RWE AG — Annual Report 2015

Jul 25, 2016

Publication

RWE Power Aktiengesellschaft

Essen und Köln

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2015 bis zum 31.12.2015

Bericht über das Geschäftsjahr 2015 der RWE Power AG

Inhalt

Bilanz zum 31. Dezember 2015

Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit vom 1. Januar 2015 bis 31. Dezember 2015

Anhang

Lagebericht

1.	Geschäft und Rahmenbedingungen
2.	Wesentliche Vorgänge des Geschäftsjahres
3.	Geschäftsentwicklung
4.	Personal
5.	Forschung und Entwicklung
6.	Chancen und Risiken
7.	Prognosebericht
8.	Nachtragsbericht
9.	Erklärung zur Unternehmensführung

Bestätigungsvermerk

Bericht des Aufsichtsrats für das Geschäftsjahr 2015

Aufstellung des Anteilsbesitzes (§ 285 HGB) zum 31. Dezember 2015

Bilanz zum 31. Dezember 2015

Aktiva

	Anhang	31.12.2015	31.12.2014
		Mio. €	Mio. €
---	---	---	---
Anlagevermögen	(1)
Immaterielle Vermögensgegenstände		5	6
Sachanlagen		3.944	4.182
Finanzanlagen	(2)	10.595	10.608
		14.544	14.796
Vorabraum		3	2
Umlaufvermögen
Vorräte	(3)	615	610
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	(4)	3.022	3.291
Flüssige Mittel	(5)	2	2
		3.639	3.903
Rechnungsabgrenzungsposten		6	8
		18.192	18.709
Passiva
	Anhang	31.12.2015	31.12.2014
		Mio. C	Mio. C
Eigenkapital	(6)
Gezeichnetes Kapital		1.032	1.032
Kapitalrücklage		992	992
Gewinnrücklagen		13	1.375
		2.037	3.399
Sonderposten	(7)	47	47
Rückstellungen	(8)	13.362	11.744
Verbindlichkeiten	(9)	2.740	3.515
Rechnungsabgrenzungsposten	(10)	6	4
		18.192	18.709

Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015

	Anhang	2015	2014
		Mio. €	Mio. €
---	---	---	---
Umsatzerlöse	(15)	4.650	5.171
Strom-/ Erdgas- und Kohlesteuer	(16)	7	-5
Umsatzerlöse (inklusive Strom-/ Erdgas- und Kohlesteuer)		4.657	5.166
Bestandsveränderungen		0.1	1
Andere aktivierte Eigenleistungen		45	86
Sonstige betriebliche Erträge	(17)	583	634
		5.285	5.887
Materialaufwand	(18)	-2.469	--2.380
Personalaufwand	(19)	-1.122	-982
Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	(20)	-474	-462
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(21)	-686	-489
		-4.751	-4.313
		534	1.574
Ergebnis Finanzanlagen	(22)	191	296
Zinsergebnis	(23)	-2.071	-1.178
		--1.880	-882
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit		-1.346	692
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	(24)	330	-94
Aufwand aus Gewinnabführung		-346	-598
Jahresfehlbetrag		-1.362	-
Entnahme aus den Gewinnrücklagen		1.362	-
Bilanzgewinn		-	-

1 geringfügiger Betrag

Anhang

Allgemeine Grundlagen

Alleinige Gesellschafterin der RWE Power AG ist die RWE AG, Essen. Unsere Gesellschaft wird in den Konzernabschluss der RWE AG einbezogen, der nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt wird; dieser ist am Sitz des Mutterunternehmens erhältlich. Damit sind wir von der Verpflichtung befreit, einen Konzernabschluss und einen Konzernlagebericht aufzustellen.

Zwischen der RWE AG und der RWE Power AG besteht ein Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag.

RWE AG hat die Steuerung der Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken in Deutschland, Großbritannien, Türkei und den Niederlanden in der ab 1. Januar 2013 operativ tätigen RWE Generation SE, Essen gebündelt. RWE Generation SE wird ebenfalls als verbundenes Unternehmen in den Konzernabschluss der RWE AG einbezogen mit RWE AG als alleiniger Gesellschafterin.

Der Jahresabschluss ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs und des Aktiengesetzes aufgestellt worden.

RWE Power AG unterliegt als Energieversorgungsunternehmen den Vorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) in der Fassung vom 31. August 2015. Gemäß § 6b Abs. 1 EnWG besteht für den Jahresabschluss zum 31. Dezember 2015 die Offenlegungspflicht nach den für Kapitalgesellschaften geltenden Vorschriften des Handelsgesetzbuchs. Des Weiteren ergibt sich aus der Nichtanwendbarkeit von § 264 Abs. 3 HGB und § 264b HGB für RWE Power AG die Verpflichtung zur Erstellung eines Lageberichtes.

Von verbundenen Unternehmen wurden IT- und sonstige verschiedene Dienstleistungen im Umfang von 141 Mio. € im Sinne von § 6b Abs. 2 EnWG bezogen, die aus dem Rahmen der gewöhnlichen Energieversorgungstätigkeit herausfallen.

RWE Power AG ist ein im Sinne von § 3 Nr. 38 EnWG vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen mit der Folge der Kontentrennungspflicht nach § 6b Abs. 3 EnWG. Es bestehen ausschließlich Tätigkeiten innerhalb des Elektrizitätssektors gemäß § 6b Abs. 3 Satz 3 EnWG.

Zur Klarheit der Darstellung sind in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung einzelne Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt; die im Anhang genannten Beträge werden in Millionen Euro (Mio. €) angegeben.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Aktiva

Anlagevermögen

Erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten erfasst und linear entsprechend ihrer Nutzungsdauer abgeschrieben. Selbsterstellte immaterielle Vermögensgegenstände und Entwicklungskosten werden nicht aktiviert.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten abzüglich planmäßiger Abschreibungen bewertet. Die Herstellungskosten umfassen Einzelkosten und angemessene Gemeinkosten im Sinne des § 255 Abs. 2 HGB. Fremdkapitalzinsen sind nicht Bestandteil der Herstellungskosten. Die Abschreibungen für unsere typischen Anlagen basieren auf folgenden wirtschaftlichen Nutzungsdauern:

	Jahre
Gebäude	33 / 50
Technische Anlagen
- Thermische Kraftwerke	15 / 25
- Wasserkraftwerke	25 / 50
- Tagebaubereich	4 - 10 und 25
- Veredlungsbereich	15
Tagebauaufschlüsse	33 bzw. 35
Sonstige Versorgungsanlagen (einschließlich Fernwärme)	15 - 25

Planmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen für Zugänge bis zum 31. Dezember 2009 werden - soweit steuerlich zulässig - sowohl degressiv als auch linear vorgenommen. Bei der degressiven Abschreibungsmethode erfolgt der Wechsel auf die lineare Rechnung, sobald diese zu höheren Abschreibungsbeträgen führt. Für Zugänge ab dem 1. Januar 2010 wird grundsätzlich die lineare Methode angewendet. Auf Zugänge des Sachanlagevermögens werden Abschreibungen monatsgenau verrechnet. Vermögensgegenstände mit Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten bis einschließlich 150 € werden im Zugangsjahr voll abgeschrieben. Vermögensgegenstände mit Anschaffungskosten zwischen 150 € und 1.000 € werden auf Grund untergeordneter Bedeutung einem Sammelposten zugeführt und über fünf Jahre linear abgeschrieben. Tagebauaufschlüsse werden linear bzw. leistungsabhängig abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen werden vorgenommen, wenn eine voraussichtlich dauernde Wertminderung eingetreten ist.

Bei den Finanzanlagen sind die Anteile an verbundenen Unternehmen und die Beteiligungen zu Anschaffungskosten bzw. zu niedrigeren beizulegenden Werten bilanziert.

Die Wertpapiere des Anlagevermögens werden zu Anschaffungskosten oder einem niedrigeren beizulegenden Zeitwert angesetzt, wobei der jeweilige Börsen- oder Marktpreis am Bilanzstichtag herangezogen wird. Sofern es sich dabei um Zweckvermögen zur Absicherung von Pensionsverpflichtungen handelt, erfolgt die Saldierung des zum Zeitwert bewerteten Zweckvermögens mit der Rückstellung für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.

Verzinsliche Ausleihungen sind zum Nominalwert bilanziert; zinslose und niedrig verzinsliche Ausleihungen werden mit dem Barwert angesetzt, sofern keine gleichwertigen Vorteile gegenüberstehen. In Einzelfällen wird auf den niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben.

Vorabraum

Die Bewertung erfolgt auf der Basis der Herstellungskosten unter Einbeziehung angemessener Gemeinkosten. Der Abraumverbrauch wird nach dem Fifo-Verfahren ermittelt.

Umlaufvermögen

CO2-Emissionsrechte werden als immaterielle Vermögensgegenstände des Umlaufvermögens unter den Vorräten bilanziert. Die von der deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) kostenlos ausgegebenen Zertifikate werden mit einem Merkposten von 1 € angesetzt. Die zugekauften Emissionsrechte sind zu durchschnittlichen Anschaffungskosten aktiviert. Die Bestandsbewertung der CO2-Emissionsrechte erfolgt am Bilanzstichtag zu den durchschnittlichen Anschaffungskosten oder zum niedrigeren Börsenwert.

Vorräte werden auf der Basis von Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten - im Wesentlichen mit dem gewogenen gleitenden Durchschnittswert - unter Berücksichtigung des Niederstwertprinzips bewertet. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer und geminderter Verwertbarkeit ergeben, wird durch Wertabschläge Rechnung getragen. Die Herstellungskosten umfassen neben den Einzelkosten auch notwendige Gemeinkosten. Das Wahlrecht nach § 255 Abs. 2 Satz 3 HGB zum Ansatz von freiwilligen sozialen Leistungen und Kosten der betrieblichen Altersversorgung wird nicht angewendet. Fremdkapitalzinsen sind nicht Bestandteil der Herstellungskosten.

Die unter den Vorräten ausgewiesenen Kernbrennelemente werden zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Abschreibungen werden arbeitsabhängig nach Maßgabe des Verbrauchs und leistungsabhängig nach Maßgabe der Nutzungsdauer des Reaktors vorgenommen.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert unter Abzug gebotener Einzelwertberichtigungen angesetzt. Sofern es sich dabei um Zweckvermögen zur Absicherung von Pensionsverpflichtungen handelt, erfolgt die Saldierung mit der Rückstellung für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.

Flüssige Mittel sind zum Nennwert angesetzt.

Als aktive Rechnungsabgrenzungsposten sind Auszahlungen vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Aufwand für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Passiva

Eigenkapital

Das Eigenkapital wird zum Nennwert bilanziert.

Sonderposten

Die RWE Power AG nimmt das Beibehaltungswahlrecht nach Art. 67 Abs. 3 Satz 1 EGHGB in Anspruch. Seit dem 1. Januar 2010 werden keine neuen Sonderposten mit Rücklageanteil gebildet.

Der Unterschiedsbetrag zwischen den nur steuerrechtlich zulässigen Abschreibungen und den handelsrechtlichen Normalabschreibungen auf Vermögensgegenstände des Anlagevermögens ist als Sonderposten mit Rücklageanteil ausgewiesen worden.

Die steuerfreien Zulagen und die steuerpflichtigen Zuschüsse der öffentlichen Hand sind als Sonderposten für Investitionszuwendungen zum Anlagevermögen passiviert. Die steuerfreien Zulagen werden linear entsprechend der Nutzungsdauer der zulagenbegünstigten Vermögensgegenstände, die steuerpflichtigen Zuschüsse abschreibungskonform verrechnet.

Zuschüsse der öffentlichen Hand für ab 2004 angeschaffte Vermögensgegenstände werden unmittelbar erfolgswirksam vereinnahmt.

Rückstellungen

Bei der Bemessung der Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken und ungewissen Verbindlichkeiten Rechnung getragen. Der Wertansatz erfolgt in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages unter Berücksichtigung geschätzter künftiger Kostensteigerungen. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Jahre restlaufzeitadäquat abgezinst.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie die unter den Sonstigen Rückstellungen ausgewiesenen Rückstellungen für Jubiläumszuwendungen und für Personalanpassungsmaßnahmen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der „Richttafeln 2005 G" von Prof. Dr. Klaus Heubeck - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren (Pro-jected Unit Credit-Methode) gebildet. Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden zum Bilanzstichtag mit dem von der deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen sieben Jahre abgezinst, der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt (§ 253 Abs. 2 Satz 2 HGB); der Zinssatz im Dezember 2015 beträgt 3,89 0/0 (Vorjahr 4,53 %). Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden folgende jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen und Rentensteigerungen zu Grunde gelegt:

Rechnungsannahmen in Prozent	Lohn- und Gehaltsteigerungen		Rentensteigerungen
31.12.2015	31.12.2014	31.12.2015	31.12.2014
---	---	---	---	---
Pensionsverpflichtungen	2,35%	2,35%	1,60%	1,60%
Deputatverpflichtungen	1,60%	1,60%	1,60%	1,60%
Restrukturierungsmaßnahmen	1,00%	1,00%	1,00%	1,00%
Altersteilzeit	2,10%	2,10%
Jubiläumsverpflichtungen	2,10%	2,10%

Die Pensionsrückstellungen umfassen neben den vertraglich zugesagten Barbezügen Rückstellungen für Deputatverpflichtungen, die auf der Basis des Ablösebetrages bzw. der Selbstkosten bewertet werden.

Die Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich basiert auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen sowie den Betriebsgenehmigungen der Kernkraftwerke und ist mit dem abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert.

Die bergbaubedingte Rückstellung gründet auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen und wird mit dem abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert.

Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten werden zum Erfüllungsbetrag angesetzt.

Die Wertansätze der Eventualverbindlichkeiten entsprechen dem am Bilanzstichtag bestehenden Haftungsumfang.

Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Als passive Rechnungsabgrenzungsposten sind vor dem Abschlussstichtag erhaltene Zahlungen angesetzt, soweit sie Ertrag für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Währungsumrechnung

Geschäftsvorfälle in fremder Währung werden grundsätzlich mit dem Kurs zum Zeitpunkt der Erstverbuchung, bei Deckung durch Termingeschäfte mit dem Sicherungskurs bewertet. Verluste aus Kursänderungen werden ergebniswirksam berücksichtigt, sofern keine Bewertungseinheit besteht.

Latente Steuern

Auf Grund der ertragsteuerlichen Organschaft der RWE Power AG mit der RWE AG bilanziert RWE Power AG als Organgesellschaft keine latenten Steuern.

Energiesteuer

In der Gewinn- und Verlustrechnung ist in einem gesonderten Posten nach den Umsatzerlösen die unmittelbar geschuldete Erdgassteuer sowie die geschuldete Kohle- und Stromsteuer ausgewiesen. Die über Zukäufe gezahlte Erdgassteuer ist im Materialaufwand enthalten.

Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die Entwicklung der einzelnen Posten des Anlagevermögens ergibt sich aus dem Anlagenspiegel auf der Seite 28.

(2) Finanzanlagen

Die sonstigen Ausleihungen verringern sich um 11 Mio. € und betreffen im Wesentlichen die Tilgung zinsloser und verzinslicher Mitarbeiterdarlehen.

Eine Aufstellung des vollständigen Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 HGB befindet sich auf den Seiten 72 und 73.

(3) Vorräte

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
CO2-Emissionsrechte	49	31
Kernbrennelemente	117	139
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	425	400
Unfertige Erzeugnisse, unfertige Leistungen	21	23
Fertige Erzeugnisse und Waren	3	3
Geleistete Anzahlungen	-	14
	615	610

(4) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

in Mio. €	31.12.2015	davon RLZ1 > 1 Jahr	31.12.2014	davon RLZ1 > 1 Jahr
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	21		14
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	2776		2.973
Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	104		166
Sonstige Vermögensgegenstände	121	31	138	31
	3.022	31	3.291	31

1 RLZ=Restlaufzeit

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen beinhalten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 378 Mio. € (Vorjahr 263 Mio. €) und das verzinsliche Verrechnungskonto mit der RWE AG in Höhe von 223 Mio. € (Vorjahr 740 Mio. €). Das Finanzierungsmittelkonto mit der RWE Generation SE weist einen Betrag von 2.122 Mio. € (Vorjahr 1.871 Mio. €) auf.

Von den Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, entfallen 77 Mio. € (Vorjahr 147 Mio. €) auf Lieferungen und Leistungen.

(5) Flüssige Mittel

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Kassenbestand	.1	.1
Guthaben bei Kreditinstituten	2	2
	2	2

1 Betrag in geringer Höhe

(6) Eigenkapital

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Gezeichnetes Kapital	1.032	1.032
Kapitalrücklage	992	992
Gewinnrücklagen, andere	13	1.375
	2.037	3.399

Das gezeichnete Kapital ist eingeteilt in 1.032.000 auf den Inhaber lautende Stückaktien, die zu 100 % von der RWE AG gehalten werden.

Die bislang in den Gewinnrücklagen enthaltenen Überdeckungsbeträge der langfristigen Rückstellungen aus der im Geschäftsjahr 2010 vorgenommenen erfolgsneutralen Umbewertung gemäß Art. 67 Abs. 1 Satz 3 des Einführungsgesetzes zum Handelsgesetzbuch (EGHGB) wurden in Höhe von 1.362 Mio. € aufgelöst.

(7) Sonderposten

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Sonderposten mit Rücklageanteil
Steuerrechtliche Rücklagen	.1	.1
Steuerrechtliche Abschreibungen	40	41
	40	41
Sonderposten für Investitionszuwendungen zum Anlagevermögen
Steuerpflichtige Zuschüsse	7	6
Steuerfreie Zulagen	.1	.1
	7	6
	47	47

1 Betrag in geringer Höhe

Die steuerrechtlichen Rücklagen wurden bis zum 31. Dezember 2009 gemäß § 6b und § 7c EStG gebildet.

Die steuerrechtlichen Abschreibungen wurden bis zum 31. Dezember 2009 gemäß §§ 6b, 7b, 7d, 51 EStG - Konjunkturmaßnahmen -, §§ 79, 82, 82a, 82e EStDV und gemäß § 4 Fördergebietsgesetz vorgenommen.

Die Veränderung des Sonderpostens mit Rücklageanteil hat das Ergebnis des Geschäftsjahres mit 1 Mio. € positiv beeinflusst.

(8) Rückstellungen

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	478	420
Verrechnung des Zweckvermögens	-239	-218
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen nach Verrechnung	239	202
Steuerrückstellungen	-	8
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich abzüglich geleisteter Anzahlungen	9.011	7.959
(geleistete Anzahlungen in Höhe von)	(691)	(664)
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.299	1.882
Sonstige Rückstellungen	1.813	1.693
	13.362	11.744

Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich: Die Rückstellung setzt sich zusammen aus der Verpflichtung zur Entsorgung von Brennelementen, der Rückstellung für die Stilllegung sowie der Rückstellung für sonstige Entsorgungsmaßnahmen.

Die Rückstellung für Entsorgung von Brennelementen wird abbrandabhängig (Arbeitsanteil) bzw. zeitanteilig über 19 Jahre (Leistungsanteil) angesammelt. Sie umfasst die Kosten der Entsorgungswege der Wiederaufarbeitung sowie die Kosten der direkten Endlagerung. Zugehörige Kosten für Transporte und Behälter, für Zwischenlagerung und Konditionierung sind basierend auf Verträgen und Schätzungen interner und externer Experten ebenso erfasst wie die auf Angaben des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) beruhenden Kosten für die Endlagerung einschließlich der Kosten für die Suche und Auswahl eines Standortes für wärmeentwickelnde Abfälle.

Die Rückstellung für die Stilllegung der Kernkraftwerksanlagen, für die wir die atomrechtliche Verantwortung haben, wird über einen Zeitraum von 25 Jahren angesammelt. Der Kostenermittlung liegen externe Fachgutachten für den direkten Rückbau der Anlagen zu Grunde. Diese umfassen alle Kosten für die Rückbau-verpflichtungen, die nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebes anfallen, einschließlich der Kosten für Restbetrieb, Konditionierung, Behälter, Zwischenlagerung und Transporte. Darüber hinaus werden auch hier Endlagerkosten berücksichtigt.

Die Rückstellung für sonstige Entsorgungsmaßnahmen wird für die Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle gebildet. Hierzu gehören neben den Kosten für Konditionierung, Behälter, Zwischenlagerung und Transporte auch die Kosten für die Endlagerung.

