RWE AG — Annual Report 2015

Apr 4, 2016

RWE Aktiengesellschaft Essen Geschäftsbericht 2015

STROM - GAS - ENERGIELÖSUNGEN: RWE BIETET ALLES AUS EINER HAND

• Braunkohleförderung
• Stromerzeugung
• Energiehandel
• Strom- und Gasnetze
• Vertrieb
• Unsere Kunden

ECKDATEN 2015 AUF EINEN BLICK

	RWE-Konzern 2015	2014	+/- in %
Stromerzeugung Mrd. kWh	213,0	208,3	2,3
Außenabsatz Strom Mrd. kWh	262,1	258,3	1,5
Außenabsatz Gas Mrd. kWh	296,7	281,3	5,5
Außenumsatz Mio. €	48.599	48.468	0,3
EBITDA Mio. €	7.017	7.131	-1,6
Betriebliches Ergebnis Mio. €	3.837	4.017	-4,5
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. €	-637	2.246	-
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. €	-170	1.704	-
Bereinigtes Nettoergebnis¹ Mio. €	1.125	1.282	-12,2
Return on Capital Employed (ROCE) %	8,0	8,4	-
Kapitalkosten vor Steuern %	8,75	9,00	-
Wertbeitrag Mio. €	-384	-277	-38,6
Betriebliches Vermögen (Capital Employed) Mio. €	48.234	47.711	1,1
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. €	3.339	5.556	-39,9
Investitionen Mio. €	3.303	3.440	-4,0
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. €	2.898	3.245	-10,7
in Finanzanlagen Mio. €	405	195	107,7
Free Cash Flow Mio. €	441	2.311	-80,9
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück	614.745	614.745	-
Ergebnis je Aktie €	-0,28	2,77	-
Bereinigtes Nettoergebnis¹ je Aktie €	1,83	2,09	-
Dividende je Stammaktie €	-	1,00	-
Dividende je Vorzugsaktie €	0,132	1,00	-
	31.12.2015	31.12.2014
Nettoschulden des RWE-Konzerns Mio. €	25.126	30.972³	-18,9
Mitarbeiter⁴	59.762	59.784	-

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56
² Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 20. April 2016
³ Angepasste Zahl; siehe Fußnote 1 der Tabelle "Nettoschulden" auf Seite 62
⁴ Umgerechnet in Vollzeitstellen

An unsere Investoren

BRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDEN

Liebe Aktionäre, liebe Kunden und Freunde des Unternehmens,

"Mögest du in interessanten Zeiten leben" lautet ein aus China überlieferter Ausspruch. Gemeint ist er nicht als Wunsch, sondern vielmehr als Verwünschung, denn "interessant" ist hier gleichbedeutend mit "schwierig" und "herausfordernd". Wenn man es so nimmt, erleben wir bei RWE wirklich interessante Zeiten - und auch Sie, unsere Aktionäre. Gerade das vergangene Jahr hatte es in sich. Meinen Vorstandskollegen und mir kam es vor wie eine Achterbahnfahrt, die unser Krisenmanagement und unsere Nerven auf eine harte Probe stellte. Leider spiegelten sich die Schwierigkeiten, mit denen wir zu kämpfen hatten, in einem deutlichen Kursverfall der RWE-Aktie wider. Das konnten wir nicht verhindern. Trotzdem blicke ich mit Stolz auf 2015 zurück. Denn wir haben RWE in der Spur gehalten und zugleich daran gearbeitet, dass wir aus dem Krisenmodus herauskommen, dass wir weniger gegenlenken müssen und wieder mehr selbst über die Fahrtrichtung entscheiden. Doch der Reihe nach.

Begonnen hatte das Jahr vielversprechend. Dabei denke ich an den Verkauf von RWE Dea, den wir Anfang März abschließen konnten. Dank der hohen Veräußerungserlöse hat sich unsere Nettoverschuldung stark verringert. Über diesen Erfolg konnten wir uns allerdings nicht lange freuen: Ende März legte das Bundeswirtschaftsministerium Pläne zur Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke vor, die - wären sie verwirklicht worden - den abrupten Ausstieg aus der Braunkohleverstromung bedeutet hätten. Anders ausgedrückt: Für die deutschen Braunkohle­reviere und ihre Beschäftigten ging es um die nackte Existenz. Am 25. April versammelten sich mehr als 15.000 Menschen in Berlin, um gegen diese Pläne zu demonstrieren. Man muss der Bundesregierung zugutehalten, dass sie den Ernst der Lage erkannt und eine Kurskorrektur vorgenommen hat. Mit den betroffenen Unternehmen einigte sie sich darauf, dass Braunkohlekraftwerke mit 2,7 Gigawatt Gesamtleistung - darunter fünf RWE-Blöcke - vorzeitig stillgelegt werden. Allerdings werden die Anlagen zunächst in eine vierjährige Sicherheitsbereitschaft überführt. Der Vorteil dieses Vorgehens: Es ist sozialverträglich und führt nicht zu Strukturbrüchen.

Kaum war der Kompromiss zur Braunkohle gefunden, kündigten sich schon die nächsten Turbulenzen an. Dieses Mal war es die Kernenergie, die für Schlagzeilen sorgte. Zum Hintergrund: Seit einiger Zeit befasst sich die Politik mit der Frage, ob die deutschen Kernkraftwerksbetreiber ihren Entsorgungsverpflichtungen auch in den kommenden Jahrzehnten nachkommen können oder ob dafür zusätzliche Absicherungsmaßnahmen notwendig sind. Zunächst ließ die Bundesregierung durch einen sogenannten Stresstest prüfen, ob die betroffenen Unternehmen in angemessener Höhe Rückstellungen für die Verpflichtungen gebildet hatten. Zwischenzeitliche Gerüchte über eine Deckungslücke sorgten am Kapitalmarkt für massive Verunsicherung, aber schließlich bescheinigte der Bundeswirtschaftsminister den Versorgern, dass sie den Stresstest bestanden haben. Mitte Oktober - kurz nach Abschluss des Stresstests - hat die Bundesregierung eine Kommission damit beauftragt, ein Konzept zur Sicherstellung der Finanzierung der Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen vorzulegen. Ein solches Konzept könnte darin bestehen, dass die Kernkraftwerksbetreiber Mittel in einen öffentlich-rechtlichen Fonds oder in eine Stiftung einzahlen und mit diesem Geld die Zwischen- und Endlagerung der radioaktiven Abfälle finanziert wird. Die Bundesregierung hat der Kommission mit auf den Weg gegeben, dass sie bei ihren Überlegungen die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Unternehmen berücksichtigen soll. Unstrittig ist, dass die Versorger verursachergerecht für ihre Kernenergieverpflichtungen haften müssen. Offen ist aber, inwieweit sie in Zukunft für darüber hinausgehende, überwiegend politisch verursachte Kostensteigerungen im Rahmen einer Nachschusspflicht aufkommen sollen. Ich bin zuversichtlich, dass hier eine für alle Seiten akzeptable Lösung gefunden werden kann. Wie bei der Braunkohle gilt: Kooperation ist besser als Konfrontation. Erfreulicherweise kamen vonseiten der Politik zuletzt einige ermutigende Signale.

Bis hierher mag der Eindruck entstanden sein, wir hätten uns zuletzt überwiegend mit politischer Defensivarbeit befasst. Doch das täuscht. Besonders intensiv widmeten wir uns 2015 der Frage, wie wir uns gerade dort noch offensiver aufstellen können, wo wir langfristige unternehmerische Perspektiven sehen - und gleichzeitig dort robuster werden, wo uns schwierige Rahmenbedingungen unter Druck setzen. Wir sind uns bewusst geworden, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Ende 2015 haben wir deshalb beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Mit dem neuen Unternehmen schaffen wir eine Wachstumsplattform, die sich direkt am Kapitalmarkt refinanzieren kann. Im ersten Schritt wollen wir das Kapital der neuen Gesellschaft durch Ausgabe neuer Aktien um rund zehn Prozent erhöhen und mit den Erlösen unter anderem den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben. Und was passiert mit der konventionellen Stromerzeugung und dem Energiehandel? Diese Geschäftsbereiche verbleiben im Alleineigentum der RWE AG, profitieren aber ebenfalls von der Neuorganisation: Denn durch die Möglichkeit, Anteile an der neuen Gesellschaft zu veräußern, hat die RWE AG eine weitere Option, die genannten Bereiche finanziell zu stärken. Ich bin überzeugt davon, dass dies die Organisationsstruktur ist, die in der aktuellen Lage am besten zu uns passt. Sie eröffnet uns neue Chancen auf Wachstumsmärkten und hilft uns bei der Bewältigung der Krise in der konventionellen Stromerzeugung. Und die hat sich zuletzt weiter zugespitzt. Wer die jüngste Preisentwicklung im Stromgroßhandel verfolgt hat, weiß wovon ich spreche. Bei etwas über 20 Euro je Megawattstunde Grundlast, die wir jüngst am deutschen Terminmarkt gesehen haben, sind fast alle unsere Kraftwerke in den roten Zahlen. Angesichts dieser Entwicklung bestand für meine Vorstandskollegen und mich kein Zweifel daran, dass wir weitere einschneidende Maßnahmen ergreifen müssen. Trotz der massiven Einsparungen, die wir mit unserem 2012 gestarteten Effizienzsteigerungsprogramm bereits erzielen konnten, haben wir beschlossen, das Programm um 500 Millionen Euro aufzustocken. Die Zielmarke liegt jetzt bei 2,5 Milliarden Euro: Dies ist der nachhaltige Ergebnisbeitrag, den wir mit unseren Effizienzmaßnahmen bis 2018 erzielen wollen. Leider reicht das, was wir und unsere Beschäftigten leisten können, aber nicht aus, um RWE sicher durch schwere Zeiten zu manövrieren. Daher werden Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorschlagen, die Dividende für Stammaktien auszusetzen und auf Vorzugsaktien lediglich den satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 13 Cent je Aktie auszuzahlen. Dieser Schritt wird Sie, unsere Aktionäre, vielleicht enttäuschen. Sie halten ihn möglicherweise für übertrieben. Doch ich versichere Ihnen: Er ist notwendig. Eine Ausschüttungspolitik mit Augenmaß, die sich im Rahmen des Möglichen bewegt, liegt auch im Interesse der Eigentümer von RWE. Lassen Sie mich bei der Gelegenheit unterstreichen, dass wir hier nur über die Dividende für das zurückliegende Geschäftsjahr sprechen. Wie viel wir in kommenden Jahren ausschütten können, wird wesentlich davon abhängen, wie sich das wirtschaftliche und politische Umfeld entwickelt - insbesondere in der konventionellen Stromerzeugung. Der viel beschworene "Silberstreif am Horizont" ist hier allerdings noch nicht erkennbar. Die rückläufigen Kraftwerksmargen bleiben vorerst zentraler Bestimmungsfaktor unserer operativen Ertragsentwicklung. Das vergangene Geschäftsjahr ist ein Beleg dafür - ebenso wie unsere Prognose für 2016.# RWE AG Geschäftsbericht 2015

Brief des Vorstandsvorsitzenden

Lassen Sie mich mit einer kurzen Rückblende beginnen: Das Geschäftsjahr 2015 haben wir mit einem betrieblichen Ergebnis von 3,8 Milliarden Euro abgeschlossen. Das entsprach unseren Erwartungen. Gleiches gilt für das bereinigte Nettoergebnis von 1,1 Milliarden Euro. Nicht voraussehen konnten wir den fortgesetzten Preisverfall im Stromterminhandel und die dadurch notwendigen Wertberichtigungen auf Kraftwerke in Höhe von 2,1 Milliarden Euro. Aufgrund dieser und weiterer Sonderbelastungen war das Nettoergebnis mit -170 Millionen Euro außergewöhnlich schwach. Doch es gab auch Lichtblicke: Unsere Nettoschulden konnten wir um ein Fünftel senken, und zwar auf 25,1 Milliarden Euro. Ich hatte schon erwähnt, dass wir das in erster Linie dem erfolgreichen Verkauf von RWE Dea verdanken. Am meisten freut mich, dass sich unsere hohen Investitionen in die erneuerbaren Energien immer mehr auszahlen. Unsere Ökostrom-Tochter RWE Innogy hat ihr betriebliches Ergebnis auf 493 Millionen Euro gesteigert - das ist mehr als zweieinhalb Mal so viel wie im Vorjahr. Entscheidend dafür war, dass wir 2015 zwei riesige Offshore-Windparks fertiggestellt haben.

Und wie geht es weiter? Fest steht, dass der Rückgang der Stromgroßhandelspreise immer tiefere Spuren im betrieblichen Konzernergebnis hinterlässt. Dieses wird 2016 voraussichtlich bei 2,8 bis 3,1 Milliarden Euro liegen und damit deutlich unter dem Niveau von 2015. Beim bereinigten Nettoergebnis erwarten wir einen Rückgang auf 0,5 bis 0,7 Milliarden Euro. Die Möglichkeit einer Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer haben wir dabei ausgeklammert, weil sie schwer prognostizierbar ist. Neben weiter fallenden Kraftwerksmargen erwarten wir, dass sich 2016 die Aufwendungen im Netzgeschäft erhöhen -was aber nicht als Trend interpretiert werden darf. Bei unserer britischen Vertriebstochter RWE npower, die 2015 wegen operativer und technischer Probleme in die Verlustzone gerutscht ist, könnten zudem weitere Belastungen auftreten. Allerdings haben wir dort einen harten Sanierungskurs eingeschlagen mit dem Ziel, die Margen zu stabilisieren und die Wettbewerbsposition des Unternehmens bis 2018 auf Marktdurchschnitt zu bringen.

Unsere Ergebnisprognose zeigt, dass die Talsohle noch nicht durchschritten ist. Vieles deutet darauf hin, dass die Zeiten noch länger "interessant" bleiben, um es in den eingangs gewählten Worten zu sagen. Solche Zeiten haben aber auch ihr Gutes: Sie geben uns die Chance zu zeigen, was in uns steckt. Wir werden den Beweis dafür antreten, dass wir Ihre und unsere RWE auch auf schwerem Parcours sicher lenken können. Dafür benötigen wir nicht nur Entschlossenheit und fahrerisches Können, sondern auch den Rückhalt von Ihnen, unseren Aktionären. Ich würde mich freuen, wenn wir gerade jetzt auf Ihre Geduld und Ihr Vertrauen setzen können. Wir werden hart dafür arbeiten, dass es sich für Sie auszahlt.

Mit freundlichen Grüßen
Peter Terium
Vorstandsvorsitzender der RWE AG

Essen, im März 2016

DER VORSTAND DER RWE AG

Peter Terium

Vorstandsvorsitzender

Geboren 1963 in Nederweert (Niederlande), Ausbildung zum Wirtschaftsprüfer am Nederlands Instituut voor Registeraccountants, von 1985 bis 1990 Audit Supervisor bei KPMG, von 1990 bis 2002 verschiedene Positionen bei der Schmalbach-Lubeca AG, 2003 Eintritt in die RWE AG als Leiter Konzerncontrolling, von 2005 bis 2009 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH, von 2009 bis 2011 Vorstandsvorsitzender von Essent N.V., von September 2011 bis Juni 2012 Mitglied des Vorstands und stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Juli 2012 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG.

Konzernressorts
* Corporate Affairs Konzern
* Recht & Compliance Konzern
* Mergers & Acquisitions Konzern
* Konzernstrategie & Innovation

Dr. Bernhard Günther

Finanzvorstand

Geboren 1967 in Leverkusen, promovierter Volkswirt, von 1993 bis 1998 bei McKinsey & Company, 1999 Eintritt in die RWE AG als Abteilungsleiter im Bereich Konzerncontrolling, von 2001 bis 2005 Bereichsleiter Unternehmensplanung und Controlling der RWE Power AG, von 2005 bis 2006 Leiter Konzerncontrolling der RWE AG, von 2007 bis 2008 Geschäftsführer und Chief Financial Officer (CFO) der RWE Gas Midstream GmbH sowie gleichzeitig Geschäftsführer und CFO der RWE Trading GmbH, von 2008 bis 2012 Geschäftsführer und CFO der RWE Supply & Trading GmbH, seit Juli 2012 Mitglied des Vorstands und seit Januar 2013 Finanzvorstand der RWE AG.

Konzernressorts
* Rechnungswesen & Steuern Konzern
* Konzerncontrolling
* Konzernfinanzen
* Investor Relations
* Information Technology
* Konzernrevision

Dr. Rolf Martin Schmitz

Stellvertretender Vorstandsvorsitzender und Vorstand Operative Steuerung

Geboren 1957 in Mönchengladbach, promovierter Maschinenbauingenieur, von 1986 bis 1988 Planungsingenieur bei der STEAG AG, von 1988 bis 1998 bei der VEBA AG u. a. zuständig für Konzernentwicklung und Wirtschaftspolitik, von 1998 bis 2001 Vorstand der rhenag Rheinische Energie AG, von 2001 bis 2004 Vorstand der Thüga AG, von 2004 bis 2005 Vorsitzender der Geschäftsführung der E.ON Kraftwerke GmbH, von 2006 bis 2009 Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG und Geschäftsführer der Stadtwerke Köln, von Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, seit Oktober 2010 Vorstand Operative Steuerung und seit Juli 2012 gleichzeitig stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG.

Konzernressorts
* Beteiligungsmanagement
* Kommunen
* Forschung & Entwicklung Konzern
* Steuerung Erzeugung/Netz/Vertrieb

Uwe Tigges

Personalvorstand und Arbeitsdirektor

Geboren 1960 in Bochum, Ausbildung zum Fernmeldemonteur und Meister Elektrotechnik, Studium der Technischen Betriebswirtschaftslehre, von 1984 bis 1994 diverse Tätigkeiten in der Informationstechnik bei der VEW AG und VEW Energie AG, von 1994 bis 2012 freigestellter Betriebsrat (zuletzt der RWE Vertrieb AG) sowie Vorsitzender des Europäischen Betriebsrats der RWE AG, von 2010 bis 2012 Vorsitzender des Konzernbetriebsrats von RWE, seit Januar 2013 Personalvorstand und seit April 2013 Arbeitsdirektor der RWE AG.

Konzernressorts
* Konzernsicherheit
* Konzerneinkauf
* Personal- und Führungskräftemanagement Konzern
* Tarif-/Mitbestimmungssteuerung Konzern

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Sehr geehrte Aktionäre,

das Jahr 2015 war richtungsweisend für RWE. Wie im vorliegenden Geschäftsbericht ausführlich dargestellt, wird der Konzern künftig mit zwei starken Unternehmensgruppen unter dem Dach der RWE AG im Energiemarkt präsent sein. Die Weichen dafür haben wir Ende 2015 gestellt: In seiner Sitzung vom 11. Dezember beschloss der Aufsichtsrat, dass die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammengeführt und etwa 10% des Aktienkapitals dieser Gesellschaft im Rahmen einer Kapitalerhöhung an der Börse platziert werden, während die Konventionelle Stromerzeugung und das Handelsgeschäft weiter zu 100% bei der RWE AG verbleiben. Die Entscheidung fiel einstimmig. Ihr waren ausführliche Beratungen vorausgegangen. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat die neue Tochtergesellschaft nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Als börsennotierte Gesellschaft hat sie zudem direkten Zugang zum Kapitalmarkt und damit die Möglichkeit, Wachstum durch Ausgabe neuer Aktien zu finanzieren. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, dass die RWE AG im Zuge des Börsengangs oder danach weitere Anteile an der neuen Gesellschaft veräußert. Die Haftungsmasse für unsere Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich wird dadurch nicht verändert; vielmehr gewinnt die RWE AG sogar zusätzliche finanzielle Flexibilität, um diese Verpflichtungen zu erfüllen. Der Aufsichtsrat wird die Gründung der neuen Gesellschaft und deren Börsengang intensiv begleiten. Für das Gremium, das im April neu gewählt wird, ist dies eine der zentralen Aufgaben in den kommenden Monaten.

Doch zurück zur Aufsichtsratsarbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr. Auch 2015 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und seine Maßnahmen überwacht; zugleich war er in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand hat uns schriftlich und mündlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung berichtet - regelmäßig, umfassend und zeitnah. Ebenso gründlich wurden wir über die aktuelle Ertragssituation, über die Risiken und über deren Management informiert. Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat zu vier ordentlichen und zwei außerordentlichen Aufsichtsratssitzungen zusammen. An zwei Sitzungen nahmen alle 20, an zwei Sitzungen 19 und an zwei Sitzungen 18 Mitglieder des Gremiums teil. Kein Mitglied des Aufsichtsrats hat nur an der Hälfte oder weniger der Sitzungen des Aufsichtsrats teilgenommen. Eine individualisierte Übersicht über die Sitzungspräsenz finden Sie in der nachfolgenden Tabelle.

Unsere Entscheidungen haben wir auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen des Aufsichtsrats mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit auch außerhalb der Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst - sofern erforderlich, im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern.# Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 2015

Aufsichtsrat	Präsidium	Prüfungsausschuss	Personalausschuss	Nominierungsausschuss
Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender	6/6	3/3	3/3	1/1
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	6/6	3/3	3/3
Reiner Böhle	6/6	3/3	3/3
Dr. Werner Brandt	6/6	5/5
Dieter Faust	6/6	5/5	3/3
Roger Graef	6/6
Arno Hahn	6/6	5/5
Manfred Holz	6/6	3/3
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel	6/6	3/3		1/1
Frithjof Kühn	6/6	3/3		1/1
Hans Peter Lafos	6/6
Christine Merkamp	6/6
Dagmar Mühlenfeld	6/6	3/3
Dagmar Schmeer	6/6
Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz	4/6	2/3	4/5
Dr. Wolfgang Schüssel	6/6	3/3
Ullrich Sierau	5/6	5/5
Ralf Sikorski	5/6	4/5
Dr. Dieter Zetsche	4/6
Leonhard Zubrowski	6/6	3/3

¹ Präsenz = Zahl der Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat/Gesamtzahl der Sitzungen

Beratungsschwerpunkte.

Die notwendigen Veränderungen der Konzernstruktur zählten zu den wichtigsten Themen, zu denen wir uns beraten haben. Im Fokus stand dabei nicht nur die eingangs erläuterte Zusammenführung der Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft, sondern auch eine Vereinfachung der Legalstrukturen durch Verschmelzungen von Tochtergesellschaften auf übergeordnete Einheiten. Dafür hat der Aufsichtsrat in einer Sondersitzung am 10. August grünes Licht gegeben. Ebenfalls beschlossen wurde, dass die Konzernaktivitäten künftig funktional entlang der Stufen der Wertschöpfungskette durch sogenannte Chief Operating Officers gesteuert werden. Zu den zentralen Themen der Beratungen in den Aufsichtsratssitzungen zählten auch - wie in der Vergangenheit - die anhaltende Krise der konventionellen Stromerzeugung und ihre Auswirkungen auf RWE sowie notwendige Maßnahmen zur Stärkung der Ertrags- und Finanzkraft des Unternehmens. Letztere umfassten im Wesentlichen Investitionskürzungen und zusätzliche Effizienzverbesserungen. Zu den Themenschwerpunkten zählten auch die jüngsten Beteiligungsverkäufe, insbesondere die Reduktion des Anteils an der RWE Grid Holding in Tschechien. Immer wieder tauschten wir uns mit dem Vorstand zur Unternehmensstrategie aus. Dieser informierte uns regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns und die laufenden juristischen Verfahren, darunter ein Schiedsverfahren, das in einem Vergleich endete. Sowohl schriftlich als auch mündlich berichtete er über den Fortschritt von Großprojekten zum Ausbau der Stromerzeugungskapazität von RWE: Besonderes Augenmerk galt dabei den neuen Steinkohlekraftwerken in Hamm (Westfalen) und im niederländischen Eemshaven sowie den Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der Küste von Wales und Nordsee Ost nahe Helgoland. Darüber hinaus informierte uns der Vorstand über die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise und der Erzeugungsmargen, das Konzessions- und Vertriebsgeschäft, Maßnahmen zur Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens und aktuelle Entwicklungen an den Energiemärkten. Aufmerksam verfolgten wir die Diskussion über die Umsetzung des deutschen "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" und über die Höhe der Kernenergierückstellungen. In der Sitzung vom 11. Dezember 2015 haben wir uns intensiv mit der Planung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2016 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst. Verabschiedet wurde die Planung in der Sitzung des Aufsichtsrats vom 3. März 2016. Abweichungen von früher festgesetzten Planwerten und Zielen hat uns der Vorstand eingehend erläutert.

Interessenkonflikte.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2015 lagen keine solchen Mitteilungen vor.

Corporate Governance.

Der Aufsichtsrat hat sich auch 2015 mit der Umsetzung der Vorschriften des Deutschen Corporate Governance Kodex befasst. Vorstand und Aufsichtsrat haben einen Corporate-Governance-Bericht erstellt, der auf der Internetseite von RWE unter www.rwe.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. Am 3. März 2016 haben sie eine Entsprechenserklärung abgegeben, die an gleicher Stelle abgerufen werden kann. RWE erfüllt alle Empfehlungen des Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015.

Ausschüsse.

Der Aufsichtsrat hat sechs Ausschüsse; ihre Mitglieder sind auf Seite 179 aufgeführt. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Aufsichtsratssitzungen anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Mitunter nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, die ihnen der Aufsichtsrat übertragen hat. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig informiert. Kein Mitglied eines Ausschusses hat nur an der Hälfte oder weniger der Ausschusssitzungen teilgenommen.

Präsidium

Das Präsidium kam im Berichtsjahr 2015 zu drei Sitzungen zusammen. Es hat u. a. Vorarbeiten für die Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung für die Geschäftsjahre 2015 und 2016 sowie die Vorschau bis 2018 geleistet.

Prüfungsausschuss

Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er beschäftigte sich intensiv mit den Quartalsfinanzberichten, dem Halbjahresabschluss und dem Jahresabschluss, dem Konzernabschluss sowie dem zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG. Die Abschlüsse hat er jeweils vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand beraten. Der Abschlussprüfer nahm an den Beratungen in allen Sitzungen dieses Ausschusses teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung. Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2015 und bereitete außerdem die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor. Dabei legte er auch die Prüfungsschwerpunkte fest. Sein besonderes Augenmerk richtete der Ausschuss auf das Risikomanagementsystem des Konzerns und das rechnungslegungsbezogene interne Kontrollsystem. Darüber hinaus befasste er sich mit Compliance-Fragen sowie mit der Planung und den Ergebnissen der internen Revision. Im Berichtsjahr standen zahlreiche weitere Themen auf der Agenda des Ausschusses, etwa die Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), die Weiterentwicklung des internen Kontrollsystems der RWE Supply & Trading, der Status des Shared Service Center, die wesentlichen Neuerungen in der EU-Regulierung zur Abschlussprüfung und zum Bestätigungsvermerk, der Datenschutz und die Cyber Security sowie die steuerliche und rechtliche Situation des RWE-Konzerns. Zu einzelnen Punkten haben auch die Leiter der Konzernfunktionen in den Prüfungsausschusssitzungen für Berichte und Fragen zur Verfügung gestanden.

Personalausschuss

Der Personalausschuss trat 2015 dreimal zusammen. Er befasste sich mit der Tantieme und dem Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen. Außerdem bereitete er die Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor.

Nominierungsausschuss

Der Nominierungsausschuss tagte einmal im Berichtsjahr, um die Wahlvorschläge für die Hauptversammlung am 20. April 2016 vorzubereiten, über die der Aufsichtsrat in seiner Sitzung am 3. März 2016 beschlossen hat.

Vermittlungsausschuss

Der Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer musste auch im Berichtsjahr nicht einberufen werden.

Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft"

Im Dezember 2015 wurde der Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" gegründet. Er soll Entscheidungen zur geplanten Kapitalerhöhung der neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb treffen. Außerdem wird er eingebunden sein, falls die RWE AG Minderheitsanteile an der Neugesellschaft veräußert, und dabei u. a. über den Umfang der Beteiligungsverkäufe und den zu erzielenden Preis entscheiden. Der Ausschuss musste im Berichtsjahr noch nicht einberufen werden.

Jahresabschluss 2015.

Die PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2015 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach den International Financial Reporting Standards (lFRS) aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 23. April 2015 zum Abschlussprüfer gewählt und vom Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahres- und Konzernabschlusses beauftragt worden. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben die Jahresabschlussunterlagen, den Geschäftsbericht und die Prüfungsberichte rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats vom 3. März 2016 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Abschlussprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 2. März 2016 in Gegenwart der Abschlussprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst; er hat dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für die Billigung der Abschlüsse und die Zustimmung zum Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands gegeben. In der Sitzung vom 3. März 2016 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung beider Abschlüsse zu und billigte den Jahresabschluss der RWE AG und den Konzernabschluss. Der Jahresabschluss 2015 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der eine Dividende von 0,13 € je dividendenberechtigte Vorzugsaktie vorsieht. Für Stammaktien wird keine Dividende ausgeschüttet.

Dank für Engagement und Loyalität.# RWE AM KAPITALMARKT

Die Aufwärtstendenz am deutschen Aktienmarkt hielt 2015 an. Beflügelt von der extrem lockeren Geldpolitik der Europäischen Zentralbank legte der DAX um 10% zu. Es war das vierte Mal in Folge, dass der Index das Jahr mit einem Plus schloss. Die RWE-Aktien zeigten dagegen einen enttäuschenden Kursverlauf: Sie büßten etwa die Hälfte ihres Wertes ein. Ein Grund dafür war, dass sich die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung weiter verschlechtert haben. Außerdem taten sich neue energiepolitische Risiken auf, insbesondere in der Kernenergie. Der Anleihemarkt war weiterhin durch ungewöhnlich günstige Refinanzierungskonditionen geprägt. Dies kam auch RWE zugute. Die Kosten für die Absicherung gegen das Kreditrisiko von RWE haben sich allerdings erhöht. Auch hier spielte der unsichere politische Rahmen eine wesentliche Rolle.

Performance der RWE-Stammaktie und der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities in % (Wochendurchschnittswerte)

Quelle: Bloomberg

Aktienmarkt weiter im Aufwind.

Mehr Licht als Schatten gab es 2015 am deutschen Aktienmarkt. Der DAX legte um 10% auf 10.743 Punkte zu. Es war das vierte Mal in Folge, dass das deutsche Börsenbarometer eine positive Jahresbilanz einfuhr. Als wichtigster Stimulus für die Aktienkurse erwies sich die extrem lockere Geldpolitik führender Notenbanken, allen voran der Europäischen Zentralbank und der Federal Reserve in den USA. Diese Politik trug wesentlich dazu bei, dass der DAX am 10. April mit 12.375 Punkten den höchsten Schlusskurs aller Zeiten erreichte. Im weiteren Jahresverlauf musste der Index dann allerdings einige Rückschläge wegstecken, die vor allem aus dem Aufleben der Griechenlandkrise und der Wachstumsschwäche Chinas resultierten.

Für Inhaber von RWE-Aktien fiel die Jahresbilanz enttäuschend aus. Die RWE-Stammaktie ging Ende Dezember mit 11,71 € aus dem Handel. Daraus ergibt sich eine Jahresrendite aus Kursveränderung und Dividende (Performance) von -52%. Kaum besser war die Performance der Vorzugsaktien von RWE (-50%). Unsere Titel mussten sich nicht nur dem DAX geschlagen geben, sondern auch dem Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities, der das Jahr 2015 auf dem gleichen Niveau schloss wie 2014.

Ausschlaggebend für die hohen Kursverluste der RWE-Aktien waren die schwierigen Rahmenbedingungen im deutschen Energiesektor. So haben sich die Stromgroßhandelspreise und damit auch die Kraftwerksmargen weiter verschlechtert. Hinzu kamen politische Risiken. Für massive Verunsicherung sorgte der später wieder fallen gelassene Plan des Bundeswirtschaftsministeriums, eine Klimaabgabe für Kraftwerke einzuführen. Im weiteren Jahresverlauf rückte das Thema "Kernenergie" in den Vordergrund: Ungewissheit herrschte vor allem darüber, welche Vorgaben die Bundesregierung den Versorgern für die finanzielle Absicherung ihrer Entsorgungsverpflichtungen machen wird. Sollten die Versorger zur Dotierung eines Kernenergiefonds oder einer Kernenergiestiftung verpflichtet werden, besteht nach Auffassung der Kapitalmarktteilnehmer das Risiko hoher zusätzlicher Belastungen für die Unternehmen. Für große Unruhe sorgte im September das Gerücht, dass ein Stresstest zur Höhe der deutschen Kernenergierückstellungen, der von der Bundesregierung in Auftrag gegeben worden war, eine milliardenschwere Lücke offenbart hätte. Bald darauf entspannte sich die Lage wieder, als die Bundesregierung den Versorgern bescheinigte, den Stresstest bestanden zu haben (siehe Seite 35). Neben den ungünstigen Rahmenbedingungen trübte auch die enttäuschende Ertragslage in unserem britischen Vertriebsgeschäft die Stimmung. Positiv aufgenommen wurde unser Beschluss, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft bündeln und an die Börse zu bringen. Als wir den Markt am 1. Dezember darüber informierten, legte die Stammaktie um 17% zu.

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015.

Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorschlagen, die Zahlung einer Dividende auf Stammaktien für das Geschäftsjahr 2015 auszusetzen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Hintergrund sind die zuletzt drastisch verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung und aktuelle politische Risiken.

Kennzahlen der RWE-Aktien

	2015	2014	2013	2012	2011
Ergebnis je Aktie¹ €	-0,28	2,77	-4,49	2,13	3,35
Bereinigtes Nettoergebnis² je Aktie¹ €	1,83	2,09	3,76	4,00	4,60
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten je Aktie¹ €	5,43	9,04	7,81	7,15	10,22
Dividende je Stammaktie €	-	1,00	1,00	2,00	2,00
Dividende je Vorzugsaktie €	0,13³	1,00	1,00	2,00	2,00
Ausschüttung Mio. €	53	615	615	1.229	1.229
Dividendenrendite der Stammaktie⁴ %	-	3,9	3,8	6,4	7,4
Dividendenrendite der Vorzugsaktie⁴ %	1,5	5,3	4,3	7,0	7,9
Börsenkurse der Stammaktie
Kurs zum Ende des Geschäftsjahres €	11,71	25,65	26,61	31,24	27,15
Höchstkurs €	25,68	32,83	31,90	36,90	55,26
Tiefstkurs €	9,20	24,95	20,74	26,29	21,77
Börsenkurse der Vorzugsaktie
Kurs zum Ende des Geschäftsjahres €	8,94	18,89	23,25	28,53	25,44
Höchstkurs €	19,62	25,61	29,59	34,25	52,19
Tiefstkurs €	7,33	18,89	20,53	24,80	20,40
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück	614.745	614.745	614.745	614.480	538.971
Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. €	7,1	15,5	16,2	19,1	16,6

¹ Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl der im Umlauf befindlichen Aktien
² Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56
³ Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 20. April 2016
⁴ Quotient aus Dividende je Aktie und Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres

Aktionärsstruktur der RWE AG¹

¹ Die Prozentangaben beziehen sich auf den Anteil am gezeichneten Kapital.
Quellen: Eigene Erhebungen und Mitteilungen nach dem deutschen Wertpapierhandelsgesetz; Stand: Dezember 2015

Breite internationale Aktionärsbasis.

Das Grundkapital der RWE AG ist eingeteilt in 614.745.499 Aktien, davon 39.000.000 Vorzüge ohne Stimmrecht. Wie im Vorjahr waren Ende 2015 rund 86% der RWE-Aktien im Eigentum institutioneller Investoren, während Belegschaftsaktionäre und sonstige Privatanleger auf Anteile von 1 bzw. 13 % kamen. Auf institutionelle Investoren in Deutschland entfielen 28% des Aktienkapitals (Vorjahr: 30%); in Nordamerika, Großbritannien und Irland hielt diese Anlegergruppe zusammen 32% (Vorjahr: 35%) und in Kontinentaleuropa ohne Deutschland 24% (Vorjahr: 19%) der Aktien. Die RWEB GmbH, in der ein Großteil der kommunalen Anteile gebündelt ist, bleibt mit 15% größter Einzelaktionär von RWE. Nach uns vorliegenden Informationen halten die Vermögensverwalter BlackRock (USA) und Mondrian Investment Partners (Großbritannien) mit jeweils über 3% die größten RWE-Positionen außerhalb Deutschlands. Der Anteil der RWE-Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zum Jahresende 84%.

Börsenkürzel der RWE-Aktien

	Stammaktie	Vorzugsaktie
Reuters: Xetra	RWEG.DE	RWEG_p.DE
Reuters: Börse Frankfurt	RWEG.F	RWEG_p.F
Bloomberg: Xetra	RWE GY	RWE3 GY
Bloomberg: Börse Frankfurt	RWE GR	RWE3 GR
Wertpapier-Kennnummer (WKN) in Deutschland	703712	703714
International Securities Identification Number (ISIN)	DE 0007037129	DE 0007037145
American Depositary Receipt (CUSIP Number)	74975E303	-

RWE an deutschen Börsen und in den USA gehandelt.

RWE-Aktien werden in Deutschland an den Börsenplätzen Frankfurt am Main und Düsseldorf sowie über die elektronische Handelsplattform Xetra gehandelt. Auch in Berlin, Bremen, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sind sie erhältlich, allerdings nur im Freiverkehr. In den USA ist RWE über ein sogenanntes Level-1-ADR-Programm vertreten: Gehandelt werden dort nicht unsere Aktien, sondern American Depositary Receipts (ADRs). Das sind Zertifikate, die von US-amerikanischen Depotbanken ausgegeben werden und eine bestimmte Anzahl hinterlegter Aktien eines ausländischen Unternehmens repräsentieren. Im Falle von RWE steht ein ADR für eine Stammaktie.

Entwicklung des fünfjährigen Credit Default Swap (CDS) für RWE und des CDS-Index iTraxx Europe in Basispunkten (Wochendurchschnittswerte)

Quelle: Bloomberg

Niedrige Zinsen und Kreditabsicherungskosten.

Die expansive Geldpolitik führender Notenbanken prägte auch die Entwicklung der Zinsen. Die Durchschnittsrendite zehnjähriger deutscher Staatsanleihen bewegte sich 2015 in einer historisch niedrigen Bandbreite von 0,1 bis 1,0%; Ende Dezember lag sie bei 0,6%. Auch die Kosten für die Absicherung von Kreditrisiken über Credit Default Swaps (CDS) waren vergleichsweise gering. Der Index iTraxx Europe, der aus den CDS-Preisen von 125 großen europäischen Unternehmen gebildet wird, notierte mit durchschnittlich 66 Basispunkten für fünfjährige Laufzeiten; das ist das niedrigste Jahresmittel seit 2007, bevor die Hypotheken-Finanzkrise eskalierte. Die fünfjährigen CDS für RWE haben sich dagegen verteuert. Sie lagen 2015 bei durchschnittlich 94 Basispunkten, gegenüber 72 Basispunkten im Vorjahr. Insbesondere im dritten Quartal war ein starker Preisanstieg zu beobachten. Zwischenzeitlich notierten die CDS deutlich über der 160-Punkte-Marke und damit auf dem höchsten Niveau aller Zeiten.# ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT

1.1 STRATEGIE

Unser Geschäft wird auf allen Wertschöpfungsstufen anspruchsvoller. Schlüsselfaktoren sind der fortschreitende Ausbau der erneuerbaren Energien, steigende Klimaschutzanforderungen und die digitale Revolution. Wir sehen hier unternehmerische Chancen für uns, die wir nutzen wollen: indem auch wir unseren Strom zunehmend aus regenerativen Quellen erzeugen, indem wir mit modernen und flexiblen Kraftwerken die Sicherheit der Stromversorgung gewährleisten, indem wir die Netzinfrastruktur technisch weiterentwickeln und indem wir unseren Kunden innovative Produkte und Dienstleistungen anbieten, mit denen sie Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Um dafür finanziell besser gerüstet zu sein, stellen wir uns auch organisatorisch neu auf: Wir fassen die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer Tochtergesellschaft zusammen, die als börsennotiertes Unternehmen direkten Zugang zum Kapitalmarkt haben wird.

Was wir tun. RWE ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit unserem Know-how bei der Gewinnung von Braunkohle, der Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, dem Energiehandel, der Verteilung und dem Vertrieb von Strom und Gas sowie der Entwicklung und Bereitstellung von innovativen Energiemanagementlösungen sind wir auf allen Stufen der energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette tätig. Wir versorgen mehr als 16 Millionen Stromkunden und etwa 7 Millionen Gaskunden zuverlässig und zu fairen Preisen mit Energie. Im Geschäftsjahr 2015 haben wir einen Umsatz von 48,6 Mrd. € erwirtschaftet. Unsere wichtigsten Märkte sind Deutschland, Benelux, Großbritannien sowie Zentralost- und Südosteuropa. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sind wir auch außerhalb dieser Regionen aktiv, z. B. in Spanien und Italien. Eine Übersicht über unsere Geschäftsaktivitäten finden Sie auf der folgenden Seite.

Neue Anforderungen an Energieversorger. Das klassische Geschäftsmodell des voll integrierten Energieversorgers gerät zunehmend unter Druck. Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt sich das konventionelle Erzeugungsgeschäft in Europa mehr und mehr weg von der Produktion möglichst hoher Strommengen hin zur Bereitstellung von Kapazitäten, mit denen die Schwankungen der Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke zunehmend in Richtung marktorientierter Kapazitätsprämien für Versorgungssicherheit. Diese Entwicklung ist in einigen europäischen Märkten bereits weit vorangeschritten, u. a. in Großbritannien. In Deutschland hat sich die Politik allerdings bis auf Weiteres gegen die Einführung eines Kapazitätsmarktes entschieden (siehe Seite 35). Zentrale Herausforderung im Netzbetrieb ist die Integration der wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen. Sie macht den verstärkten Einsatz komplexer Technologien erforderlich. Die Trends im Vertrieb werden dadurch bestimmt, dass es immer mehr Kunden gibt, die eine effizientere Energienutzung anstreben und von den Möglichkeiten Gebrauch machen wollen, die die digitale Revolution eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und übernehmen mitunter sogar die Rolle eines Energiemanagers.

Unsere Antwort. RWE wird auch in der Energiewelt von Môrgen ein führender Anbieter sein. Diesem Anspruch werden wir gerecht, indem wir unser Geschäftsmodell auf die beschriebenen Trends ausrichten. Unsere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien haben wir bereits stark ausgebaut und wollen hier auch in Zukunft auf Wachstumskurs bleiben. Des Weiteren investieren wir in den Erhalt, die Erweiterung und die Modernisierung unserer Netzinfrastruktur, um auf lange Sicht eine zuverlässige Verteilung von Strom und Gas gewährleisten zu können. Im Vertriebsgeschäft sind wir dank unserer starken Kundenbasis in der Lage, neue Bedürfnisse von Privathaushalten und Unternehmen frühzeitig zu erkennen und ihnen mit passgenauen Angeboten gerecht zu werden. In der konventionellen Stromerzeugung setzen wir auf eine flexible und effiziente Kraftwerksflotte, die als Partner der erneuerbaren Energien dafür sorgt, dass jederzeit genug Strom zur Verfügung steht. Darüber hinaus nehmen wir nach und nach ältere, emissionsintensive Kraftwerke vom Netz - mit der Folge, dass der durchschnittliche Wirkungsgrad unserer Erzeugungsanlagen steigt und sich der Ausstoß von Kohlendioxid sowohl absolut als auch im Verhältnis zur Stromproduktion verringert.

Marktpositionen von RWE nach Absatz vollkonsolidierter Konzerngesellschaften¹	Strom	Gas
Deutschland	Nr. 1	Nr. 3
Niederlande	Nr. 1	Nr. 2
Großbritannien	Nr. 2	Nr. 6
Zentralost-/Südosteuropa	Nr. 2 in Ungarn	Nr. 1 in Tschechien
	Nr. 3 in der Slowakei	Nr. 2 in der Slowakei
	Nr. 5 in Polen	Präsenz in Polen
	Nr. 5 in Tschechien	Präsenz in Ungarn
	Nr. 3 in Kroatien	Präsenz in Kroatien
	Präsenz in Slowenien
	Präsenz in Rumänien
	Präsenz in der Türkei
Europa insgesamt	Nr. 2	Nr. 6

¹ Stand der Marktpositionen: Ende 2014, Stand der Marktpräsenzen: Ende 2015; Quelle: eigene Erhebungen

Wo RWE aktiv ist

Wachstumsfelder von RWE. Wachstumsmöglichkeiten sehen wir derzeit insbesondere bei der Stromerzeugung aus Windenergie an Land und im Meer, im Stromverteilnetzgeschäft sowie in der Vermarktung innovativer Vertriebsprodukte und dezentraler Energielösungen. In einigen Ländern wollen wir die Chance ergreifen, uns durch Aufbau von Vertriebsgeschäft mittel- oder langfristig unter den großen lokalen Versorgern zu etablieren; Beispiele dafür sind Kroatien, Slowenien und Rumänien. Außerhalb Europas sind wir nur in sehr begrenztem Rahmen tätig, u. a. im Handelsgeschäft. Darüber hinaus bieten wir Staaten der Arabischen Halbinsel seit 2014 erfolgreich Beratungsdienstleistungen entlang der gesamten energiewirtschaftlichen Wertschöpfungskette an.

Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen. Wachstumsprojekte haben wir früher großenteils aus Mitteln finanziert, die wir mit unseren Kraftwerken verdient haben. Weil die Stromgroßhandelspreise und damit auch die Margen in der konventionellen Stromerzeugung dramatisch gefallen sind, ist das heute nicht mehr möglich. Um dennoch Wachstumschancen nutzen zu können, die sich uns im derzeitigen energiewirtschaftlichen Umfeld bieten, haben wir Ende 2015 beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in eine neue Tochtergesellschaft zu überführen und einen Anteil von rund 10% an dieser Gesellschaft im Zuge einer Kapitalerhöhung an der Börse zu platzieren. Mit den Mitteln, die dem neuen Unternehmen zufließen, stärken wir unseren finanziellen Spielraum gerade auf den Gebieten, wo sich durch den Wandel des Energiesystems neue unternehmerische Perspektiven auftun. Auch im Hinblick auf die Herausforderungen in der konventionellen Stromerzeugung bietet die Reorganisation Vorteile. Durch die Möglichkeit, Einnahmen aus dem Verkauf von Anteilen an der neuen Gesellschaft zu erzielen, wird die RWE AG finanziell flexibler, etwa bei Erfüllung der Kernenergieverpflichtungen. Unsere Planungen sehen vor, dass die RWE AG Mehrheitseigentümer der neuen Gesellschaft bleibt.

Stärkung der Innovationskraft. Mehr denn je werden Versorger daran gemessen, wie flexibel und innovativ sie sind. Unternehmen, die in einem sich dynamisch verändernden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für die Kundenbedürfnisse von morgen und übermorgen haben. Bei RWE und im Umfeld des Unternehmens gibt es viele kluge Köpfe, die uns dabei helfen können. Wir bringen sie zusammen und geben ihnen die Möglichkeit, Geschäftsideen ohne Denkverbote zu sondieren und vielversprechende Neuerungen direkt am Markt zu erproben. Organisiert und vorangetrieben wird dieser Prozess von unserem Anfang 2014 ins Leben gerufenen "RWE Innovation Hub", über den wir auf Seite 23 ff. ausführlich informieren. Um möglichst schnell neue Lösungen anbieten zu können, setzen wir auf die Zusammenarbeit mit Partnern und sind mit Innovationsteams an den Standorten Silicon Valley, Tel Aviv und Berlin vertreten.

Das Leitbild von RWE. Unsere Strategie orientiert sich an einem Leitbild, das zum einen die ambitionierten politischen Ziele zum Klimaschutz, zum Ausbau der erneuerbaren Energien und zur Verbesserung der Energieeffizienz unterstützt und zum anderen die enormen Herausforderungen aufgreift, die dadurch für uns in puncto Wettbewerbsfähigkeit, Innovationskraft und finanzielle Stärke entstehen. Unser Leitbild haben wir so formuliert: "Wir sind der vertrauenswürdige und leistungsstarke Partner für die nachhaltige Umgestaltung des europäischen Energiesystems." Um diesem Anspruch gerecht zu werden, haben wir uns die folgenden strategischen Ziele gesetzt: Wir wollen (1) unsere Finanzkraft stärken, (2) RWE leistungs- und wettbewerbsfähiger machen und (3) den nachhaltigen Umbau des europäischen Energiesystems erfolgreich mitgestalten. Im Folgenden erläutern wir die genannten Ziele und wie wir sie erreichen wollen. Weitere Informationen dazu können Sie im Internet unter www.rwe.com/strategie abrufen.

(1) Stärkung der Finanzkraft. Wir wollen jederzeit im gewünschten Maße und zu akzeptablen Konditionen Fremdkapital beschaffen können - selbst in Krisenphasen an den Finanzmärkten. Das hat oberste Priorität für uns. Wir streben daher die Beibehaltung eines Investment-Grade-Ratings an. Unsere Nettoverschuldung haben wir im abgelaufenen Geschäftsjahr von 31,0 Mrd. € auf 25,1 Mrd. € gesenkt, vor allem wegen des Verkaufs von RWE Dea (siehe Seite 38).# RWE Geschäftsbericht 2015 - Strategische Stoßrichtungen

Unsere Investitionen und Ausschüttungen wollen wir vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit finanzieren, wenngleich Schwankungen beim Mittelzufluss dazu führen können, dass uns dies nicht in jedem Jahr gelingt. Um unsere Finanzkraft zu stärken, bedienen wir uns gleich mehrerer Hebel. Im Jahr 2012 hat RWE ein ambitioniertes Effizienzsteigerungsprogramm gestartet, das umfangreiche Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung beinhaltet (siehe Seite 57). Darüber hinaus haben wir die Investitionen stark zurückgefahren und eine Reihe von Desinvestitionen getätigt. Zum Verkauf steht derzeit u. a. noch unsere Minderheitsbeteiligung an dem auf Uran-Anreicherung spezialisierten Unternehmen Urenco. Auch die bereits erläuterte organisatorische Neuaufstellung des RWE-Konzerns – verbunden mit dem Börsengang der neuen Gesellschaft für Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb – gibt uns zusätzlichen finanziellen Spielraum.

(2) Verbesserung der Leistungs- und Wettbewerbsfähigkeit

Ein Marktumfeld, das sich dynamisch entwickelt, ist nur für Unternehmen beherrschbar, die selbst dynamisch sind. Wir haben bereits eine Fülle von Maßnahmen ergriffen, um unsere Prozesse noch effizienter, unsere Organisation noch schlagkräftiger und unsere Unternehmenskultur noch leistungsorientierter zu machen. Einen großen Schritt nach vorne gebracht hat uns dabei das Anfang 2012 gestartete und inzwischen erfolgreich beendete Programm "RWE 2015", das wir im Geschäftsbericht 2014 auf Seite 19 f. erläutert haben. Einen wichtigen Beitrag zur Schaffung wettbewerbsfähigerer Strukturen liefert auch die im August 2015 beschlossene Verringerung der Zahl unserer Konzerngesellschaften im Wege einer Verschmelzung. Dadurch, dass wir mit weniger rechtlichen Einheiten und Führungsebenen auskommen, können wir Entscheidungwege verkürzen und den Verwaltungsaufwand verringern.

(3) Mitgestaltung des nachhaltigen Umbaus des europäischen Energiesystems

Dem tiefgreifenden Strukturwandel im Energiesektor begegnen wir mit einer Weiterentwicklung unseres Geschäftsmodells. Dies betrifft alle Stufen der Wertschöpfungskette. Damit reagieren wir nicht nur auf Veränderungen, sondern übernehmen eine aktive Rolle beim Umbau des europäischen Energiesystems.

― Optimierung unseres konventionellen Kraftwerksparks

Stark gesunkene Stromgroßhandelspreise und schwierige politische Rahmenbedingungen setzen uns in der konventionellen Stromerzeugung zu, insbesondere in Deutschland. Viele Kraftwerke sind nur noch schwach ausgelastet und decken ihre Kosten nicht. Wir arbeiten daran, die Profitabilität unserer Anlagen zu verbessern, indem wir ihre laufenden Kosten senken und ihre kommerzielle Verfügbarkeit erhöhen. Sofern wirtschaftlich geboten, legen wir Kraftwerke vorübergehend oder endgültig still. Viele Experten sehen gute Chancen dafür, dass sich die Lage in der konventionellen Stromerzeugung mit fortschreitendem Abbau von Überkapazitäten wieder stabilisiert. Sie erwarten, dass Kohle und Gas im deutschen Stromerzeugungsmix auf längere Sicht unverzichtbar sind. Unsere großenteils hochmodernen Gaskraftwerke eignen sich besonders gut als Partner der erneuerbaren Energien, weil ihre Fahrweise sehr schnell an Lastschwankungen im Netz angepasst werden kann. Wegen ihrer vergleichsweise geringen Emissionen stoßen sie zudem auf breite gesellschaftliche Akzeptanz. Ihre Bedeutung in unserem Stromerzeugungsportfolio dürfte sich langfristig erhöhen. Auch Kohle bleibt ein wichtiger Energieträger für uns, wird aber an Bedeutung einbüßen. Das ergibt sich zum Teil aus regulatorischen Vorgaben zur Minderung von Treibhausgasemissionen. Beispielsweise werden wir im Rahmen des deutschen "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" fünf Braunkohleblöcke der 300-MW-Klasse frühzeitig aus dem Markt nehmen (siehe Seite 34). Für die kommende Dekade planen wir, weitere 300-MW-Blöcke stillzulegen. Außerdem werden Verträge auslaufen, durch die wir Steinkohlekraftwerke nutzen können, die sich nicht in unserem Eigentum befinden.

― Ausbau der erneuerbaren Energien

Der Ausbau der Stromerzeugung aus regenerativen Quellen bleibt ein Eckpfeiler unserer Strategie. Einen großen Teil der Mittel, die uns für Wachstumsprojekte zur Verfügung stehen, wollen wir dafür einsetzen. Bei der Erzeugungstechnologie konzentrieren wir uns weiterhin auf Windkraftanlagen an Festlandstandorten und im Meer. Zudem wollen wir künftig auch in der Solarenergie großvolumige Projekte in Angriff nehmen.

― Ausweitung des Handelsgeschäfts

Der Energiehandel ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Unsere Handelstochter RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how zunehmend auch außerhalb Europas und hat bereits Büros in New York, Singapur und Mumbai eröffnet. In begrenztem Umfang investiert RWE Supply & Trading in Energieunternehmen und -anlagen, bei denen sich durch Restrukturierung und Weiterveräußerung innerhalb eines Zeitfensters von drei bis fünf Jahren attraktive Renditen erzielen lassen. Ein Beispiel dafür ist das Ende 2012 erworbene Steinkohlekraftwerk Lynemouth im Norden Englands: Wir haben die Weichen dafür gestellt, dass es mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann, und die Anlage Anfang 2016 weiterverkauft.

― Weiterentwicklung der Verteilnetzinfrastruktur

Die Netze sind das Rückgrat der Energiewende, und wer sie bewirtschaftet, kann i.d.R. stabile Renditen erzielen. In unserem Portfolio hat das Netzgeschäft deshalb seinen festen Platz. Herausforderungen ergeben sich hier u.a. durch den zunehmenden Wettbewerb um Konzessionen. Wer in Deutschland Netze betreiben will, muss sich von der Kommune das vertragliche Recht einräumen lassen, die öffentlichen Verkehrswege in ihrem Gebiet für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen zu nutzen. Ende 2015 hatten wir rund 3.000 Stromnetz- und rund 800 Gasnetzkonzessionen mit einer Laufzeit von zumeist 15 bis 20 Jahren. Wenn Konzessionen auslaufen, streben wir ihre Erneuerung an, müssen uns dabei aber gegen Mitbewerber durchsetzen. Zudem möchten immer häufiger die Kommunen selbst ins Verteilnetzgeschäft einsteigen. Unsere Antwort darauf sind attraktive Beteiligungsmodelle, die auf die einzelnen Städte oder Gemeinden zugeschnitten sind. Vorteil für uns: Wir bleiben Betreiber der Netze und stärken zugleich unser partnerschaftliches Verhältnis mit den Kommunen. Vor große Herausforderungen stellen uns auch die zunehmenden Stromeinspeisungen aus wetter- und tageszeitabhängigen regenerativen Quellen und die steigende Anzahl kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen. Sie machen den Netzbetrieb technisch anspruchsvoller, eröffnen aber auch Wachstumsmöglichkeiten. Um unter diesen Rahmenbedingungen eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten, müssen wir in den Erhalt und den Ausbau unserer Netzinfrastruktur investieren. Damit Netze effektiver und flexibler genutzt werden können, entwickeln wir neue Steuer- und Regeltechniken und testen sie in Feldversuchen. Außerdem widmen wir uns – etwa im Projekt "Designetz" – der Frage, wie die vielen dezentralen Erzeuger und Verbraucher von Strom im ländlichen und städtischen Raum intelligent vernetzt werden können (siehe Seite 26).

― Stärkung der Vertriebsposition durch innovative Produkte und Dienstleistungen

Wie bereits erläutert, entwickeln sich Haushalte und Betriebe zunehmend weg vom reinen Konsumenten hin zum "Prosumer", der seinen Strom auch selbst produziert und mitunter sogar speichern kann. Immer mehr Kunden streben eine effiziente Energienutzung an und wollen von den Möglichkeiten profitieren, die ihnen die digitale Revolution bietet. Um in diesem Marktumfeld unsere Position behaupten zu können, erweitern wir unser Tätigkeitsgebiet weit über den klassischen Vertrieb von Strom und Gas hinaus: Wir entwickeln neue Geschäftsmodelle für alle Endkundensegmente, indem wir unser Know-how auf dem Gebiet der Energieversorgung und der Informationstechnologie zusammenführen. Das Ergebnis sind innovative Produkte und auf individuelle Bedürfnisse zugeschnittene Lösungen, mit denen wir uns von anderen Versorgern abheben. Beispiele dafür sind unsere Hausautomatisierung RWE SmartHome, die wir seit 2011 erfolgreich vermarkten, und die neue Steuerungsbox RWE easyOptimize, über die wir auf Seite 24 berichten.

Nachhaltiges Wirtschaften – Anspruch an uns selbst

Unser Beitrag zu einem nachhaltigen Energiesystem besteht auch darin, dass wir selbst nachhaltig wirtschaften. Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäft. Umso wichtiger ist, dass unser Handeln in Einklang mit den Erwartungen der Gesellschaft steht. Um diese Erwartungen besser einschätzen zu können, stehen wir in ständigem Dialog mit Vertretern unserer Anspruchsgruppen, auch als "Stakeholder" bezeichnet. Dabei handelt es sich in erster Linie um Anteilseigner, Arbeitnehmer, Kunden, Politiker, Verbände, Nichtregierungsorganisationen und Bürgerinitiativen. Auf Basis dieses Dialogs haben wir im Jahr 2007 zehn Handlungsfelder festgelegt, in denen nach unserem Verständnis die wichtigsten Herausforderungen für RWE liegen. Die Auswahl und Abgrenzung der Handlungsfelder haben wir seither turnusgemäß überprüft und sie an Veränderungen im Unternehmen und in unserem gesellschaftlichen Umfeld angepasst. Unsere Handlungsfelder lassen sich aktuell mit folgenden Stichworten charakterisieren:

1. Klimaschutz
2. Energieeffizienz
3. Umweltschutz und Biodiversität
4. Gesellschaftliches Engagement
5. Markt und Kunde
6. Mitarbeiter
7. Lieferkette
8. Arbeitssicherheit und Gesundheitsmanagement
9. Versorgungssicherheit
10. Innovation

Für jedes dieser Handlungsfelder haben wir uns Ziele gesetzt und darüber hinaus Kennzahlen festgelegt, mit denen wir die Zielerreichung messen und für die Öffentlichkeit dokumentieren. Eine besondere Bedeutung innerhalb der zehn Handlungsfelder kommt dem Klimaschutz zu.# RWE Geschäftsbericht 2015

Als Europas größter Einzelemittent von Kohlendioxid (CO2) sind wir hier besonders gefordert, zumal mit hohen Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken verbunden sind. Wir wollen unseren CO2-Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom, der im vergangenen Jahr bei 0,71 Tonnen lag, bis 2020 auf 0,62 Tonnen senken. Dabei setzen wir u.a. auf den Ausbau der erneuerbaren Energien. Außerdem haben wir mit unserem inzwischen abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können. Die meisten Anlagen aus dem Programm sind Gaskraftwerke. Sie stoßen wesentlich weniger CO2 aus als Kohlekraftwerke, konnten allerdings wegen ungünstiger Marktbedingungen bisher noch nicht im gewünschten Maß zur Verbesserung unserer CO2-Bilanz beitragen. Weitergehende Informationen zu diesem Thema finden Sie im Bericht "Unsere Verantwortung", dessen neue Ausgabe Ende März 2016 erscheint und im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden kann.

1.2 INNOVATION

RWE war schon immer ein innovatives Unternehmen. Ein Beispiel dafür ist die Fernleitung zwischen dem Rheinland und den Alpen aus den 1920er-Jahren – die damals längste deutsche Stromautobahn, gebaut von RWE. Heute sorgen wir mit neu entwickelten Produkten dafür, dass Energie für unsere Kunden zum Erlebnis wird. Die Dezentralisierung der Energiewirtschaft, der Aufbruch ins digitale Zeitalter und der Trend zur energetischen Rundumversorgung sind Motoren eines Wandels, den wir innovativ mitgestalten. Indem wir neue Geschäftsmodelle entwickeln, stellen wir sicher, dass wir auch für die Kundenbedürfnisse von morgen und übermorgen das passende Sortiment haben. Parallel arbeiten wir an technischen Lösungen für eine sichere, bezahlbare und umweltschonende Energieversorgung. Dass uns die Ideen dabei nicht ausgehen, belegen unsere rund 350 patentgeschützten Erfindungen, mit denen wir zur Spitzengruppe der europäischen Versorger gehören.

Innovationen bei RWE

RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Wichtigste Triebfeder ist unser Anspruch, unsere Kunden durch preiswerte und bedarfsgerechte Angebote zu überzeugen. Dass uns dies nicht nur heute, sondern auch in Zukunft gelingt – dazu trägt der RWE Innovation Hub bei, eine Innovationsplattform, die wir Anfang 2014 gegründet haben und die von einem inzwischen rund 100-köpfigen Team mit Leben gefüllt wird. Der Hub soll uns dabei unterstützen, neue Geschäftsmodelle zu entwickeln und damit zu unterstreichen, dass RWE weit mehr kann, als bloß Strom und Gas bereitzustellen. Auch in technischer Hinsicht sind wir innovativ: Mit derzeit rund 200 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung wollen wir dazu beitragen, dass die Stromerzeugung emissionsärmer, das Verteilnetz intelligenter und die Energienutzung effizienter wird. Darüber hinaus profitieren wir von der Findigkeit und Kreativität unserer Mitarbeiter im betrieblichen Alltag. Mit guten Ideen für Prozessverbesserungen haben sie auch 2015 wieder dafür gesorgt, dass wir Einsparungen in Millionenhöhe erreicht haben.

RWE Innovation Hub: Plattform für die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle

Wir wollen Innovationsführer im zukünftigen Energiesystem sein – und mit unseren Ideen Geld verdienen. Diese Ziele erreichen wir, indem wir gemeinsam mit unseren Kunden herausfinden, welche neuen Produkte und Dienstleistungen ihre Wünsche und Bedürfnisse bestmöglich erfüllen können. Der RWE Innovation Hub ist der Boden, auf dem Ideen wachsen können, bis aus ihnen werthaltige Geschäftsmodelle werden. Die Mitarbeiter im Hub sind über die Grenzen von Ländern und Organisationseinheiten hinweg in einem Netzwerk miteinander verbunden. Aktuell arbeiten sie an vier Schwerpunktthemen, die für die Zukunft von RWE von besonderer Bedeutung sind: (1) Chancen durch die digitale Revolution, (2) intelligente, vernetzte Lösungen für Privat- und Gewerbekunden, (3) Energiekonzepte für Europas Metropolen und (4) neue Produkte und Dienstleistungen durch die Nutzung von Daten. Erste Produkte aus diesen Kategorien werden bereits bei Kunden getestet. Da innovative Geschäftsmodelle auch innovative Organisationsstrukturen benötigen, überführen wir marktreife Ideen mitunter in eigens dafür gegründete Gesellschaften, sogenannte Start-ups. Diese schlank und flexibel aufgestellten Unternehmen spezialisieren sich darauf, die neuen Angebote von RWE am Markt zu platzieren.

(1) Chancen durch die digitale Revolution

Ob Banküberweisung, Fahrkartenkauf oder Urlaubsbuchung – die meisten dieser Transaktionen werden heute nicht mehr in der Bank oder im Reisebüro getätigt, sondern per Mausklick am Computer oder per Smartphone. Wer unterwegs ist, hat heute sein Mobiltelefon so selbstverständlich dabei wie den Hausschlüssel. Auch Laptops und Tablets gehören für viele zur mobilen Grundausstattung. Wir sehen hier den Anknüpfungspunkt für eine vielversprechende Geschäftsidee. Seit Dezember 2015 testen wir in einigen deutschen Lifestyle-Restaurants "Wireless Power" (WiPo), einen Prototypen für das kabellose Aufladen. Die Idee: Während die Gäste essen, tanken ihre Mobilgeräte so ganz nebenbei Energie – und zwar kostenfrei und ohne Einstöpseln. Unsere Vision: Im Bus, beim Einkaufen, beim Geschäftsessen – wo auch immer Menschen sich aufhalten – ist eine WiPo-Ladestation von RWE in der Nähe und versorgt Mobilgeräte mit Strom. Betreiber von Kaufhäusern, Gaststätten oder öffentlichen Verkehrsmitteln haben mit diesem Extra-Service die Möglichkeit, sich von Wettbewerbern abzuheben. Sie können die Ladestationen bei uns kaufen oder mieten – und im besten Fall unseren Strom gleich mitbeziehen.

(2) Intelligente, vernetzte Lösungen für Privat- und Gewerbekunden

RWE ist mit seinen Produkten rund um die Hausautomatisierung einer der führenden Anbieter in Europa. Damit das so bleibt, treiben wir die Entwicklung neuer Lösungen zur digitalen Optimierung der Energienutzung voran, bis hin zur kompletten Digitalisierung des Wohnens. Solche Lösungen machen das Wohnen nicht nur angenehmer; sie können geradezu essenziell sein in einer Zeit, in der immer mehr ältere Menschen selbstbestimmt leben wollen. Beispiele sind hier die automatische Heizungs- und Fenstersteuerung oder auch Warnmelder, die anschlagen, wenn die Rollläden nicht bewegt werden. Und wir gehen noch einen Schritt weiter: Durch das Angebot von Komplettpaketen wollen wir uns vom Versorger zum "Umsorger" weiterentwickeln, der auch die dezentrale Stromerzeugung seiner Kunden steuert. Mehr als 1,5 Millionen deutsche Haushalte und Unternehmen produzieren bereits selbst Strom. Was mit diesem Strom geschieht – also ob er ins öffentliche Netz eingespeist oder vor Ort verbraucht wird – darüber werden sie zunehmend selbst entscheiden wollen. In der Energiewelt von morgen könnten sie auch die Rolle eines Händlers übernehmen und den Strom verkaufen. Denn wenn in der "Sharing Economy" Autos geteilt werden, warum nicht auch selbsterzeugter Strom? Das stellt nicht nur die gesamte Wertschöpfungskette der Energieversorgung auf den Kopf, sondern führt auch dazu, dass wir es mit einem ganz anderen Kundentyp zu tun haben. Diesen Kunden werden wir zwar keinen Strom mehr liefern, aber dafür unser Know-how als dezentraler Energiemanager. Mit "RWE easyOptimize" haben wir das passende Produkt für sie. Dabei handelt es sich um einen Algorithmus in einer Box, der Anlagen für die Erzeugung und für die Speicherung von Strom sowie stromverbrauchende Geräte intelligent miteinander vernetzt. Mit ihm lassen sich die Betriebszeiten hauseigener Stromerzeugungsanlagen optimieren, beispielsweise solcher mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). KWK-Anlagen erzeugen aus unterschiedlichen Energieträgern Strom für die Industrie oder für Wohnsiedlungen. Die Abwärme, die dabei entsteht, wird für Produktionsprozesse oder zum Heizen genutzt. Inzwischen können KWK-Anlagen auch in Privathäusern betrieben werden; sie sind dann lediglich waschmaschinengroß. Die sogenannten Mini- und Mikro-KWK-Anlagen arbeiten im Haushalt vorrangig dann, wenn Wärme für die Heizung oder warmes Wasser benötigt wird. RWE easyOptimize sorgt dafür, dass sich ihre Betriebszeiten nicht nur am Wärme-, sondern auch am Strombedarf ausrichten. Dafür sammelt der Algorithmus automatisch Daten zu den Betriebszeiten der KWK-Anlage. Informationen zum Stromverbrauch liefert der SmartMeter-Stromzähler. Aus ihnen wird eine Prognose errechnet, die als Grundlage für den optimierten Betrieb dient. Vorteil für die Kunden: Sie sparen Geld. Vorteil für RWE: Über die Schnittstelle, die RWE easyOptimize bietet, kennen wir die individuellen Bedürfnisse unserer Kunden und können ihnen passgenaue Produkt- und Dienstleistungsangebote unterbreiten. Nach der erfolgreichen Testphase mit 300 Haushalten fiel Mitte 2015 der Startschuss für die Markteinführung der kleinen Box mit den großen Möglichkeiten. RWE easyOptimize ist zugleich das erste Start-up, das der RWE Innovation Hub an den Markt geführt hat. Für den Einsatz bei kleinen und mittelständischen Unternehmen testen wir zurzeit mit großem Erfolg den Prototypen "Consenze" (Connected Sensors). Viele kleine Sensoren werden dabei z. B. in einer Werkshalle angebracht und liefern von dort Daten. Unternehmen erhalten so Transparenz über den Stromverbrauch verschiedener Geräte, können Kostentreiber erkennen und auf dieser Grundlage Produktionsabläufe verbessern. Künftig soll Consenze den Energieverbrauch sogar vollautomatisch steuern. Es kann dann beispielsweise dafür sorgen, dass nach Büroschluss die Lichter ausgeschaltet und die Fenster geschlossen sind. Auch der Einsatz von Maschinen oder der Heizung ließe sich mit Consenze optimieren. Ein weiteres Beispiel dafür, welche Potenziale die Vernetzung bietet, ist "Lemonbeat". Hinter dem Namen verbirgt sich ein neues, sicheres digitales Übertragungsprotokoll, das wir im Zuge unserer Aktivitäten zur Hausautomatisierung entwickelt haben.# RWE

Energyconcepts for Europe's Metropolitan Regions

Experts predict that by 2030, over 60% of all people worldwide will live in urban agglomerations and even more will work there. In Germany, the proportion of the urban population is already significantly higher today. We aim to develop products and services for a higher quality of life for these people. To this end, we will launch pilot projects in the fields of energy supply and infrastructure in the current year. In a first step, we will concentrate on the regions where RWE is already present: the Ruhr area, Berlin, Warsaw, Prague, and Budapest.

New Products and Services Through the Use of Data

Our business inherently involves having a broad, constantly growing database. In the future, we want to use it even more systematically in the development of products and services. One example: In our gas-fired power plants, we use turbines from various manufacturers; they drive the generators that ultimately produce electricity. Over the years, we have collected a lot of operating data and optimized the plants with their help. This knowledge is unique in its breadth, and we want to market it to the development departments of manufacturers and power plant operators worldwide in the future. Another example: New data analysis methods make it possible to control energy consumption much more individually and precisely. For our customers, the consumption of an outdated, power-guzzling refrigerator will become as transparent as barely noticeable disturbances in the heating pump that indicate an impending failure.

Innovations with Partners - Faster, More Creative, More Successful

To give our projects the greatest possible chance of success, we partner with companies that complement our expertise. We find them in the most important and largest innovation centers worldwide, such as Silicon Valley, Europe's startup capital Berlin, and Israel, the country with the highest startup density. Last year in Berlin, we demonstrated how concepts can be brought to market quickly and successfully in such a dynamic environment within an accelerator program: Within just two weeks, a team from the RWE Innovation Hub, together with young entrepreneurs, developed and tested a concept for a social network that supports older people in leading self-determined lives. We are also in active exchange with companies in Silicon Valley and US universities. We can contribute experience and products from the European energy market, which are of great interest in the USA, particularly in the field of electromobility.

Research and Development: Technical Innovations for a Secure and Environmentally Friendly Energy Supply

Research and Development (R&D) are essential for the transformation of the European energy system. We identify, evaluate, develop, and test new technologies. This ensures that we remain competitive - at the interface with the end customer, i.e., in energy consumption, as well as in energy storage, grid operation, electricity generation, and at the source, in the extraction of raw materials. With almost 1,000 patents based on approximately 350 inventions, we are among the leading European utilities. In 2015 alone, we filed 50 patents. When we undertake R&D measures, we usually collaborate with external partners from the plant construction, chemical industry, or research institutions. Therefore, the financial volume of our projects significantly exceeds our own attributable share. Our operational R&D expenditure amounted to €101 million in 2015 (previous year: €110 million). 400 of our employees were exclusively or partially involved in R&D tasks. We present a small selection of important R&D projects below. For further information, please refer to www.rwe.com/innovation.

Electromobility - Driving Ecologically

RWE is working intensively to accelerate the breakthrough of environmentally friendly electromobility and already offers a complete package for this: from green electricity to a large network of public charging stations and fast charging solutions, to services for infrastructure operators, such as car-sharing providers. We have already protected numerous developments by copyright: in the field of electromobility alone, we now have 30 patent families, i.e., groups of patents belonging to the same invention - some with worldwide validity. One example: To be able to bill the charging of the battery, the electric vehicle typically communicates its access data to the charging infrastructure. For electric vehicles that cannot do this technically, we have developed an intelligent charging cable that stores the anonymized identification data of our electricity customer. Even drivers of electric cars without a contract can use the charging stations by paying via SMS, credit card, or PayPal. Another example of our commitment: A three-year pilot project on electromobility is currently underway in San Diego, in which we are collaborating with Daimler and the University of California. The goal is to use electricity produced on campus from wind and solar energy to charge electric vehicles. For this purpose, we have installed 29 charging points, three of them with innovative fast-charging technology: In just 20 minutes, a car can be charged with enough electricity for a range of up to 130 kilometers. We intend to use the insights gained from this project in the German market - for example, to ensure that vehicles can be preferentially charged when large amounts of regeneratively generated electricity are available.

Innovative Energy Storage - Key Technologies for Future Electricity Supply

With the expansion of renewable energies, the electricity supply becomes more dependent on weather and time of day, as wind and sun do not dictate how much electricity is currently needed. One way to keep supply and demand in balance is the use of storage. The gas network can also be used for this. The process: Hydrogen is generated from surplus wind and solar power and fed directly into the local gas network to be available later for heat supply or in gas-fired power plants for electricity production. RWE is researching how all this can be achieved under the heading "Power to Gas." In mid-February 2015, we commissioned a research facility for this purpose in Ibbenbüren. Our goal is to have Power to Gas as a long-term technology option.

"Designetz" - Comprehensive Energy Transition Project Led by RWE

For the energy transition to succeed, business, science, and municipalities must work closely together. This is what the "Designetz" project aims to achieve: A research consortium led by RWE has set itself the goal of developing a viable overall concept for integrating renewable energies into the supply system. The core question to be answered: How can the many decentralized producers and consumers of electricity in rural and urban areas be intelligently networked? Among the consortium partners are municipal utilities, renowned research institutes, and large technology companies. Designetz is to be implemented in North Rhine-Westphalia, Rhineland-Palatinate, and Saarland. These federal states, where over a quarter of the German population lives, offer us ideal conditions to put the decentralized energy landscape of the future to a reality check: Areas with very high feed-ins from renewable energies can be found here, as well as industry-dominated consumption centers. In December 2015, the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (BMWi) indicated funding in the tens of millions for the project. We contribute our expertise from operating our approximately 330,000-kilometer-long German electricity distribution network, to which more than 300,000 renewable energy plants are already connected. By participating in Designetz, we underscore our claim to be a competent partner in implementing the energy transition.

Measuring Buoys for Selecting Suitable Wind Turbine Sites

In our R&D activities in the field of renewable energies, we pay particular attention to offshore wind power. In the Dutch North Sea, RWE has been testing a new variant of mobile measuring buoys since March 2015 as part of an international research program. The buoys collect wind, current, wave, and weather data; based on such measurements, the optimal location for a new wind farm can be determined. If the data quality proves to be sufficient, such buoys could in the future replace several of the five to ten times more expensive measuring masts that have to be permanently anchored in the sea. This has a double advantage: The construction of offshore wind farms becomes more cost-effective and involves less impact on nature.

Hydropower Plants in Harmony with Nature

For over 100 years, RWE has been generating electricity from hydropower - reliably, profitably, and without CO2 emissions.Außerdem achten wir darauf, dass wir dabei nicht die Lebensbedingungen von Fischen beeinträchtigen. In einer Pilotanlage am Wasserkraftwerk Unkelmühle an der Sieg untersuchen wir derzeit, wie sich die Durchgängigkeit des Flusses an unserer Anlage insbesondere für Lachs, Meerforelle und Aal verbessern lässt. Da der Fischaufstieg in die Laichgebiete über verschiedene Becken bereits gewährleistet ist, testen wir jetzt die verschiedenen Möglichkeiten eines sicheren Fischabstiegs zurück in Richtung Meer. Bei dem Projekt arbeiten wir u. a. mit dem Lehrstuhl und Institut für Wasserbau und Wasserwirtschaft der RWTH Aachen zusammen; es wird durch Mittel des Landes Nordrhein-Westfalen gefördert.

CO2 aus Kraftwerken: Fliegen Flugzeuge bald mit grünem Treibstoff? RWE testet bereits seit Längerem Verfahren zur Abtrennung von Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken. Wir tun dies u. a. mit einer Pilotanlage zur CO2-Wäsche am Braunkohlestandort Niederaußem in der Nähe von Köln. Im Geschäftsbericht 2013 haben wir auf Seite 86 f. ausführlich darüber berichtet. Neu ist, dass wir das Algen-Science-Center im Forschungszentrum Jülich mit CO2 beliefern, das in Niederaußem "ausgewaschen" wird. Denn was in unseren Kraftwerken als Nebenprodukt entsteht, können Pflanzenforscher nutzen, um ihre Mikroalgen zu füttern und daraus z. B. Öle als Basis für Biotreibstoffe zu gewinnen. Damit ließe sich sogar Kerosin ersetzen. Die Vorteile des synthetischen Treibstoffs: Seine Produktion steht - anders als die von Biodiesel - nicht in Konkurrenz zum Pflanzenanbau für die Nahrungsmittelherstellung und seine Nutzung ist weitgehend CO2-neutral.

Coal to Liquid/Coal to Gas - von der Braunkohle zum Chemieprodukt. Eines der Ziele, die wir mit unserer F & E-Tätigkeit verfolgen, ist eine klimaschonendere Verstromung von Braunkohle. Doch diese Ressource, die uns noch viele Jahre zur Verfügung stehen wird, ist mehr als eine Energiequelle. Auf ihrer Basis können Ausgangsstoffe für die (petro-)chemische Industrie hergestellt werden - hochwertige Treibstoffe, aber auch Vorprodukte für Kunststoffe, Klebstoffe und Farben. Technisch möglich wird diese innovative Nutzung dadurch, dass wir die Kohle in einen gasförmigen Zustand bringen und das so gewonnene Synthesegas, das vor allem aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff besteht, in die gewünschten Treibstoffe oder Vorprodukte umwandeln. Unser Forschungsziel ist, diese Technologie zur Marktreife zu führen. RWE verfügt bereits über langjährige Erfahrung in der Herstellung, Aufbereitung und Nutzung des aus Kohle gewonnenen Synthesegases. Im Rahmen des Projekts "Fabiene" werden wir im Frühjahr damit beginnen, die Herstellung von Naphtha, Wachsen und Treibstoffen wie Diesel oder Kerosin zu testen. Anfang 2016 hat uns das BMWi eine Förderzusage dafür erteilt. Partner bei dem Projekt, das wir in unserem Innovationszentrum Kohle in Niederaußem umsetzen, sind die TU Darmstadt und thyssenkrupp Industrial Solutions.

Mitarbeiterideen ermöglichten Einsparungen von mehr als 10 Mio. €. Im vergangenen Jahr haben die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter von RWE rund 3.700 Verbesserungsvorschläge beim konzernweiten Ideenmanagement eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen dieser Ideen veranschlagen wir für das erste Jahr ihrer Umsetzung auf über 10 Mio. €. Ein Beispiel: Teammitglieder des Bereichs Wasserwirtschaft bei RWE Power haben herausgefunden, wie sich die Leistung der Brunnen im rheinischen Braunkohletagebau auf verblüffend einfache Weise erhöhen lässt. Zum Hintergrund: Damit das Grundwasser die Tagebauflächen nicht in Seen verwandelt, muss der Boden kontinuierlich entwässert werden. Zu diesem Zweck gibt es eine Vielzahl unterirdischer Brunnen: Das Wasser sammelt sich dort und wird über Steigleitungen an die Oberfläche gepumpt. In die Brunnen gelangt es durch Filterrohre; allerdings führt das Wasser Feinstpartikel mit sich, die sich im Kies um die Filterrohre ablagern und zunehmend den Durchfluss hemmen. Die Idee: Einmal pro Woche wird das Abpumpen des Wassers für wenige Minuten gestoppt. Dadurch fällt die Wassersäule, die sich bis dato in der Steigleitung befunden hat, nach unten zurück, der Wasserspiegel im Brunnen steigt schlagartig an und die Wassermasse drückt nach außen ins Gestein. Durch die Strömungsumkehr lösen sich die Partikel; bei Wiedereinschalten der Pumpen werden - ähnlich wie beim Einsatz des "Pömpels" im Haushalt - die gelockerten Partikel aus dem Untergrund gesaugt, sodass die Poren im Kies wieder frei sind und das Wasser ungehindert fließen kann. Durch regelmäßiges An- und Abschalten der Brunnen kann ihre Förderleistung um durchschnittlich 10% erhöht werden; zugleich steigt die "Lebenserwartung" der Brunnen. Das "Anti-Aging-Programm" allein für die 150 Brunnen im Tagebau Hambach, verbunden mit niedrigeren Betriebskosten und dem Verzicht auf einige Brunnenneubauten, bringt uns eine Einsparung von weit über 1 Mio. € pro Jahr. RWE betreibt im rheinischen Braunkohlerevier rund 1.500 solcher Brunnen und plant, das Programm auf weitere Tagebaue auszuweiten.

1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Konjunkturelle Impulse und die im Vergleich zu 2014 etwas kühlere Witterung stimulierten den Energieverbrauch in Europa - zum Vorteil unseres Vertriebsgeschäfts. Immer kritischer werden dagegen die Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung: Aufgrund der Baisse am Steinkohle- und am Gasmarkt sind die Notierungen im Stromgroßhandel weiter gefallen. Auch die vermehrten Einspeisungen von subventioniertem Wind- und Solarstrom setzten die Preise unter Druck, vor allem in Deutschland. Wer sich hier 2015 für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste nur noch durchschnittlich 31 € je Megawattstunde bezahlen - so wenig wie seit über zehn Jahren nicht.

Wirtschaftsleistung der Eurozone um 1,5% gestiegen.

Nach ersten Schätzungen war die globale Wirtschaftsleistung 2015 um 2,5% höher als ein Jahr zuvor. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) der Eurozone stieg um 1,5%. Katalysatoren waren die niedrigen Zinsen, der Ölpreisverfall und die Abwertung des Euro gegenüber dem US-Dollar. Innerhalb des Währungsraums belegte die deutsche Wirtschaft erneut einen der vorderen Plätze: Nach vorläufigen Zahlen des Statistischen Bundesamtes ist sie - angetrieben vom privaten Konsum - um 1,7% gewachsen. Auch die niederländische Wirtschaft expandierte stärker als die der Eurozone insgesamt, die belgische dagegen etwa gleich stark. In Großbritannien, unserem größten Markt außerhalb der Währungsunion, war es vor allem dem florierenden Dienstleistungssektor zu verdanken, dass sich das BIP um geschätzte 2,2% erhöhte. Noch dynamischer entwickelten sich unsere zentralosteuropäischen Märkte: Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass Tschechien 2015 ein Wachstum von rund 4% erreichte, gefolgt von Polen und der Slowakei mit jeweils 3,5% sowie Ungarn mit 3%.

Erneut milde Temperaturen in Kontinentaleuropa.

Während sich bei Industrieunternehmen vor allem die wirtschaftliche Entwicklung auf den Energieverbrauch auswirkt, wird dieser bei Haushalten in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je höher die Außentemperaturen, desto weniger Energie wird zum Heizen benötigt. In Deutschland, Benelux und Zentralosteuropa lagen die Temperaturen 2015 über dem zehnjährigen Mittel, in Großbritannien dagegen etwas darunter. Auffallend mild waren die Heizmonate Januar, November und Dezember. Allerdings war es 2015 nicht so warm wie 2014.

Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen. Eine große Rolle spielt dabei das Windaufkommen, das in weiten Teilen Europas höher war als 2014. In Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden und Polen verbesserte sich daher die Auslastung unserer Windkraftanlagen, während sie sich in Italien und Spanien etwas verschlechterte. Auch die Niederschlags- und Schmelzwassermengen haben Einfluss auf die Stromproduktion: Sie blieben in Deutschland, wo sich die meisten unserer Laufwasserkraftwerke befinden, hinter dem hohen Vorjahresniveau zurück. Wegen des massiven Ausbaus der Photovoltaikkapazitäten im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) hat auch die Sonneneinstrahlung mittlerweile starke Auswirkungen auf das Stromangebot. Nach Zahlen des Deutschen Wetterdienstes gab es in Deutschland 2015 durchschnittlich 1.723 Sonnenstunden, 102 mehr als im Vorjahr.

Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten.

Das Wirtschaftswachstum und die etwas kühlere Witterung regten den Strom- und Gasverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Vorläufige Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lassen darauf schließen, dass die deutsche Stromnachfrage 2015 um etwa 1 % höher war als im Vorjahr. Vorliegende Daten für die Niederlande, Großbritannien, Polen, die Slowakei und Ungarn deuten ebenfalls auf einen gestiegenen Stromverbrauch hin. Die wesentlich temperaturabhängigere Gasnachfrage wurde dadurch angeregt, dass es insgesamt kühler war als 2014. Nach Erhebungen des BDEW erhöhte sich der deutsche Gasverbrauch um 4%. Für Tschechien veranschlagt der Netzregulierer des Landes ein Plus von 5%. In den Niederlanden und Großbritannien dagegen stagnierte der Verbrauch trotz kühlerer Witterung, u. a. weil dort weniger Gas verstromt wurde.

Ein-Jahres-Terminpreise am Gas-Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Zeit	TTF Spot €/MWh
2014	21,00
2015	20,00

Quelle: RWE Supply & Trading

Gaspreise unter Vorjahr.

Die Baisse im internationalen Rohstoffhandel hat auch den europäischen Gasmarkt erreicht. Eine wichtige Rolle spielt dabei der stark gefallene Ölpreis, denn Gaseinfuhren nach Kontinentaleuropa basieren teilweise auf ölpreisabhängigen Langfristverträgen, die Energieversorger mit Fördergesellschaften abgeschlossen haben. Am wichtigsten kontinentaleuropäischen Gashandelsmarkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen 2015 bei durchschnittlich 20 €/MWh und damit 1 € unter dem Vorjahreswert.Mit ebenfalls 20 €/MWh wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2016) abgerechnet; das sind 4 € weniger, als 2014 für den Forward 2015 bezahlt werden musste. Durch den Rückgang der Notierungen im Gashandel, der auch in Großbritannien zu beobachten war, gerieten die Endkundenpreise unter Druck. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas in Deutschland für Privathaushalte um durchschnittlich 1 % und für Industrieunternehmen um durchschnittlich 8% verbilligt. In Großbritannien werden für die genannten Kundengruppen Preisrückgänge von 5 bzw. 10% und in den Niederlanden von 3 bzw. 4% geschätzt. Erhebungen für Tschechien lassen darauf schließen, dass Gaslieferungen an die Industrie 6% günstiger geworden, die Haushaltstarife dagegen um 2% gestiegen sind.

Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte)
Quelle: RWE Supply & Trading

Baisse am Steinkohlemarkt setzt sich fort. Im internationalen Steinkohlehandel gehen die Preise bereits seit 2011 nur in eine Richtung: nach unten. Wer für 2015 mit einer Stabilisierung gerechnet hatte, wurde enttäuscht. Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 57 US$/Tonne (51 €) abgerechnet; 2014 waren noch 75 US$ bezahlt worden. Der Forward 2016 (Index API 2) handelte mit 55 US$/Tonne und damit 23 US$ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Der weltweite Kohlemarkt ist überversorgt, weil zahlreiche Länder in der Vergangenheit Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrageentwicklung nicht Schritt halten konnte. Darüber hinaus verringerten sich die im Kohlepreis enthaltenen Kosten für den Überseetransport; Hintergrund ist, dass auch in der Frachtschifffahrt Überkapazitäten entstanden sind und sich die Treibstoffe verbilligt haben. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2015 nur noch 5 US$/Tonne in Rechnung gestellt, 4 US$ weniger als ein Jahr zuvor.

Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte)
Quelle: RWE Supply & Trading

Leichte Preiserholung bei Emissionsrechten. Im europäischen Handel mit Emissionsrechten zeigten die Notierungen bis Ende vergangenen Jahres eine klare Aufwärtstendenz, der aber Anfang 2016 ein Preiseinbruch folgte. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde 2015 mit durchschnittlich 7,80 € gehandelt. Die Angabe bezieht sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2016 fällig werden. Zum Vergleich: Im Jahr 2014 notierte die EUA in Kontrakten für Dezember 2015 mit durchschnittlich 6,20 €. Nach wie vor sind für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als tatsächlich benötigt werden. Allerdings hat die EU den Zertifikatüberschuss durch das vorübergehende Zurückbehalten von Emissionsrechten ("Backloading") bereits deutlich verringert. Das Backloading soll bis Ende 2016 fortgesetzt werden und Zertifikate für insgesamt 900 Mio. Tonnen CO2 betreffen. Preissteigernd wirkte auch, dass 2015 die Einführung einer "Marktstabilitätsreserve" beschlossen wurde (siehe Seite 33). In der Reserve, die ab 2019 zum Einsatz kommen soll, können Emissionsrechte "geparkt" werden, wenn hohe Zertifikatüberschüsse 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.

