiligungen und die mit diesen verbundenen Bilanzposten, sondern die RWE zuzurechnenden Vermögenswerte und Schulden der betreffenden Gesellschaften. Aus der rückwirkenden Erstanwendung dieser Regelungen ergeben sich die folgenden Auswirkungen auf die Konzernbilanz zum 31. Dezember 2013 und zum 1. Januar 2013: scroll in Mio. € 31.12.2013 01.01.2013 Immaterielle Vermögenswerte 211 230 Sachanlagen 912 1.102 At-Equity-bilanzierte Beteiligungen -1.001 -304 Forderungen und sonstige Vermögenswerte 2 -930 Sonstige Aktiva 138 155 Rückstellungen 232 188 Sonstige Schulden 30 65 Ergebnisänderungen haben sich nicht ergeben. IFRS 12 "Angaben zu Anteilen an anderen Unternehmen" (2011) umfasst die aus der Anwendung der Standards IFRS 10, IFRS 11 und IAS 28 resultierenden Pflichtangaben. Diese sollen den Abschlussadressaten eine Beurteilung der Risiken und der finanziellen Implikationen ermöglichen, die sich aus Tochterunternehmen, Gemeinschaftsunternehmen und gemeinschaftlichen Tätigkeiten, assoziierten Unternehmen und nicht konsolidierten Zweckgesellschaften ergeben. Die zusätzlichen Angaben sind erstmalig im Konzernabschluss der RWE AG zum 31. Dezember 2014 enthalten. Die nachfolgenden für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2014 anzuwendenden Änderungen an Standards haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss: ― Änderungen an IAS 39 - Novation von Derivaten und Fortsetzung der Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (2013) ― Änderungen an IFRS 10, IFRS 12 und IAS 27 - Investmentgesellschaften (2012) ― Änderungen an IFRS 10, IFRS 11 und IFRS 12 - Konzernabschlüsse, Gemeinsame Vereinbarungen und Angaben zu Anteilen an anderen Unternehmen: Übergangsleitlinien (2012) ― Änderungen an IAS 32 "Finanzinstrumente: Darstellung" (2011) ― IAS 27 "Einzelabschlüsse" (2011) ― IAS 28 "Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen" (2011) Neue Rechnungslegungsvorschriften Der IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2014 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt. IFRS 9 "Financial Instruments" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Er beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält kleinere Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Für bestimmte Fremdkapitalinstrumente der Aktivseite ist eine ergebnisneutrale Fair-Value-Bewertung vorgesehen. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen von Vermögenswerten und zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting). Die Vorschriften zur Wertminderung stellen erstmals auf erwartete Ausfälle ab. Die neuen Regelungen zum Hedge Accounting sollen dazu führen, dass Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abgebildet werden können. Dazu erweitert IFRS 9 (2014) u. a. die für Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und erleichtert die Effektivitätstests. Der neue Standard ist erstmalig verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 9 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft. IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers" (2014) ersetzt zukünftig sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge". Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- und zeitraumbezogen zu realisieren sind. Dies ist dann der Fall, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann. Der neue Standard ist erstmalig für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2017 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 15 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft. Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben: ― IFRS 14 "Regulatory Deferral Accounts" (2014) ― Amendments to IFRS 11 "Accounting for Acquisitions of Interests in Joint Operations" (2014) ― Amendments to IAS 1 "Disclosure Initiative" (2014) ― Amendments to IAS 16 and IAS 38 "Clarification of Acceptable Methods of Depreciation and Amortisation" (2014) ― Amendments to IAS 16 and IAS 41 "Bearer Plants" (2014) ― Amendments to IAS 27 "Equity-Method in Separate Financial Statements" (2014) ― Amendments to IFRS 10 and IAS 28 "Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture" (2014) ― Amendments to IFRS 10, IFRS 12 and IAS 28 "Investment Entities: Applying the Consolidation Exception" (2014) ― Amendments to IAS 1 "Presentation of Financial Statements" (2014) ― Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle (2014) ― Änderungen an IAS 19 - Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge (2013) ― Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2011-2013 (2013) ― Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2010-2012 (2013) ― IFRIC Interpretation 21 "Abgaben" (2013) Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung (1) Umsatzerlöse Umsatzerlöse werden grundsätzlich dann erfasst, wenn die Güter geliefert oder Dienstleistungen erbracht wurden und die mit den Gütern oder Diensten verbundenen Risiken 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 zeigen wir dagegen auf Bruttobasis. Energiehandelsumsätze werden im Segment Trading/Gas Midstream getätigt. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2014 auf 101.503 Mio. € (Vorjahr: 108.824 Mio. €). Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 177 f. nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Durch Erst- und Entkonsolidierungen haben sie sich im Saldo um 721 Mio. € vermindert. Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat RWE mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10% der Umsatzerlöse erzielt. Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer. (2) Sonstige betriebliche Erträge scroll in Mio. € 2014 2013 Erträge aus aktivierten Eigenleistungen 231 163 Erträge aus Bestandsveränderung der Erzeugnisse 49 77 Auflösung von Rückstellungen 635 379 Kostenumlagen/-erstattungen 90 60 Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten (ohne Wertpapiere) 45 36 Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierungen 447 616 Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten 241 313 Schadenersatz/Versicherungsleistungen 149 70 Vermietung und Verpachtung 24 25 Übrige 424 499 2.335 2.238 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. (3) Materialaufwand scroll in Mio. € 2014 2013 Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren 22.581 24.299 Aufwendungen für bezogene Leistungen 11.106 11.224 33.687 35.523 Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe umfassen auch die Aufwendungen für den Einsatz und die Entsorgung von Kernbrennstoffen. Ebenfalls darin enthalten sind Aufwendungen für CO2-Emissionsrechte. Insgesamt wurden Energiehandelsumsätze in Höhe von 53.035 Mio. € (Vorjahr: 56.399 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten den Materialaufwand um 440 Mio. €. (4) Personalaufwand scroll in Mio. € 2014 2013 Löhne und Gehälter 3.815 4.047 Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung 1.035 1.077 4.850 5.124 Anzahl Mitarbeiter scroll 2014 2013 Tarif- und sonstige Mitarbeiter 48.796 51.031 Außertarifliche Mitarbeiter 12.919 15.445 61.715 66.476 Die Anzahl der Mitarbeiter 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. Im Jahresdurchschnitt wurden 2.297 (Vorjahr: 2.465) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten den Personalaufwand um 48 Mio. €. (5) Abschreibungen scroll in Mio. € 2014 2013 Immaterielle Vermögenswerte 222 2.211 Sachanlagen 2.887 5.057 Investment Property 6 8 3.115 7.276 Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 30 Mio. € (Vorjahr: 58 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. Aufgrund veränderter Marktbedingungen und der damit verbundenen Änderungen im Kraftwerkseinsatz wurde die wirtschaftliche Nutzungsdauer der konventionellen Kraftwerke zum 1. Januar 2014 angepasst. Dies führte im Geschäftsjahr 2014 zu einem Rückgang der planmäßigen Abschreibungen um 139 Mio. €. Im Geschäftsjahr 2015 wird die Anpassung voraussichtlich zu einem Rückgang in vergleichbarer Größenordnung führen. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Abschreibungen um 13 Mio. €. Außerplanmäßige Abschreibungen scroll in Mio. € 2014 2013 Immaterielle Vermögenswerte 14 1.939 Sachanlagen 828 2.828 Investment Property 1 3 843 4.770 Auf einen Kraftwerksblock in Deutschland des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 387 Mio. €, da dieser Kraftwerksblock derzeit für die Stromvermarktung nicht zur Verfügung steht (erzielbarer Betrag: 0,7 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 183 Mio. € entfielen auf britische Kraftwerksanlagen des Segments Konventionelle Stromerzeugung aufgrund veränderter Marktsituation in Folge der Kapazitätsmarktauktion (erzielbarer Betrag: 1,9 Mrd. €). Auf das schottische Biomassekraftwerk Markinch des Segments Erneuerbare Energien entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 72 Mio. €, im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen (erzielbarer Betrag: 0,4 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 77 Mio. € (davon 63 Mio. € auf Sachanlagen, 14 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte) entfielen auf Gasspeicher im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von geänderten Preiserwartungen durchgeführt. Im Vorjahr entfielen von den außerplanmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte 1.404 Mio. € auf den Geschäfts- oder Firmenwert im Segment Konventionelle Stromerzeugung und 92 Mio. € auf Operating Rights im Segment Erneuerbare Energien. Bei den Operating Rights ergaben sich die außerplanmäßigen Abschreibungen im Wesentlichen aufgrund zukünftig entfallender Einspeisevergütungen für Onshore-Windparks in den Niederlanden (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Auf den niederländischen Kraftwerkspark im Segment Konventionelle Stromerzeugung entfielen im Vorjahr außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 2.311 Mio. € (davon 2.307 Mio. € auf Sachanlagen, 4 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte), im Wesentlichen aufgrund der aktuellen Einschätzung der mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der geringeren Auslastung von Teilen des fossil befeuerten Kraftwerksparks (erzielbarer Betrag: 1,3 Mrd. €). Aus gleichem Grund wurde im Segment Konventionelle Stromerzeugung auch ein langfristiger Strombezugsvertrag nahezu vollständig in Höhe von 76 Mio. € wertberichtigt. Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 216 Mio. € (davon 172 Mio. € auf Sachanlagen, 44 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte) entfielen im Vorjahr auf Gasspeicher im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Auf einen deutschen Offshore-Windpark im Segment Erneuerbare Energien entfielen im Vorjahr außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 260 Mio. € (davon 185 Mio. € auf Sachanlagen, 75 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights), im Wesentlichen aufgrund Verzögerungen im Rahmen des Netzanschlusses sowie gestiegener Investitionskosten (erzielbarer Betrag: 0,5 Mrd. €). Auf spanische Onshore-Windparks im Segment Erneuerbare Energien entfielen im Vorjahr außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 270 Mio. € (davon 48 Mio. € auf Sachanlagen, 222 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights), im Wesentlichen aufgrund verschlechterter regulatorischer Rahmenbedingungen in Spanien (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Die erzielbaren Beträge ermitteln wir auf Basis beizulegender Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten, die mithilfe von Bewertungsmodellen unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen hergeleitet werden. Der Wertermittlung für den deutschen Kraftwerksblock lag ein Diskontierungszinssatz von 5% zugrunde und den sonstigen Bewertungsmodellen Diskontierungszinssätze in einer Bandbreite von 4,25 bis 5,75% (Vorjahr: 4,5 bis 7,5%). Im Vorjahr wurde für die Wertermittlung des niederländischen Kraftwerksparks ein Diskontierungszinssatz von 5,25% verwendet. Unsere zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2-Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. (6) Sonstige betriebliche Aufwendungen scroll in Mio. € 2014 2013 Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen 684 849 Rückstellungszuführungen 11 81 Konzessionen, Lizenzen und andere vertragliche Verpflichtungen 447 489 Struktur- und Anpassungsmaßnahmen 41 708 Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung 244 295 Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren) 298 302 Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung 148 71 Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen 175 262 Allgemeine Verwaltungskosten 151 165 Werbemaßnahmen 223 174 Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten 226 210 Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten 143 164 Kosten des Post- und Zahlungsverkehrs 67 71 Gebühren und Beiträge 112 104 Währungskursverluste 12 6 Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern) 130 110 Übrige 170 320 3.282 4.381 Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 60 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. Beteiligungsergebnis scroll in Mio. € 2014 2013 Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 364 326 Davon: Abschreibungen/Zuschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen (-18) (-48) Ergebnis aus nicht konsolidierten Tochterunternehmen 5 2 Davon: Abschreibungen auf Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen (-2) (-6) Ergebnis aus übrigen Beteiligungen 35 25 Davon: Abschreibungen auf Anteile an übrigen Beteiligungen (-8) (-11) Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen 173 35 Aufwendungen aus dem Abgang von Beteiligungen 8 181 Erträge aus Ausleihungen an Beteiligungen 27 24 Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen 52 25 Übriges Beteiligungsergebnis 180 -120 544 206 Die Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen entfallen ausschließlich auf Abschreibungen. Von den Abschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfielen im Vorjahr 50 Mio. € auf eine ausländische Beteiligung im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland aufgrund verschlechterter Ergebnislage. (8) Finanzergebnis scroll in Mio. € 2014 2013 Zinsen und ähnliche Erträge 218 316 Andere Finanzerträge 699 511 Finanzerträge 917 827 Zinsen und ähnliche Aufwendungen 1.080 1.103 Zinsanteile an Zuführungen zu Rückstellungen für Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens) 218 229 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich und bergbaubedingten Rückstellungen 560 620 sonstigen Rückstellungen 336 104 Andere Finanzaufwendungen 571 676 Finanzaufwendungen 2.765 2.732 -1.848 -1.905 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. 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. Im Zusammenhang mit dem Erwerb und der Herstellung qualifizierter Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr Fremdkapitalkosten in Höhe von 6 Mio. € (Vorjahr: 37 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 4,90 und 5,25% (Vorjahr: 5,00 und 5,25%). Zinsergebnis scroll in Mio. € 2014 2013 Zinsen und ähnliche Erträge 218 316 Zinsen und ähnliche Aufwendungen 1.080 1.103 -862 -787 Das Zinsergebnis resultiert aus finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die den folgenden Bewertungskategorien zugeordnet sind: Zinsergebnis nach Bewertungskategorien scroll in Mio. € 2014 2013 Kredite und Forderungen 159 250 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 59 66 Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten -1.080 -1.103 -862 -787 Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 68 Mio. € (Vorjahr: 44 Mio. €). Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 12 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren. (9) Ertragsteuern scroll in Mio. € 2014 2013 Tatsächliche Ertragsteuern 508 618 Latente Steuern 45 121 553 739 Von den latenten Steuern entfallen 14 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr wurden latente Steuern in Höhe von 237 Mio. € abgewertet (Vorjahr: 978 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Erträge von 165 Mio. € (Vorjahr: Aufwendungen von -51 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 2 Mio. € (Vorjahr: 9 Mio. €). Die Aufwendungen aus latenten Steuern verringerten sich aufgrund neu einzuschätzender und bisher nicht erfasster steuerlicher Verlustvorträge um 3 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €). Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Ertragsteuern um 57 Mio. €. Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern scroll in Mio. € 2014 2013 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten -18 5 Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung -7 56 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen 591 -221 566 -160 Im Zusammenhang mit als Eigenkapital ausgewiesenem Hybridkapital wurden Steuern in Höhe von 40 Mio. € (Vorjahr: 40 Mio. €) direkt mit dem Eigenkapital verrechnet. Steuerüberleitungsrechnung scroll in Mio. € 2014 2013 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 2.246 -2.016 Theoretischer Steueraufwand 705 -633 Unterschied zu ausländischen Steuersätzen -66 -267 Steuereffekte auf steuerfreie inländische Dividenden -78 -75 steuerfreie ausländische Dividenden -23 -21 sonstige steuerfreie Erträge -12 -14 steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen 76 94 Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen) -8 10 nicht nutzbare Verlustvorträge, Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen, Abschreibungen auf Verlustvorträge, Latenzierung von Verlustvorträgen 110 410 Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen 6 -13 Steuersatzänderungen im Ausland -6 -36 im Vorjahr steuerunwirksame außerplanmäßige Abschreibungen/Wertberichtigungen latenter Steuern im Segment Konventionelle Stromerzeugung 1.181 Sonstiges -151 103 Effektiver Steueraufwand 553 739 Effektiver Steuersatz in % 24,6 -36,7 Erläuterungen zur Bilanz (10) Immaterielle Vermögenswerte scroll in Mio. € Entwicklungsausgaben Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte Kundenbeziehungen und ähnliche Werte Geschäfts- oder Firmenwerte Geleistete Anzahlungen Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2014 827 3.729 2.938 11.374 11 18.879 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -6 -1.041 -38 -25 -9 -1.119 Zugänge 143 44 1 188 Umbuchungen 10 7 -3 14 Währungsanpassungen 52 9 174 158 1 394 Abgänge 11 15 26 Stand: 31.12.2014 1.015 2.733 3.074 11.507 1 18.330 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2014 451 2.331 2.688 5.470 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -5 -299 -38 -342 Abschreibungen des Berichtsjahres 73 119 30 222 Umbuchungen 8 8 Währungsanpassungen 26 -1 174 199 Abgänge 11 13 24 Zuschreibungen Stand: 31.12.2014 542 2.137 2.854 5.533 Buchwerte Stand: 31.12.2014 473 596 220 11.507 1 12.797 Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2013 733 3.954 2.990 13.777 1 21.455 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -7 -52 1 -557 -615 Zugänge 112 142 11 265 Umbuchungen 1 1 -1 1 Währungsanpassungen -12 -24 -53 -209 -298 Abgänge 292 1.637 1.929 Stand: 31.12.2013 827 3.729 2.938 11.374 11 18.879 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2013 368 2.001 2.684 155 5.208 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -7 -45 -52 Abschreibungen des Berichtsjahres 95 652 58 1.482 2.287 Umbuchungen 1 1 Währungsanpassungen -5 -9 -54 -68 Abgänge 266 1.637 1.903 Zuschreibungen 3 3 Stand: 31.12.2013 451 2.331 2.688 5.470 Buchwerte Stand: 31.12.2013 376 1.398 250 11.374 11 13.409 In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Konzessionen mit einem Buchwert von 700 Mio. € und Geschäfts- oder Firmenwerte mit einem Buchwert von 25 Mio. € enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 110 Mio. € (Vorjahr: 151 Mio. €) aufgewendet. Entwicklungsausgaben wurden in Höhe von 145 Mio. € (Vorjahr: 113 Mio. €) aktiviert. Immaterielle Vermögenswerte aus der Explorationstätigkeit hatten im Vorjahr einen Buchwert von 300 Mio. €. Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen: Geschäfts- oder Firmenwerte scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Vertrieb/Verteilnetze Deutschland 3.387 3.356 Vertrieb Niederlande/Belgien 2.682 2.682 Vertrieb Großbritannien 2.269 2.120 Zentralost-/Südosteuropa 1.408 1.422 Erneuerbare Energien 755 763 Upstream Gas & Öl 25 Trading/Gas Midstream 1.006 1.006 11.507 11.374 Im Berichtsjahr sind Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 14 Mio. € abgegangen (Vorjahr: 557 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten im Segment Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland zu einer ergebnisneutralen Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwertes; sie sind mit 12 Mio. € (Vorjahr: Verminderung um 132 Mio. €) in den Zugängen enthalten. Regelmäßig im dritten Quartal führen wir einen Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) durch, um einen möglichen Abschreibungsbedarf bei Geschäfts- oder Firmenwerten zu ermitteln. Dabei werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten auf Ebene der Segmente zugeordnet. Der erzielbare Betrag einer Zahlungsmittel generierenden Einheit wird entweder durch den beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten oder durch den Nutzungswert bestimmt - je nachdem, welcher Wert höher ist. Der beizulegende Zeitwert ist definiert als bestmögliche Schätzung des Preises, für den ein unabhängiger Dritter die Zahlungsmittel generierende Einheit am Bilanzstichtag erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem 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. Die Wertermittlung erfolgt mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung. Sie beziehen sich auf einen Detailplanungszeitraum von bis zu fünf Jahren. Sofern wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen es 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. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Die Mittelfristplanung stützt sich auf länderspezifische 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. Unsere zentralen Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche betreffen die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2-Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungszinssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 7,3 bis 9,1 % (Vorjahr: 7,5 bis 16,6%) vor Steuern und 5,5 bis 7,3% (Vorjahr: 5,25 bis 8,75%) nach Steuern. Zur Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus legen wir konstante Wachstumsraten zwischen 0,0 und 1,0% (Vorjahr: 0,0 und 1,0%) zugrunde. 