In der bergbaubedingten Rückstellung werden die am Bilanzstichtag bestehenden Verpflichtungen aus verursachten bzw. bereits eingetretenen Bergschäden sowie die Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung erfasst. Dabei werden alle bei der Bilanzerstellung erkennbaren Risiken berücksichtigt. Die bergbaubedingte Rückstellung wird aufgrund öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen gebildet, die im Wesentlichen auf dem Bundesberggesetz basieren und vor allem in Betriebsplänen und wasserrechtlichen Erlaubnisbescheiden konkretisiert werden. Soweit die Verpflichtung durch Kohleförderung wirtschaftlich verursacht ist, wird eine ratierliche Ansammlung vorgenommen. Des Weiteren sind Verpflichtungen für die Verlegung von Übertageobjekten berücksichtigt, die aus den im Rahmen des Braunkohlenabbaus notwendigen Umsiedlungen von Ortschaften und Verlegungen von sonstigen Infrastruktureinrichtungen wie Straßen, Bahnlinien, Flüssen oder Versorgungsleitungen resultieren.

Die sonstigen Rückstellungen sind im Wesentlichen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften, für die Rückgabeverpflichtung von CO2-Rechten, für Verpflichtungen aus Restrukturierungsmaßnahmen, für Verpflichtungen aus Strombeschaffung und -abgabe, für Verpflichtungen aus dem Personalbereich, für die finanzielle Absicherung einer nicht-atomrechtlichen Verpflichtung aus der Stilllegung von Kernkraftwerksprojekten und für andere ungewisse Verbindlichkeiten gebildet.

(9) Verbindlichkeiten

in Mio. €	31.12.2015	davon RLZ2 <1 Jahr	davon RLZ2 1-5 Jahre	davon RLZ2 >5 Jahre	31.12.2014
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2	2			.1
Erhaltene Anzahlungen	2	2			3
Verbindlichkeiten aus Liefe-rungen und Leistungen	286	283	3	.1	327
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	2.210	2.210			2.913
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	87	45	17	25	79
Sonstige Verbindlichkeiten	153	116	27	10	193
davon aus Steuern 3	(26)	(26)			(38)
davon im Rahmen der sozialen Sicherheit	.1	.1			.1
	2.740	2.658	47	35	3.515

1 Betrag in geringer Höhe

2 RLZ = Restlaufzeit

3 Vbl. aus einbeh. Lohn- u. KiSt + Noch abzuführende Strom- und Erdgassteuer

Von den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen entfallen 368 Mio. € (Vorjahr 321 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, 32 Mio. € (Vorjahr 20 Mio. €) auf Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen.

(10) Rechnungsabgrenzungsposten

Die Rechnungsabgrenzungsposten entfallen fast vollständig auf die Abgrenzung verschiedener Vorauseinnahmen.

(11) Haftungsverhältnisse

in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen	1.417	1.209
davon gegenüber verbundenen Unternehmen	(1.412)	(1.204)
Verbindlichkeiten aus Bürgschaften IIIII	137	126.335
	1.554	1.335

Aus den bei der RWE AG bilanzierten Pensionsverpflichtungen ergibt sich auf Grund der bei der RWE Power AG liegenden wirtschaftlichen Be- und Entlastungen eine Gewährleistungsverpflichtung von 1.388 Mio. € (Vorjahr 1.181 Mio. €).

Aufgrund der bisher erfolgten Übertragungen von bestimmten Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG besteht für den Fall einer möglichen zukünftigen Unterdeckung des Pensionsfonds eine gesetzliche Nachschuss-verpflichtung in der Eigenschaft als Arbeitgeber.

Im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement (CTA) wurden im Geschäftsjahr 2008 Vermögenswerte auf einen Treuhänder, den RWE Pensionstreuhand e.V., zur externen Finanzierung von Teilen der betrieblichen Altersversorgung übertragen. Zum Ende des Geschäftsjahres beträgt der Buchwert des treuhänderisch gebundenen Vermögens der RWE Power AG 232 Mio. €. Davon entfallen 228 Mio. € auf Wertpapiere (Fondsanteile) und 4 Mio. € auf Bankbestände (Treuhandkonto). Mit der Bewertungsumstellung nach BiIMoG werden beide Beträge mit der Pensionsverpflichtung saldiert. Die Anschaffungskosten der Fondsanteile betragen 197 Mio. €.

Gegenüber E.I. du Pont de Nemours and Company, Wilmington/Delaware, USA, besteht eine Rückbürgschaft in Höhe von 97 Mio. € (105 Mio. US-$) für Kreditverpflichtungen von Tochtergesellschaften der CONSOL Energy Inc. in Pittsburgh, USA, u. a. im Zusammenhang mit dem Bau des Baltimore-Terminals.

Für Gewährleistungen und Bürgschaften, die in ihrer Höhe unbestimmt sind, bestehen zwei Merkposten von jeweils 0,51 € und drei Merkposten von 1,00 €.

Im Zusammenhang mit der Abspaltung und Ausgliederung von Teilbetrieben haften wir gemäß § 133 UmwG als Gesamtschuldner für die Verbindlichkeiten des übertragenden Rechtsträgers, die vor dem Wirksamwerden der Spaltungen begründet worden sind.

Gemäß der aktuellen Risikoeinschätzung im Sicherheiten-Management gehen wir derzeit nicht von einer Inanspruchnahme aus den oben genannten Haftungsverhältnissen aus.

(12) Derivative Finanzinstrumente

in Mio. €	Nominalvolumen	Beizulegender Zeitwert
positiv	negativ
---	---	---	---
Devisen- / Zinsderivate	301	64	-63
Commodity-Derivate	564	124	-2
	865	188	-65

Bei der RWE Power AG werden derivative Finanzinstrumente zur Absicherung von Zins-, Währungs- und Commodity-Risiken eingesetzt. Bei den eingesetzten Derivaten handelt es sich um Zinsswapgeschäfte, Devisentermingeschäfte, Devisenoptionsgeschäfte, Commodity-Optionen und Commodity-Swaps. Durch konzernverbindliche Richtlinien sind Nutzung, Kontrolle und Verantwortlichkeiten klar geregelt.

Für Finanz- oder Commodity-Derivate sind Rückstellungen für drohende Verluste in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr 12 Mio. €) passiviert worden.

Der beizulegende Wert entspricht grundsätzlich dem Marktwert der derivativen Finanzinstrumente, soweit dieser verlässlich bestimmbar ist. Liegt ein verlässlich feststellbarer Marktwert nicht vor, wird der beizulegende Zeitwert aus dem Marktwert gleichartiger Finanzinstrumente abgeleitet oder mit Hilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden bestimmt.

(13) Ausschüttungsgesperrte Beträge nach § 268 Abs. 8 HGB

Im Geschäftsjahr bestehen keine ausschüttungsgesperrten Beträge, die nicht durch frei verfügbare Rücklagen gedeckt sind.

(14) Aus der Bilanz nicht ersichtliche sonstige finanzielle Verpflichtungen

Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen beträgt insgesamt 0,1 Mrd. €; das Bestellobligo gegenüber verbundenen Unternehmen weist einen geringfügigen Wert auf. Daneben bestehen für künftige Kraftwerksrevisionen und Großreparaturen Zahlungsverpflichtungen aus bereits erteilten Bestellungen.

Zahlungsverpflichtungen aus Strombezügen bestehen bei vertraglich gebundenen Kraftwerken in Höhe von 5 Mrd. €; davon sind 0,1 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig.

Weitere Zahlungsverpflichtungen resultieren aus Forward-Geschäften im Zusammenhang mit der Beschaffung von CO2-Rechten gegenüber der RWE Supply & Trading GmbH.

Auf Grund der rückläufigen Beteiligung der RWE Power AG an JI/CDM-Programmen besteht eine nur noch geringfügige finanzielle Verpflichtung mit teilweiser Fälligkeit innerhalb eines Jahres.

Im Kernenergiebereich bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran-Anreicherung und Fertigung von Kernbrennelementen.

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

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(15) Umsatzerlöse

in Mio. €	2015	2014
Strom	4.075	4.657
Fernwärme	27	24
Rohkohle und Kohleprodukte	347	341
Sonstige Umsatzerlöse	201	149
	4.650	5.171

Die Umsatzerlöse sind überwiegend im Inland mit verbundenen Unternehmen getätigt worden.

(16) Strom- / Erdgas- und Kohlesteuer

Die von der RWE Power AG geschuldete Stromsteuer beträgt 3 Mio. € (Vorjahr 5 Mio. €). Aus der Anpassung von Stromsteuerverbindlichkeiten resultiert ein Ertrag von 10 Mio. €. Die Kohlesteuer auf Kohlelieferungen weist wie im Vorjahr einen geringfügigen Wert auf.

(17) Sonstige betriebliche Erträge

Die hierin enthaltenen Erträge aus der Auflösung von Sonderposten mit Rücklageanteil betragen 1 Mio. € und entfallen auf die Entnahme wegen planmäßiger oder vorzeitiger Realisation steuerrechtlicher Abschreibungen; im Vorjahr fiel nur ein geringfügiger Betrag an. Erträge aus dem Abgang von Sachanlagen sind in Höhe von 41 Mio. € (Vorjahr 33 Mio. €) entstanden. Die Erträge aus Zuschreibungen zum Anlagevermögen betragen im Geschäftsjahr 12 Mio. € (Vorjahr 10 Mio. €).

Ferner wurden Rückstellungen in Höhe von 320 Mio. € (Vorjahr 426 Mio. €) aufgelöst. Davon entfallen 276 Mio. € auf die Auflösung der Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich und 20 Mio. € auf die Auflösung der bergbaubedingten Rückstellung wegen der Verminderung der geschätzten Erfüllungsbeträge.

Die Erträge aus der Währungsumrechnung von ausländischen Geschäftsvorfällen betragen 2 Mio. €; im Vorjahr fiel nur ein geringfügiger Betrag an.

(18) Materialaufwand

in Mio. €	2015	2014
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren	2.004	1.938
davon CO2-Aufwand	(474)	(516)
Abschreibungen auf Kernbrennelemente	54	50
Aufwendungen für bezogene Leistungen	411	392
	2.469	2.380

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe enthalten die Einsatzstoffe für die Stromerzeugung, die Strom- und sonstigen Energiebezüge sowie die Zuführung zur Rückstellung für die Brennelement-Entsorgung im Kernenergiebereich.

(19) Personalaufwand

in Mio. €	2015	2014
Löhne und Gehälter	761	823
Soziale Abgaben	159	173
Aufwendungen für Altersversorgung	201	-15
Aufwendungen für Unterstützung	1	1
	1.122	982

Nach dem Wechsel bisher abgestellter Mitarbeiter zur RWE Technology International GmbH und zur RWE Gastronomie GmbH sowie nach Ausscheiden von Mitarbeitern auf Grund der AmT-Maßnahme sinken die Aufwendungen für Löhne und Gehälter der RWE Power AG entsprechend.

Die höheren Aufwendungen für Altersversorgung betreffen im Wesentlichen die Weiterbelastung der bei der RWE AG bilanzierten Pensionsverpflichtungen, die auf Grund des aktualisierten Zinssatzes gestiegen sind.

In bisherigen Geschäftsjahren hat die RWE Power AG im Rahmen einer Schuldbeitrittsvereinbarung bei der RWE AG bilanzierte Altersversorgungsverpflichtungen auf die RWE Pensionsfonds AG entgeltlich gegen einen Einlösungsbeitrag übertragen. Die Durchführung von Leistungen der betrieblichen Altersversorgung für diesen Kreis von Versorgungsberechtigten erfolgt seitdem durch einen nicht versicherungsförmigen Pensionsfonds. In den nachfolgenden Geschäftsjahren fallen demgegenüber für die übertragenen Altersversorgungsverpflichtungen keine weiteren Pensionsaufwendungen an.

Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt

	2015	2014
Gewerbliche Arbeitnehmer	6.278	6.738
Angestellte	3.777	4.256
	10.055	10.994
Auszubildende	470	562
	10.525	11.556

Die Angabe erfolgt in Mitarbeiteräquivalenten entsprechend dem prozentualen Beschäftigungsgrad.

(20) Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen

Die außerplanmäßigen Abschreibungen belaufen sich im Berichtszeitraum auf 17 Mio. € (Vorjahr 33 Mio. €) und betreffen die Abschreibung von Braunkohle-kraftwerksanlagen wegen dauerhafter Wertminderung in Höhe von 10 Mio. € sowie von bergbaulich genutzten Grundstücken, deren Abschreibung mit ihrer Devastierung erfolgt, in Höhe von 7 Mio. €.

(21) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten Aufwendungen für Fremdleistungen in Höhe von 411 Mio. € (Vorjahr 401 Mio. €). Die Aufwendungen aus Restrukturierungsmaßnahmen betragen 138 Mio. € (Vorjahr 11 Mio. €). Die Aufwendungen aus der Währungsumrechnung von ausländischen Geschäftsvorfällen betragen 1 Mio. €; im Vorjahr fiel nur ein geringfügiger Betrag an.

(22) Ergebnis Finanzanlagen

in Mio. €	2015	2014
Erträge aus
Gewinnabführungsverträgen	64	95
davon aus verbundenen Unternehmen	(64)	(95)
Beteiligungen	31	24
davon aus verbundenen Unternehmen	(23)	(15)
anderen Wertpapieren und Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	123	192
davon aus verbundenen Unternehmen	(122)	(191)
	218	311
Aufwendungen aus Verlustübernahmen	-27	-15
davon aus verbundenen Unternehmen	(-27)	-(-15)
	191	296

(23) Zinsergebnis

in Mio. €	2015	2014
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	.1	2
davon aus verbundenen Unternehmen	.1	(2)
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-2.071	-1.180
davon an verbundene Unternehmen	.1	(-15)
	-2.071	-1.178

1 Betrag in geringer Höhe

Die Zinsen und ähnlichen Aufwendungen beinhalten die Zinszuführung zur eigenbilanzierten Altersversorgungsrückstellung in Höhe von 65 Mio. € (Vorjahr 42 Mio. €) abzüglich des Ertrags aus dem der Pensionsverpflichtung gegenüberstehenden Deckungsvermögen in Höhe von 4 Mio. € (Vorjahr 28 Mio. €).

Des Weiteren enthält diese Position die Aufwendungen aus der Diskontierung der übrigen langfristigen Rückstellungen in Höhe von 2.008 Mio. € (Vorjahr 1.148 Mio. €), wobei der Anstieg gegenüber dem Vorjahr durch die Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich mit 1.460 Mio. € und durch die bergbaubedingte Rückstellung in Höhe von 448 Mio. € wesentlich bestimmt wird.

Die Aufwandserhöhung ist bei allen Rückstellungen durch die deutliche Absenkung der Zinssätze gemäß Vorgabe der deutschen Bundesbank bestimmt.

(24) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Auf Grund des steuerlichen Organschaftsverhältnisses erfolgt eine Steuergutschrift der RWE AG in Höhe von 330 Mio. €. Im Vorjahr wurden dem Organträger 94 Mio. € erstattet.

(25) Sonstige Angaben

Organe

Die Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands sind auf den Seiten 26 und 27 aufgeführt.

Für das Geschäftsjahr 2015 erhielten die Mitglieder des Vorstands für ihre Tätigkeit keine Vergütung (keine Vergütung im Vorjahr).

Die Gesamtbezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen belaufen sich auf 1.024 T€. Für Pensionsverpflichtungen (einschließlich Deputate) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihrer Hinterbliebenen sind 16.743 T€ zurückgestellt (davon bilanziert bei RWE AG 9.577 T€).

Die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats belaufen sich auf 452 T€.

Köln und Essen, 22. Januar 2016

RWE Power Aktiengesellschaft

Der Vorstand

Matthias Hartung

Dr. Ulrich Hartmann

Dr. Frank Weigand

Erwin Winkel

ORGANE

Aufsichtsrat

Dr. Rolf Martin Schmitz	Dr. Martin Muhr
Essen	- seit 1. März 2015 -
Vorsitzender	Bochum
Stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der RWE AG	Mitglied des Vorstands der Essent N.V.
Ralf Sikorski1	Reinhard Paß1
Hannover	Essen
Stellv. Vorsitzender	ehem. Oberbürgermeister der Stadt Essen
Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands	Hans-Jürgen Petrauschke
der IG Bergbau, Chemie, Energie	Grevenbroich
Rudolf Bertram	Landrat des Rhein-Kreises Neuss
Eschweiler	Norbert Pohlmnann1
Bürgermeister der Stadt Eschweiler	Bergheim
Walther Boecker	Betriebsratsvorsitzender
Hürth	Technikzentrum/Hauptwerkstatt Grefrath
ehem. Bürgermeister der Stadt Hürth	der RWE Power AG
Dr. h.c. Wolfgang Clement2	Michael Reuther
Bonn	Frankfurt am Main
Bundesminister a.D.	Mitglied des Vorstands der Commerzbank AG
Dieter Faust1	Jürgen Roters
Eschweiler	Köln
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG	ehem. Oberbürgermeister der Stadt Köln
Dr. Bernhard Günther - bis 28. Februar 2015 -	Gisbert Rühl
Essen	Essen
Mitglied des Vorstands der RWE AG	Vorsitzender des Vorstands der Klöckner & Co SE
Hans Peter Lafos1	Rainer Schmitz1
Bergheim	Vallwig
Gewerkschaftssekretär des ver.di-Landesbezirks NRW	Betriebsratsvorsitzender Betrieb Bernkastel der RWE Power AG
Harald Louis1	Uwe Schummer1
Jülich	Willich
Betriebsratsvorsitzender Tagebau Inden der RWE Power AG	MdB Kreis Viersen
Manfred Maresch1	Wolfgang Spelthahn
Viersen	- bis 31. Juli 2015 -
Bezirksleiter der IG Bergbau, Chemie, Energie	Niederzier
Alsdorf	Landrat des Kreises Düren
Dr. Matthias Müller1	Dr. Michael Werhahn
Braunschweig	Neuss
DGB Bundesvorstand, Leiter Abteilung Finanzen	ehem. Mitglied des Vorstands der Wilh. Werhahn KG

1 Vertreter der Arbeitnehmer

2 Neutrales Mitglied

Matthias Hartung

Ressort Vorstandsvorsitz

Dr. Ulrich Hartmann

Ressort Braunkohle, Kernenergie, Wasserkraft

Dr. Frank Weigand

Ressort Finanzen

Erwin Winkel

Ressort Personal und Veredlung

Anhang

Entwicklung des Anlagevermögens

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
	Stand 01.01.2015	Zugänge	Umbuchungen/ Umgliederungen	Abgänge	Stand 31.12.2015
---	---	---	---	---	---
	Mio. €	Mio. €	Mio. €	Mio. €	Mio. €
---	---	---	---	---	---
Immaterielle Vermögensgegenstände
Bergwerksgerechtsame	29	-	-	-	29
Sonstige Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	28	.1	.1	.1	28
Summe Immaterielle Vermögensgegenstände	57	.1	.1	..1	57
Sachanlagen
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	2.864	86	17	66	2.901
Tagebauaufschlüsse	1.195	11	-	-	1.206
Technische Anlagen und Maschinen	14.392	107	39	56	14.482
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	399	14	-1	16	396
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	87	46	-55	0	78
Summe Sachanlagen	18.937	264	0	138	19.063
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	986	-	-	-	986
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	9.603	-	-	-	9.603
Beteiligungen	93	.1	_	-	93
Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	27	-	-	2	25
Wertpapiere des Anlagevermögens	4	-	-	-	4
Sonstige Ausleihungen	38	.1	-	12	26
Summe Finanzanlagen	10.751	1	0	14	10.737
Summe Anlagevermögen	29.745	265		152	29.857

	Kumulierte Abschreibungen
	Stand 01.01.2015	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Abgänge	Zuschreibungen	Stand 31.12.2015
---	---	---	---	---	---	---
	Mio. €	Mio. €	Mio. €	Mio. €	Mio. €	Mio. €
---	---	---	---	---	---	---
Immaterielle Vermögensgegenstände
Bergwerksgerechtsame	23	.1	-	-	-	24
Sonstige Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	28	.1		-	-	28
Summe Immaterielle Vermögensgegenstände	51	.1	-	-	-	52
Sachanlagen
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	1.908	93	0	29	-12	1.960
Tagebauaufschlüsse	1.022	85	-			1.107
Technische Anlagen und Maschinen	11.516	277	.1	53		11.740
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	309	19	.1	16		312
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	0	.1	-			.1
Summe Sachanlagen	14.755	474	0	98	-12	15.119
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	108	-	-	-	-	108
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	-	-	-	-	-	-
Beteiligungen	34	.1	-	-	-	34
Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	-	-	-	-	-	-
Wertpapiere des Anlagevermögens	-	-	-	-	-	-
Sonstige Ausleihungen	.1	.1	-	.1	-	.1
Summe Finanzanlagen	143	0	-	-	-	142
Summe Anlagevermögen	14.949	474		98	-12	15.313

	Buchwerte
	Stand 31.12.2015	Stand 31.12.2014
---	---	---
	Mio. €	Mio. €
---	---	---
Immaterielle Vermögensgegenstände
Bergwerksgerechtsame	5	6
Sonstige Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte und ähnliche Rechte und Werte sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten	_
Summe Immaterielle Vermögensgegenstände	5	6
Sachanlagen
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken	941	956
Tagebauaufschlüsse	99	173
Technische Anlagen und Maschinen	2.742	2.876
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	84	90
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	78	87
Summe Sachanlagen	3.944	4.182
Finanzanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen	878	878
Ausleihungen an verbundene Unternehmen	9.603	9.603
Beteiligungen	59	59
Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht	25	27
Wertpapiere des Anlagevermögens	4	4
Sonstige Ausleihungen	26	37
Summe Finanzanlagen	10.595	10.608
Summe Anlagevermögen	14.544	14.796

1 Betrag in geringer Höhe

Lagebericht 2015

1. Geschäft und Rahmenbedingungen

Das Geschäftsfeld der RWE Power AG sind der wirtschaftliche Betrieb und die Instandhaltung ihrer Kraftwerke und Tagebaue in Deutschland.