Rückläufige Notierungen im Stromgroßhandel. In Deutschland ist die Preisentwicklung im Stromgroßhandel in starkem Maße von den steigenden Einspeisungen subventionierten EEG-Stroms geprägt. Durch sie werden konventionelle Erzeugungsanlagen aus dem Markt gedrängt, und zwar in erster Linie Gaskraftwerke, die i.d.R. höhere Brennstoffkosten haben als Kohle- oder Kernkraftwerke. Der Einfluss dieser Anlagen auf die Strompreisbildung hat sich dementsprechend verringert, während der von Steinkohlekraftwerken, die wegen des massiven Preisverfalls an den Steinkohlemärkten relativ günstig produzieren, gestiegen ist. Diese beiden Faktoren - Verdrängung von Gaskraftwerken und Verbilligung von Steinkohle - haben entscheidend dazu beigetragen, dass die Notierungen im deutschen Stromgroßhandel seit Jahren rückläufig sind. Die Preise haben sich 2015 weiter verringert und sind Anfang 2016 nochmals stark gefallen. Der Spotpreis für das Grundlastprodukt lag im Durchschnitt des vergangenen Jahres bei 32 €/MWh und damit 1 € unter dem Niveau von 2014. Der Forward 2016 notierte mit 31 €/MWh. Zum Vergleich: 2014 war der Forward 2015 noch mit 35 € gehandelt worden.

In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Einfluss auf die Strompreise. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2-Steuer sind die Stromnotierungen dort vergleichsweise hoch. Am britischen Spotmarkt kostete die Megawattstunde Grundlaststrom im vergangenen Jahr durchschnittlich 40 £ (56 €). Das sind 2 £ weniger als 2014. Der Forward 2016 lag mit 43 £/MWh (59 €) um 8 £ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert.

In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Zugleich drücken deutsche Stromexporte das Preisniveau. Grundlaststrom kostete am niederländischen Spotmarkt durchschnittlich 40 €/MWh und damit 1 € weniger als 2014. Im Terminhandel wurden Kontrakte für das folgende Kalenderjahr mit durchschnittlich 38 €/MWh abgerechnet, gegenüber 43 € im Vorjahr.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)
Quelle: RWE Supply & Trading

Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung. Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, wenn man vom Preis je produzierte Einheit Strom die Kosten (inklusive Steuern) der dafür benötigten Menge an Brennstoff und CO2-Emissionsrechten abzieht. Den Brennstoff für unsere Steinkohle- und Gaskraftwerke beschaffen wir i.d.R. an liquiden Märkten zu den jeweils aktuellen Konditionen. Die Erzeugungskosten dieser Anlagen können daher stark schwanken. Steinkohle- und Gaskraftwerke betreiben wir vor allem in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Ihre Margen werden als Clean Dark Spreads (Steinkohle) und Clean Spark Spreads (Gas) bezeichnet. Die beiden Abbildungen auf der nächsten Seite zeigen, wie sich die Margen seit 2013 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr.

In Deutschland waren die Clean Dark Spreads, die 2015 für das Folgejahr erzielt werden konnten, im Durchschnitt etwas niedriger als 2014. In Großbritannien sind sie stark zurückgegangen, in den Niederlanden dagegen etwas gestiegen. Bei den Margen in der Gasverstromung war im Laufe des vergangenen Jahres eine leichte Erholungstendenz zu beobachten. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, haben sich die Clean Spark Spreads in allen drei Märkten gegenüber 2014 erhöht. Der Vergleich mit den Clean Dark Spreads zeigt, dass die Marktbedingungen für Gaskraftwerke trotzdem wesentlich ungünstiger waren als die für Steinkohlekraftwerke.

Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)
Quelle: RWE Supply&Trading
1 Grundlast-Strompreis abzüglich Kosten für Steinkohle und CO2 -Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 35 bis 37 %; mit eingerechnet sind die britische CO2 -Steuer und die zum 1. Januar 2016 abgeschaffte niederländische Kohlesteuer.

Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)
Quelle: RWE Supply&Trading
1 Grundlast-Strompreis abzüglich Kosten für Gas und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 49 bis 50 %; mit eingerechnet ist die britische CO2-Steuer.

In der Stromerzeugung aus Kernenergie und Braunkohle sind die Brennstoffkosten dagegen vergleichsweise stabil. Dies trifft auch bei RWE zu. Unseren Uranbedarf decken wir mittels langfristiger Verträge zu festen Konditionen. Außerdem macht die Brennstoffbeschaffung in der Kernenergie generell nur einen sehr geringen Teil der gesamten Erzeugungskosten aus. Braunkohle fördern wir aus eigenen Tagebauen. Für sie gibt es wegen begrenzter Handelbarkeit keine aussagefähigen Marktpreise. Aufgrund der relativ stabilen Brennstoffkosten entwickeln sich die Margen der Kernkraft- und Braunkohlekraftwerke i.d.R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. Ebenso wie Letztere sind sie in den vergangenen Jahren stark gefallen. RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 41 €/MWh abgesetzt. Um kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir den Strom aus unseren Kraftwerken größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich ab. Von solchen Terminkontrakten für 2015, die wir bis zu drei Jahre im Voraus abgeschlossen hatten, hing daher ab, welche Erträge wir im Berichtsjahr mit unseren Kraftwerken erzielen konnten. Unsere Stromproduktion von 2015 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 41 €/MWh (Vorjahr: 48 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen sanken dementsprechend deutlich. Unter Druck waren auch die Margen unserer Gas- und Steinkohlekraftwerke. Allerdings kamen hier neben der ungünstigen Strompreisentwicklung auch Entlastungen durch den Rückgang der Brennstoffnotierungen zum Tragen.

Niedrigere Stromrechnung für Endkunden. Auch im Endkundengeschäft haben die Preise nachgegeben. Hauptgrund dafür war die Entwicklung am Großhandelsmarkt. In Deutschland mussten Privathaushalte im Durchschnitt 1 % weniger bezahlen als 2014, während sich Strom für die Industrie um etwa 3 % verbilligte.# 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN

Der Klimaschutz war auch 2015 eines der zentralen politischen Themen. Auf der UN-Klimakonferenz in Paris beschloss die Weltgemeinschaft ein Abkommen zur Begrenzung der Erderwärmung, das auf das 2020 auslaufende Kyoto-Protokoll folgen soll. In Deutschland widmete sich die Politik der Frage, wie das Land sein ambitioniertes Klimaschutzziel für 2020 erreichen kann. Vorschläge zur Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke, die verheerende Auswirkungen auf die Braunkohlewirtschaft gehabt hätte, wurden nach massiven Protesten nicht weiterverfolgt. Nun sollen Braunkohlekraftwerke mit 2,7 GW Gesamtleistung in eine "Sicherheitsbereitschaft" überführt und einige Jahre später stillgelegt werden. Festgelegt hat sich die Bundesregierung auch bei der Frage, wie der Strommarkt künftig gestaltet sein soll: Statt einen Kapazitätsmechanismus einzuführen, will sie am bestehenden Marktmodell festhalten. Daneben rückte die Kernenergie in den Fokus der Politik: Die Bundesregierung will die Finanzierung der Entsorgungsverpflichtungen durch die Kernkraftwerksbetreiber langfristig sicherstellen und hat eine Kommission beauftragt, ein Konzept dafür zu erarbeiten.

Weltgemeinschaft einigt sich auf Nachfolgeabkommen zum Kyoto-Protokoll.

Auf der UN-Klimakonferenz vom 30. November bis 12. Dezember in Paris hat sich die Staatengemeinschaft auf ein Abkommen zur Eindämmung der Erderwärmung geeinigt. Der einstimmig beschlossene Weltklimavertrag ist die völkerrechtlich bindende Nachfolgevereinbarung zum Kyoto-Protokoll von 1997, das 2020 ausläuft. Er sieht vor, dass der Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur gegenüber dem vorindustriellen Niveau auf deutlich unter zwei Grad Celsius - wenn möglich auf 1,5 Grad Celsius - begrenzt werden soll. Außerdem setzt sich die Weltgemeinschaft zum Ziel, noch in der zweiten Hälfte des Jahrhunderts ein Gleichgewicht zu erreichen zwischen dem Ausstoß von Treibhausgasen und deren Absorption - beispielsweise durch Meere und Wälder oder durch die Erdeinlagerung von CO2. Eine Nutzung fossiler Brennstoffe wäre dann nur noch möglich, soweit die Emissionen neutralisiert werden können. Der Vertrag sichert zudem armen Ländern finanzielle Unterstützung für Maßnahmen zum Klimaschutz und zur Anpassung an die Erderwärmung zu. Die einzelnen Länder sollen im Jahr 2020 festlegen, welchen Beitrag sie zur Senkung des Treibhausgasausstoßes leisten wollen, und diese Vorgabe alle fünf Jahre aktualisieren, d. h. nach Möglichkeit ein ehrgeizigeres Ziel formulieren. Der Weltklimavertrag selbst enthält keine nationalen Emissionsziele. Am 22. April 2016 soll er in New York von den Staatschefs unterzeichnet werden. In Kraft tritt er nur dann, wenn mindestens 55 Staaten verbindlich zustimmen, die zusammen für mindestens 55% des globalen Treibhausgasausstoßes verantwortlich sind.

EU-Kommission legt Entwurf einer neuen Emissionshandelsrichtlinie vor.

Der Klimaschutz nach 2020 war im vergangenen Jahr auch eines der zentralen Themen der europäischen Energiepolitik. Im Juli hat die EU-Kommission eine Novelle der Emissionshandelsrichtlinie vorgelegt, die gewährleisten soll, dass das im Oktober 2014 vom Ministerrat beschlossene Emissionsminderungsziel für 2030 erreicht wird: Die EU will bis dahin ihren Treibhausgasausstoß um mindestens 40% gegenüber 1990 senken. Voraussetzung dafür ist eine entsprechende Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems für die kommende Dekade. Der Richtlinienentwurf sieht vor, dass die Gesamtmenge der in den Markt gegebenen CO2 -Zertifikate während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2% statt wie derzeit um 1,74% gesenkt wird. Ein "Modernisierungsfonds" soll wirtschaftlich schwächeren Mitgliedstaaten und ein "Innovationsfonds" der Industrie bei den nötigen Investitionen in CO2 -arme Technologien helfen. Zwar wird es für Industrieunternehmen nach dem Willen der Kommission weiterhin kostenfreie Zertifikatzuteilungen geben, um zu verhindern, dass CO2 -Kosten zu Standortverlagerungen führen. Der Kreis der begünstigten Sektoren soll aber eingegrenzt werden. Mit dem Richtlinienvorschlag der Kommission befassen sich nun der Ministerrat und das EU-Parlament. Das formale Gesetzgebungsverfahren wird voraussichtlich bis 2017 andauern.

Emissionshandel: Grünes Licht für Einführung einer Marktstabilitätsreserve.

Bereits abgeschlossen werden konnte das Gesetzgebungsverfahren zur Ergänzung des Emissionshandelssystems um eine "Marktstabilitätsreserve", die eine flexiblere Steuerung des Angebots von CO2 -Zertifikaten ermöglicht. Im Juli 2015 stimmte das EU-Parlament dem Vorhaben zu. Im September gab auch der Ministerrat grünes Licht. Die Marktstabilitätsreserve soll ab 2019 zum Einsatz kommen. In ihr können Emissionsrechte "geparkt" werden, wenn es im Markt - wie derzeit - einen hohen Zertifikatüberschuss gibt. Dieser soll jährlich gemessen werden. Er entspricht der Differenz zwischen den seit 2008 ausgegebenen und den genutzten Zertifikaten. Bei Überschreitung einer Obergrenze soll die Anzahl der in den Folgejahren versteigerten Zertifikate entsprechend gesenkt und die einbehaltenen Emissionsrechte der Reserve zugeführt werden. Umgekehrt sollen bei Unterschreiten einer Untergrenze Zertifikate aus der Reserve an den Markt gegeben werden. Der Umfang der angestrebten CO2 -Minderung wird dadurch nicht verändert; vielmehr soll die Marktstabilitätsreserve genutzt werden, um Angebot und Nachfrage im Emissionsrechtehandel besser aufeinander abzustimmen und die Zertifikatpreise zu stabilisieren.

EU will europäische Energieunion schaffen.

Ende März haben die Staats- und Regierungschefs der EU ein Konzept für eine europäische Energieunion verabschiedet. Der Vorstoß zielt darauf ab, die energie- und klimapolitischen Entscheidungen in der EU besser aufeinander abzustimmen und die Zusammenarbeit zwischen den Staaten zu fördern. Beispielsweise sollen sich diese bei Engpässen in der Energieversorgung künftig verstärkt untereinander aushelfen und damit ihre Abhängigkeit von Einfuhren aus Drittstaaten wie Russland verringern. Das Konzept der Energieunion richtet sich an fünf Zieldimensionen aus: Versorgungssicherheit, Energiebinnenmarkt, Energieeffizienz, Emissionssenkung sowie Forschung und Innovation im Energiebereich. Hohe Priorität misst die EU der Modernisierung und Verknüpfung der Netze bei. Bis 2020 soll jeder EU-Mitgliedstaat in der Lage sein, mindestens 10% der heimischen Stromproduktion in Nachbarländer zu exportieren. Im November 2015 zog die EU-Kommission eine Zwischenbilanz, laut der sie das Vorhaben auf einem guten Weg sieht. Gleichzeitig kündigte sie für 2016 umfangreiche Umsetzungsschritte und neue Gesetzesvorschläge an.

Deutschland stellt Weichen für zusätzliche Emissionsminderung in der Braunkohleverstromung.

In Deutschland war die Konkretisierung des "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" eines der zentralen energiepolitischen Themen des vergangenen Jahres. Das Programm soll gewährleisten, dass Deutschland die für 2020 angestrebte Senkung seiner Treibhausgasemissionen um 40% gegenüber 1990 erreicht. Es sieht vor, dass die Emissionen im Stromsektor gegenüber der erwarteten Entwicklung um zusätzliche 22 Mio. Tonnen CO2 gesenkt werden müssen. Einen ersten Vorschlag, wie die Einsparung zu erzielen sei, machte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) im März 2015: In einem Eckpunktepapier sprach es sich für die Einführung einer Klimaabgabe für Kraftwerke aus. Die Abgabe hätte im rheinischen Braunkohlerevier zur Stilllegung von 17 unserer 20 Kraftwerksblöcke und zwei unserer drei Tagebaue geführt. Nachdem der Vorschlag nicht nur in der Energiewirtschaft selbst, sondern auch bei Gewerkschaften und in der deutschen Industrie auf massiven Widerstand stieß, rückte das BMWi davon ab. Anfang Juli verständigten sich die Parteivorsitzenden der Regierungskoalition von CDU/CSU und SPD darauf, dass Braunkohlekraftwerke mit 2,7 GW Gesamtleistung in eine befristete "Sicherheitsbereitschaft" überführt und einige Jahre später stillgelegt werden. Ein Gesetzentwurf zur Ausgestaltung der Maßnahme wurde Anfang November vom Bundeskabinett beschlossen und ins parlamentarische Verfahren gegeben. Zuvor hatte sich das BMWi mit den betroffenen Energieunternehmen MIBRAG, RWE und Vattenfall darüber verständigt. Der Gesetzentwurf sieht vor, dass acht Braunkohleblöcke im Zeitraum von 2016 bis 2019 schrittweise aus dem Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zu ihrer Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt werden. Die Betreiber der Anlagen erhalten dafür eine Vergütung, deren Gesamtvolumen das BMWi auf 1,6 Mrd. € veranschlagt. Die Bundesregierung will mit dieser Maßnahme 12,5 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr einsparen. Für den Fall, dass dieses Ziel nicht erreicht wird, hat die Braunkohlewirtschaft zugesagt, ihre Emissionen ab 2018 um bis zu 1,5 Mio. Tonnen CO2 zusätzlich zu verringern. RWE wird fünf Kraftwerke der 300-MW-Klasse in die Sicherheitsbereitschaft überführen: die Blöcke P und Q in Frimmersdorf zum 1. Oktober 2017, die Blöcke E und F in Niederaußem zum 1. Oktober 2018 und den Block C in Neurath zum 1. Oktober 2019. Das BMWi hat die Konzeption der Sicherheitsbereitschaft intensiv mit der Europäischen Kommission besprochen und ist zuversichtlich, dass die EU die Maßnahme nicht als unerlaubte Beihilfe einstufen wird.

Bundesregierung stockt Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung auf.

Die im Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 vorgesehene Emissionssenkung soll auch durch einen verstärkten Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erreicht werden.# KWK-Anlagen
KWK-Anlagen zeichnen sich dadurch aus, dass die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme mitgenutzt wird, etwa zur Beheizung von Wohnraum oder für industrielle Prozesse. Das erlaubt eine effizientere Verwertung des Energiegehalts von Brennstoffen. Durch verstärkte KWK-Förderung will die Bundesregierung 4 Mio. Tonnen CO2 einsparen. Die Weichen dafür hat sie mit einer Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes (KWKG) gestellt, die zum 1. Januar 2016 in Kraft getreten ist. Im neuen KWKG ist festgelegt, dass die Stromerzeugung auf KWK-Basis bis 2020 auf 110 Mrd. kWh und bis 2025 auf 120 Mrd. kWh steigen soll. Zum Vergleich: 2014 lag sie bei 96 Mrd. kWh. Um die Ausbauziele zu erreichen, hat die Bundesregierung das für KWK-Anlagen verfügbare jährliche Subventionsvolumen von 750 Mio. € auf 1,5 Mrd. € verdoppelt. Die Mittel sind nicht nur für neue, sondern auch für bestehende Anlagen bestimmt. Gefördert werden soll u. a. die Umrüstung von kohlegefeuerten Anlagen auf die Nutzung von Gas als Brennstoff.

Weißbuch zum Strommarktdesign: Bundesregierung spricht sich gegen Kapazitätsmarkt aus.

Auch bei der Frage nach dem künftigen Strommarktmodell hat die Bundesregierung ihren Kurs abgesteckt. Im Anfang Juli veröffentlichten Weißbuch "Ein Strommarkt für die Energiewende" spricht sie sich gegen die Einführung eines Kapazitätsmechanismus aus. Ein solcher Mechanismus würde gewährleisten, dass Kraftwerksbetreiber neben den Erlösen aus der Stromproduktion auch eine Prämie dafür erhalten, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und damit zur Absicherung der Stromversorgung beitragen. Die Bundesregierung lehnt dies ab, u. a. weil sie hohe Kosten befürchtet. Stattdessen will sie am bestehenden Marktmodell festhalten und seine Funktionsfähigkeit verbessern. Dazu empfiehlt das Weißbuch u. a. die Garantie freier Preisbildung im Stromgroßhandel, eine Stärkung des Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystems, die Öffnung des Regelenergiemarktes für weitere Anbieter, Anreize für mehr Flexibilität auf der Verbraucherseite und die Schaffung größerer Markttransparenz. Vorgesehen ist auch die Schaffung einer Kapazitätsreserve, die ausschließlich dann zum Einsatz kommt, wenn am Markt kein ausreichendes Angebot zur Deckung der Nachfrage zur Verfügung steht. Anfang November hat das Bundeskabinett einen Gesetzentwurf mit den Eckpunkten der Strommarktreform beschlossen. Das Gesetzgebungsverfahren soll bis Mitte 2016 abgeschlossen werden.

Deutsche Energieversorger bestehen "Stresstest" zur Höhe der Kernenergierückstellungen.

Große Aufmerksamkeit widmete die Bundesregierung auch der Frage, ob zusätzliche politische Schritte erforderlich sind, um die Finanzierung der Kernenergieverpflichtungen durch die Versorger langfristig abzusichern. Eine solche Überprüfung war bereits im Koalitionsvertrag von CDU/CSU und SPD verankert worden. Zunächst beauftragte das BMWi die Düsseldorfer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Warth & Klein Grant Thornton mit einem Gutachten zur Höhe der Kernenergierückstellungen der vier deutschen Kernkraftwerksbetreiber (sogenannter Stresstest). Die Ergebnisse wurden am 10. Oktober veröffentlicht. Nach Auffassung der Gutachter reicht das bilanzielle Reinvermögen der betroffenen Energieversorger aus, um die Verpflichtungen zum Rückbau der Kernkraftwerke und zur Entsorgung der radioaktiven Abfälle abzudecken. Den Unternehmen wird bescheinigt, dass sie die heute absehbar notwendigen Entsorgungsaufgaben vollständig abgebildet und die Rückstellungen rechnerisch korrekt ermittelt haben. Die Gutachter haben dazu eine Vielzahl von Stress-Szenarien entwickelt, die zu einer großen Bandbreite bei den Verpflichtungsbarwerten führen. Die Kernenergierückstellungen der Unternehmen von insgesamt 38,3 Mrd. € (Stand: Ende 2014) liegen innerhalb dieser Bandbreite. Das BMWi erklärte dazu, dass es die Szenarien mit hohen Verpflichtungsbeträgen für unwahrscheinlich halte. Nach Auffassung des Ministeriums ergibt sich aus dem Gutachten kein zusätzlicher Handlungsbedarf.

Bundesregierung beruft Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs.

Am 14. Oktober und damit kurz nach Abschluss des Stresstests hat die Bundesregierung eine "Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs" (KFK) berufen. Die KFK erhielt den Auftrag, ein Konzept zur Sicherstellung der Finanzierung der Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen vorzuschlagen. Nach dem Willen der Bundesregierung sollte sie dabei die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Unternehmen im Auge behalten. Zu den möglichen Finanzierungsmodellen gehört die Gründung einer Stiftung, die die Verpflichtungen ganz oder teilweise übernimmt und von den Versorgern in entsprechendem Umfang mit Finanzmitteln ausgestattet wird. Denkbar ist auch eine Fondslösung. Die Bundesregierung berief 19 Personen in die Kommission; ein Vertreter der Kernkraftwerksbetreiber war nicht darunter. Mit dem Vorsitz betraute sie den ehemaligen Hamburger Oberbürgermeister Ole von Beust (CDU), den früheren Brandenburger Ministerpräsidenten Matthias Platzeck (SPD) und Ex-Bundesumweltminister Jürgen Trittin (Grüne). Die Kommission will ihre Vorschläge in Kürze vorlegen. Es wird erwartet, dass die Bundesregierung daraufhin ein Finanzierungskonzept verabschiedet, das sich zumindest in seinen Eckpunkten auf die Empfehlungen der Kommission stützt.

Landesregierung legt Entwurf der "Leitentscheidung" zur Zukunft der rheinischen Braunkohle vor.

Im September hat die nordrhein-westfälische Landesregierung den Entwurf einer Leitentscheidung zur künftigen Braunkohleförderung im Tagebau Garzweiler II verabschiedet. Darin bestätigt sie, dass der Braunkohleabbau in Garzweiler auch nach 2030 für die Energieversorgung notwendig ist. Eine solche Feststellung ist Grundvoraussetzung für die langfristige Fortführung des Tagebaus. Allerdings will die Landesregierung entsprechend einer früheren Ankündigung das Abbaugebiet verkleinern. So soll auf eine Umsiedlung von drei Ortschaften verzichtet werden, darunter Holzweiler mit rund 1.400 Einwohnern; vorgesehen ist auch, dass ein größerer als der übliche Abstand zwischen dem Abbaugebiet und Holzweiler eingehalten werden muss. Die bisher auf 1,2 Mrd. Tonnen veranschlagten, planungsrechtlich genehmigten Kohlevorräte von Garzweiler II würden sich damit um schätzungsweise ein Drittel verringern. Im Gegensatz dazu wurden die genehmigten Abbaugrenzen der Tagebaue Hambach und Inden bestätigt. Im Herbst gab es eine öffentliche Konsultation zu dem Entwurf, an der sich RWE beteiligt hat. Die endgültige Leitentscheidung wird voraussichtlich im zweiten Quartal 2016 verabschiedet. Nächster Schritt ist ihre raumplanerische Umsetzung.

Großbritannien: Wahlsieg der Konservativen nährt Hoffnung auf stabileren Rahmen im Energievertrieb.

Bei den Parlamentswahlen in Großbritannien am 7. Mai 2015 hat die Konservative Partei von Premierminister David Cameron die für eine Alleinregierung nötige absolute Mehrheit errungen. Die Tories erreichten 331 der 650 zu vergebenden Unterhausmandate. Cameron regiert nun ohne die Liberaldemokraten, seinen früheren Koalitionspartner. Der Wahlausgang hat große Bedeutung für den energiepolitischen Kurs Großbritanniens. Die oppositionelle Labour Party hatte u. a. damit geworben, dass sie im Falle eines Wahlsiegs die Haushaltstarife für Strom und Gas für 20 Monate einfrieren würde. Die Tories dürften sich in der Energiepolitik dagegen stärker am Grundsatz der Marktorientierung ausrichten.

Britische Regierung streicht Vorteile von Ökostromproduzenten bei Klimaschutzabgabe.

Mit Wirkung zum 1. August hat die britische Regierung die Befreiung des Ökostromverbrauchs von der nationalen Klimaschutzabgabe aufgehoben und damit die Ertragsperspektiven der Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen beschnitten. Die Klimaschutzabgabe CCL (Climate Change Levy) wird seit April 2001 auf fossile Energieträger erhoben. Werden die Energieträger für die Stromerzeugung verwendet, unterliegen sie nicht der CCL, wohl aber der mit ihnen produzierte Strom. Zu entrichten ist die Abgabe von Verbrauchern aus dem gewerblichen, industriellen oder öffentlichen Sektor. Sie dient der Finanzierung von Klimaschutzprojekten und Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz. Für Strom lag sie Ende 2015 bei 5,54 £/MWh. Da grüner Strom bislang von der CCL ausgenommen war, konnten abgabepflichtige Verbraucher bei den Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen sogenannte Levy Exemption Certificates (LECs) erwerben und diese anstelle der CCL an den Staat abführen. Für die Ökostromproduzenten stellten die LECs eine zusätzliche Einnahmequelle dar, die nun weggefallen ist. Davon sind auch RWE-Gesellschaften betroffen. Unsere Einbußen beim betrieblichen Konzernergebnis lagen 2015 bei rund 20 Mio. €; für die Folgejahre veranschlagen wir sie auf 40 Mio. €.

Britisches Kartellamt sieht keine Wettbewerbshemmnisse im Strom- und Gasgroßhandel.

Das britische Kartellamt CMA (Competition and Markets Authority) hat Anfang Juli erste Ergebnisse seiner laufenden Untersuchung zur Wettbewerbssituation im britischen Energiesektor vorgelegt. In einem vorläufigen Bericht stuft es die nationalen Großhandelsmärkte als funktionsfähig ein. Die Behörde sieht auch keine Anhaltspunkte dafür, dass große Energieversorger wie RWE durch vertikale Integration Wettbewerbsvorteile erlangen können. Im Vertriebsgeschäft mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben gebe es dagegen Hinweise auf unzureichenden Wettbewerb. Dies betreffe insbesondere jene Marktteilnehmer, die aus Passivität nicht zu einem günstigeren Anbietern wechseln. Das Kartellamt schlägt eine Reihe von Maßnahmen zugunsten solcher Kunden vor, u. a. eine vorübergehende Preiskappung. Die Wettbewerbsuntersuchung war Mitte 2014 von der Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) in Auftrag gegeben worden. Ursprünglich sollte sie Ende 2015 abgeschlossen sein; der Zeitplan wurde seitens des Kartellamts jedoch verschoben. Der finale Bericht wird nun für Juni 2016 erwartet.# Niederlande: Parlament beschließt Stilllegung alter Kohlekraftwerke und Abschaffung der Kohlesteuer.

In den Niederlanden schreitet die Umsetzung des nationalen Energieabkommens ("Energieakkoord") von 2013 voran (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 47). Nachdem zunächst die Stilllegung der fünf ältesten Steinkohlekraftwerke des Landes - darunter unser 611-MW-Block Amer 8 - rechtlich verankert wurde, beschloss das Parlament im Gegenzug die Abschaffung der Kohlesteuer. Amer 8 ging zum 1. Januar 2016 vom Netz. Zeitgleich trat die Steuerentlastung in Kraft, von der unsere Kraftwerke Eemshaven und Amer 9 profitieren. Um die notwendige Mehrheit für die Abschaffung der Kohlesteuer zu erhalten, hat die niederländische Regierung zugesagt, 2016 eine Strategie zum Ausstieg aus der Kohleverstromung vorzulegen. Die Debatte um die Zukunft der Kohle wurde dadurch angeheizt, dass das Bezirksgericht in Den Haag der Klage einer Umweltorganisation stattgab und die Politik zu verstärkten Klimaschutzanstrengungen verpflichtete. Die Richter urteilten, dass der Ausstoß von Treibhausgasen in den Niederlanden bis 2020 um mindestens 25% gegenüber 1990 gedrosselt werden müsse. Auf Basis der aktuellen Klimapolitik würden jedoch nur maximal 17% erreicht. Die Regierung ist gegen das Urteil in Berufung gegangen, hat aber zugleich angekündigt, dass sie zusätzliche Klimaschutzmaßnahmen ergreifen will.

Neues Fördersystem für erneuerbare Energien in Polen.

Polen wird die Förderung klimaschonender Stromerzeugung grundlegend reformieren. Das Parlament hat dafür im Februar 2015 grünes Licht gegeben. Dem Beschluss war ein jahrelanges Gesetzgebungsverfahren vorausgegangen. Das neue Fördersystem ähnelt dem in Großbritannien. Polen wird mit Betreibern von Neuanlagen sogenannte "Contracts for Difference" (CfD) schließen, die für die Dauer von 15 Jahren eine feste Vergütung garantieren. Liegt der Preis, den die Betreiber am Großhandelsmarkt erzielen, unter dieser Vergütung, wird ihnen die Differenz erstattet. Liegt er darüber, müssen sie Zahlungen leisten. Vorgesehen ist, dass der Staat für jedes Jahr und für die einzelnen Erzeugungstechnologien festlegt, wie viel neue Kapazität er maximal fördern wird. Wer einen CfD-Vertrag bekommt und wer nicht, entscheidet sich per Auktion. Für kleine Neuanlagen mit einer Leistung von bis zu 10 kW ist vorgesehen, dass sie nicht am CfD-Markt teilnehmen, sondern feste Einspeisetarife erhalten. Betreiber von bestehenden Anlagen sollen wählen können, ob sie das bisherige Fördersystem über Grünstromzertifikate nutzen oder durch die Teilnahme an einer Auktion in das CfD-Regime wechseln. Ursprünglich sollte das neue Fördersystem zum 1. Januar 2016 in Kraft treten. Die neue polnische Regierung hat den Start nach ihrer Amtsübernahme im November jedoch verschoben, weil sie einzelne Ausgestaltungsmerkmale der Reform prüfen will.

1.5 WESENTLICHE EREIGNISSE

Im vergangenen Jahr haben wir die Weichen dafür gestellt, dass RWE trotz der schweren Krise in der konventionellen Stromerzeugung auch zukünftig eine aktive Rolle im sich wandelnden Energiesystem spielen kann. Wir haben beschlossen, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Wir schaffen so eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Zu den wichtigsten Ereignissen des vergangenen Jahres gehört auch der erfolgreiche Verkauf von RWE Dea. Mit den Mitteln aus dieser und weiteren Desinvestitionen konnten wir unsere Finanzkraft erheblich stärken. Darüber hinaus haben wir wichtige Meilensteine beim Ausbau unserer Windkraftkapazitäten erreicht: Seit Mitte des Jahres sind unsere großen neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr offiziell in Betrieb. Durch sie hat sich unsere Ertragslage bei den erneuerbaren Energien stark verbessert.

Ereignisse im Berichtsjahr

RWE wird Geschäftsbereiche Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb bündeln und an die Börse bringen.

Am 1. Dezember 2015 hat der Vorstand der RWE AG bekannt gegeben, dass er die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenführen und an die Börse bringen will. Der Aufsichtsrat hat dem Vorhaben in seiner Sitzung vom 11. Dezember zugestimmt. RWE schafft damit eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Wir planen, das Kapital der neuen Gesellschaft bis Ende 2016 durch Ausgabe neuer Aktien um rund 10 % zu erhöhen. Mit den Erlösen soll weiteres Wachstum in Zukunftsmärkten finanziert werden. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, dass die RWE AG im Zuge des Börsengangs oder danach Anteile an der neuen Gesellschaft veräußert. Die Haftungsmasse für unsere Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich wird dadurch nicht verändert; vielmehr gewinnen wir zusätzliche Flexibilität bei der Finanzierung der Verpflichtungen. Die neue Gesellschaft soll langfristig im Mehrheitsbesitz der RWE AG verbleiben. Ihren Sitz wird sie voraussichtlich - wie diese - in Essen haben. Die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb, die in der neuen Gesellschaft aufgehen werden, trugen 2015 gemeinsam rund 43 Mrd. € zum Umsatz und über 4 Mrd. € zum EBITDA des RWE-Konzerns bei.

Verkauf von RWE Dea abgeschlossen.

Am 2. März 2015 haben wir den Verkauf unserer auf die Erkundung und Förderung von Öl und Gas spezialisierten Tochtergesellschaft RWE Dea abgeschlossen. Das Unternehmen firmiert jetzt als DEA Deutsche Erdoel AG. Erworben wurde es von der Investmentgesellschaft LetterOne mit Sitz in Luxemburg. Wir hatten uns zu dem Verkauf entschlossen, weil der Zugang zu eigenen Gasquellen durch das Entstehen liquider Gashandelsmärkte seine strategische Bedeutung für uns verloren hat. Außerdem können wir so erhebliche Mittel für Investitionen einsparen, die erforderlich sind, um das Wachstumspotenzial von DEA auszuschöpfen. Bereits im März 2014 hatten wir uns mit LetterOne auf die Transaktion verständigt (siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 35). Gegenüber der damals getroffenen Verkaufsvereinbarung waren allerdings Anpassungen vorzunehmen, mit denen zwischenzeitlich eingetretenen politischen Unsicherheiten und operativen Entwicklungen Rechnung getragen wurde. Aus den geänderten Vertragskonditionen ergab sich für DEA ein Unternehmenswert von 5,1 Mrd. €. Darüber hinaus wurde eine Vereinbarung für den Fall getroffen, dass die EU oder die USA Sanktionen gegen LetterOne oder deren russische Haupteigentümer verhängen. RWE wäre dann in den ersten zwölf Monaten nach Vollzug der Transaktion zum Rückerwerb des britischen DEA-Geschäfts und zum Weiterverkauf an einen unabhängigen Dritten verpflichtet gewesen. Diese Regelung ist inzwischen gegenstandslos, denn DEA hat die britischen Aktivitäten im Dezember 2015 an die schweizerische Chemie-Gruppe INEOS verkauft.

Weitere Desinvestitionen getätigt.

Im vergangenen Jahr haben wir neben DEA noch eine Reihe weiterer Aktivitäten veräußert. Meist haben uns strategische Gründe dazu bewogen. Verkauft wurden u. a. folgende Beteiligungen und Vermögenswerte (Monat des Verkaufsabschlusses in Klammern):

• Das Spezialschiff Victoria Mathias für die Installation von Offshore-Windkraftanlagen (Januar): Wir haben es für 69 Mio. € an die niederländische Gesellschaft MPI Offshore verkauft. Unser zweites Installationsschiff, Friedrich Ernestine, werden wir vorerst behalten. Im März 2015 haben wir es für fünf Jahre an das chinesische Unternehmen ZPMC Profundo Wind Energy vermietet.
• Die Netzinfrastruktur des neuen walisischen Offshore-Windparks Gwynt y Môr (Februar): Ein Konsortium aus Balfour Beatty Investments und Equitix hat sie für 352 Mio. £ (475 Mio. €) erworben. Als Eigentümer der Netzinfrastruktur obliegt es ihm, den von Gwynt y Môr erzeugten Strom aufs Festland zu übertragen und ins öffentliche Stromnetz einzuspeisen. Die Transaktion war aus regulatorischen Gründen erforderlich: In Großbritannien ist eine eigentumsrechtliche Trennung von Stromerzeugungsaktivitäten und Netzgeschäft vorgeschrieben.
• Ein Anteil von 15 % an unserer tschechischen Tochtergesellschaft RWE Grid Holding (März): Käufer ist eine Gruppe von Fonds, die von Macquarie verwaltet werden. Über den Preis wurde Vertraulichkeit vereinbart. In der RWE Grid Holding sind unsere tschechischen Gasverteilnetzaktivitäten gebündelt. Mit 50,04 % halten wir weiterhin die Mehrheit an der Gesellschaft. Die Transaktion hat unsere Finanzkraft gestärkt und zugleich unsere Partnerschaft mit Macquarie in Tschechien gefestigt.
• Ein 10%-Anteil an Gwynt y Môr (Oktober): Die UK Green Investment Bank hat ihn für 221 Mio. £ (307 Mio. €) gekauft. Unsere Beteiligung an dem Offshore-Windpark hat sich dadurch auf 50% verringert. Weitere Anteile werden von den Stadtwerken München (30%) und Siemens (10%) gehalten. Mit dem Verkaufserlös wollen wir andere Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien finanzieren.

RWE steigt bei Luxemburger Versorger Enovos aus.

Ende Dezember haben RWE und E.ON einen Vertrag über den gemeinsamen Verkauf ihrer Beteiligungen von 18,4 bzw. 10% am Luxemburger Energieversorger Enovos unterzeichnet. Käufer ist ein Bieterkonsortium unter der Führung des Großherzogtums Luxemburg und der Investmentgesellschaft Ardian. Die Transaktion soll im Frühjahr 2016 abgeschlossen werden. Dazu muss das Großherzogtum noch die vom Luxemburger Stadtrat erteilte Genehmigung bestätigen. Ein Beweggrund für die Veräußerung ist, dass wir nur begrenzten Einfluss auf die Geschäftspolitik von Enovos haben.

Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr offiziell in Betrieb.

Am 11. Mai 2015 haben wir im Beisein von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel unseren neuen Offshore-Windpark Nordsee Ost eingeweiht. Der rund 35 Kilometer nördlich von Helgoland gelegene Windpark, dessen Alleineigentümer wir sind, verfügt über 48 Turbinen mit einer Gesamtleistung von 295 MW. Das Investitionsvolumen betrug 1,4 Mrd. €. Etwa einen Monat nach Nordsee Ost ist am 18.# Juni unser zweiter neuer Offshore-Windpark Gwynt y Môr vor der Küste von Wales eingeweiht worden.

Die Zeremonie wurde vom walisischen Regierungschef Carwyn Jones vorgenommen. Mit seinen 160 Turbinen kommt Gwynt y Môr auf 576 MW Gesamtleistung und ist damit der zweitgrößte Offshore-Windpark weltweit. Gemeinsam mit unseren Projektpartnern haben wir 2,4 Mrd. € für Gwynt y Môr eingesetzt; die veräußerte Netzinfrastruktur des Windparks ist hier nicht eingerechnet.

Startschuss für den Bau der Offshore-Windparks Nordsee One und Galloper.

RWE hat 2015 nicht nur zwei große Off-shore-Windparks fertiggestellt, sondern auch mit dem Bau von zwei neuen begonnen: Nordsee One und Galloper. Standort von Nordsee One ist ein Gebiet 40 Kilometer nördlich der Insel Juist. Bei seiner Fertigstellung im Jahr 2017 wird der Windpark über eine Gesamtkapazität von 332 MW verfügen. Galloper entsteht vor der Küste von Suffolk (Ostengland) und soll 2018 mit seiner vollen Kapazität von 336 MW in Betrieb sein. Voraussetzung für den Bau der Windparks war, dass wir Projektpartner gewinnen und die Finanzierung sichern konnten. Das ist uns bei beiden Vorhaben gelungen. Co-Investor bei Nordsee One ist der kanadische Stromversorger Northland Power, der mit 85% die Mehrheit an dem Projekt hält. Die Gesamtkosten von etwa 1,2 Mrd. € werden zu 70% mit Krediten finanziert, die uns ein internationales Bankenkonsortium gewährt; für die verbleibenden 30% kommen Northland Power und RWE selbst auf. Bei Galloper haben wir uns mit Siemens Financial Services, Macquarie Capital und der UK Green Investment Bank zusammengetan, die jeweils 25% an dem Projekt übernommen haben. RWE ist mit ebenfalls 25% daran beteiligt und als Konsortialführer für den Bau und Betrieb des Windparks verantwortlich. Auch bei Galloper wird der Großteil der auf 2 Mrd. € veranschlagten Projektkosten durch Fremdmittel abgedeckt, die ein internationales Bankenkonsortium bereitstellt.

RWE und Statkraft vereinbaren Partnerschaft für den Offshore-Windpark Triton Knoll.

Im Februar 2015 haben wir die Weichen für ein weiteres Offshore-Windkraftprojekt gestellt: Mit dem norwegischen Energieversorger Statkraft haben wir einen Vertrag über die gemeinsame Entwicklung von Triton Knoll vor der Ostküste Englands geschlossen. Die Vereinbarung sieht vor, dass Statkraft die Hälfte der Anteile an dem Projekt übernimmt. Triton Knoll könnte nach seiner Fertigstellung über eine Erzeugungsleistung von bis zu 900 MW verfügen. Dafür wäre eine Gesamtinvestition von bis zu 3 Mrd. € notwendig. Die finale Bauentscheidung soll 2017 getroffen werden. Sie hängt maßgeblich davon ab, ob wir uns erfolgreich um staatliche Förderung für Triton Knoll bewerben können.

RWE schließt Kraftwerksneubauprogramm ab.

Neun Jahre nach seinem Start haben wir 2015 unser Kraftwerksneubauprogramm abgeschlossen. Das Programm umfasst neun hochmoderne Erzeugungsanlagen. Davon werden sechs mit Gas, zwei mit Steinkohle und eine mit Braunkohle befeuert. Im vergangenen Jahr waren noch Arbeiten an den beiden Steinkohlekraftwerken zu leisten. Die eine Anlage, ein Doppelblock mit 1.554 MW Nettoleistung im niederländischen Eemshaven, hat im Mai bzw. Juli 2015 den kommerziellen Betrieb aufgenommen. Das andere Steinkohlekraftwerk, am Standort Hamm (Westfalen), war ebenfalls als Doppelblock konzipiert. Block E produziert bereits seit Mitte 2014 kommerziell Strom. Bei Block D waren dagegen erhebliche Verspätungen eingetreten, u. a. wegen Mängeln am Dampferzeuger. Im Dezember 2015 haben wir entschieden, dass der Block nicht mehr fertiggestellt wird. Für die gravierenden, von RWE nicht zu vertretenden Sach- und Verzögerungsschäden haben wir gegenüber dem Zulieferer und den Versicherungen Ausgleichsansprüche geltend gemacht. An dem Kraftwerk in Hamm waren neben dem Mehrheitseigentümer RWE zunächst noch 23 Stadtwerke beteiligt, die sich mit uns in der Gesellschaft Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm (GSH) zusammengeschlossen hatten. Da sich die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerksprojekts deutlich verringert hat, haben die Stadtwerke ihre Anteile an der GSH zum 31. Dezember 2015 an uns verkauft und Verträge zum Strombezug aus dem Kraftwerk aufgelöst.

RWE bei Kapazitätsauktion in Großbritannien erfolgreich.

Bei der zweiten Auktion für den neuen britischen Kapazitätsmarkt konnten sich alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke - mit Ausnahme einer Kleinanlage - für eine Förderung qualifizieren. Zusammen kommen sie auf eine gesicherte Leistung von 8,0 GW. Dabei handelt es sich u. a. um die Gaskraftwerke Pembroke, Staythorpe, Little Barford, Didcot B und Great Yarmouth sowie das Steinkohlekraftwerk Aberthaw. Bei der Auktion, die vom 8. bis 10. Dezember 2015 stattfand, waren Anbieter mit insgesamt 57,7 GW Erzeugungskapazität vertreten. Davon kamen Anlagen mit 46,4 GW zum Zuge. Ihre Betreiber werden in der Förderperiode vom 1. Oktober 2019 bis 30. September 2020 eine Kapazitätsprämie von 18 £ je Kilowatt erhalten. Für Neuanlagen verlängert sich die Förderung auf 15 Jahre. Dies betrifft Erzeugungseinheiten mit einer Gesamtkapazität von 1,0 GW; ein RWE-Kraftwerk ist nicht darunter. Da sich der bei der Auktion ermittelte Prämienbetrag auf das Preisniveau von Oktober 2014 bis April 2015 bezieht und mit dem britischen Verbraucherpreisindex fortgeschrieben wird, dürfte die tatsächliche Förderung über 18 £ liegen. In Großbritannien findet seit 2014 einmal im Jahr eine Kapazitätsauktion statt. Dabei wird eine festgelegte Menge gesicherter Erzeugungsleistung ersteigert. Alle Anbieter, die zum Zuge kommen, erhalten den gleichen Preis, nämlich denjenigen, bei dem die angebotene der nachgefragten Kapazität entspricht. Die Teilnahme an der Auktion ist freiwillig und technologieoffen. Nicht zugelassen sind Anlagen, die künftig bereits auf anderem Wege gefördert werden. Bei der ersten Kapazitätsauktion in Großbritannien, die im Dezember 2014 stattfand, war eine Prämie von 19,40 £/kW (in Preisen von 2012) ermittelt worden, die für die Zeit vom 1. Oktober 2018 bis 30. September 2019 gewährt wird.