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. Die erzielbaren Beträge der Segmente lagen zum Bilanzstichtag über den Buchwerten der Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente. Die Segmente Erneuerbare Energien und Vertrieb Niederlande/ Belgien wiesen von allen Segmenten die geringste Überdeckung des Buchwerts durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag des Segments Erneuerbare Energien lag mit 1,6 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 1,3 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 6,8%, eine um mehr als 2,4 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter -1,4% oder ein um mehr als 123 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis nach Steuern in der ewigen Rente angesetzt worden wäre. Der erzielbare Betrag des Segments Vertrieb Niederlande/Belgien lag mit 1,4 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 2,8 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 8,5%, eine um mehr als 3,9 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter -2,9% oder ein um mehr als 85 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis nach Steuern in der ewigen Rente angesetzt worden wäre. Aufgrund der aktuellen Einschätzung der mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der geringeren Auslastung von Teilen des fossil befeuerten Kraftwerksparks war im Vorjahr eine anlassbezogene Werthaltigkeitsprüfung des Geschäfts- oder Firmenwertes des Segments Konventionelle Stromerzeugung erforderlich. Der auf Basis des beizulegenden Zeitwertes abzüglich Veräußerungskosten ermittelte erzielbare Betrag des Segments von 3,8 Mrd. € führte zu einer Wertminderung des Geschäfts- oder Firmenwerts von 1.404 Mio. €. Der Wertermittlung lag ein Diskontierungszinssatz von 7,5% vor Steuern bzw. 5,25% nach Steuern zugrunde. (11) Sachanlagen scroll in Mio. € Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken Technische Anlagen und Maschinen Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2014 7.399 70.436 1.976 9.187 88.998 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -399 -5.981 -43 -1.342 -7.765 Zugänge 106 1.462 98 1.673 3.339 Umbuchungen 73 2.285 19 -2.411 -34 Währungsanpassungen -3 272 8 120 397 Abgänge 129 1.714 98 16 1.957 Stand: 31.12.2014 7.047 66.760 1.960 7.211 82.978 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2014 3.867 47.274 1.456 2.184 54.781 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -234 -3.766 -29 -56 -4.085 Abschreibungen des Berichtsjahres 249 2.205 149 284 2.887 Umbuchungen 4 -24 -7 5 -22 Währungsanpassungen -7 67 7 67 Abgänge 96 1.468 92 1.656 Zuschreibungen 51 2 53 Stand: 31.12.2014 3.732 44.286 1.484 2.417 51.919 Buchwerte Stand: 31.12.2014 3.315 22.474 476 4.794 31.059 Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2013 7.434 71.067 1.993 8.624 89.118 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -77 -2.439 -35 -8 -2.559 Zugänge 113 1.650 126 2.644 4.533 Umbuchungen 39 1.813 40 -1.900 -8 Währungsanpassungen -46 -796 -15 -119 -976 Abgänge 64 859 133 54 1.110 Stand: 31.12.2013 7.399 70.436 1.976 9.187 88.998 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2013 3.740 46.067 1.447 756 52.010 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -37 -1.446 -32 -1.515 Abschreibungen des Berichtsjahres 242 3.521 167 1.481 5.411 Umbuchungen -9 55 3 -54 -5 Währungsanpassungen -16 -365 -10 -391 Abgänge 28 558 119 -1 704 Zuschreibungen 25 25 Stand: 31.12.2013 3.867 47.274 1.456 2.184 54.781 Buchwerte Stand: 31.12.2013 3.532 23.162 520 7.003 34.217 In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Grundstücke mit einem Buchwert von 37 Mio. € und technische Anlagen und Maschinen mit einem Buchwert von 1.342 Mio. € enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Auf Sachanlagen aus der Explorationstätigkeit entfiel im Vorjahr ein Buchwert in Höhe von 262 Mio. €. Sachanlagen in Höhe von 75 Mio. € (Vorjahr: 94 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte oder Sicherungsübereignungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 267 Mio. € (Vorjahr: 257 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Hierbei handelte es sich im Wesentlichen um technische Anlagen und Maschinen. Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung. (12) Investment Property scroll in Mio. € Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2014 293 Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises -33 Zugänge Umbuchungen 18 Abgänge 14 Stand: 31.12.2014 264 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2014 197 Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises -26 Abschreibungen des Berichtsjahres 6 Umbuchungen 14 Abgänge 10 Stand: 31.12.2014 181 Buchwerte Stand: 31.12.2014 83 scroll in Mio. € Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2013 306 Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises Zugänge 1 Umbuchungen 8 Abgänge 22 Stand: 31.12.2013 293 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2013 195 Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises Abschreibungen des Berichtsjahres 9 Umbuchungen 5 Abgänge 12 Stand: 31.12.2013 197 Buchwerte Stand: 31.12.2013 96 In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises ist Investment Property mit einem Buchwert von 11 Mio. € enthalten, das als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurde. Zum 31. Dezember 2014 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 152 Mio. € (Vorjahr: 184 Mio. €), davon sind 126 Mio. € der Stufe 2 (Vorjahr: 137 Mio. €) und 26 Mio. € der Stufe 3 (Vorjahr: 47 Mio. €) der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Vom beizulegenden Zeitwert beruhen 49 Mio. € (Vorjahr: 53 Mio. €) auf einer Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter. Vom Buchwert des Investment Property entfielen 6 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 14 Mio. € (Vorjahr: 17 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 7 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €). (13) At-Equity-bilanzierte Beteiligungen Die folgende Übersicht enthält aggregierte Kennziffern für at-Equity-bilanzierte Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen: At-Equity-bilanzierte Beteiligungen scroll Assoziierte Unternehmen Gemeinschafts- unternehmen in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2014 31.12.2013 Anteiliges Ergebnis 235 226 129 100 Anteilig direkt im Eigenkapital erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) 14 14 16 -30 Summe der anteilig erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 249 240 145 70 Buchwerte 2.602 2.664 596 589 Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 104 Mio. € (Vorjahr: 149 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen. (14) Übrige Finanzanlagen scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Nicht konsolidierte Tochterunternehmen 113 126 Übrige Beteiligungen 478 342 Langfristige Wertpapiere 367 449 958 917 Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Titel und börsennotierte Aktien. Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG (Altersteilzeitgesetz) sowie aus der Führung von Langzeitarbeitskonten gemäß § 7e SGB IV wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 271 Mio. € bzw. 16 Mio. € (Vorjahr: 299 Mio. € bzw. 15 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften. (15) Finanzforderungen scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen 330 6 269 69 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 959 591 Sonstige Finanzforderungen Zinsabgrenzungen 94 85 Übrige sonstige Finanzforderungen 262 784 237 243 592 1.843 506 988 Gesellschaften des RWE-Konzerns erbrachten bei börslichen und außerbörslichen Handelsgeschäften die oben ausgewiesenen Sicherheitsleistungen. Diese sollen garantieren, dass die Verpflichtungen aus den Handelsgeschäften auch bei einem für RWE ungünstigen Kursverlauf erfüllt werden. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. (16) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Derivate 1.266 6.225 857 2.755 Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen 86 234 CO2 -Emissionsrechte 244 1.448 Übrige sonstige Vermögenswerte 108 1.627 215 1.725 1.374 8.182 1.072 6.162 Davon: finanzielle Vermögenswerte (1.299) (6.732) (887) (3.261) Davon: nicht finanzielle Vermögenswerte (75) (1.450) (185) (2.901) Die unter den übrigen sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind 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 verminderten die sonstigen Forderungen und sonstigen Vermögenswerte um 262 Mio. €. (17) Latente Steuern Die aktiven und passiven latenten Steuern ergeben sich überwiegend dadurch, dass sich Wertansätze im IFRS-Abschluss von denen in der Steuerbilanz unterscheiden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 2.657 Mio. € bzw. 2.346 Mio. € (Vorjahr: 1.960 Mio. € bzw. 1.658 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen: Latente Steuern scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Aktiv Passiv Aktiv Passiv Langfristige Vermögenswerte 685 1.846 586 2.729 Kurzfristige Vermögenswerte 484 1.676 280 1.317 Steuerliche Sonderposten 271 372 Langfristige Schulden Pensionsrückstellungen 2.182 2 1.556 2 Sonstige langfristige Rückstellungen 1.851 64 2.200 21 Kurzfristige Schulden 2.173 670 1.680 341 7.375 4.529 6.302 4.782 Verlustvorträge Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern) 79 429 Gewerbesteuer 46 56 Bruttobetrag 7.500 4.529 6.787 4.782 Saldierung -3.664 -3.664 -3.523 -3.523 Nettobetrag 3.836 865 3.264 1.259 Die aktivierten Steuerminderungsansprüche aus Verlustvorträgen ergeben sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren. Es besteht hinreichende Sicherheit, dass die Verlustvorträge realisiert werden. Die körperschaftsteuerlichen und die gewerbesteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, betrugen zum Ende des Berichtsjahres 3.203 Mio. € bzw. 524 Mio. € (Vorjahr: 2.855 Mio. € bzw. 189 Mio. €). Davon werden körperschaftsteuerliche Verlustvorträge in Höhe von 1.838 Mio. € innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Die übrigen Verlustvorträge können im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt genutzt werden. Im Berichtsjahr wurden latente Steuererträge aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von -4 Mio. € (Vorjahr: -43 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet. (18) Vorräte scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe inkl. Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus 1.427 1.626 Unfertige Erzeugnisse/Leistungen 244 205 Fertige Erzeugnisse und Waren 546 490 Geleistete Anzahlungen 15 66 2.232 2.387 Vorräte in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen; andere Belastungen lagen nicht vor. Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 52 Mio. € (Vorjahr: 91 Mio. €). Der Bewertung liegen unmittelbar oder mittelbar zu beobachtende Marktpreise zugrunde (Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie) Auf die Explorationstätigkeit entfielen im Vorjahr Vorräte von 19 Mio. €. (19) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Durch Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 475 Mio. €. (20) Wertpapiere Von den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 3.813 Mio. € (Vorjahr: 2.199 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 597 Mio. € (Vorjahr: 614 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Zum 31. Dezember 2014 betrug die durchschnittliche Marktrendite der festverzinslichen Wertpapiere 0,4% (Vorjahr: 1,2%). Wertpapiere in Höhe von 585 Mio. € (Vorjahr: 540 Mio. €) wurden als Sicherheitsleistung bei Clearingbanken hinterlegt. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. (21) Flüssige Mittel scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Kasse und Bankguthaben 2.971 3.717 Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten) 200 233 3.171 3.950 RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition. Für Geldanlagen werden Banken anhand verschiedener Bonitätskriterien ausgewählt. Hierzu zählen beispielsweise ihr Rating durch eine der drei renommierten Ratingagenturen Moody's, Standard & Poor's und Fitch, ihr Eigenkapital sowie Preise für Credit Default Swaps. Die Verzinsung der flüssigen Mittel bewegte sich 2014 wie im Vorjahr auf Marktniveau. (22) Eigenkapital Die Aufgliederung des Eigenkapitals ist auf Seite 122 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert: Gezeichnetes Kapital scroll 31.12.2014 Stückzahl 31.12.2013 Stückzahl 31.12.2014 Buchwert 31.12.2013 Buchwert in Tsd. in % in Tsd. in % in Mio. € in Mio. € Stammaktien 575.745 93,7 575.745 93,7 1.474 1.474 Vorzugsaktien 39.000 6,3 39.000 6,3 100 100 614.745 100,0 614.745 100,0 1.574 1.574 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 16. April 2014 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10% des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre -an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2014 befinden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2014 wurden von der RWE AG 372.640 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 10.788.731,54 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 953.958,40 € (0,06% des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 364.300 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 8.340 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 10.774.012,95 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Nach IAS 32 sind die folgenden durch Konzerngesellschaften begebenen Hybridanleihen als Eigenkapital zu klassifizieren: Hybridanleihen scroll Emittent Nominalvolumen Erster Kündigungstermin Kupon in % p.a.1 RWE AG 1.750 Mio. € 2015 4,625 RWE AG 750 Mio. £ 2019 7,0 1 Bis zum ersten Kündigungstermin Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinszahlungen an die Anleiheinhaber werden, vermindert um Ertragsteuern, direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Sie können von der Gesellschaft ausgesetzt werden; sie sind aber unter bestimmten Voraussetzungen nachzuholen, etwa wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, eine Dividende zu zahlen. Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital um 12 Mio. € (Vorjahr: -20 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um 7 Mio. € (Vorjahr: 245 Mio. €). Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumente, der Cash Flow Hedges und der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten sowie die Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Zum 31. Dezember 2014 betrug der auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfallende Anteil am Accumulated Other Comprehensive Income 39 Mio. € (Vorjahr: -13 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden 9 Mio. € Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung (Vorjahr: Ertrag von 111 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Aufwand realisiert. Bislang erfolgsneutral berücksichtigte anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen wurden im Berichtsjahr in Höhe von 6 Mio. € (Vorjahr: Aufwand von 33 Mio. €) als Ertrag realisiert. Gewinnverwendungsvorschlag Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2014 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 1,00 € je dividendenberechtigter Stückaktie: scroll Dividende 614.745.499,00 € Gewinnvortrag 46.915,60 € Bilanzgewinn 614.792.414,60 € Die für das Geschäftsjahr 2013 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 16. April 2014 auf 1,00 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug 615 Mio. €. Anteile anderer Gesellschafter Unter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst. Von den direkt im Eigenkapital erfassten Erträgen und Aufwendungen (Other Comprehensive Income - OCI) entfallen die folgenden Anteile auf andere Gesellschafter: Anteile anderer Gesellschafter am OCI scroll in Mio. € 2014 2013 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen -119 55 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind -119 55 Unterschied aus der Währungsumrechnung -19 -66 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten 13 9 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind -6 -57 -125 -2 (23) Aktienkursbasierte Vergütungen Für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen gibt es ein konzernweites aktienkursbasiertes Vergütungssystem mit der Bezeichnung "Beat 2010". Die Aufwendungen daraus werden von den Konzerngesellschaften getragen, bei denen die Bezugsberechtigten beschäftigt sind. scroll Beat 2010 Tranche 2010 Wartezeit: 4 Jahre Tranche 2011 Wartezeit: 4 Jahre Tranche 2012 Wartezeit: 4 Jahre Tranche 2013 Wartezeit: 4 Jahre Tranche 2014 Wartezeit: 4 Jahre Zusagezeitpunkt 01.01.2010 01.01.2011 01.01.2012 01.01.2013 01.01.2014 Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares 1.059.467 2.621.542 6.942.033 5.355.398 2.787.806 Laufzeit fünf Jahre fünf Jahre fünf Jahre fünf Jahre fünf Jahre Auszahlungsbedingungen 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 STOXX-Europe-600-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung der Tranche. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich 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 Total Shareholder Return 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. Die Auszahlung pro Performance Share ist auf den zweifachen Zuteilungswert pro Performance Share 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 multipliziert mit 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 bis zum Ablauf der Wartezeit der jeweiligen Tranche halten. Form des Ausgleichs Barausgleich Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Beat bedingt zugeteilten Performance Shares umfasste zum Zeitpunkt der Zuteilung die nachfolgend aufgeführten Beträge: Performance Shares aus Beat 2010 scroll in € Tranche 2010 Tranche 2011 Tranche 2012 Tranche 2013 Tranche 2014 Beizulegender Zeitwert pro Stück 25,96 17,01 6,66 8,09 7,44 Die beizulegenden Zeitwerte 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 restlaufzeitbezogenen Diskontierungszinssätze, die Volatilitäten und die erwarteten Dividenden der RWE AG und ihrer Vergleichsunternehmen berücksichtigt. Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der Performance Shares: Performance Shares aus Beat 2010 scroll Tranche 2010 Tranche 2011 Tranche 2012 Tranche 2013 Tranche 2014 Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres 1.003.092 2.501.173 6.550.662 4.861.144 Zugesagt 2.787.806 Veränderung (zugeteilt/verfallen) 12.166 56.414 116.371 83.321 333.441 Ausgezahlt Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres 990.926 2.444.759 6.434.291 4.777.823 2.454.365 Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres Die Restlaufzeit beträgt vier Jahre für die Tranche 2014, drei Jahre für die Tranche 2013, zwei Jahre für die Tranche 2012 und ein Jahr für die Tranche 2011. Die Vertragslaufzeit für die Tranche 2010 endete mit Ablauf des Berichtsjahres. Da die Auszahlungsbedingungen nicht erfüllt waren, findet eine Auszahlung nicht statt. Aus dem konzernweiten aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 3 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Die Ansprüche wurden ausschließlich durch Barausgleich abgegolten. Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 36 Mio. € (Vorjahr: 33 Mio. €). (24) Rückstellungen scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Gesamt Langfristig Kurzfristig Gesamt Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 7.871 7.871 6.227 6.227 Steuerrückstellungen 1.916 248 2.164 2.217 318 2.535 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 9.951 416 10.367 10.035 375 10.410 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.305 96 2.401 2.845 107 2.952 22.043 760 22.803 21.324 800 22.124 Sonstige Rückstellungen Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) 662 763 1.425 976 865 1.841 Verpflichtungen aus Restrukturierungen 1.318 256 1.574 1.387 350 1.737 Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen 1.369 390 1.759 1.443 733 2.176 Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft 836 80 916 689 82 771 Umweltschutzverpflichtungen 132 25 157 134 41 175 Zinszahlungsverpflichtungen 571 47 618 721 42 763 Rückgabeverpflichtungen CO2-Emissionsrechte/ Zertifikate alternativer Energien 1.490 1.490 1.804 1.804 Übrige sonstige Rückstellungen 609 1.693 2.302 677 1.672 2.349 5.497 4.744 10.241 6.027 5.589 11.616 27.540 5.504 33.044 27.351 6.389 33.740 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Die betriebliche Altersversorgung umfasst beitragsorientierte und leistungsorientierte Versorgungssysteme. Die leistungsorientierten Versorgungszusagen betreffen im Wesentlichen endgehaltsabhängige Versorgungszusagen. In beitragsorientierte Versorgungssysteme sind im Berichtsjahr 74 Mio. € (Vorjahr: 74 Mio. €) eingezahlt worden. Mit erfasst sind Beiträge von RWE im Rahmen eines Versorgungsplans in den Niederlanden, der Zusagen verschiedener Arbeitgeber umfasst. Hier stellt der Versorgungsträger den teilnehmenden Unternehmen keine Informationen zur Verfügung, die die anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand erlauben. Im RWE-Konzernabschluss erfolgt daher die Berücksichtigung der Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage, obwohl es sich um einen leistungsorientierten Pensionsplan handelt. Der Pensionsplan für Arbeitnehmer in den Niederlanden wird von der Stichting Pensioenfonds ABP (vgl. http://www.abp.nl/) verwaltet. Die Beiträge zum Pensionsplan bemessen sich als Prozentsatz des Gehalts und werden von Arbeitnehmern und Arbeitgebern getragen. Der Beitragssatz wird von ABP festgelegt. Mindestdotierungspflichten bestehen nicht. In den ABP Pensionsfonds werden im Geschäftsjahr 2015 voraussichtlich ca. 28 Mio. € eingezahlt. Die Beiträge werden für die Gesamtheit der Begünstigten verwendet. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls RWE den ABP Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung erheben. Diese ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2014 betrug die Anzahl der aktiven Planteilnehmer rund 2.500. RWE übertrug im Rahmen des Contractual Trust Arrangements (CTA) Vermögenswerte auf den RWE Pensionstreuhand e.V. Es besteht keine Verpflichtung zu weiteren Dotierungen. Aus dem Treuhandvermögen wurden Mittel auf die RWE Pensionsfonds AG übertragen, mit denen Pensionsverpflichtungen gegenüber dem wesentlichen Teil der Mitarbeiter gedeckt werden, die bereits in den Ruhestand getreten sind. Die RWE Pensionsfonds AG unterliegt dem Versicherungsaufsichtsgesetz und der Beaufsichtigung durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Soweit im Pensionsfonds eine aufsichtsrechtliche Unterdeckung entsteht, ist eine Nachschussforderung an den Arbeitgeber zu stellen. Unabhängig von den genannten Regelungen bleibt die Haftung des Arbeitgebers erhalten. Die Organe des RWE Pensionstreuhand e.V. und der RWE Pensionsfonds AG haben für eine vertragskonforme Verwendung der verwalteten Mittel zu sorgen und damit die Voraussetzung zur Anerkennung als Planvermögen zu erfüllen. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den Electricity Supply Pension Scheme (ESPS). Betriebliche, leistungsorientierte Versorgungspläne, die mit ausreichend und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsrückstellungen ausgestattet werden, sind in Großbritannien gesetzlich vorgeschrieben. Die Bewertung der Pensionsrückstellungen erfolgt dabei auf Basis konservativer Annahmen unter Berücksichtigung der demografischen Besonderheiten für die Mitglieder des Plans und von Annahmen für Marktrenditen des Planvermögens. Die letzte Bewertung des ESPS wurde zum 31. März 2013 durchgeführt und ergab ein Defizit von 563 Mio. £. RWE und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan über jährliche Einzahlungen aufgestellt, mit denen das Defizit ausgeglichen werden soll. Diese Einzahlungen wurden für den Zeitraum von 2014 bis 2017 vorausberechnet. Für 2014 ist ein Betrag von 93 Mio. £, für 2015 von 186 Mio. £, für 2016 von 156 Mio. £ und für 2017 von 151 Mio. £ festgelegt worden. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2016 erfolgen. Die Gesellschaft und die Treuhänder haben von diesem Zeitpunkt an 15 Monate Zeit, um der Bewertung zuzustimmen. Der ESPS wird von neun Treuhändern verwaltet. Diese sind für das Management des Plans verantwortlich. Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Die leistungsorientierten Kosten des ESPS werden den teilnehmenden Gesellschaften basierend auf einer vertraglichen Vereinbarung in Rechnung gestellt. Die Vereinbarung sieht vor, dass - mit Ausnahme der RWE npower-Gesellschaften - alle Gesellschaften, die an dem ESPS teilnehmen, zuvor festgelegte, reguläre Zahlungen leisten. Daher müssen die RWE npower-Gesellschaften die Differenzen ausgleichen, die zwischen den leistungsorientierten Kosten des Plans und den regulären Zahlungen der Gesellschaften entstehen. Zur externen Finanzierung der betrieblichen Altersversorgung wurden 2014 im Rahmen von CTAs rund 140 Mio. € auf den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragen. Da die übertragenen Vermögenswerte als Planvermögen im Sinne des IAS 19 zu qualifizieren sind, wurden zum 31. Dezember 2014 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen mit den übertragenen Vermögenswerten saldiert. Die Rückstellungen verminderten sich in entsprechendem Umfang. Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde: Rechnungsannahmen scroll 31.12.2014 31.12.2013 in % Inland Ausland1 Inland Ausland1 Abzinsungsfaktor 2,10 3,40 3,50 4,30 Gehaltssteigerungsrate 2,35 2,10 bzw. 3,50 2,75 2,40 bzw. 3,80 Rentensteigerungsrate 1,00, 1,60 bzw. 1,75 2,80 1,00 bzw. 1,75 3,00 1 Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte) scroll 31.12.2014 31.12.2013 31.12.2013 in Mio. € Inland1 Davon: aktiver Markt Ausland2 Davon: aktiver Markt Inland1 Davon: aktiver Markt Ausland2 Davon: aktiver Markt Aktien, börsengehandelte Fonds 2.908 2.900 777 777 2.703 2.665 842 197 Zinstragende Titel 5.458 2.228 4.500 2.439 5.022 2.273 3.207 1.617 Immobilien 122 89 113 180 5 Mischfonds3 1.232 1.137 1.097 1.027 Alternative Investments 1.077 7 765 349 1.044 262 641 13 Sonstiges4 632 188 69 9 625 114 137 12 11.429 6.460 6.200 3.574 10.604 6.341 5.007 1.844 1 Beim Planvermögen im Inland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer 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 Dividendenpapiere und zinstragende Titel. 4 Darin enthalten sind an den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragene Forderungen aus Körperschaftsteuerguthaben, Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen. Zusammensetzung des Planvermögens (Ziel-Anlagestruktur) scroll 31.12.2014 31.12.2013 in % Inland1 Ausland2 Inland1 Ausland2 Aktien, börsengehandelte Fonds 22,2 12,5 23,4 16,8 Zinstragende Titel 57,8 72,6 54,5 64,1 Immobilien 2,3 1,4 2,3 3,6 Mischfonds3 10,0 10,0 Alternative Investments 7,7 13,5 9,8 15,5 100,0 100,0 100,0 100,0 1 Beim Planvermögen im Inland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer 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 Dividendenpapiere und zinstragende Titel. Grundlage der Kapitalanlagepolitik ist eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen und deren Verhältnis zueinander, um die bestmögliche Anlagestrategie festzulegen (Asset-Liability-Management-Studie). Über einen Optimierungsprozess werden diejenigen Portfolios identifiziert, die für ein gegebenes Risiko den jeweils besten Zielwert erwirtschaften. Aus diesen effizienten Portfolios wird eines ausgewählt und die strategische Asset-Allokation bestimmt; außerdem werden die damit verbundenen Risiken detailliert analysiert. Der Schwerpunkt der strategischen Kapitalanlage liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein niedrigeres Gewicht als Rentenpapiere. Die Anlage erfolgt in verschiedenen Regionen. Aus der Anlage in Aktien soll langfristig eine Risikoprämie gegenüber Rentenanlagen erzielt werden. Um zusätzlich möglichst gleichmäßig hohe Erträge zu erreichen, wird auch in Produkte investiert, die im Zeitablauf relativ gleichmäßig positive Erträge erzielen sollen. Darunter werden Produkte verstanden, die wie Rentenanlagen schwanken, jedoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sog. Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedge-Fonds). Als Teil der Investmentstrategie nutzt der britische ESPS das Asset Liability Management und investiert in "liability matching investments", Zinsswaps und Inflationsswaps. Zum 30. September 2014 wurde das Zinsrisiko zu 66% und das Inflationsrisiko zu 79% abgesichert. Die Pensionsrückstellungen für Versorgungsansprüche haben sich folgendermaßen verändert: Veränderung der Pensionsrückstellungen scroll in Mio. € Barwert der Versorgungsansprüche Zeitwert des Planvermögens Gesamt Stand: 01.01.2014 21.838 15.611 6.227 Laufender Dienstzeitaufwand 277 277 Zinsaufwand/Zinsertrag 784 566 218 Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente 1.877 -1.877 Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen 3.837 3.837 Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste -171 -171 Währungsanpassungen 432 378 54 Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds 15 15 Arbeitgeberbeiträge an die Fonds 526 -526 Rentenzahlungen der Fonds -1.046 -937 -109 Änderungen des Konsolidierungskreises -510 -401 -109 Nachverrechneter Dienstzeitaufwand 44 44 Allgemeine Verwaltungskosten -6 6 Stand: 31.12.2014 25.500 17.629 7.871 Davon: Inland (18.525) (11.429) (7.096) Davon: Ausland (6.975) (6.200) (775) scroll in Mio. € Barwert der Versorgungsansprüche Zeitwert des Planvermögens Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen Gesamt Stand: 01.01.2013 22.331 15.511 36 6.856 Laufender Dienstzeitaufwand 327 327 Zinsaufwand/Zinsertrag 789 557 232 Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente 205 -205 Gewinne/Verluste aus Veränderung von demografischen Annahmen -35 -35 Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen -129 -129 Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste -303 -303 Währungsanpassungen -138 -111 -27 Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds 17 17 Arbeitgeberbeiträge an die Fonds 377 -377 Rentenzahlungen der Fonds -1.049 -942 -107 Änderungen des Konsolidierungskreises 1 2 -1 Nachverrechneter Dienstzeitaufwand 27 27 Allgemeine Verwaltungskosten -5 5 Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens -36 -36 Stand: 31.12.2013 21.838 15.611 6.227 Davon: Inland (15.988) (10.604) (5.384) Davon: Ausland (5.850) (5.007) (843) Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche beträgt 5.342 Mio. € (Vorjahr: 3.918 Mio. €) bzw. 2.529 Mio. € (Vorjahr: 2.309 Mio. €). Der nachverrechnete Dienstzeitaufwand enthielt im Geschäftsjahr 2014 wie im Vorjahr im Wesentlichen eine Erhöhung der Leistungszusagen und betrifft die Zusagen in Großbritannien. Der Barwert der Versorgungsansprüche abzüglich des beizulegenden Zeitwertes des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsansprüchen. Inländische Betriebsrenten unterliegen einer im Drei-Jahres-Rhythmus stattfindenden Anpassungsprüfungspflicht nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (§ 16 BetrAVG (Betriebsrentengesetz)). Einige Zusagen gewähren daneben jährliche Rentenanpassungen, die die gesetzliche Anpassungspflicht übersteigen können. Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit zu höheren Rentenzahlungen durch RWE führen. Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) beträgt in Deutschland 18 Jahre (Vorjahr: 16 Jahre) und in Großbritannien 15 Jahre (Vorjahr: 14 Jahre). Eine Erhöhung oder Verminderung des Abzinsungsfaktors um einen halben Prozentpunkt würde den Barwert der Verpflichtung aus betrieblichen Altersversorgungsplänen in Deutschland um 1.175 Mio. € (Vorjahr: 1.067 Mio. €) reduzieren bzw. um 1.518 Mio. € (Vorjahr: 1.226 Mio. €) erhöhen. Die gleiche Variation der Gehalts- oder der Rentensteigerungsrate um einen halben Prozentpunkt würde den Barwert der Verpflichtung um 283 Mio. € oder 1.061 Mio. € (Vorjahr: 220 Mio. € oder 913 Mio. €) erhöhen bzw. um 266 Mio. € oder 948 Mio. € (Vorjahr: 207 Mio. € oder 816 Mio. €) reduzieren. Bei den Konzerngesellschaften in Großbritannien würde eine solche Veränderung des Abzinsungsfaktors den Barwert der Verpflichtung um 458 Mio. € (Vorjahr: 380 Mio. €) reduzieren bzw. um 519 Mio. € erhöhen (Vorjahr: 429 Mio. €). Die gleiche Veränderung der Gehalts- oder Rentensteigerungsrate würde den Barwert der Verpflichtung um 64 Mio. € oder 367 Mio. € (Vorjahr: 53 Mio. € oder 325 Mio. €) erhöhen bzw. um 55 Mio. € oder 327 Mio. € (Vorjahr: 50 Mio. € oder 292 Mio. €) reduzieren. Eine Erhöhung der Lebenserwartung um ein Jahr würde den Barwert der Verpflichtungen in Deutschland um 773 Mio. € (Vorjahr: 608 Mio. €) und in Großbritannien um 209 Mio. € (Vorjahr: 169 Mio. €) erhöhen. Die Sensitivitätsanalysen basieren auf einer Änderung einer Annahme, wobei alle anderen Annahmen konstant gehalten werden. Die Realität wird wahrscheinlich davon abweichen. Die Methoden zur Berechnung der zuvor genannten Sensitivitäten und zur Berechnung der Pensionsrückstellung stimmen überein. Die Abhängigkeit der Pensionsrückstellungen vom Marktzinsniveau wird durch einen gegenläufigen Effekt begrenzt. Hintergrund ist, dass die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen überwiegend fondsgedeckt sind und das Planvermögen zum großen Teil negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert. Deshalb schlagen sich rückläufige Marktzinsen typischerweise in einem Anstieg des Planvermögens nieder und umgekehrt. Im Geschäftsjahr 2015 werden voraussichtlich 570 Mio. € in leistungsorientierte Pläne eingezahlt. Rückstellungsspiegel scroll in Mio. € Stand: 01.01.2014 Zuführungen Auflösungen Zinsanteil Änderungen Konsolidierungs-kreis, Währungs- anpassungen, Umbuchungen Inanspruch- nahmen Stand: 31.12.2014 Pensionsrückstellungen 6.227 322 -2 218 1.5931 -487 7.871 Steuerrückstellungen 2.535 327 -70 -221 -407 2.164 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 10.410 50 -323 458 -228 10.367 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.952 68 -132 102 -507 -82 2.401 22.124 767 -527 778 865 -1.204 22.803 Sonstige Rückstellungen Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) 1.841 658 -58 29 -322 -723 1.425 Verpflichtungen aus Restrukturierungen 1.737 150 -178 112 8 -255 1.574 Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen 2.176 166 -326 110 -96 -271 1.759 Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft 771 135 -46 57 36 -37 916 Umweltschutzverpflichtungen 175 5 -11 4 -13 -3 157 Zinszahlungsverpflichtungen 763 62 -2 -178 -27 618 Rückgabeverpflichtungen CO2-Emissionsrechte/ Zertifikate alternativer Energien 1.804 1.601 -19 37 -1.933 1.490 Übrige sonstige Rückstellungen 2.349 650 -305 45 18 -455 2.302 11.616 3.427 -945 357 -510 -3.704 10.241 Rückstellungen 33.740 4.194 -1.472 1.135 355 -4.908 33.044 Davon: Änderungen des Konsolidierungskreises (-793) 1 Inkl. Verrechnung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste gemäß IAS 19.127 Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Der Großteil der Inanspruchnahmen wird aus heutiger Sicht für die Jahre 2020 bis 2050 erwartet. Der Rest verteilt sich auf weitere 50 Jahre infolge der Wirkungen des 2013 in Kraft getretenen Standortauswahlgesetzes für ein Endlager für Wärme entwickelnde radioaktive Abfälle. Der Diskontierungszinssatz beträgt 4,6% (Vorjahr: 4,6%). Mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens werden mit dem Barwert zugeführt. Im Berichtsjahr waren dies 50 Mio. € (Vorjahr: 53 Mio. €). Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 323 Mio. € (Vorjahr: 240 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass aktuelle Schätzungen per saldo zu einer Verringerung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Die Zuführung zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich besteht ferner vor allem aus dem jährlichen Zinsanteil in Höhe von 458 Mio. € (Vorjahr: 493 Mio. €). Von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen in Höhe von 820 Mio. € (Vorjahr: 790 Mio. €) abgesetzt, die im Wesentlichen an das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) für die Errichtung der Endlager entrichtet worden sind. Im Geschäftsjahr 2014 wurden im Rahmen der Entsorgung im Kernenergiebereich für die Stilllegung von Kernkraftwerken Rückstellungen in Höhe von 138 Mio. € (Vorjahr: 150 Mio. €) in Anspruch genommen. Hierfür waren bei den Anschaffungskosten der betreffenden Kernkraftwerke korrespondierende Stilllegungs- und Rückbaukosten aktiviert. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern: Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen 7.529 7.470 Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen 2.838 2.940 10.367 10.410 Die Rückstellungsbestandteile für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfassen im Rahmen der Brennelemententsorgung neben den Kosten für die spätere endlagergerechte Konditionierung der radioaktiven Abfälle aus der Wiederaufarbeitung vor allem die langfristig zu erwartenden Kosten der direkten Endlagerung von Brennelementen, des in Deutschland derzeit einzig möglichen Entsorgungspfads. Diese Kosten umfassen im Wesentlichen 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 des Restbetriebs der laufenden Anlagen 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 die radioaktiven Abfälle 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 ausgeführte - Konditionierung und Zwischenlagerung radioaktiver Betriebsabfälle ausgewiesen. Hinsichtlich der Stilllegung sind hier die Restbetriebskosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen enthalten. Vor dem Hintergrund des deutschen Atomgesetzes (AtG), im Wesentlichen § 9a AtG, gliedern sich die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich wie folgt: Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen 4.830 4.847 Entsorgung von Kernbrennelementen 4.661 4.760 Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle 876 803 10.367 10.410 Auch bergbaubedingte Rückstellungen sind größtenteils langfristig. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Der Diskontierungszinssatz beträgt 4,6% (Vorjahr: 4,6%). Im Berichtsjahr sind den bergbaubedingten Rückstellungen für mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens 68 Mio. € (Vorjahr: 109 Mio. €) zugeführt worden. Davon wurden 19 Mio. € (Vorjahr: 76 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 102 Mio. € (Vorjahr: 171 Mio. €), wovon 0 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) aktiviert wurden. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Die Rückstellungen für Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften. (25) Finanzverbindlichkeiten scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Anleihen1 13.132 1.801 14.370 530 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 840 382 869 455 Sonstige Finanzverbindlichkeiten Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 347 374 Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten 1.252 812 1.300 790 15.224 3.342 16.539 2.149 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 14.594 Mio. € (Vorjahr: 15.688 Mio. €) verzinslich. Die ausstehenden Anleihen sind im Wesentlichen von der RWE AG oder der RWE Finance B.V. begeben worden. Im Februar 2014 wurden eine im Oktober 2013 durch die RWE Finance B.V. begebene Anleihe über 500 Mio. € mit einem Kupon von 3,0% p. a. und einer Laufzeit bis Januar 2024 um 300 Mio. € sowie eine im Oktober 2012 durch die RWE AG begebene Anleihe über 439 Mio. € mit einem Kupon von 3,5% p. a. und einer Laufzeit bis Oktober 2037 um 61 Mio. € aufgestockt. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen RWE-Anleihen, wie sie sich zum 31. Dezember 2014 darstellten: Ausstehende Anleihen scroll Emittent Ausstehender Betrag Buchwert in Mio. € Kupon in % Fälligkeit RWE Finance B.V. 1.801 Mio. €1 1.8011 5,0 Februar 2015 RWE Finance B.V. 831 Mio. €1 8321 6,25 April 2016 RWE AG 100 Mio. € 100 variabel2 November 2017 RWE Finance B.V. 980 Mio. € 979 5,125 Juli 2018 RWE Finance B.V. 1.000 Mio. € 995 6,625 Januar 2019 RWE Finance B.V. 750 Mio. € 745 1,875 Januar 2020 RWE Finance B.V. 570 Mio. £ 734 6,5 April 2021 RWE Finance B.V. 1.000 Mio. € 998 6,5 August 2021 RWE Finance B.V. 500 Mio. £ 637 5,5 Juli 2022 RWE Finance B.V. 488 Mio. £ 624 5,625 Dezember 2023 RWE Finance B.V. 800 Mio. € 800 3,0 Januar 2024 RWE Finance B.V. 760 Mio. £ 977 6,25 Juni 2030 RWE AG 600 Mio. € 595 5,75 Februar 2033 RWE AG 50 Mio. US$ 38 3,8 April 2033 RWE Finance B.V. 600 Mio. £ 766 4,75 Januar 2034 RWE AG 500 Mio. € 489 3,5 Oktober 2037 RWE Finance B.V. 1.000 Mio. £ 1.264 6,125 Juli 2039 RWE AG 159 Mio. €3 160 4,763 Februar 2040 RWE AG 100 Mio. € 97 3,5 Dezember 2042 RWE AG 150 Mio. € 146 3,55 Februar 2043 RWE AG 250 Mio. CHF4 207 5,25 April 2072 RWE AG 150 Mio. CHF4 124 5,0 Juli 2072 RWE AG 1.000 Mio. US$4 822 7,0 Oktober 2072 Übrige Diverse 3 Diverse Diverse Anleihen5 14.933 1 Abzüglich zurückgekaufter Teile der Anleihe 2 Zinstermine: 15.05. und 15.11. 3 Nach Swap in Euro 4 Gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierende Hybridanleihe 5 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten: Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen scroll Fälligkeiten der Mindestleasingzahlungen in Mio. € Nominalwert 31.12.2014 Abzinsungsbetrag Barwert Nominalwert 31.12.2013 Abzinsungsbetrag Barwert Fällig im Folgejahr 9 9 14 14 Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren 66 1 65 110 1 109 Fällig nach über 5 Jahren 198 1 197 142 1 141 273 2 271 266 2 264 Von den Finanzverbindlichkeiten sind 41 Mio. € (Vorjahr: 43 Mio. €) durch Grundpfandrechte und 45 Mio. € (Vorjahr: 57 Mio. €) durch ähnliche Rechte gesichert. (26) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen Auf die Explorationstätigkeit entfielen im Vorjahr Verbindlichkeiten von 63 Mio. €. Änderungen des Konsolidierungskreises minderten die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen um 404 Mio. €. (27) Übrige Verbindlichkeiten scroll 31.12.2014 31.12.2013 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Verbindlichkeiten aus Steuern 807 879 Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit 12 57 14 50 Verbindlichkeiten aus Restrukturierungen 3 20 22 30 Derivate 1.010 6.398 432 2.353 Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse 1.254 147 1.348 180 Sonstige übrige Verbindlichkeiten 416 2.932 418 3.159 2.695 10.361 2.234 6.651 Davon: finanzielle Schulden (1.112) (8.203) (552) (4.149) Davon: nicht finanzielle Schulden (1.583) (2.158) (1.682) (2.502) Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen. Änderungen des Konsolidierungskreises minderten die übrigen Verbindlichkeiten um 116 Mio. €. Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfielen 1.200 Mio. € (Vorjahr: 1.186 Mio. €) auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. Sonstige Angaben (28) Ergebnis je Aktie Das unverwässerte und das verwässerte Ergebnis je Aktie ergeben sich, indem der den RWE-Aktionären zustehende Teil des Nettoergebnisses 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. Ergebnis je Aktie scroll 2014 2013 Nettoergebnis für die Aktionäre der RWE AG Mio. € 1.704 -2.757 Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie € 2,77 -4,49 Dividende je Aktie € 1,001 1,00 1 Vorschlag für das Geschäftsjahr 2014 (29) Berichterstattung zu Finanzinstrumenten Finanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten. Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten Börsenkurs, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle rest- bzw. laufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen. Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS 39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert. Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten durch ein unabhängiges Team, das durch den Bereich Konzernstrategie der RWE AG überwacht wird. Die Annahmen werden innerhalb des Konzerns in einem gemeinsamen Lenkungsausschuss mit den operativen Tochterunternehmen abgestimmt und vom Vorstand als verbindliche Planungsdaten beschlossen. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert: ― Stufe 1: Bewertung mit (unverändert übernommenen) Preisen von identischen Finanzinstrumenten, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben ― Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen ― Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen Fair-Value-Hierarchie scroll in Mio. € Summe 2014 Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Summe 2013 Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Übrige Finanzanlagen 958 39 364 555 917 100 423 394 Derivate (aktiv) 7.491 7.422 69 3.612 3.511 101 Davon: in Sicherungsbeziehungen (1.459) (1.459) (1.447) (1.447) Wertpapiere 4.410 1.967 2.443 2.813 1.755 1.058 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 142 142 Derivate (passiv) 7.408 7.404 4 2.785 2.779 6 Davon: in Sicherungsbeziehungen (2.369) (2.369) (1.574) (1.574) Zur Veräußerung bestimmte Schulden 93 93 Aufgrund zunehmender Preisquotierungen an aktiven Märkten wurden im Vorjahr finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert in Höhe von 49 Mio. € von Stufe 2 nach Stufe 1 zum Anfang der Berichtsperiode umgegliedert. Außerdem wurden im Vorjahr Derivate (aktiv) in Höhe von 8 Mio. € und Derivate (passiv) in Höhe von 50 Mio. € zum Anfang der Berichtsperiode von Stufe 3 nach Stufe 2 umgegliedert, weil Inputfaktoren bei der Bewertung entfallen sind, die sich auf nicht beobachtbare Marktdaten stützten. Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung scroll im Jahr 2014 Stand: 01.01.2014 Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges Veränderungen Stand: 31.12.2014 in Mio. € erfolgswirksam zahlungswirksam Übrige Finanzanlagen 394 163 18 -20 555 Derivate (aktiv) 101 21 -53 69 Derivate (passiv) 6 -2 4 scroll im Jahr 2013 Stand: 01.01.2013 Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges Veränderungen Stand: 31.12.2013 in Mio. € erfolgswirksam zahlungswirksam Übrige Finanzanlagen 442 -31 -3 -14 394 Derivate (aktiv) 237 -8 -21 -107 101 Davon: in Sicherungsbeziehungen (55) (-55) Derivate (passiv) 175 -49 -35 -85 6 Davon: in Sicherungsbeziehungen (35) (-35) Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste scroll in Mio. € Gesamt 2014 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden Gesamt 2013 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden Umsatzerlöse 30 2 23 8 Materialaufwand -9 -18 -10 2 Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen 23 15 8 8 Beteiligungsergebnis -5 1 -10 -11 39 11 7 Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/-10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 3 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 3 Mio. € führen. Auf die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen: Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte scroll in Mio. € Übrige Finanzanlagen Finanzforderungen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte Gesamt Stand: 01.01.2014 126 321 552 13 1.012 Zuführungen 5 55 110 170 Umbuchungen 23 -35 -11 -23 Währungsanpassungen -1 2 1 Abgänge 30 17 125 172 Stand: 31.12.2014 123 324 528 13 988 scroll in Mio. € Übrige Finanzanlagen Finanzforderungen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte Gesamt Stand: 01.01.2013 165 275 548 12 1.000 Zuführungen 13 48 62 2 125 Umbuchungen -7 21 2 16 Währungsanpassungen -1 -9 -10 Abgänge 44 23 51 1 119 Stand: 31.12.2013 126 321 552 13 1.012 Zum Abschlussstichtag lagen im Anwendungsbereich von IFRS 7 überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen in folgender Höhe vor: Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen scroll Bruttowert 31.12.2014 Überfällige, wertberichtigte Forderungen Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige 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 über 120 Tage Finanzforderungen 2.759 99 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 7.039 902 387 68 31 30 133 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte 8.042 10 1 2 17.840 1.011 388 68 31 30 135 scroll Bruttowert 31.12.2013 Überfällige, wertberichtigte Forderungen Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige 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 über 120 Tage Finanzforderungen 1.815 77 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 8.516 1.242 379 95 66 47 128 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte 4.161 12 1 14.492 1.331 379 95 66 47 129 Die finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten lassen sich in Bewertungskategorien mit den folgenden Buchwerten untergliedern: Buchwerte nach Bewertungskategorien scroll in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte 6.032 2.187 Davon: zu Handelszwecken gehalten (6.032) (2.187) Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 5.367 3.709 Kredite und Forderungen 12.656 13.941 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten 5.039 1.210 Davon: zu Handelszwecken gehalten (5.039) (1.210) Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten 23.617 23.922 Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 18.566 Mio. €, der beizulegende Zeitwert auf 21.183 Mio. €. Hiervon entfielen 16.629 Mio. € auf Stufe 1 und 4.554 Mio. € auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie. Finanzinstrumente wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Bewertungskategorie mit folgenden Nettoergebnissen gemäß IFRS 7 erfasst: Nettoergebnis je Bewertungskategorie scroll in Mio. € 2014 2013 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten -89 548 Davon: zu Handelszwecken gehalten (-89) (548) Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 320 -14 Kredite und Forderungen -113 -57 Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten -812 -1.048 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 129 Mio. € (Vorjahr: 60 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 51 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) als Ertrag realisiert. Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen: Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2014 scroll Angesetzte Bruttobeträge Saldierung Ausgewiesene Nettobeträge Zugehörige nicht saldierte Beträge Nettobetrag in Mio. € Finanzinstrumente Erhaltene/ geleistete Barsicherheiten Derivate (aktiv) 8.452 -7.081 1.371 -323 1.048 Derivate (passiv) 8.210 -6.921 1.289 -188 -918 183 Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2013 scroll Angesetzte Bruttobeträge Saldierung Ausgewiesene Nettobeträge Zugehörige nicht saldierte Beträge Nettobetrag in Mio. € Finanzinstrumente Erhaltene/ geleistete Barsicherheiten Derivate (aktiv) 3.364 -2.533 831 -347 484 Derivate (passiv) 3.322 -2.742 580 -97 -403 80 Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen, die auch in Form sicherheitsübereigneter Wertpapiere erbracht werden. Der RWE-Konzern ist als international tätiges Versorgungsunternehmen im Rahmen seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Markt-, Kredit- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt. Wir begrenzen diese Risiken durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben. Marktrisiken ergeben sich durch Änderungen von Währungs- und Aktienkursen sowie von Zinssätzen und Commodity-Preisen, die das Ergebnis aus der Geschäftstätigkeit beeinflussen können. 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 Gesellschaften des RWE-Konzerns sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Fremdwährungsrisiken mit der RWE AG zu sichern. Nur die RWE AG selbst darf im Rahmen vorgegebener Limite Fremdwährungspositionen offenhalten. Zinsrisiken resultieren hauptsächlich aus den Finanzschulden und den 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 Commodity-Geschäfte hat die zum Bereich Group Risk gehörende Abteilung Group Risk Control 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 Einhaltung dieser Obergrenzen wird täglich überwacht. Risiken aus Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken (Fremdwährungsrisiken, Zinsrisiken, Risiken aus Wertpapieranlagen) werden bei RWE u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk (CFaR) ermittelt. Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen wir das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit innerhalb bestimmter Fristen ergibt. Bei der Berechnung werden historische Preisschwankungen zugrunde gelegt. Bis auf den CFaR werden alle VaR-Angaben mit einem Konfidenzintervall von 95% und einer Haltedauer von einem Tag ermittelt. Für den CFaR werden ein Konfidenzintervall von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr unterstellt. RWE unterscheidet bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem RWE-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt. Dieser belief sich zum 31. Dezember 2014 auf 3,3 Mio. € (Vorjahr: 5,3 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2014 bei 6,4 Mio. € (Vorjahr: 7,2 Mio. €). Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2014 bei unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €). Er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl, in die auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen eingehen. Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im RWE-Portfolio lag zum 31. Dezember 2014 bei 6,4 Mio. € (Vorjahr: 6,3 Mio. €). Zum 31. Dezember 2014 betrug der VaR für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 8,2 Mio. € (Vorjahr: 8,4 Mio. €); er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl. Im Handelsgeschäft der RWE Supply & Trading werden zudem auf monatlicher Basis Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen von Commodity-Preisänderungen auf die Ertragslage zu simulieren und ggf. risikomindernde Maßnahmen zu ergreifen. Bei diesen Tests werden Marktpreiskurven modifiziert und auf dieser Basis eine Neubewertung der Commodity-Position vorgenommen. Abgebildet werden neben historischen Extrempreisszenarien auch realistische fiktive Preisszenarien. Falls Stresstests interne Schwellen überschreiten, werden diese Szenarien genauer hinsichtlich ihrer Wirkung und Wahrscheinlichkeit analysiert und ggf. risikomindernde Maßnahmen erwogen. Die Commodity-Risiken der stromerzeugenden Konzerngesellschaften 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 aus Positionen, die sich aufgrund ihrer Größe bei gegebener Marktliquidität noch nicht absichern lassen, nicht über das VaR-Konzept gesteuert und deshalb nicht in den VaR-Werten berücksichtigt werden. Über die noch nicht übertragenen offenen Erzeugungspositionen hinaus sind die Konzerngesellschaften gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten. Zu den wichtigsten Instrumenten zur Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate als Sicherungsgeschäft orientiert sich an der Laufzeit der jeweiligen Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen betragen die Laufzeiten bis zu 27 Jahre. 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 Handel mit Commodities - i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 dienen in erster Linie zur Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Risiken aus Fremdwährungsposten, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften. Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken bei festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten zu begrenzen. Die festverzinslichen Instrumente sollen in variabel verzinsliche Instrumente transformiert und dadurch ihr beizulegender Zeitwert gesichert werden. 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 erfasst. Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf -11 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €). Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte entstanden im Berichtsjahr Gewinne von 27 Mio. € (Vorjahr: 30 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten von 21 Mio. € (Vorjahr: 23 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 Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Änderungen des Fair Value der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, im Other Comprehensive Income berücksichtigt, und zwar so lange, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Der ineffektive Teil der Wertänderung wird erfolgswirksam erfasst. Bei Realisation des Grundgeschäfts geht der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente betrug zum Abschlussstichtag -1.140 Mio. € (Vorjahr: -377 Mio. €). Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden zehn Jahren fällig und ergebniswirksam. Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von -587 Mio. € (Vorjahr: -481 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar. Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges in Höhe von 4 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €) gingen als Aufwand in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 209 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: Aufwand von 48 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Aufwand realisiert. Erfolgsneutral im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen aus Cash Flow Hedges erhöhten die Anschaffungskosten nicht finanzieller Vermögenswerte um 0 Mio. € (Vorjahr: 108 Mio. €). Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen, deren Funktionalwährung nicht der Euro ist. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen sowie Zins-Währungs-Swaps ein. Ändern sich die Kurse von Währungen, auf die die sichernden Anleihen lauten, oder der Fair Value der sichernden Zins-Währungs-Swaps, wird dies in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug zum Abschlussstichtag 1.515 Mio. € (Vorjahr: 1.415 Mio. €), der Zeitwert der Swaps 241 Mio. € (Vorjahr: 248 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 36 Mio. € als Ertrag (Vorjahr: Aufwand von 67 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 0 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: 30 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Aufwand realisiert. Kreditrisiken. Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern mit guter Bonität. Die sich daraus ergebenden Kontrahentenrisiken werden bei Vertragsabschluss geprüft und laufend überwacht. Wir begegnen ihnen durch Festlegung von Limiten für das Handeln mit Geschäftspartnern und ggf. durch Einfordern zusätzlicher Sicherheiten wie z. B. Barsicherheiten. Das Kreditrisiko wird sowohl im Commodity-Bereich als auch im Finanzbereich täglich überwacht. In unserem Vertriebsgeschäft sind wir Kreditrisiken ausgesetzt, weil Kunden möglicherweise ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen. Wir identifizieren solche Risiken durch regelmäßige Analyse der Bonität unserer wesentlichen Kunden und leiten bei Bedarf Gegenmaßnahmen ein. Im Finanz-, Handels- und Vertriebsbereich setzen wir zur Absicherung von Kreditrisiken auch Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen ein. Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich aus den Buchwerten der in der Bilanz angesetzten Forderungen. Soweit sich Ausfallrisiken konkretisieren, werden diese durch Wertberichtigungen erfasst. Bei den Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Risiken können sich auch aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen zugunsten konzernfremder Gläubiger ergeben. Zum 31. Dezember 2014 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 154 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2014 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 1,9 Mrd. € (Vorjahr: 1,2 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) auf Finanzforderungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,4 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen und 1,0 Mrd. € (Vorjahr: 0,4 Mrd. €) auf sonstige Derivate. Weder im Geschäftsjahr 2014 noch im Vorjahr 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 2015 werden Kapitalmarktschulden (abzüglich zurückgekaufter Anleiheteile) mit einem Nominalvolumen von rund 1,8 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) und Bankschulden in Höhe von 0,4 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) fällig. Außerdem sind kurzfristige Schulden zu begleichen. Am 31. Dezember 2014 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 7.581 Mio. € (Vorjahr: 6.763 Mio. €). Zudem konnte die RWE AG am Bilanzstichtag über eine vertraglich vereinbarte ungenutzte syndizierte Kreditlinie von 4 Mrd. € (Vorjahr: 4 Mrd. €) verfügen. Das Commercial-Paper-Programm über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) wurde zum Bilanzstichtag nicht in Anspruch genommen. Darüber hinaus können wir uns im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms über 30 Mrd. € finanzieren; die ausstehenden Anleihen aus diesem Programm summierten sich zum Bilanzstichtag auf 14,0 Mrd. € (Vorjahr: 13,9 Mrd. €). Das mittelfristige Liquiditätsrisiko ist daher als gering einzustufen. Aus den finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 ergeben sich in den nächsten Jahren voraussichtlich die folgenden (nicht diskontierten) Zahlungen: Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten scroll Tilgungszahlungen Zinszahlungen Zinszahlungen in Mio. € Buchwerte 31.12.2014 2015 2016 bis 2019 ab 2020 2015 2016 bis 2019 ab 2020 Anleihen1 14.933 1.827 4.068 9.077 954 2.752 4.549 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.222 378 119 726 26 96 26 Verbindlichkeiten aus Leasing 271 9 66 198 Übrige Finanzverbindlichkeiten 1.793 928 141 741 37 122 110 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 7.408 6.313 584 20 31 84 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 347 347 Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten 1.200 1.200 Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 6.837 6.791 35 66 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten scroll Tilgungszahlungen Zinszahlungen Zinszahlungen in Mio. € Buchwerte 31.12.2013 2014 2015 bis 2018 ab 2019 2014 2015 bis 2018 ab 2019 Anleihen1 14.900 530 5.006 9.418 926 2.954 4.806 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.324 454 134 736 27 98 50 Verbindlichkeiten aus Leasing 264 14 110 142 Übrige Finanzverbindlichkeiten 1.826 785 318 743 41 122 556 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 2.785 2.170 324 41 44 120 273 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 374 374 Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten 1.187 1.186 1 Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 6.914 6.800 61 90 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2014 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger über insgesamt 88 Mio. € (Vorjahr: 78 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 66 Mio. € gegeben (Vorjahr: 26 Mio. €), die im Jahr 2015 abrufbar sind. Weitere Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements enthält das Kapitel "Entwicklung der Risiken und Chancen" auf Seite 75 ff. im Lagebericht. (30) Eventualschulden und finanzielle Verpflichtungen Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2014 auf 914 Mio. € (Vorjahr: 1.505 Mio. €). Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur: Operating Leasing scroll Nominalwert in Mio. € 31.12.2014 31.12.2013 Fällig in bis zu 1 Jahr 247 234 Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren 636 523 Fällig nach über 5 Jahren 977 486 1.860 1.243 Für die Beschaffung von Brennstoffen, insbesondere Erdgas und Steinkohle, sind wir langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen eingegangen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2014 auf 38,5 Mrd. € (Vorjahr: 46,5 Mrd. €), wovon 2,3 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 2,7 Mrd. €). Die Gasbeschaffung des RWE-Konzerns basiert größtenteils auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen. Die Konditionen dieser Kontrakte - die Laufzeiten reichen im Einzelfall bis 2036 - werden in gewissen Abständen von den Vertragspartnern nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde. Weiterhin hat RWE langfristige finanzielle Verpflichtungen durch Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2014 auf 9,1 Mrd. € (Vorjahr: 10,3 Mrd. €), davon werden 0,4 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig (Vorjahr: 0,6 Mrd. €). Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. 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 einer 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. Die RWE AG und Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. (31) Segmentberichterstattung RWE ist in sieben Segmente untergliedert, die nach regionalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind. Im Segment "Konventionelle Stromerzeugung" sind im Wesentlichen das deutsche, britische, niederländische und türkische Stromerzeugungsgeschäft, der rheinische Braunkohletagebau und die auf Projektmanagement- und Engineering spezialisierte RWE Technology gebündelt. Das Segment "Vertrieb/Verteilnetze Deutschland" umfasst im Wesentlichen das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft. Im Segment "Vertrieb Niederlande/Belgien" berichten wir über das Endkundengeschäft mit Strom und Gas in dieser Region. Entsprechend enthält das Segment "Vertrieb Großbritannien" den britischen Vertrieb von Strom und Gas. Die zentralost- und südosteuropäischen Netz- und Vertriebsaktivitäten sind gemeinsam mit dem ungarischen Erzeugungsgeschäft im Segment "Zentralost-/Südosteuropa" zusammengefasst. Die bei RWE Innogy angesiedelte Erzeugung von Strom aus regenerativen Quellen wird im Segment "Erneuerbare Energien" dargestellt. Im Segment "Trading/Gas Midstream" sind der Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie das Gas-Midstream-Geschäft angesiedelt. Verantwortet wird es von RWE Supply & Trading, die auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas beliefert. Unter "Sonstige, Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und die RWE AG erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche. Dazu gehören u. a. die konzerninternen Dienstleister RWE Group Business Services, RWE Service, RWE IT und RWE Consulting. Das bisherige Segment "Upstream Gas & Öl", das die konzernweiten Aktivitäten zur Gas- und Erdölgewinnung beinhaltete, wird als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen; es stellt zum 31. Dezember 2014 kein Segment mehr dar. Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2014 scroll in Mio. € Konventionelle Stromerzeugung Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland Vertrieb Niederlande/ Belgien Vertrieb Großbritannien Zentralost-/ Südosteuropa Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 1.888 25.310 4.443 8.992 4.059 Konzern-Innenumsatz 7.603 1.208 44 328 180 Gesamtumsatz 9.4912 26.518 4.487 9.320 4.239 Betriebliches Ergebnis 979 1.871 146 227 690 Betriebliches Beteiligungsergebnis 98 285 8 50 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 87 193 8 45 Betriebliche Abschreibungen 1.543 779 57 67 223 Außerplanmäßige Abschreibungen 653 112 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 2.281 1.865 16 334 842 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 205 2.242 56 282 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 1.086 900 9 148 309 scroll in Mio. € Erneuerbare Energien Trading/ Gas Midstream Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 277 3.409 90 48.468 Konzern-Innenumsatz 614 24.441 -34.4181 Gesamtumsatz 891 27.850 -34.328 48.468 Betriebliches Ergebnis 186 274 -356 4.017 Betriebliches Beteiligungsergebnis -3 -8 17 447 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen -4 -8 43 364 Betriebliche Abschreibungen 361 12 73 3.115 Außerplanmäßige Abschreibungen 101 6 2 874 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 148 1.087 -1.017 5.556 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 99 314 3.198 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 723 11 59 3.245 1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -37.870 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.452 Mio. € 2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 814 Mio. € Regionen 2014 scroll EU Übriges Europa Sonstige RWE-Konzern in Mio. € Deutschland Großbritannien Übrige EU Außenumsatz1, 2 26.229 9.533 9.963 117 307 46.149 Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 23.195 9.662 10.488 3 591 43.939 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer 2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2013 scroll in Mio. € Konventionelle Stromerzeugung Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland Vertrieb Niederlande/ Belgien Vertrieb Großbritannien Zentralost-/ Südosteuropa Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 1.570 25.718 6.308 8.982 4.852 Konzern-Innenumsatz 9.096 1.244 186 277 292 Gesamtumsatz 10.6662 26.962 6.494 9.259 5.144 Betriebliches Ergebnis 1.384 1.626 278 290 1.032 Betriebliches Beteiligungsergebnis 84 295 8 42 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 84 213 7 47 Betriebliche Abschreibungen 1.071 690 90 76 249 Außerplanmäßige Abschreibungen 3.864 267 77 3 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 1.131 1.621 286 119 1.166 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 249 2.199 52 357 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 1.374 871 28 106 320 scroll in Mio. € Erneuerbare Energien Trading/ Gas Midstream Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 402 4.499 94 52.425 Konzern-Innenumsatz 534 23.627 -35.2561 Gesamtumsatz 936 28.126 -35.162 52.425 Betriebliches Ergebnis 203 831 -275 5.369 Betriebliches Beteiligungsergebnis -44 -2 32 415 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen -42 -2 65 372 Betriebliche Abschreibungen 251 10 96 2.534 Außerplanmäßige Abschreibungen 624 4 4.839 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 413 1.293 -1.226 4.803 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 105 8 283 3.253 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 1.077 14 58 3.848 1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -38.501 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.245 Mio. € 2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 903 Mio. € Regionen 2013 scroll EU Übriges Europa Sonstige RWE-Konzern in Mio. € Deutschland Großbritannien Übrige EU Außenumsatz1, 2 27.452 9.696 12.161 212 228 49.749 Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property 24.877 10.425 10.416 946 1.058 47.722 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer 2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde Produkte scroll RWE-Konzern in Mio. € 2014 2013 Außenumsatz1 46.149 49.749 Davon: Strom (32.313) (33.453) Davon: Gas (10.945) (13.033) Davon: Öl (114) 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 gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden. Das betriebliche Ergebnis wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern dargestellt: Überleitung der Ergebnisgrößen scroll in Mio. € 2014 2013 Betriebliches Ergebnis 4.017 5.369 + Neutrales Ergebnis 77 -5.480 + Finanzergebnis -1.848 -1.905 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 2.246 -2.016 Erträge und Aufwendungen, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind, erschweren die Beurteilung der laufenden Geschäftstätigkeit. Sie werden in das neutrale Ergebnis umgegliedert. Dabei kann es sich u. a. um Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder nicht betriebsnotwendigen langfristigen Vermögenswerten, Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen, Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate sowie Restrukturierungsaufwendungen handeln. Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf Seite 55 des Lageberichts. (32) Angaben zur Kapitalflussrechnung Die Kapitalflussrechnung ist nach den Zahlungsströmen aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Der Betrag der flüssigen Mittel in der Kapitalflussrechnung stimmt mit dem 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 210 Mio. € (Vorjahr: 328 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 1.080 Mio. € (Vorjahr: 1.105 Mio. €) ― gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) in Höhe von 951 Mio. € (Vorjahr: 1.216 Mio. €) ― das um nicht zahlungswirksame Effekte - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 383 Mio. € (Vorjahr: 383 Mio. €) Mittelveränderungen aus dem Erwerb und der Veräußerung konsolidierter Gesellschaften gehen in den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit ein. Effekte aus Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen werden gesondert gezeigt. Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an RWE-Aktionäre in Höhe von 615 Mio. € (Vorjahr: 1.229 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 302 Mio. € (Vorjahr: 237 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 144 Mio. € (Vorjahr: 145 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 58 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 29 Mio. € (Vorjahr: 279 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten. Die Explorationstätigkeit minderte im Vorjahr den Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit um 86 Mio. € und den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit um 93 Mio. €. Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 28 Mio. € (Vorjahr: 33 Mio. €). 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 Wassergeschäft gelten i. d. R. für einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. (33) Angaben zu Konzessionen Zwischen Unternehmen des RWE-Konzerns und Gebietskörperschaften in unseren Versorgungsregionen gibt es eine Reihe von Wegenutzungsverträgen und Konzessionsvereinbarungen, die die Strom-, Gas- und Wasserversorgung betreffen. 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. (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 und Gemeinschaftsunternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. In diese Kategorie fallen insbesondere wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen des RWE-Konzerns. Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten: Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen scroll Assoziierte Unternehmen Gemeinschaftsunternehmen in Mio. € 2014 2013 2014 2013 Erträge 3.778 3.716 34 47 Aufwendungen 2.784 2.830 95 14 Forderungen 432 164 168 Verbindlichkeiten 260 109 32 1 Den Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen lagen im Wesentlichen Liefer- und Leistungsbeziehungen zugrunde. Mit Gemeinschaftsunternehmen gab es neben betrieblichen Liefer- und Leistungsbeziehungen auch finanzielle Verflechtungen. Aus verzinslichen Ausleihungen an Gemeinschaftsunternehmen resultierten im Berichtsjahr Erträge in Höhe von 4 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 156 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 0 Mio. €). Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen; das heißt, die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 304 Mio. € (Vorjahr: 164 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 135 Mio. € (Vorjahr: 103 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Für die Forderungen bestanden Sicherheiten in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €). Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.212 Mio. € (Vorjahr: 1.942 Mio. €). 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 10.837 Tsd. € (Vorjahr: 13.338 Tsd. €) zuzüglich Dienstzeitaufwand für Pensionen in Höhe von 475 Tsd. € (Vorjahr: 590 Tsd. €). Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2014 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 9.087 Tsd. € (Vorjahr: 9.479 Tsd. €). Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile im Rahmen des Beat (Tranche 2014) mit einem Ausgabezeitwert von 1.750 Tsd. € zugeteilt (im Vorjahr für die Beat-Tranche 2013: 3.859 Tsd. €). Der Vorstand der RWE AG hat für das Geschäftsjahr 2014 einmalig auf 500 Tsd. € seiner Gesamtvergütung verzichtet. Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2014 auf 2.729 Tsd. € (Vorjahr: 2.466 Tsd. €). Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 217 Tsd. € (Vorjahr: 167 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften. Die Auszahlung der Vergütungen erfolgt entsprechend der dienstvertraglichen Regelungen. Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Für einen Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat besteht ein Mitarbeiterdarlehen aus der Zeit vor Organzugehörigkeit. Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 12.494 Tsd. € (Vorjahr: 12.200 Tsd. €), davon 2.016 Tsd. € (Vorjahr: 1.987 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 171.481 Tsd. € (Vorjahr: 154.472 Tsd. €). Davon entfielen 22.663 Tsd. € (Vorjahr: 21.270 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften. Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 212 ff. 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: Honorare des Abschlussprüfers scroll 2014 2013 in Mio. € Gesamt Davon: Deutschland Gesamt Davon: Deutschland Abschlussprüfungsleistungen 15,2 (8,9) 15,2 (8,7) Andere Bestätigungsleistungen 7,0 (6,7) 6,9 (6,6) Steuerberatungsleistungen 0,8 (0,8) 0,6 (0,5) Sonstige Leistungen 2,3 (0,6) 1,4 (0,5) 25,3 (17,0) 24,1 (16,3) Die Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen. Zu den anderen Bestätigungsleistungen, die vergütet wurden, zählen die prüferische Durchsicht von Zwischenfinanzberichten, die Prüfung des internen Kontrollsystems (hier vor allem von IT-Systemen), Due-Diligence-Prüfungen und Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen und in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. (36) Inanspruchnahme von § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2014 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht: ― BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen ― GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen ― RE GmbH, Köln ― Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln ― Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim ― rhenag Beteiligungs GmbH, Köln ― RSB LOGISTIC GMBH, Köln ― RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln ― RWE Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr ― RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen ― RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen ― RWE Consulting GmbH, Essen ― RWE FiberNet GmbH, Essen ― RWE Group Business Services GmbH, Essen ― RWE IT GmbH, Essen ― RWE Offshore Logistics Company GmbH, Hamburg ― RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen ― RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen ― RWE Seabreeze I GmbH & Co. KG, Bremerhaven ― RWE Seabreeze II GmbH & Co. KG, Bremerhaven ― RWE Technology GmbH, Essen ― RWE Trading Services 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 nach § 161 AktG vorgeschriebenen Erklärungen zum Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG bzw. ihrer börsennotierten deutschen Tochterunternehmen dauerhaft und öffentlich zugänglich gemacht worden. Essen, 20. Februar 2015 Der Vorstand Terium Schmitz Günther Tigges 4.7 AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS) Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 a I) HGB zum 31.12.2014 I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande 100 115.015 28.095 An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 23.211 1.110 Andromeda Wind S.r.l., Bozen/Italien 51 11.022 1.449 Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg 53 38.209 2.749 A/V/E GmbH, Halle (Saale) 76 1.552 4 Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen 100 23.638 759 Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, Augsburg 100 34.008 1 Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 62 63.572 9.198 BC-Therm Energiatermelõ és Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 100 3.717 404 BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen 100 100 4.317.964 1 Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.923 621 BPR Energie Geschäftsbesorgung GmbH, Essen 100 17.356 27 Bristol Channel Zone Limited, Swindon/Großbritannien 100 -2.055 -1.336 BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin 100 18.094 1 Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn 55 649.509 12.285 Carl Scholl GmbH, Köln 100 512 111 Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 12.209 2.309 Channel Energy Limited, Swindon/Großbritannien 100 -16.792 -15.475 DEA UK Upstream Limited, London/Großbritannien 100 8 0 ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen 100 25 1 Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas 100 29.370 -3.831 Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech 100 303 -354 ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn 100 723.184 20.414 ELMU-EMASZ Halozati Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 100 84 76 ELMU-EMASZ Ugyfelszolgalati Kft., Budapest/Ungarn 100 1.146 1.158 EMASZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn 100 273.448 5.679 Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen 504 39.977 27.906 ENB Energienetze Berlin GmbH, Berlin 100 25 1 Energie Direct B.V., Waalre/Niederlande 100 -63.908 -9.790 Energies France S.A.S. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 33.083 -3382 Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 2 S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich 100 RWE Innogy Dévéloppement France S.A.S., Paris/Frankreich 100 SAS Île de France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energis GmbH, Saarbrücken 72 142.070 28.031 energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken 100 25 1 Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 131.058 -9.267 Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 307.214 796 Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 22.326 -1.165 Enerservice Maastricht B.V., Maastricht/Niederlande 100 -92.654 -2.423 envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz 59 1.605.457 346.029 envia SERVICE GmbH, Cottbus 100 2.641 1.719 envia TEL GmbH, Markkleeberg 100 12.122 2.441 envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 63.463 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz 100 56.366 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen 100 175.741 31.725 eprimo GmbH, Neu-Isenburg 100 4.600 1 Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 69.555 63.946 Essent Corner Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 17.344 6.268 Essent Energie Belgie N.V., Antwerpen/Belgien 100 151.476 9.716 Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 129.520 8.200 Essent Energy Gas Storage B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 1.883 334 Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande 100 -394 -345 Essent Energy Systems Noord B.V., Zwolle/Niederlande 100 3.361 1.021 Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande 100 -246.515 0 Essent Meetdatabedrijf B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -10.498 -1.746 Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande 100 2.930.400 149.700 Essent New Energy B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -26.627 -4.397 Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 10.510.400 227.600 Essent Participations Holding B.V., Arnhem/Niederlande 100 308.671 0 Essent Personeel Service B.V., Arnhem/Niederlande 100 3.061 2.553 Essent Power B.V., Arnhem/Niederlande 100 -1.295.359 -1.161.389 Essent Productie Geleen B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -1.525 4.252 Essent Projects B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -42.263 -7.343 Essent Retail Bedrijven B.V., Arnhem/Niederlande 100 289.920 177.100 Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 211.920 68.000 Essent Retail Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 104.520 13.200 Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 210.845 94.167 Essent Service B.V., Arnhem/Niederlande 100 -61.133 0 Essent Wind Nordsee Ost Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH, Helgoland 100 256 1 Essent Zuid B.V., Waalre/Niederlande 100 88.687 2.770 Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn 54 282.738 16.992 EuroSkyPark GmbH, Saarbrücken 51 61 -225 EVIP GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 11.347 1 EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg 54 39.942 12.096 EZN Swentibold B.V., Geleen/Niederlande 100 6.064 2.035 FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken 63 5.259 -4.561 Fri-El Anzi Holding S.r.l., Bozen/Italien 51 8.449 1.752 Fri-El Anzi S.r.l., Bozen/Italien 100 25.572 1.256 Fri-El Guardionara Holding S.r.l., Bozen/Italien 51 18.897 6.225 Fri-El Guardionara S.r.l., Bozen/Italien 100 35.040 2.211 GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 4.202.487 1 Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG, Bergkamen 51 12.312 1.171 Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm GmbH & Co. KG, Essen 78 53.000 -127.073 Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA 100 54.466 2.460 Georgia Biomass LLC, Savannah/USA 100 15.445 -20.811 GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund 100 70.420 -4.176 Great Yarmouth Power Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.852 0 Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen 51 87.059 2.834 GWG Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 60 19.902 3.910 Industriepark LH Verteilnetz GmbH, Chemnitz 100 100 1 Inhome Energy Care N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien 100 -121 -183 INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 12.516 3.0842 INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participações Sociais, Lda., São João do Estoril/Portugal 100 LUSITERG - Gestão e Produção Energética, Lda., São João do Estoril/Portugal 74 KA Contracting SK s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei 100 1.289 279 Kazinc-Therm Fûtõerõmû Kft., Kazincbarcika/Ungarn 100 -442 -776 Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen 75 84.184 8.343 Kernkraftwerk Lingen GmbH, Lingen (Ems) 100 20.034 1 Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH, Lingen (Ems) 99 432.269 1 KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mbH, Essen 100 696.225 1 Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 7.120 1.414 Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der E.ON Kernkraft GmbH, Lingen (Ems) 88 144.433 -1.666 Krzecin Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 20.373 1.018 KW Eemsmond B.V., Zwolle/Niederlande 100 8.815 0 Lechwerke AG, Augsburg 90 399.625 85.208 Leitungspartner GmbH, Düren 100 100 1 LEW Anlagenverwaltung GmbH, Gundremmingen 100 258.757 22.129 LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 419.818 12.183 LEW Netzservice GmbH, Augsburg 100 87 1 LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg 100 1.250 1 LEW TelNet GmbH, Neusäß 100 6.812 5.594 LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg 100 13.926 1 Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 59 66.701 7.330 LYNEMOUTH POWER LIMITED, Northumberland/Großbritannien 100 20.918 35.481 Magyar Áramszolgáltató Kft., Budapest/Ungarn 100 5.166 3.810 Mátrai Erömü Zártkörüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn 51 308.825 28.806 MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale) 75 135.648 43.692 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, Kabelsketal 100 25 1 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Halle (Saale) 100 4.071 1 ML Wind LLP, Swindon/Großbritannien 51 103.304 2.937 NEW AG, Mönchengladbach 404 174.541 50.926 NEW Netz GmbH, Geilenkirchen 100 47.403 8.696 NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, Mönchengladbach 100 1.000 4.626 NEW NiederrheinWasser GmbH, Viersen 100 11.493 1.493 NEW Service GmbH, Mönchengladbach 100 100 1.143 NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst 95 5.961 1.706 NEW Viersen GmbH, Viersen 100 38.783 10.675 Npower Business and Social Housing Limited, Swindon/Großbritannien 100 6.041 8.115 Npower Cogen (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien 100 11.474 -7.012 Npower Cogen Limited, Swindon/Großbritannien 100 182.273 -1.911 Npower Cogen Trading Limited, Swindon/Großbritannien 100 10 10 Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -4.308 5.147 Npower Direct Limited, Swindon/Großbritannien 100 279.222 52.120 Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 -264 35 Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -248.668 14.139 Npower Limited, Swindon/Großbritannien 100 198.752 397.966 Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien 100 -790.090 -165.186 Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien 100 -690.692 -25.774 Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 2.492 -447 Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.642 86 OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein 100 11.449 1 Oval (2205) Limited, Swindon/Großbritannien 100 -6.694 -516 Ózdi Erõmû Távhõtermelõ és Szolgáltató Kft., Kazincbarcika/Ungarn 100 497 -537 Park Wiatrowy Nowy Staw Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 65.958 3.754 Park Wiatrowy Suwalki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 66.060 3.394 Park Wiatrowy Tychowo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 54.852 209 Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen 51 39.389 940 Plus Shipping Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 29.706 4.725 Powerhouse B.V., Almere/Niederlande 100 20.300 6.400 RE GmbH, Köln 100 12.463 1 Regenesys Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 -12 0 Regenesys Technologies Limited, Swindon/Großbritannien 100 790 7 regionetz GmbH, Eschweiler 100 37 1 Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln 100 63.316 1 Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim 100 9.236 1 Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen 77 30.904 1.757 rhenag Beteiligungs GmbH, Köln 100 25 1 rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln 67 143.196 28.977 Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta 100 100 49.158 792 Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 504 245.422 11.829 RL Besitzgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 110.893 10.490 RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Gundremmingen5 51 100 354.679 26.092 RSB LOGISTIC GMBH, Köln 100 19.304 1 RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln 100 36.694 1 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 69 173.229 9.869 RWE Aktiengesellschaft, Essen 9.567.784 649.702 RWE Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 233.106 1 RWE Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 695.000 -2.050.100 RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen 100 100 8.058.440 1 RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen 100 100 740.420 1 RWE Ceská republika a.s., Prag/Tschechien 100 2.588.882 151.868 RWE Consulting GmbH, Essen 100 1.555 1 RWE Dea AG, Hamburg 100 1.382.488 58.583 RWE Dea Cyrenaica GmbH, Hamburg 100 26 1 RWE Dea E & P GmbH, Hamburg 100 32.930 1 RWE Dea Global Limited, London/Großbritannien 100 7 -26 RWE Dea Guyana GmbH, Hamburg 100 25 1 RWE Dea Idku GmbH, Hamburg 100 13.772 1 RWE Dea International GmbH, Hamburg 100 290.741 1 RWE Dea Nile GmbH, Hamburg 100 130.581 1 RWE Dea Norge AS, Oslo/Norwegen 100 337.425 83.955 RWE Dea North Africa/Middle East GmbH, Hamburg 100 130.025 1 RWE Dea Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 55 -6 RWE Dea Speicher GmbH, Hamburg 100 25 1 RWE Dea Suez GmbH, Hamburg 100 87.226 1 RWE Dea Suriname GmbH, Hamburg 100 25 1 RWE Dea Trinidad & Tobago GmbH, Hamburg 100 25 1 RWE Dea UK Holdings Limited, Aberdeen/Großbritannien 100 297.142 2.204 RWE Dea UK SNS Limited, London/Großbritannien 100 179.959 12.633 RWE Deutschland Aktiengesellschaft, Essen 12 100 500.899 1 RWE Distribucní služby, s.r.o., Brno/Tschechien 100 29.397 23.143 RWE East, s.r.o., Prag/Tschechien 2 100 360 312 RWE Eemshaven Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -2.186.450 -1.560.895 RWE Effizienz GmbH, Dortmund 100 25 1 RWE Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 1.814 243 RWE Energie, s.r.o., Prag/Tschechien 100 154.192 91.738 RWE Energiedienstleistungen GmbH, Dortmund 100 49.223 1 RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 528 -1.303 RWE Energo, s.r.o., Prag/Tschechien 100 18.882 -1.206 RWE Energy Beteiligungsverwaltung Luxemburg S.A.R.L., Luxemburg/Luxemburg 100 85.997 9.099 RWE Enerji Toptan Satis A.S., Istanbul/Türkei 100 1.535 -2.197 RWE FiberNet GmbH, Essen 100 25 1 RWE Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 10.606 2.180 RWE Gas International N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 5.643.571 -709.685 RWE Gas Slovensko, s.r.o., Košice/Slowakei 100 4.222 1.659 RWE Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien 100 539.694 31.715 RWE GasNet, s.r.o., Ústí nad Labem/Tschechien 100 795.262 61.364 RWE Gasspeicher GmbH, Dortmund 100 100 350.087 1 RWE Gastronomie GmbH, Essen 100 275 1 RWE GBS UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 34.012 -29.796 RWE Generation SE, Essen 100 100 264.622 1 RWE Generation UK plc, Swindon/Großbritannien 100 2.023.363 -134.478 RWE Grid Holding, a.s., Prag/Tschechien 65 1.012.295 94.121 RWE Group Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande 100 -5.767 -9.888 RWE Group Business Services CZ, s.r.o., Prag/Tschechien 100 762 372 RWE Group Business Services GmbH, Essen 100 25 1 RWE Group Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen 100 3.575 -1.001 RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 1.039 -250 RWE Hungaria Tanacsado Kft., Budapest/Ungarn 100 742 -255 RWE Innogy AERSA S.A.U.