Die RWE Power AG ist eines der führenden Unternehmen der Energiegewinnung und -erzeugung in Deutschland. Mit ihren Braunkohlentagebauen kann die RWE Power AG zu wesentlichen Teilen auf eine eigene Rohstoffbasis zurückgreifen. Dies versetzt das Unternehmen in die Lage, flexibel und erfolgreich zu agieren und die Ziele Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit im verschärften Konkurrenzumfeld nachhaltig zu managen. Zugleich werden Synergien erschlossen, die die Wettbewerbsposition stärken.

Die RWE Power AG verfolgt das Ziel, die Wettbewerbsstellung im Strommarkt durch Kostensenkungen und Effizienzsteigerungen zu sichern.

Zwischen der RWE Power AG und der RWE AG, die 100 % der Unternehmensanteile hält, besteht ein Beherrschungs- und Gewinnabführungsvertrag. Neben der körper-schaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft aufgrund des Gewinnabführungsvertrages besteht mit der RWE AG ein umsatzsteuerliches Organschaftsverhältnis.

1.1 Konjunkturelle Entwicklung

Die globale Wirtschaftsleistung stieg 2015 nach ersten Schätzungen um ca. 2,5 0/0 über das Vorjahresniveau an. Das Bruttoinlandsprodukt in der Eurozone dürfte sich insbesondere aufgrund der niedrigen Zinsen, der Abwertung des Euros und des gefallenen Ölpreises voraussichtlich um rund 1,5 % erhöht haben. Die Wirtschaftsleistung in Deutschland, der größten Volkswirtschaft des Währungsgebiets, wird wahrscheinlich im Jahresvergleich um ca. 1,7 % gestiegen sein. Dabei hatte insbesondere der private Konsum einen positiven Einfluss.

1.2 Energiemarkt

1.2.1 Strom- und Gasnachfrage

Vorläufige Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lassen darauf schließen, dass der Stromverbrauch in Deutschland 2015 um rund 1 % höher war als ein Jahr zuvor. Das Wirtschaftswachstum und die kühlere Witterung im Vergleich zum Vorjahr regten die Stromnachfrage an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Strom dämpfenden Einfluss hatte. Die deutsche Gasnachfrage lag voraussichtlich 5 % über dem Vorjahreswert. Grund für den Anstieg dürften im Wesentlichen die kühleren Temperaturen in der ersten Jahreshälfte gewesen sein, die auch den Einfluss des geringeren Einsatzes von Gas in der Stromversorgung überkompensierten.

1.2.2 Strompreise

Die Spotpreise an der Großhandels-Börse EEX sind im Jahr 2015 gegenüber dem Vorjahresdurchschnitt weiter gesunken und verringerten sich um 3 % auf ca. 32 €/MWh (Base-Kontrakt) bzw. um 5 % auf rund 35 €/MWh (Peak-Kontrakt). Diese Entwicklung kann in wesentlichen Teilen auf den Preisrückgang bei Steinkohle sowie zunehmende Einspeisungen aus Windkraft- und Solaranlagen zurückgeführt werden. Im Endkundengeschäft tendierten die Strompreise ebenfalls nach unten. Haushaltskunden mussten im Durchschnitt knapp 1 % weniger bezahlen, während für Industrieunternehmen ein Preisrückgang von rund 3 % ermittelt wurde.

1.2.3 Gaspreise

Der Preis für Gasimporte nach Deutschland (BAFA-Preis) betrug 2015 rund 21 €/MWh und lag damit etwa 12 % unter den Preisen des Jahres 2014. Wesentliche Ursachen für diesen Preisrückgang waren stark gefallene Ölpreise, Vertragsrevisionen sowie der generell zunehmende Anteil von spotpreis-basierten Impor-ten/Verträgen im BAFA-Preis. Die Spotpreise am niederländischen Spotmarkt TTF, dem kontinental-europäischen „Leitmarkt", lagen mit einem Durchschnittswert von rund 20 €/MWh etwa 5 % unter dem entsprechenden Vorjahreswert. Die Tarife für Haushalte fielen um etwa 1 0/0, die Preise für Industriekunden lagen mit 8 % deutlich unter denen des Vorjahres.

1.2.4 Öl- und Kohlepreise

Der Preis der international gehandelten Ölsorte Brent lag im Jahr 2015 im Jahresmittel bei 53 $/bbl und damit um rund 46 $/bbl unter dem Vorjahresniveau. Die Gründe hierfür sind insbesondere die Überversorgung des Marktes als Folge hoher Produktionszuwächse in den USA und der unvermindert hohen OPEC-Produktion. Kohle wurde mit rund 57 $/t (API#2) im europäischen Spotmarkt gehandelt und verbilligte sich somit um etwa 25 %. Im weltweiten Kohlemarkt bestehen Überkapazitäten, weil zahlreiche Länder in der Vergangenheit Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrage - insbesondere in China - zurückgegangen ist. Der Grenzübergangspreis (BAFA) für Kohle nach Deutschland reduzierte sich nach ersten Schätzungen um 7 % auf rund 68 €/t SKE.

1.2.5 CO2-Zertifikate-Preis

Für die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen sind von den jeweiligen Unternehmen im Rahmen des europäischen Emissionshandelssystems Zertifikate entsprechend der emittierten CO2-Menge zu erwerben. Der Preis für diese sog. EUAs (EU Allowance Unit) ist 2015 auf rund 7,70 €/t CO2 gestiegen und liegt damit rund 29 % über dem Durchschnittswert des Vorjahres. Preistreibend wirkte, dass die EU den Überschuss an Zertifikaten durch das vorübergehende Zurückbehalten von Emissionsrechten („Backloading") deutlich verringert hat. Das Backloading soll bis Ende 2016 fortgesetzt werden und Zertifikate für insgesamt 900 Mio. Tonnen CO2 betreffen. Preissteigernd wirkte auch, dass 2015 die Weichen zur Einführung einer „Marktstabilitätsreserve" gestellt wurden. In der Reserve, die ab 2019 zum Einsatz kommen soll, können Emissionsrechte „geparkt" werden, wenn hohe Zertifikatüber-schüsse bestehen. Darüber hinaus wurde festgelegt, dass die Backloading-Zertifikate direkt in die Reserve überführt und nicht, wie bislang vorgesehen, in den Jahren 2019 und 2020 in den Markt gegeben werden.

1.3 Energiepolitik

In 2015 war die Energiepolitik geprägt von den Themen Klimaschutz und Strom-marktdesign. Treiber bei der Klimaschutzpolitik waren dabei u.a. die Vorbereitungen für die Pariser Klimaverhandlungen im Herbst, die Beschlüsse des G7-Gipfels vom Juni, die päpstliche Enzyklika „Laudato si" und die Entscheidung großer internationaler Investoren, Beteiligungen an Unternehmen, die auf fossile Energien setzen, zu veräußern. Darüber hinaus standen der wirtschaftliche Druck auf die konventionellen Kraftwerke, die durch den Ausbau der erneuerbaren Energien notwendig werdende Reform des Großhandelsmarkts und die Europäische Energieunion im Vordergrund.

In Deutschland konzentrierte sich die Klimaschutzdiskussion vor allem auf den Beitrag des Energiesektors zum nationalen Aktionsprogramm Klimaschutz 2020, mit dem die deutschen CO2-Emissionen bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 abgesenkt werden sollen. Hierzu hatte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) Mitte März ein Eckpunktepapier vorgelegt, nach dem der Beitrag des Stromsektors zum deutschen Klimaziel - eine zusätzliche Minderung um 22 Mio. t CO2 durch einen sogenannten „nationalen Klimabeitrag" erbracht werden sollte. Aus Sicht von RWE hätte diese Sonderabgabe kurzfristig zur Stilllegung von 17 der 20 Braunkohlenkraftwerksblöcke und von zwei der drei Tagebaue geführt. Nachdem dieser Vorschlag nicht nur in der Energiewirtschaft selbst, sondern auch bei Gewerkschaften und in der deutschen Industrie auf massiven Widerstand stieß, hat die Koalition Anfang Juli ein Energiepaket mit geänderten Maßnahmen verabschiedet.

Demnach entfällt auf die Braunkohlenwirtschaft eine zusätzliche Minderung von rd. 25 Mio. t brutto, mit der diese zur Einsparung des Stromsektors beitragen soll. Hierzu werden Braunkohlenkraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 2.700 MW - insgesamt acht Blöcke - schrittweise für vier Jahre in eine „Sicherheitsbereitschaft" überführt und anschließend endgültig stillgelegt. Mitte Oktober haben das BMWi und die betroffenen Unternehmen hierzu eine Verständigung erzielt. Auf RWE entfallen etwa 50 % der Sicherheitsbereitschaft. Dies entspricht einer Brutto-0O2-Reduzierung von rd. 12,3 Mio. t pro Jahr: So wird RWE zwischen 2017 und 2019 insgesamt fünf Kraftwerksblöcke mit einer Gesamtkapazität von rund 1.500 MW in die Bereitschaft stellen. Im Einzelnen beginnt die Sicherheitsbereitschaft der von RWE gemeldeten Anlagen der 300-MW-Klasse für die Blöcke P und Q in Frimmers-dorf am 1. Oktober 2017, für die Blöcke E und F in Niederaußem am 1. Oktober 2018 sowie für den Block C in Neurath am 1. Oktober 2019. Die Anlagen sollen nur noch als befristete Absicherung der Stromversorgung abgerufen werden können und werden in den vier Jahren mit dem hierfür notwendigen qualifizierten Personal betriebsbereit gehalten. Die Regeln für das technische Einsatzkonzept und die Vergütung für diese Notfallbereithaltung wird die Bundesregierung im Rahmen der Novellierung des Strommarktgesetzes gesetzlich verankern.

Die Sicherheitsbereitschaft bedeutet einen tiefen Einschnitt. Installierte Kapazität, Stromerzeugung und Förderung der Braunkohle reduzieren sich um rund 15 %. Die Überführung wirtschaftlich gesunder Anlagen in die Sicherheitsbereitschaft wird mit entsprechenden Personalanpassungen verbunden sein. Dabei soll der Abbau von bis zu 1.000 Arbeitsplätzen fair und sozialverträglich gestaltet werden.

Der Gesetzentwurf zur Ausgestaltung der Maßnahme ist am 4. November 2015 im Bundeskabinett beschlossen und ins parlamentarische Verfahren gegeben worden. Erwartet werden Gesamtkosten von durchschnittlich 230 Mio. € pro Jahr. Die Konzeption der Sicherheitsbereitschaft wurde im Vorfeld bereits intensiv mit der Europäischen Kommission besprochen; das BMWi zeigt sich daher zuversichtlich, dass die Maßnahme nicht als Beihilfe interpretiert wird.

Ergänzend zur Sicherheitsbereitschaft soll der zusätzliche Minderungsbeitrag des Stromsektors durch einen verstärkten Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (4 Mio. t CO2 p.a.) und durch weitere Effizienzmaßnahmen im Gebäudesektor, in Kommunen, der Industrie und im Schienenverkehr (5,5 Mio. t CO2 p.a.) erbracht werden.

Im Koalitionsvertrag haben CDU/CSU und SPD vereinbart, einen Klimaschutzplan 2050 aufzustellen. Dieser Plan soll Strategien und Maßnahmen enthalten, mit denen das langfristige deutsche Minderungsziel für Treibhausgase bis 2050 von -80 0/0 bis -95 % erreicht werden soll. Zu seiner Aufstellung hat das zuständige Bundesumweltministerium (BMUB) im Sommer einen Dialogprozess aufgesetzt, in dem Verbände, Kommunen und Bürger mitwirken. Zunächst wurden Maßnahmenvorschläge gesammelt, die nunmehr in einem zweiten Schritt zusammengefasst und bewertet werden. Aus Sicht von RWE sind zusätzliche nationale Minderungsinstrumente, wie z.B. ein Kohleausstiegsgesetz oder Steuererhöhungen, die als deutscher Alleingang im Widerspruch zum europäischen Emissionshandel stünden oder die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts gefährden, nicht zielführend. Der Abschluss des Prozesses ist für Mitte 2016 angekündigt.

Zur Weiterentwicklung des Strommarktdesigns hat die Bundesregierung Ende August einen ersten Referentenentwurf zur Konsultation gestellt. Sie gießt darin die im Sommer vorgelegten Eckpunkte zur Weiterentwicklung des Strommarkts zu einem „Energy-only-Markt 2.0" in Gesetzesform. Statt eines Kapazitätsmarkts ist die Einführung einer Kapazitätsreserve vorgesehen, die technologieneutral ausgeschrieben werden und bis zu 5 % der durchschnittlichen Jahreshöchstlast betragen soll. Damit der Strommarkt 2.0 allein für Versorgungssicherheit sorgen kann, soll die freie Preisbildung im Energiewirtschaftsgesetz explizit verankert werden. Der Vorschlag vernachlässigt allerdings die hierfür einschlägigen wettbewerbsrechtlichen Einschränkungen des Europarechts, die den notwendigen Preisspitzen entgegenstehen. Auch wenn der vorliegende Entwurf darüber hinaus mit der Stärkung der Bilanzkreisverantwortung, einer stärkeren Öffnung des Regelenergiemarkts und Anreizen für mehr Flexibilität viele richtige Elemente zur Weiterentwicklung des Strommarktdesigns enthält, wird nach unserer Einschätzung das Problem der langfristigen, kostengünstigen Gewährleistung der Versorgungssicherheit damit nicht gelöst. Die Einführung der Kapazitätsreserve als kurz- und mittelfristiger Schritt ist zu begrüßen, langfristig bleibt aber die Einführung eines Kapazitätsmarkts unverzichtbar. Am 4. November 2015 wurde der Gesetzentwurf im Kabinett beschlossen und damit das parlamentarische Verfahren gestartet, das bis zum Sommer 2016 abgeschlossen werden soll.

Am 2. November 2015 haben die Übertragungsnetzbetreiber den Entwurf des Netzentwicklungsplans 2025 (NEP) veröffentlicht. Der Netzausbaubedarf wird dabei wesentlich vom Ausbau der erneuerbaren Energien determiniert, wobei die bereits in den NEP 2013 und 2014 enthaltenen Maßnahmen nach wie vor valide und robust gegenüber den seither geänderten Rahmenbedingungen sind. Der Netzentwicklungsplan bildet auf Basis unterschiedlicher Szenarien zur Entwicklung des Kraftwerksparks verschiedene Ausbaupfade für das deutsche Übertragungsnetz für die Zieljahre 2025 und 2035 ab. In allen Szenarien zum Kraftwerkspark wird ein deutlicher Kapazitätsrückgang der Braunkohle unterstellt, was u.a. auf die Annahme einer festen technisch vorgegebenen Lebensdauer der Anlagen zurückzuführen ist. Weder berücksichtigen diese Annahmen die betrieblichen Gegebenheiten und die tatsächliche Lebensdauer der Kraftwerke, noch werden dabei die politischen Rahmenbedingungen, z.B. der europäische Emissionshandel, korrekt abgebildet. Auswirkungen auf den Betrieb der Anlagen folgen aus dem Netzentwicklungsplan nicht, da das ausschließliche Ziel die Bestimmung des Netzausbaubedarfs ist. Der NEP 2025 stand bis Dezember 2015 zur Konsultation; derzeit findet eine Bewertung der eingegangenen Stellungnahmen statt. Der vorgeschlagene Netzausbaubedarf gemäß NEP 2025 ist zu begrüßen.

Die aktuelle Regelung zur weiteren Befreiung bestehender umlagefreier Eigenver-sorgungslösungen von der EEG-Umlage ist von der EU-Kommission nur bis Ende 2017 notifiziert. Daher ist im aktuellen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) eine Überprüfung dieser Regelung vorgesehen, mit der das federführende BMWi im Sommer 2015 begonnen hat. Eine mögliche Neuregelung kann damit in die für 2016 geplante allgemeine EEG-Novelle eingehen. Unklar ist, ob gegenüber der EU-Kommission eine Fortführung der Befreiung für bestehende Eigenerzeuger - u.a. auch für den Verbrauch unserer Tagebaue - durchgesetzt werden kann und wenn ja, in welcher Form. Würde die vollständige Befreiung aufgehoben, wäre laut EU-Beihilfeleitlinien für bislang befreite Sachverhalte, wie die Eigenerzeugung, eine Umlage in Höhe von mindestens 20 % der Regelumlage zu erheben. Inwieweit im Zuge des Gesetzgebungs- und Notifizierungsverfahrens eine derartige teilweise oder im Extremfall volle Belastung der RWE-Eigenstromerzeugung in Höhe von rund 3,8 TWh mit der EEG-Umlage verhindert werden kann, ist offen. Grundsätzlich würde dies zu einer Umverteilung der EEG-Kosten zu unseren Lasten und damit zu einer Entlastung der allgemeinen EEG-Umlage führen.

Kurz vor Jahreswechsel haben Bundestag und Bundesrat noch die Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes (KWK-G) verabschiedet, so dass die Neuregelungen - vorbehaltlich der beihilferechtlichen Genehmigung der EU-Kommission zum 1. Januar 2016 in Kraft treten konnten. Mit der Novelle soll nicht nur der der KWK zuzurechnende, zusätzliche Beitrag des Stromsektors zum Aktionsprogramm Klimaschutz mobilisiert werden, sondern auch der Befristung des geltenden KWK-G 2012 und der schwierigen wirtschaftlichen Lage vieler KWK-Anlagen Rechnung getragen werden. Das Gesetz sieht ein Ausbauziel von 110 TWh KWK-Stromerzeugung in 2020 und 120 TWh in 2025 (2014: 96 TWh) vor. Um diese Ziele zu erreichen, soll der Förderdeckel für KWK-Anlagen von 750 Mio. € auf 1,5 Mrd. € pro Jahr erhöht werden und die Förderung auch auf Bestandsanlagen ausgedehnt werden. Dabei zielt die Novelle auch darauf ab, Braunkohle als Brennstoff aus dem KWK-Markt zu verdrängen, in dem z.B. die Konversion von Kohle zu Gas als Brennstoff besonders gefördert wird.

Das BMWi hat am 10. Oktober 2015 das Ergebnis des sog. Stresstests zur Bewertung der Rückstellungen im Kernenergiebereich der deutschen Kernkraft-werksbetreiber veröffentlicht. Das vom BMWi in Auftrag gegebene Gutachten der Düsseldorfer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Warth & Klein Grant Thornton kommt zu dem Ergebnis, dass die betroffenen Energieversorger ihre Verpflichtungen zum Rückbau der Erzeugungsanlagen und zur Entsorgung der radioaktiven Abfälle erfüllen können. Der Gutachter bescheinigt den Versorgern, dass sie die heute absehbar notwendigen Entsorgungsaufgaben in den Rückstellungen vollständig abgebildet haben. Zudem bestätigen die Gutachten die grundsätzliche rechnerische Richtigkeit der Rückstellungsberechnung der EVU. Die Bilanzierung wird nicht beanstandet. Aus der Expertise geht außerdem hervor, dass die deutschen Versorger im Vergleich zu den kernenergiespezifischen Realzinsannahmen in Frankreich und Großbritannien konservativ bilanzieren.