Neue Vertriebsaktivitäten in Slowenien, Polen und Ungarn.

Beim Ausbau unseres Vertriebsgeschäfts in Zentralosteuropa sind wir weiter vorangekommen. Im Juni 2015 haben wir den Eintritt in den slowenischen Markt bekannt gegeben. Unser Schwerpunkt liegt dort zunächst auf dem Stromgeschäft mit Privathaushalten, denen wir Produkte mit ein-, zwei- oder dreijähriger Laufzeit und eine Vielzahl von Energiesparpaketen anbieten werden. Wir haben uns zum Ziel gesetzt, in diesem Kundensegment bis 2020 einen Marktanteil von 10% zu erreichen. Auch in Ungarn und Polen, wo wir bereits im Stromgeschäft etabliert sind, haben wir neue Vertriebsaktivitäten gestartet: So verkauft die ungarische ELMÜ-ÉMÁSZ-Gruppe, an der wir die Mehrheit halten, seit Mitte 2015 auch Gas. Ihr Fokus liegt dabei zunächst auf Industriekunden, bei denen sie bis 2020 einen Marktanteil von 10 bis 15% erreichen will. In Polen versorgt unsere Tochtergesellschaft RWE Polska schon einige Großkunden mit Gas und will dieses Geschäft nun auf kleine und mittelgroße Unternehmen ausdehnen.

RWE macht Aldi-Märkte zu "Stromtankstellen".

Im Rahmen einer Technologiepartnerschaft mit Aldi Süd haben wir von Mai bis Juli rund 50 Filialen des deutschen Lebensmittel-Discounters mit Ladesäulen für Elektrofahrzeuge ausgestattet. Aldi ermöglicht seinen Kunden damit, während des Einkaufs kostenlos "nachzutanken". Der Strom kommt von Solaranlagen auf den Dächern der Einkaufsmärkte. Die RWE-Ladesäulen sind eine Kombination aus hochmodernen Wechsel- und Gleichstrommodellen. Sie ermöglichen damit auch das Schnellladen von entsprechend ausgerüsteten Fahrzeugen. Das Volltanken dauert dann meist nicht länger als ein normaler Einkauf. RWE hat europaweit bereits über 4.900 Ladepunkte eingerichtet, davon mehr als 3.100 in Deutschland. Unser Ziel ist, die Elektromobilität durch den Verkauf und Betrieb von Infrastruktur voranzutreiben.

RWE stärkt Präsenz im arabischen Raum.

Durch Vereinbarungen mit dem Dubai Supreme Council of Energy (DSCE) und der in Abu Dhabi ansässigen Investitionsgesellschaft Bin Butti International Investment (BBII) haben wir uns neue Möglichkeiten für Aktivitäten im arabischen Raum erschlossen. Mit dem DSCE unterzeichneten wir im September ein MeMôrandum of Understanding. Die Erklärung legt den Grundstein für eine engere Zusammenarbeit bei technischer Beratung und Management-Dienstleistungen. Der DSCE ist das energiepolitische Entscheidungsgremium der Regierung in Dubai. RWE ist im Emirat bereits beratend tätig. Die Vereinbarung mit BBII haben wir im Dezember getroffen. RWE und BBII streben gemeinsame Aktivitäten in der sogenannten MENAT-Region an, d. h. im Nahen Osten, in Nordafrika und in der Türkei. Im Fokus steht die Entwicklung von Windkraft- und Photovoltaikprojekten, gegebenenfalls in Zusammenarbeit mit Dritten. Das Spektrum möglicher Vorhaben umfasst auch die Gebiete Energieeffizienz, Fernkühlung und Kraft-Wärme-Kopplung zur Wasserentsalzung.

Europäischer Gerichtshof: Kernbrennstoffsteuer verstößt nicht gegen Europarecht.

Der Europäische Gerichtshof (EuGH) in Luxemburg hat Anfang Juni entschieden, dass die seit 2011 erhobene deutsche Kernbrennstoffsteuer europarechtskonform ist. Zum gleichen Ergebnis war der Generalanwalt am EuGH in seinem Schlussantrag vom Februar 2015 gekommen. Derzeit sind bei mehreren deutschen Finanzgerichten Klagen gegen die Erhebung der Kernbrennstoffsteuer anhängig. Das Finanzgericht in Hamburg hat 2013 bekannt gegeben, dass es die Rechtmäßigkeit der Steuer anzweifelt und deshalb zunächst das Bundesverfassungsgericht (BVerfG) und später auch den EuGH eingeschaltet. Das Urteil des BVerfG steht noch aus. Es wird voraussichtlich im laufenden Jahr ergehen. Sollten die Richter die Steuer für verfassungswidrig erklären, könnte sich dies 2016 mit bis zu 1,7 Mrd. € positiv im betrieblichen Ergebnis von RWE niederschlagen.

Wesentliche Ereignisse nach Ablauf des Berichtszeitraums.

Im Zeitraum vom 1.# 1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE

RWE-Konzern

Konzernstruktur mit sieben Unternehmensbereichen

Bei der Berichterstattung über den Geschäftsverlauf 2015 orientieren wir uns an einer gegenüber 2014 unveränderten Konzernstruktur mit sieben Segmenten (Unternehmensbereichen). Diese sind nach nationalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt und stellen sich wie folgt dar:

• Konventionelle Stromerzeugung: In diesem Unternehmensbereich ist unser deutsches, britisches, niederländisches und türkisches Stromerzeugungsgeschäft mit konventionellen Kraftwerken zusammengefasst. Darin enthalten sind auch der rheinische Braunkohletagebau der RWE Power und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. Gesteuert werden all diese Aktivitäten von RWE Generation.
• Vertrieb/Verteilnetze Deutschland: Dieser Unternehmensbereich umfasst den Vertrieb von Strom, Gas, Wärme und Energiedienstleistungen in unserem Hauptmarkt Deutschland sowie den Betrieb unseres deutschen Strom- und Gasverteilnetzes. Geführt wird er von der RWE Deutschland, zu der u. a. die Gesellschaften Westnetz, RWE Vertrieb, RWE Effizienz, RWE Gasspeicher und unsere deutschen Regionalgesellschaften gehören. Dem Unternehmensbereich zugeordnet sind auch unsere Minderheitsbeteiligungen an den Energieversorgern KELAG in Österreich und Enovos in Luxemburg.
• Vertrieb Niederlande/Belgien: Hier berichten wir über unser niederländisches und belgisches Vertriebsgeschäft mit Strom und Gas. Geführt wird es von Essent, einem der größten Energieversorger im Benelux-Raum.
• Vertrieb Großbritannien: In diesem Bereich ist unser britischer Strom- und Gasvertrieb angesiedelt, der von RWE npower verantwortet wird. Das Unternehmen gehört zu den sechs führenden Energieversorgern in Großbritannien.
• Zentralost-/Südosteuropa: Der Unternehmensbereich umfasst international breit gestreute Aktivitäten, die von RWE East mit Sitz in Prag gesteuert werden. In Tschechien sind wir Marktführer bei der Speicherung, der Verteilung und dem Vertrieb von Gas; außerdem bieten wir dort Strom an. In Ungarn, Polen und der Slowakei verfügen wir über etablierte Positionen im Stromgeschäft (Vertrieb/Verteilnetze), das in Ungarn die Stromerzeugung aus Braunkohle einschließt. In den genannten Ländern verkaufen wir auch Gas. Vertriebsgeschäft haben wir darüber hinaus in Kroatien, Slowenien, Rumänien und der Türkei.
• Erneuerbare Energien: Hier weisen wir die Zahlen von RWE Innogy aus. Die Gesellschaft entwickelt, baut und betreibt Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien mit Schwerpunkt auf Wind- und Wasserkraft. Ihre wichtigsten Erzeugungsstandorte liegen in Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden, Spanien und Polen.
• Trading/Gas Midstream: Dieser Bereich deckt das Tätigkeitsfeld von RWE Supply & Trading ab. Die Gesellschaft verantwortet den Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie dessen gesamtes Gas-Midstream-Geschäft. Außerdem beliefert sie einige große deutsche und niederländische Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas.

Position "Sonstige, Konsolidierung"

Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche unter "Sonstige, Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie unsere internen Dienstleister RWE IT, RWE Group Business Services, RWE Service und RWE Consulting. In der Position enthalten ist auch unsere Minderheitsbeteiligung am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion.

Ausweis von RWE Dea als "nicht fortgeführte Aktivität"

Wie auf Seite 38 dargestellt, haben wir im März 2015 den Verkauf unserer auf das Upstream-Geschäft mit Öl und Gas spezialisierten Gesellschaft RWE Dea abgeschlossen. Die Transaktion wurde mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. Januar 2014 vollzogen. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) zeigen wir RWE Dea in der Gewinn- und Verlustrechnung für 2015 und das Vorjahr nur noch verdichtet im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten.

Beim bereinigten Nettoergebnis (vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis", siehe Seite 56) gehen wir folgendermaßen vor: Hier sind ausschließlich die auf das jeweilige Geschäftsjahr entfallenden Zinsen auf den Verkaufspreis für RWE Dea berücksichtigt, die uns der Erwerber LetterOne für die Zeit vom 1. Januar 2014 bis zum Vollzug der Transaktion am 2. März 2015 gezahlt hat.

In der Konzernbilanz war das Upstream-Geschäft letztmalig zum 31. Dezember 2014 in den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" enthalten. In der Kapitalflussrechnung auf Seite 97 weisen wir die Cash Flows nicht fortgeführter Aktivitäten gesondert aus. Die Darstellung der Zahlungsströme im Lagebericht weicht davon ab: Hier beziehen wir uns ausschließlich auf unsere fortgeführten Aktivitäten. Auch die Investitionen und die Mitarbeiterzahlen zeigen wir im Lagebericht ohne RWE Dea.

Erstmalige Vollkonsolidierung der slowakischen VSE und der niederrheinischen WestEnergie

Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir die bilanzielle Erfassung von zwei Beteiligungen geändert. Das betraf die slowakische Východoslovenská energetika Holding a.s. (VSE) mitsamt ihren in der Energieversorgung tätigen Tochterunternehmen und die deutsche Verteilnetzgesellschaft WestEnergie GmbH. VSE und WestEnergie werden seit Ende August bzw. Anfang Juli vollkonsolidiert, nachdem sie zuvor at-Equity-bilanziert wurden.

Die in Kosice ansässige VSE ist in der Slowakei die Nr. 3 im Strom- und die Nr. 2 im Gasgeschäft. Wir halten eine Minderheitsbeteiligung von 49% an dem Unternehmen, üben jedoch nunmehr auf vertraglicher Grundlage die alleinige Kontrolle aus. WestEnergie ist aus der vormaligen WestEnergie und Verkehr GmbH hervorgegangen und gehört zum niederrheinischen Versorger NEW, einem vollkonsolidierten Unternehmen des RWE-Konzerns. Gemäß einer Gesellschaftervereinbarung hatte NEW trotz eines Kapitalanteils von 99% zunächst keine Stimmrechtsmehrheit an WestEnergie; diese Vereinbarung ist mit Wirkung vom 1. Juli 2015 erloschen. Weitere Ausführungen zur Bilanzierungsumstellung finden Sie auf Seite 100 f. im Anhang.

1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

Der RWE-Konzern hat seine operativen Ertragsziele für 2015 erreicht. Das betriebliche Ergebnis lag mit 3,8 Mrd. € im prognostizierten Bereich, ebenso das bereinigte Nettoergebnis in Höhe von 1,1 Mrd. €. Das EBITDA war mit 7,0 Mrd. € höher als erwartet, was jedoch auf Sondereffekte zurückzuführen ist.

Gegenüber 2014 hat sich unsere Ertragslage verschlechtert, u. a. wegen operativer und technischer Probleme im britischen Vertriebsgeschäft. Zudem setzte sich der Margenverfall in der konventionellen Stromerzeugung fort. Er war auch der Grund dafür, dass wir hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke vornehmen mussten. Aber es gab auch Lichtblicke: Der Unternehmensbereich Erneuerbare Energien konnte das betriebliche Ergebnis mehr als verdoppeln. Erfolge können wir auch bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms vorweisen: Hier kamen wir erneut schneller voran als geplant. Das veranlasste uns, das 2012 gestartete Programm erheblich aufzustocken. Unser Ziel ist nun, damit einen dauerhaften Ergebnisbeitrag von insgesamt 2,5 Mrd. € zu erzielen, der ab 2018 in voller Höhe zum Tragen kommen soll.

Geschäftsentwicklung 2015: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben

	Ist 2014 in Mio. €	Prognose für 2015¹	Ist 2015 in Mio. €	Prognose eingetreten?
EBITDA	7.131	6,1 bis 6,4 Mrd. €	7.017	Ist > Prognose
Betriebliches Ergebnis	4.017	3,6 bis 3,9 Mrd. €	3.837	ja
Konventionelle Stromerzeugung	979	deutlich unter Vorjahr	543	ja
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	1.871	moderat unter Vorjahr	1.856	ja
Vertrieb Niederlande/Belgien	146	deutlich über Vorjahr	194	ja
Vertrieb Großbritannien	227	moderat über Vorjahr	-137	Ist
Zentralost-/Südosteuropa	690	moderat unter Vorjahr	919	Ist > Prognose
Erneuerbare Energien	186	deutlich über Vorjahr	493	ja
Trading/Gas Midstream	274	moderat unter Vorjahr	156	Ist
Bereinigtes Nettoergebnis²	1.282	1,1 bis 1,3 Mrd. €	1.125	ja
Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	3.245	2,5 bis 3,0 Mrd. €	2.898	ja

1 Siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 87 ff; Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert.
2 Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56

Stromerzeugung 2 % über Vorjahr.

Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 213,0 Mrd. kWh Strom produziert. Davon entfielen 37 % auf den Energieträger Braunkohle, 22 % auf Steinkohle, 20 % auf Gas und 15 % auf Kernenergie; der Anteil der erneuerbaren Energien lag bei 5 %. Gegenüber 2014 hat sich unsere Erzeugung um 2 % erhöht. Ein Grund dafür ist, dass die beiden Blöcke unseres neuen Steinkohlekraftwerks im niederländischen Eemshaven mit 1.554 MW Nettoleistung am 1. Mai bzw. 1. Juli 2015 den Testbetrieb abgeschlossen und die kommerzielle Stromproduktion aufgenommen haben. Ferner profitierten wir davon, dass unser britisches Steinkohlekraftwerk Aberthaw und einige unserer Gaskraftwerke nach Schäden und Ausfällen im Vorjahr wieder verstärkt eingesetzt werden konnten.# Verbessert hat sich auch die Verfügbarkeit unserer deutschen Braunkohlekraftwerke, obwohl 2015 erneut umfangreiche Wartungen und Reparaturen anstanden. Darüber hinaus machten sich der Ausbau unserer Windkraftkapazitäten und das hohe Windaufkommen bemerkbar. Gegenläufig wirkte, dass wir einige der Verträge, die uns ein Nutzungsrecht für in Fremdeigentum stehende deutsche Steinkohlekraftwerke sichern, nicht verlängert haben; die Kontrakte über insgesamt 2,4 GW Erzeugungsleistung sind während der Jahre 2014 und 2015 ausgelaufen. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von Anbietern außerhalb des Konzerns. Diese Bezüge lagen 2015 bei 65,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 64,8 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 278,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 273,1 Mrd. kWh).

Stromerzeugung der Unternehmensbereiche

Braunkohle

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	72,5 Mrd. kWh	71,8 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	72,5 Mrd. kWh	71,8 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	-	-
Großbritannien	-	-
Türkei	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	5,3 Mrd. kWh	5,4 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien¹	-	-
RWE-Konzern²	77,8 Mrd. kWh	77,2 Mrd. kWh

Steinkohle

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	44,7 Mrd. kWh	44,6 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	21,7 Mrd. kWh	26,3 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	15,4 Mrd. kWh	11,5 Mrd. kWh
Großbritannien	7,6 Mrd. kWh	6,8 Mrd. kWh
Türkei	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	-	-
Erneuerbare Energien¹	-	-
RWE-Konzern²	46,5 Mrd. kWh	48,3 Mrd. kWh

Gas

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	42,0 Mrd. kWh	37,4 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	3,5 Mrd. kWh	3,1 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	5,8 Mrd. kWh	4,0 Mrd. kWh
Großbritannien	29,3 Mrd. kWh	26,7 Mrd. kWh
Türkei	3,4 Mrd. kWh	3,6 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	-	0,1 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien¹	-	-
RWE-Konzern²	42,6 Mrd. kWh	38,3 Mrd. kWh

Kernenergie

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	31,7 Mrd. kWh	31,7 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	30,6 Mrd. kWh	30,5 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	1,1 Mrd. kWh	1,2 Mrd. kWh
Großbritannien	-	-
Türkei	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	-	-
Erneuerbare Energien¹	-	-
RWE-Konzern²	31,7 Mrd. kWh	31,7 Mrd. kWh

Erneuerbare Energien

	2015	2014
Erneuerbare Energien¹	9,7 Mrd. kWh	8,1 Mrd. kWh
RWE-Konzern²	11,4 Mrd. kWh	10,1 Mrd. kWh

Pumpwasser, Öl, Sonstige

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	3,0 Mrd. kWh	2,7 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	3,0 Mrd. kWh	2,7 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	-	-
Großbritannien	-	-
Türkei	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	-	-
RWE-Konzern²	3,0 Mrd. kWh	2,7 Mrd. kWh

Gesamt

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	194,7 Mrd. kWh	189,4 Mrd. kWh
Davon: Deutschland¹	132,1 Mrd. kWh	135,1 Mrd. kWh
Niederlande/Belgien	22,3 Mrd. kWh	17,2 Mrd. kWh
Großbritannien	36,9 Mrd. kWh	33,5 Mrd. kWh
Türkei	3,4 Mrd. kWh	3,6 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	5,3 Mrd. kWh	5,5 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien¹	9,7 Mrd. kWh	8,1 Mrd. kWh
RWE-Konzern²	213,0 Mrd. kWh	208,3 Mrd. kWh

¹ Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; 2015 waren dies 11,1 Mrd. kWh (Vorjahr: 15,9 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung, davon 7,7 Mrd. kWh (Vorjahr: 12,9 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken, und 0,8 Mrd. kWh (Vorjahr: 0,7 Mrd. kWh) im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien.
² Inklusive Erzeugungsmengen anderer Unternehmensbereiche.

Mit 48,1 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2015 verfügte RWE über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 48,1 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl sind auch Kraftwerke im Konservierungszustand berücksichtigt, die wir derzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht betreiben. Ebenfalls darin enthalten sind Anlagen, die uns nicht gehören, die wir aber auf vertraglicher Basis nutzen können. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,0 GW verringert. Ausschlaggebend dafür war, dass wir Ende März 2015 unser Ölkraftwerk Littlebrook östlich von London stillgelegt haben. Die Anlage mit 1.245 MW Nettoleistung unterlag einer Laufzeitbegrenzung, die sich aus der Umsetzung von EU-Vorgaben zu den Schadstoffemissionen von Großfeuerungsanlagen ergab. Weiter ausgebaut haben wir dagegen unsere Erzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien. Meilensteine waren die Fertigstellung der Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der Küste von Wales und Nordsee Ost nahe Helgoland (siehe Seite 39). Außerdem haben wir im vergangenen Jahr neue Onshore-Windparks in Deutschland und Polen in Betrieb genommen. Bezogen auf die Kraftwerksleistung ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil daran belief sich Ende 2015 - wie im Vorjahr - auf 32 %. Mit stabilen 23 % liegt Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 22% (Vorjahr: 21 %). Die erneuerbaren Energien kommen auf 9% (Vorjahr: 7%). Sie sind damit an der Kernenergie vorbeigezogen, deren Anteil mit 8% unverändert blieb. Regionaler Schwerpunkt unserer Stromproduktion ist Deutschland: Hier befinden sich 60% unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 21 % und die Niederlande mit 13% nehmen die beiden folgenden Plätze ein.

Stromerzeugungskapazität der Unternehmensbereiche

Stand: 31.12.2015, in MW

	Gas	Braunkohle	Steinkohle	Erneuerbare Energien	Kernenergie	Pumpwasser, Öl, Sonstige
Konventionelle Stromerzeugung	15.211	10.221	9.580	213	4.054	2.813
Davon: Deutschland¹	4.411	10.221	5.352	55	3.908	2.549
Niederlande/Belgien	3.256	-	2.668	158	146	-
Großbritannien	6.757	-	1.560	-	-	264
Türkei	787	-	-	-	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	67	780	-	19	-	-
Erneuerbare Energien¹	-	-	-	3.582	-	-
RWE-Konzern²	15.517	11.001	10.374	4.146	4.054	2.960

Stand: 31.12.2015, in MW Gesamt

	Gesamt	Gesamt 31.12.2014
Konventionelle Stromerzeugung	42.092	43.511
Davon: Deutschland¹	26.496	26.520
Niederlande/Belgien	6.228	6.374
Großbritannien	8.581	9.830
Türkei	787	787
Zentralost-/Südosteuropa	866	934
Erneuerbare Energien¹	3.582	3.107
RWE-Konzern²	48.052	49.064

¹ Inklusive Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; zum 31. Dezember 2015 waren dies 4.629 MW (Vorjahr: 4.607 MW), darunter Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.173 MW (Vorjahr: 2.151 MW).
² Inklusive Erzeugungskapazitäten anderer Unternehmensbereiche.

CO2 -Emissionen um 3 % unter Vorjahr.

Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 150,8 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 143,9 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 6,9 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Weil wir mehr Strom aus Gas und erneuerbaren Energien und weniger aus Steinkohle erzeugt haben, lagen unsere CO2 -Emissionen um 4,4 Mio. Tonnen bzw. 3 % unter dem Vorjahresniveau. Die spezifischen Emissionen, also der CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom, verringerten sich von 0,745 auf 0,708 Tonnen. Sie entwickelten sich damit wie prognostiziert.

Emissionsbilanz der Unternehmensbereiche

CO2-Ausstoß

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	142,6 Mio. Tonnen CO2	145,2 Mio. Tonnen CO2
Davon: Deutschland¹	109,1 Mio. Tonnen CO2	116,1 Mio. Tonnen CO2
Niederlande/Belgien	14,8 Mio. Tonnen CO2	12,3 Mio. Tonnen CO2
Großbritannien	17,4 Mio. Tonnen CO2	15,7 Mio. Tonnen CO2
Türkei²	1,3 Mio. Tonnen CO2	1,1 Mio. Tonnen CO2
Zentralost-/Südosteuropa	6,4 Mio. Tonnen CO2	6,5 Mio. Tonnen CO2
RWE-Konzern³	150,8 Mio. Tonnen CO2	155,2 Mio. Tonnen CO2

Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	5,2 Mio. Tonnen CO2	5,4 Mio. Tonnen CO2
Davon: Deutschland¹	5,1 Mio. Tonnen CO2	5,3 Mio. Tonnen CO2
Niederlande/Belgien	0,1 Mio. Tonnen CO2	-
Großbritannien	-	0,1 Mio. Tonnen CO2
Türkei²	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	0,1 Mio. Tonnen CO2	0,1 Mio. Tonnen CO2
RWE-Konzern³	5,6 Mio. Tonnen CO2	5,8 Mio. Tonnen CO2

Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	136,1 Mio. Tonnen CO2	138,7 Mio. Tonnen CO2
Davon: Deutschland¹	104,0 Mio. Tonnen CO2	110,8 Mio. Tonnen CO2
Niederlande/Belgien	14,7 Mio. Tonnen CO2	12,3 Mio. Tonnen CO2
Großbritannien	17,4 Mio. Tonnen CO2	15,6 Mio. Tonnen CO2
Türkei²	-	-
Zentralost-/Südosteuropa	6,3 Mio. Tonnen CO2	6,4 Mio. Tonnen CO2
RWE-Konzern³	143,9 Mio. Tonnen CO2	148,3 Mio. Tonnen CO2

¹ Inklusive Kraftwerke, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; im Jahr 2015 emittierten diese Anlagen 6,9 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 13,1 Mio. Tonnen).
² Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2 -Ausstoß keine Emissionsrechte.
³ Inklusive Mengen anderer Unternehmensbereiche.

Kostenfreie Emissionsrechte decken 4 % des CO2 -Ausstoßes ab. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 149,5 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2015 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 5,6 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Daraus ergibt sich eine Unterausstattung in Höhe von 143,9 Mio. Tonnen. Die fehlenden Emissionsrechte haben wir zugekauft. In sehr geringem Umfang nutzten wir auch Zertifikate, die durch Emissionsminderungen im Rahmen des Kyoto-Mechanismus "Clean Development Mechanism" geschaffen wurden.

95,2 Mio. Tonnen Braunkohle gefördert.

Die in den Kraftwerken eingesetzten Rohstoffe beziehen unsere Erzeugungsgesellschaften entweder direkt am Markt oder über RWE Supply & Trading. Braunkohle gewinnen wir in eigenen Tagebauen. In unserem Hauptabbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 95,2 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 93,6 Mio. Tonnen). Davon wurden 82,4 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredelungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet.

Außenabsatz Strom

Privat- und Gewerbekunden

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	0,2 Mrd. kWh	0,3 Mrd. kWh
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	20,8 Mrd. kWh	20,7 Mrd. kWh
Vertrieb Niederlande/Belgien	10,6 Mrd. kWh	11,1 Mrd. kWh
Vertrieb Großbritannien	12,8 Mrd. kWh	14,0 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	9,6 Mrd. kWh	8,8 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien	-	-
Trading/Gas Midstream	-	-
RWE-Konzern²	54,0 Mrd. kWh	54,9 Mrd. kWh

Industrie- und Geschäftskunden

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	2,4 Mrd. kWh	2,2 Mrd. kWh
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	28,7 Mrd. kWh	30,2 Mrd. kWh
Vertrieb Niederlande/Belgien	7,7 Mrd. kWh	9,0 Mrd. kWh
Vertrieb Großbritannien	30,3 Mrd. kWh	29,7 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	10,2 Mrd. kWh	9,2 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien	-	-
Trading/Gas Midstream	31,2 Mrd. kWh	25,0 Mrd. kWh
RWE-Konzern²	110,5 Mrd. kWh	105,3 Mrd. kWh

Weiterverteiler

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	13,1 Mrd. kWh	11,3 Mrd. kWh
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	69,8 Mrd. kWh	74,4 Mrd. kWh
Vertrieb Niederlande/Belgien	-	-
Vertrieb Großbritannien	2,1 Mrd. kWh	2,0 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	7,0 Mrd. kWh	7,0 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien	1,6 Mrd. kWh	1,9 Mrd. kWh
Trading/Gas Midstream	-	-
RWE-Konzern²	93,6 Mrd. kWh	96,6 Mrd. kWh

Gesamt

	2015	2014
Konventionelle Stromerzeugung	15,7 Mrd. kWh	13,8 Mrd. kWh
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	119,3 Mrd. kWh	125,3 Mrd. kWh
Vertrieb Niederlande/Belgien	18,3 Mrd. kWh	20,1 Mrd. kWh
Vertrieb Großbritannien	45,2 Mrd. kWh	45,7 Mrd. kWh
Zentralost-/Südosteuropa	26,8 Mrd. kWh	25,0 Mrd. kWh
Erneuerbare Energien	1,6 Mrd. kWh	1,9 Mrd. kWh
Trading/Gas Midstream¹	35,2 Mrd. kWh	26,5 Mrd. kWh
RWE-Konzern²	262,1 Mrd. kWh	258,3 Mrd. kWh

¹ Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbst erzeugten Stroms am Großhandelsmarkt. Wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird der positive Saldo im Absatz erfasst. Im Jahr 2015 gab es einen Saldo von +4,0 Mrd. kWh, gegenüber +1,5 Mrd. kWh im Vorjahr.
² Inklusive Mengen von Gesellschaften, die unter "Sonstige, Konsolidierung" erfasst werden.

Leicht erhöhter Stromabsatz. RWE hat im Berichtsjahr 262,1 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt, und damit etwas mehr als 2014. Zugelegt haben wir im Segment der Industrie- und Geschäftskunden, u. a. weil wir neue Abnehmer gewinnen konnten.# Weitere Mengenzuwächse ergaben sich dadurch, dass wir den slowakischen Energieversorger VSE seit Ende August 2015 vollkonsolidieren, nachdem wir ihn zuvor at-Equity-bilanziert haben (siehe Seite 43). Dies schlug sich auch im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe nieder. Dennoch weisen wir bei dieser Kundengruppe einen leichten Absatzrückgang aus. Eine wichtige Rolle spielt dabei der Trend zum sparsameren Energieeinsatz. In Großbritannien kamen Kundenverluste hinzu, denen allerdings Zugewinne in anderen Regionen gegenüberstanden. Rückläufig waren auch die Stromverkäufe an deutsche Weiterverteiler. Dies lag zum einen daran, dass sich einige unserer Kunden verstärkt oder komplett bei anderen Anbietern eingedeckt haben. Zum anderen verringerte sich der Absatz an Übertragungsnetzbetreiber aus dem Weiterverkauf von Strom, der nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in unser Verteilnetz eingespeist wurde; Hintergrund ist, dass die Produzenten ihren EEG-Strom zunehmend direkt vermarkten oder selbst verbrauchen.

Stromkunden nach Ländern

	Gesamt	Davon: Privat- und Gewerbekunden
	in Tsd.	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2015
Deutschland	6.788	6.738	6.636
Niederlande	2.161	2.156	2.172
Belgien	355	355	328
Großbritannien	3.180	2.961	3.183
Ungarn	2.118	2.117	2.114
Slowakei	472	470	-
Polen	934	932	893
Tschechien	300	299	264
Kroatien	107	106	97
Sonstige¹	9	9	-
RWE-Konzern	16.424	16.143	15.687

¹ Kunden in Rumänien, Slowenien und der Türkei

Zum 31. Dezember 2015 versorgten die vollkonsolidierten Gesellschaften des RWE-Konzerns 16.424 Tsd. Kunden mit Strom, davon 6.788 Tsd. in Deutschland. Gegenüber 2014 hat sich die Zahl unserer Kunden um 466 Tsd. bzw. 3% erhöht. Wesentlich dazu beigetragen hat die erstmalige Vollkonsolidierung von VSE: Zum Jahresende wurden dadurch 472 Tsd. Kunden zusätzlich erfasst. Kundengewinne verzeichneten wir u. a. in unserem Hauptmarkt Deutschland. Aber auch in Ländern wie Belgien, Polen und Tschechien hat sich unsere Marktposition verbessert. Stark verschlechtert hat sie sich dagegen im hart umkämpften britischen Privatkundengeschäft. Neben dem intensiven Wettbewerb trugen Probleme beim Kundenservice von RWE npower dazu bei. Außerdem schwächt das staatliche Programm "Energy Companies Obligation" (ECO) unsere Marktposition: Im Rahmen von ECO werden die großen britischen Stromversorger wie RWE npower zur Finanzierung von Maßnahmen herangezogen, mit denen die Energieeffizienz in Haushalten gesteigert werden soll. Sie haben deshalb einen Kostennachteil gegenüber kleineren Anbietern, die keinen solchen Verpflichtungen unterliegen.

Außenabsatz Gas

	Privat- und Gewerbekunden	Industrie- und Geschäftskunden	Weiterverteiler
	in Mrd. kWh	in Mrd. kWh	in Mrd. kWh
	2015 2014	2015 2014	2015 2014
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	24,7 22,0	18,3 18,8	53,3 49,4
Vertrieb Niederlande/Belgien	32,9 31,8	28,6 28,8	- -
Vertrieb Großbritannien	30,0 30,8	3,6 2,5	6,3 5,7
Zentralost-/Südosteuropa	15,0 14,2	30,6 26,5	0,5 1,8
Trading/Gas Midstream	- -	25,5 23,3	27,4 25,7
RWE-Konzern	102,6 98,8	106,6 99,9	87,5 82,6

Außenabsatz Gas Gesamt

	in Mrd. kWh
	2015	2014
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	96,3	90,2
Vertrieb Niederlande/Belgien	61,5	60,6
Vertrieb Großbritannien	39,9	39,0
Zentralost-/Südosteuropa	46,1	42,5
Trading/Gas Midstream	52,9	49,0
RWE-Konzern	296,7	281,3

Gasliefermengen: Plus von 5 %. Unser Gasabsatz ist um 5% auf 296,7 Mrd. kWh gestiegen. Das lag u. a. daran, dass die Witterung in unseren Kernmärkten kühler war als 2014. Unsere Privat- und Gewerbekunden haben deshalb mehr Gas zum Heizen eingesetzt. Bei den Weiterverteilern kam hinzu, dass wir in Deutschland neue Abnehmer gewinnen und unsere Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnten. Der Anstieg unseres Gasabsatzes ist auch auf die erfolgreiche Akquise von Industrie- und Geschäftskunden zurückzuführen. Im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe wurde der positive Witterungseffekt durch ein sparsameres Verbrauchsverhalten abgeschwächt. Außerdem haben wir per saldo Kunden verloren.

Gaskunden nach Ländern

	Gesamt	Davon: Privat- und Gewerbekunden
	in Tsd.	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2015
Deutschland	1.334	1.323	1.279
Niederlande	1.954	1.950	1.964
Belgien	234	234	211
Großbritannien	2.025	2.015	2.159
Tschechien	1.349	1.343	1.391
Slowakei	126	124	119
Sonstige¹	1	1	-
RWE-Konzern	7.023	6.990	7.123

¹ Kunden in Kroatien, Polen und Ungarn

Unsere vollkonsolidierten Gesellschaften belieferten zum Bilanzstichtag insgesamt 7.023 Tsd. Kunden mit Gas, die meisten davon in Großbritannien, den Niederlanden, Tschechien und Deutschland. Seit Ende 2014 hat sich die Zahl unserer Gaskunden um 132 Tsd. bzw. 2% verringert. Wie beim Strom verzeichneten wir die größten Einbußen bei britischen Haushalten. Auch unsere Position in Tschechien verschlechterte sich. Allerdings hat sich die Abwanderung von Kunden, die wir dort seit der Marktliberalisierung im Jahr 2007 hinnehmen mussten, inzwischen stark abgeschwächt. Erreicht haben wir das u. a. durch das Angebot von attraktiven Langfristverträgen und durch Erfolge bei der Rückgewinnung von Kunden. Leicht vergrößert hat sich unser Kundenstamm in Deutschland, Belgien und der Slowakei.

Außenumsatz nach Produkten

	in Mio. €
	2015	2014	+/- in %
Stromerlöse	33.840	33.663	0,5
Davon: Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	19.546	20.204	-3,3
Vertrieb Niederlande/Belgien	1.502	1.710	-12,2
Vertrieb Großbritannien	6.866	6.364	7,9
Zentralost-/Südosteuropa	2.393	2.199	8,8
Trading/Gas Midstream	2.401	2.157	11,3
Gaserlöse	12.118	11.905	1,8
Davon: Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	4.341	4.122	5,3
Vertrieb Niederlande/Belgien	2.521	2.664	-5,4
Vertrieb Großbritannien	2.123	2.144	-1,0
Zentralost-/Südosteuropa	1.874	1.746	7,3
Trading/Gas Midstream	1.258	1.228	2,4
Sonstige Erlöse	2.641	2.900	-8,9
RWE-Konzern	48.599	48.468	0,3

Außenumsatz nahezu unverändert. Unser Außenumsatz ist 2015 geringfügig auf 48.599 Mio. € gestiegen. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Die Stromerlöse erhöhten sich um 1 % auf 33.840 Mio. € und die Gaserlöse um 2% auf 12.118 Mio. €. Hauptgrund dafür war die positive Absatzentwicklung. Allerdings haben einige unserer Vertriebsgesellschaften die Preise gesenkt und dadurch an Umsatz eingebüßt. Die Erlösentwicklung war auch durch Effekte aus der Währungsumrechnung beeinflusst. Am meisten wirkte sich die Aufwertung des britischen Pfunds aus, das 2015 durchschnittlich 1,38 € kostete, gegenüber 1,25 € im Vorjahr. Auch der US-Dollar hat sich gemessen am Euro verteuert, während sich bei den anderen für uns wichtigen Währungen nur geringe Wertveränderungen ergaben. Bereinigt um die Effekte aus der Vollkonsolidierung von VSE und der Währungsumrechnung sind unsere Erlöse um 2 % gesunken.

Außenumsatz

	in Mio. €
	2015	2014	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	1.903	1.888	0,8
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	24.792	25.310	-2,0
Vertrieb Niederlande/Belgien	4.117	4.443	-7,3
Vertrieb Großbritannien	9.138	8.992	1,6
Zentralost-/Südosteuropa	4.353	4.059	7,2
Erneuerbare Energien	387	277	39,7
Trading/Gas Midstream	3.827	3.409	12,3
Sonstige, Konsolidierung	82	90	-8,9
RWE-Konzern	48.599	48.468	0,3
Erdgas-/Stromsteuer	2.242	2.319	-3,3
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	46.357	46.149	0,5

EBITDA

	in Mio. €
	2015	2014	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	2.191	2.522	-13,1
Davon: Kontinentalwesteuropa	2.010	2.412	-16,7
Großbritannien	168	90	86,7
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	2.621	2.650	-1,1
Vertrieb Niederlande/Belgien	236	203	16,3
Vertrieb Großbritannien	-65	294	-
Zentralost-/Südosteuropa	1.163	913	27,4
Erneuerbare Energien	839	547	53,4
Trading/Gas Midstream	164	286	-42,7
Sonstige, Konsolidierung	-132	-284	53,5
RWE-Konzern	7.017	7.131	-1,6

Betriebliches Ergebnis

	in Mio. €
	2015	2014	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	543	979	-44,5
Davon: Kontinentalwesteuropa	624	1.362	-54,2
Großbritannien	-76	-384	80,2
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	1.856	1.871	-0,8
Vertrieb Niederlande/Belgien	194	146	32,9
Vertrieb Großbritannien	-137	227	-
Zentralost-/Südosteuropa	919	690	33,2
Erneuerbare Energien	493	186	165,1
Trading/Gas Midstream	156	274	-43,1
Sonstige, Konsolidierung	-187	-356	47,5
RWE-Konzern	3.837	4.017	-4,5

Betriebliches Ergebnis mit 3.837 Mio. € im prognostizierten Korridor. Im zurückliegenden Geschäftsjahr haben wir ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) von 7.017 Mio. € erwirtschaftet. Unsere Prognose, die wir im März 2015 veröffentlicht haben, sah eine Bandbreite von 6,1 bis 6,4 Mrd. € vor (siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 88). Dass das EBITDA oberhalb des Korridors lag, beruht im Wesentlichen auf Sondereffekten. Ein solcher Effekt ergab sich dadurch, dass wir den bislang at-Equity-bilanzierten slowakischen Energieversorger VSE seit Ende August vollkonsolidieren. Dem ist eine Neubewertung der Beteiligung vorausgegangen, bei der stille Reserven in Höhe von 185 Mio. € aufgedeckt wurden. Ein weiterer Grund für die Planüberschreitung waren Einmalerträge im Zusammenhang mit dem Kraftwerksprojekt in Hamm, die u. a. auf Versicherungsleistungen zurückzuführen sind (siehe Seite 40). Unser Entschluss, Block D nicht fertigzubauen, machte zugleich eine Wertberichtigung in Höhe von 654 Mio. € erforderlich, die aber nicht ins EBITDA einging. Wir erfassen sie im betrieblichen Ergebnis, das somit nicht nur die Einmalerträge, sondern auch die - höheren - Belastungen aus dem Kraftwerksprojekt enthält. Mit 3.837 Mio. € entsprach das betriebliche Ergebnis unseren Erwartungen. Prognostiziert hatten wir einen Korridor von 3,6 bis 3,9 Mrd. €. Gegenüber 2014 hat sich das EBITDA um 2% und das betriebliche Ergebnis um 4% verringert. Dabei machte sich der preisbedingte Margenrückgang in der konventionellen Stromerzeugung bemerkbar. Stark verbessert hat sich unsere Ertragslage auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Im Vertriebsgeschäft, das europaweit 824 Mio.# Kennzahlen des Wertmanagements

Betriebliches Ergebnis 2015 in Mio. €

€ (Vorjahr: 912 Mio. €) zum betrieblichen Ergebnis beisteuerte, kam uns zugute, dass sich negative Witterungseinflüsse abschwächten; allerdings mussten wir hohe Belastungen durch operative und technische Probleme bei RWE npower verkraften. In den Unternehmensbereichen entwickelte sich das betriebliche Ergebnis wie folgt:

Konventionelle Stromerzeugung

Das betriebliche Ergebnis hat sich hier erwartungsgemäß deutlich verringert, und zwar um 45% auf 543 Mio. €. Hauptgrund dafür war, dass wir den Strom unserer deutschen und niederländischen Kraftwerke zu niedrigeren Großhandelspreisen abgesetzt haben als 2014. Preisbedingte Entlastungen beim Einkauf von Brennstoffen (insbesondere Steinkohle) fingen dies nur zu einem geringen Teil auf. Wie bereits erläutert, wirkte sich das Kraftwerksprojekt in Hamm per saldo negativ auf das betriebliche Ergebnis aus. Außerdem erzielten wir niedrigere Erträge aus der Auflösung von Kernenergie- und Bergbaurückstellungen und bildeten Rückstellungen für zusätzliche Restrukturierungsmaßnahmen. Positiven Einfluss hatte unser Effizienzsteigerungsprogramm, mit dessen Umsetzung wir schneller als erwartet vorankamen.

Vertrieb/Verteilnetze Deutschland

Das betriebliche Ergebnis des Unternehmensbereichs lag mit 1.856 Mio. € knapp unter dem Vorjahreswert. Prognostiziert hatten wir einen moderaten Rückgang. Verringert haben sich insbesondere unsere Erträge aus Netzverkäufen. Solche Transaktionen tätigen wir i. d. R. nur dann, wenn wir bei Neuausschreibungen unserer Netzkonzessionen nicht zum Zuge kommen. Allerdings gelingt es uns immer wieder, Städte oder Gemeinden für Partnermodelle zu gewinnen. In diesen Fällen bleiben wir zwar nicht alleiniger Eigentümer der Netze, können diese aber meist weiter bewirtschaften. Verbessert hat sich die Ertragslage im deutschen Vertriebsgeschäft. Hier war das Vorjahresergebnis noch von den witterungsbedingten Einbußen beim Gasabsatz geprägt. Außerdem profitierten wir vom Ausbau unseres Kundenstamms.

Vertrieb Niederlande/Belgien

Der Unternehmensbereich hat sein betriebliches Ergebnis erwartungsgemäß deutlich um 33% auf 194 Mio. € gesteigert. Zurückzuführen ist das u. a. darauf, dass sich die Ertragslage im Gasvertrieb nach dem sehr milden Vorjahr wieder erholt hat. Hinzu kam, dass wir neue Vertriebsangebote erfolgreich vermarkten konnten.

Vertrieb Großbritannien

Nicht bestätigt hat sich dagegen unsere Prognose für RWE npower, die einen moderaten Ergebnisanstieg vorsah. Tatsächlich schloss der Bereich mit einem betrieblichen Verlust von 137 Mio. €. Hauptgrund dafür sind gravierende Prozess- und Systemprobleme bei der Privatkundenabrechnung. Überraschend hohe Ertragseinbußen erlitten wir auch dadurch, dass Privat- und Gewerbekunden zu anderen Anbietern wechselten oder nur dadurch gehalten werden konnten, dass wir ihnen Kontrakte mit vergünstigten Konditionen anboten. Hinzu kam, dass Energie tendenziell immer sparsamer eingesetzt wird. Auch dies traf uns härter als vorausgesehen. Entlastungen ergaben sich dagegen bei der Umsetzung des staatlichen ECO-Programms, das die großen Stromanbieter zur Finanzierung von Energiesparmaßnahmen bei Privathaushalten verpflichtet: Unser Aufwand für ECO-Maßnahmen lag erwartungsgemäß unter dem des Vorjahres. Anfang 2016 hat der Vorstand von RWE npower ein Restrukturierungskonzept vorgelegt, mit dem er die Margen stabilisieren und die Wettbewerbsposition des Unternehmens bis 2018 auf Marktdurchschnitt bringen will. Die Prozess- und Systemprobleme sollen bereits größtenteils Ende des laufenden Jahres behoben sein.