- Gruppe - (vorkonsolidiert) 259.919 -99.8232 Danta de Energías, S.A., Soria/Spanien 99 Explotaciones Eólicas de Aldehuelas, S.L., Soria/Spanien 95 General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 Hidroeléctrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien 60 RWE Innogy AERSA, S.A.U., Barcelona/Spanien 100 RWE Innogy Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 145 -1.254 RWE Innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 226 1 RWE Innogy Cogen Beteiligungs GmbH, Dortmund 100 7.350 1 RWE Innogy Galloper 1 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -210 -104 RWE Innogy Galloper 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -209 -103 RWE Innogy GmbH, Essen 100 100 653.471 1 RWE Innogy GYM 1 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -815 -795 RWE Innogy GYM 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -625 -609 RWE Innogy GYM 3 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -627 -611 RWE Innogy GYM 4 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -2.041 -1.992 RWE Innogy Italia S.p.A., Bozen/Italien 100 15.917 -16.155 RWE Innogy Kaskasi GmbH, Hamburg 100 99 1 RWE Innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode 100 25 1 RWE Innogy Markinch Limited, Swindon/Großbritannien 100 -72.258 -54.700 RWE Innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 578 1 RWE Innogy Sandbostel Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sandbostel 100 25 1 RWE Innogy Stallingborough Limited, Swindon/Großbritannien 100 -8.919 -40 RWE Innogy UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.849.303 -12.472 RWE Innogy UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.893.769 437.830 RWE Innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 51 2.936 -64 RWE Innogy Windpark GmbH, Essen 100 1.273 1 RWE Innogy Windpower Hannover GmbH, Hannover 100 77.373 1 RWE Innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -23.335 -2.837 RWE IT Czech s.r.o., Prag/Tschechien 1 100 12.380 2.638 RWE IT GmbH, Essen 100 100 22.724 1 RWE IT MAGYARORSZÁG Kft., Budapest/Ungarn 100 742 29 RWE IT Poland Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -46 -365 RWE Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 25 1 RWE Netzservice GmbH, Siegen 100 50 1 RWE Npower Group plc, Swindon/Großbritannien 100 82.537 41.880 RWE Npower Holdings plc, Swindon/Großbritannien 100 1.538.920 1.176 RWE Offshore Logistics Company GmbH, Hamburg 100 30 1 RWE Offshore Wind Nederland B.V., 's Hertogenbosch/Niederlande 100 551 331 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 54 -80 RWE Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 4.946 872 RWE Polska S.A., Warschau/Polen 100 454.1 16 94.979 RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen 100 100 3.399.197 1 RWE Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 327.874 29.594 RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 57.840 1 RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen 100 286.356 1 RWE Seabreeze I GmbH & Co. KG, Bremerhaven 100 48.352 17.252 RWE Seabreeze II GmbH & Co. KG, Bremerhaven 100 27.268 6.830 RWE Service GmbH, Dortmund 100 100 248.451 1 RWE Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei 1 100 1.739 -442 RWE Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland 100 6.507 2.853 RWE Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 667.101 52.856 RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur 100 4.514 6.935 RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien 100 1.119.037 63.301 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 99.985 -15 RWE Supply & Trading GmbH, Essen 100 100 446.778 1 RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien 100 -278 -866 RWE Supply & Trading Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 531.460 3.000 RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien 100 47.243 13.958 RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz 100 59.536 -26.212 RWE Technology GmbH, Essen 100 25 1 RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei 100 852 -270 RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.251 -1.014 RWE Trading Americas Inc., New York/USA 100 31.536 -9.949 RWE Trading Services GmbH, Essen 100 5.735 1 RWE Vertrieb Aktiengesellschaft, Dortmund 100 27.303 1 RWE Zákaznické služby, s.r.o., Ostrava/Tschechien 100 1.964 1.578 RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr 80 74.410 8.240 Saarwasserkraftwerke GmbH, Essen 100 14.368 1 Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Schwäbische Entsorgungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 20.659 646 Sinergy Energiakereskedõ Kft., Budapest/Ungarn 100 10 0 Sinergy Energiaszolgáltató, Beruházó és Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn 100 28.508 -1.416 Speicher Breitbrunn/Eggstätt RWE Dea & Storengy, Hamburg 80 0 18.733 SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen 90 14.648 2.348 Stadtwärme Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 100 2.970 1 STADTWERKE DÜREN GMBH, Düren 504 23.360 2.596 Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 51 13.504 3.514 Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau 100 598 -320 Süwag Beteiligungs GmbH, Frankfurt am Main 100 4.425 1 Süwag Energie AG, Frankfurt am Main 78 489.955 114.080 Süwag Grüne Energien und Wasser GmbH, Frankfurt am Main 100 6.441 1 Süwag Vertrieb AG & Co. KG, Frankfurt am Main 100 680 1 Syna GmbH, Frankfurt am Main 100 8.053 1 Taciewo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 32.912 1.911 The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 769 197 Tisza BioTerm Kft., Budapest/Ungarn 60 219 0 Tisza-Therm Fûtõerõmû Kft., Tiszaújváros/Ungarn 100 -698 -1.005 Tisza-WTP Vízelõkészítõ és Szolgáltató Kft., Tiszaújváros/Ungarn 100 1.649 283 Transpower Limited, Dublin/Irland 100 4.642 425 Triton Knoll Offshore Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 -8.633 -322 Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach 75 4.444 193 Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen 100 22 1 VKB-GmbH, Saarbrücken 504 42.129 3.879 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 24.361 7.464 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 504 170.390 21.864 VSE Net GmbH, Saarbrücken 100 13.893 1.801 VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken 100 25 1 VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein 98 26.740 2.098 Wendelsteinbahn GmbH, Brannenburg 100 2.969 284 Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg 100 38 1 Westnetz GmbH, Dortmund 100 11.920 1 Windpark Bentrup Betriebsgesellschaft mbH, Barntrup 100 25 1 Windpark Westereems B.V., Zwolle/Niederlande 100 7.862 22 Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 12.284 0 WINKRA Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hörup 100 26 487 WINKRA Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten 100 25 1 WINKRA Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sommerland 100 26 1 WINKRA Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich 100 106 1 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover 100 425 245 WTTP B.V., Arnhem/Niederlande 100 60.254 58.300 YE Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien 100 447 39 Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen 100 5.113 0 Allt Dearg Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund 100 -68.587 44 Ardoch Over Enoch Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien 100 0 0 Balassagyarmati Biogáz Erõmû Kft, Budapest/Ungarn 100 2 0 Ballindalloch Muir Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Beteiligungsgesellschaft Werl mbH, Essen 100 3 b_gas Eicken GmbH, Schwalmtal 100 -1.000 -24 bildungszentrum energie GmbH, Halle (Saale) 100 805 330 Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, Bad Wimpfen 51 1.948 177 Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, Bad Wimpfen 100 28 1 Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co. KG, Anhausen 51 748 -250 Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, Anhausen 100 28 1 Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, Schwalmtal 66 1.564 0 Biogasanlage Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 99 31 1 Brims Ness Tidal Power Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, Brüggen 100 3 Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Carr Mor Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien 100 0 0 Carsphairn Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien 100 2 0 Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Comco MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg 95 494 296 Craigenlee Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Culbin Farm Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 1A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 1B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 2A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 2B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 3A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 3B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 4A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 4B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 5A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 5B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 6A RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Doggerbank Project 6B RWE Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Gundremmingen 100 6.699 -1.892 ECS - Elekträrna Cechy-Stred, a.s., v likvidaci, Prag/Tschechien 51 218 -1.409 EDON Group Costa Rica S.A., San Jose/Costa Rica 100 837 -133 Energetyka Wschod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 49 13 Energetyka Zachod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 92 22 Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co. KG, Leimen 75 198 18 Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, Leimen 75 24 1 energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, Siegburg 100 103 7 Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs-GmbH, Kranenburg 100 3 Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co. KG, Timmendorfer Strand 51 3 enviaM Erneuerbare Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Markkleeberg 100 29 1 Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien 73 44 -34 ESK GmbH, Dortmund 100 128 1 favis GmbH, Essen 100 2.202 1.012 Fernwärme Saarlouis-Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis 95 7.567 1 ,Finelectra' Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG, Hausen/Schweiz 100 12.338 2.052 GBV Achtundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen 100 100 25 1 GBV Einundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen 100 100 25 1 GBV Neunundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen 100 100 25 1 GBV Siebenundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen 100 100 25 1 GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 1 GBV Zweiundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung, Essen 100 100 25 1 Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze Verwaltung GmbH, Bad Sassendorf 100 3 Gemeindewerke Schwalbach GmbH, Schwalbach 100 550 211 Gemeindewerke Schwalbach Netz GmbH, Schwalbach 100 50 -135 GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus 100 110 -29 GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Siegburg 100 63 1 Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen 51 31 2 GWG Kommunal GmbH, Grevenbroich 100 100 0 Hochsauerland Netze Verwaltung GmbH, Meschede 100 3 Hospitec Facility Management GmbH, Saarbrücken 100 -1.015 -70 Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Soria/Spanien 100 428 0 Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mbH, Hannover 100 32 -12 Kazinc-BioEnergy Kft., Budapest/Ungarn 100 2 0 Kencot Hill Solar Farm Limited, Lechlade/Großbritannien 100 3 Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim 51 503 -166 Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim 51 28 0 Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken 100 64 34 Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, Lößnitz 100 18 -3 Lößnitz Netz Verwaltungs GmbH, Lößnitz 100 26 0 Mátrai Erömü Központi Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 3.158 320 Meterplus Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Middlemoor Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 MIROS Mineralische Rohstoffe, GmbH i.L., Bergheim 100 0 0 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, Halle (Saale) 100 3 Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, Chemnitz 100 23 0 MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, Lüdinghausen 100 3 MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, Lüdinghausen 100 3 Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, Polch 100 3 Netzwerke Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 100 50 1 NEW Impuls GmbH, Grefrath 67 405 185 NEW Re GmbH, Mönchengladbach 75 490 -100 NEW Schwalm-Nette GmbH, Viersen 100 5.997 124 NEW Schwalm-Nette Netz GmbH, Viersen 100 25 0 North Kintyre Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale) 100 154 22 Oschatz Netz GmbH & Co. KG, Oschatz 100 1.400 562 Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, Oschatz 100 26 0 Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.222 -76 Park Wiatrowy Elk Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 829 -45 Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.957 -53 Park Wiatrowy Msciwojow Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.054 -35 Park Wiatrowy Opalenica Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 Park Wiatrowy Prudziszki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 57 -50 Park Wiatrowy Smigiel I Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.663 -24 Park Wiatrowy Znin Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.384 -40 Projecta 15 GmbH, Saarbrücken 100 17 2 Projecta 5 - Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken 100 15 -2 PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien 100 553 -178 RD Hanau GmbH, Hanau 100 0 0 Rebyl Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen 100 5.369 1 Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg 100 3 rhenagbau GmbH, Köln 100 1.258 1 ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 794 20 Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 3 RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei 100 497 -4 RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien 100 3 RWE Dea Petróleo e Gás do Brasil Ltda., Rio de Janeiro/Brasilien 100 48 0 RWE DEA Ukraine LLC, Kiew/Ukraine 100 91 -186 RWE Energie S.R.L., Bukarest/Rumänien 100 907 -8 RWE Eurotest GmbH, Dortmund 100 51 1 RWE Innogy d.o.o. za koristenje obnovljivih izvora energije, Sarajevo/BosnienHerzegowina 100 -3 -40 RWE Innogy Serbia d.o.o., Belgrad/Serbien 100 -7 -8 RWE Innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 51 33 6 RWE New Energy Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate 100 3 RWE Pensionsfonds AG, Essen 100 100 3.729 -10 RWE POLSKA Generation Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 166 -5 RWE Power Beteiligungsverwaltung GmbH & Co. KG, Grevenbroich 100 0 0 RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen 100 25 1 RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China 100 1.988 -6 RWE Power Climate Protection GmbH, Essen 100 23 1 RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 34 9 RWE Power International Ukraine LLC, Kiew/Ukraine 100 3 RWE Power Zweite Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Grevenbroich 100 25 1 RWE Rhein Oel Ltd., London/Großbritannien 100 -1 0 RWE Seabreeze I Verwaltungs GmbH, Bremerhaven 100 35 -1 RWE Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Bremerhaven 100 35 -2 RWE Stiftung gemeinnützige GmbH, Essen 100 100 60.183 563 RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei 100 3 RWE Trading Services Ltd., Swindon/Großbritannien 100 1.062 72 RWE Wärme Berlin GmbH, Berlin 100 1.770 81 RWE-EnBW Magyarország Energiaszolgáltató Korlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn 70 352 62 RWEST PI LNG HOLDING, LLC, New York/USA 100 3 RWEST PI LNG 1, LLC, New York/USA 100 3 Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Scharbeutz 51 3 SchlauTherm GmbH, Saarbrücken 75 194 63 Securum AG, Zug/Schweiz 100 3.577 573 Snowgoat Glen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Goch 100 3 Stadtwerke Korschenbroich GmbH, Mönchengladbach 100 12 -8 Steinkohlendoppelblock Verwaltungs GmbH, Essen 100 283 28 Stroupster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Süwag Vertrieb Management GmbH, Frankfurt am Main 100 25 1 Tarskavaig Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 T.B.E. TECHNISCHE BERATUNG ENERGIE für wirtschaftliche Energieanwendung GmbH, Duisburg 100 337 1 TEPLO Rumburk s.r.o., Rumburk/Tschechien 100 153 0 Thermolux S.a.r.l., Luxemburg/Luxemburg 100 98 -484 Thyssengas-Unterstützungskasse GmbH, Dortmund 100 109 68 Tisza-BioEnergy Kft, Budapest/Ungarn 100 2 0 TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 51 3.051 625 Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main 80 542 31 Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, Timmendorfer Strand 51 3 Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, Scharbeutz 51 3 VKN Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Ensdorf 51 48 2 VKN Saar Gesellschaft für Verwertung von Kraftwerksnebenprodukten und Ersatzbrennstoffen mbH & Co. KG, Ensdorf 51 50 314 VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 100 2.511 -289 VSE - Windpark Merchingen Verwaltungs GmbH, Saarbrücken 100 59 2 VSE Stiftung gGmbH, Saarbrücken 100 2.585 7 Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg 100 11 -53 Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf 100 3 Windenergie Briesensee GmbH, Neu Zauche 100 3 Windpark Kattenberg B.V., Zwolle/Niederlande 100 3 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg 49 3 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 49 3 Greater Gabbard Offshore Winds Ltd, Reading/Großbritannien 50 1.638.534 140.043 Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 49 3 N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Niederlande 30 51.061 13.986 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund Verwaltungsgesellschaft mbH, Bad Camberg 100 3 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen 516 0 33 AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg 50 101.813 14.400 BEW Netze GmbH, Wipperfürth 616 6.534 1.823 Budapesti Disz- es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn 50 29.788 1.108 C-Power N.V., Oostende/Belgien 27 180.799 16.357 EGG Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 50 12.203 1.943 Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall 50 11.891 3.4612 FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen 50 39.462 11.9172 Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande 50 12.471 2.090 Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 606 -3.581 37 Innogy Venture Capital GmbH, Essen 756 272 74 Konsortium Energieversorgung Opel oHG der RWE Innogy GmbH und der Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG, Karlstein 676 41.223 15.017 PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mbH, Neuss 50 215 -17 Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain 756 6.498 600 SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien 50 1.005 85 Societe Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg 40 857 -1762 Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen 50 26.320 3.560 Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems) 40 13.471 0 Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg 49 2.867 -106 SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn 30 21.783 2.945 TCP Petcoke Corporation, Dover/USA 50 24.234 11.9832 TE Plomin d.o.o., Plomin/Kroatien 50 27.681 785 URANIT GmbH, Jülich 50 74.168 89.635 Východoslovenská energetika Holding a.s., Košice/Slowakei 49 200.548 46.8222 Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien 48 166.484 21.380 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Amprion GmbH, Dortmund 25 25 997.400 204.400 ATBERG - Eólicas do Alto Tamega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal 40 2.910 784 AVA Abfallverwertung Augsburg Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Augsburg 25 26.357 3.743 Blackhawk Mining LLC, Lexington/USA 25 85.242 -11.5762 Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund 40 189.489 13.142 EdeA VOF, Geleen/Niederlande 50 36.300 5.500 Electrorisk Verzekeringsmaatschappij N.V., Arnhem/Niederlande 25 12.934 1.664 Energieversorgung Guben GmbH, Guben 45 16.203 788 Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth 25 4.961 0 Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen 107 30.305 11.425 Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande 50 24.580 3.635 ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers 20 39.775 9.706 Enovos International S. A., Luxemburg/Luxemburg 188 718.680 43.678 EWR Aktiengesellschaft, Worms 27 74.307 10.583 EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms 50 137.888 10.620 EWR GmbH - Energie und Wasser für Remscheid, Remscheid 20 83.816 11.615 Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg 30 8.878 1.361 Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach GmbH, Bous 49 14.019 2.341 GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen 28 21.649 18.4962 Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim 40 114.142 6.647 HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal 32 10.896 2.108 Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Essen 786 20.151 -27.680 Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich 49 372.152 21.111 KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich 137 695.830 96.417 Kemkens B.V., Oss/Niederlande 49 19.043 7.420 KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung AG, Neunkirchen 29 75.296 12.082 MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen 47 21.964 6.207 medl GmbH, Mülheim an der Ruhr 49 21.829 0 Mingas-Power GmbH, Essen 40 6.317 5.648 Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf 27 4.937 319 Pfalzwerke Aktiengesellschaft, Ludwigshafen 27 211.235 24.3932 Projecta 14 GmbH, Saarbrücken 50 37.127 902 Propan Rheingas GmbH & Co KG, Brühl 30 16.238 700 Regionalgas Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen 43 64.047 13.295 RheinEnergie AG, Köln 20 824.418 156.704 Rhein-Main-Donau AG, München 22 110.169 0 Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg (Baden) 50 59.339 2.809 Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen 25 23.156 4.020 SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus 33 38.459 9.896 SSW Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co. KG, St. Wendel 50 20.215 2.095 Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben 35 15.976 2.645 Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale) 45 31.859 5.940 Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen 40 19.489 2.287 Stadtwerke Bühl GmbH, Bühl 30 22.367 260 Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg 20 181.473 17.396 Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein 25 12.115 1.979 Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen 29 119.507 23.909 Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern 49 9.662 1.681 Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach 25 39.925 0 Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn 49 2.151 314 Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane 24 12.993 1.814 Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg 40 20.392 5.588 Stadtwerke Merzig GmbH, Merzig 50 15.906 3.031 Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss 25 88.344 11.503 Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald 50 4.818 1.345 Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen 25 45.598 3.177 Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland 24 12.637 1.558 Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis 49 34.022 6.083 Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert 50 82.005 0 Stadtwerke Weißenfels GmbH, Weißenfels 24 23.399 3.555 Stadtwerke Willich GmbH, Willich 25 12.581 0 Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz 24 20.884 2.950 Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande 43 12.863 -4.145 Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel GmbH, St. Wendel 28 20.697 1.423 wbm Wirtschaftsbetriebe Meerbusch GmbH, Meerbusch 40 21.794 4.670 WestEnergie und Verkehr GmbH, Geilenkirchen 996 41.088 11.133 Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien 31 2.550 3.883 Zephyr Investments Limited, Swindon/Großbritannien 33 -57.040 -12.3002 Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau 27 41.360 7.229 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung VII. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Abwasser-Gesellschaft Knapsack, GmbH, Hürth 33 422 192 Awotec Gebäude Servicegesellschaft mbH, Saarbrücken 48 94 0 Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert GmbH, St. Ingbert 49 73 3 BIG Breitband-Infrastrukturges. Cochem Zell mbH, Cochem-Zell 21 -51 -181 Breer Gebäudedienste Heidelberg GmbH, Heidelberg 45 258 66 CARBON CDM Korea Ltd. (i.L.), Seoul/Südkorea 49 745 661 CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich 50 200 308 CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten 49 1.522 1.344 CZT Valašské Mezirící s.r.o., Valašské Mezirící/Tschechien 20 196 34 Delesto B.V., Delfzijl/Niederlande 50 63.129 3.388 DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, Schmalkalden 33 126 94 Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben 31 1.580 1.071 Doggerbank Project 1 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Doggerbank Project 2 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Doggerbank Project 3 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Doggerbank Project 4 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Doggerbank Project 5 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Doggerbank Project 6 Bizco Limited, Reading/Großbritannien 25 0 0 Dorsten Netz GmbH & Co. KG, Dorsten 49 3 ELE-GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen 49 51 26 ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, Bottrop 50 51 16 ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen 30 624 99 Elsta B.V., Middelburg/Niederlande 25 222 204 Elsta B.V. & CO C.V., Middelburg/Niederlande 25 21.201 23.785 Enercraft Energiemanagement OHG haftungsbeschränkt, Frankfurt am Main 50 1.646 13 Energie BOL GmbH, Ottersweier 50 26 0 Energie Mechernich GmbH & Co. KG, Mechernich 49 3 Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, Mechernich 49 25 0 Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall 50 27 2 Energie Rur-Erft Verwaltungs GmbH, Essen 50 3 Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg 44 23 -3 Energie Service Saar GmbH, Völklingen 50 -1.760 -228 Energiepartner Dörth GmbH, Dörth 49 30 3 Energiepartner Elsdorf GmbH, Elsdorf 40 28 6 Energiepartner Hermeskeil GmbH, Hermeskeil 20 23 -2 Energiepartner Kerpen GmbH, Kerpen 49 25 27 Energiepartner Projekt GmbH, Essen 49 32 7 Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, Kreuztal 40 24 0 Energiepartner Wesseling GmbH, Wesseling 30 25 4 Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, Bad Bentheim 25 3 Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, Bad Bentheim 25 25 0 Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum 34 5.790 3.682 Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum 34 52 2 Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg 49 2.576 1.029 Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, Niederkassel 49 6 -4 Energieversorgung Oelde GmbH, Oelde 25 7.166 1.591 Enerventis GmbH & Co. KG, Saarbrücken 33 1.090 123 Ensys AG, Frankfurt am Main 25 1.278 263 Eolica de la Mata, S.A., Soria/Spanien 26 603 -4 Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig 50 447 12 EWC Windpark Cuxhaven GmbH, München 50 1.074 164 EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, Baesweiler 45 1.585 421 EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, Baesweiler 45 27 0 FAMOS - Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück 49 109 0 Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH, Zwönitz 50 2.948 257 Forewind Limited, Swindon/Großbritannien 25 -3 -3 FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen 50 33 1 Galloper Wind Farm Limited, Reading/Großbritannien 50 -3 -1 Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken 49 3.179 424 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen 49 3 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, Saulheim 49 1.557 -222 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltungs-mbH, Wörrstadt 49 27 2 Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel 45 4.361 -113 Gemeindewerke Namborn GmbH, Namborn 49 690 128 Gemeinschaftswerk Hattingen GmbH, Essen 52 2.045 0 Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, Freisen 49 3 GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein 20 58 -7 GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 31 54 3 GISA GmbH, Halle (Saale) 24 9.007 3.407 GKW Dillingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 25 22.400 2.749 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf 21 45.158 1.149 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, Troisdorf 21 34 1 GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, Stolberg 49 9 -2 Green Solar Herzogenrath GmbH, Herzogenrath 45 3.154 344 Greenplug GmbH, Hamburg 49 767 0 GWE-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Eppelborn 50 -49 124 GWE-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Eppelborn 50 31 1 Hochsauerland Netze GmbH & Co. KG, Meschede 25 3 HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK GmbH (HKG). Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm 31 0 0 Homepower Retail Limited, Swindon/Großbritannien 50 -26.830 0 IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr 30 1.001 5 Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt 50 698 173 KAWAG AG & Co. KG, Pleidelsheim 49 1.619 50 KAWAG Netze GmbH & Co. KG, Frankfurt am Main 49 743 79 KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Frankfurt am Main 49 26 1 KEVAG Telekom GmbH, Koblenz 50 2.542 906 Klärschlammentsorgung Hesselberg Service GmbH, Unterschwaningen 49 21 -1 KlickEnergie GmbH & Co. KG, Neuss 65 -207 -307 KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, Neuss 65 23 -2 K-net GmbH, Kaiserslautern 25 1.044 85 Kommunale Dienste Marpingen GmbH, Marpingen 49 2.835 195 Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey 49 1.049 82 Kommunale Entsorgung Neunkirchen Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen 50 52 1 Kommunale Entsorgung Neunkirchen (KEN) GmbH & Co. KG, Neunkirchen 46 2.834 104 Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, Steinheim a. d. Murr 49 3 Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, Rudersberg 50 -14 -8 Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, Rudersberg 50 21 -1 Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen 50 5.113 0 Kraftwerk Voerde beschränkt haftende OHG, Voerde 25 4.620 386 Kraftwerk Wehrden GmbH, Völklingen 33 10.627 0 KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen 31 538 26 KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen 40 108 62 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. KG, Bergheim 50 18 -20 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim 50 38 2 KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, Köln 75 3 MBS Ligna Therm GmbH i. L., Hofheim am Taunus 33 -108 -12 Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien 51 3.517 -220 Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz 25 160 14 Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven 25 1.174 -4 Netzgesellschaft Bissendorf GmbH & Co. KG, Bissendorf 49 3 Netzgesellschaft Bissendorf Verwaltungs-GmbH, Bissendorf 49 3 Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, Bühlertal 50 1.279 69 Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf 49 3 Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, Elsdorf 49 3 Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, Grimma 49 24 -1 Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, Korb 50 1.411 98 Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, Korb 50 25 1 Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, Bergheim 49 3 Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, Lauf 50 682 35 Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, Leutenbach 50 -1 -11 Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, Leutenbach 50 24 1 Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, Ottersweier 50 1.954 84 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück 49 2.030 10 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück 49 27 2 NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, Kevelaer 51 5.804 144 NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, Kevelaer 51 27 2 Ningxia Antai New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/China 25 20.803 1.764 Objektverwaltungsgesellschaft Dampfkraftwerk Bernburg mbH, Hannover 58 568 56 Offshore Trassenplanungs-GmbH OTP i.L., Hannover 50 168 0 Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, Peißenberg 50 1.443 197 prego services mbH, Saarbrücken 50 1.087 -1.416 Propan Rheingas GmbH, Brühl 28 46 2 Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen 50 50 0 Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen 49 25 0 Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich 30 20 0 rhenag - Thüga Rechenzentrum GbR, Köln 50 194 187 RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten 33 1.150 315 RurEnergie GmbH, Düren 30 1.223 -196 RWE Power International Middle East LLC, Dubai/Ver. Arab. Emirate 49 -762 -763 Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, Sandersdorf-Brehna 49 13.226 159 SolarProjekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff 50 43 -2 SolarProjekt Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach 50 354 85 SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel 50 112 5 Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte 48 51 0 Städtische Werke Borna GmbH, Borna 37 4.219 1.152 Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler 25 4.027 823 Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen 49 4.744 587 Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus 36 11.086 2.771 Stadtwerke Aue GmbH, Aue 24 12.561 1.560 Stadtwerke Dillingen/Saar Gesellschaft mbH, Dillingen 49 5.643 1.216 Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen 50 29 0 Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher 42 3.147 665 Stadtwerke Haan GmbH, Haan 25 11.788 1.278 Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld 20 7.751 2.451 Stadtwerke Oberkirch GmbH, Oberkirch 33 6.392 0 Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau 49 1.601 421 Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg/Erzgeb. 28 14.562 1.657 Stadtwerke Steinfurt GmbH, Steinfurt 38 5.674 1.458 Stadtwerke Unna GmbH, Unna 24 12.612 2.816 Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho 25 4.992 433 Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern 49 3.624 408 Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg 20 7.815 479 STEAG - Kraftwerksbetriebsgesellschaft mbH, Essen 21 324 0 Stromnetz Diez GmbH & Co. KG, Diez 25 1.247 85 Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Diez 25 27 1 Stromnetz Günzburg Verwaltungs GmbH, Günzburg 49 23 -2 Stromnetz Hofheim GmbH & Co. KG, Hofheim 49 3 Stromnetz Hofheim Verwaltungs GmbH, Hofheim 49 3 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen GmbH & Co. KG, Katzenelnbogen 49 -15 -16 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen Verwaltungsgesellschaft mbH, Katzenelnbogen 49 25 0 Stromnetz VG Diez GmbH & Co. KG, Altendiez 49 2.220 -8 Stromnetz VG Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Altendiez 49 26 1 Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 49 3 Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen 49 3 Stromnetzgesellschaft Neuenhaus Verwaltungs-mbH, Neuenhaus 49 3 Stromnetzgesellschaft Neunkirchen-Seelscheid mbH & Co.KG, NeunkirchenSeelscheid 49 2.191 25 Stromnetzgesellschaft Schwalmtal mbH & Co. KG, Schwalmtal 51 3 Stromverwaltung Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 51 25 0 SWL-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Lebach 50 3.684 659 SWL-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Lebach 50 32 2 SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 33 3 SWTE Netz Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 33 3 Talsperre Nonnweiler Aufbereitungsgesellschaft mbH, Saarbrücken 23 755 195 Technische Werke Naumburg GmbH, Naumburg (Saale) 47 8.036 642 Teplarna Kyjov, a.s., Kyjov/Tschechien 32 19.401 571 TEPLO Votice s.r.o., Votice/Tschechien 20 68 -5 The Bristol Bulk Company Limited, London/Großbritannien 25 1 0 Thermago Berliner Siedlung GmbH, Mainz 51 3 Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien 33 989 272 trilan GmbH, Trier 26 919 419 TVK Eromu Termelo es Szolgaltato Korlatolt Felelossegu Tarsasag, Tiszaujvaros/ Ungarn 74 18.426 5.271 TWE Technische Werke Ensdorf GmbH, Ensdorf 49 1.975 41 TWL Technische Werke der Gemeinde Losheim GmbH, Losheim 50 5.868 595 TWM Technische Werke der Gemeinde Merchweiler GmbH, Merchweiler 49 1.891 76 TWN Trinkwasserverbund Niederrhein GmbH, Grevenbroich 33 158 -4 TWRS Technische Werke der Gemeinde Rehlingen - Siersburg GmbH, Rehlingen 35 4.666 141 Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Frankfurt am Main 25 0 -196 Untere Iller Aktiengesellschaft, Landshut 40 1.134 41 Untermain EnergieProjekt AG & Co. KG, Kelsterbach 49 1.961 69 Untermain Erneuerbare Energien Verwaltungs-GmbH, Raunheim 25 27 2 Verteilnetze Energie Weißenhorn GmbH & Co. KG, Weißenhorn 35 843 359 Verwaltungsgesellschaft Dorsten Netz mbH, Dorsten 49 25 0 Verwaltungsgesellschaft Energie Weißenhorn GmbH, Weißenhorn 35 26 1 Verwaltungsgesellschaft GKW Dillingen mbH, Saarbrücken 25 162 7 Voltaris GmbH, Maxdorf 50 2.802 1.315 Wärmeversorgung Mücheln GmbH, Mücheln 49 875 69 Wärmeversorgung Wachau GmbH, Markkleeberg OT Wachau 49 125 -15 Wärmeversorgung Würselen GmbH, Würselen 49 1.340 25 Wasserver- und Abwasserentsorgungsgesellschaft 'Thüringer Holzland' mbH, Hermsdorf 49 4.539 477 Wasserverbund Niederrhein Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Krefeld 42 10.111 741 Wasserversorgung Main-Taunus GmbH, Frankfurt am Main 49 107 1 Wasserwerk Wadern GmbH, Wadern 49 3.461 136 WEV Warendorfer Energieversorgung GmbH, Warendorf 25 4.123 1.599 Windenergie Frehne GmbH & Co. KG, Marienfließ 41 7.044 258 Windenergie Merzig GmbH, Merzig 20 3 Windenergiepark Heidenrod GmbH, Heidenrod 51 2.809 -12 Windpark Jüchen GmbH & Co. KG, Essen 21 2.117 8 Windpark Losheim-Britten GmbH, Saarbrücken 50 1.800 -275 Windpark Mengerskirchen GmbH, Mengerskirchen 25 3 Windpark Oberthal GmbH, Saarbrücken 35 4.038 -287 Windpark Perl GmbH, Saarbrücken 54 7.292 -433 WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 38 450 178 WLN Wasserlabor Niederrhein GmbH, Mönchengladbach 45 567 67 Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier GmbH, Köln 50 48.723 1.498 WVG-Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, Warstein 25 1.163 413 WVL Wasserversorgung Losheim GmbH, Losheim 50 4.956 312 WWS Wasserwerk Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 49 3.268 141 Zuglo-Therm Kft., Budapest/Ungarn 49 2.309 -1.261 Zweckverband Wasser Nalbach, Nalbach 49 1.722 25 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung VIII. Sonstige Beteiligungen scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis direkt gesamt in Tsd. € in Tsd. € Aarewerke AG, Klingnau/Schweiz 30 20.520 1.303 APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, München 36 36 614.466 66.271 AURICA AG, Aarau/Schweiz 8 95 1 BEW Bergische Energie- und Wasser-GmbH, Wipperfürth 19 25.865 4.387 BFG-Bernburger Freizeit GmbH, Bernburg (Saale) 1 8.860 -1.630 Bürgerenergie Untermain e.G., Kelsterbach 4 53 -5 Deutsches Forschungszentrum für künstliche Intelligenz GmbH, Kaiserslautern 4 13.395 922 Die BürgerEnergie eG, Dortmund 0 740 3 DII GmbH, München 8 8 1.747 -857 Dry Bulk Partners 2013 LP, Grand Cayman/Cayman Islands 25 3 eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz 9 457.557 78.146 Energías Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spanien 17 595 0 Energieagentur Region Trier GmbH, Trier 14 18 -7 Energiegenossenschaft Chemnitz-Zwickau e.G., Chemnitz 7 161 8 Energiehandel Saar GmbH & Co. KG, Neunkirchen 1 409 -5 Energiehandel Saar Verwaltungs-GmbH, Neunkirchen 2 25 0 Energieversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn 10 25.438 3.552 Entwicklungsgesellschaft Neu-Oberhausen mbH-ENO, Oberhausen 2 679 -1.055 Erdgas Münster GmbH, Münster 5 5.894 10.8272 Erdgas Westthüringen Beteiligungsgesellschaft mbH, Bad Salzungen 10 27.223 5.042 ESV-ED GmbH & Co. KG, Buchloe 4 176 52 European Energy Exchange AG, Leipzig 4 119.701 13.6832 Fernkälte Geschäftsstadt Nord GbR, Hamburg 10 0 0 GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen 10 61 3 GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen 10 41.000 39.464 Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Neheim-Hüsten GmbH, Arnsberg 7 1.249 107 Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg 1 804 -1.855 GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH, Köln 15 43.738 1.327 High-Tech Gründerfonds II GmbH & Co. KG, Bonn 1 33.265 0 Hubject GmbH, Berlin 17 2.602 -2.652 IZES gGmbH, Saarbrücken 9 634 5 KEV Energie GmbH, Kall 2 457 0 Kreis-Energie-Versorgung Schleiden GmbH, Kall 2 7.598 0 LEW Bürgerenergie e.G., Augsburg 0 381 -43 Neckar-Aktiengesellschaft, Stuttgart 12 10.179 0 Neustromland GmbH & Co. KG, Saarbrücken 5 3 Nordsee One GmbH, Hamburg 15 11.300 -1.279 Ökostrom Saar Biogas Losheim KG, Merzig 10 -437 -102 Oppenheim Private Equity Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln 29 29 5.218 2.393 Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien 10 54 0 Parque Eólico Escorpio, S.A., Oviedo/Spanien 10 535 -3 Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spanien 10 138 0 Parque Eólico Sagitario, S.L., Oviedo/Spanien 10 125 -2 PEAG Holding GmbH, Dortmund 12 12 14.723 1.064 pro regionale energie eG, Diez 2 1.407 29 Promocion y Gestion Cancer, S.L., Oviedo/Spanien 10 65 0 PSI AG für Produkte und Systeme der Informationstechnologie, Berlin 18 78.919 639 REV LNG, LLC, Ulysses/USA 5 3 ROSOLA Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Alzenau KG, Düsseldorf 100 1.333 426 SALUS Grundstücks-Vermietungsges. mbH & Co. Objekt Leipzig KG, Düsseldorf 100 -21 14 Sdruzení k vytvorení a vyuzívání digitální technické mapy mesta Pardubic, Pardubice/Tschechien 12 5 -1 SE SAUBER ENERGIE GmbH & Co. KG, Köln 17 961 108 SE SAUBER ENERGIE Verwaltungs-GmbH, Köln 17 112 7 Solarpark Freisen "Auf der Schwann" GmbH, Nohfelden 15 3 Solarpark St. Wendel GmbH, St. Wendel 15 1.046 93 SolarRegion RengsdorferLAND eG, Rengsdorf 2 320 18 Stadtmarketing-Gesellschaft Gelsenkirchen mbH, Gelsenkirchen 2 34 50 Stadtwerke Detmold GmbH, Detmold 12 31.495 0 Stadtwerke ETO GmbH & Co. KG, Telgte 3 31.190 4.338 Stadtwerke Porta Westfalica GmbH, Porta Westfalica 12 9.067 61 Stadtwerke Sulzbach GmbH, Sulzbach 15 11.431 1.697 Stadtwerke Tecklenburger Land Energie GmbH, Ibbenbüren 15 3 Stadtwerke Tecklenburger Land GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 1 3 Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen 18 16.387 1.726 Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH, Völklingen 18 7.301 2.563 Store-X storage capacity exchange GmbH, Leipzig 12 817 261 SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier 19 51.901 4.469 SWTE Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 1 3 Technische Werke Delitzsch GmbH, Delitzsch 18 3 Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich 5 932 118 TGZ Halle TECHNOLOGIE- UND GRÜNDERZENTRUM HALLE GmbH, Halle (Saale) 15 14.405 116 Transport- und Frischbeton-GmbH & Co. KG Aachen, Aachen 17 390 134 Trianel GmbH, Aachen 3 86.463 2.103 Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf 43 43 7.752 2.461 Umspannwerk Lübz GbR, Lübz 18 14 4 Union Group, a.s., Ostrava/Tschechien 2 91.448 0 Untermain ErneuerbareEnergien GmbH & Co. KG, Raunheim 17 62 -38 URSUS, Warschau/Polen 1 -114.463 -1.192 WASSERWERKE PADERBORN GmbH, Paderborn 10 24.105 0 WiN Emscher-Lippe Gesellschaft zur Strukturverbesserung mbH, Herten 2 139 -334 Windpark Saar GmbH & Co. Repower KG, Freisen 10 8.863 567 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar 4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung 5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB 6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung 7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen 8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2014 in % Anteil 31.12.2013 in % Veränderung Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Energis GmbH, Saarbrücken 72 64 8 NEW AG, Mönchengladbach 40 44 -4 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 90 10 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 69 69 0 STADTWERKE DÜREN GMBH, Düren 50 75 -25 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 89 11 RWE Innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 51 100 -49 Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity Methode bilanziert sind SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn 30 38 -8 Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund 40 47 -7 WestEnergie und Verkehr GmbH, Dortmund 99 50 49 Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien 31 33 -2 Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2014 in % Anteil 31.12.2013 in % Veränderung Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind DEA UK Upstream Limited, London/Großbritannien 100 100 Essent Newco B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 Inhome Energy Care N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien 100 100 RWE Group Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande 100 100 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 100 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 100 Zugänge von gemeinschaftlichen Tätigkeiten EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg 49 49 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 49 49 Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Kerpen 49 49 Wechsel von verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind GISA GmbH, Halle (Saale) 24 75 -51 Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2014 in % Anteil 31.12.2013 in % Veränderung Wechsel von verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu sonstigen Beteiligungen Nordsee One GmbH, Hamburg 15 100 -85 Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Biomasse Sicilia S.p.A., Enna/Italien 100 -100 Delta Gasservice B.V., Middelburg/Niederlande 100 -100 Dorcogen B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Energy Direct Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Energy Direct Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 envia AQUA GmbH, Chemnitz 100 -100 Essent Energie Productie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 Essent Newco B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -100 EWK Nederland B.V., Groningen/Niederlande 100 -100 GBV Dreizehnte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH & Co. KG, Gundremmingen 94 -94 ICS adminservice GmbH, Leuna 100 -100 Jihomoravská plynárenská, a.s., Brno/Tschechien 100 -100 JMP DS, s.r.o, Brno/Tschechien 100 -100 MEWO Wohnungswirtschaft GmbH & Co. KG, Halle (Saale) 100 -100 Restabwicklung SNR 300 GmbH, Essen 100 -100 RWE Innogy Grebbin Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Obere Warnow (OT Grebbin) 100 -100 RWE Interni služby, s.r.o., Prag/Tschechien 100 -100 RWE IT Slovakia s.r.o., Košice/Slowakei 100 -100 RWE Key Account CZ, s.r.o., Prag/Tschechien 100 -100 RWE Kundenservice GmbH, Bochum 100 -100 RWE Turkey Holding A.S., Istanbul/Türkei 100 -100 Severomoravská plynárenská, a.s., Ostrava/Tschechien 100 -100 SPER S.p.A., Enna/Italien 70 -70 Süwag Wasser GmbH, Frankfurt am Main 100 -100 Východoceská plynárenská, a.s., Prag/Tschechien 100 -100 Yorkshire Energy Limited, Bristol/Großbritannien 100 -100 Abgänge von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity Methode bilanziert sind Przedsiêbiorstwo Wodociagów i Kanalizacji Sp. z o.o., Dabrowa Górnica/Polen 34 -34 Abgänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Fovarosi Gazmuvek Zrt., Budapest/Ungarn 50 -50 Sampi Anlagen-Vermietungs GmbH & Co. Objekt Meerbusch KG, Mainz 100 -100 Stadtwerke Meinerzhagen GmbH, Meinerzhagen 27 -27 Südwestfalen Energie und Wasser AG, Hagen 19 -19 4.8 ORGANE (TEIL DES ANHANGS) Stand: 20. Februar 2015 Aufsichtsrat Dr. Manfred Schneider Köln Vorsitzender Geburtsjahr: 1938 Mitglied seit: 10. Dezember 1992 Mandate: • Linde AG (Vorsitz) Frank Bsirske1 Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: • Deutsche Bank AG • Deutsche Postbank AG • IBM Central Holding GmbH - KfW Bankengruppe Werner Bischoff1, 2 Monheim am Rhein Ehem. Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1947 - bis 30. Juni 2014 - Mandate: • RWE Dea AG Reiner Böhle1 Witten Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Deutschland Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Mandate: • RWE Deutschland AG Dr. Werner Brandt Bad Homburg Unternehmensberater, ehem. Mitglied des Vorstands der SAP SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Deutsche Lufthansa AG • OSRAM Licht AG • ProSiebenSat.1 Media AG (Vorsitz) - Qiagen N.V. (Vorsitz) Dieter Faust1 Eschweiler Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1958 Mitglied seit: 1. August 2005 Mandate: • RWE Generation SE • RWE Power AG Roger Graef Bollendorf Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Geburtsjahr: 1943 Mitglied seit: 20. April 2011 Arno Hahn1 Waldalgesheim Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 1. Juli 2012 Mandate: • RWE Vertrieb AG Manfred Holz1 Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: • RWE Generation SE Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Essen Vizepräsident des Bundesverbands der Deutschen Industrie Geburtsjahr: 1947 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: • Airbus Defence and Space GmbH • National-Bank AG • ThyssenKrupp AG • Voith GmbH (Vorsitz) - Airbus N.V. Frithjof Kühn Sankt Augustin Landrat a. D. Geburtsjahr: 1943 Mitglied seit: 1. Februar 2010 Hans Peter Lafos1 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 Deutschland AG • RWE Generation SE • RWE Power AG Christine Merkamp1 Köln Mitglied des Konzernsprecherausschusses von RWE Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2011 Dagmar Mühlenfeld Mülheim an der Ruhr Oberbürgermeisterin der Stadt Mülheim an der Ruhr Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 4. Januar 2005 Mandate: • RW Holding AG (Vorsitz) - Beteiligungsholding Mülheim an der Ruhr GmbH - Flughafen Essen/Mülheim GmbH (Vorsitz) - medl GmbH (Vorsitz) - Mülheim & Business GmbH (Vorsitz) - Sparkasse Mülheim an der Ruhr AöR Dagmar Schmeer1 Saarbrücken Referentin Netzservice der VSE Verteilnetz GmbH Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 9. August 2006 Mandate: • VSE AG Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Krefeld Ehem. Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG Geburtsjahr: 1941 Mitglied seit: 13. April 2006 Mandate: • MAN SE Dr. Wolfgang Schüssel Wien Bundeskanzler a. D. Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: - Bertelsmann Stiftung Ullrich Sierau Dortmund Oberbürgermeister der Stadt Dortmund Geburtsjahr: 1956 Mitglied seit: 20. April 2011 Mandate: • Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21) (Vorsitz) • Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz) • KEB Holding AG (Vorsitz) - Klinikum Dortmund gGmbH (Vorsitz) - KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH - Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG - Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski1 Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG • KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH • RAG AG • RAG Deutsche Steinkohle AG • RWE Generation SE • RWE Power AG Manfred Weber1, 2 Wietze Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Dea AG Geburtsjahr: 1947 - bis 30. Juni 2014 - Mandate: • RWE Dea AG Dr. Dieter Zetsche Stuttgart Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG Geburtsjahr: 1953 Mitglied seit: 16. Juli 2009 Leonhard Zubrowski1 Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Generation Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: • RWE Generation SE • Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten - Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen 1 Vertreter der Arbeitnehmer 2 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens. Ausschüsse des Aufsichtsrats Präsidium des Aufsichtsrats Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) Reiner Böhle - seit 19. September 2014 - Frank Bsirske Manfred Holz Dagmar Mühlenfeld Dagmar Schmeer - bis 9. September 2014 - Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Dr. Wolfgang Schüssel Manfred Weber - bis 30. Juni 2014 - Leonhard Zubrowski - seit 6. August 2014 - Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) Werner Bischoff - bis 30. Juni 2014 - Frank Bsirske Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Ralf Sikorski - seit 6. August 2014 - Personalausschuss Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) Reiner Böhle Frank Bsirske Dieter Faust Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Frithjof Kühn Prüfungsausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Werner Bischoff - bis 30. Juni 2014 - Dieter Faust Arno Hahn Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Ullrich Sierau Ralf Sikorski - seit 6. August 2014 - Nominierungsausschuss Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Frithjof Kühn Vorstand Peter Terium (Vorstandsvorsitzender) Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012, bestellt bis zum 31. August 2016 Mandate: • RWE Dea AG (Vorsitz) • RWE IT GmbH (Vorsitz) • RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz) Dr. Rolf Martin Schmitz (stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Vorstand Operative Steuerung) Stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 31. Januar 2019 Mandate: • RheinEnergie AG • RWE Deutschland AG (Vorsitz) • RWE Generation SE (Vorsitz) • RWE Power AG (Vorsitz) • Süwag Energie AG (Vorsitz) • TÜV Rheinland AG - Essent N. V. - Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH - KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG Dr. Bernhard Günther (Finanzvorstand) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012, bestellt bis zum 30. Juni 2017 Mandate: • RWE Deutschland AG • RWE Generation SE • RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz) • RWE Power AG Uwe Tigges (Personalvorstand und Arbeitsdirektor) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Januar 2013, bestellt bis zum 31. Dezember 2015 Mandate: • Amprion GmbH • RWE Group Business Services GmbH • RWE Pensionsfonds AG • RWE Service GmbH (Vorsitz) - VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e. V. • Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten - Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen 4.9 BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS An die RWE Aktiengesellschaft, Essen Vermerk zum Konzernabschluss Wir haben den beigefügten Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung, Bilanz, Kapitalflussrechnung, Veränderung des Eigenkapitals und Anhang für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2014 - geprüft. Verantwortung des Vorstands für den Konzernabschluss Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung dieses Konzernabschlusses. Diese Verantwortung umfasst, dass dieser Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften aufgestellt wird und unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Der Vorstand ist auch verantwortlich für die internen Kontrollen, die er als notwendig erachtet, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist. Verantwortung des Abschlussprüfers Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage unserer Prüfung ein Urteil zu diesem Konzernabschluss abzugeben. Wir haben unsere Abschlussprüfung in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Danach haben wir die Berufspflichten einzuhalten und die Abschlussprüfung so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der Konzernabschluss frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Eine Abschlussprüfung umfasst die Durchführung von Prüfungshandlungen, um Prüfungsnachweise für die im Konzernabschluss enthaltenen Wertansätze und sonstigen Angaben zu erlangen. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Abschlussprüfers. Dies schließt die Beurteilung der Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss ein. Bei der Beurteilung dieser Risiken berücksichtigt der Abschlussprüfer das interne Kontrollsystem, das relevant ist für die Aufstellung eines Konzernabschlusses, der ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt. Ziel hierbei ist es, Prüfungshandlungen zu planen und durchzuführen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit des internen Kontrollsystems des Konzerns abzugeben. Eine Abschlussprüfung umfasst auch die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden und der Vertretbarkeit der von dem Vorstand ermittelten geschätzten Werte in der Rechnungslegung sowie die Beurteilung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen. Prüfungsurteil Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des Konzernabschlusses zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2014 sowie der Ertragslage für das an diesem Stichtag endende Geschäftsjahr. Vermerk zum Konzernlagebericht Wir haben den beigefügten Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2014 geprüft. Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit den nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften. Wir haben unsere Prüfung in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB und unter Beachtung der für die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Danach ist die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der zusammengefasste Lagebericht mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Abschlussprüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des zusammengefassten Lageberichts zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung des Konzernabschlusses und zusammengefassten Lageberichts gewonnenen Erkenntnisse steht der zusammengefasste Lagebericht 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 21. Februar 2015 PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer FÜNFJAHRESÜBERSICHT RWE-Konzern1 scroll 2014 2013 2012 2011 2010 Außenumsatz Mio. € 48.468 52.425 53.227 51.686 53.320 Ergebnis EBITDA Mio. € 7.131 7.904 9.314 8.460 10.256 Betriebliches Ergebnis Mio. € 4.017 5.369 6.416 5.814 7.681 Ergebnis vor Steuern Mio. € 2.246 -2.016 2.230 3.024 4.978 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 1.704 -2.757 1.306 1.806 3.308 Ergebnis je Aktie € 2,77 -4,49 2,13 3,35 6,20 Nachhaltiges Nettoergebnis Mio. € 1.282 2.314 2.457 2.479 3.752 Nachhaltiges Nettoergebnis je Aktie € 2,09 3,76 4,00 4,60 7,03 Eigenkapitalrentabilität % 17,2 -17,1 10,2 12,6 23,1 Umsatzrentabilität % 7,2 -1,8 6,9 8,3 12,3 Wertmanagement Return on Capital Employed (ROCE) % 8,4 10,6 12,0 10,9 14,4 Wertbeitrag Mio. € -277 811 1.589 1.286 2.876 Betriebliches Vermögen (Capital Employed) Mio. € 47.711 50.646 53.637 53.279 53.386 Cash Flow/Investitionen/Abschreibungen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. € 5.556 4.803 4.395 5.510 5.500 Free Cash Flow Mio. € 2.311 960 -686 -843 -879 Investitionen einschließlich Akquisitionen Mio. € 3.440 3.978 5.544 7.072 6.643 Davon: in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. € 3.245 3.848 5.081 6.353 6.379 Abschreibungen und Anlagenabgänge Mio. € 3.369 8.121 5.343 3.632 3.410 Anlagenabnutzungsgrad % 62,6 61,6 59,0 58,5 61,8 Free Cash Flow je Aktie € 3,76 1,56 -1,12 -1,56 -1,65 Vermögens-/Kapitalstruktur Langfristiges Vermögen Mio. € 54.224 56.905 63.338 63.539 60.465 Kurzfristiges Vermögen Mio. € 32.092 24.476 24.840 29.117 32.612 Bilanzielles Eigenkapital Mio. € 11.772 12.137 16.489 17.082 17.417 Langfristige Schulden Mio. € 46.324 47.383 47.445 44.391 45.162 Kurzfristige Schulden Mio. € 28.220 21.861 24.244 31.183 30.498 Bilanzsumme Mio. € 86.316 81.381 88.178 92.656 93.077 Anlagenintensität % 50,9 58,6 59,1 56,0 53,4 Umlaufintensität % 37,2 30,1 28,2 31,4 35,0 Vermögensdeckungsgrad % 107,1 104,6 100,9 96,7 103,5 Eigenkapitalquote % 13,6 14,9 18,7 18,4 18,7 Nettofinanzschulden Mio. € 8.519 10.320 12.335 12.239 11.904 Nettoschulden Mio. € 31.010 30.727 33.015 29.948 28.964 Verschuldungsfaktor 3,82 3,52 3,5 3,5 2,8 1 Siehe Anmerkungen zur Berichtsweise auf Seite 41 2 Bereinigter Wert, siehe Seite 64 RWE-Konzern1 scroll 2014 2013 2012 2011 2010 Mitarbeiter Mitarbeiter zum Jahresende2 59.784 64.896 70.208 72.068 70.856 Forschung & Entwicklung F&E-Aufwendungen Mio. € 110 151 150 146 149 F&E-Mitarbeiter 390 430 450 410 360 Emissionsbilanz CO2 -Ausstoß Mio. Tonnen 155,2 163,9 179,8 161,9 164,9 Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Mio. Tonnen 5,8 7,4 121,4 116,6 115,1 Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten Mio. Tonnen 148,33 156,5 58,4 45,3 49,8 Spezifische CO2-Emissionen Tonnen/MWh 0,745 0,751 0,792 0,787 0,732 RWE Aktiengesellschaft scroll 2014 2013 2012 2011 2010 Dividende/Ausschüttung Ausschüttung Mio. € 6154 615 1.229 1.229 1.867 Dividende je Aktie € 1,004 1,00 2,00 2,00 3,50 Börsenkennzahlen Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. € 15,5 16,2 19,1 16,6 28,0 Langfristiges Kreditrating Moody's Baa1 Baa1 A3 A3 A2 Ausblick stabil stabil negativ negativ negativ Standard & Poor's BBB+ BBB+ BBB+ A- A Ausblick stabil stabil stabil negativ negativ 1 Siehe Anmerkungen zur Berichtsweise auf Seite 41 2 Umgerechnet in Vollzeitstellen 3 Die Türkei nimmt nicht am Europäischen Emissionsrechtehandel teil, daher werden unsere dortigen Emissionen in Höhe von 1,1 Mio. Tonnen bei der Ermittlung der Unterausstattung nicht berücksichtigt. 4 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2014 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 23. April 2015 IMPRESSUM RWE Aktiengesellschaft Opernplatz 1 45128 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail [email protected] Investor Relations: Telefon +49 201 12-15025 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail [email protected] Konzernkommunikation: Telefon +49 201 12-15250 Telefax +49 201 12-15094 Satz und Produktion: CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf Fotografie: Catrin Moritz, Essen RWE Archiv Lektorat: Textpertise Heike Virchow, Hamburg Anne Fries | Lektorat & Übersetzungen, Düsseldorf Druck: D+L Printpartner GmbH, Bocholt RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V. Geschäftsberichte, Zwischenberichte und weitere Informationen über RWE erhalten Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 10. März 2015 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. Zukunftsbezogene Aussagen. Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie die wirtschaftliche und politische Entwicklung beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichts zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, so können die tatsächlichen von den erwarteten Ergebnissen abweichen. Eine Gewähr können wir für diese Angaben daher nicht übernehmen. Internetverweise. Inhalte von Internetseiten, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB. FINANZKALENDER scroll 23. April 2015 Hauptversammlung 24. April 2015 Dividendenzahlung 13. Mai 2015 Zwischenbericht über das erste Quartal 2015 13. August 2015 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2015 12. November 2015 Zwischenbericht über die ersten drei Quartale 2015 8. März 2016 Bericht über das Geschäftsjahr 2015 20. April 2016 Hauptversammlung 21. April 2016 Dividendenzahlung 1 2. Mai 201 6 Zwischenbericht über das erste Quartal 2016 11. August 2016 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2016 15. November 2016 Zwischenbericht über die ersten drei Quartale 2016 Die Hauptversammlung und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar. RWE Aktiengesellschaft Opernplatz 1 45128 Essen T +49 201 12-00 F +49 201 12-15199 I www.rwe.com

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