Die Bundesregierung hat am 14. Oktober 2015 eine „Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs" (KFK) ins Leben gerufen. Die KFK soll die verschiedenen Möglichkeiten, die zur Finanzierung der Rückbau-und Entsorgungsverpflichtungen diskutiert werden, bewerten und Vorschläge erarbeiten. Dabei soll sie berücksichtigen, dass die Unternehmen auch langfristig wirtschaftlich in der Lage sind, diesen Verpflichtungen nachzukommen. Zu den diskutierten Finanzierungsmodellen gehört die Überführung der Entsorgungsverpflichtungen oder von Teilen dieser Verpflichtungen in einen Fonds oder in eine Stiftung. Der KFK gehören 19 Mitglieder an; die Betreiber sind nicht vertreten, wurden jedoch - wie andere Experten auch - angehört. Den Vorsitz führen Ex-Bundesumweltminister Jürgen Trittin (Grüne), der ehemalige Hamburger Oberbürgermeister Ole von Beust (CDU) und der frühere Ministerpräsident von Brandenburg, Matthias Platzeck (SPD). Die Kommission wird bis Ende Februar 2016 ihre Handlungsempfehlungen einer Staatssekretärsrunde vorlegen.

Am 14. Oktober 2015 hat das Bundeskabinett ein Gesetz zur Nachhaftung für Rückbau- und Entsorgungskosten im Kernenergiebereich beschlossen. Damit soll eine dauerhaft bis zu den Mutterkonzernen durchgreifende Haftung für künftige Kostenrisiken aus Rückbau und Entsorgung der Kernkraftwerke geregelt werden. Am 5. November ist das Gesetz in den Bundestag eingebracht worden. Der Bundesrat hat nach Beratung im Wirtschaftsausschuss dem Gesetz am 6. November zugestimmt. Im Bundestag erfolgte jedoch in 2015 keine Befassung mehr; wann der Gesetzgebungsprozess weitergeht, ist offen.

Nach fast siebenjährigen Genehmigungsverfahren hat das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) die Genehmigungen zur weiteren Einlagerung von CASTOR-Behältern in das Zwischenlager für den Standort Biblis am 22. September 2015 und für den Standort Gundremmingen am 27. Oktober 2015 erteilt. Mitte Dezember wurden die ersten Brennelemente aus dem Block Biblis A ins Standortzwischenlager transportiert. Bis Ende 2017 sollen insgesamt rund 50 CASTOR-Behälter zur vollständigen Entsorgung der Brennelemente aus beiden Blöcken beladen werden.

Am 8. Oktober 2015 wurde vom Rheinland-Pfälzischen Ministerium für Wirtschaft, Klimaschutz, Energie und Landesplanung (MWKEL) die Genehmigung zum Abbau der nuklearen Großkomponenten Reaktordruckbehälter und Dampferzeuger (sog. Abbauphase 2b) der Anlage Mülheim-Kärlich erteilt. Damit liegen alle erforderlichen Genehmigungen für den verbleibenden Abbau der Anlage bis zur Entlassung aus dem Atomgesetz vor. Der Rückbau der Anlage Mülheim-Kärlich läuft bereits seit 2004.

Am 21. Dezember 2015 hat das niedersächsische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz (NMU) die erste Abbaugenehmigung für das sich seit 1985 im sicheren Einschluss befindenden Kernkraftwerk Lingen (KWL) erteilt. Damit kann der bereits Ende 2008 beantragte Abbau der Anlage nun wie geplant beginnen.

Nach einem gut dreijährigen Dialogprozess verabschiedete die Landesregierung NRW Ende Juni 2015 den Entwurf des NRW-Klimaschutzplans. Mit den darin verankerten Strategien und Maßnahmen soll das im NRW-Klimaschutzgesetz definierte Klimaschutzziel für 2020 - Minderung der Treibhausgasemissionen um mindestens 25 % gegenüber 1990 - erreicht werden. Dabei verzichtet die Landesregierung weitgehend auf Zwangsmaßnahmen und setzt stattdessen auf Unterstützung und Aktivierung von Wirtschaft und Verbrauchern durch finanzielle Förderung und Anreize, umfangreiche Beratungs- und Informationsangebote sowie Forschungs- und Entwicklungsprojekte und -Studien. Dies gilt insbesondere auch für den Kraftwerkssektor; hier verweist der Klimaschutzplan auf das Aktionsprogramm Klimaschutz des Bundes, ohne weiterreichende Eingriffe in den Kraftwerkspark vorzusehen. Mitte Dezember hat der Landtag dem Entwurf ohne weitere Änderungen zugestimmt, so dass die Landesregierung jetzt die Umsetzung der einzelnen Maßnahmen in Angriff nehmen kann.

Schon 2013 hatte die Landesregierung die Novellierung des Landesentwick-lungsplans NRW (LEP) gestartet und hierfür einen LEP-Entwurf vorgelegt, der den noch aus dem Jahr 1995 stammenden alten LEP ablösen soll. Mit dem neuen LEP sollen für die nächsten 20 Jahre die raumordnerischen Voraussetzungen für eine geordnete räumliche Entwicklung des Landes geschaffen werden. Nach Auswertung umfassender Stellungnahmen zum ersten Entwurf hat die NRW-Landesregierung im Frühsommer Eckpunkte zu dessen Überarbeitung vorgelegt. Insgesamt geben diese mehr Freiräume für die Entwicklung des Landes als noch der erste Entwurf. So hat der Klimaschutz zwar weiter eine hohe Bedeutung im LEP, muss sich aber nunmehr der Abwägung mit anderen Ansprüchen an den Raum stellen; auch bleiben trotz der angestrebten Reduktion des Flächenverbrauchs Neuausweisungen von Flächen für Gewerbe- und Industrieansiedlungen möglich. Der Grundsatz eines 58 %igen Mindestwirkungsgrads für neu auszuweisende Kraftwerksstandorte ist weiterhin enthalten, auch wenn er eine Doppelregulierung zum europäischen Emissionshandel (European Union Emissions Trading System, ETS) darstellt und ihm der Raumordnungsbezug fehlt. Aufgrund der weit reichenden Änderungen gegenüber dem ersten Entwurf führt die Landesregierung ein zweites Konsultationsverfahren durch, dessen Frist Mitte Januar ablief. Aktuell läuft die Auswertung der eingegangenen Stellungnahmen.

Als ersten Meilenstein im Jahr 2015 hat die EU-Kommission im Januar ein Konzept für eine europäische „Energieunion" vorgelegt, das Ende März auch von den EU-Staats- und Regierungschefs verabschiedet wurde. Das Konzept setzt auf den bestehenden Elementen der EU-Energie- und Klimapolitik auf, führt diese aber nunmehr „unter einem Dach" zusammen, um mehr Kohärenz zu schaffen. Die „Energieunion" richtet sich an fünf sogenannten Dimensionen aus: Versorgungssicherheit, Energiebinnenmarkt, Verringerung der CO2-Emissionen, Energieeffizienz sowie Forschung & Innovation. Im November 2015 zog die EU-Kommission hierzu eine erste Bilanz, in der sie sich auf dem richtigen Weg sieht. Gleichzeitig kündigte die Brüsseler Behörde für 2016 umfangreiche Umsetzungsschritte und Gesetzgebungsverfahren an.

Bis dato wurde mit der Reform des europäischen Emissionshandelssystems erst eine Dimension der „Energieunion" mit einem Richtlinienvorschlag vorangetrieben. Diesen hat die EU-Kommission im Rahmen des sogenannten „Sommerpakets" im Juli vorgelegt. Die Fortschreibung der Emissionshandelsrichtlinie soll dazu beitragen, das vom Europäischen Rat im Oktober 2014 beschlossene europäische Treibhausgasminderungsziel für 2030 - Minderung um mindestens 40 % gegenüber 1990 - gesetzlich zu implementieren. Um das Minderungsziel zu erreichen, soll die Gesamtmenge der im ETS pro Jahr verfügbaren Zertifikate in der vierten Handelsperiode ab 2021 jedes Jahr um 2,2 % - statt wie derzeit um 1,74 % - abgesenkt werden. Ein „Modernisierungs-Fonds" soll wirtschaftlich schwächeren Mitgliedstaaten und ein „Innovations-Fonds" der Industrie bei den nötigen Investitionen in CO2-arme Technologien helfen. Zwar wird es auch weiterhin eine freie Zuteilung von Zertifikaten an die Industrie geben, um CO2-Kosten bedingte Standortverlagerungen („Carbon Leakage") zu verhindern. Diese Ausnahmen sollen aber jetzt stärker begrenzt werden. Im anstehenden Gesetzgebungsverfahren auf EU-Ebene ist wichtig, dass die Balance zwischen Industrie und Energiewirtschaft erhalten bleibt, damit auch für die Stromerzeuger ausreichend Zertifikate am Markt zur Verfügung stehen und sie durch den Klimaschutz nicht überproportional belastet werden.

Ein anderer Schritt zur Stärkung des Emissionshandels konnte parallel bereits abgeschlossen werden. Ab 2019 steuert eine sogenannte Marktstabilitätsreserve das Angebot von CO2-Zertifikaten im Markt. Dies war politisch schon im Mai 2015 vereinbart worden, im Oktober ist dann das formelle Gesetzgebungsverfahren zwischen EU-Parlament und Rat beendet worden. Das Ambitionsniveau bei der CO2-Reduktion wird durch die Marktstabilitätsreserve nicht verändert; vielmehr trägt sie dazu bei, Angebot und Nachfrage von Zertifikaten stärker aufeinander abzustimmen, das ETS damit robuster zu machen und das Vertrauen in das Instrument zu stärken.

Die im Oktober 2014 beschlossenen europäischen Treibhausgasminderungsziele waren auch Grundlage der Verhandlungsposition der EU für die internationalen Klimaschutzverhandlungen in Paris (COP 21). Das Abkommen von Paris stellt ein starkes politisches Signal dar, auch wenn es keine verbindlichen Minderungspflichten festlegt, sondern lediglich freiwillige Zusagen sowie Mess- und Reportingvorgaben enthält. Auch wenn die EU-Kommission bislang keinen Anlass sieht, aufgrund des Pariser Abkommens die EU-Minderungsziele nachzujustieren, dürfte es doch in die weitere Debatte über die ETS-Reform einfließen und insbesondere bei der Frage der Vermeidung von Carbon Leakage und der Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie Berücksichtigung finden.

Im „Sommer-Paket" hat die EU-Kommission auch ihre Überlegungen zur Weiterentwicklung des Marktdesigns und zur Vollendung des Energiebinnenmarkts vorgelegt. Sie blieb dabei hinter dem von ihr selbst gesetzten Anspruch einer bahnbrechenden „Umgestaltung des Strommarkts" zurück. Vergleichbar mit den Plänen der Bundesregierung, soll Europa stattdessen auf die Weiterentwicklung des bestehenden Rahmens zu einem „Strommarkt 2.0" setzen. Dazu sollen der grenzübergreifende Stromhandel weiter gestärkt, Netzverbindungen zwischen den Mitgliedstaaten weiter ausgebaut und die erneuerbaren Energien stärker in den Markt integriert werden. Einem Kapazitätsmarkt steht die EU-Kommission weiterhin kritisch gegenüber. Kapazitätsmechanismen, wie sie in vielen EU-Mitgliedstaaten bereits existieren, werden als staatliche Eingriffe gewertet, die den Energiebinnenmarkt fragmentieren. Für die EU-Kommission sind sie nur als „letzter Ausweg" akzeptabel. In diesem Zusammenhang positiv zu bewerten ist, dass sich die Brüsseler Behörde vorstellen kann, Referenzmodelle zur grenzüberschreitenden Öffnung von Kapazitätsmechanismen zu erarbeiten. Einen konkreten Richtlinienvorschlag hat die EU-Kommission für 2016 angekündigt.

Zur Stärkung des Energiebinnenmarkts hat das Pentalaterale Energieforum (PLEF), in dem die Benelux-Länder, Frankreich und Deutschland in Energiemarktfragen kooperieren, im März 2015 auf Initiative der Europäischen Kommission einen Bericht zur gemeinsamen Versorgungssicherheit veröffentlicht. Danach soll Deutschlands Versorgungssicherheit bis 2020/2021 insbesondere durch die grenzüberschreitende Zusammenarbeit gewährleistet sein; die Zeit nach Abschaltung der deutschen Kernkraftwerke wurde damit aber ausgeblendet. Ergänzend dazu initiierte das BMWi unter der Federführung von Staatssekretär Rainer Baake eine gemeinsame Erklärung von zwölf „elektrischen Nachbarn" (Belgien, Niederlande, Luxemburg, Frankreich, Deutschland, Österreich, Schweiz, Norwegen, Schweden, Dänemark, Polen und Tschechische Republik). Mit dieser Erklärung bekräftigen die Nachbarländer ihre Absicht, gemeinsam für Versorgungssicherheit sorgen zu wollen. Wesentliche Ziele der Erklärung sind analog den BMWi-Vorschlägen zum Marktdesign eine stärkere Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt sowie der Abbau von Marktbarrieren an den Grenzen.

Im Rahmen des Prozesses zur Novellierung der BREF LCP (Best Available Tech-nique Reference Document Large Combustion Plants) sollen neue Grenzwerte für Schadstoffemissionen von Großfeuerungsanlagen auf Basis des Stands der Technik festgelegt werden. Anknüpfend an die Ergebnisse der Sitzung der Technical Work-ing Group (TWG, eine BREF-LCP-Expertengruppe) Anfang Juni und an die im Nachgang dazu bis Ende Oktober eingegangenen weiteren Stellungnahmen hat die zuständige EU-Behörde zum Jahreswechsel angekündigt, zum Ende des ersten Quartals 2016 einen finalen Entwurf der BREF LCP vorzulegen. Die in den bisherigen Entwürfen vorgeschlagenen neuen, EU-weit umzusetzenden Anforderungen an die Emissionsminderung u.a. für die Luftschadstoffe NOx, SO2, Staub bzw. erstmalig auch für Quecksilber und Ammoniak sowie die Empfehlungen zu Kohlenmonoxid liegen dicht an und zum Teil unter den Betriebswerten unserer Kraftwerke. Inwieweit daraus verschärfende Grenzwerte für RWE-Anlagen resultieren, die zu Nachrüstungen oder erhöhten Betriebskosten führen, hängt aber zum einen vom finalen Entwurf, zum anderen von der nationalen Umsetzung ab. Der finale Entwurf wird zunächst auf EU-Ebene weiter beraten; mit einem Abschluss des Verfahrens unter Beteiligung von Umweltministerrat und EU-Parlament ist nicht vor Anfang 2017 zu rechnen. Neue Emissionsbegrenzungen sind dann national innerhalb von vier Jahren umzusetzen und sowohl von Neu- wie von Bestandsanlagen einzuhalten.

Ende 2013 hatte die EU-Kommission einen Vorschlag zur Fortschreibung der aus 2001 stammenden Richtlinie zu Nationalen Emissionshöchstmengen für Luftschadstoffe (National Emissions Ceilings Directive, NEC-D) für die Zeit nach 2020 vorgelegt. Mit der Novelle sollen neue Zielwerte für nationale Emissionshöchstmengen für Luftschadstoffe wie NOx, SO2 oder Staub für das Jahr 2030 festgelegt werden. Jedes Mitgliedsland der EU muss dazu, wie auch heute schon für das Zieljahr 2020, auf Basis der NEC-D eine Strategie festlegen, wie die nationalen Emissionen der Luftschadstoffe reduziert und die Emissionshöchstgrenzen eingehalten werden sollen. Dabei müssen die Mitgliedstaaten auch bestimmen, welche Sektoren (Industrie, Energie, Transport, Haushalte, Landwirtschaft) in welchem Ausmaß zur Emissionsminderung beitragen sollen. Die für 2030 von der Kommission vorgeschlagenen Höchstmengen sind zum Teil sehr ambitioniert, so für NOx in Deutschland. Aktuell beraten EU-Parlament und Umweltministerrat über den Entwurf. Mitte Dezember hat der Rat sich - zunächst informell - auf eine gemeinsame Ausrichtung verständigt; sein Ziel ist es jetzt, mit EU-Parlament und Kommission in das so genannte Trilogverfahren einzutreten. Der Zeitplan ist wegen der informellen Natur des Trilogverfahrens kaum abschätzbar; ein Abschluss in erster Lesung wäre aber jedenfalls im ersten Halbjahr 2016 möglich. Inwieweit sich die Novellierung auf unsere Kraftwerke auswirken wird, hängt zum einen vom Ambitionsniveau der Ziele, zum anderen aber vor allem davon ab, welchen Anteil der notwendigen Emissionsminderung Deutschland, Großbritannien und die Niederlande in ihrem jeweiligen nationalen Aktionsprogramm dem Energiesektor zuweisen werden.

2. Wesentliche Vorgänge des Geschäftsjahres

2.1 Kostensenkung und Effizienzsteigerung

Das im Frühjahr 2013 gestartete Projekt NEO zur Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmensbereichs RWE Generation wurde in 2015 planmäßig fortgesetzt und weiterentwickelt. Die Vorgabe lautete, nachhaltige operative Cash-Verbesserungen von mindestens 1,2 Milliarden Euro pro Jahr bis Ende 2017 zu erzielen - jeweils gegenüber der Mittelfristplanung 2012.

Das Projekt NEO war auch in 2015 sehr erfolgreich: Bisher konnten nachhaltige Verbesserungsideen in Höhe von rund 1,7 Mrd. Euro (operativer Cash) ab 2017 quer über alle Sparten und Bereiche umgesetzt (70 0/0), teilweise bereits entschieden (25 %) und identifiziert (5 %) werden. Alle Teilprojekte haben ihre bisherigen Ziele erreicht, etliche liegen sogar deutlich über Plan. Dabei leistet die Reduzierung der Sachkosten sowie der so genannten Day-to-Day-Capex (Investitionen in das laufende Geschäft) derzeit mit 50 % den größten Beitrag zur Zielerreichung.

Trotz dieses Erfolges ist absehbar, dass die Ergebnisse der RWE Power AG in den kommenden Jahren deutlich sinken werden: Denn Belastungen durch politische Entscheidungen, regulatorische Eingriffe und vor allem der weiter anhaltende Strompreisverfall sind größer als die bisher vorgesehenen Cash-Verbesserungen. Aufgrund dieser Marktverschlechterungen und schwieriger Rahmenbedingungen wurde vom Vorstand ein neuer Zielanspruch formuliert. Insgesamt ist eine Zielerhöhung um mehrere hundert Millionen Euro operative Cash-Verbesserungen vorgesehen, die sich nahezu vollständig auch zeitnah im betrieblichen Ergebnis niederschlagen. Dabei gilt der Grundsatz, dass die Mitbestimmung wie bisher eng eingebunden und informiert wird.

Daneben wurde mit NWoW (New Way of Working) ein Geschäftstransformations-programm eingeführt, das zu zusätzlichen Verbesserungen der operativen und finanziellen Ergebnisse führen soll. NWoW verändert die tägliche Arbeitsweise für jeden Unternehmensangehörigen. Es steigert Leistung durch Standardisierung, Entwicklung von Fähigkeiten und Veränderung der Denk- und Verhaltensweisen.

NWoW stellt das Geschäft in den Mittelpunkt der Tätigkeiten. Es soll die Kundenzufriedenheit erhöhen und das Engagement, die Fähigkeiten, die Motivation und Zufriedenheit von Führungskräften und Mitarbeitern sollen wachsen. Betriebsergebnisse auf der Ertrags- wie auf der Kostenseite können verbessert werden. Hier unterstützt NWoW das Projekt NEO und verstetigt die Ergebnisse des erfolgreichen Kostensenkungsprogramms.