Zentralost-/Südosteuropa

Das betriebliche Ergebnis war hier mit 919 Mio. € um ein Drittel höher als 2014. Erwartet hatten wir einen moderaten Rückgang. Einmalerträge aus der Vollkonsolidierung und Neubewertung von VSE waren ausschlaggebend dafür, dass wir die Prognose weit übertroffen haben. Aber auch ohne diesen Effekt hätte der Bereich über Vorjahr abgeschlossen, vor allem wegen erfolgreicher Kostensenkungsmaßnahmen. Im tschechischen Gasgeschäft profitierten wir von der kühleren Witterung und von verbesserten regulatorischen Rahmenbedingungen für Verteilnetzbetreiber, verzeichneten aber auch Rückgänge bei den Speichermargen. In Ungarn führten gesunkene Strommarktpreise und Aufwendungen für Kraftwerksrevisionen zu Ergebniseinbußen des Braunkohleverstromers Mátra.

Erneuerbare Energien

Der Bereich konnte erwartungsgemäß deutlich zulegen. Sein betriebliches Ergebnis erhöhte sich um 307 Mio. € auf 493 Mio. €. Wesentlich dazu beigetragen hat, dass wir 2015 die beiden großen Off-shore-Windparks Gwynt y Môr und Nordsee Ost in Betrieb genommen haben. Daneben führte das höhere Windaufkommen zu einer verbesserten Auslastung unserer bestehenden Kapazitäten. Hinzu kamen Einmalerträge aus dem Verkauf von Anteilen am Offshore-Windkraft-Projekt Galloper (93 Mio. €) und der Netzinfrastruktur von Gwynt y Môr (30 Mio. €). Auch die Aufwertung des britischen Pfunds und der Wegfall von Sonderbelastungen aus dem Vorjahr wirkten sich positiv auf das Ergebnis aus. Allerdings mussten wir Wertberichtigungen auf niederländische Onshore-Windparks vornehmen. Hintergrund ist, dass wir ihren Strom nach Ablauf des Förderzeitraums am Großhandelsmarkt absetzen werden und der dort erzielbare Preis gesunken ist. Weitere Wertberichtigungen betrafen Onshore-Windkraftprojekte in Großbritannien, die wir wegen politischer Widerstände abbrechen mussten.

Trading/Gas Midstream

Das betriebliche Ergebnis von RWE Supply & Trading belief sich auf 156 Mio. €. Das sind 43% weniger als 2014. Prognostiziert hatten wir einen moderaten Ergebnisrückgang. Das schwächere Abschneiden ist u. a. auf die Entwicklung im Energiehandel zurückzuführen: Die Erträge, die wir hier erzielten, waren leicht unterdurchschnittlich, nachdem sie im Vorjahr noch sehr hoch ausgefallen waren. Überdies müssen wir weiterhin Belastungen im Gas-Midstream-Geschäft verkraften, weil langfristig kontrahierte Gasspeicherkapazitäten nicht kostendeckend bewirtschaftet oder vermarktet werden können.

	Betriebliches Ergebnis 2015 in Mio. €	Betriebliches Vermögen 2015¹ in Mio. €	ROCE 2015 in %	Kapitalkosten vor Steuern 2015 in %	Absoluter Wertbeitrag 2015 in Mio. €	Absoluter Wertbeitrag 2014 in Mio. €
Konventionelle Stromerzeugung	543	18.860	2,9	9,25	-1.201	-825
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	1.856	16.747	11,1	7,75	558	502
Vertrieb Niederlande/Belgien	194	2.429	8,0	8,25	-6	-49
Vertrieb Großbritannien	-137	2.331	-5,9	8,25	-329	24
Zentralost-/Südosteuropa	919	4.592	20,0	7,75	563	333
Erneuerbare Energien	493	5.869	8,4	8,00	23	-240
Trading/Gas Midstream	156	59	264,4	10,00	150	211
Sonstige, Konsolidierung	-187	-2.653	-	8,75	-142	-233
RWE-Konzern	3.837	48.234	8,0	8,75	-384	-277

¹ Durchschnitt der Jahresendbestände von 2014 und 2015

RWE erzielt Kapitalrendite von 8,0 %. Die Rendite auf das eingesetzte Vermögen (Return on Capital Employed, kurz: ROCE), die wir mit unserem Wertmanagementkonzept ermitteln, belief sich 2015 auf 8,0%. Sie lag damit nicht nur unter dem Vorjahreswert (8,4%), sondern auch unter dem Kapitalkostensatz vor Steuern in Höhe von 8,75%. Zieht man vom ROCE die Kapitalkosten ab und multipliziert das Ergebnis mit dem betrieblichen Vermögen, erhält man den absoluten Wertbeitrag. Dieser war mit -384 Mio. € um 107 Mio. € niedriger als der bereits negative Vorjahreswert (-277 Mio. €). Den Ausschlag dafür gab die verschlechterte operative Ertragslage. Positiv schlug zu Buche, dass wir mit 8,75 % einen etwas niedrigeren Kapitalkostensatz zugrunde gelegt haben als 2014 (9%). Ein Grund dafür ist das gesunkene Marktzinsniveau. Ausführliche Informationen zu unserem Wertmanagementkonzept finden Sie auf den beiden folgenden Seiten.

Wertmanagementkonzept des RWE-Konzerns

Wertbeitrag als Gradmesser des wirtschaftlichen Erfolgs. Das Wertmanagementkonzept von RWE ist ein Instrument zur Messung des wirtschaftlichen Erfolgs unserer Geschäftstätigkeit und zur Beurteilung der Attraktivität von Investitionsvorhaben. Von zentraler Bedeutung ist dabei der Wertbeitrag, den wir mit einer Aktivität erzielen. Dieser ist positiv, wenn die Rendite auf das eingesetzte Vermögen, also der ROCE, die Kapitalkosten übersteigt. Der ROCE entspricht dem Verhältnis des betrieblichen Ergebnisses zum betrieblichen Vermögen. Wir ermitteln die Kapitalkosten als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und der Fremdkapitalkosten. Dabei spiegeln die Eigenkapitalkosten die Renditeerwartung am Kapitalmarkt bei einer Investition in die RWE-Aktie wider, während sich die Fremdkapitalkosten an unseren langfristigen Finanzierungskonditionen orientieren. Bei der Berechnung der Kapitalkosten für 2015 haben wir Werte verwendet, die von denen des Vorjahres abweichen und insgesamt zu einem niedrigeren Kostensatz führen. Den Ausschlag dafür gibt das gesunkene Marktzinsniveau. Allerdings ist unser Geschäft auch risikoreicher geworden. Die Eigenkapitalkosten erhält man, indem man zunächst den Zins für eine risikolose langfristige Anlage bestimmt. Unser Wert für 2015 beträgt 2,5%. Im nächsten Schritt haben wir konzern- und bereichsspezifische Risikoaufschläge (Marktprämien) festgelegt und mit dem sogenannten Betafaktor multipliziert. Letzterer geht auf das in den 1960er-Jahren entwickelte Capital Asset Pricing Model zurück und misst das mit einer Investitions- oder Finanzierungsmaßnahme übernommene systematische Risiko, auch Marktrisiko genannt. Unter Berücksichtigung der Kapitalstruktur haben wir für 2015 einen Betafaktor von 1,07 verwendet. Die Marktprämie beträgt 6,5%. Durch Addition des risikolosen Zinses mit dem Produkt aus Marktprämie und Betafaktor lassen sich die Eigenkapitalkosten in Höhe von 9,46% herleiten. Da diese nicht steuerlich abzugsfähig sind, handelt es sich um einen Wert vor und nach Steuern. Für das Fremdkapital haben wir einen Kapitalkostensatz von 3,75% vor Steuern veranschlagt. Der kalkulatorische Steuersatz beträgt 30%.# Unternehmenssteuerung und Wertbeitrag

Das Produkt beider Werte entspricht dem Tax Shield, also dem Betrag, um den sich die Fremdkapitalkosten durch ihre steuerliche Abzugsfähigkeit verringern. Beim Tax Shield von 1,12 Prozentpunkten ergeben sich Fremdkapitalkosten nach Steuern in Höhe von 2,63%. Das Verhältnis von Eigen- zu Fremdkapital setzen wir nach Maßgabe unserer langfristigen Zielkapitalstruktur mit 50:50 an. Insgesamt kommen wir damit für 2015 auf Kapitalkosten von 6% nach Steuern und 8,75% vor Steuern. Die entsprechenden Vorjahreswerte lagen bei 6,25 bzw. 9%.

Bei der Ermittlung des betrieblichen Vermögens gehen wir so vor, dass abnutzbare Gegenstände des Anlagevermögens nicht mit ihren Buchwerten, sondern mit der Hälfte der historischen Anschaffungs- oder Herstellungskosten angesetzt werden, und zwar über die gesamte Nutzungsdauer. Dieses Vorgehen hat den Vorteil, dass durch den Investitionszyklus verursachte Schwankungen der Wertbeiträge begrenzt werden. Geschäfts- oder Firmenwerte aus Akquisitionen gehen dagegen mit ihrem vollen Betrag ins Vermögen ein; Abschreibungen werden hier im Folgejahr wertmindernd berücksichtigt.

Der ROCE abzüglich Kapitalkosten ergibt den relativen Wertbeitrag. Durch Multiplikation mit dem eingesetzten betrieblichen Vermögen erhält man den absoluten Wertbeitrag. Je höher er ausfällt, desto wirtschaftlich erfolgreicher ist die jeweilige Aktivität.

Abnehmende Bedeutung des Wertbeitrags bei der Unternehmenssteuerung

Der Wertbeitrag war lange Zeit unsere zentrale Steuerungsgröße, hat aber für uns - wie in der betrieblichen Praxis allgemein - an Bedeutung eingebüßt. Seit 2013 bemisst sich die Tantieme des Vorstands der RWE AG nicht mehr am Wertbeitrag, sondern am betrieblichen Ergebnis. Inzwischen trifft dies auch auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten zu. Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return) als Renditekennzahl. Bei der Planung des künftigen Geschäftsverlaufs liegt unser besonderes Augenmerk auf der Entwicklung von EBITDA, betrieblichem Ergebnis, operativem Cash Flow, Haushaltsüberschuss/-defizit (siehe dazu Seite 61) und Nettoschulden. Vor diesem Hintergrund werden wir künftig in unseren Finanzberichten auf eine Darstellung des Wertmanagementkonzepts verzichten.

Kapitalkosten 2015

	2015	2014
Risikoloser Zinssatz %	2,50	3,78
Marktprämie %	6,5	5,0
Betafaktor	1,07	1,03
Eigenkapitalkosten nach Steuern %	9,46	8,94
Fremdkapitalkosten vor Steuern %	3,75	5,00
Steuersatz für Fremdkapital %	30,00	27,38
Tax Shield %	-1,12	-1,37
Fremdkapitalkosten nach Steuern %	2,63	3,63
Anteil Eigenkapital %	50,0	50,0
Anteil Fremdkapital %	50,0	50,0
Kapitalkosten nach Steuern %	6,00	6,25
Steuersatz für pauschale Umrechnung %	30,00	31,23
Kapitalkosten vor Steuern %	8,75	9,00

Ermittlung des betrieblichen Vermögens

	31.12.2015	31.12.2014
Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen¹ Mio. €	56.203	54.408
+ Beteiligungen inkl. Ausleihungen² Mio. €	3.830	4.114
+ Vorräte Mio. €	1.959	2.232
+ Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Mio. €	5.599	6.510
+ Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte³ Mio. €	10.091	8.855
- Unverzinsliche Rückstellungen⁴ Mio. €	9.458	10.831
- Unverzinsliche Verbindlichkeiten⁵ Mio. €	18.256	17.307
Korrekturen⁶ Mio. €	-771	-721
Betriebliches Vermögen Mio. €	49.197	47.260

¹ Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen werden mit hälftigen Anschaffungs- und Herstellungskosten angesetzt (siehe Anlagespiegel auf Seite 116 ff.); Geschäfts- oder Firmenwerte und Kundenbeziehungen werden mit ihren Buchwerten erfasst. Für 2014 und 2015 ist nicht mehr produktives Anlagevermögen in Höhe von 808 Mio. € herausgerechnet worden.
² At-Equity-bilanzierte Beteiligungen und übrige Finanzanlagen; nicht enthalten sind langfristige Wertpapiere.
³ Inklusive Ertragsteuererstattungsansprüchen; nicht berücksichtigt sind Finanzderivate in Höhe von 1.148 Mio. € (Vorjahr: 1.230 Mio. €) und das Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen.
⁴ Steuerrückstellungen und sonstige Rückstellungen; nicht enthalten sind Rückstellungen mit Langfristcharakter in Höhe von 1.529 Mio. € (Vorjahr: 1.574 Mio. €).
⁵ Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, Ertragsteuerverbindlichkeiten sowie übrige Verbindlichkeiten; nicht enthalten sind Finanzderivate in Höhe von 647 Mio. € (Vorjahr: 926 Mio. €) und Kaufpreisverbindlichkeiten in Höhe von 1.395 Mio. € (Vorjahr: 1.200 Mio. €) aus Andienungsrechten.
⁶ Herausgerechnet werden im Wesentlichen nach lAS 16.15 gebildete Aktiva in Höhe von 390 Mio. € (Vorjahr: 370 Mio. €), da durch sie kein Kapital gebunden wird.

Ermittlung des Wertbeitrags 2015

	Mio. €
Betriebliches Vermögen vor Korrekturen (im Jahresdurchschnitt)	48.228
Korrekturen⁷	6
Betriebliches Vermögen nach Korrekturen (im Jahresdurchschnitt)	48.234
Betriebliches Ergebnis	3.837
ROCE %	8,0
Relativer Wertbeitrag %	-0,8
Absoluter Wertbeitrag Mio. €	-384

⁷ Korrekturen zur zeitanteiligen Berücksichtigung unterjähriger Erst- und Entkonsolidierungen

Überleitung zum Nettoergebnis: Hohe Belastungen durch Wertberichtigungen

Die schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung hat auch in der Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Nettoergebnis deutliche Spuren hinterlassen. Sie zeigte sich vor allem im neutralen Ergebnis, das sich gegenüber 2014 um 2.962 Mio. € auf -2.885 Mio. € verringerte. Mit Wertberichtigungen auf deutsche und britische Kraftwerke in Höhe von 2,1 Mrd. € haben wir den zuletzt weiter verschlechterten Ertragsperspektiven dieser Anlagen Rechnung getragen. Abschreibungen nahmen wir auch auf das niederländische Kernkraftwerk Borssele vor, an dem wir mit 30% beteiligt sind, und auf die IT-Infrastruktur von RWE npower. Weitere Belastungen ergaben sich aus einem außergerichtlichen Vergleich, mit dem wir ein Schiedsverfahren beilegen konnten. Positiv wirkte sich dagegen die Bilanzierung bestimmter Derivate aus, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern: Sie führte per saldo zu einem Ertrag von 296 Mio. €, nachdem im Vorjahr ein geringer Verlust entstanden war (-29 Mio. €). Die im neutralen Ergebnis ausgewiesenen Buchgewinne aus der Veräußerung von Beteiligungen und Vermögenswerten fielen mit 31 Mio. € nicht ins Gewicht (Vorjahr: 154 Mio. €).

Finanzergebnis in Mio. €

	2015	2014	+/- in Mio. €
Zinserträge	265	218	47
Zinsaufwendungen	-1.069	-1.080	11
Zinsergebnis	-804	-862	58
Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen	-821	-1.114	293
Übriges Finanzergebnis	36	128	-92
Finanzergebnis	-1.589	-1.848	259

Das Finanzergebnis hat sich um 259 Mio. € auf -1.589 Mio. € verbessert. Ausschlaggebend dafür waren Entlastungen bei den Zinsanteilen an den Zuführungen zu den langfristigen Rückstellungen. Hier wirkte sich der Wegfall eines Einmaleffekts aus dem Vorjahr aus: 2014 hatten Absenkungen der Diskontierungssätze zu einer Anhebung der "Sonstigen langfristigen Rückstellungen" geführt, die bei den Zinsanteilen berücksichtigt wurde. Obwohl wir höhere Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren erzielten, ist das "Übrige Finanzergebnis" gesunken. Einen wesentlichen Einfluss hatte hierbei die Tatsache, dass die Bewertung von Finanzgeschäften per saldo zu einem Aufwand führte, nachdem im Vorjahr noch ein Ertrag zu verzeichnen war.

Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern lag mit -637 Mio. € im negativen Bereich. Trotzdem weisen wir Ertragsteuern in Höhe von 603 Mio. € aus. Hintergrund ist, dass wir im Organkreis der RWE AG aktive latente Steuern abgeschrieben haben, weil wir sie voraussichtlich nicht nutzen können. Aktive latente Steuern sind ein Anspruch auf künftige Steuerermäßigungen, der sich aus Unterschieden im Ansatz und/oder in der Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden zwischen der Steuerbilanz und der IFRS-Bilanz ergibt. Die Aktivierung latenter Steuern setzt voraus, dass in späteren Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, die eine Nutzung der Steuerermäßigungen erlauben. Für den Organkreis der RWE AG ist das derzeit nicht absehbar, u. a. wegen der stark verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung.

Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Verlust von 1.240 Mio. €, nachdem wir im Vorjahr noch einen Gewinn von 1.693 Mio. € ausgewiesen hatten. Die nicht fortgeführten Aktivitäten trugen 1.524 Mio. € zum Nachsteuerergebnis bei (Vorjahr: 364 Mio. €). Mit 1.453 Mio. € entfällt der Großteil dieses Betrags auf den Buchgewinn aus der Veräußerung von RWE Dea. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 111 Mio. € auf 356 Mio. € gestiegen, weil einige vollkonsolidierte Gesellschaften, an denen Konzernfremde beteiligt sind, über Vorjahr abgeschlossen haben. Das betrifft vor allem unsere deutschen Regionalversorger und ist u. a. auf die erwähnten Einmalerträge aus Wertpapierverkäufen zurückzuführen. Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 98 Mio. € (Vorjahr: 108 Mio. €). Der Betrag entspricht unseren Finanzierungskosten nach Steuern. Berücksichtigt werden hier lediglich jene Hybridanleihen, die gemäß IFRS dem Eigenkapital zuzuordnen sind. Dabei handelt es sich um unsere Anleihen über 1.750 Mio. € und 750 Mio. £, von denen wir die erstgenannte zum 28. September 2015 abgelöst haben. In den Zwischenberichten des vergangenen Jahres waren wir davon ausgegangen, dass wir den Finanzierungsaufwand für das Hybridkapital nicht steuermindernd nutzen können, und hatten deshalb mit höheren Ergebnisanteilen gerechnet. Diese Annahme hat sich aber für 2015 als unzutreffend erwiesen.

Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2014 um 1.874 Mio. € verschlechtertes Nettoergebnis von -170 Mio. €. Bei 614,7 Millionen ausstehenden RWE-Aktien entspricht das einem Ergebnis je Aktie von -0,28 € (Vorjahr: 2,77 €).

Bereinigtes Nettoergebnis mit 1.125 Mio. € im Rahmen der Erwartungen

Unser bereinigtes Nettoergebnis belief sich auf 1.125 Mio.€ und lag damit im unteren Bereich des prognostizierten Korridors (1,1 bis 1,3 Mrd. €). Wie auf Seite 43 erläutert, enthält es nicht das gesamte Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten, sondern lediglich den auf 2015 entfallenden Teil der Zinsen auf den Verkaufspreis von RWE Dea. Bei der Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses gehen wir grundsätzlich so vor, dass wir wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern herausrechnen. Im betrieblichen Ergebnis erfasste Einmaleffekte, z. B. die Wertberichtigung auf das Steinkohlekraftwerk in Hamm, werden aber i. d. R. nicht eliminiert. Wir haben daher die bisher verwendete Bezeichnung "Nachhaltiges Nettoergebnis" in "Bereinigtes Nettoergebnis" geändert. Verglichen mit 2014 hat sich das bereinigte Nettoergebnis um 12% verringert. Ausschlaggebend dafür war die verschlechterte operative Ertragslage.

Überleitung zum Nettoergebnis
| | 2015 | 2014 | +/- in % |
| ------------------ | ------- | ------- | -------- |
| EBITDA | Mio. € | 7.017 | 7.131 | -1,6 |
| Betriebliche Abschreibungen | Mio. € | -3.180 | -3.114 | -2,1 |
| Betriebliches Ergebnis | Mio. € | 3.837 | 4.017 | -4,5 |
| Neutrales Ergebnis | Mio. € | -2.885 | 77 | - |
| Finanzergebnis | Mio. € | -1.589 | -1.848 | 14,0 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern | Mio. € | -637 | 2.246 | - |
| Ertragsteuern | Mio. € | -603 | -553 | -9,0 |
| Ergebnis fortgeführter Aktivitäten | Mio. € | -1.240 | 1.693 | - |
| Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten | Mio. € | 1.524 | 364 | 318,7 |
| Ergebnis | Mio. € | 284 | 2.057 | -86,2 |
| Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter | Mio. € | 356 | 245 | 45,3 |
| Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG | Mio. € | 98 | 108 | -9,3 |
| Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG | Mio. € | -170 | 1.704 | - |
| Bereinigtes Nettoergebnis¹ | Mio. € | 1.125 | 1.282 | -12,2 |
| Ergebnis je Aktie | € | -0,28 | 2,77 | - |
| Bereinigtes Nettoergebnis¹ je Aktie | € | 1,83 | 2,09 | -12,4 |
| Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) | Mio. Stück | 614,7 | 614,7 | - |
| Steuerquote | % | - | 25 | - |

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung im Text

Effizienzsteigerungsprogramm: Zielvorgabe für 2015 übererfüllt.

Mit der Umsetzung unseres laufenden Effizienzsteigerungsprogramms sind wir gut vorangekommen. Gestartet hatten wir es im Jahr 2012. Das Programm umfasst eine Vielzahl von Maßnahmen zur Kostensenkung und Erlössteigerung, mit denen wir zusätzliches Ergebnispotenzial erschließen - und zwar von Jahr zu Jahr mehr. Wir setzen dabei auf umfassende Verbesserungen der operativen Prozesse sowie auf Einsparungen bei Verwaltung und IT. Für 2015 hatten wir uns zum Ziel gesetzt, mit dem Programm einen zusätzlichen Ergebniseffekt von 100 Mio. € zu erzielen. Erreicht haben wir sogar rund 200 Mio. € - trotz operativer Fehlentwicklungen im britischen Vertriebsgeschäft. Vor allem im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung konnten wir höhere Performance-Verbesserungen als erwartet erzielen. Das Effizienzsteigerungsprogramm war bisher auf den Zeitraum bis 2017 ausgelegt und sollte insgesamt ein zusätzliches Ergebnispotenzial von 2,0 Mrd. € erschließen. Mit den seit 2012 ergriffenen Maßnahmen haben wir bis Ende vergangenen Jahres bereits 1,6 Mrd. € erreicht; geplant waren 1,5 Mrd. €. Da wir mit dem Programm besser als erwartet vorankommen, planen wir nun neue Schritte zur Erhöhung unserer operativen Schlagkraft, weiterhin mit Schwerpunkt auf der konventionellen Stromerzeugung. Außerdem wollen wir unser britisches Vertriebsgeschäft umfassend restrukturieren. Inklusive der zusätzlichen Maßnahmen streben wir mit unserem Effizienzsteigerungsprogramm nun einen Ergebniseffekt von 2,5 Mrd. € an, der 2018 in vollem Umfang zum Tragen kommen soll.

Investitionen

	2015	2014	+/- in Mio. €
Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	2.898	3.245	-347
Davon: Konventionelle Stromerzeugung	789	1.086	-297
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	1.021	900	121
Vertrieb Niederlande/Belgien	25	9	16
Vertrieb Großbritannien	189	148	41
Zentralost-/Südosteuropa	409	309	100
Erneuerbare Energien	418	723	-305
Trading/Gas Midstream	10	11	-1
Sonstige, Konsolidierung	37	59	-22
Investitionen in Finanzanlagen	405	195	210
Investitionen gesamt	3.303	3.440	-137

Investitionen leicht unter Vorjahr. Unsere Investitionen haben sich um 137 Mio. € auf 3.303 Mio. € verringert. Für Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte setzten wir 2.898 Mio. € ein, 347 Mio. € weniger als 2014. Damit blieben wir im Rahmen der Erwartungen: Prognostiziert hatten wir eine Größenordnung von 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Die Ausgaben für Finanzanlagen haben sich zwar deutlich erhöht, bewegten sich mit 405 Mio. € aber noch auf moderatem Niveau. 2015 haben wir einige kleinere Akquisitionen getätigt, darunter der Erwerb der kommunalen Anteile an der Gesellschaft Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm (siehe Seite 40). Deutlich verringert haben sich die Sachinvestitionen im Bereich Konventionelle Stromerzeugung, der einen Großteil der Mittel für die neuen Steinkohlekraftwerke in Hamm und im niederländischen Eemshaven einsetzte. Da wir das Projekt in Eemshaven 2015 abschließen konnten, waren die Ausgaben dafür nicht mehr so hoch. Ebenfalls stark gesunken sind die Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien. Sie entfielen u. a. auf die neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost und Gwynt y Môr, die im Mai bzw. Juni 2015 eingeweiht wurden. Im Vorjahr befanden sich die Windparks noch im Bau. Einen Anstieg der Investitionen verzeichneten wir im Bereich Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, der seine Maßnahmen zur Verbesserung der Strom- und Gasnetzinfrastruktur intensivierte. Auch der Unternehmensbereich Zent-ralost-/Südosteuropa setzte den Großteil der Mittel im Netzgeschäft ein. Der Bereich Vertrieb Niederlande/Belgien konzentrierte sich auf IT-Projekte. Im britischen Endkundengeschäft lag der Fokus auf der Entwicklung und Einführung intelligenter Stromzähler.

Mitarbeiter

	31.12.2015	31.12.2014	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	13.605	14.776	-7,9
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	18.339	18.412	-0,4
Vertrieb Niederlande/Belgien	2.840	2.688	5,7
Vertrieb Großbritannien	6.668	6.985	-4,5
Zentralost-/Südosteuropa	11.394	9.978	14,2
Erneuerbare Energien	898	989	-9,2
Trading/Gas Midstream	1.270	1.338	-5,1
Sonstige²	4.748	4.618	2,8
RWE-Konzern	59.762	59.784	-
Davon: In Deutschland	35.170	36.411	-3,4
Außerhalb Deutschlands	24.592	23.373	5,2

¹ Umgerechnet in Vollzeitstellen
² Ende 2015 entfielen davon 2.025 Mitarbeiter auf RWE Group Business Services (Vorjahr: 1.681), 1.691 Mitarbeiter auf RWE IT (Vorjahr: 1.837), 647 Mitarbeiter auf RWE Service (Vorjahr: 703) und 267 Mitarbeiter auf die Holding-Gesellschaft RWE AG (Vorjahr: 299). Wegen Erstkonsolidierung von VSE: Mitarbeiterzahl trotz Rationalisierungsmaßnahmen unverändert.

Zum 31. Dezember 2015 beschäftigte RWE 59.762 Mitarbeiter und damit etwa so viele wie ein Jahr zuvor. Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Durch operative Veränderungen haben per saldo 1.859 Mitarbeiter den Konzern verlassen; dabei spielten Rationalisierungsmaßnahmen eine zentrale Rolle, insbesondere im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung. Erst- und Entkonsolidierungen von Gesellschaften hatten dagegen einen positiven Nettoeffekt von 1.837 Stellen. Allein durch die Vollkonsolidierung von VSE wurden 1.559 Mitarbeiter zusätzlich erfasst. Der im März abgeschlossene Verkauf von RWE Dea brachte dagegen keine Veränderungen des Personalbestands, weil die Beschäftigten der Gesellschaft bereits seit Mitte 2014 nicht mehr in den Konzernzahlen berücksichtigt waren. Die Zahl der Mitarbeiter an unseren deutschen Standorten hat sich gegenüber dem Vorjahresende um 1.241 auf 35.170 verringert, während die unserer Mitarbeiter im Ausland um 1.219 auf 24.592 gestiegen ist. Ende 2015 erlernten 2.339 junge Menschen bei uns einen Beruf. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten.

1.8 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE

Im Geschäftsjahr 2015 haben wir mit dem Verkauf von RWE Dea einen wichtigen Schritt zur Stärkung unserer Finanzkraft getan. Die Transaktion war ausschlaggebend dafür, dass wir unsere Nettoschulden um fast ein Fünftel auf 25,1 Mrd. € senken konnten. Unser Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit lag mit 3,3 Mrd. € allerdings deutlich unter dem hohen Vorjahreswert. Er reichte erwartungsgemäß nicht aus, um unsere Investitionen und Ausschüttungen zu finanzieren. Kurzfristige Schwankungen im Nettoumlaufvermögen spielten dabei eine wichtige Rolle. Wir haben weiterhin das Ziel eines über die Jahre ausgeglichenen Haushalts, auch wenn wir es nicht in jedem einzelnen Jahr erreichen. Ebenso halten wir am Kurs der finanziellen Konsolidierung fest. Allerhöchste Priorität hat dabei für uns, dass wir uns jederzeit - selbst im Falle von Finanzkrisen - zu akzeptablen Konditionen am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können.

Zentrale Finanzierung.

Die Verantwortung für die Finanzierung des RWE-Konzerns liegt bei der RWE AG. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der niederländischen Tochtergesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG tätigt. Andere Tochtergesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Die RWE AG übernimmt außerdem die Koordination, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Sie entscheidet, in welcher Höhe Garantien oder Patronatserklärungen abgegeben werden. Durch die Bündelung dieser Aufgaben können wir Finanzrisiken zentral steuern und überwachen. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden.

Flexible Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital.

Unseren Finanzbedarf decken wir überwiegend mit den Mittelzuflüssen aus der laufenden Geschäftstätigkeit. Darüber hinaus verfügen wir über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente.# RWE-Anleihen

Langfristiges Fremdkapital nehmen wir hauptsächlich im Rahmen unseres Debt-Issuance-Programms auf, das uns erlaubt, Standardanleihen (Senior Bonds) im Gesamtwert von bis zu 30 Mrd. € zu begeben. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir keine Emissionen im Rahmen dieses Programms getätigt. Daneben bietet uns ein Commercial-Paper-Programm einen Spielraum von 5 Mrd. US$ für die kurzfristige Finanzierung am Geldmarkt, den wir 2015 nur in geringem Umfang genutzt haben. Als Liquiditätsreserve können wir zudem eine syndizierte Kreditlinie über 4 Mrd. € nutzen, die uns ein internationales Bankenkonsortium gewährt. Die Kreditlinienvereinbarung gilt bis Ende März 2020, kann allerdings um ein Jahr verlängert werden. In Anspruch genommen haben wir sie bislang nicht. Weder die genannten Finanzierungsinstrumente noch die laufenden Kreditlinien verpflichten uns, bestimmte Zinszahlungs-, Verschuldungs- oder Mindestkapitalgrenzen zu beachten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Tilgung, zum Stellen von Sicherheiten oder zu erhöhten Zinszahlungen verpflichtet wären. Ebenso wenig sind wir an ein bestimmtes Rating gebunden.

RWE nimmt neues Hybridkapital auf. Im vergangenen Jahr haben wir drei Hybridanleihen begeben, zwei im April mit einem Volumen von 700 bzw. 550 Mio. € und eine im Juli über 500 Mio. US$. Die Laufzeit der Papiere ist auf 60 Jahre begrenzt. Die erste April-Anleihe hat einen Kupon von 2,75 % und kann seitens RWE erstmals im Oktober 2020 gekündigt werden; sie wurde zum Kurs von 99,38 % emittiert. Bei der zweiten April-Anleihe mit einem Kupon von 3,5 % ist eine Kündigung frühestens im April 2025 möglich. Der Ausgabekurs lag hier bei 100 %. Die im Juli emittierte Anleihe hat einen Kupon von 6,625 %. Wir können sie erstmals im März 2026 kündigen. Bei einem Ausgabekurs von 99,117% ergibt sich für diese Anleihe eine US-Dollar-Rendite von 6,75%. Unsere Finanzierungskosten in Euro liegen aufgrund von Swapgeschäften aber deutlich darunter. Hybridanleihen sind eine Mischform von Eigen- und Fremdkapital. Da sie nachrangig gegenüber allen anderen Finanzschulden sind, ist ihr Kupon höher als bei herkömmlichen Papieren. Derzeit stehen sieben Hybridanleihen von RWE aus. Die führenden Ratingagenturen Standard & Poor's und Moody's rechnen sie nur hälftig den Schulden zu.

Den dargestellten Anleiheemissionen standen im Berichtsjahr zwei Tilgungen gegenüber. Im Februar 2015 wurde eine sechsjährige Anleihe über 2 Mrd. € mit einem Kupon von 5 % fällig; davon hatten wir bereits Ende 2014 Papiere mit einem Nominalwert von fast 200 Mio. € zurückgekauft. Bei der zweiten Tilgung handelte es sich um eine Hybridanleihe über 1.750 Mio. €, die wir im September 2010 begeben und fünf Jahre später - zum erstmöglichen Termin - gekündigt haben. Mit den drei Hybridanleiheemissionen des vergangenen Jahres haben wir sie durch gleichwertiges Kapital ersetzt.

RWE-Anleihen: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2015)

Anleihevolumen auf 16,4 Mrd. € gesunken. Das Nominalvolumen der ausstehenden RWE-Anleihen (inklusive Hybridanleihen) ist 2015 um 1,5 Mrd. € auf 16,4 Mrd. € zurückgegangen. Unsere Fälligkeiten waren mit 3,8 Mrd. € wesentlich höher als die Neuemissionen mit umgerechnet 1,7 Mrd. €. Darüber hinaus beeinflusste die Aufwertung des britischen Pfunds das Anleihevolumen: Sie hatte zur Folge, dass sich unsere in dieser Währung begebenen Papiere auf Euro-Basis verteuerten. Die RWE-Anleihen lauten auf Euro, britisches Pfund, Schweizer Franken, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, waren wir zum Jahresende zu 61 % in Euro und zu 39% in britischen Pfund verschuldet. Das heißt, ein Fremdwährungsrisiko aus Kapitalmarktschulden in US-Dollar, Schweizer Franken oder Yen bestand nicht. Die Ursprungslaufzeiten unserer Anleihen reichten Ende 2015 von sieben bis zu 30 Jahren. Die gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit betrug 10,1 Jahre. Hybridanleihen sind hier nicht berücksichtigt. Unsere Fälligkeiten im Jahr 2016 beschränken sich auf eine im April auslaufende Anleihe mit einem Nominalvolumen von 850 Mio. € und einem Kupon von 6,25%.

RWE-Anleihen nach Fälligkeit (Stand: 31.12.2015)¹

	2016-2020	2021-2024	2025-2029	Ab 2030
Nominalvolumen in Mrd. €	3,7	3,9	-	7,8
Anteil an den gesamten Kapitalmarktschulden in %	24	25	-	51

¹ Die Hybridanleihe über 750 Mio. £ mit theoretisch unbegrenzter Laufzeit ist hier nicht enthalten: die übrigen Hybridanleihen sind mit ihrem Laufzeitende berücksichtigt.

Kapitalflussrechnung in Mio. €

	2015	2014	+/- in Mio. €
Funds from Operations	3.058	3.696	-638
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	281	1.860	-1.579
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	3.339	5.556	-2.217
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-1.795	-4.194	2.399
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-2.303	-2.138	-165
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	14	8	6
Veränderung der flüssigen Mittel¹	-745	-768	23
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	3.339	5.556	-2.217
Abzüglich Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte²	-2.898	-3.245	347
Free Cash Flow	441	2.311	-1.870
Abzüglich Investitionen in Finanzanlagen²	-275	-105	-170
Abzüglich Ausschüttungen	-1.070	-1.061	-9
Haushaltsüberschuss/-defizit	-904	1.145	-2.049

¹ Inklusive der nicht fortgeführten Aktivitäten haben sich die flüssigen Mittel 2015 um 721 Mio. € und im Vorjahr um 693 Mio. € verringert.
² Die Position umfasst ausschließlich zahlungswirksame Investitionen.

Operativer Cash Flow 40% unter Vorjahr. Der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, den wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten erzielten, war mit 3.339 Mio. € um 40% niedriger als 2014. Hier spiegelt sich u. a. die Margenverschlechterung in der konventionellen Stromerzeugung wider, die durch Effizienzverbesserungen nur teilweise aufgefangen werden konnte. Außerdem mussten wir höhere Sicherheitsleistungen für bestimmte Commodity-Derivatgeschäfte erbringen. Großen Einfluss hatten auch Vorgänge, die sich in Veränderungen des Nettoumlaufvermögens niederschlugen. Beispielsweise waren 2014 wegen einer Umstellung des Zahlungsrhythmus nur sehr geringe Ausgaben für die Beschaffung von CO2 -Emissionsrechten angefallen. Dieser Einmaleffekt ist 2015 weggefallen. Durch die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind per saldo 1.795 Mio. € abgeflossen. Das sind 2.399 Mio. € weniger als im Vorjahr, vor allem wegen unserer hohen Einnahmen aus dem Verkauf von RWE Dea und anderen Geschäftsaktivitäten. Die Mittel haben wir teilweise in Wertpapiere und andere Geldanlagen reinvestiert. Daneben erhöhten wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen, indem wir flüssige Mittel in Höhe von 1,3 Mrd. € auf Treuhänder oder Einrichtungen zur betrieblichen Altersversorgung übertrugen. Aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten ergab sich ein Mittelabfluss von 2.303 Mio. € (Vorjahr: 2.138 Mio. €). Ausschlaggebend dafür war, dass das Volumen der getilgten Anleihen wesentlich höher war als das der Neuemissionen. Auch Ausschüttungen an die RWE-Aktionäre, an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an Hybridkapitalgeber minderten den Cash Flow. Gegenläufig wirkte, dass wir zusätzliche Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten eingegangen sind und weniger Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften erbringen mussten. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit hat sich unser Bestand an flüssigen Mitteln per saldo um 745 Mio. € verringert. Unser Free Cash Flow - das ist der operative Mittelzufluss verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte - blieb mit 441 Mio. € deutlich hinter dem Vorjahreswert (2.311 Mio. €) zurück. Ausschlaggebend dafür war der stark verringerte operative Mittelzufluss. Zieht man vom Free Cash Flow auch die Finanzanlageinvestitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich ein "Haushaltsdefizit" von 904 Mio. €. Im Vorjahr hatten wir noch einen Überschuss von 1.145 Mio. € erzielt. Wir verfolgen das Ziel, unsere Investitionen und Ausschüttungen vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit zu finanzieren und damit zumindest einen ausgeglichenen Haushalt auszuweisen. Allerdings können wir dieses Ziel nicht in jedem Geschäftsjahr erreichen. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass Veränderungen des Nettoumlaufvermögens zu starken Schwankungen beim operativen Cash Flow führen können.

Nettoschulden¹

	31.12.2015	31.12.2014	+/- in Mio. €
Flüssige Mittel	2.522	3.171	-649
Wertpapiere	7.676	4.777	2.899
Sonstiges Finanzvermögen	1.337	2.099	-762
Finanzvermögen	11.535	10.047	1.488
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	16.981	16.155	826
Währungskurssicherung von Anleihen	-192	-38	-154
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	2.099	2.411	-312
Finanzverbindlichkeiten	18.888	18.528	360
Nettofinanzschulden	7.353	8.481	-1.128
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	5.842	7.871	-2.029
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	-15	-	-15
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.454	10.367	87
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.527	2.401	126
Korrektur Hybridkapital (Rating-relevanter Anteil)	-1.035	766	-1.801
Zuzüglich 50% des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	475	1.353	-878
Abzüglich 50% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	-1.510	-587	-923
Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten	25.126	29.886	-4.760
Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten	-	1.086	-1.086
Nettoschulden gesamt	25.126	30.972	-5.846

¹ In den Nettoschulden erfassen wir seit 2015 auch Effekte aus Geschäften zur Begrenzung von Wechselkursrisiken bei unseren Fremdwährungsanleihen.# Finanzbericht 2015

Die Zahlen für 2014 wurden entsprechend angepasst. Deutlicher Rückgang der Nettoschulden wegen des Verkaufs von RWE Dea. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2015 bei 25,1 Mrd. €. Gegenüber Ende 2014 (31,0 Mrd. €) haben sie sich stark verringert. Ausschlaggebend dafür war der Verkauf von RWE Dea, der inklusive Zinsen auf den Verkaufspreis mit 5,3 Mrd. € zum Schuldenabbau beitrug. Hinzu kamen 1,4 Mrd. € aus weiteren Desinvestitionen, so u. a. der Veräußerung der Netzinfrastruktur des neuen Offshore-Windparks Gwynt y Môr sowie von Anteilen an Gwynt y Môr und an der tschechischen Tochtergesellschaft RWE Grid Holding. Über diese und weitere Verkaufstransaktionen informieren wir auf Seite 38 f. Ein weiterer Grund für den Schuldenrückgang ist, dass wir etwas höhere Diskontierungssätze zur Berechnung der Pensionsrückstellungen zugrunde legen. Unsere Pensionsrückstellungen fallen dadurch niedriger aus. Die im Jahresabschluss 2015 verwendeten Zinssätze belaufen sich auf 2,4% in Deutschland und 3,6% in Großbritannien (Vorjahr: 2,1 bzw. 3,4%). Sie spiegeln die jüngste Entwicklung der Marktzinsen wider. Dass sich die Pensionsrückstellungen um 2,0 Mrd. € verringerten, beruht auch darauf, dass wir die Kapitaldeckung für unsere Versorgungszusagen um 1,3 Mrd. € aufgestockt haben; weil dies mit entsprechenden Mittelabflüssen einherging, hatte es aber keinen Einfluss auf die Nettoschulden. Dagegen schwächte das auf der Vorseite erläuterte Haushaltsdefizit unsere Finanzposition.

Höhere außerbilanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Gasbezugsverträgen.

Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen über den Bezug von Gas und Strom. Während sich unsere Zahlungsverpflichtungen aus Gaskontrakten 2015 gegenüber dem Vorjahr erhöht haben, sind die aus Stromkontrakten gesunken. Bei ihrer Ermittlung stützen wir uns auf Annahmen zur voraussichtlichen Entwicklung der Commodity-Preise. Weitere Erläuterungen zu unseren außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 144 im Anhang.

Kreditrating (Stand: 31.12.2015)

	Moody's	Standard & Poor's
Langfristige Finanzschulden
Standardanleihen	Baa2	BBB
Nachrangige Anleihen (Hybridanleihen)	Ba1	BB+
Kurzfristige Finanzschulden	P-2	A-2
Ausblick	negativ	negativ

Standard & Poor's und Moody's stufen langfristiges Kreditrating von RWE herab.

Bonitätsbeurteilungen durch unabhängige Ratingagenturen haben maßgeblichen Einfluss auf die Möglichkeiten eines Unternehmens, sich Fremdkapital zu beschaffen. Im Allgemeinen gilt: Je besser die Bewertung, desto leichter der Zugang zu den internationalen Kapitalmärkten und desto kostengünstiger die Aufnahme von Fremdmitteln. Daher profitieren wir davon, dass uns führende Ratingagenturen eine hohe Bonität bescheinigen. Allerdings haben die ungünstigen wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung dazu geführt, dass die beiden führenden Häuser Standard & Poor's und Moody's unser langfristiges Kreditrating im August bzw. Oktober 2015 um eine Stufe gesenkt haben: Für unsere Senior Bonds wurde es auf BBB bzw. Baa2 angepasst und für die Hybridanleihen auf BB+ bzw. Ba1. Im Vorfeld hatten beide Agenturen ihren Ratingausblick von "stabil" auf "negativ" geändert; daran hielten sie trotz der Ratingabsenkung fest. Für RWE hat die nachhaltige Stärkung der Finanzkraft weiterhin hohe Priorität. Dabei streben wir an, bei den Senior Bonds ein Rating der Kategorie "Investment Grade" zu behalten, die bis BBB- bzw. Baa3 reicht. Unser wichtigstes Ziel aber ist, dass wir jederzeit - selbst im Falle von Finanzkrisen - in der Lage sind, uns am Fremdkapitalmarkt zu akzeptablen Konditionen zu refinanzieren.

Verschuldungsfaktor leicht unter Vorjahr.

Wir steuern unsere Verschuldung u. a. anhand von Kennziffern. Eine wichtige Orientierungsgröße ist das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, das als "Verschuldungsfaktor" bezeichnet wird. Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Verbindlichkeiten, da sie die Ertragskraft des Unternehmens mit einbezieht - und damit dessen Fähigkeit, die Schulden zu bedienen. Unser Verschuldungsfaktor lag 2015 bei 3,6 und damit unter dem Vorjahreswert (3,8). Ursprünglich hatten wir mit einem Anstieg gerechnet. Die Planabweichung ist im Wesentlichen auf die Entwicklung beim EBITDA zurückzuführen (siehe Seite 51).

Fremdkapitalkosten auf 4,8% gesunken.

Unsere Fremdkapitalkosten beliefen sich 2015 auf 4,8%, gegenüber 5,0 % im Vorjahr. Ermittelt wurden sie für den jahresdurchschnittlichen Bestand ausstehender Schulden wie Anleihen, Commercial Paper und Bankkredite. In die Fremdkapitalkosten eingeflossen sind Zinsswapgeschäfte mit Banken, bei denen wir fixe in variable Zinsverpflichtungen umwandeln. Von unseren Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß IFRS den Schulden zuzurechnen sind. Maßgeblich für den Rückgang unserer Fremdkapitalkosten war, dass die Anleihen, die wir in jüngster Zeit begeben haben, im Durchschnitt niedrigere Kupons aufwiesen als jene, die getilgt worden sind.

Bilanzstruktur: Abschreibungen mindern Eigenkapitalquote.

Unsere Bilanzsumme zum 31. Dezember 2015 betrug 79,3 Mrd. €, gegenüber 86,3 Mrd. € zum Ende des Vorjahres. Wesentlichen Einfluss hatte der Verkauf von RWE Dea: Durch ihn sind zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte in Höhe von 5,2 Mrd. € und zur Veräußerung bestimmte Schulden in Höhe von 2,6 Mrd. € abgegangen. Weitere größere Bilanzveränderungen ergaben sich durch unsere Wertberichtigungen auf Kraftwerke, die maßgeblich dazu beitrugen, dass sich die Sachanlagen um 1,7 Mrd. € verringerten. Die aktiven latenten Steuern sanken - im Wesentlichen abschreibungsbedingt - um 1,4 Mrd. € und die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 0,9 Mrd. €. Unser Wertpapierbestand erhöhte sich dagegen um 3,0 Mrd. €. Auf der Passivseite der Bilanz gingen die Pensionsrückstellungen um 2,0 Mrd. € zurück. Das Eigenkapital verringerte sich um 2,9 Mrd. €. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) belief sich auf 11,2 %; das sind 2,4 Prozentpunkte weniger als Ende 2014.

Konzernbilanzstruktur

	31.12.2015		31.12.2014
	in Mio. €	in %	in Mio. €	in %
Aktiva
Langfristiges Vermögen	51.453	64,9	54.224	62,8
Davon: Immaterielle Vermögenswerte	13.215	16,7	12.797	14,8
Sachanlagen	29.357	37,0	31.059	36,0
Kurzfristiges Vermögen	27.881	35,1	32.092	37,2
Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte¹	15.922	20,1	16.739	19,4
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	41	0,1	5.540	6,4
Gesamt	79.334	100,0	86.316	100,0
Passiva
Eigenkapital	8.894	11,2	11.772	13,6
Langfristige Schulden	45.315	57,1	46.324	53,7
Davon: Rückstellungen	24.623	31,0	27.540	31,9
Finanzverbindlichkeiten	16.718	21,1	15.224	17,6
Kurzfristige Schulden	25.125	31,7	28.220	32,7
Davon: Sonstige Verbindlichkeiten²	17.558	22,1	16.739	19,4
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	19	-	2.635	3,1
Gesamt	79.334	100,0	86.316	100,0

¹ Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche
² Inklusive Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten

1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)

Als Management-Holding des RWE-Konzerns nimmt die RWE AG zentrale Leitungsfunktionen wahr und beschafft Finanzmittel für die Geschäftstätigkeit der Tochtergesellschaften. Ihre Vermögens- und Ertragslage hängt maßgeblich vom wirtschaftlichen Erfolg der Konzernunternehmen ab. Ihr Einzelabschluss 2015 war durch Verluste in der konventionellen Stromerzeugung, hohe Wertberichtigungen bei Tochtergesellschaften und Abschreibungen auf latente Steuern geprägt. Diese Belastungen trugen wesentlich dazu bei, dass die RWE AG einen Jahresfehlbetrag auswies.

Jahresabschluss.

Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird bei der Bundesanzeiger Verlag GmbH mit Sitz in Köln eingereicht, die ihn im Bundesanzeiger veröffentlicht. Er kann bei uns angefordert werden und steht im Internet unter www.rwe.com/ir zur Verfügung.

Bilanz der RWE AG (Kurzfassung)

	in Mio. €
	31.12.2015
Anlagevermögen
Finanzanlagen	36.482
Umlaufvermögen
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	4.397
Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	711
Wertpapiere und flüssige Mittel	1.822
Aktive latente Steuern	451
Bilanzsumme Aktiva	43.863
Eigenkapital	5.703
Rückstellungen	3.002
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	28.386
Übrige Verbindlichkeiten	6.772
Bilanzsumme Passiva	43.863

Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung)

	in Mio. €
	2015
Ergebnis aus Finanzanlagen	-74
Zinsergebnis	-1.038
Sonstige Erträge und Aufwendungen	-432
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	-1.544
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	-1.706
Jahresfehlbetrag/-überschuss	-3.250
Gewinnvortrag	-
Entnahme aus anderen Gewinnrücklagen/Einstellung in andere Gewinnrücklagen	3.255
Bilanzgewinn	5

Vermögenslage.

Die RWE AG weist zum 31. Dezember 2015 eine Bilanzsumme von 43,9 Mrd. € aus. Das sind 7,5 Mrd. € weniger als im Vorjahr. Der Rückgang beruht hauptsächlich darauf, dass die RWE AG eine konzerninterne Umfinanzierung vorgenommen hat, bei der sie insbesondere Ausleihungen, eine Anleihe und Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen auf Tochtergesellschaften übertragen hat. Hinzu kam, dass aktive latente Steuern abgeschrieben wurden. Stark erhöht hat sich dagegen der Bestand an Wertpapieren des Anlagevermögens, vor allem wegen der Erlöse aus dem Verkauf von RWE Dea. Die Eigenkapitalquote war mit 13,0 % wesentlich niedriger als 2014 (18,6 %). Das ergibt sich aus der weiter unten erläuterten Ergebnisentwicklung.

Finanzlage.

Die Finanzierung des Konzerns ist bei der RWE AG zentralisiert.Diese beschafft Finanzmittel bei Banken oder am Geld- und Kapitalmarkt. Bei der Begebung von Anleihen bedient sie sich meist der Konzerngesellschaft RWE Finance B.V., die Emissionen unter Garantie der RWE AG vornimmt. Eine ausführliche Darstellung der Finanzlage und der Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr findet sich auf Seite 59 ff.

Ertragslage.

Das Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit fiel mit -1.544 Mio. € negativ aus, nachdem es im Vorjahr noch bei 796 Mio. € gelegen hatte. Zuzuordnen ist das u. a. dem Ergebnis aus Finanzanlagen, das sich um 1.607 Mio. € auf -74 Mio. € verschlechterte. Hier kamen hohe Verluste in der konventionellen Stromerzeugung zum Tragen. Außerdem haben sowohl die RWE AG als auch Tochtergesellschaften außerplanmäßige Abschreibungen auf Anteile an in- und ausländischen Konzerngesellschaften vorgenommen. Gegenläufig wirkte, dass auf einzelne Beteiligungen nach außerplanmäßigen Abschreibungen in Vorjahren wieder Zuschreibungen gemacht werden konnten. Das Zinsergebnis der RWE AG hat sich um 186 Mio. € auf -1.038 Mio. € verringert. Hauptursache dafür sind kursbedingte Abschreibungen auf Wertpapiere, die wir zur Finanzierung unserer Pensionsverpflichtungen halten. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen ist ebenfalls gesunken, und zwar um 547 Mio. € auf -432 Mio. €. Dies ergibt sich im Wesentlichen aus der Entwicklung der konzerninternen Steuerumlagen. Trotz der schwachen Ertragslage fiel ein ungewöhnlich hoher Steueraufwand von 1.706 Mio. € an (Vorjahr: 146 Mio. €). Ursache dafür war, dass Wertberichtigungen auf die aktiven latenten Steuern vorgenommen wurden. Aufgrund der dargestellten Entwicklungen schloss die RWE AG das Geschäftsjahr 2015 mit einem Jahresfehlbetrag von 3.250 Mio. € ab.

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015.

Der Vorstand der RWE AG hat beschlossen, der Hauptversammlung am 20. April 2016 vorzuschlagen, die Zahlung einer Dividende auf Stammaktien für das Geschäftsjahr 2015 auszusetzen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Hintergrund sind die zuletzt drastisch verschlechterten Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung. Auch die aktuellen politischen Risiken haben den Vorstand zu dieser Entscheidung bewogen.

Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB.

Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2016 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB abgegeben und auf folgender Internetseite veröffentlicht: www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung.

1.10 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABEN

Gegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315 Abs. 4 und 289 Abs. 4 des Handelsgesetzbuchs sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden u. a. Regelungen, die bei RWE im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle zum Tragen kommen und die Befugnisse des Vorstands zur Veränderung der Kapitalstruktur betreffen. Diese Regelungen stehen im Einklang mit den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen.

Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals.

Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet:
1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren;
2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie;
3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie;
4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt.
Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben.

Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte.

Zum 31. Dezember 2015 gab es eine einzige Beteiligung an der RWE AG von über 10 % der Stimmrechte. Gehalten wurde sie von der RWEB GmbH mit Sitz in Dortmund. Die Gesellschaft hatte am 25. September 2013 eine Meldeschwelle nach § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz überschritten und uns daraufhin mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil zu diesem Zeitpunkt 16,15 % betrug.

Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen.

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

Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien.

Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen anschließend eingezogen werden. Ferner dürfen die erworbenen Aktien im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien auch verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden.

Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien.

Der Vorstand ist durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben. Bei einer Barkapitalerhöhung kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, wenn der Ausgabepreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals nicht überschreitet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien eventuellen Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20% erhöht werden.

Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung.

Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Das trifft u. a. auf unsere Anleihen zu. Handelt es sich um nicht nachrangige Papiere, gilt folgende Regelung: Im Falle eines Kontrollwechsels in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings der RWE AG unter die Kategorie "Investment Grade" können die Gläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in einem solchen Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen. Falls die Hybridanleihen nicht abgelöst werden und zugleich das Kreditrating von RWE innerhalb des Kontrollwechselzeitraums unter die Kategorie "Investment Grade" fällt, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 4 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, die im Wesentlichen folgenden Inhalt hat: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei RWE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt.Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Sie können diese kündigen, falls wir mit der Mehrheit von ihnen innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung erzielen. Eine ähnliche Regelung gilt für die Darlehen über 645 Mio. € und 350 Mio. £, die uns die Europäische Investitionsbank (EIB) im Oktober 2011 bzw. September 2013 zugesagt hat. Auch hier ist vertraglich festgelegt, dass innerhalb einer 30-Tage-Frist über die Fortführung des jeweiligen Darlehens verhandelt wird. Verlaufen die Gespräche ergebnislos, kann die EIB die Darlehen kündigen.

Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle das Recht, ihren Arbeitsvertrag vorzeitig zu kündigen. Üben sie dieses Recht aus, erhalten sie als Ersatz für die entgangenen Bezüge eine Einmalzahlung, die mindestens zwei und maximal drei Jahresgesamtvergütungen entspricht. Diese Regelung steht in Einklang mit den seit 2008 geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und gegebenenfalls ausgezahlt. Hierzu wird der durchschnittliche Bonus-Malus-Faktor der vorangegangenen drei Jahre herangezogen. Von ihm hängt ab, ob und in welcher Höhe zurückbehaltene Tantiemen ausgezahlt werden. Im Long-Term Incentive Plan Beat 2010 für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen ist festgelegt, dass alle Inhaber von Performance Shares im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle eine Entschädigung erhalten. Der zu zahlende Betrag ergibt sich durch Multiplizieren des Preises, der im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlt wurde, mit der Anzahl der Performance Shares, die nach den Planbedingungen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt wird. Auch der Mid-Term Incentive Plan (MTIP) für Vorstand und Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen kann im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle vor Ablauf der Planlaufzeit zu einer Entschädigungszahlung für die Teilnehmer führen. Maßgeblich für die Höhe dieser Zahlung ist der zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels prognostizierte Verschuldungsfaktor des RWE-Konzerns am 31. Dezember 2016; der auf dieser Grundlage ermittelte Betrag wird für den Zeitraum bis zum Kontrollwechsel zeitanteilig ausbezahlt. Ausführliche Informationen zur Vergütung von Vorstand und Führungskräften finden Sie auf den Seiten 71 ff. und 126 f.

1.11 VERGÜTUNGSBERICHT

Eine transparente Berichterstattung über die Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört für uns zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden informieren wir Sie über die Grundsätze des Vergütungssystems der RWE AG sowie über die Struktur und Höhe der Leistungen. Der Vergütungsbericht 2015 berücksichtigt alle gesetzlichen Vorgaben und folgt vollumfänglich den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.

Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats

Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält pro Geschäftsjahr eine Festvergütung in Höhe von 300 Tsd. €, sein Stellvertreter 200 Tsd. €. Die Vergütung der übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats setzt sich aus der Festvergütung in Höhe von 100 Tsd. € pro Geschäftsjahr sowie einer zusätzlichen Vergütung für Ausschusstätigkeiten zusammen, die wie folgt geregelt ist:

Die Mitglieder des Prüfungsausschusses erhalten ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist. Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt. Neben der Vergütung erhalten Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der RWE AG. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25% der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von RWE-Aktien einsetzen und die Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im Geschäftsjahr 2015 sind sämtliche Mitglieder des Aufsichtsrats, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung nachgekommen.

Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats

Die Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten) summierte sich für das Geschäftsjahr 2015 auf 2.720 Tsd. € (Vorjahr: 2.729 Tsd. €). Davon wurden 420 Tsd. € (Vorjahr: 428 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt. Hinzu kommen Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 265 Tsd. € (Vorjahr: 217 Tsd. €) und 167 Tsd. € (Vorjahr: 120 Tsd. €) zur Erstattung von Auslagen (inklusive Umsatzsteuer). Insgesamt betragen die Bezüge 3.152 Tsd. € (Vorjahr: 3.066 Tsd. €).

Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für alle Personen, die dem Aufsichtsrat in den Jahren 2014 und 2015 angehört haben, und die darin enthaltene Vergütung für Tätigkeiten in Ausschüssen des Aufsichtsrats.

Vergütung des Aufsichtsrats¹	Feste Vergütung	Ausschussvergütung	Gesamtbezüge²
in Tsd. €	2015	2014	2015
Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender	300	300	-
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	200	200	-
Werner Bischoff (bis 30.06.2014)	-	50	-
Reiner Böhle	100	100	20
Dr. Werner Brandt	100	100	80
Dieter Faust	100	100	40
Roger Graef	100	100	-
Arno Hahn	100	100	40
Manfred Holz	100	100	20
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel	100	100	20
Frithjof Kühn	100	100	20
Hans Peter Lafos	100	100	-
Christine Merkamp	100	100	-
Dagmar Mühlenfeld	100	100	20
Dagmar Schmeer³	100	100	-
Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz	100	100	40
Dr. Wolfgang Schüssel	100	100	20
Ullrich Sierau	100	100	40
Ralf Sikorski (seit 01.07.2014)⁴	100	50	40
Manfred Weber (bis 30.06.2014)	-	50	-
Dr. Dieter Zetsche	100	100	-
Leonhard Zubrowski (seit 01.07.2014)⁵	100	50	20
Gesamt	2.300	2.300	420

¹ Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung.
² Die kaufmännische Rundung der Einzelwerte von Fest- und Ausschussvergütung kann dazu führen, dass die Summe der gerundeten Werte nicht den gerundeten Gesamtbezügen entspricht.
³ Mitglied des Präsidiums des Aufsichtsrats bis 9. September 2014
⁴ Mitglied des Prüfungsausschusses seit 6. August 2014
⁵ Mitglied des Präsidiums seit 6. August 2014

Struktur der Vergütung des Vorstands

Marktübliches Vergütungssystem. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig überprüft. Das bestehende, von der Hauptversammlung 2014 mit großer Mehrheit gebilligte Vergütungssystem gewährleistet eine Vergütung der Vorstandsmitglieder, die im Hinblick auf Ausgestaltung und Höhe konzernintern als angemessen und im Marktvergleich als üblich einzustufen ist. Neben der persönlichen Leistung werden auch die wirtschaftliche Lage und die Zukunftsaussichten von RWE berücksichtigt.

Erfolgsunabhängige und erfolgsabhängige Bestandteile.

Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere umfassen das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Bei Letzteren handelt es sich um die Tantieme, um die aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 und um den 2014 neu eingeführten Mid-Term Incentive Plan zur Reduzierung des Verschuldungsgrades. Diese Vergütungsbestandteile werden im Folgenden näher erläutert.

Erfolgsunabhängige Vergütung:

• Festgehalt und Versorgungsentgelt. Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein Festgehalt. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht den Vorstandsmitgliedern Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges für jedes Dienstjahr ein Versorgungsentgelt zu. Das Versorgungsentgelt beträgt 15% der Zielbarvergütung, die sich aus dem Festgehalt und dem weiter unten erläuterten Tantiemebudget zusammensetzt. Die Vorstandsmitglieder können wählen, ob das Versorgungsentgelt bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt werden soll. Zur Finanzierung der Versorgungszusage wird eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt in den Ruhestand, frühestens aber mit Vollendung des 60. Lebensjahres als Einmalzahlung oder als Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen abrufbar. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die drei genannten Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen.
• Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Versicherungsprämien zur Unfallversicherung.# Erfolgsabhängige Vergütung

Tantieme.

Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der individuellen Zielerreichung abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme. Diese bemisst sich danach, inwieweit der zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres festgelegte Planwert für das betriebliche Konzernergebnis erreicht wird. Für 2015 waren 3.871 Mio. € budgetiert worden. Stimmen Ist- und Planwert nach Ablauf eines Jahres genau überein, liegt die Zielerreichung bei 100%. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem geplanten Volumen (Tantiemebudget). Je nach Höhe des betrieblichen Konzernergebnisses beträgt die Unternehmenstantieme 0 bis maximal 150% des Tantiemebudgets. Die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen - je nachdem, in welchem Maße ein Vorstandsmitglied seine zu Jahresbeginn vom Aufsichtsrat vorgegebenen Ziele erfüllt hat. Nach Ablauf des Geschäftsjahres urteilt der Aufsichtsrat über den Grad der individuellen Zielerreichung und legt den Leistungsfaktor entsprechend fest.

Tantiemerückbehalt.

RWE zahlt den Vorstandsmitgliedern die Tantieme nur zu 75% direkt aus. Die verbleibenden 25% werden für drei Jahre zurückgestellt (Tantiemerückbehalt). Nach Ablauf des Dreijahreszeitraums überprüft der Aufsichtsrat anhand eines sogenannten Bonus-Malus-Faktors, ob der Vorstand das Unternehmen nachhaltig geführt hat. Nur wenn das der Fall ist, wird die zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt. Der Bonus-Malus-Faktor hängt zu 45% vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens ab, der an der Entwicklung des betrieblichen Konzernergebnisses gemessen wird. Weitere 45% des Bonus-Malus-Faktors werden anhand eines unternehmensspezifischen Index zur Corporate Responsibility (CR) ermittelt; dieser baut auf einer bei RWE seit Jahren etablierten Nachhaltigkeitsberichterstattung auf und bildet das ökologische und gesellschaftliche Handeln des Unternehmens ab. Die restlichen 10% des Bonus-Malus-Faktors ergeben sich aus der Höhe eines Motivationsindex, der anhand anonymer Befragungen die Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit unserer Mitarbeiter misst. Der Aufsichtsrat legt vor Beginn der Dreijahresperiode verbindliche Zielwerte für das betriebliche Ergebnis, den CR-Index und den Motivationsindex fest. Diese werden am Ende des Zeitraums den tatsächlich erreichten Werten gegenübergestellt. Je besser Letztere ausfallen, desto höher ist der Bonus-Malus-Faktor. Er kann zwischen 0 und 150% liegen.

Aktienkursbasierte Vergütung.

Eine weitere erfolgsabhängige Vergütungskomponente sind die sogenannten Performance Shares, die im Rahmen des Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (kurz: Beat) zugeteilt werden. Mit Beat soll die Nachhaltigkeit des Beitrags des Vorstands und der Führungskräfte zum Unternehmenserfolg honoriert werden. Die Performance Shares gewähren den Inhabern das bedingte Recht auf eine Barauszahlung, die nach einer Wartezeit von vier oder - optional - bis zu fünf Jahren geleistet wird. Eine Barauszahlung wird aber nur dann vorgenommen, wenn die Performance der RWE-Stammaktie, also die Rendite aus Aktienkursänderung, Dividende und Bezugsrecht, am Ende der Wartezeit besser ist als die von mindestens 25% der im STOXX Europe 600 Utilities vertretenen Vergleichsunternehmen. Bei der Erfolgsmessung werden die Vergleichsunternehmen gewichtet, und zwar genau so wie im Referenzindex zum Zeitpunkt der Auflegung der jeweiligen Beat-Tranche. Schlägt RWE 25 % des Indexgewichts, werden 7,5% der Performance Shares werthaltig. Mit jedem weiteren Prozentpunkt, um den das Indexgewicht übertroffen wird, steigt der Anteil der werthaltigen Performance Shares um 1,5 Prozentpunkte. Die Höhe der Barauszahlung wird auf Basis des so ermittelten Auszahlungsfaktors, des durchschnittlichen RWE-Aktienkurses an den letzten 60 Börsentagen vor Programmablauf und der Anzahl der zugeteilten Performance Shares berechnet. Sie ist für die Vorstandsmitglieder auf das Eineinhalbfache des Zuteilungswertes der Performance Shares beschränkt. Voraussetzung für die Teilnahme am Beat ist, dass die Vorstandsmitglieder ein Eigeninvestment in RWE-Stammaktien tätigen. Der geforderte Anlagebetrag entspricht einem Drittel des Zuteilungswertes der gewährten Performance Shares nach Steuern. Die Aktien müssen während der gesamten Wartezeit der jeweiligen Beat-Tranche gehalten werden.

Mid-Term Incentive Plan.

Der Aufsichtsrat hat in seiner Sitzung vom 25. Februar 2014 die Einführung eines Mid-Term Incentive Plan (kurz: MTIP) für den Zeitraum von 2014 bis 2016 beschlossen. Performance-Kriterium des MTIP ist der Verschuldungsfaktor (Leverage Factor) von RWE, also das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA. Der Plan soll das Management darin unterstützen, alle geeigneten Maßnahmen und Anstrengungen im Konzern auf das Ziel auszurichten, Verschuldung und Ertragskraft wieder in ein gesundes und nachhaltiges Verhältnis zueinander zu bringen. Der MTIP tritt neben den Long-Term Incentive Plan Beat 2010, dessen Budget für die Laufzeit des MTIP auf die Hälfte gekürzt worden ist. Mit der anderen Hälfte wurde das Zuteilungsbudget des MTIP abgedeckt. Zielvorgabe im Rahmen dieses Plans ist, dass der Verschuldungsfaktor bis Ende 2016 auf 3,0 sinkt. Bei exakter Erfüllung der Vorgabe wird den Vorstandsmitgliedern das Zuteilungsbudget zu 100% ausgezahlt. Kann der Verschuldungsfaktor noch weiter zurückgeführt werden, steigt die Auszahlung linear auf maximal 150% des Zuteilungsbudgets. Diese Obergrenze wird bei einem Verschuldungsfaktor von 2,7 erreicht. Umgekehrt sinkt die Auszahlung, wenn der Faktor die Zielmarke von 3,0 überschreitet. Liegt er bei 3,3, erhalten die Vorstandsmitglieder noch 50% des Zuteilungsbudgets. Bei einem höheren Wert findet keine Auszahlung statt.

Mandatsbezüge.

Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhalten außerdem Bezüge für die Wahrnehmung von Aufsichtsratsmandaten in konzernverbundenen Unternehmen. Diese Bezüge werden vollständig auf die Tantieme angerechnet und führen damit nicht zu einer Erhöhung der Gesamtbezüge.

Anteile der Einzelkomponenten an der Gesamtvergütung.

Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben für das jeweilige Geschäftsjahr zu 100% erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Die erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteile - also Festgehalt, Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge - machten im Berichtsjahr 44% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die unmittelbar ausgezahlte Tantieme, entfielen 33%. Die mittel- und langfristigen Vergütungskomponenten - Tantiemerückbehalt und Beat - summierten sich auf 23 % der Gesamtvergütung.

Leistungen im Fall der Beendigung der Tätigkeit.

Mitglieder des Vorstands erhalten unter bestimmten Voraussetzungen auch nach Beendigung ihrer Vorstandstätigkeit Leistungen von RWE. Diese dienen u. a. der Altersversorgung - sofern die Bestellung vor dem 1. Januar 2011 stattfand und somit kein Anspruch auf das Versorgungsentgelt besteht - oder können sich durch einen Wechsel der Unternehmenskontrolle ergeben.

Altregelung zur Altersversorgung.

Vor Einführung des Versorgungsentgelts zum 1. Januar 2011 erhielten die Mitglieder des Vorstands eine Pensionszusage. Von den aktuellen Vertretern im Gremium wurde nur Dr. Rolf Martin Schmitz eine solche Zusage erteilt; sie besteht unverändert fort. Die Zusage gewährt Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei altersbedingtem Ausscheiden, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder bei einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder einer Nichtverlängerung des Dienstvertrags gewährt wird. Im Todesfall besteht Anspruch auf eine Hinterbliebenenversorgung. Maßgeblich für die Höhe des Ruhegeldes und der Hinterbliebenenversorgung sind das ruhegeldfähige Einkommen und der Versorgungsgrad, der sich aus der Anzahl der geleisteten Dienstjahre ergibt.

Wechsel der Unternehmenskontrolle.

Die Mitglieder des Vorstands haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach Bekanntwerden des Kontrollerwerbs niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Sofern das Wohl der Gesellschaft es erfordert, kann der Aufsichtsrat jedoch die Fortführung des Amtes bis zum Ablauf der Sechsmonatsfrist verlangen. Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der Stimmrechte auf sich vereinigen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache und mindestens das Zweifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Zusätzlich verfallen bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle sämtliche Performance Shares. Stattdessen wird eine Entschädigungszahlung geleistet. Ihre Höhe richtet sich bei einer Übernahme nach dem für die RWE-Aktien gezahlten Preis, multipliziert mit der Anzahl der zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels gehaltenen Performance Shares. Auch bei einer Verschmelzung mit einer anderen Gesellschaft verfallen die Performance Shares. In diesem Fall bemisst sich die Entschädigungszahlung nach dem Erwartungswert der Performance Shares zum Zeitpunkt der Verschmelzung. Dieser Erwartungswert wird mit der Anzahl der gewährten Performance Shares multipliziert, die dem Verhältnis der Wartezeit bis zur Verschmelzung zur gesamten Wartezeit der Performance Shares entspricht.# Bei einem Wechsel der Unternehmenskontrolle werden außerdem zurückbehaltene Tantiemen des Vorstands vorzeitig bewertet und gegebenenfalls ausgezahlt. Die Höhe der Zahlungen richtet sich nach dem durchschnittlichen Bonus-Malus-Faktor der vorangegangenen drei Jahre. Abfindungsobergrenze. Im Falle einer sonstigen vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund wird eine Abfindung gezahlt, die auf zwei Jahresgesamtvergütungen begrenzt ist und keinen längeren Zeitraum als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergütet. Höhe der Vergütung des Vorstands Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2015. Dem Vorstand der RWE AG wurde für das Geschäftsjahr 2015 eine nach dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) ermittelte Vergütung von insgesamt 1 1.373 Tsd. € gewährt. Der entsprechende Vorjahreswert betrug 11.150 Tsd. €. Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten summierten sich auf 4.943 Tsd. € (Vorjahr: 4.946 Tsd. €). Das darunter fallende Versorgungsentgelt betrug wie im Vorjahr für Peter Terium 480 Tsd. €, für Dr. Bernhard Günther 255 Tsd. € und für Uwe Tigges ebenfalls 255 Tsd. €. Dr. Bernhard Günther hat seinen Betrag durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile beliefen sich auf insgesamt 6.430 Tsd. € (Vorjahr: 6.204 Tsd. €). Davon entfielen 3.925 Tsd. € (Vorjahr: 4.205 Tsd. €) auf die ausgezahlte Tantieme für das Geschäftsjahr 2015. Nach den Offenlegungsvorschriften des HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen nicht zu den Vergütungen, wohl aber das Versorgungsentgelt. Zurückbehaltene Tantiemen und die Zuteilungen aus dem MTIP sind erst bei Eintreten der Auszahlungsbedingungen zu berücksichtigen. Die für das Geschäftsjahr 2015 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst.

Kurzfristige Vorstandsvergütung

Peter Terium

in Tsd. €	2015	2014
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	1.400	1.400
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	36	45
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	480	480
Summe	1.916	1.925
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹	1.395	1.465
Mandatseinkünfte²	47	80
Tantieme³	1.442	1.545
Gesamt	3.358	3.470

Dr. Rolf Martin Schmitz

in Tsd. €	2015	2014
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	960	960
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	13	11
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	-	-
Summe	973	971
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹	811	860
Mandatseinkünfte²	150	170
Tantieme³	961	1.030
Gesamt	1.934	2.001

Dr. Bernhard Günther

in Tsd. €	2015	2014
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	750	750
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	23	23
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	255	255
Summe	1.028	1.028
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹	701	772
Mandatseinkünfte²	60	43
Tantieme³	761	815
Gesamt	1.789	1.843

Uwe Tigges

in Tsd. €	2015	2014
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	750	750
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	21	17
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	255	255
Summe	1.026	1.022
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹	721	795
Mandatseinkünfte²	40	20
Tantieme³	761	815
Gesamt	1.787	1.837

Gesamt

in Tsd. €	2015	2014
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	3.860	3.860
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	93	96
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	990	990
Summe	4.943	4.946
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹	3.628	3.892
Mandatseinkünfte²	297	313
Tantieme³	3.925	4.205
Gesamt	8.868	9.151

¹ Der Vorstand der RWE AG hat für das Geschäftsjahr 2014 auf einen Teil seiner Vergütung in Höhe von insgesamt 500 Tsd. € verzichtet. Der Betrag wurde anteilig von der Tantieme abgezogen.
² Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate werden vollständig auf die Tantieme angerechnet.
³ Die Tantieme schließt Mandatsbezüge ein; die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst.

Auszahlung des Tantiemerückbehalts von 2012.

Die folgende Übersicht zeigt auf individueller Basis, in welcher Höhe die für 2012 zurückbehaltene Tantieme ausgezahlt wird. Von den aktuellen Vorstandsmitgliedern waren Peter Terium, Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Bernhard Günther vom damaligen Rückbehalt betroffen. Um ein vollständiges Bild zu vermitteln, zeigen wir auch die zurückbehaltenen Tantiemen für die Geschäftsjahre 2013 bis 2015.

Tantiemerückbehalt in Tsd. €	Bonus-Malus Faktor	Auszahlung im Geschäftsjahr 2016	Rückbehalt für das Geschäftsjahr
			2015
Peter Terium	481	515	444
Dr. Rolf Martin Schmitz	320	343	296
Dr. Bernhard Günther	254	272	234
Uwe Tigges	254	272	177
Summe	1.309	1.402	1.151

Tantiemerückbehalt in Tsd. €	Auszahlung im Geschäftsjahr 2015	Rückbehalt für das Geschäftsjahr 2011
Peter Terium	62
Dr. Rolf Martin Schmitz	187
Dr. Bernhard Günther	-
Uwe Tigges	-
Summe	249

Long-Term Incentive Plan Beat 2010.

Am 31. Dezember 2015 endete die Wartezeit für die 2012er-Tranche des Long-Term Incentive Plan Beat. Die Tranche war zu diesem Zeitpunkt nicht werthaltig. Somit sind keine Auszahlungen aus dem Programm Beat geleistet worden. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Wert den Mitgliedern des Vorstands für 2015 und das Vorjahr Performance Shares zugeteilt wurden.

Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Beat 2010

	Beat 2010 Tranche 2015	Beat 2010 Tranche 2014
	Stück	Zuteilungswert bei Gewährung in Tsd. €
Peter Terium	123.762	625
Dr. Rolf Martin Schmitz	74.257	375
Dr. Bernhard Günther	74.257	375
Uwe Tigges	74.257	375
Summe	346.533	1.750

In der folgenden Tabelle ist dargestellt, in welchem Umfang Rückstellungen für die Verpflichtungen aus den laufenden Beat-Tranchen gebildet oder aufgelöst worden sind.

Zuführung zu (+) bzw. Auflösung von (-) Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung (Beat-Tranchen 2012 bis 2015)

	2015 in Tsd. €	2014 in Tsd. €
Peter Terium	-770	-75
Dr. Rolf Martin Schmitz	-463	-105
Dr. Bernhard Günther	-221	13
Uwe Tigges	-144	49
Summe	-1.598	-118

Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung.

Der nach deutschem Handelsrecht nicht zur Vergütung zählende Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Dr. Rolf Martin Schmitz (siehe Tabelle unten) lag 2015 bei 581 Tsd. € (Vorjahr: 475 Tsd. €). Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 1 1.900 Tsd. € (Vorjahr: 1 1.900 Tsd. €). Der Pensionswert nach HGB belief sich auf 9.459 Tsd. € (Vorjahr: 8.055 Tsd. €). Für 2015 wurden Zuführungen zum Pensionswert in Höhe von 1.404 Tsd. € (Vorjahr: 735 Tsd. €) geleistet. Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2015 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei Erreichen der Regelaltersgrenze 484 Tsd. € (Vorjahr: 484 Tsd. €). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern.

Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder.

Die Bezüge ehemaliger Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen summierten sich 2015 auf 1 1.634 Tsd. € (Vorjahr: 12.494 Tsd. €). Zum 31. Dezember 2015 waren 153.100 Tsd. € (Vorjahr: 171.481 Tsd. €) für Pensionsansprüche dieser Personengruppe zurückgestellt.

Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex

Nach dem Deutschen Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen (insbesondere für den Fall der Beendigung der Tätigkeit), Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit zugesagt oder im Geschäftsjahr gewährt wurden. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten für jedes Vorstandsmitglied offengelegt werden sollen. Konkretisiert wird die empfohlene Darstellung durch Mustertabellen, die im Folgenden verwendet werden. Die Übersichten zeigen, welche Zuwendungen den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für 2015 und das Vorjahr gewährt wurden. Allerdings gingen mit diesen Zuwendungen teilweise noch keine Zahlungen einher. Daher wird separat dargestellt, in welcher Höhe den Vorstandsmitgliedern Mittel zugeflossen sind.

Gewährte Zuwendungen

Peter Terium Vorstandsvorsitzender

in Tsd. €	2014	2015	2015 (Min.)	2015 (Max.)	2014	2015
Festvergütung	1.400	1.400	1.400	1.400	960	960
Versorgungsentgelt	480	480	480	480	-	-
Nebenleistungen	45	36	36	36	11	13
Summe	1.925	1.916	1.916	1.916	971	973
Einjährige variable Vergütung
Tantieme	1.350	1.350	0	2.430	900	900
Mehrjährige variable Vergütung
Tantiemerückstellung 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	-	450	0	675	-	300
Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017)	450	-	-	-	300	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	-	625	0	938	-	375
LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017)	625	-	-	-	375	-
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	1.875	-	-	-	1.125	-
Summe	4.300	2.425	0	4.043	2.700	1.575
Versorgungsaufwand	-	-	-	-	475	581
Gesamtvergütung	6.225	4.341	1.916	5.959	4.146	3.129

Dr. Rolf Martin Schmitz Stellv. Vorstandsvorsitzender

in Tsd. €	2015 (Min.)	2015 (Max.)
Festvergütung	960	960
Versorgungsentgelt	-	-
Nebenleistungen	13	13
Summe	973	973
Einjährige variable Vergütung
Tantieme	0	1.620
Mehrjährige variable Vergütung
Tantiemerückstellung 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	0	450
Tantiemerückstellung 2014 (Laufzeit: 2015-2017)	-	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	0	563
LTIP Beat Tranche 2014 (Laufzeit: 2014-2017)	-	-
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	-	-
Summe	0	2.633
Versorgungsaufwand	581	581
Gesamtvergütung	1.554	4.187

Dr. Bernhard Günther Finanzvorstand

Uwe Tigges Personalvorstand/ Arbeitsdirektor

in Tsd. €
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)
Summe
Erfolgsbezogene Vergütung
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme¹
Mandatseinkünfte²
Tantieme³
Gesamt

7. Remuneration Report

Remuneration of the Management Board and Supervisory Board

The remuneration of the members of the Management Board is determined by the Supervisory Board and is geared towards the company’s performance. In addition to fixed remuneration, the remuneration structure includes variable components that are tied to the achievement of specific targets. The Supervisory Board has defined target agreements and remuneration structures for all members of the Management Board.

Remuneration of the Management Board

The remuneration of the members of the Management Board comprises fixed and variable components. The fixed remuneration includes base salary, allowances and fringe benefits. The variable remuneration is composed of short-term and long-term incentives.

• Short-term incentives are primarily based on the achievement of annual performance targets, such as earnings per share and return on capital employed.
• Long-term incentives are granted in the form of RWE shares and are subject to the achievement of performance targets over a period of three to five years.

Remuneration of the Supervisory Board

The remuneration of the members of the Supervisory Board is set by the Annual General Meeting and is primarily fixed.

Tables on Remuneration

The following tables provide an overview of the remuneration granted to the members of the Management Board in the fiscal years 2014 and 2015.

	2014	2015	2015 (Min)	2015 (Max)	2014	2015
Fixed remuneration
Fixed compensation	750	750	750	750	750	750
Pension contributions	255	255	255	255	255	255
Ancillary benefits	23	23	23	23	17	21
Total	1,028	1,028	1,028	1,028	1,022	1,026
One-year variable remuneration
Annual bonus	713	713	0	1,283	713	713
Multi-year variable remuneration
Bonus accrual 2015 (Term: 2016-2018)	-	237	0	356	-	237
Bonus accrual 2014 (Term: 2015-2017)	237	-	-	-	237	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Term: 2015-2018)	-	375	0	563	-	375
LTIP Beat Tranche 2014 (Term: 2014-2017)	375	-	-	-	375	-
MTIP (Term: 2014-2016)	1,125	-	-	-	1,125	-
Total	2,450	1,325	0	2,202	2,450	1,325
Pension expense	-	-	-	-	-	-
Total remuneration	3,478	2,353	1,028	3,230	3,472	2,351

Granted benefits

Uwe Tigges
Chief Human Resources Officer

in Tsd. €
| | 2015 (Min) | 2015 (Max) |
| :------------------------------------------------------- | :------------- | :------------- |
| Fixed remuneration | | |
| Fixed compensation | 750 | 750 |
| Pension contributions | 255 | 255 |
| Ancillary benefits | 21 | 21 |
| Total | 1,026 | 1,026 |
| One-year variable remuneration | | |
| Annual bonus | 0 | 1,283 |
| Multi-year variable remuneration | | |
| Bonus accrual 2015 (Term: 2016-2018) | 0 | 356 |
| Bonus accrual 2014 (Term: 2015-2017) | - | - |
| LTIP Beat Tranche 2015 (Term: 2015-2018) | 0 | 563 |
| LTIP Beat Tranche 2014 (Term: 2014-2017) | - | - |
| MTIP (Term: 2014-2016) | - | - |
| Total | 0 | 2,202 |
| Pension expense | - | - |
| Total remuneration | 1,026 | 3,228 |

Inflow

Peter Terium
Chief Executive Officer

Dr. Rolf Martin Schmitz
Deputy Chief Executive Officer

Dr. Bernhard Günther
Chief Financial Officer

in Tsd. €
| | Peter Terium (2014) | Peter Terium (2015) | Dr. Rolf Martin Schmitz (2014) | Dr. Rolf Martin Schmitz (2015) | Dr. Bernhard Günther (2014) | Dr. Bernhard Günther (2015) |
| :--- | :--- | :--- | :--- | :--- | :--- | :--- |
| Fixed remuneration | | | | | | |
| Fixed compensation | 1,400 | 1,400 | 960 | 960 | 750 | 750 |
| Pension contributions | 480 | 480 | - | - | 255 | 255 |
| Ancillary benefits | 45 | 36 | 11 | 13 | 23 | 23 |
| Total | 1,925 | 1,916 | 971 | 973 | 1,028 | 1,028 |
| One-year variable remuneration | | | | | | |
| Annual bonus¹ | 1,545 | 1,442 | 1,030 | 961 | 815 | 761 |
| Voluntary remuneration waiver | -180 | - | -120 | - | -100 | - |
| Multi-year variable remuneration | | | | | | |
| Bonus accrual 2012 (Term: 2013-2015) | - | 366 | - | 293 | - | 96 |
| Bonus accrual 2011 (Term: 2012-2014) | 62 | - | 187 | - | - | - |
| LTIP Beat Tranche 2012 (Term: 2012-2015) | - | 0 | - | 0 | - | 0 |
| LTIP Beat Tranche 2011 (Term: 2011-2014) | 0 | - | 0 | - | 0 | - |
| MTIP (Term: 2014-2016) | - | - | - | - | - | - |
| Other | - | - | - | - | - | - |
| Total | 1,427 | 1,808 | 1,097 | 1,254 | 715 | 857 |
| Pension expense | - | - | 475 | 581 | - | - |
| Total remuneration | 3,352 | 3,724 | 2,543 | 2,808 | 1,743 | 1,885 |

Inflow

Uwe Tigges
Chief Human Resources Officer

in Tsd. €
| | 2014 | 2015 |
| :------------------------------------------------------- | :------- | :------- |
| Fixed remuneration | | |
| Fixed compensation | 750 | 750 |
| Pension contributions | 255 | 255 |
| Ancillary benefits | 17 | 21 |
| Total | 1,022| 1,026|
| One-year variable remuneration | | |
| Annual bonus¹ | 815 | 761 |
| Voluntary remuneration waiver | -100 | - |
| Multi-year variable remuneration | | |
| Bonus accrual 2012 (Term: 2013-2015) | - | - |
| Bonus accrual 2011 (Term: 2012-2014) | - | - |
| LTIP Beat Tranche 2012 (Term: 2012-2015) | - | 0 |
| LTIP Beat Tranche 2011 (Term: 2011-2014) | 0 | - |
| MTIP (Term: 2014-2016) | - | - |
| Other | - | - |
| Total | 715 | 761 |
| Pension expense | - | - |
| Total remuneration | 1,737| 1,787|

¹ The annual bonus includes remuneration for supervisory board memberships within the Group; see also page 74, table "Short-term remuneration of the Management Board".

1.12 Development of Risks and Opportunities

RWE's risk management rests on several pillars. These include our Group-wide reporting and control systems, our guidelines for dealing with risks, and risk analysis within the scope of strategy, planning, and controlling processes. The activities of the risk committees and internal audit, as well as reporting based on the law on corporate governance and transparency, also form key pillars. RWE's risk situation is significantly shaped by the uncertain economic and regulatory conditions in conventional power generation. These uncertainties present us with major entrepreneurial challenges. However, existential risks are still not apparent.

Organization of Risk Management in the RWE Group

The Management Board of RWE AG is primarily responsible for our risk management system. It monitors and manages the overall risk of the Group. To this end, it determines the company's risk appetite, defines upper limits for aggregated risk positions (e.g., commodity risks) and checks their compliance. Below the Management Board level, responsibility for the application and further development of the risk management system lies with the Group Controlling department of RWE AG. This department checks the identified material risks for plausibility and completeness, summarizes them in a comprehensive overview, and sets limits for the risks of the operational Group companies. It is supported by the Risk Management Committee. This committee comprises the heads of the following RWE AG departments with Group-wide responsibility: Controlling (Chair), Finance, Accounting & Taxes, Legal & Compliance, and Strategy & Innovation. Controlling regularly reports on the Group's risk situation to the Risk Management Committee, the Management Board, and the Supervisory Board of RWE AG.

In addition, a number of other organizational units are entrusted with Group-wide risk management tasks:

• Credit risks and insurable risks are managed by our service subsidiary RWE Group Business Services.
• The Finance department, which reports to the Chief Financial Officer of RWE AG, handles financial risks.
• The Accounting & Taxes department is responsible for risks related to financial reporting. It also reports to the Chief Financial Officer of RWE AG and uses an accounting-related internal control system, which we describe on pages 86 f.
• The Legal & Compliance department ensures compliance with the RWE Code of Conduct. It pays particular attention to the avoidance of corruption risks. It reports to the Chief Executive Officer of RWE AG or, if Management Board members are affected, directly to the Chairman of the Supervisory Board and the Chairman of the Supervisory Board's Audit Committee.
• Commodity risks in trading and generation business are monitored by RWE Supply & Trading; the management unit RWE Retail, which manages RWE's sales, is responsible for commodity risks in the sales business.

RWE also has committees that perform Group-wide risk management tasks. They review and approve hedging strategies, taking into account the risk appetite defined by the RWE AG Management Board. The following committees have risk management functions at RWE:

• The Asset Management Committee defines the strategic guidelines for the management of financial assets, including the funds of RWE Pension Trust e.V. Its members include the Chief Financial Officers of RWE AG, RWE Supply & Trading, and RWE Innogy, as well as the heads of the Finance, Controlling, and Accounting & Taxes departments. These officers also form the Treasury Committee, which is responsible for supporting the Management Board in decisions on financial strategy and financial risk management.
• Hedging strategies for market risks from generation and gas midstream business are approved by the Commodity Management Committee, which consists of the management of RWE Supply & Trading and the head of the Controlling department.
• For market risks in the sales business, the Retail Hedge Committee is responsible for approving hedging strategies. The committee includes members of the RWE Retail management team and the head of the Controlling department.

Under the professional leadership of the aforementioned organizational units and in accordance with general guidelines, our Group companies are responsible for identifying risks at an early stage, assessing them correctly, and managing them in line with Group guidelines.