Im März 2015 startete NWoW mit einem Pilotprojekt in der Sparte Braunkohle am Kraftwerkstandort in Bergheim-Niederaußem. Auf eine intensive Vorbereitungsphase, in der sich das lokale Projektteam aufstellte und den Projektumfang definierte, folgte eine Diagnose- und Designphase, in der konkrete Themen umgesetzt und Maßnahmen definiert wurden. Das Pilotprojekt in Niederaußem läuft bisher sehr erfolgreich. In allen drei Arbeitssträngen - Leadership & Direction, Operational Excellence und End-to-End - sind die Mitarbeiter intensiv eingebunden und setzen die gemeinsam entwickelten Verbesserungen engagiert um. Dadurch sind erste Arbeitserleichterungen und Prozessverbesserungen bereits deutlich spürbar. Auf der Grundlage der im Pilotprojekt gemachten Erfahrungen wird NWoW im Jahr 2016 in weiteren Bereichen eingeführt.

2.2 Rechtliche Verfahren

Nachdem der Europäische Gerichtshof mit Urteil vom 4. Juni 2015 entschieden hat, dass die Kernbrennstoffsteuer nicht gegen Europarecht verstößt, liegt jetzt noch die Klage gegen die Zulässigkeit der von der Bundesregierung verabschiedeten Kernbrennstoffsteuer dem BVerfG zur Entscheidung vor. Derzeit werden die finalen Gerichtsentscheidungen für 2016 erwartet.

Für die Aufbewahrung der noch zurückzunehmenden Spaltproduktlösungen haben die Kernkraftwerke betreibenden Unternehmen in Wahrnehmung der ihnen obliegenden Entsorgungsvorsorge die erforderliche Anzahl von Stellplätzen in dem zentralen Zwischenlager in Gorleben vorgesehen, reserviert und bezahlt. Mitte 2013 wurde dieser Entsorgungsweg zur Zwischenlagerung in Gorleben durch eine gesetzliche Neuregelung (§ 9a Abs. 2 Atomgesetz) versperrt. Sie verpflichtet die Betreiber von Kernkraftwerken nunmehr, dafür zu sorgen, dass die zurückzunehmenden Stoffe in standortnahen Zwischenlagern aufbewahrt werden.

Da die aus unserer Sicht erforderliche Kostentragung durch die öffentliche Hand abgelehnt wurde, haben wir Anfang Oktober 2014 Klagen gegen die Sorgepflicht eingereicht, um im Verhältnis zu den jeweils atomrechtlich zuständigen Landesauf-sichtsbehörden gerichtlich feststellen zu lassen, dass die zu unseren Lasten eingeführte Sorgepflicht nicht besteht, da gegen die Sorgepflicht insbesondere mit Blick auf Art. 12 (freie Berufsausübung) und 14 GG (Eigentumsrecht) verfassungsrechtliche Bedenken bestehen. Bundesumweltministerium und Kernkraftwerks-Betreiber haben sich Mitte Juni auf einen Entscheidungsprozess für die Rückführung der Wie-deraufarbeitungsabfälle verständigt. Als Vorleistung für eine konstruktive Lösung haben sich die Unternehmen damit einverstanden erklärt, dass die laufenden Verfahren gegen die Länder zunächst ruhen. Im Falle einer Einigung auf ein gemeinsames Konzept mit angemessener Kostenverteilung ist auch die Rücknahme sämtlicher Klagen einschließlich der Verfassungsbeschwerden zur alternativen Zwischenlagerung möglich.

Nachdem die Kernkraftwerke Biblis A und Biblis B mit der 13. Novelle zum Atomgesetz entschädigungslos ihre jeweilige Berechtigung zum Leistungsbetrieb verloren hatten und das Restlaufzeitregime drastisch zum Nachteil der Kernkraftwerkbetreiber verändert worden waren, hatte RWE Power Anfang Februar 2012 Verfassungsbeschwerde hiergegen eingelegt. Gerügt wurden darin insbesondere die Verletzung der Art. 3 und 14 GG. Nachdem das Bundesverfassungsgericht entgegen seiner veröffentlichten Planung auch in 2015 nicht zu den Verfassungsbeschwerden verhandelt hat, wurde jetzt ein Verhandlungstermin für den 15. und 16. März 2016 anberaumt. Ende 2013 sind die Urteile des Verwaltungsgerichtshofs (VGH) Kassel rechtskräftig geworden, mit denen der VGH die Rechtswidrigkeit der beiden Anordnungen des Hessischen Umweltministeriums vom 18. März 2011 festgestellt hatte. Mit diesen beiden Anordnungen war uns nach dem Reaktorunfall in Fukushima der Betrieb von Biblis A und B für die Dauer von drei Monaten untersagt worden. Den uns daraus entstandenen Schaden in Höhe von 235 Mio. EUR haben wir inzwischen gegenüber dem Land Hessen und gegenüber der Bundesrepublik Deutschland mit einer Klage vor dem Landgericht Essen geltend gemacht. Die Klage wurde am 25. August 2014 eingereicht. Eine erste mündliche Verhandlung fand am 17. Dezember 2015 statt. Im Wesentlichen ging es erwartungsgemäß um die Frage, ob die Bundesrepublik neben dem Land Hessen haftet sowie um die Höhe unseres Schadens. Nach unserer Stellungnahme zu den Klageerwiderungen der Beklagten und den Fragen des Gerichts sowie nach nochmaligen Stellungnahmen der Beklagten wird es einen weiteren Verhandlungstermin geben.

Der Schadenersatzprozess von RWE Power gegen das Dampferzeugerkonsortium der BOA 2&3 dauert an.

Der 3. Rahmenbetriebsplan (RBP) für die Fortsetzung des Braunkohleabbaus im Tagebau Hambach im Zeitraum 2020 bis 2030 wurde im Dezember 2014 durch die Bezirksregierung Arnsberg als Bergbehörde zugelassen. Der RBP enthält neben den Vorgaben zum Braunkohlenabbau umfangreiche Regelungen zur Gewährleistung des ökologischen Ausgleichs und zum Artenschutz innerhalb und außerhalb des Abbaugebietes. Gegen die Zulassung des RBP haben der BUND und eine Privatperson aus grundsätzlichen Vorbehalten gegen die Braunkohlengewinnung Klagen erhoben. Alle in den Klagen vorgetragenen Aspekte waren bereits Gegenstand der Zulassungsprüfungen durch die Bergbehörde. Diese sowie RWE Power als Beigeladene haben innerhalb der gesetzten Fristen umfänglich auf die Klagen erwidert. Mit einer mündlichen Verhandlung wird im Jahr 2016 gerechnet. Aufgrund der Laufzeit des RBP erst ab dem Jahr 2020 ist der laufende Abbau durch die Klagen nicht tangiert.

Zwei weitere Klagen wurden von Privatpersonen erhoben, die außerhalb des Abbaugebietes durch ökologische Maßnahmen eigentumsmäßig berührt werden. In beiden Fällen laufen konstruktive Sachgespräche zur Ausräumung der Konfliktpunkte.

Im April 2013 hatte die Stadt Düren gegen den von der Bezirksregierung Arnsberg als Bergbehörde im Dezember 2012 zugelassenen Rahmenbetriebsplan für den Tagebau Inden Klage erhoben. Der Rahmenbetriebsplan vollzog die Änderung des Braunkohlenplanes Inden nach, mit der die Wiedernutzbarmachung von einer vollständigen Verfüllung des Abbaugebietes hin zu einer Teilverfüllung mit der Anlage eines Restsees geändert worden war. Nachdem ihre kommunale Verfassungsbeschwerde vom Verfassungsgerichtshof NRW bereits zuvor zurückgewiesen worden war, hat die Stadt Düren im Oktober 2015 ihre verwaltungsgerichtliche Klage zurückgenommen. Damit ist die Zulassung des Rahmenbetriebsplanes bestandskräftig und kann der weiteren Planung einer Wiedernutzbarmachung mit Restsee zugrunde gelegt werden.

Anfang 2014 ist RWE Power eine Schiedsklage der Enovos Luxembourg S.A. zugestellt worden, mit der Enovos insbesondere die Anpassung des Vertrages zur Errichtung der Maschine 11 am Standort Vianden, Luxemburg, und einen Anteil an einer etwaigen Befreiung des PSW Vianden von Netznutzungsentgelten fordert. Mit einer Entscheidung des Schiedsgerichts ist nicht vor Mitte 2016 zu rechnen.

Ende 2014 hat Enovos Luxembourg S.A. Klage vor dem Landgericht Essen eingereicht und die vertraglichen Vereinbarungen zwischen RWE Power und Enovos zu den Mosel-Laufwasserkraftwerken Grevenmacher und Palzem angegriffen. Mit der Klage verlangt Enovos die Erstattung von Zahlungen, die Enovos auf Basis einer „Ausgleichsvereinbarung" an RWE Power erbracht hat. Darüber hinaus will Enovos an den EEG-Vergütungen für das Kraftwerk Palzem aus der Vergangenheit und in der Zukunft partizipieren. Mit Urteil vom 12. November 2015 hat das Landgericht Essen die Klage vollumfänglich abgewiesen. Enovos hat jedoch Berufung eingelegt.

2.3 Kraftwerksportfolio

Die kohlebedingte außerplanmäßige-Nichtverfügbarkeit der Braunkohlenkraftwerke konnte aufgrund umfassender technischer und organisatorischer Maßnahmen auf ein historisches Minimum gesenkt werden. Unvorhergesehene umfangreiche Reparaturarbeiten an den Turbinen der drei 1.000-MW-BoA-Blöcke in Niederaußem und Neurath wirkten sich negativ auf die kommerzielle Verfügbarkeit aus. Zur weiteren Steigerung der technischen Flexibilität und der Blockperformance wurden die Leittechnikerneuerungen abgeschlossen und die Maßnahmen zur Prozessgüte-optimierung konsequent weitergetrieben.

Nach Abschluss des Regionalplanverfahrens und der kommunalen Bauleitplanverfahren Ende März 2015 wurde mit der Vorbereitung der erforderlichen Antragsunterlagen für die technischen Genehmigungsverfahren für das Projekt BoAplus begonnen. Im Juni 2015 wurde hierzu eine frühe Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt. Im September 2015 folgte der Scopingtermin im Rahmen des immissionsschutzrechtlichen Verfahrens, bei dem die Bezirksregierung Köln als Genehmigungsbehörde den Trägern öffentlicher Belange Gelegenheit gab, Stellungnahmen zum Untersuchungsumfang der Umweltverträglichkeitsprüfung vorzubringen. Die

Ergebnisse aus beiden Terminen werden in den Genehmigungsantragsunterlagen berücksichtigt. RWE Power will die Voraussetzungen schaffen, ihre Kraftwerke im Rheinischen Braunkohlenrevier weiter zu erneuern. Eine Bauentscheidung ist damit nicht verbunden. Eine Investitionsentscheidung wird in Abhängigkeit von den Veränderungen des Markts und der Wirtschaftlichkeit des Projekts getroffen. Gegenwärtig werden die Wirtschaftlichkeitskriterien allerdings nicht erfüllt.

Die 2010 begonnene Erweiterung des Pumpspeicherkraftwerks Vianden (SEO, Luxemburg) um eine elfte Maschine mit einer Leistung von 200 MW ist abgeschlossen. Nach Remontage des Kugelschiebers und Abschluss der Inbetriebsetzungsphase ist die Maschine 11 seit dem 31. Juli 2015 für den Leistungsbetrieb freigegeben. Mit der neuen Maschine verfügt das Pumpspeicherkraftwerk Vianden nun über eine Leistung von insgesamt 1.300 MW.

Laut Atomgesetz soll der Leistungsbetrieb des Kernkraftwerks Gundremmingen in Block B spätestens am 31. Dezember 2017 und in Block C am 31. Dezember 2021 eingestellt werden. Um dieses Enddatum zu erreichen, ist es erforderlich und vom Gesetzgeber so eingeräumt, dass die für jedes Kraftwerk definierten Elektrizitätsmengen - vormals Reststrommengen - flexibel zwischen Anlagen übertragen werden können, um den Weiterbetrieb bis zum Enddatum zu ermöglichen. Im Mai 2015 wurden Elektrizitätsmengen aus dem Mülheim-Kärlich-Kontingent und aus dem Kernkraftwerk Unterweser (Betreiber E.ON) zunächst für einen Weiterbetrieb bis Februar 2017 übertragen.

Der Vertrag für die Betriebsführung der Müllverbrennungsanlage Weisweiler konnte bis Ende 2020 verlängert werden. Der Vertrag für die Fernwärme Forschungsanlage Jülich wurde bis Ende 2019 verlängert.

2.4 Braunkohlenbergbau und Veredlung

Die Braunkohlenförderung in den drei Tagebauen des Rheinischen Reviers lag 2015 insgesamt bei rd. 95 Mio. t und damit etwa auf dem Vorjahresniveau. Der Rohkohleneinsatz in den Veredlungsbetrieben lag mit ca. 12,8 Mio. t. leicht unter dem Vorjahresniveau.

Die im Jahr 2012 begonnene Umsiedlung von Kerpen-Manheim im Abbaugebiet des Tagebaus Hambach verläuft planmäßig. Gleiches gilt für die Umsiedlung der Ortschaft Morschenich (Gemeinde Merzenich), mit der im Jahr 2013 begonnen wurde. Der bereits im Oktober 2013 zugelassene Sonderbetriebsplan Artenschutz bis zum Jahr 2020 befindet sich weiterhin in der Umsetzung. Die bestehenden wasserrechtlichen Erlaubnisse für die Einleitung des überschüssigen Sümpfungs- und Grubenwassers des Tagebaus Hambach in die Erft sind bis zum 31. Dezember 2015 befristet. Im September 2014 wurde ein Verlängerungsantrag für den Zeitraum bis Ende 2030 bei der Bezirksregierung Arnsberg eingereicht, der im Dezember 2015 zugelassen wurde.

Durch den fortschreitenden Tagebau Hambach wird die Sümpfungswasserableitung zur Erft voraussichtlich im Jahre 2016 durchschnitten. Als Ersatz wurde daher in 2015 eine neue Randleitung erstellt. Diese ist zwischenzeitlich fertiggestellt und betriebsfähig.

Im Laufe des Jahres 2015 haben die störenden Handlungen durch so genannte Klimaaktivisten in einem Teilbereich des Hambacher Forstes deutlich zugenommen und es ist zu Fällen von Körperverletzung und Sachbeschädigung gekommen. Die Rodungsarbeiten laufen aufgrund umfassender Sicherungsmaßnahmen dennoch im geplanten Zeitfenster.

Am 15. August 2015 drangen ca. 800 Demonstranten in den Tagebau Garzweiler ein und besetzten unter anderem für mehrere Stunden den Bagger der zweiten Sohle. Der Betrieb konnte dank des umsichtigen Einsatzes der Polizei am gleichen Tag wieder aufgenommen werden.

Der Braunkohlenplan für den 3. Umsiedlungsabschnitt im Tagebau Garzweiler wurde am 29. Oktober 2015 genehmigt. Die Umsiedlung kann somit planmäßig erfolgen. Die Wiederherstellung der Autobahn A 44 verläuft weiterhin planmäßig. Das Braunkohlenplanverfahren zur Sicherung einer Trasse für die Rheinwasser-transportleitung ist angelaufen. Der Braunkohlenausschuss hat hierzu am 22. Juni 2015 die Erarbeitung eines Braunkohlenplanentwurfes beschlossen.

Die Landesregierung NRW hat das Verfahren zur Erarbeitung einer neuen Leitentscheidung zur Weiterentwicklung des Tagebaus Garzweiler II weiter geführt. In der ersten Jahreshälfte 2015 wurden dazu drei sogenannte „Expertengespräche" zu den Themen Energie, Wasserwirtschaft/Restsee und kommunale Planun-gen/Fachplanungen durchgeführt. Nachdem die Staatskanzlei NRW den Entwurf der Leitentscheidung am 29. September 2015 in einer öffentlichen Veranstaltung vorgestellt hatte, startete am Folgetag das öffentliche Beteiligungsverfahren, welches am 8. Dezember 2015 endete. Nach der nachfolgenden Auswertung aller Stellungnahmen und ggf. Überarbeitung des Entwurfs der Leitentscheidung, rechnen wir mit einem Abschluss des Verfahrens durch die Landesregierung in der ersten Hälfte 2016.

Die im Juli 2014 wieder in Betrieb genommene Wirbelschichttrocknungs-Anlage in Frechen lief 2015 planmäßig im Dreischichtbetrieb. Seit Juli 2015 wird das Kraftwerk Goldenberg rein wärmegeführt betrieben. Es erfolgt keine gezielte Stromeinspeisung mehr in das öffentliche Netz. Einer der beiden Kraftwerkskessel des Goldenberg-Werks wurde in die Reserve überführt sowie eine der beiden Turbinen stillgelegt. Die Prozessdampf- und Stromversorgung der Fabrik Berrenrath und die Wärme-Versorgung der externen Kunden sind weiterhin uneingeschränkt sichergestellt.

2.5 Umweltschutz

Mit einem umfassenden Umweltmanagement trägt die RWE Power AG der Verantwortung für einen schonenden Umgang mit den Ressourcen und für die Reduktion des Schadstoffausstoßes Rechnung. Schwerpunkte bilden weiterhin technische Maßnahmen zur Emissionsminderung der Kraftwerke, die Grundwasseranreicherung in den Feuchtgebieten, die Abfallbeseitigung, die Rekultivierung von Abbauflächen sowie Maßnahmen zur Verringerung der Feinstaubkonzentrationen im Bereich der Tagebaue.

3. Geschäftsentwicklung

3.1 Vermögenslage

Bilanzstruktur

	31.12.2015		31.12.2014
	%	Mio. €	%	Mio. €
---	---	---	---	---
Anlagevermögen
Immaterielle Vermögensgegenstände	5	0	6	0
Sachanlagen	3.944	22	4.182	22
Finanzanlagen	10.595	58	10.608	57
	14.544	80	14.796	79
Vorabraum	3	0	2	0
Umlaufvermögen
Vorräte	615	3	610	3
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	3.022	17	3.291	18
Flüssige Mittel	2	0	2	0
	3.639	20	3.903	21
Rechnungsabgrenzungsposten	6	0	8	0
	18.192	100	18.709	100

Passiva

	31.12.2015		31.12.2014
	Mio. €	%	Mio. €	%
---	---	---	---	---
Eigenkapital
Gezeichnetes Kapital
Kapitalrücklage	1.032	6	1.032	6
Gewinnrücklagen	992	6	992	5
Sonderposten	13	0	1.375	7
	2.037	12	3.399	18
Rückstellungen	47	0	47	0
Verbindlichkeiten	13.362	73	11.744	63
Rechnungsabgrenzungsposten	2.740	15	3.515	19
Aufstellung des Anteilsbesitzes (§ 285 HGB)	6	0	4	0
	18.192	100	18.709	100

Der Anteil des Sachanlagevermögens an der Bilanzsumme ist mit 22 % geringer als der Anteil der Finanzanlagen. Dies ist durch die Altersstruktur des Kraftwerksparks der RWE Power AG bedingt. Der Anteil der Finanzanlagen beträgt 58 % der Bilanzsumme gegenüber dem Vorjahresanteil in Höhe von 57 %. Es handelt sich dabei im Wesentlichen um unverzinsliche und niedrigverzinsliche Ausleihungen an Tochtergesellschaften sowie um verzinsliche Ausleihungen an die RWE AG. Gegenüber dem Vorjahr haben sich nur unwesentliche Veränderungen bei den Finanzanlagen ergeben.

Im Umlaufvermögen ist der Anteil an der Bilanzsumme bei den Forderungen und sonstigen Vermögensgegenständen gegenüber dem Vorjahr im Wesentlichen aufgrund des Rückgangs des Finanzierungsmittelkontos mit der RWE AG gesunken.

Auf der Passivseite stellen die Rückstellungen mit 73 % den größten Anteil an der Bilanzsumme dar. Sie sind im Vergleich zum Vorjahr um 14 % gestiegen. Hauptsächlicher Bestandteil ist hier die Rückstellung für die Entsorgung im Kernenergiebereich mit 9.011 Mio. €, welche sich gegenüber dem vergangenen Jahr im Wesentlichen zinsbedingt um 1.052 Mio. € erhöht hat.

Die Verbindlichkeiten sind gegenüber dem Vorjahr um 775 Mio. € auf 2.740 Mio. € gesunken.

Die Eigenkapitalquote der RWE Power AG liegt bei 12 % (Vorjahr 18%).