Risk Management as a Continuous Process

Risk management is integrated into our operational processes as a continuous activity. We identify risks and opportunities – defined as negative and positive deviations from planned values, respectively – on a semi-annual basis using a bottom-up analysis. However, we also monitor the risk situation between scheduled reporting periods. In the event of significant changes, the RWE AG Management Board is informed immediately. Management and supervisory bodies are informed about the risk situation in the quarterly reports.

Our risk analysis generally covers the three-year period of our medium-term planning, but can extend beyond this for longer-term risks. We assess risks both in terms of their impact on earnings and their impact on free cash flow and net debt. For all risks, we determine the probability of occurrence and the potential damage. If several risks have the same cause, they are combined into one position.

We present the material risks in a matrix: they are recorded there with their respective probability of occurrence and potential net damage, i.e., taking into account hedging measures such as taking out insurance or forming provisions. Depending on their position in the matrix, risks are classified as "low," "medium," or "high." Based on this analysis, we can determine whether action is required and, if necessary, initiate counter-measures.

RWE Risk Matrix

	Possible Impact on Earnings (% of planned operating earnings)²	Possible Impact on Net Debt/Free Cash Flow (in million €)	Category
Category IV	≥ 50	≥ 4,000
Category III	≥ 20 and <50	≥ 2,000 and <4,000
Category II	≥ 10 and <20	≥ 1,000 and <2,000
Category I	< 10	< 1,000
¹ Refers to the year in which the maximum damage could occur
² Average value derived from medium-term planning for the years 2016 to 2018

Our Internal Audit regularly reviews the quality and functionality of the risk management system.# Funktional ist sie an den Gesamtvorstand angebunden und untersteht disziplinarisch dem Finanzvorstand. Sie ist zertifiziert nach dem vom Deutschen Institut für Interne Revision e.V. empfohlenen Standard "Qualitätsmanagement in der Internen Revision".

Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung.

Die Risikolage von RWE ist in erheblichem Maße von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen geprägt. Ein großes Risiko sehen wir in der ausstehenden politischen Entscheidung zur Frage, wie die Finanzierung der Entsorgungsverpflichtungen der deutschen Kernkraftwerksbetreiber langfristig gesichert werden soll (siehe Seite 35). Im Raum steht u. a. die Dotierung einer Stiftung oder eines Fonds durch die Versorger. Dadurch könnten neue Belastungen auf uns zukommen, aber es gibt auch Chancen. Zwar ist politisch unstrittig, dass die Versorger verursachergerecht für ihre Kernenergieverpflichtungen haften müssen. Offen ist aber, inwieweit sie zukünftig noch für darüber hinausgehende, überwiegend politisch verursachte Kostensteigerungen im Rahmen einer Nachschusspflicht aufkommen sollen.

Auch außerhalb der Kernenergie sind wir regulatorischen Risiken ausgesetzt. Ein Beleg dafür sind die später fallen gelassenen Pläne des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), eine Klimaabgabe für Kraftwerke einzuführen. In den Niederlanden und Großbritannien haben politische Kräfte an Einfluss gewonnen, die für einen frühzeitigen Kohleausstieg eintreten. Risiken gibt es auch im Vertriebsgeschäft, insbesondere in Großbritannien: Hier könnten staatliche Eingriffe zum Schutz nicht wechselwilliger Kunden die bereits niedrigen Margen weiter verringern.

Neben dem regulatorischen Rahmen hat auch die künftige Entwicklung der Commodity-Preise erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage. Wie auf Seite 30 erläutert, haben der subventionierte Ausbau der erneuerbaren Energien und die seit Jahren anhaltende Baisse am Steinkohlemarkt zu einem Preiseinbruch im deutschen Stromgroßhandel geführt. Deshalb mussten wir wiederholt hohe außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke vornehmen, u. a. im vorliegenden Jahresabschluss. Sollte der Druck auf die Stromgroßhandelspreise anhalten, könnte dies zu weiteren Ertragseinbußen und Wertberichtigungen führen, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und steigenden Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Preise wieder anziehen und sich die Krise der konventionellen Stromerzeugung abschwächt.

Den Auswirkungen stark verschlechterter Rahmenbedingungen im Energiesektor begegnen wir mit umfangreichen effizienzverbessernden Maßnahmen, strikter Investitionsdisziplin, vereinzelten Beteiligungsverkäufen und der Erschließung von Ertragspotenzialen, die sich aus dem Umbau des Energiesystems und sich verändernden Kundenbedürfnissen ergeben. Auch organisatorisch stellen wir uns krisenfester auf, indem wir die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Gesellschaft zusammenführen und an die Börse bringen. Wir schaffen damit eine Wachstumsplattform mit eigenem Zugang zum Kapitalmarkt. Durch die Möglichkeit, Anteile an der neuen Gesellschaft zu verkaufen, erhöhen wir zudem unsere finanzielle Flexibilität.

Durch die Analyse der Liquiditätswirkungen von Risiken und eine konservative Finanzierungsstrategie stellen wir sicher, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Solche Verpflichtungen ergeben sich insbesondere aus unseren Finanzschulden, die wir bedienen müssen. Wir verfügen über einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und ungenutzte Kreditlinien sowie weiteren finanziellen Spielraum dank unseres Commercial-Paper-Programms und unseres Debt-Issuance-Programms (siehe Seite 59). Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine erhebliche Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unserem umfassenden Risikomanagementsystem und den beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir gegenwärtig keine Gefahren für den Fortbestand der RWE AG oder des RWE-Konzerns.

Wesentliche Risiken von RWE.

Wie die Übersicht auf der folgenden Seite zeigt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrer Art in fünf Klassen einteilen. Die Höhe eines Risikos bemessen wir nach den Auswirkungen, die es auf das Ergebnis und/oder auf die Verschuldung und Liquidität haben kann. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko über die Einstufung des Risikos der gesamten Risikoklasse. Das größte Schadenspotenzial sehen wir derzeit bei den Umfeldrisiken. Im Folgenden erläutern wir die oben aufgeführten Risiken, aber auch die Chancen, die mit ihnen einhergehen. Außerdem zeigen wir auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen.

scroll

Wesentliche Risiken von RWE

Einstufung des höchsten Einzelrisikos	2015	2014
Marktrisiken	mittel	mittel
Umfeldrisiken	hoch	mittel
Regulatorische und politische Risiken	hoch	mittel
Rechtliche Risiken	mittel	mittel
Operative Risiken	gering	mittel
Finanzmarkt- und Kreditrisiken	mittel	mittel
Finanzwirtschaftliche Risiken	mittel	mittel
Bonität von Geschäftspartnern	mittel	gering
Sonstige Risiken	mittel	mittel

¹ Stand: 31. Dezember 2015. Die Risikoeinstufung bezieht sich darauf, welche Auswirkungen ein Risiko auf das Ergebnis und/oder die Verschuldung und Liquidität haben kann. Die Darstellung im Geschäftsbericht 2014 (Seite 78 ff.) stellte dagegen ausschließlich auf die Ergebniswirkung ab.

---

Marktrisiken.

RWE ist vielfältigen Marktrisiken ausgesetzt. In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung an den Großhandelsmärkten und eine hohe Wettbewerbsintensität im Vertrieb gekennzeichnet. Schwächen beim Marktauftritt können in einem solchen Umfeld schnell zu hohen Kundenverlusten und Ertragseinbußen führen, wie das Beispiel von RWE npower zeigt (siehe Seite 51).

Besonders schwer wiegen Marktrisiken, die sich aus der Preisentwicklung an den Commodity-Märkten ergeben. Beispielsweise würden weiter fallende Stromnotierungen die Werthaltigkeit unserer Kraftwerke und bestimmter, zu Fixpreisen abgeschlossener Strombezugsverträge mindern. Auch im Gasspeichergeschäft kann Wertberichtigungsbedarf entstehen, etwa wenn sich die saisonalen Unterschiede beim Gaspreis und damit die erzielbaren Margen verringern. Obwohl wir in der Vergangenheit bereits hohe außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen haben, besteht das Wertberichtigungsrisiko fort. Wir sehen aber auch die Chance, dass sich die Großhandelspreise für Strom und Gas in eine für RWE vorteilhafte Richtung entwickeln.

Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir unter Berücksichtigung aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Die Commodity-Preisrisiken der Erzeugungs- und Vertriebsgesellschaften im Konzern werden über Absicherungsvorgaben der RWE AG gesteuert. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir solche Risiken dadurch, dass wir nahezu ihren gesamten Strom mit bis zu drei Jahren Vorlauf auf Termin verkaufen und die für die Erzeugung des Stroms benötigten Brennstoffe und CO2 -Emissionsrechte ebenfalls frühzeitig preislich absichern. Auch im Gas-Midstream-Geschäft von RWE Supply & Trading nutzen wir Terminmärkte, um Preisrisiken einzudämmen. Risiken aus langfristigen, ölpreisgebundenen Gasbezugsverträgen sind wir bereits vor Jahren dadurch begegnet, dass wir in Revisionsverhandlungen mit unseren Gaslieferanten eine Umstellung der Kontrakte auf Gasgroßhandelspreis-Indexierung oder ihre vorzeitige Beendigung durchgesetzt haben. Lediglich mit Gazprom konnten wir noch keine endgültige Regelung treffen. Bei der letzten Preisrevision, die im Februar 2014 abgeschlossen wurde, haben wir allerdings erreicht, dass unser Kontrakt mit dem russischen Gaskonzern bis zum nächsten Revisionstermin Anfang Juni 2016 keine Auswirkungen auf das Ergebnis von RWE hat. Unser Ziel ist, auch für diesen Vertrag eine dauerhafte Lösung zu finden, sodass er keine Preisrisiken mehr birgt.

Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. In dieser Gesellschaft bündeln wir unser Know-how rund um Commodity-Geschäfte und damit auch die Risiken, die mit solchen Transaktionen einhergehen. RWE Supply & Trading ist die Schnittstelle des RWE-Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Das Unternehmen vermarktet große Teile der Erzeugungsposition des Konzerns und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2 -Zertifikate ein. Seine Funktion als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten erzeugungs-, beschaffungs- und absatzseitig einzugrenzen. Zu diesem Zweck setzt RWE Supply & Trading auch Commodity-Derivate ein. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In streng limitiertem Umfang geht das Unternehmen auch Commodity-Positionen ein, um damit Gewinne zu erzielen. Das Risikomanagementsystem im Energiehandel des RWE-Konzerns ist eng an die Best-Practice-Regelungen angelehnt, die für Handelsgeschäfte von Banken gelten. Dazu gehört, dass Transaktionen mit Dritten nur abgeschlossen werden, wenn sich das Kreditrisiko innerhalb genehmigter Limite bewegt. Konzernweit geltende Richtlinien geben Strukturen und Prozesse dafür vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen kontinuierlich. Risiken aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle. Der Vorstand der RWE AG wird mindestens quartalsweise über die konsolidierten Commodity-Risikopositionen des Konzerns informiert.# Risikomanagement

Über die Risikoobergrenzen im Energiehandel entscheidet der Vorstand der RWE AG. Von zentraler Bedeutung ist dabei der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschreitet.

Zentrale Steuerungsgröße für die Commodity-Positionen ist der Global VaR, der sich auf das Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading bezieht und nicht höher sein darf als 40 Mio. €. Im Geschäftsjahr 2015 belief er sich auf durchschnittlich 16 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €); der maximale Tageswert betrug 31 Mio. € (Vorjahr: 18 Mio. €). Daneben haben wir Limite für die einzelnen Handelstische vergeben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Auswirkungen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn die Risiken als zu hoch erachtet werden.

Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das betriebliche Konzernergebnis auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften das Gesamtrisiko für den Konzern. Dieses stammt hauptsächlich aus der Stromerzeugung. Bei einem Konfidenzniveau von 95% werden Veränderungen der Commodity-Preise unser betriebliches Ergebnis im Jahr 2016 höchstens mit ca. 70 Mio. € positiv oder negativ beeinflussen. Stichtag für die Ermittlung dieses Wertes war der 31. Dezember 2015.

Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise als sogenannte bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 141 f. im Anhang.

Regulatorische und politische Risiken

Versorger planen Investitionen für Zeiträume, die Jahrzehnte umfassen. Sie sind daher in besonderer Weise auf verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen angewiesen. Dennoch kam es in der Vergangenheit zu staatlichen Eingriffen in den Energiesektor, die bestehende Geschäftsmodelle infrage gestellt haben. Ein Beispiel dafür ist der plötzliche Kurswechsel in der deutschen Energiepolitik nach der Reaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011. Mit der Anfang August 2011 in Kraft getretenen 13. Novelle des Atomgesetzes (13. AtG-Novelle) hat die Bundesregierung die 2010 beschlossene Verlängerung der Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke rückgängig gemacht und die sofortige Stilllegung von acht der 17 deutschen Reaktoren verfügt. Für die übrigen Blöcke wurden zeitlich gestaffelte Abschalttermine festgelegt (siehe Geschäftsbericht 2011, Seite 43). Wir halten die 13. AtG-Novelle für verfassungswidrig, weil sie keine Entschädigungen für die Betreiber der Anlagen vorsieht und die Festlegung der Abschalttermine nicht stichhaltig begründet worden ist. Daher haben wir im Februar und August 2012 Verfassungsbeschwerden eingelegt. Es zeichnet sich ab, dass das Bundesverfassungsgericht noch im laufenden Jahr darüber entscheiden wird. Für März 2016 ist eine mündliche Verhandlung angesetzt.

Kompensationen könnten wir auch für die wirtschaftlichen Auswirkungen des sogenannten KernenergieMoratoriums erhalten. Bereits vor Inkrafttreten der 13. AtG-Novelle hatten der Bund und die Länder im März 2011 einen dreimonatigen Betriebsstopp für sieben deutsche Kernkraftwerke angeordnet. Von dem Moratorium waren unsere Blöcke Biblis A und B betroffen. Die zuständigen Verwaltungsgerichte stellten 2013 rechtskräftig fest, dass die Moratoriumsverfügungen gegen Biblis gesetzeswidrig waren. Ende August 2014 haben wir beim Landgericht in Essen Schadensersatzklage gegen das Land Hessen und die Bundesrepublik Deutschland eingereicht. Die erste mündliche Verhandlung fand am 17. Dezember 2015 statt. Mit einem erstinstanzlichen Urteil rechnen wir aber nicht vor 2017.

Ebenfalls juristisch zu klären ist, ob die seit 2011 erhobene Kernbrennstoffsteuer in Einklang mit der deutschen Verfassung steht. Wir halten die Steuer nicht für rechtmäßig und haben daher bei den zuständigen Finanzgerichten Klage erhoben. Das Finanzgericht Hamburg hat die Frage der Verfassungsmäßigkeit des Kernbrennstoffsteuergesetzes im Januar 2013 dem Bundesverfassungsgericht zur Entscheidung vorgelegt. Im Dezember 2013 beschloss das Finanzgericht Hamburg in einem Parallelverfahren außerdem eine Vorlage beim Europäischen Gerichtshof. Nachdem dieser im Juni 2015 entschieden hat, dass die Kernbrennstoffsteuer nicht gegen Europarecht verstößt, steht jetzt noch das Urteil des Bundesverfassungsgerichts aus. Es wird voraussichtlich 2016 ergehen. Sollten die Richter die Steuer als rechtswidrig einstufen, besteht die Chance, dass wir die seit 2011 gezahlten Beträge in voller Höhe zurückerhalten.

Darüber hinaus ist noch unklar, wie die Bundesregierung die Finanzierung der Entsorgungsverpflichtungen durch die Kernkraftwerksbetreiber langfristig regeln will. Unter anderem wird erwogen, dass die Versorger finanzielle Mittel zur Abdeckung der Verpflichtungen auf einen Fonds oder eine Stiftung übertragen müssen. Die Politik könnte den Unternehmen damit zusätzliche Lasten aufbürden. Das ist aktuell unser einziges Einzelrisiko in der Kategorie "hoch". Nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Beträge, die gegebenenfalls für bestimmte Verpflichtungen an einen Fonds oder eine Stiftung abzuführen sind, höher ausfallen als die Rückstellungen, die wir für diese Verpflichtungen gebildet haben. Sollten die Versorger dazu verpflichtet werden, im Bedarfsfall Nachschüsse zu leisten, könnten staatlich verursachte Kostensteigerungen, etwa bei der Endlagersuche, die Finanz- und Ertragskraft von RWE zusätzlich schmälern. Umgekehrt besteht die Chance, dass die Versorger ganz oder teilweise von der Nachschusspflicht freigestellt werden.

Konkretisiert haben sich die Risiken aus dem deutschen "Aktionsprogramm Klimaschutz 2020": Die darin vorgesehene zusätzliche Emissionssenkung in der Stromerzeugung soll u. a. dadurch erreicht werden, dass Braunkohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2,7 GW schrittweise in eine sogenannte Sicherheitsbereitschaft überführt und vier Jahre später stillgelegt werden. Das BMWi hat sich mit den Energieunternehmen MIBRAG, RWE und Vattenfall über die Einzelheiten der Sicherheitsbereitschaft und der dafür gewährten Vergütung verständigt. Die Regelung muss jetzt den Gesetzgebungsprozess durchlaufen und von der EU beihilferechtlich geprüft werden. Dabei könnte der Fall eintreten, dass sie zulasten der Versorger verändert oder ganz verworfen wird. Wir stufen dieses Risiko aber als gering ein. Ein weiteres Risiko besteht darin, dass die mit der Regelung angestrebte Emissionsreduktion nicht erreicht wird. Für diesen Fall hat sich die deutsche Braunkohlewirtschaft dazu verpflichtet, noch vor 2020 weitere Minderungsmaßnahmen zu ergreifen. Wir gehen aber davon aus, dass das nicht erforderlich sein wird.

Auch in Großbritannien und den Niederlanden ist die konventionelle Stromerzeugung regulatorischen Risiken ausgesetzt. Politische Gruppierungen machen sich in beiden Ländern für einen frühzeitigen Kohleausstieg stark. Noch ist offen, ob sie sich damit durchsetzen und wie eine solche Laufzeitbeschränkung aussehen könnte. RWE betreibt in Großbritannien das Steinkohlekraftwerk Aberthaw mit 1.554 MW Nettoleistung und in den Niederlanden die Steinkohlekraftwerke Amer 9 mit 643 MW und Eemshaven A/B mit 1.554 MW. Der Doppelblock in Eemshaven produziert erst seit vergangenem Jahr kommerziell Strom. Im September 2015 hat uns der niederländische Staatsrat, der als oberstes Verwaltungsgericht der Niederlande fungiert, die noch ausstehende naturschutzrechtliche Genehmigung für das Kraftwerk erteilt.

In der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien besteht die Gefahr, dass Regierungen u. a. wegen defizitärer Staatshaushalte die Förderung kürzen. In Großbritannien etwa ist 2015 die Befreiung des Ökostromverbrauchs von der nationalen Klimaschutzabgabe aufgehoben worden (siehe Seite 36). Bereits 2013 hat Spanien die Fördersätze für erneuerbare Energien massiv gekürzt, und zwar auch für bestehende Anlagen (siehe Geschäftsbericht 2013, Seite 49). Im Dialog mit der Politik weisen wir darauf hin, dass verlässliche Rahmenbedingungen eine Grundvoraussetzung dafür sind, dass Unternehmen in die Energieinfrastruktur investieren. Im Fall Spaniens haben wir überdies Klage beim Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (International Centre for Settlement of Investment Disputes - ICSID) eingereicht und hoffen, damit die Auswirkungen der Förderkürzung auf unsere Ertragslage begrenzen zu können.

Regulatorische Eingriffe zulasten der Energieversorger beobachten wir nicht nur in der Stromerzeugung, sondern auch im Vertriebsgeschäft. Risiken sehen wir derzeit insbesondere in Großbritannien. Ein Beleg dafür ist der Vorschlag der Kartellbehörde CMA, Preisobergrenzen zum Schutz von Privat- und Gewerbekunden einzuführen, die sich nicht darum bemühen, Vorteile des Wettbewerbs zu nutzen. Sollte dieser Vorschlag umgesetzt werden, könnte sich die ohnehin schwierige Lage im britischen Vertriebsgeschäft weiter verschärfen.

Innerhalb des bestehenden politischen Rahmens sind wir genehmigungsrechtlichen Risiken beim Bau und Betrieb von Produktionsanlagen ausgesetzt. In besonderer Weise betrifft dies unsere Tagebaue, Kraftwerke und Windparks. Wird ihr laufender Betrieb ausgesetzt oder beeinträchtigt, kann es zu erheblichen Produktions- und Erlöseinbußen kommen.# Risikomanagement

Im Folgenden werden die wesentlichen Risiken dargestellt, denen sich der RWE-Konzern ausgesetzt sieht. Diese sind nach Risikokategorien gegliedert:

― Genehmigungsrechtliche und regulatorische Risiken. Darüber hinaus besteht die Gefahr, dass uns die erforderlichen Genehmigungen für Neubauprojekte verspätet oder gar nicht erteilt werden oder dass uns bereits erteilte Genehmigungen wieder entzogen werden. Je nach Baufortschritt und vertraglichen Verpflichtungen gegenüber Zulieferern kann dies zu erheblichen finanziellen Belastungen führen. Durch sorgfältige Vorbereitung und Begleitung unserer Genehmigungsanträge versuchen wir, dieses Risiko so gering wie möglich zu halten.

Risiken ergeben sich ferner aus der Regulierung von Energiehandelsgeschäften. Im August 2012 ist die EU-Verordnung "European Market Infrastructure Regulation" (EMIR) in Kraft getreten. Danach müssen Unternehmen, die in einem wesentlichen Umfang spekulative Handelsgeschäfte betreiben, bestimmte Transaktionen mit Derivaten über Clearingstellen abwickeln und dabei in höherem Umfang als bisher finanzielle Sicherheiten hinterlegen. Außerdem sind sie dazu verpflichtet, sämtliche Geschäfte an ein Transaktionsregister zu melden. Wegen des begrenzten Umfangs unserer Handelsaktivitäten unterliegen wir derzeit nicht den EMIR-Vorgaben zum Clearing und zur Besicherung. Sollte sich dies ändern, würden Handelstransaktionen zusätzliche Kosten und Liquiditätsbelastungen verursachen.

― Rechtliche Risiken. Einzelne Gesellschaften des RWE-Konzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Konzernunternehmen an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für potenzielle Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir Rückstellungen gebildet.

Belastungen können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir den Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien auch solche Risiken ab, die beim Verkauf noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind bei Verkäufen von Gesellschaften und Beteiligungen Standard.

― Operative Risiken. Auf sämtlichen Wertschöpfungsstufen betreiben wir technologisch komplexe, vernetzte Produktionsanlagen. Beim Bau neuer Anlagen kann es u. a. durch Unfälle, Materialfehler, verspätete Zulieferungen oder zeitaufwendige Genehmigungsverfahren zu Verzögerungen kommen. Dem begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Außerdem nehmen wir regelmäßig Prüf-, Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten vor. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab.

Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte lässt sich nicht ausschließen, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Unternehmen gezahlte Preis nachträglich als zu hoch erweisen. In den genannten Fällen müssen gegebenenfalls Wertberichtigungen vorgenommen werden. Ebenso ist es aber auch möglich, dass sich Investitionen wirtschaftlich günstiger auswirken als ursprünglich angenommen. Für die Vorbereitung und Umsetzung von Investitionsentscheidungen gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse. Die intensive Beobachtung von Märkten und Wettbewerbern hilft uns dabei, unternehmensstrategische Risiken und Chancen frühzeitig zu erfassen und zu bewerten.

Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere und effektive Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Dennoch können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastrukturen und der Sicherheit unseres Datenbestands auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software.

Aktuell stufen wir die operativen Risiken als gering ein, nachdem wir sie ein Jahr zuvor noch der Kategorie "mittel" zugeordnet hatten. Das beruht zum einen darauf, dass wir die Arbeiten am neuen Steinkohlekraftwerk in Eemshaven abgeschlossen haben und uns die letzte ausstehende Genehmigung erteilt wurde. Zum anderen hat sich die Risikolage im britischen Vertriebsgeschäft verändert. Wie bereits erwähnt, sind dort 2015 hohe Ergebnisbelastungen durch Prozess- und Systemprobleme eingetreten. Das verbleibende Risiko ist deshalb geringer als vor einem Jahr.

― Finanzwirtschaftliche Risiken. Schwankungen von Marktzinsen sowie Währungs- und Aktienkursen können unser Ergebnis ebenfalls stark beeinflussen. Große Bedeutung messen wir dem Management von Wechselkursveränderungen bei. Dies ergibt sich aus unserer internationalen Präsenz. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Die Konzerngesellschaften sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Währungsrisiken über die RWE AG zu begrenzen. Diese ermittelt die Nettofinanzposition je Währung und sichert sie nötigenfalls ab. Die Messung und Begrenzung von Risiken basiert u. a. auf dem VaR-Konzept. Der durchschnittliche VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag 2015 wie schon in den Vorjahren bei unter 1 Mio. €.

Zinsrisiken bestehen in mehrfacher Hinsicht. Ein Anstieg der Marktzinsen kann dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im RWE-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das Kurswertrisiko bei unseren Kapitalanlagen belief sich 2015 auf durchschnittlich 12 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Mit dem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der Cash Flow at Risk betrug 2015 durchschnittlich 3 Mio. € (Vorjahr: 9 Mio. €). Außerdem hat das Marktzinsniveau Auswirkungen auf die Höhe unserer Rückstellungen, denn an ihm orientieren sich die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte. Das heißt, bei sinkenden Marktzinsen erhöhen sich tendenziell unsere Rückstellungen und umgekehrt. Auf den Seiten 131 ff. im Anhang geben wir an, wie sensitiv die Barwerte von Pensions-, Kernenergie- und Bergbauverpflichtungen auf Erhöhungen oder Senkungen der Abzinsungsfaktoren reagieren.

Zu den Wertpapieren, die wir in unserem Portfolio halten, zählen auch Aktien. Der VaR für das Risiko aus Kursveränderungen lag hier im Jahresmittel bei 8 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Die Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement.

Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer speziellen Software zentral erfasst und von der RWE AG überwacht. Dadurch erreichen wir einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg. Für Finanzgeschäfte unserer Konzernunternehmen haben wir Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen in Richtlinien verbindlich festgelegt.

Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt auch maßgeblich davon ab, welche Bonitätsnoten uns internationale Ratingagenturen geben. Wie auf Seite 63 erläutert, haben die führenden Häuser Standard & Poor's und Moody's das langfristige Rating unserer Standardanleihen im vergangenen Jahr auf BBB bzw. Baa2 abgesenkt, u. a. wegen der schwierigen Marktsituation in der konventionellen Stromerzeugung. Der Ratingausblick ist negativ. Es besteht die Möglichkeit, dass unser Rating weiter abgesenkt wird. Dadurch könnten zusätzliche Kosten für die Beschaffung von Kapital und die Besicherung von Handelsgeschäften anfallen.

― Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner verfolgen wir deshalb zeitnah und beurteilen deren Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner Ratings. Für Transaktionen, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, und für sämtliche Handelsgeschäfte gibt es ein Kreditlimit, das wir vor ihrem Abschluss festlegen und nötigenfalls anpassen, etwa bei Veränderungen der Bonität. Zuweilen lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Im Vertriebsgeschäft schließen wir auch Versicherungen gegen Zahlungsausfälle ab. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handelsgeschäft täglich. Außerbörsliche Energiehandelsgeschäfte schließen wir grundsätzlich mit Rahmenverträgen ab, wie sie u. a. von der European Federation of Energy Traders (EFET) vorgegeben werden. Außerdem vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA).

Das Bonitätsrisiko von Geschäftspartnern fällt in die Kategorie "mittel", nachdem wir es im Vorjahr noch als "gering" eingestuft hatten. Hintergrund ist, dass wir unsere Vorgehensweise bei der Ermittlung des VaR für das Kreditrisiko geändert haben. Aufgrund des Methodenwechsels hat sich der Wertansatz für den möglichen Schaden erhöht.

― Sonstige Risiken. Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken oder Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen von Beschäftigten des Konzerns. Ferner zählt dazu die Möglichkeit, dass geplante Desinvestitionen nicht zustande kommen, etwa wegen regulatorischer Hürden oder zu geringer Preisgebote. Sonstige Risiken und Chancen sehen wir auch im Zusammenhang mit der Gründung der neuen Tochtergesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb sowie deren geplanter Mittelaufnahme über die Börse. Beispielsweise könnte ein schwieriges Marktumfeld die avisierte Kapitalerhöhung und eventuelle Anteilsverkäufe durch die RWE AG erschweren.Ferner besteht die Möglichkeit, dass der Aufbau der neuen Tochtergesellschaft mit höheren Kosten als geplant einhergeht oder hinter dem Zeitplan zurückbleibt. Die positiven Effekte aus der organisatorischen Neuausrichtung von RWE könnten sich unter diesen Umständen verringern oder erst später eintreten. Von den genannten Risiken messen wir der Möglichkeit eines Scheiterns von Desinvestitionen aktuell die größte Bedeutung zu. Wie im Vorjahr stufen wir dieses Risiko als "mittel" ein, allerdings hat es sich durch den erfolgreichen Verkauf von RWE Dea bereits deutlich verringert.

Bericht zum rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystem: Angaben nach § 315 Abs. 2 Nr. 5 und § 289 Abs. 5 HGB.

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

Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren -sowie die konzernweit geltenden Richtlinien des Unternehmens. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme für die Zuverlässigkeit der Erhebung und Verarbeitung von Daten sorgen.

In den vergangenen Jahren haben wir zentrale Aufgaben unseres Rechnungswesens in einem Kompetenzzentrum (Center of Expertise) unter dem Dach der RWE Group Business Services gebündelt. Für transaktionsbezogene Rechnungswesenaktivitäten ist ein Dienstleistungszentrum (Shared Service Center) in Krakau zuständig, das ebenfalls zur RWE Group Business Services gehört. Die fachliche Führung des Rechnungswesens obliegt dem Bereich Rechnungswesen & Steuern der RWE AG; dieser Bereich verantwortet auch die Aufstellung des Konzernabschlusses von RWE.

Der neuen Aufgabenteilung entsprechend wurde das IKS im RWE-Konzern im Geschäftsjahr 2015 weiterentwickelt: Für seine Ausgestaltung und Überwachung ist nun eine eigens dafür geschaffene Abteilung der RWE AG zuständig. Darüber hinaus haben wir ein IKS-Komitee ins Leben gerufen, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder des Komitees sind Verantwortliche aus dem Rechnungswesen und aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Darüber hinaus haben wir ein konzernweit gültiges Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS geschaffen.

Um die Wirksamkeit des IKS zu überprüfen, gehen wir folgendermaßen vor: Für den Bereich Rechnungswesen untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. In einem zweiten Schritt wird die Wirksamkeit der Kontrollen überprüft. Mit dieser Aufgabe sind Mitarbeiter aus dem Rechnungswesen und der Konzernrevision sowie externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften betraut. Sie nutzen dabei ein IT-System, das wir 2015 zu diesem Zweck eingeführt haben. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT bescheinigen die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Die Ergebnisse der Prüfungen werden an den Vorstand berichtet.

Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab und unterzeichnen die Versicherung der gesetzlichen Vertreter. Sie bestätigen damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln.

Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasst sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Einmal im Jahr legt ihm der Vorstand der RWE AG einen Bericht über die Angemessenheit der Ausgestaltung und die Wirksamkeit des IKS vor. Bei den Beurteilungen und Prüfungen, die 2015 stattgefunden haben, hat sich das rechnungslegungsbezogene IKS in den Funktionen Rechnungswesen, Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT erneut als wirksam erwiesen. Allerdings können wir damit das Risiko gravierender Falschdarstellungen in der Rechnungslegung nur verringern; ganz eliminieren lässt es sich nicht.

Auch im Geschäftsjahr 2016 entwickeln wir unser IKS weiter. Ein Schwerpunkt dabei sind die Abrechnungsprozesse aller großen Vertriebsgesellschaften von RWE. Dazu haben uns u. a. die Probleme veranlasst, die in Großbritannien bei der zeitgerechten und korrekten Rechnungsstellung für Privatkunden aufgetreten sind.

1.13 PROGNOSEBERICHT

Trotz großer Erfolge bei der Umsetzung unseres Effizienzsteigerungsprogramms bleibt die Krise der konventionellen Stromerzeugung zentraler Bestimmungsfaktor für die Ertragsentwicklung von RWE. Für 2016 erwarten wir ein betriebliches Konzernergebnis von 2,8 bis 3,1 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von 0,5 bis 0,7 Mrd. €. Gegenüber 2015 ist das ein deutlicher Rückgang. Dabei wirkt sich auch der Wegfall von Sondereffekten aus, die uns im vergangenen Jahr zugutekamen. Unsere operativen und technischen Probleme im britischen Vertrieb gehen wir entschlossen an, rechnen aber auch für 2016 noch mit Belastungen. Neben dem operativen Geschäft gilt unser besonderes Augenmerk der Umsetzung der Ende 2015 beschlossenen Umstrukturierung des Konzerns. Wir stellen damit die Weichen für eine stärkere RWE, die sich in einem schwierigen Marktumfeld neue Perspektiven erschließen kann.

Experten erwarten leichten Konjunkturaufschwung.

Nach ersten Prognosen wird die globale Wirtschaftsleistung 2016 - wie im vergangenen Jahr - um rund 2,5% steigen. Auch im Euroraum könnte das Wachstum ähnlich ausfallen wie 2015 (1,5%). Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Plus von 1,6%. Impulse dürften weiterhin vom privaten Verbrauch ausgehen. Auch die niederländische Wirtschaft wird voraussichtlich stärker expandieren als die der Eurozone, die belgische dagegen etwa ebenso stark. Im Falle Großbritanniens ist ein Anstieg in der Größenordnung von 2% möglich, falls es nicht durch ein Ausscheiden des Landes aus der EU zu einem Wachstumseinbruch kommt. Die Konjunkturprognosen für unsere zentralosteuropäischen Märkte sind noch günstiger. Experten erwarten, dass Polen und die Slowakei ein Wachstum von 3% erreichen können, während Tschechien und Ungarn wohl mit ca. 2,5% etwas dahinter zurückbleiben werden.

Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2015.

Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen 2016 auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen werden als im milden Vorjahr. Unter diesen Voraussetzungen rechnen wir für Deutschland, die Niederlande und Großbritannien mit einer stabilen bis leicht steigenden Stromnachfrage. Den Impulsen, die vom Wirtschaftswachstum und einer möglicherweise kühleren Witterung erwartet werden, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. In Zentralosteuropa dürfte der Stromverbrauch zunehmen: Für Polen, die Slowakei und Ungarn wird ein Wachstum von jeweils 1 bis 2 % veranschlagt. Beim Gas rechnen wir mit einem allgemeinen Verbrauchsanstieg. Treibende Kraft könnte eine Normalisierung der Temperaturen in Kontinentaleuropa sein, die sich in einem höheren Heizwärmebedarf niederschlagen würde. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor leichte Impulse aus, denn die Marktbedingungen für Gaskraftwerke haben sich zuletzt etwas verbessert. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen.

Weiterhin niedrige Commodity-Preise.

Ein Ende der Baisse an den internationalen Rohstoffmärkten ist nicht in Sicht. Anfang 2016 haben sich Kohle und Gas weiter verbilligt. Die Preise für CO2 -Emissionsrechte, die in den beiden vergangenen Jahren auf Erholungskurs waren, sind zuletzt wieder stark gefallen. All dies trug dazu bei, dass sich der Preisverfall im Stromterminhandel fortsetzte. Für unsere diesjährige Ertragslage ist die jüngste Entwicklung an den Commodity-Märkten allerdings von untergeordneter Bedeutung, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2016 bereits nahezu vollständig verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der deutlich unter dem Vorjahresdurchschnitt von 41 €/MWh liegt.

Geänderte Berichtsstruktur zum 1. Januar 2016.

Unsere Berichterstattung über das laufende Geschäftsjahr basiert auf einer neuen Segmentstruktur, die sich an den energiewirtschaftlichen Wertschöpfungsstufen orientiert. Hintergrund ist, dass wir unser Steuerungsmodell angepasst haben. Künftig berichten wir über folgende fünf Unternehmensbereiche: (1) Konventionelle Stromerzeugung, (2) Erneuerbare Energien, (3) Trading/Gas Midstream, (4) Netze/Beteiligungen/Sonstige und (5) Vertrieb. Neu sind die beiden letztgenannten Bereiche. Auf sie übertragen wir die Aktivitäten, die bislang unter den Segmenten (1) Vertrieb/Verteilnetze Deutschland, (2) Vertrieb Niederlande/Belgien, (3) Vertrieb Großbritannien und (4) Zentral-ost-/Südosteuropa erfasst waren. Um die Vergleichbarkeit der Prognoseangaben für 2016 mit den Vorjahreszahlen zu gewährleisten, haben wir Letztere auf Pro-forma-Basis in die neue Struktur überführt.# Unser Vorhaben, das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb in eine neue, börsennotierte Gesellschaft einzubringen, hat vorerst keine Auswirkungen auf die Berichtsweise.

Betriebliches Ergebnis 2016: Erwartete Bandbreite von 2,8 bis 3,1 Mrd. €

Für das laufende Geschäftsjahr prognostizieren wir ein EBITDA zwischen 5,2 und 5,5 Mrd. € und ein betriebliches Ergebnis zwischen 2,8 und 3,1 Mrd. €. Das bereinigte Nettoergebnis liegt voraussichtlich in einem Korridor von 0,5 bis 0,7 Mrd. €. Die genannten Ergebniskennzahlen würden damit deutlich niedriger ausfallen als 2015. Ein wesentlicher Grund dafür ist der preisbedingte Margenverfall in der konventionellen Stromerzeugung, den wir mit effizienzsteigernden Maßnahmen nur teilweise auffangen können. Außerdem rechnen wir für 2016 mit erhöhtem Aufwand für den Betrieb und die Instandhaltung unserer Verteilnetze. Darüber hinaus hatten wir im vergangenen Jahr noch von positiven Einmaleffekten (u. a. der Neubewertung von VSE) profitiert, die nun wegfallen.

In der Prognose nicht berücksichtigt ist die Möglichkeit, dass die Kernbrennstoffsteuer 2016 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft wird. Sollte dieser Fall eintreten, könnten das EBITDA, das betriebliche Ergebnis und das bereinigte Nettoergebnis um bis zu 1,7 Mrd. € höher ausfallen.

Ergebnisausblick für 2016

	2015¹ in Mio. €	Prognose 2016²
EBITDA	7.017	5,2 bis 5,5 Mrd. €
Betriebliches Ergebnis	3.837	2,8 bis 3,1 Mrd. €
Konventionelle Stromerzeugung	543	deutlich unter Vorjahr
Erneuerbare Energien	493	deutlich unter Vorjahr
Trading/Gas Midstream	156	deutlich über Vorjahr
Netze/Beteiligungen/Sonstige	2.008	deutlich unter Vorjahr
Vertrieb	824	moderat unter Vorjahr
Bereinigtes Nettoergebnis³	1.125	0,5 bis 0,7 Mrd. €

¹ Teilweise Pro-forma-Zahlen wegen geänderter Berichtsstruktur
² Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert.
³ Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56

Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung:

• Konventionelle Stromerzeugung: Das betriebliche Ergebnis dürfte sich hier weiter deutlich verringern. Unsere diesjährige Stromerzeugung haben wir bereits größtenteils am Markt platziert. Die dabei erzielten Margen sind deutlich niedriger als die für 2015. Außerdem planen wir umfangreiche Kraftwerksrevisionen. Allerdings entfallen auch Belastungen aus dem Vorjahr, insbesondere im Zusammenhang mit dem Kraftwerksprojekt in Hamm. Hinzu kommen positive Effekte aus effizienzverbessernden Maßnahmen.
• Erneuerbare Energien: Der Unternehmensbereich wird voraussichtlich nicht an das Ergebnis von 2015 anknüpfen können, das wegen Buchgewinnen aus Desinvestitionen und trotz Wertberichtigungen ungewöhnlich hoch ausgefallen ist. Positiv wirkt sich aus, dass wir im Laufe des vergangenen Jahres neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen haben, die 2016 ganzjährig zur Stromerzeugung beitragen. Überdies planen wir, in diesem Jahr weitere Kapazitäten fertigzustellen.
• Trading/Gas Midstream: Für diesen Bereich erwarten wir eine deutliche Ergebnisverbesserung, nachdem 2015 nur unterdurchschnittliche Handelserträge erzielt werden konnten. Die Lage im Gas-Midstream-Geschäft bleibt dagegen durch langfristig kontrahierte Gasspeicherkapazitäten belastet, die nicht kostendeckend bewirtschaftet oder vermarktet werden können.
• Netze/Beteiligungen/Sonstige: Hier werden wir voraussichtlich deutlich unter dem Pro-forma-Wert für 2015 abschließen. Wie bereits erwähnt, werden sich die Aufwendungen für den Betrieb und die Instandhaltung unserer Verteilnetze erhöhen. Ferner gehen wir davon aus, dass wir in Deutschland weniger Erträge aus Netzverkäufen erzielen werden. Auch der Wegfall des Einmaleffekts aus der Neubewertung unserer Beteiligung am slowakischen Energieversorger VSE wirkt sich ergebnismindernd aus; dies betrifft sowohl das Netz- als auch das Vertriebsgeschäft. Einen positiven Ergebniseinfluss versprechen wir uns von effizienzverbessernden Maßnahmen.
• Vertrieb: Das Ergebnis des Bereichs dürfte sich moderat verringern. Ein Grund dafür ist der erwähnte Effekt aus der Neubewertung von VSE. Im britischen Strom- und Gasvertrieb wird sich das Ergebnis aus der laufenden Geschäftstätigkeit voraussichtlich verbessern; allerdings rechnen wir auch mit Aufwendungen aus dem Restrukturierungsprogramm, das wir bei RWE npower gestartet haben.

Dividende für 2016

Unsere Ausschüttungspolitik bleibt auf Nachhaltigkeit und Kontinuität ausgerichtet. Der Dividendenvorschlag für 2016 wird sich insbesondere an der Ertragslage, den operativen Mittelzuflüssen und der Verschuldung von RWE orientieren. Über seine Höhe entscheiden Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG voraussichtlich erst Ende 2016 oder Anfang 2017.

Konstanter Personalbestand

Die Zahl unserer Mitarbeiter wird sich 2016 aller Voraussicht nach nicht wesentlich verändern. Einerseits werden Restrukturierungsmaßnahmen zu weiterem Personalabbau in der konventionellen Stromerzeugung führen. Andererseits wollen wir auch neue Stellen schaffen, insbesondere im Vertriebsgeschäft.

Investitionen für 2016 auf 2,0 bis 2,5 Mrd. € veranschlagt

Unsere Investitionen werden im laufenden Jahr voraussichtlich bei 2,0 bis 2,5 Mrd. € liegen. Darin eingeschlossen sind die Ausgaben für Finanzanlagen. Etwa die Hälfte des Investitionsbudgets entfällt auf die Instandhaltung und Erweiterung unserer Netze. Für die Aufrechterhaltung der Betriebsbereitschaft unserer Kraftwerke und Tagebaue sind rund 0,4 Mrd. € eingeplant. Wir wollen aber auch in Wachstum investieren, insbesondere auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Wie viele Mittel uns dafür künftig zur Verfügung stehen, hängt in starkem Maße vom geplanten Börsengang unserer neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb ab.

Nettoschulden voraussichtlich auf Vorjahresniveau

Unsere Nettoschulden dürften Ende 2016 in der Größenordnung des Vorjahres (25,1 Mrd. €) liegen. Positive Effekte aus einer möglichen Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer und dem Börsengang unserer neuen Gesellschaft für erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb sind hier nicht berücksichtigt. Außerdem unterstellen wir, dass das Zinsniveau stabil bleibt - und damit auch die Abzinsungsfaktoren für die langfristigen Rückstellungen.

Weiterer Rückgang der CO2-Emissionen erwartet

Wie auf Seite 22 dargelegt, wollen wir den Kohlendioxid-Ausstoß unseres Kraftwerksparks bis 2020 auf 0,62 Tonnen je erzeugte Megawattstunde Strom senken. Im vergangenen Jahr haben wir ihn bereits von 0,75 (2014) auf 0,71 Tonnen abgesenkt. Für 2016 erwarten wir einen weiteren, moderaten Rückgang. Basis dafür ist die Annahme, dass sich der Anteil der Kohle an unserer Stromerzeugung verringern und der von Gas und regenerativen Energieträgern erhöhen wird. Eine Rolle spielt dabei, dass wir zum 1. Januar 2016 das niederländische Steinkohlekraftwerk Amer 8 stillgelegt haben und mit längeren revisionsbedingten Stillständen unserer Kohlekraftwerke rechnen. Daneben erwarten wir eine bessere Auslastung unserer Gaskraftwerke, nachdem sich die Margen dieser Anlagen zuletzt etwas erholt haben. Auch der fortgesetzte Ausbau unserer Windkraftkapazitäten wird sich positiv bemerkbar machen.