3.2 Finanzlage

3.2.1 Finanzierung

Die RWE Power AG ist in das konzernweite Cash-Management der RWE AG integriert. Hiernach führt die RWE Power AG ihre Liquidität im Rahmen des Cash-Pools an die RWE AG über ein entsprechendes Finanzierungsmittelkonto ab. Der voraussichtliche Liquiditätsbedarf und -überschuss wird anhand von Finanzplänen ermittelt; etwaige Liquiditätsbedarfe werden von der RWE AG ausgeglichen.

Unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen ist der Bestand auf dem Finanzierungsmittelkonto mit der RWE AG im Geschäftsjahr 2015 um 517 Mio. € auf 223 Mio. € gesunken. Dieser Rückgang ist wesentlich durch die Abführung des Ergebnisses vor Steuern an die RWE AG bestimmt. Das Finanzierungsmittelkonto mit der RWE Generation SE weist einen Betrag von 2.122 Mio. € auf.

Der Mittelzufluss aus der laufenden Geschäftstätigkeit beträgt im Geschäftsjahr 1.009 Mio. € und hat sich damit um 1.196 Mio. € gegenüber dem Vorjahr verringert, wobei die Abrechnung der operativen Geschäftsvorfälle über das Finanzie-rungsmittelkonto mit der RWE Generation SE erfolgt.

3.2.2 Investitionen

Die Investitionen in das Sachanlagevermögen der RWE Power AG beliefen sich im Geschäftsjahr 2015 insgesamt auf 264 Mio. €; das sind 19 % weniger als im Vorjahr. Im Vordergrund standen Investitionen in Tagebauausrüstung und Tagebaugrundstücke.

3.3 Ertragslage

Das Ergebnis vor Steuern vom Einkommen und vom Ertrag der RWE Power AG hat sich im Geschäftsjahr 2015 um 2.038 Mio. € auf -1.346 Mio. € gegenüber dem Vorjahr deutlich verschlechtert. Erhebliche Belastungen resultieren wie im Vorjahr im Ausblick erwartet aus dem Rückgang der Erzeugungsmarge, die durch die Reduktion operativer Kosten in Folge der Umsetzung des NEO-Programms nicht kompensiert werden konnten. Dazu kamen erhebliche Ergebnisbelastungen aus der Abzin-sung langfristiger Rückstellungen.

3.3.1 Produktion und Absatz

Das Stromaufkommen der RWE Power AG belief sich im Geschäftsjahr 2015 auf insgesamt ca. 93,6 TWh und lag damit auf Vorjahresniveau. Bei unseren großen 1.000-MW-BoA-Blöcken in Niederaußem und Neurath verzeichneten wir infolge unvorhergesehener umfangreicher Reparaturarbeiten einen Rückgang der Erzeugung. Die übrigen Braunkohlenblöcke profitierten jedoch von einer besseren kommerziellen Verfügbarkeit, nachdem das Vorjahr durch zahlreiche Hauptuntersuchungen und Störfälle belastet war.

Die Vermarktung der weitestgehend bereits in Vorperioden kontrahierten Strommengen erfolgte im Wesentlichen über die RWE Supply & Trading GmbH.

Im Rahmen des Geschäftsbereichs „Commercial Asset Optimisation (CAO)" vermarktet die RWE Supply & Trading GmbH die liquiden Commodity-Positionen der RWE Power AG.

3.3.2 Umsatz und Ergebnis

Im Geschäftsjahr 2015 verminderten sich die Umsatzerlöse gegenüber dem Vorjahr um 521 Mio. € auf 4.650 Mio. €. Ausschlaggebend waren preisbedingt deutlich verminderte Umsatzerlöse im Stromgeschäft.

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind gegenüber dem Vorjahr um 51 Mio. € auf 583 Mio. € gesunken. Wesentlich dafür ist die Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 320 Mio. € gegenüber 426 Mio. € im Vorjahr.

Der Materialaufwand stellt mit 2.469 Mio. € den größten Aufwandsposten dar und ist um 4 % höher als im vergangenen Jahr aufgrund höherer Aufwendungen für Fremdstrombezüge.

Der Personalaufwand lag mit 1.122 Mio. € um 140 Mio. € über dem Vorjahreswert. Mit dem Wechsel bisher abgestellter Mitarbeiter zur RWE Technology International GmbH und zur RWE Gastronomie GmbH sowie nach Ausscheiden von Mitarbeitern auf Grund der AmT-Maßnahme gingen die Aufwendungen für Löhne und Gehälter der RWE Power AG zwar entsprechend zurück. Jedoch ergab sich aus der Aktualisierung des Zinssatzes der bei der RWE AG bilanzierten Pensionsrückstellungen eine höhere Weiterbelastung an die RWE Power AG im Altersversorgungsaufwand.

Die Abschreibungen sind insgesamt um 12 Mio. € auf 474 Mio. € gestiegen und betrafen im Wesentlichen den Tagebaubereich und die BoA 2&3. Die außerplanmäßigen Abschreibungen in Höhe von 17 Mio. € lagen um 16 Mio. € unter dem Vorjahr. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind um 197 Mio. € auf 686 Mio. € gestiegen. Diese Erhöhung ist im Wesentlichen durch die Zuführung zu Restrukturierungsrückstellungen verursacht. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen im Geschäftsjahr 2015 sind wesentlich durch Aufwendungen für Fremdleistungen in Höhe von 411 Mio. € bestimmt.

Das Ergebnis Finanzanlagen ist um 105 Mio. € auf 191 Mio. € aufgrund geringerer Erträge aus Ausleihungen gegenüber verbundenen Unternehmen gesunken.

Das negative Zinsergebnis in Höhe von 2.071 Mio. € ist um 893 Mio. € schlechter als der negative Vorjahreswert in Höhe von 1.178 Mio. € und ist wesentlich durch den rückläufigen Diskontierungszinssatz für langfristige Rückstellungen beeinflusst. Das negative Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit beträgt -1.346 Mio. € und ist somit um 2.038 Mio. € geringer als im vergangenen Jahr. Der Aufwand aus Gewinnabführung ist um 252 Mio. € auf 346 Mio. € gesunken. Zum Ausgleich des Jahresfehlbetrags wurden die Gewinnrücklagen in Höhe von 1.362 Mio. € aufgelöst.

3.3.3 Betriebliches Ergebnis nach IFRS

Eine wesentliche Steuerungskennzahl der RWE Power AG ist das betriebliche Ergebnis nach der Definition der RWE AG für den Konzernabschluss, der nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt worden ist. Dabei wird das Ergebnis vor Steuern bereinigt um das Finanzergebnis und um sogenannte neutrale Ergebnisbestandteile, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind. Dabei kann es sich u.a. um Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder nicht betriebsnotwendigen langfristigen Vermögenswerten handeln.

RWE Power AG weist im Jahresabschluss 2015 ein negatives Ergebnis vor Steuern nach HGB in Höhe von -1.346 Mio. € aus. Nach Herausrechnung der erfolgswirksamen Bilanzierungs- und Bewertungsunterschiede zwischen IFRS und HGB in Höhe von 36 Mio. € ergibt sich ein negatives Ergebnis vor Steuern nach IFRS in Höhe von -1.311 Mio. €. Der Ergebnisunterschied entsteht im Wesentlichen durch die Bewertungsunterschiede bei der Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich und der bergbaubedingten Rückstellung sowie aus zusätzlichen außerplanmäßigen Abschreibungen auf Kraftwerke und Tagebauanlagen in der IFRS-Rechnungslegung.

Das Ergebnis vor Steuern nach IFRS ergibt sich aus dem positiven betrieblichen Ergebnis von 280 Mio. €, dem negativen neutralen Ergebnis von -1.209 Mio. € und dem negativen Finanzergebnis in Höhe von -382 Mio. €. Das betriebliche Ergebnis des Vorjahres betrug 1.442 Mio. €.

3.4 Nicht-finanzielle Leistungsindikatoren

Ein wesentlicher nicht-finanzieller Leistungsindikator der RWE Power AG ist die Höhe der CO2-Emissionen der eigenen Kraftwerksanlagen. Zum Ende des Geschäftsjahres beträgt die Höhe der CO2-Emissionen eigener Kraftwerke 85,8 Mio. t CO2 und hat sich damit um 0,5 Mio. t CO2 gegenüber dem Vorjahr erhöht.

4. Personal

Am 31. Dezember 2015 waren 9.777 Mitarbeiter (gemessen in Mitarbeiteräquivalenten) im Unternehmen beschäftigt. Gegenüber dem Vorjahr ist die Belegschaft um 816 Mitarbeiter gesunken. Wesentliche Ursachen hierfür waren die Inanspruchnahme der AmT-Regelung und die Wechsel bisher abgestellter Mitarbeiter zur neuen RWE Technology International GmbH zum 1. Juli 2015. Im Zuge der Weiterentwicklung der Konzernstruktur wechselten am 1. Dezember 2015 weitere bisher abgestellte 28 Mitarbeiter von der RWE Power AG im Rahmen eines Betriebsübergangs nach § 613a BGB zur RWE Gastronomie GmbH.

Seit Beginn des Jahres sind insgesamt 585 Mitarbeiter über die AmT-Regelung aus dem Unternehmen ausgeschieden. Die Inanspruchnahmequote beträgt rund 91 %. Somit hat sich die AmT-Regelung als erfolgreiches Personalregulierungsinstrument zur Umsetzung der notwendigen Personalanpassungsmaßnahmen bewährt, denn seit Inkrafttreten der AmT-Regelung im September 2012 haben 1.743 Mitarbeiter das Unternehmen über diese Regelung verlassen.

Im August haben 129 Auszubildende eine Ausbildung bei der RWE Power AG begonnen. Darüber hinaus hat die RWE GBS GmbH weitere 22 Auszubildende eingestellt, die im Auftrag der RWE Power AG ausgebildet werden. Damit wird weiterhin, trotz der angespannten wirtschaftlichen Situation, über Bedarf ausgebildet.

Gemäß Tarifabschluss vom Dezember 2014 wurden die tariflichen Tabellen- sowie Ausbildungsvergütungen ab dem 1. Juli 2015 um 2,3 % erhöht. Für die Monate Januar bis Juni 2015 wurde eine Einmalzahlung in Höhe von 1.200 € (Auszubildende 400 €) gezahlt. Bei den außertariflichen Mitarbeitern erfolgte eine Grundanhebung der Gehälter um 1 %.

Mit den Gesamtbetriebsräten wurde am 22. Januar 2015 eine Betriebsvereinbarung zum Einsatz von NWoW abgeschlossen, in der insbesondere die Sicherung der Arbeitsverhältnisse auf der Basis des Tarifvertrags „Switch" und die Art und Weise der Anwendung der NWoW-Instrumente vereinbart wurde.

Seit Juni 2015 erfolgt die internationale Steuerung und Koordination des Bereichs Gesundheit im Center of Expertise Health. Dort gebündelt sind Arbeitsmedizin, Gesundheitsmanagement, Sozialberatung und Notfallmedizin. Im Rahmen der diesjährigen konzernweiten Mitarbeiterbefragung wurde erstmals ein Health & Safety-Index erhoben.

Erfreulicherweise sind im Geschäftsjahr 2015 zwar keine tödlichen Betriebsunfälle aufgetreten, jedoch haben sich zwei tödliche Wegeunfälle ereignet. Zudem hat die RWE Power AG in der Entwicklung der LTIF-Unfallquote erneut einen Tiefststand erreicht. Dieser wichtige Gradmesser lag in den vergangenen zwölf Monaten bei 2,5 pro 1 Million geleisteter Arbeitsstunden. Damit hat das Unternehmen das selbstgesteckte Jahresziel von 2,0 verfehlt. Im Vergleich zum Geschäftsjahr 2014 (3,3) ist die LTIF-Quote um 24 % gesunken und somit deutlich verbessert. Im Zeitraum von Januar bis Dezember ereigneten sich insgesamt 85 Arbeitsunfälle mit mindestens einer Ausfallschicht bei den eigenen Mitarbeitern und Partnerfirmen.

Entgegen dem negativen Trend haben die Sparten Kernkraftwerke (LTIF: 0,6), Braunkohleplanung und -ausrichtung (LTIF: 0) sowie das Geschäftsfeld Veredlung (LTIF: 2,1) ihre selbst gesteckten LTIF-Zielquoten unterschritten.

5. Forschung und Entwicklung

Die Aktivitäten der Forschung und Entwicklung dienen dem kosteneffizienten Betrieb der Kraftwerke, der Steigerung der Flexibilität sowie dem Klima- und Umweltschutz. Zudem entwickeln wir neue Nutzungsoptionen für den heimischen Energieträger Braunkohle aus dem rheinischen Revier.

Für den kosteneffizienten Betrieb von Kraftwerken ist ein umfassendes Verständnis der gesamten Prozesskette notwendig. Beim Brennstoff Braunkohle ist es wichtig, die Eigenschaften der aktuellen und zukünftigen Kohlen aus unseren Tagebauen zu kennen und diese den am besten für sie geeigneten Kraftwerksblöcken zuzuordnen. Dadurch können kohlebedingte Nichtverfügbarkeiten reduziert werden. Unsere mineralogische Expertise ermöglicht zudem, notwendige Anpassungen der konventionellen Kraftwerkstechnik frühzeitig zu erkennen und zu entwickeln.

Die Wirbelschichttrocknungstechnik WTA zur Erzeugung von Trockenbraunkohle ist eine wichtige Technik zur Steigerung der Effizienz der Stromerzeugung aus Braunkohle und zur Erschließung neuer Nutzungspfade. Wir haben mit der WTA-Prototypanlage, die von 2009 bis 2014 im Kraftwerk Niederaußem im Rahmen unseres Forschungs- und Entwicklungsprojektes betrieben wurde, die kommerzielle Reife der Technik erfolgreich demonstriert. Im März 2015 wurde die WTA-Prototypanlage an den Betrieb im Kraftwerk Niederaußem übergeben.

Um die Flexibilität unserer Kraftwerke weiter zu steigern, entwickeln wir in mehreren Forschungsprojekten neue Werkstoffe sowie Verfahren für die Erkennung und Prognose des Werkstoffverhaltens, um damit noch häufigere und schnellere Laständerungen, häufigeres und schnelleres An- und Abfahren sowie eine geringere Mindestlast als heute zu ermöglichen.

Zur Vorbereitung auf mögliche Verschärfungen der Emissionsauflagen entwickeln und erproben wir neue Emissionsminderungstechniken. Ein Beispiel dafür ist die innovative Rauchgasentschwefelungstechnik „REAplus", die seit 2008 in einer Pilotanlage im Kraftwerk Niederaußem erprobt wird. Im Sommer 2014 wurden drei REAplus-Module in die Blöcke G und H des Kraftwerks Niederaußem eingebaut und damit deren elektrischer Eigenbedarf gesenkt. Für den Klimaschutz testen und optimieren wir bereits seit 2009, gefördert vom BMWI, in einer Pilotanlage im Kraftwerk Niederaußem gemeinsam mit unseren Partnern Linde und BASF die CO2-Abtrennung aus Rauchgas. Im Vordergrund der Untersuchungen stehen die Optimierung der Emissionsminderung sowie der Test eines nochmals verbesserten Waschmittels von BASF. Seit Oktober 2015 kooperieren wir auf dem Gebiet der CO2-Nutzung mit der Forschungszentrum Jülich GmbH (FZJ). Das in der CO2-Pilotwäsche abgetrennte CO2 stellen wir seitdem dem FZJ für Forschungsprojekte zur Verfügung.

In einem weiteren Forschungsprojekt entwickeln wir Konzepte für neue Nutzungsmöglichkeiten unserer Braunkohle. Der mengenmäßig wichtigste heimische Energie- und Rohstoffträger soll mittelfristig neben der Stromproduktion auch zur Produktion von Treibstoffen oder Basischemikalien genutzt werden. Die Enquete-Kommission zur Zukunft der chemischen Industrie in NRW hat in ihrem Bericht im Hinblick auf nachhaltige Rohstoffbasen, Produkte und Produktionsverfahren die Potenziale der Braunkohle für die Rohstoffversorgung hervorgehoben.

6. Chancen und Risiken

Im Hinblick auf die Früherkennung von Chancen und Risiken ist die RWE Power AG in das konzernweite Risikomanagementsystem der RWE AG fest integriert. Die kontinuierliche systematische Erfassung, Bewertung und Steuerung von wesentlichen Chancen und Risiken, erfolgen nach einheitlichen Standards durch operative Einheiten der RWE Power AG mit Unterstützung von Fachabteilungen. Identifizierte Risiken/Chancen werden hinsichtlich der erwarteten Schadens-/Chancenhöhe bzw. ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit bewertet und klassifiziert. Wertmaßstäbe für die Beurteilung der Höhe bilden das Betriebliche Ergebnis und das Eigenkapital des Unternehmensbereichs. Da aber auch die Auswirkungen auf Cash Flow und Nettoverschuldung bemessen werden sollen, werden hierfür zentral durch die RWE AG konzerneinheitlich ermittelte Wertklassen vorgegeben. Unsere Analyse erstreckt sich auf den Mittelfristplanungszeitraum. Diese Analyse kann bei wesentlichen strategischen Risiken auch darüber hinausreichen. Die Risiken analysieren wir mithilfe einer konzernweit vorgegebenen Matrix, in der die identifizierten Risiken mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und potenziellen Schadenshöhe dargestellt werden. So können wir ableiten, ob und in welchem Umfang Handlungsbedarf besteht. Wir unterscheiden dabei drei Risikoklassen. Im Fall von hoch eingestuften Risiken begrenzen wir diese i.d.R. durch Maßnahmen zur Mitigation. Mittlere Risiken werden kontinuierlich beobachtet und, falls notwendig, durch entsprechende Maßnahmen begrenzt. Geringe Risiken lösen keinen unmittelbaren Handlungsbedarf aus, werden aber kontinuierlich überwacht. Für die Ermittlung und Absicherung von Preisänderungs- und (Kredit-)Ausfallrisiken erfolgt der Einsatz konzerneinheitlicher Methoden. Deren Anwendung ist durch verbindliche Richtlinien und regelmäßiges Monito-ring sichergestellt. So werden auftretende Preisänderungsrisiken auf den Strom-und Primärenergiemärkten mittels einer Variante der Value-at-Risk-Methodik (VaR) ermittelt. Der gezielte Einsatz moderner derivativer Finanzinstrumente zur Risikobegrenzung ist im Rahmen von Konzernrichtlinien und unternehmensspezifisch gewährter Limite definiert. Die Bewertung von Betriebs- und Umfeldrisiken erfolgt weitgehend auf Basis von Szenarien.

Ein revolvierendes Risikoreporting, das in den regulären Planungs- und Controlling-prozess integriert ist, gewährleistet eine zentrale Zusammenfassung und Kommunikation aller erkannten Risiken und wesentlichen Chancen an die Entscheidungsträger im Unternehmen. Wir berichten alle gemäß konzernweit definierter Wertgrenzen als wesentlich einzustufenden Risiken regelmäßig in Form der zuvor beschriebenen Matrix. Über unvorhergesehene wesentliche Veränderungen der Risiko-Situation wird der Vorstand unverzüglich in Kenntnis gesetzt. Mittels internem Kontrollsystem und wiederkehrenden Überprüfungen durch die interne Revision wird die Wirksamkeit des Risikomanagementsystems überwacht. Ferner erfolgt eine jährliche Systemprüfung im Rahmen der Konzernabschlussprüfung.

Weiterhin unsichere politische Rahmenbedingungen auf nationaler und europäischer Ebene, sich wandelnde Marktstrukturen sowie schwankende Strom- und Brennstoffpreise haben einen maßgeblichen Einfluss auf unser Geschäft und stellen große unternehmerische Herausforderungen dar. Die Rentabilität unserer Neuanlagen ist ebenfalls beeinträchtigt. Wir begegnen den veränderten Marktverhältnissen und der sich verschlechternden Ergebnissituation mit weitreichenden Programmen zur Restrukturierung und Effizienzsteigerung. Den Fortbestand der RWE Power AG gefährdende Risiken waren Ende 2015 nicht bekannt. Die nachfolgend aufgeführten Sachverhalte wurden als wesentlich für die RWE Power AG erachtet. Zu beachten ist, dass Risiken, die uns derzeit noch nicht bekannt sind oder die gegenwärtig noch als unwesentlich eingeschätzt werden, bei unerwarteten gravierenden Änderungen der Umfeldbedingungen ebenfalls zu wesentlichen Beeinträchtigungen führen können. Anhand der nachfolgenden Kategorien erläutern wir die wesentlichen Risiken in der Reihenfolge ihres jeweiligen Einflusses auf eine Verschlechterung der Geschäftsentwicklung der Gesellschaft. In Bezug auf die am Ende angeführten wesentlichen Chancen gilt dies hinsichtlich der erwarteten Verbesserung der wirtschaftlichen Situation der Gesellschaft.

6.1 Marktrisiken

Durch den Abschluss mittel- und langfristiger Lieferverträge auf Termin für die Stromproduktion unseres Kraftwerksportfolios begrenzen wir die im liberalisierten Strommarkt auftretenden Preisänderungsrisiken in der Höhe eines dreistelligen Betrags in Mio. € und versuchen gleichzeitig, sich darbietende Chancen zu nutzen. Im Zuge der Risikobegrenzung erfolgen im Rahmen der Brennstoffbeschaffung korrespondierend zu den Stromverkäufen Sicherungsgeschäfte mittels genehmigter derivativer Finanzinstrumente. Weiterhin erfolgt ein permanentes Monitoring der erwarteten Stromverkäufe und der daran bemessenen Zu- und Verkäufe von CO2-Emissionszertifikaten.

Im ersten Quartal 2015 wurde mit dem „Implicit Fuel Hedging" eine neue Strategie zur wirtschaftlichen Absicherung des Kraftwerksparks implementiert. Danach werden Sicherungsgeschäfte abgeleitet, die es der für die Vermarktung der liquiden Commodity-Positionen zuständigen RWE Supply & Trading GmbH ermöglichen, den braunkohleintensiven RWE-Kraftwerkspark synthetisch in einen fundamental preissetzenden Kraftwerkspark umzuwandeln.

6.2 Umfeldrisiken

Angesichts der aktuell tiefgreifenden Veränderungen im Energiemarkt und der schwierigen wirtschaftlichen Marktsituation für Betreiber konventioneller Großkraftwerke in Deutschland, ist auch zukünftig eine weitere Wertkorrektur der gehaltenen Kraftwerksaktiva im Fall weiter rückläufiger Strompreise infolge der vermehrten Einspeisung von regenerativ erzeugtem Strom nicht auszuschließen. Sollte die von der Regierung angestrebte Umstellung auf eine weniger CO2-emittierende Stromerzeugung noch weitere Belastungen von konventionellen Kraftwerken mit sich bringen oder das seitens der Kraftwerksbetreiber erwartete neue Marktdesign eine Kapazitätsprämie bzw. einen entsprechenden Kapazitätsmechanismus mit entsprechenden Vergütungen erst in ferner Zukunft aufweisen oder ggf. gar nicht enthalten, besteht das Risiko einer weiteren Wertkorrektur.

Infolge der aktuell anhaltenden politischen Diskussion um die Absicherung des Kernenergieausstiegs und den im Nachgang zu bewältigenden Rückbau sowie die Entsorgung des nuklearen Restmülls kann aktuell seitens RWE nicht ausgeschlossen werden, dass politische Entscheidungen getroffen werden, die letztendlich zu einem Anstieg der bisher berechneten und ausgewiesenen Kernenergierückstellungen führen.

Infolge der Änderung des Atomgesetzes in 2011 und der Informationen seitens des Bundesministeriums für Finanzen zur Segmentierung und Abzinsung von Endlager-verpflichtungen (hier Endlagerbetriebskosten) kann nicht ausgeschlossen werden, dass sich daraus Auswirkungen auf die Ermittlung der Kernenergierückstellung bei der RWE Power AG ergeben. In der Folge könnte daraus die steuerliche Nichtanerkennung von Teilen der Kernenergierückstellung resultieren mit erheblichen zusätzlichen Steueraufwendungen in späteren Jahren in der Größenordnung eines mittleren dreistelligen Betrages in Mio. €.

Für den Fall, dass sich die im Rahmen der Energiewende geplanten und benötigten zusätzlichen Transportleitungen für regenerativ erzeugten (Wind-)Strom von Norden nach Süden stark verzögern, kann nicht ausgeschlossen werden, dass ggf. auf Betreiben der EU-Kommission zur Lösung der Energieversorgung in Süddeutschland in der Zukunft eine Aufspaltung des deutschen Strommarktes in zwei Preiszonen erfolgt. Dabei ist davon auszugehen, dass die südliche Preiszone auf Grund der zu erwartenden zukünftigen Engpässe mit einem im Vergleich zur Nordzone höheren Preisniveau aufwartet. Sollten die RWE-Kraftwerkskapazitäten weitgehend in der Nordzone angesiedelt sein, die einen hohen Anteil an Einspeisung von Windstrom aufweisen wird, ist mit entsprechenden Margeneinbußen zu rechnen.

Zur finanziellen Absicherung der mit dem Kernenergieausstieg in Zukunft anstehenden Verpflichtungen der EVU zum Rückbau der kerntechnischen Anlagen sowie zur Einlagerung der nuklearen Abfälle ist nicht auszuschließen, dass die Politik über das herrschende in Deutschland bewährte und aktuell überprüfte Rückstellungsregime hinaus Maßnahmen veranlassen wird, die die zukünftige Finanzierung der Verpflichtungen auf andere Weise sicherstellen sollen. So ist u.a. die Bildung von ggf. externen Fonds oder Stiftungen und die damit evtl. verbundene vollständige oder teilweise Übertragung von Finanzmitteln nicht auszuschließen. Die von der Bundesregierung eingesetzte „Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs" soll verschiedene Vorschläge bewerten und bis Ende Februar 2016 entsprechende Handlungsempfehlungen vorlegen.

Durch das Bundesumweltministerium in Auftrag gegebene Studien zur Sicherheit bundesdeutscher kerntechnischer Anlagen bei einem terroristischen Angriff aus der Luft könnten dazu führen, dass die Sicherheit der Anlagen - insbesondere des KKW Gundremmingen als letztem deutschen Siedewasserreaktor - erneut diskutiert wird und entsprechende sicherheitstechnische Nachrüstungen politisch durchgesetzt werden.

Ferner ist gegenwärtig nicht absehbar, ob das Endlager Konrad erst erheblich später als bisher angenommen (frühestens 2023) und / oder ggf. auch nur eingeschränkt rechtssicher von RWE Power für die Einlagerung schwach- und mittelradioaktiver Abfälle aus dem KKW-Produktionsbetrieb und dem Rückbau der Kernkraftwerke genutzt werden kann. Hierdurch könnten die Einrichtung von Zwischen-lagerungskapazitäten und eine kostenintensive zusätzliche Aufbereitung des einzulagernden Abfalls zur Aufrechterhaltung des KKW-Anlagenbetriebes und für einen zügigen Rückbau der Kernkraftwerke in den nächsten Jahren notwendig werden. So müssen die erforderlichen Transport- und Lagerbehälter für Schacht Konrad die entsprechenden Einlagerungsbedingungen erfüllen. Hierfür werden konkrete Anforderungen teilweise erst während der laufenden Verfahren von den zuständigen Genehmigungsbehörden definiert. Es besteht das Risiko, dass der Nachweis zur Erfüllung der Einlagerungsbedingungen für die derzeit existierenden Behälter vor diesem Hintergrund nicht erbracht werden kann. In diesem Fall müssen geeignete Ersatzmaßnahmen (wie z.B. eine Umverpackung) durchgeführt werden, um die Einlagerungsfähigkeit herzustellen, was zu erheblichen Mehrkosten führen würde. Für zukünftige Abfälle befindet sich ein neuer Behälter mit ausreichenden Sicherheitsmargen in der Entwicklung.

Im Erneuerbaren Energien Gesetz ist vorgesehen, dass die bisherige Befreiung für eigenerzeugten Strom von der EEG-Umlage überprüft und mit den EU-Beihilfeleitlinien in Einklang gebracht werden soll. Es wird das Risiko gesehen, dass damit ab 2018 der bislang befreite Verbrauch von Strom aus Eigenerzeugung mit EEG-Umlage belegt werden könnte. In diesem Fall wären bei RWE Power vor allem die Tagebaue zukünftig von höheren jährlichen Aufwendungen betroffen.

Bei der späteren Umsetzung einer zukünftig revidierten EU-Richtlinie National Emis-sions Ceilings mit ambitionierten Emissionsminderungszielen für Luftschadstoffe für die Zeit nach 2020 in jeweils nationales Recht besteht das Risiko, dass die jeweiligen nationalen Regierungen dem Energiesektor einen großen Teil der angestrebten Minderungslast auferlegen. Hierdurch könnte es zu weitergehenden Verschärfungen der Emissionsgrenzwerte unter anderem für Stickoxide in Großkraftwerken kommen, die entsprechend hohe Nachrüstungsmaßnahmen in unserem Kraftwerkspark nach sich ziehen würden.

Mit dem dritten EU-Binnenmarktpaket wurden die europäischen Übertragungsnetzbetreiber beauftragt, technische Regeln zum Systembetrieb, Netzzugang und Netzanschluss (sog. Network Codes) zu erarbeiten. Nach fünfjährigem Verfahren haben die Mitgliedstaaten im Juni 2015 den von den Übertragungsnetzbetreibern und der EU-Kommission vorbereiteten Network Codes zu den technischen Anforderungen an den Netzanschluss von Erzeugungseinheiten aller Größen und Energieträger final beschlossen. Dieser Entwurf ist nun rechtlich bindend und national umzusetzen. Er enthält anspruchsvolle technische Anforderungen an Großkraftwerke. Insbesondere dann, wenn die im Network Code angegebenen Bandbreiten für verschiedene technische Parameter in der nationalen Umsetzung ausgeschöpft und auf Bestandskraftwerke Anwendung finden würden, könnten daraus erhebliche Nachrüstanforderungen für RWE Power resultieren.

Ermäßigungen bei Energiesteuern (sog. Spitzenausgleich) werden künftig Unternehmen des produzierenden Gewerbes nur dann noch gewährt, wenn diese mittels eingeführter Energie-Management-Systeme auf Unternehmensebene bereits ab 2015 beginnend in Summe erfolgreich Energieeffizienzverbesserungen gegenüber den Vorjahren nachweisen können. RWE hat ein Energie-Management-System eingeführt und zertifiziert Anfang Januar 2016 hat die Bundesregierung infolge der bisher erzielten Effizienzverbesserungen beschlossen, den Unternehmen des produzierenden Gewerbes auch für das Jahr 2016 die Ermäßigungen zu gewähren. Risikobehaftet ist hingegen weiterhin die zukünftige Erzielung der geforderten, jährlichen Energie-Effizienz-Verbesserungen durch das produzierende Gewerbe, die jedes Jahr durch einen Gutachter zu bestätigen sind.

Da laut Bundesumweltministerium ein Verfehlen der angestrebten bundesdeutschen CO2-Einsparungen bis 2020 droht, hat die Bundesregierung angekündigt, weitere neue Maßnahmen zum Klimaschutz bzw. zur CO2-Minderung einführen zu wollen. Der Stromsektor soll eine zusätzliche Minderung von 22 Mio. t CO2 erbringen. Die jetzt gefundene Lösung der Einführung einer Sicherheitsbereitschaft, in die zukünftig Braunkohlenkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2,7 GW schrittweise für 4 Jahre zu überführen und im Anschluss stillzulegen sind, bedarf noch der Zustimmung des Gesetzgebers und ist bei der Kommission beihilferechtlich zu notifizieren. Bis zum Abschluss dieses Prozesses sind weitere ergebnisbelastende Maßnahmen im Bereich der kohlenbefeuerten Stromerzeugungsanlagen nicht auszuschließen.

6.3 Betriebsrisiken

Im November 2015 löste sich ein Brennelement von seinem „Kopf", an dem das Brennelement u.a. zum Anheben und Absenken gegriffen wird, bei Handhabungen im Lagerbecken des Kraftwerks Gundremmingen C. Der Eintritt eines solchen sehr seltenen Ereignisses, für das das Kraftwerk ausgelegt ist, führt immer zu umfangreichen Untersuchungen und Nachweisen gegenüber den zuständigen Behörden und Gutachtern. Dabei ist zu klären, ob ein Einzelfall oder ein Ereignis mit weiterreichenden Konsequenzen vorliegt. Da die Untersuchungen und Nachweise noch nicht abgeschlossen sind, können wir noch nicht endgültig ausschließen bzw. absehen, ob und ggf. inwieweit Auswirkungen auf den zukünftigen Betrieb beider Kernkraft-werksblöcke in Gundremmingen daraus resultieren.

Die Gewährleistung einer zuverlässigen Energieversorgung für alle unsere Kunden, die den weitestgehenden Ausschluss von ungeplanten Betriebsunterbrechungen der Kraftwerksanlagen erfordert, ist für die RWE Power AG oberstes Gebot. Dem potenziellen Risiko ungeplanter Anlagenausfälle bzw. Stromproduktionsunterbrechungen in etwa der Höhe eines geringen dreistelligen Betrags in Mio. € begegnen wir u.a. mit einem hohen Sicherheitsniveau, weit vorausschauender Planung, vorbeugenden Instandhaltungsmaßnahmen sowie der qualifizierten und regelmäßigen Durchführung von Prüf- und Wartungsarbeiten. Außerdem steigern wir mittels entsprechender Nachrüst- und Modernisierungsmaßnahmen sowie der fortlaufenden Verbesserung unserer internen Prozesse die Flexibilität unseres Kraftwerksparks.

Beim Betrieb und der Instandsetzung unserer Tagebauanlagen und sonstigen technischen Einrichtungen in unseren Betrieben können infolge verschiedener Ursachen (z.B. Unfällen, Fehlbedienungen, Materialermüdung etc.) Schäden auftreten, die nicht über Versicherungen abgedeckt sind. Störungen im gesamten Betriebsablauf können die Folge sein. Mittels konsequenter Schulungen und Unterweisungen des Bedienpersonals, einer regelmäßigen Überwachung und Instandhaltung der Anlagen und Verbesserung der internen Prozesse sowie zahlreicher anderer Maßnahmen wird dem drohenden Risiko vorbeugend begegnet.

6.4 Finanzrisiken

Ein anhaltend geringes deutsches Zinsniveau kann in der Folge zu einer Absenkung des Netto-Diskontierungszinssatzes und damit zu einer Erhöhung der Rückstellungen im Bereich der Kernenergie und des Braunkohlenbergbaus führen. Es drohen somit zukünftig höhere jährliche Belastungen des Finanzergebnisses.

Aktuell ist die RWE Power AG Kreditrisiken aus unterschiedlichen Verträgen ausgesetzt. Kreditrisiken bzw. Lieferantenausfallrisiken bestehen z.B. im Rahmen des Kernbrennstoffkreislaufs, der Castorenproduktion sowie im Zusammenhang mit der Lieferung technischer Hauptkomponenten für unsere Kraftwerke. Seitens der RWE Power AG wird die Markt- und Wettbewerbssituation beobachtet und das betreffende Rating für Auftragnehmer wiederkehrend geprüft. Durch verschiedene Maßnahmen, u.a. die Gestaltung von Sicherungskonzepten und Vertragsklauseln, die Vergabe von Kreditlimiten, sowie die Erstellung und das Monitoring von Ratings wird das Risiko entsprechend minimiert.

6.5 Chancen

Hinsichtlich bestehender Chancen sieht die RWE Power AG weiterhin die Nichtzulässigkeit der von der Bundesregierung bis Ende 2016 zeitlich befristet eingeführten Kernbrennstoffsteuer (KernbrSt) als wesentlich an und hat bereits entsprechende Klage vor dem Bundesverfassungsgericht eingereicht. Die KernbrSt stellt unseres Erachtens einen Verstoß gegen die deutsche Verfassung dar. Eine endgültige Entscheidung in der Sache ist frühestens in 2016 bzw. später im Fall von möglichen Revisionsverhandlungen zu erwarten. Es besteht die Chance auf Rückerstattung der gezahlten Steuer sowie ggf. der Nicht-Einforderung der Steuerbeträge für das Jahr 2016.

Im Zusammenhang mit der unseres Erachtens rechtswidrigen Moratoriumsverfü-gung aus dem Jahr 2011, die zur vorübergehenden Abschaltung der Kernkraftwerke Biblis A und B führte, wurde Klage auf Schadensersatz in Höhe eines unteren dreistelligen Betrages in Mio. € gegenüber der Bundesrepublik Deutschland und dem Land Hessen eingereicht. Die Rechtswidrigkeit der Verfügungen war bereits zuvor von mehreren Verwaltungsgerichten bestätigt worden. Allerdings rechnen wir damit, dass bis zur endgültigen Entscheidung dieses mit hoch bewerteten Sachverhaltes noch mehrere Jahre vergehen können.

Ferner wird die hohe Chance des Gewinns einer gegen das Dampferzeugerkonsortium der BoA 2&3 beim Landgericht Mönchengladbach erhobenen Klage wegen des der RWE Power AG durch fehlerhafte Leistungserbringung entstandenen Schadens in der Zukunft gesehen.

7. Prognosebericht

RWE Power AG agiert in einem schwierigen politischen und wirtschaftlichen Umfeld. Die konventionelle Stromerzeugung befindet sich gegenwärtig in der schwierigsten Krise ihrer Geschichte. Durch politische Entscheidungen, insbesondere den beschlossenen Ausstieg aus der Kernenergie und die gleichzeitige Förderung der Erneuerbaren, die überdies einen Einspeisevorrang erhielten, haben sich die Rahmenbedingungen für die konventionelle Stromerzeugung drastisch verschlechtert. Die zunehmende Einspeisung der Erneuerbaren bei gleichzeitig annähernd stabiler Stromnachfrage sowie die weltweit sinkenden Steinkohlenpreise führen zu anhaltend fallenden Strom-Großhandelspreisen. Die Folgen sind deutlich verringerte Aus-lastungen und rückläufige Margen, so dass konventionelle Bestandskraftwerke unter starken wirtschaftlichen Druck geraten sind. Auf der politischen Agenda stehen noch weitreichende Entscheidungen, insbesondere über das künftige Marktdesign und die zukünftige Klimaschutzpolitik. Diese können zusätzliche signifikante Belastungen für die konventionelle Stromerzeugung mit sich bringen.

Das Unternehmen stellt sich den genannten Herausforderungen durch strategische Maßnahmen. Dazu gehören insbesondere die über unser NEO-Programm in die Wege geleiteten Restrukturierungs- und Effizienzverbesserungsmaßnahmen in allen Teilen des Unternehmens sowie die konsequente Weiterentwicklung und Optimierung von Strukturen und Prozessen. Die Erzeugungsanlagen werden kontinuierlich auf den Prüfstand gestellt und das Portfolio weiter optimiert; unwirtschaftliche Kapazitäten werden vom Markt genommen und die kommerziellen Verfügbarkeiten weiter verbessert.

Die durch die erneuerbaren Energien bereitgestellte gesicherte Leistung ist äußerst gering. Daher erwarten wir, dass konventionelle Kraftwerke auch in den nächsten Dekaden benötigt werden, wobei die konventionellen Anlagen aber immer weniger Strom erzeugen werden. Dadurch ist ein wirtschaftlicher Betrieb im derzeitigen Marktdesign kaum mehr möglich. Die Politik ist daher gefordert, verlässliche Rahmenbedingungen für eine wirtschaftlich tragfähige Bereitstellung und Sicherung der Qualität der Stromversorgung zu schaffen.

Die Unternehmensplanung der RWE Power AG basiert auf konzernweit vorgegebenen Prämissen. Die Investitionsplanung wurde durch den angespannten Handlungsspielraum im Konzern und die unattraktiven Rahmenbedingungen limitiert. Die Investitionen im Planungszeitraum bleiben nach Auslaufen der Großinvestitionsprojekte auf nahezu konstant niedrigerem Niveau. Für das kommende Jahr erwarten wir insbesondere aufgrund weiterhin stark rückläufiger Strommargen einen drastischen Ergebnisrückgang, der ohne die weitere Zielerhöhung und die erfolgreiche Umsetzung unseres NEO-Programms noch gravierender ausfallen würde. Momentan sehen wir keine Anzeichen dafür, dass sich die Wholesalepreise in absehbarer Zukunft wieder erholen.

Im Dezember 2015 machte die Konzernmutter RWE AG Pläne bekannt, die eine umfassende Neuordnung des gesamten RWE Konzerns beinhalten. Ziel dieser neuen Konzernstruktur ist die Anpassung an die Veränderung des Energiemarktes durch die gesellschaftspolitisch induzierte Energiewende. Im Rahmen der Neuordnung sollen die operativen Aktivitäten des Konzerns in zwei Bereichen gebündelt werden. Der erste Bereich, der direkt durch die RWE AG geführt werden soll, umfasst die konventionelle Stromerzeugung und den Energiehandel. Ein zweiter Bereich soll die in- und ausländischen Aktivitäten in den erneuerbaren Energien, Netzen und dem Vertrieb umfassen. Dieser Bereich wird in einer neu zu gründenden Tochtergesellschaft der RWE AG gebündelt werden. Die RWE AG wird zunächst alle Anteile an dieser Tochtergesellschaft halten. Zum Ende 2016 sollen dann in einem weiteren Schritt im Rahmen einer Kapitalerhöhung 10 % der Anteile an dieser Gesellschaft am Aktienmarkt platziert werden. Das durch diese Maßnahme zusätzlich gewonnene Kapital wird insbesondere in die Erweiterung der erneuerbaren Energien investiert werden. Darüber hinaus wird dem Konzern durch die Möglichkeit einer Platzierung von weiteren Anteilen eine höhere finanzielle Flexibilität im Hinblick auf den Ausstieg aus der Kernenergie verschafft.

7.1 Konjunktur

Nach ersten Prognosen wird die globale Wirtschaftsleistung 2016 voraussichtlich um etwa 2,5 % steigen. Die konjunkturelle Erholung des Euro-Raums dürfte sich im Prognosezeitraum voraussichtlich fortsetzen und das Bruttoinlandsprodukt somit um rund 1,5 % steigen. Vergleichbar dazu scheinen die Perspektiven für die deutsche Volkswirtschaft zu sein: Nach einem Wachstum von 1,7 % im vergangenen Jahr hält der Sachverständigenrat auch für 2016 einen Anstieg der Wirtschaftsleistung im Bereich von 1,6 % für möglich. Stimulierende Impulse werden insbesondere durch die robuste Beschäftigungssituation und die gestiegenen verfügbaren Einkommen erwartet, die den privaten Konsum weiter ansteigen lassen sollten.

7.2 Strom- und Gasnachfrage

Nachdem die Temperaturen in der Heizperiode des Jahres 2015 deutlich über dem langjährigen Mittel lagen, dürfte im Fall eines Jahres 2016 mit normalen Temperaturen der witterungsabhängige Gas- und Stromverbrauch über den Werten des Vorjahres liegen. Der konjunkturabhängige Teil der Strom- und Gasnachfrage sollte aufgrund der Wirtschaftswachstumsaussichten das Vorjahresniveau überschreiten. Für den Kraftwerks-Gasverbrauch ist im Hinblick auf die erwartete Entwicklung der CO2- und Brennstoffpreise aktuell kein Anstieg absehbar.

7.3 Energiepreise

Bei den international gehandelten Commodities Öl und Kohle notieren die Forward-Kontrakte für das Jahr 2016 bei zuletzt (Stand 6. Januar 2016) rund 38 $/bbl bzw. 44 $/t und damit etwa 27 % bzw. 22 % unter den Preisniveaus des Jahres 2015. Gas-Forwardkontrakte (TTF) für 2016 werden zur Zeit mit rund 15 €/MWh und somit rund 24 % unter dem Spotpreis-Niveau des Vorjahres bewertet. Für CO2-Zertifikate werden aktuell höhere Preise erwartet: Forwards für 2016 liegen mit 7,80 €/t rund 2 % über den durchschnittlichen Spotmarkt-Preisen von 2015. Im Strommarkt erwarten Händler für 2016 folgende Entwicklung: Der Base-Forwardkontrakt notiert zur Zeit mit durchschnittlich rund 28 €/MWh ca. 11 0/0 unter den durchschnittlichen Spotmarkt-Preisen von 2015, während der Peak-Forwardkontrakt mit knapp unter 35 €/MWh rund 1 % unter dem durchschnittlichen Peakpreis des vergangenen Jahres liegt.

7.4 Ausblick für die RWE Power AG

Für das kommende Jahr erwarten wir einen weiteren starken Rückgang der Erzeugungsmarge, der selbst bei erfolgreicher Umsetzung unseres NEO-Programms nur teilweise kompensiert werden kann. Zudem erwarten wir weiterhin eine Ergebnisbelastung durch einen rückläufigen Diskontierungszinssatz für langfristige Rückstellungen. Falls es zu einer Erstattung der gezahlten Beträge für die Kernbrenn-stoffsteuer kommt, erwarten wir für das Ergebnis vor Steuern eine deutliche Verbesserung.

8. Nachtragsbericht

Vorgänge von besonderer Bedeutung, die nach dem 31. Dezember 2015 geschehen sind und eine wesentliche Auswirkung auf die Vermögens-, Finanz- oder Ertragslage des Geschäftsjahres 2015 haben, sind nicht eingetreten.

9. Erklärung zur Unternehmensführung

Der Aufsichtsrat der RWE Power AG hat in seiner Aufsichtsratssitzung vom 25. Februar 2015 für den ersten definierten Erfüllungszeitraum (30. Juni 2017) im Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst eine Zielquote von Frauen im Vorstand von 0 % und im Aufsichtsrat von 9,5 % beschlossen. Für die erste und zweite Führungsebene unterhalb des Vorstandes hat der Vorstand am 10. April 2015 eine Zielgröße von 5,3 % für die erste Führungsebene und von 11,7 % für die zweite Führungsebene beschlossen. Die Zielgrößen unterschreiten den Status Quo nicht.

Köln und Essen, 22. Januar 2016

RWE Power Aktiengesellschaft

Der Vorstand

Matthias Hartung

Dr. Ulrich Hartmann

Dr. Frank Weigand

Erwin Winkel

Wiedergabe des Bestätigungsvermerks

Nach dem abschließenden Ergebnis unserer Prüfung haben wir mit Datum vom 29. Januar 2016 den folgenden uneingeschränkten Bestätigungsvermerk erteilt:

"Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Jahresabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung sowie Anhang - unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 geprüft. Nach § 6b Abs. 5 EnWG umfasste die Prüfung auch die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG, wonach für die Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 EnWG getrennte Konten zu führen sind. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften und den ergänzenden Bestimmungen der Satzung sowie die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG liegen in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und über den Lagebericht sowie über die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG abzugeben.

Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Jahresabschluss unter Beachtung der Grund-sätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden und dass mit hinreichender Sicherheit beurteilt werden kann, ob die Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG in allen wesentlichen Belangen erfüllt sind. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss und Lagebericht sowie für die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands, die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts sowie die Beurteilung, ob die Wertansätze und die Zuordnung der Konten nach § 6b Abs. 3 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt sind und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung des Jahresabschlusses unter Einbeziehung der Buchführung und des Lageberichts hat zu keinen Einwendungen geführt.

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

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach § 6b Abs. 3 EnWG, wonach für die Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 EnWG getrennte Konten zu führen sind, hat zu keinen Einwendungen geführt."

Essen, 29. Januar 2016

**PricewaterhouseCoopers

Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft**

Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer

Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Der Aufsichtsrat der RWE Power AG hat im Geschäftsjahr 2015 seine ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Er hat den Vorstand bei der Geschäftsführung laufend überwacht und beratend begleitet. Der Vorstand hat den Aufsichtsrat in schriftlichen und mündlichen Berichten regelmäßig, umfassend und zeitnah über die Geschäftsentwicklung, die wirtschaftliche Lage einschließlich der Risikolage sowie wesentliche Vorgänge in der Gesellschaft informiert. Darüber hinaus hat der Vorstand bedeutsame Einzelvorgänge sowie Fragen der Unternehmensstrategie und der Unternehmenspolitik auch außerhalb der Sitzungen mit dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats beraten.

Im Berichtsjahr fanden drei ordentliche Aufsichtsratssitzungen statt. In Berichten des Vorstands wurden dem Aufsichtsrat die bedeutenden Geschäftsvorgänge im Unternehmen sowie bei den Beteiligungen vorgestellt und nach ausführlicher Beratung die erforderlichen Beschlüsse gefasst.

Im Vordergrund der Beratungen im Geschäftsjahr standen die Entwicklung der Geschäftsfelder der RWE Power AG und die Lage des Unternehmens. In diesem Zusammenhang wurden weiterhin der steigende Wettbewerbs- und Ergebnisdruck in Folge der sog. Energiewende und die Auswirkungen auf die Kraftwerke und Tagebaue des Unternehmens thematisiert. Weitere Beratungsschwerpunkte waren insbesondere die energiepolitischen Rahmenbedingungen auf internationaler, europäischer sowie auf Bundes- und Landesebene. Hierzu zählen zum Beispiel das internationale Klimaschutzabkommen, das nationale Aktionsprogramm Klimaschutz der Bundesregierung und der zur Umsetzung des Klimaschutzgesetzes aufzustellende Klimaschutzplan in Nordrhein-Westfalen. Ferner wurde der Entwurf der Leitentscheidung zur Braunkohlepolitik für den Zeitraum nach 2030 der Landesregierung NRW und dessen Auswirkungen insbesondere für den Tagebau Garzweiler II diskutiert. Darüber hinaus wurde die sog. Sicherheitsbereitschaft für fünf RWE-Braunkohlenkraftwerke sowie der Stresstest des BMWi zu den Rückstellungen der deutschen Kernkraftwerksbetreiber besprochen.

Andere ausführlich erörterte Themen waren neben dem laufenden Geschäft der RWE Power AG und ihrer Beteiligungen die Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2016 einschließlich der Vorschau für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 sowie die Reduzierung des Erzeugungsportfolios durch Kraftwerksstilllegungen. Darüber hinaus fanden die aktuellen Entwicklungen beim Verbesserungsprogramm NEO sowie die konzernweiten Programme zur Effizienzverbesserung und Kostensenkung besondere Beachtung. Ferner beschloss der Aufsichtsrat Zielquoten für Frauen im Vorstand und im Aufsichtsrat.

Der Personalausschuss wurde im Berichtszeitraum zu einer Sitzung einberufen und hat sich im Vorfeld zu der Aufsichtsratsbefassung ebenfalls über Zielquoten für Frauen im Vorstand und im Aufsichtsrat beraten.

Der Finanz- und Investitionsausschuss hat im Berichtsjahr zweimal getagt.

Der vom Vorstand aufgestellte Jahresabschluss und der Lagebericht der RWE Power AG für das Geschäftsjahr 2015 sind unter Einbeziehung der Buchführung durch die am 25. Februar 2015 von der Hauptversammlung zum Abschlussprüfer gewählte und vom Aufsichtsrat beauftragte PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Frankfurt am Main, Zweigniederlassung Essen, geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen worden. Jahresabschluss, Lagebericht und Prüfungsbericht des Abschlussprüfers sind den Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig vor der Bilanzsitzung am 17. Februar 2016 zugeleitet worden.

Der Abschlussprüfer hat in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats über die wesentlichen Prüfungsergebnisse berichtet und zur Beantwortung von Fragen zur Verfügung gestanden. Der Aufsichtsrat hat das Prüfungsergebnis zustimmend zur Kenntnis genommen.

Der Aufsichtsrat hat den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss und den Lagebericht umfassend geprüft. Nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung sind Einwendungen nicht zu erheben. Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 2015 gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt.

Auf Seiten der Anteilseignervertreter hat Herr Wolfgang Spelthahn sein Mandat als Mitglied des Aufsichtsrats zum 31. Juli 2015 niedergelegt. Als Nachfolger des zum 28. Februar 2015 ausgeschiedenen Aufsichtsratsmitglieds Herr Dr. Bernhard Günther wurde mit Wirkung ab dem 1. März 2015 Herr Dr. Martin Muhr zum Mitglied des Aufsichtsrats und am 2. Dezember 2015 zum Vorsitzenden des Investitions- und Finanzausschusses gewählt.

Der Aufsichtsrat dankt den ausgeschiedenen Mitgliedern für ihre wertvolle Mitarbeit.

Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand, allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern sowie den Betriebsvertretungen für die im Geschäftsjahr 2015 geleistete Arbeit Dank und Anerkennung aus.

17. Februar 2016

Der Aufsichtsrat

Dr. Rolf Martin Schmitz, Vorsitzender

Aufstellung des Anteilsbesitzes (§ 285 HGB)

Name und Sitz	Anteil am	Währung	Geschäftsjahr	Eigenkapital	Jahresergebnis
	Kapital in %			Währung in Tausend
---	---	---	---	---	---
Direkte Beteiligungen
Abwasser-Gesellschaft Knapsack, GmbH, Hürth (Rheinl.)	32,6	EUR	2014	400	170
CARBON CDM Korea Ltd. (i.L.), Seoul/Seoul (Südkorea [Republik Korea])	49	KRW	2014	./. 2.620.077	./. 3.613.040
CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Niederösterreich (Österreich)	50	EUR	2014	661	./. 39
CARBON Egypt Ltd., Kairo/Kairo (Ägypten)	49	EGP	2014	12.369	./. 872
Carl Scholl GmbH, Köln	100	EUR	2015	650	138
Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben	31	EUR	2014	1.023	513
Gemeinschaftswerk Hattingen GmbH, Essen (Ruhr)	521)	EUR	2014	2.045	0
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen (Ruhr)	rd. 30,73	EUR	2014	54	3
GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen (Ruhr) 2)	28	EUR	2014	15.540	10.367
HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK GmbH , (HKG). Gemeinsames Europäisches UnternehmenHamm (Westf.)	31	EUR	2014	0	0
Kernkraftwerke Lippe-Ems GmbH, Lingen (Ems)	87,53)	EUR	2015	432.269	-4)
Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen	75	EUR	2015	84.184	8.343
Kernkraftwerk Lingen GmbH, Lingen (Ems)	100	EUR	2015	20.034	-4)
KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mbH, Essen (Ruhr)	100	EUR	2015	696.225	-4)
Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen	50	EUR	2014	5.113	0
Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der E.ON Kernkraft GmbH, Lingen (Ems)	87,5	EUR	2015	144.433	./. 2.968
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen (Ruhr)	rd. 30,73	EUR	2014	538	26
Mátrai Erőmű Zártkörűen Működő Részvénytársaság, Visonta/Heves (Ungarn)	rd. 50,92	HUF	2014	97.421.190	8.918.338
Mingas-Power GmbH, Essen (Ruhr)	40	EUR	2014	5.964	5.295
RD Hanau GmbH, Hanau	100	EUR	2014	0	0
Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim (Erft)	100	EUR	2015	9.236	-4)
RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln	100	EUR	2015	36.694	-4)
RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Queensland (Australien)	100	AUD	-	05)	-5)
RWE Power Beteiligungsverwaltung GmbH & Co. KG, Grevenbroich	100	EUR	2014	0	0
RWE Power Climate Protection GmbH, Essen (Ruhr)	100	EUR	2015	23	-4)
RWE Power Zweite Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Grevenbroich	100	EUR	2014	26	1
RWE Technology International GmbH, Essen (Ruhr)	100	EUR	2015	12.463	-4)
Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg (Baden)	50	EUR	2014	59.339	2.809
Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg (Luxemburg) 2)	rd. 40,31	EUR	2014	./. 5.443	./. 1.280
Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main	80	EUR	2014	542	31
Wohnungsbaugesellschaft für das Rheinische Braunkohlenrevier GmbH, Köln	50	EUR	2014	49.904	1.180
Indirekte Beteiligungen
Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Ligurien (Italien)	100	EUR	2014	460	13
Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim (Erft)	51	EUR	2014	431	./. 71
Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim (Erft)	51	EUR	2014	29	0
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. KG, Bergheim (Erft)	50	EUR	2014	60	42
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim (Erft)	50	EUR	2014	39	1
Mátrai Erőmű Központi Karbantartó KFT, Visonta/Heves (Ungarn)	100	HUF	2014	990.664	19.883
MIROS Mineralische Rohstoffe, GmbH i.L., Bergheim (Erft)	100	EUR	2014/15	0	./. 10
Ningxia Antai New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/Ningxia (China)	25	CNY	2014	153.188	9.367
Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln	100	EUR	2015	63.316	-4)
ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Heves (Ungarn)	100	HUF	2014	247.907	1.357
RSB LOGISTIC GMBH, Köln	100	EUR	2015	19.304	-4)
RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen (Ruhr)	100	EUR	2015	25	-4)
RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing (China)	100	CNY	2014	15.902	918
RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Bangkok (Thailand)	100	THB	2014	1.748	375
RWE Power International Middle East LLC, Dubai/Dubai (Vereinigte Arabische Emirate)	49	AED	2014	./. 7.134	./. 3.807
RWE Power International Ukraine LLC, Kiew (Ukraine)	100	UAH	-	82 5)	-5)
RWE Technology Tasanm ve Mühendislik Danemanlik Ticaret Limited Sirketi, Bektn-Istanbul/Istanbul (Türkei)	rd. 99,95	TRY	2015	3.502	308

Aufstellung des Anteilsbesitzes (§ 285 HGB)

Name und Sitz	Anteil am	Währung	Geschäftsjahr	Eigenkapital	Jahresergebnis
	Kapital in %			Währung in Tausend
---	---	---	---	---	---
RWE Technology UK Limited, Swindon/Wiltshire/England (Großbritannien)	100	GBP	2015	1.164	95
TCP Petcoke Corporation, Dover/Delaware (USA) 2)	50	USD	2014	23.378	15.414
URANIT GmbH, Jülich	50	EUR	2014	71.362	111.329

Währungskurse 2015

Südkorea (Republik Korea):

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = KRW 1.280,78 bzw. (invers) KRW 1,00 = EUR 0,00078

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = KRW 1.254,24583 bzw. (invers) KRW 1,00 = EUR 0,0008

Ägypten:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = EGP 8,4192 bzw. (invers) EGP 1,00 = EUR 0,11878

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = EGP 8,52928 bzw. (invers) EGP 1,00 = EUR 0,11724

Ungarn:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = HUF 315,98 bzw. (invers) HUF 1,00 = EUR 0,00316

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = HUF 309,58667 bzw. (invers) HUF 1,00 = EUR 0,00323

Australien:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = AUD 1,4897 bzw. (invers) AUD 1,00 = EUR 0,67128

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = AUD 1,48367 bzw. (invers) AUD 1,00 = EUR 0,67401

China:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = CNY 7,0608 bzw. (invers) CNY 1,00 = EUR 0,14163

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = CNY 6,94708 bzw. (invers) CNY 1,00 = EUR 0,14395

Thailand:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = THB 39,248 bzw. (invers) THB 1,00 = EUR 0,02548

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = THB 38,00325 bzw. (invers) THB 1,00 = EUR 0,02631

Vereinigte Arabische Emirate:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = AED 4,0004 bzw. (invers) AED 1,00 = EUR 0,24998

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = AED 4,05447 bzw. (invers) AED 1,00 = EUR 0,24664

Ukraine:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = UAH 26,2485 bzw. (invers) UAH 1,00 = EUR 0,0381

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = UAH 24,34891 bzw. (invers) UAH 1,00 = EUR 0,04107

Türkei:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = TRY 3,1765 bzw. (invers) TRY 1,00 = EUR 0,31481

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = TRY 3,03973 bzw. (invers) TRY 1,00 = EUR 0,32898

Großbritannien:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = GBP 0,73395 bzw. (invers) GBP 1,00 = EUR 1,36249

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = TRY 0,7242 bzw. (invers) TRY 1,00 = EUR 1,38084

USA:

Devisenkassamittelkurs Stichtag 31.12.2015: EUR 1,00 = USD 1,0887 bzw. (invers) USD 1,00 = EUR 0,91853

Devisenkassamittelkurs Durchschnitt Jahr 2015: EUR 1,00 = USD 1,10455 bzw. (invers) USD 1,00 = EUR 0,90535

Fußnoten

1) Beteiligungsanteil = 52 %, Stimmrechtsanteil < 50 % - daher kein Verbundenes Unternehmen

2) Auf der Basis eines konsolidierten Jahresabschlusses

3) Direkte und indirekte Beteiligung zu insgesamt (durchgerechnet) 87,5 %

4) Ergebnisabführungsvertrag

5) Neugründung/Erwerb - Jahresabschluss liegt noch nicht vor; angegebenes Eigenkapital betrifft das Stammkapital