2 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER

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

Essen, 22. Februar 2016

Der Vorstand

Terium
Schmitz
Günther
Tigges

3 KONZERNABSCHLUSS

3.1 GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG

in Mio. € (s. Anhang)	2015	2014
Umsatzerlöse (Inkl. Erdgas-/Stromsteuer) (1)	48.599	48.468
Erdgas-/Stromsteuer (1)	2.242	2.319
Umsatzerlöse (1)	46.357	46.149
Sonstige betriebliche Erträge (2)	2.420	2.335
Materialaufwand (3)	34.376	33.687
Personalaufwand (4)	4.803	4.850
Abschreibungen (5), (10)	5.522	3.115
Sonstige betriebliche Aufwendungen (6)	3.608	3.282
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen (7), (13)	238	364
Übriges Beteiligungsergebnis (7)	246	180
Finanzerträge (8)	1.865	917
Finanzaufwendungen (8)	3.454	2.765
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	-637	2.246
Ertragsteuern (9)	603	553
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten	-1.240	1.693
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	1.524	364
Ergebnis	284	2.057
Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	356	245
Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	98	108
Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	-170	1.704
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in € (28)	-0,28	2,77
Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in €	-2,76	2,18
Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in €	2,48	0,59

3.2 GESAMTERGEBNISRECHNUNG¹

| in Mio. € (s. | |
| :---------- | :-------------------------------------- |# 3.3 BILANZ

Aktiva

in Mio. € (s. Anhang)

	31.12.2015	31.12.2014
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte (10)	13.215	12.797
Sachanlagen (11)	29.357	31.059
Investment Property (12)	72	83
At-Equity-bilanzierte Beteiligungen (13)	2.952	3.198
Übrige Finanzanlagen (14)	885	958
Finanzforderungen (15)	501	592
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (16)	1.810	1.374
Ertragsteueransprüche	195	327
Latente Steuern (17)	2.466	3.836
Kurzfristiges Vermögen	51.453	54.224
Vorräte (18)	1.959	2.232
Finanzforderungen (15)	1.074	1.843
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen (19)	5.601	6.512
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (16)	9.088	8.182
Ertragsteueransprüche	159	202
Wertpapiere (20)	7.437	4.410
Flüssige Mittel (21)	2.522	3.171
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	41	5.540
Summe Aktiva	79.334	86.316

Passiva

in Mio. € (s. Anhang)

	31.12.2015	31.12.2014
Eigenkapital (22)
Anteile der Aktionäre der RWE AG	5.847	7.388
Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	950	2.705
Anteile anderer Gesellschafter	2.097	1.679
Langfristige Schulden	8.894	11.772
Rückstellungen (24)	24.623	27.540
Finanzverbindlichkeiten (25)	16.718	15.224
Übrige Verbindlichkeiten (27)	2.741	2.695
Latente Steuern (17)	1.233	865
Kurzfristige Schulden	45.315	46.324
Rückstellungen (24)	5.186	5.504
Finanzverbindlichkeiten (25)	2.362	3.342
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen (26)	6.122	6.309
Ertragsteuerverbindlichkeiten	50	69
Übrige Verbindlichkeiten (27)	11.386	10.361
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	19	2.635
Summe Passiva	25.125	28.220
Summe Passiva und Eigenkapital	79.334	86.316

3.4 KAPITALFLUSSRECHNUNG

in Mio. € (s. Anhang, 32)

	2015	2014
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten	-1.240	1.693
Abschreibungen/Zuschreibungen	5.628	3.083
Veränderung der Rückstellungen	-616	-1.077
Veränderung der latenten Steuern	59	45
Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren	-580	-472
Sonstige zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen	-193	424
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	281	1.860
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	3.339	5.556
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	-125	812
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	3.214	6.368
Immaterielle Vermögenswerte/ Sachanlagen/Investment Property Investitionen	-2.898	-3.245
Einnahmen aus Anlagenabgängen	734	542
Akquisitionen/Beteiligungen Investitionen	-275	-105
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen	4.436	469
Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen	-2.487	-1.406
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit (vor Erst-/Nachdotierung von Versorgungsplänen)	-490	-3.745
Erst-/Nachdotierung von Versorgungsplänen	-1.305	-449
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (nach Erst-/Nachdotie-rung von Versorgungsplänen)	-1.795	-4.194
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	-111	-675
Cash Flow aus der Investitionstätigkeit (nach Erst-/Nachdotierung von Versorgungsplänen)	-1.906	-4.869
Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter)	-1.523	122
Dividenden/Ausschüttungen an RWE- Aktionäre und andere Gesellschafter	-1.070	-1.061
Aufnahme von Finanzschulden	5.451	643
Tilgung von Finanzschulden	-5.161	-1.842
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-2.303	-2.138
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	260	-62
Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit	-2.043	-2.200
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel	-735	-701
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	14	8
Veränderung der flüssigen Mittel	-721	-693
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums	3.257	3.950
Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen	-86
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz	3.171	3.950
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums	2.536	3.257
Davon: als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen	-14	-86
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz	2.522	3.171

3.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS

Veränderung des Eigenkapitals

Gezeichnetes Kapital der RWE AG Kapitalrücklage der RWE AG Gewinnrücklage und Bilanzgewinn

in Mio. € (s. Anhang, 22)

	Stand: 01.01.2014	Kapitaleinzahlung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2014	Kapitalauszahlung/-einzahlung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2015
Gezeichnetes Kapital der RWE AG	1.574							1.574							1.574
Kapitalrücklage der RWE AG	2.385							2.385							2.385
Gewinnrücklage und Bilanzgewinn	5.062		-615	1.704	-1.157	547	14	5.008		-615	-170	-691	-861	80	3.612

Veränderung des Eigenkapitals

Accumulated Other Comprehensive Income

in Mio. €

	Stand: 01.01.2014	Unterschied aus der Währungsumrechnung	Marktbewertung von Finanzinstrumenten (s. Anhang, 22)	Zur Veräußerung verfügbar	In Sicherungsbeziehung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2014	Kapitalauszahlung/-einzahlung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2015
Unterschied aus der Währungsumrechnung	-197										-201							5
Marktbewertung von Finanzinstrumenten (s. Anhang, 22)	116										234							22
Zur Veräußerung verfügbar	-1.202										-1.612							-1.751
In Sicherungsbeziehung
Stand: 01.01.2014	-197		116	-1.202
Kapitaleinzahlung
Dividendenzahlungen1
Ergebnis
Other Comprehensive Income		-4	118	-410				-4	-410
Total Comprehensive Income		-4	118	-410				-4	-410
Übrige Veränderungen
Stand: 31.12.2014	-201		234	-1.612
Kapitalauszahlung/-einzahlung
Dividendenzahlungen1
Ergebnis
Other Comprehensive Income		206	-212	-139				206	-139
Total Comprehensive Income		206	-212	-139				206	-139
Übrige Veränderungen
Stand: 31.12.2015	5		22	-1.751

Veränderung des Eigenkapitals

Anteile der Aktionäre der RWE AG Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Anteile anderer Gesellschafter Summe

in Mio. € (s. Anhang, 22)

	Stand: 01.01.2014	Kapitaleinzahlung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2014	Kapitalauszahlung/-einzahlung	Dividendenzahlungen1	Ergebnis	Other Comprehensive Income	Total Comprehensive Income	Übrige Veränderungen	Stand: 31.12.2015
Anteile der Aktionäre der RWE AG	7.738	110	-615	1.704	-1.453	251	14	7.388	-1.750	-615	-170	-836	-1.006	80	5.847
Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG	2.701		-144	108	-125	108	40	2.705		-153	98	-51	98	50	950
Anteile anderer Gesellschafter	1.698		-256	245		120	7	1.679	58	-245	356		305	300	2.097
Summe	12.137	110	-1.015	2.057	-1.578	479	61	11.772	-1.692	-1.013	284	-887	-603	430	8.894

1 Nach Umgliederung von nicht beherrschenden Anteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß lAS 32

3.6 ANHANG

Allgemeine Grundlagen

Die RWE AG mit Sitz am Opernplatz 1 in 45128 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern"). RWE ist ein Strom- und Gasanbieter in Europa. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2015 ist am 22. Februar 2016 vom Vorstand der RWE AG zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (lFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften. Die Vorjahreszahlen sind nach denselben Grundsätzen ermittelt worden. Neben der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Der Anhang enthält zudem eine Segmentberichterstattung. Zum Zwecke einer klareren Darstellung sind verschiedene Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst worden. Im Anhang werden diese Posten gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert. Der Konzernabschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge sind - soweit nicht anders angegeben - in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015. Aufstellung, Vollständigkeit und Richtigkeit des Konzernabschlusses sowie des - mit dem Lagebericht der RWE AG zusammengefassten -Konzernlageberichts liegen in der Verantwortung des Vorstands der RWE AG. Durch interne Kontrollsysteme, den Einsatz konzernweit einheitlicher Richtlinien sowie Maßnahmen zur Aus- und Weiterbildung der Mitarbeiter gewährleisten wir die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriften und der konzerninternen Richtlinien sowie die Zuverlässigkeit und Funktionsfähigkeit der Kontrollsysteme werden kontinuierlich konzernweit geprüft. Das Risikomanagementsystem des Konzerns ist entsprechend den Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) darauf ausgerichtet, dass der Vorstand Risiken frühzeitig erkennen und bei Bedarf Gegenmaßnahmen ergreifen kann. Der Konzernabschluss, der zusammengefasste Lagebericht und der Prüfungsbericht werden in Anwesenheit des Abschlussprüfers im Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats eingehend erörtert. Aus dem Bericht des Aufsichtsrats auf Seite 8 ff. geht das Ergebnis der Prüfung durch den Aufsichtsrat hervor.# Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die von der RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht werden. Bei der Beurteilung, ob Beherrschung vorliegt, werden neben Stimmrechten auch sonstige gesellschaftsvertragliche oder satzungsmäßige Rechte sowie potenzielle Stimmrechte berücksichtigt. Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den RWE zustehenden Rechten und Pflichten. Assoziierte Unternehmen liegen vor, wenn maßgeblicher Einfluss aufgrund einer Stimmrechtsquote zwischen 20 und 50% oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen gegeben ist. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder Gemeinschaftsunternehmen werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände, insbesondere Lieferbeziehungen zwischen der gemeinsamen Vereinbarung und den daran beteiligten Parteien, berücksichtigt. Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen, an gemeinschaftlichen Tätigkeiten oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach lAS 39 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 151 ff. dargestellt. Die folgenden Übersichten zeigen, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben:

Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2015	154	187	341
Erstkonsolidierungen	11	20	31
Entkonsolidierungen	-14	-19	-33
Verschmelzungen	-5	-11	-16
Stand: 31.12.2015	146	177	323

Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2015	70	24	94
Erwerbe	1	3	4
Veräußerungen	-2	-3	-5
Sonstige Veränderungen	1	-3	-2
Stand: 31.12.2015	70	21	91

Zudem werden fünf Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. Davon ist Greater Gabbard Offshore Winds Ltd., Großbritannien, eine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit für den RWE-Konzern. Greater Gabbard unterhält einen 500-MW-Offshore-Windpark, den RWE zusammen mit Scottish and Southern Energy (SSE) Renewables Holdings betreibt. RWE Innogy UK hält 50% der Anteile und bezieht 50% der Stromerzeugung (inkl. Grünstromzertifikate) zum konzerninternen Weiterverkauf. Der Windpark stellt einen wesentlichen Bestandteil des Offshore-Portfolios des Segments Erneuerbare Energien dar.

Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen.

Unternehmenserwerbe

WestEnergie GmbH

Im Juli 2015 hat RWE aufgrund des Auslaufens eines Stimmrechtsverzichts die Beherrschung über die bisher als at-Equity-bilanzierte Beteiligung ausgewiesene WestEnergie GmbH erlangt. Die Gesellschaft betreibt im Wesentlichen Verteilnetze für Strom und Gas. In der folgenden Tabelle sind die übernommenen Vermögenswerte und Schulden dargestellt:

Bilanzposten in Mio. € (vorläufige Werte)	IFRS-Buchwerte (beizulegender Zeitwert) bei Erstkonsolidierung
Langfristige Vermögenswerte	152
Kurzfristige Vermögenswerte	24
Langfristige Schulden	31
Kurzfristige Schulden	57
Nettovermögen	88
Anteile anderer Gesellschafter	-1
Anschaffungskosten (nicht zahlungswirksam)	87

Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 87 Mio. €. Der Bewertung der nicht beherrschenden Anteile lag das anteilige Nettovermögen des erstkonsolidierten Unternehmens zugrunde. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt.

Východoslovenská energetika Holding a.s.

Im August 2015 hat RWE aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung die Beherrschung über die Gesellschaft Východoslovenská energetika Holding a.s. erlangt, die bisher nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen wurde. Die Gesellschaft ist die Holding einer Unternehmensgruppe mit Strom- und Gasvertriebsgeschäft (einschließlich Verteilnetzbetrieb) in der Slowakei. Die übernommenen Vermögenswerte und Schulden sind in der folgenden Tabelle dargestellt:

Bilanzposten in Mio. € (vorläufige Werte)	IFRS-Buchwerte (beizulegender Zeitwert) bei Erstkonsolidierung
Langfristige Vermögenswerte	772
Kurzfristige Vermögenswerte	71
Langfristige Schulden	157
Kurzfristige Schulden	234
Nettovermögen	452
Anteile anderer Gesellschafter	-231
Anschaffungskosten (nicht zahlungswirksam)	297
Geschäfts- oder Firmenwert	76

Teil der dem Kontrollerwerb zugrunde liegenden vertraglichen Vereinbarung war eine Beteiligungstransaktion, die zu einem Nettovermögenszuwachs in Höhe von 44 Mio. € bei der tschechischen Gesellschaft RWE Ceská republika a.s. führte. Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 341 Mio. €. Aus deren Erstkonsolidierung resultierte ein Ertrag in Höhe von 185 Mio. €, der in der Gewinn- und Verlustrechnung in Höhe von 159 Mio. € unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" und in Höhe von 26 Mio. € unter dem Posten "Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen" ausgewiesen wird. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 67 Mio. €. Der Bewertung der nicht beherrschenden Anteile lag das anteilige Nettovermögen der erstkonsolidierten Unternehmensgruppe zugrunde. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 179 Mio. € zum Umsatz und 13 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar 2015 erfolgt, würde das Ergebnis des Konzerns 329 Mio. € und der Konzernumsatz 46.644 Mio. € betragen.

Veräußerungen

Offshore-Installationsschiff Victoria Mathias

Anfang Januar 2015 hat RWE Innogy das Spezialschiff Victoria Mathias für die Installation von Offshore-Windkraftanlagen an das niederländische Unternehmen MPI Offshore veräußert. Das Installationsschiff war dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnet und wurde zum 31. Dezember 2014 mit einem Buchwert von 69 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen.

Netzanbindung Offshore-Windpark Gwynt y Môr

Aus regulatorischen Gründen hat der dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnete Offshore-Windpark Gwynt y Môr im Februar 2015 seine selbst errichtete Netzanbindung nebst Trafostation an die Finanzinvestoren Balfour Beatty Investments Ltd. und Equitix Ltd. veräußert. Zum 31. Dezember 2014 wurde der Buchwert der Netzanbindung einschließlich Trafostation in Höhe von 241 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen.

RWE Grid Holding

Im März 2015 hat eine Gruppe von Fonds, die von Macquarie verwaltet werden, ihren Anteil an der tschechischen Gesellschaft RWE Grid Holding um 15% aufgestockt. RWE bleibt an der dem Segment Zent-ralost-/Südosteuropa zugeordneten Gesellschaft, die die tschechischen Gasverteilnetzaktivitäten von RWE bündelt, mit 50,04% beteiligt. Durch den Verkauf erhöhten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Eigenkapital um 97 Mio. € und die Anteile anderer Gesellschafter um 73 Mio. €.

RWE Dea

Im März 2015 wurde die RWE Dea AG (Segment Upstream Gas & Öl), in der die konzernweiten Aktivitäten der Gas- und Erdölgewinnung gebündelt waren, an die in Luxemburg ansässige Investmentgesellschaft LetterOne veräußert. RWE Dea wurde bis zum 28. Februar 2015 als nicht fortgeführte Aktivität bilanziert und anschließend entkonsolidiert. Der Entkonsolidierungsgewinn betrug 1.453 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten" ausgewiesen. Nachfolgend sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführter Aktivitäten dargestellt:

Eckdaten nicht fortgeführter Aktivitäten in Mio. €	2015	2014
Umsatzerlöse (inkl. Erdgassteuer)	1751¹	1.629¹
Aufwendungen/Erträge	1.406¹	-813¹
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	1.581	816
Ertragsteuern	-57	-452
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	1.524	364

¹ Nach Eliminierung von Transaktionen mit RWE-Konzernunternehmen entsprechend der Agenda-Entscheidung des IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) vom 25. Januar 2016; Vorjahreszahlen angepasst

Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen 0 Mio. € (31.12.2014: -40 Mio. €). Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) entfallen -2.569 Mio. € (Vorjahreszeitraum: -130 Mio. €) auf fortgeführte Aktivitäten und 1.563 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 381 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten. Zum 31. Dezember 2014 entfielen auf RWE Dea langfristige Vermögenswerte in Höhe von 4.418 Mio. €, kurzfristige Vermögenswerte von 812 Mio. €, langfristige Schulden von 1.490 Mio. € und kurzfristige Schulden von 1.145 Mio. €. In den zur Veräußerung gehaltenen Verbindlichkeiten waren auch Transaktionen mit RWE-Konzernunternehmen enthalten. Wären diese entsprechend der Agenda-Entscheidung des IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) vom 25.# Rechnungslegungsmethoden

Konsolidierungsgrundsätze

Die in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Tochterunternehmen, deren Geschäftsjahr nicht am Konzernabschlussstichtag (31. Dezember) endet, stellen grundsätzlich zu diesem Termin einen Zwischenabschluss auf. Vier (Vorjahr: vier) Tochtergesellschaften haben mit dem 31. Oktober, 30. November bzw. 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre sind auf wirtschaftliche bzw. steuerliche Gründe oder länderspezifische Vorschriften zurückzuführen.

Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der nicht beherrschenden Anteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei können die nicht beherrschenden Anteile entweder mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens oder mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden - unabhängig von der Höhe des nicht beherrschenden Anteils - mit ihren vollen beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Immaterielle Vermögenswerte sind gesondert vom Geschäfts- oder Firmenwert zu bilanzieren, wenn sie vom Unternehmen abtrennbar sind oder aus einem vertraglichen oder anderen Recht resultieren.

Bei der Kaufpreisallokation werden gemäß IFRS 3 Restrukturierungsrückstellungen nicht neu gebildet. Übersteigt der Kaufpreis das neu bewertete anteilige Nettovermögen der erworbenen Tochtergesellschaft, wird der Unterschiedsbetrag als Geschäfts- oder Firmenwert aktiviert. Liegt der Kaufpreis darunter, wird der Unterschiedsbetrag erfolgswirksam aufgelöst.

Im Fall einer Entkonsolidierung wird ein zugehöriger Geschäfts- oder Firmenwert ergebniswirksam ausgebucht. Anteilsänderungen, bei denen die Möglichkeit der Beherrschung des Tochterunternehmens fortbesteht, werden ergebnisneutral erfasst. Kommt es dagegen zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus, werden die verbleibenden Anteile erfolgswirksam neu bewertet.

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

Bei at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden Geschäfts- oder Firmenwerte nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung erfasst. Im Übrigen gelten die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze analog. Falls außerplanmäßige Abschreibungen des Equity-Wertes erforderlich werden, weisen wir diese im Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen aus.

Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Bei gemeinschaftlichen Tätigkeiten werden die RWE zuzurechnenden Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge der betreffenden Gesellschaften bilanziert.

Währungsumrechnung

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

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

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

	Durchschnitt 2015	Durchschnitt 2014	Stichtag 31.12.2015	Stichtag 31.12.2014
1 US-Dollar	0,91	0,76	0,92	0,82
1 Pfund Sterling	1,38	1,25	1,36	1,28
100 tschechische Kronen	3,67	3,63	3,70	3,61
100 ungarische Forint	0,32	0,32	0,32	0,32
1 polnischer Zloty	0,24	0,24	0,23	0,23

Rechnungslegungsmethoden

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

Software für kaufmännische und technische Anwendungen wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben.

Die Summe der zum Betrieb einer Kraftwerksanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right oder Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft laufen i. d. R. über einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren.

Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben.# Geschäfts- oder Firmenwerte

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

Entwicklungsausgaben

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

Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte werden außerplanmäßig abgeschrieben, wenn der erzielbare Betrag des Vermögenswertes den Buchwert unterschreitet. Eine gesonderte Regelung gilt für den Fall, dass der Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ist. Letztere ist definiert als die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten, die Mittelzuflüsse erzeugen; dabei müssen die Mittelzuflüsse weitestgehend unabhängig von denen anderer Vermögenswerte oder anderer Gruppen von Vermögenswerten sein.

Ist ein immaterieller Vermögenswert Teil einer Zahlungsmittel generierenden Einheit, wird die Abschreibung auf der Basis des erzielbaren Betrags der Einheit ermittelt. Wurde einer Zahlungsmittel generierenden Einheit ein Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet und übersteigt ihr Buchwert den erzielbaren Betrag, so wird zunächst der Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe des Differenzbetrags außerplanmäßig abgeschrieben. Ein darüber hinausgehender Abwertungsbedarf wird durch anteilige Reduzierung der Buchwerte der übrigen Vermögenswerte der Zahlungsmittel generierenden Einheit berücksichtigt.

Wenn der Grund für eine früher vorgenommene außerplanmäßige Abschreibung entfallen ist, werden die immateriellen Vermögenswerte zugeschrieben. Allerdings darf der durch Zuschreibung erhöhte Buchwert nicht die fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten übersteigen. Bei Geschäfts- oder Firmenwerten werden keine Zuschreibungen vorgenommen.

Sachanlagen

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

Sachanlagen - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - werden grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf eher entspricht.

Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde:

Nutzungsdauer in Jahren
Gebäude 10 - 75
Technische Anlagen
Thermische Kraftwerke 10 - 40
Windkraftanlagen Bis zu 23
Stromnetze 20 - 45
Wasserleitungsnetze 12 - 80
Gas- und Wasserspeicher 12 - 60
Gasverteilungsanlagen 10 - 40
Anlagen im Bergbau 3 - 25
Grubenaufschlüsse im Bergbau 33 - 35
Sonstige regenerative Anlagen 4 - 40

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

Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen RWE Leasingnehmer ist, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.

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

Investment Property

Investment Property (als Finanzinvestition gehaltene Immobilien) umfasst alle Immobilien, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder langfristigen Wertsteigerungen gehalten und weder in der Produktion noch für Verwaltungszwecke eingesetzt werden. Es wird zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Bei der erstmaligen Bewertung sind auch Transaktionskosten einzubeziehen. Abnutzbares Investment Property wird über eine Laufzeit von 16 bis 50 Jahren linear abgeschrieben.

Der beizulegende Zeitwert des Investment Property ist im Anhang angegeben. Er wird nach international anerkannten Bewertungsmethoden, z. B. der Discounted-Cash-Flow-Methode, ermittelt oder aus den aktuellen Marktpreisen vergleichbarer Immobilien abgeleitet.

Auch bei Investment Property folgt die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen.

At-Equity-bilanzierte Beteiligungen

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

Übrige Finanzanlagen

Die unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen/Gemeinschaftsunternehmen sowie die übrigen Beteiligungen und die langfristigen Wertpapiere gehören der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an. In diese Kategorie fallen Finanzinstrumente, die keine Kredite und Forderungen oder bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen darstellen und nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Zugangsbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam.

Wertminderung von Vermögenswerten

Liegen wesentliche objektive Anzeichen für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vor, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Solche Anzeichen könnten sein, dass es für einen finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt oder dass sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten befindet und möglicherweise bereits mit den Zins- und Tilgungszahlungen in Verzug ist.

Forderungen

Die Forderungen umfassen die Finanzforderungen, die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Von derivativen Finanzinstrumenten abgesehen werden Forderungen und sonstige Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Erforderliche Wertberichtigungen orientieren sich am tatsächlichen Ausfallrisiko. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze bei Forderungen grundsätzlich über ein Wertberichtigungskonto korrigiert. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen von Versorgungsbetrieben sind erhaltene Abschlagszahlungen auf den abgegrenzten, noch nicht abgelesenen Verbrauch unserer Kunden verrechnet. Die unter den Finanzforderungen ausgewiesenen Ausleihungen sind mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Marktüblich verzinsliche Ausleihungen werden zum Nominalwert bilanziert, zinslose oder niedrigverzinsliche Ausleihungen dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes.

CO2-Emissionsrechte und Zertifikate alternativer Energien

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

Latente Steuern

Latente Steuern resultieren aus temporären Unterschieden zwischen IFRS- und Steuerbilanzen der Einzelgesellschaften sowie aus Konsolidierungsvorgängen. Die aktiven latenten Steuern umfassen auch Steuerminderungsansprüche, die sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren ergeben. Latente Steuern sind dann zu aktivieren, wenn damit verbundene wirtschaftliche Vorteile mit hinreichender Sicherheit genutzt werden können. Ihre Höhe richtet sich nach den Steuersätzen, die im betreffenden Land zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. voraussichtlich gelten werden. Maßgeblich sind die am Bilanzstichtag gültigen bzw. verabschiedeten steuerlichen Vorschriften.

Für die Berechnung der latenten Steuern in Deutschland wird ein Steuersatz von 31,4% (Vorjahr: 31,4%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag in Höhe von 5,5% und dem konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz. Aktive und passive latente Steuern werden je Gesellschaft bzw. Organkreis saldiert.

Vorräte

Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe einschließlich Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus).# Sofern die Vorräte nicht hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden sie zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten oder zu niedrigeren Nettoveräußerungswerten angesetzt.

Die Herstellungskosten entsprechen den produktionsorientierten Vollkosten; sie werden auf der Grundlage einer normalen Kapazitätsauslastung ermittelt und enthalten neben den direkt zurechenbaren Kosten auch angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Fertigungsbedingte Abschreibungen sind ebenfalls berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Ermittlung der Anschaffungskosten werden i. d. R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Prinzip "First in - first out" (Fifo-Verfahren) ermittelt. Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands erfasst.

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

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

Zu den als kurzfristig ausgewiesenen Wertpapieren zählen im Wesentlichen die Wertpapiere in Spezialfonds sowie festverzinsliche Titel, die beim Erwerb eine Restlaufzeit von mehr als drei Monaten und weniger als einem Jahr haben. Die Wertpapiere gehören ausnahmslos der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an und werden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Zugangsbewertung werden Transaktionskosten berücksichtigt, die direkt dem Erwerb des Wertpapiers zuzurechnen sind; die Zugangsbewertung erfolgt zum Erfüllungstag. Nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Liegen wesentliche objektive Hinweise auf eine Wertminderung vor, wird erfolgswirksam abgeschrieben. Erfolgswirksam sind auch die Ergebnisse aus der Veräußerung von Wertpapieren.

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

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

Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.

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

Rückstellungen werden für sämtliche am Bilanzstichtag gegenüber Dritten bestehenden rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gebildet, die sich daraus ergeben, dass vergangene Ereignisse wahrscheinlich zu einem Ressourcenabfluss führen werden, dessen Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn eine Rückstellung eine große Anzahl von Positionen umfasst, wird die Verpflichtung durch Gewichtung aller möglichen Ergebnisse mit ihren jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeiten geschätzt (Erwartungswertmethode). Alle langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten voraussichtlichen Erfüllungsbetrag bilanziert. Bei der Ermittlung dieses Betrags sind auch die bis zum Erfüllungszeitpunkt voraussichtlich eintretenden Kostensteigerungen zu berücksichtigen.

Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten ggf. auch die geschätzten Ausgaben für die Stilllegung von Anlagen oder die Wiedernutzbarmachung von Flächen. Für diese Ausgaben werden Stilllegungs-, Rekultivierungs- und ähnliche Rückstellungen gebildet. Falls Änderungen beim Zinssatz oder bei den Schätzungen zum zeitlichen Anfall oder zur Höhe der Auszahlungen eine Anpassung der Rückstellungen erforderlich machen, wird der Buchwert des zugehörigen Vermögenswertes in entsprechendem Umfang erhöht oder vermindert. Fällt die Verminderung höher aus als der Buchwert, ist der überschießende Betrag direkt erfolgswirksam zu erfassen. Rückstellungen werden grundsätzlich gegen den Aufwandsposten aufgelöst, gegen den sie gebildet wurden.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden für leistungsorientierte Versorgungspläne gebildet. Dabei handelt es sich um Verpflichtungen des Unternehmens aus Anwartschaften und laufenden Leistungen an berechtigte aktive und ehemalige Mitarbeiter sowie deren Hinterbliebene. Die Verpflichtungen beziehen sich insbesondere auf Ruhegelder. Die individuellen Zusagen richten sich i. d. R. nach der Dauer der Betriebszugehörigkeit und der Vergütung der Mitarbeiter. Bei der Bewertung von Rückstellungen für leistungsorientierte Versorgungspläne wird der versicherungsmathematische Barwert der jeweiligen Verpflichtung zugrunde gelegt. Dieser wird mithilfe der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected-Unit-Credit-Methode) ermittelt. Bei diesem Anwartschaftsbarwertverfahren werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch erwartete künftige Steigerungen von Gehältern und Renten berücksichtigt. Die Berechnung stützt sich auf versicherungsmathematische Gutachten unter Berücksichtigung biometrischer Daten (für Deutschland insbesondere die Richttafeln 2005 G von Klaus Heubeck, für Großbritannien Standard Table A92 und S1PA). Die Rückstellung ergibt sich aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwertes der Verpflichtung und dem beizulegenden Zeitwert des zur Deckung der Pensionsverpflichtung gebildeten Planvermögens. Der Dienstzeitaufwand ist im Personalaufwand enthalten. Das Nettozinsergebnis geht in das Finanzergebnis ein. Gewinne und Verluste aus Neubewertungen der Nettoschuld oder des Nettovermögenswertes werden vollständig in dem Geschäftsjahr erfasst, in dem sie anfallen. Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung als Bestandteil des Other Comprehensive Income in der Gesamtergebnisrechnung ausgewiesen und unmittelbar in die Gewinnrücklagen gebucht. Auch in den Folgeperioden werden sie nicht mehr erfolgswirksam.

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

Die Entsorgungsrückstellungen im Kernenergiebereich basieren auf öffentlich-rechtlichen Verpflichtungen, insbesondere dem Atomgesetz, sowie auf Auflagen, die in den Betriebsgenehmigungen festgeschrieben sind. Ihrer Bewertung liegen Schätzungen zugrunde, die zum einen auf konkretisierenden Verträgen, zum anderen auf Angaben interner und externer Experten und Fachgutachter sowie des Bundesamtes für Strahlenschutz (BfS) beruhen. Die am Bilanzstichtag bestehenden und bei Bilanzaufstellung erkennbaren Verpflichtungen zur Wiedernutzbarmachung von Flächen sowie aus verursachten oder bereits eingetretenen Bergschäden werden durch bergbaubedingte Rückstellungen berücksichtigt. Die Rückstellungen sind aufgrund öffentlich-rechtlicher Verpflichtungen zu bilden, die auf entsprechenden gesetzlichen Regelungen wie dem Bundesberggesetz basieren und vor allem in Betriebsplänen und wasserrechtlichen Erlaubnisbescheiden konkretisiert sind. Die Rückstellungen werden grundsätzlich mit zunehmendem Verpflichtungsumfang, u. a. entsprechend der Braunkohleförderung, gebildet. Bewertet werden sie mit den zu erwartenden Vollkosten bzw. den geschätzten Schadenersatzleistungen.

Für die Verpflichtung zur Einreichung von CO2 -Emissionsrechten und Zertifikaten alternativer Energien bei den zuständigen Behörden wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten CO2 -Rechte bzw. Zertifikate alternativer Energien bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Emissionsrechte bzw. der Zertifikate alternativer Energien am Stichtag bewertet.

Verbindlichkeiten umfassen die Ertragsteuerverbindlichkeiten, die Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten. Sie werden bei erstmaligem Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert einschließlich Transaktionskosten erfasst und in den Folgeperioden - mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente - mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet.Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing werden entweder mit dem beizulegenden Zeitwert des Leasinggegenstands oder dem Barwert der Mindestleasingraten passiviert - je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Zu den übrigen Verbindlichkeiten zählen von Versorgungsbetrieben passivierte Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind in den übrigen Verbindlichkeiten auch bestimmte nicht beherrschende Anteile enthalten. Dabei handelt es sich um Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile.

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

Mit Fair Value Hedges werden bilanzierte Vermögenswerte oder Schulden gegen das Risiko einer Änderung des beizulegenden Zeitwertes abgesichert. Dabei gilt: Bei Änderungen der beizulegenden Zeitwerte des Sicherungsgeschäfts und des gesicherten Teils des dazugehörigen Grundgeschäfts werden diese unter derselben Position in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Auch die Absicherung von bilanzunwirksamen festen Verpflichtungen wird als Fair Value Hedge bilanziert. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der festen Verpflichtung im Hinblick auf das abgesicherte Risiko führen zum erfolgswirksamen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld.

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

Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten zielen darauf ab, das Fremdwährungsrisiko aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung abzusichern. Nicht realisierte Gewinne und Verluste aus solchen Sicherungsgeschäften werden bis zur Veräußerung der ausländischen Teileinheit im Other Comprehensive Income erfasst.

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

Verträge, die den Empfang oder die Lieferung nicht finanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf des Unternehmens zum Gegenstand haben (Eigenverbrauchverträge), werden nicht als derivative Finanzinstrumente, sondern als schwebende Geschäfte bilanziert. Enthalten die Verträge eingebettete Derivate, werden die Derivate getrennt vom Basisvertrag bilanziert, sofern die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken des eingebetteten Derivats nicht eng mit den wirtschaftlichen Merkmalen und Risiken des Basisvertrags verbunden sind. Geschriebene Optionen auf den Kauf oder Verkauf nicht finanzieller Posten, die durch Barausgleich erfüllt werden können, sind keine Eigenverbrauchverträge.

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

Ermessensentscheidungen bei der Anwendung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

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

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

Schätzungen und Beurteilungen des Managements

Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS erfordert, dass Annahmen getroffen und Schätzungen gemacht werden, die sich auf den Wertansatz der bilanzierten Vermögenswerte und Schulden, der Erträge und Aufwendungen sowie die Angabe von Eventualschulden auswirken. Diese Annahmen und Schätzungen beziehen sich u. a. auf die Bilanzierung und Bewertung von Rückstellungen. Bei langfristigen Rückstellungen stellt neben der Höhe und dem Zeitpunkt zukünftiger Zahlungsströme auch die Bestimmung des Abzinsungsfaktors eine wichtige Schätzgröße dar. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt. Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte und Anlagevermögen stützt sich auf zukunftsbezogene Annahmen, die regelmäßig angepasst werden. Für das Anlagevermögen ist zu jedem Stichtag zu prüfen, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt. Kraftwerke werden zu einer Zahlungsmittel generierenden Einheit zusammengefasst, wenn ihre Erzeugungskapazität und ihr Brennstoffbedarf als Teil eines Portfolios zentral gesteuert werden, ohne dass eine Zurechnung einzelner Verträge und Zahlungsströme auf einzelne Kraftwerke möglich ist. Bei der Erstkonsolidierung eines erworbenen Unternehmens werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden mit ihrem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes liegen u. a. Bewertungsmethoden zugrunde, die eine Prognose der zukünftig erwarteten Cash Flows erfordern. Aktive latente Steuern werden angesetzt, wenn die Realisierbarkeit künftiger Steuervorteile wahrscheinlich ist. Die tatsächliche Entwicklung im Hinblick auf die steuerliche Ergebnissituation und damit die Nutzbarkeit aktiver latenter Steuern kann allerdings von der Einschätzung zum Zeitpunkt der Aktivierung der latenten Steuern abweichen.

Weitere Informationen zu den Annahmen und Schätzungen, die diesem Konzernabschluss zugrunde liegen, finden sich in den Erläuterungen zu den einzelnen Abschlussposten. Sämtliche Annahmen und Schätzungen basieren auf den Verhältnissen und Beurteilungen am Bilanzstichtag. Bei der Einschätzung der voraussichtlichen Geschäftsentwicklung wurde außerdem das zu diesem Zeitpunkt als realistisch unterstellte künftige wirtschaftliche Umfeld in den Branchen und Regionen, in denen RWE tätig ist, berücksichtigt. Sollten sich die Rahmenbedingungen anders als erwartet entwickeln, können die tatsächlichen Beträge von den Schätzwerten abweichen. In solchen Fällen werden die Annahmen und, falls erforderlich, die Buchwerte der betroffenen Vermögenswerte und Schulden angepasst. Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses ist nicht davon auszugehen, dass sich wesentliche Änderungen gegenüber den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen ergeben.

Kapitalmanagement

Die Kapitalstruktur des RWE-Konzerns hat sich im Berichtsjahr vor allem durch den Verkauf der RWE Dea geändert. Die Erlöse aus dem Verkauf haben signifikant zur Reduzierung der Nettofinanzschulden auf 7,4 Mrd. € (Vorjahr: 8,5 Mrd. €) beigetragen. Somit bestehen die Nettoschulden von RWE etwa zu drei Vierteln aus den Rückstellungen von 18,8 Mrd. € (Vorjahr: 20,6 Mrd. €), die im Durchschnitt eine sehr lange Duration aufweisen und wesentlich durch externe Faktoren wie das allgemeine Zinsniveau getrieben werden.# Im Vordergrund der Finanzpolitik von RWE steht die Gewährleistung des permanenten Zugangs zum Kapitalmarkt, um die effiziente Refinanzierung der fälligen Schulden zu jeder Zeit zu ermöglichen. Diesem Ziel dienen das solide Rating im Investment-Grade-Bereich, der angestrebte positive Cash Flow und eine teilweise Vorfinanzierung der langfristigen Rückstellungen durch angelegtes Finanzvermögen. RWE steuert die Kapitalstruktur u. a. anhand von Finanzkennzahlen. Eine Orientierungsgröße ist der "Verschuldungsfaktor", der bei den Nettoschulden ansetzt. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird; darüber hinaus wird mit einer Korrektur beim Hybridkapital erreicht, dass Letzteres hälftig in die Nettoschulden einfließt. Der Verschuldungsfaktor gibt das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA an. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 3,6 (Vorjahr: 3,8). Unser Kreditrating wird durch eine Vielzahl qualitativer und quantitativer Faktoren beeinflusst. Hierzu zählen die Finanzmittelzuflüsse und die Verschuldung ebenso wie das Marktumfeld, die Wettbewerbsposition und die politischen Rahmenbedingungen. Auch die begebenen Hybridanleihen über insgesamt 1,25 Mrd. €, 1,5 Mrd. US$, 0,75 Mrd. £ und 0,4 Mrd. CHF unterstützen unser Rating. Die beiden führenden Ratingagenturen Moody's und Standard & Poor's stufen Hybridkapital zur Hälfte als Eigenkapital ein. Die ratingrelevanten Verschuldungskennziffern des Konzerns fallen daher günstiger aus, als sie gewesen wären, wenn wir ausschließlich klassische Anleihen begeben hätten. Die von RWE ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen werden derzeit von Moody's mit "Baa2" und von Standard & Poor's mit "BBB" bewertet, bei jeweils "negativem" Ausblick. Damit bewegt sich unser Rating weiterhin im Bereich "Investment Grade". Die Bonitätsnoten für kurzfristige RWE-Anleihen lauten "P-2" bzw. "A-2".

Änderung der Rechnungslegungsmethoden

Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie eine neue Interpretation verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2015 verpflichtend anzuwenden sind:

• Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2011-2013 (2013). Dieser Sammelstandard beinhaltet Klarstellungen zu IAS 40, IFRS 3 und IFRS 13. Die Änderungen haben keine Auswirkung auf den Konzernabschluss der RWE AG.
• IFRIC Interpretation 21 "Abgaben" (2013). Die Interpretation enthält Leitlinien zum Zeitpunkt und zur Höhe der Bilanzierung von öffentlichen Abgaben und konkretisiert IAS 37 "Rückstellungen, Eventualverbindlichkeiten und Eventualforderungen". Die erstmalige Anwendung von IFRIC 21 hat keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

Neue Rechnungslegungsvorschriften

Der IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2015 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt.

• IFRS 9 "Financial Instruments" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Er beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält kleinere Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Für bestimmte Fremdkapitalinstrumente der Aktivseite ist eine ergebnisneutrale Fair-Value-Bewertung vorgesehen. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen von Vermögenswerten und zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting). Die Vorschriften zur Wertminderung stellen erstmals auf erwartete Ausfälle ab. Die neuen Regelungen zum Hedge Accounting sollen dazu führen, dass Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abgebildet werden können. Dazu erweitert IFRS 9 (2014) u. a. die für Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und erleichtert die Effektivitätstests. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 9 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft.
• IFRS 15 "Revenue from Contracts with Customers" (2014) including amendments to IFRS 15, effective date of IFRS 15 (2015) ersetzt zukünftig sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge". Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- und zeitraumbezogen zu realisieren sind. Dies ist dann der Fall, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann. Der neue Standard ist erstmals für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2018 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 15 (2014) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft.
• IFRS 16 "Leases" (2016) ersetzt zukünftig die Inhalte des IAS 17 "Leasingverhältnisse" sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC-15 und SIC-27. Nach dem neuen Leasingstandard sollen abgesehen von kurzfristigen Leasingverhältnissen (bis zu zwölf Monaten) und Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte alle Leasingverhältnisse in der Bilanz erfasst werden. Daher hat der Leasingnehmer unabhängig vom wirtschaftlichen Eigentum an dem geleasten Vermögenswert ein Nutzungsrecht für den Vermögenswert zu aktivieren und eine korrespondierende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der fest vereinbarten Leasingzahlungen zu passivieren. Für den Leasinggeber ergeben sich keine wesentlichen Änderungen zur aktuellen Bilanzierung nach IAS 17, insbesondere im Hinblick auf die weiterhin erforderliche Klassifizierung von Leasingverhältnissen. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019 oder danach beginnen. Die Auswirkungen von IFRS 16 (2016) auf den RWE-Konzernabschluss werden noch geprüft.

Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben:

• Amendments to IAS 12 "Recognition of Deferred Tax Assets for Unrealized Losses" (2016)
• Amendments to IAS 7 "Disclosure Initiative" (2016)
• IFRS 14 "Regulatory Deferral Accounts" (2014)
• Änderungen an IFRS 11 "Bilanzierung von Erwerben an einer gemeinschaftlichen Tätigkeit" (2014)
• Änderungen an IAS 1 "Angabeninitiative" (2014)
• Änderungen an IAS 16 und IAS 38 "Klarstellung akzeptabler Abschreibungsmethoden" (2014)
• Änderungen an IAS 16 und IAS 41 "Landwirtschaft: Fruchttragende Pflanzen" (2014)
• Änderungen an IAS 27 "Equity-Methode in Einzelabschlüssen" (2014)
• Amendments to IFRS 10 and IAS 28 "Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture" (2014) including amendments to IFRS 10 and IAS 28, effective date of amendments to IFRS 10 and IAS 28 (2015)
• Amendments to IFRS 10, IFRS 12 and IAS 28 "Investment Entities: Applying the Consolidation Exception" (2014)
• Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2012-2014 (2014)
• Änderungen an IAS 19 - Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge (2013)
• Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2010-2012 (2013)

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(1) Umsatzerlöse

Umsatzerlöse werden grundsätzlich dann erfasst, wenn die Güter geliefert oder Dienstleistungen erbracht wurden und die mit den Gütern oder Diensten verbundenen Risiken auf den Kunden übergegangen sind. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir die Energiehandelsumsätze netto aus, d. h. mit der realisierten Rohmarge. Die auf physische Erfüllung ausgerichteten Strom-, Gas-, Kohle- und Ölgeschäfte zeigen wir dagegen auf Bruttobasis. Energiehandelsumsätze werden im Segment Trading/Gas Midstream getätigt. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2015 auf 103.169 Mio. € (Vorjahr: 101.503 Mio. €). Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 145 f. nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Durch Erst- und Entkonsolidierungen haben sie sich im Saldo um 226 Mio. € erhöht. Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat RWE mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10% der Umsatzerlöse erzielt. Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer.

(2) Sonstige betriebliche Erträge

Sonstige betriebliche Erträge in Mio. €	2015	2014
Erträge aus aktivierten Eigenleistungen	291	231
Erträge aus Bestandsveränderung der Erzeugnisse	77	49
Auflösung von Rückstellungen	265	635
Kostenumlagen/-erstattungen	76	90
Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten (ohne Wertpapiere)	57	45
Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierungen	286	447
Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten	211	241
Ersatz- und Versicherungsleistungen	575	149
Vermietung und Verpachtung	20	24
Neubewertungsertrag bei sukzessiver Erlangung der Beherrschung	159
Übrige	403	424
Gesamt	2.420	2.335

Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen und Ausleihungen werden, soweit sie Beteiligungen betreffen, im Beteiligungsergebnis ausgewiesen und ansonsten - ebenso wie Erträge aus dem Abgang kurzfristiger Wertpapiere - im Finanzergebnis gezeigt. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Erträge um 175 Mio. €.

(3) Materialaufwand

| Materialaufwand in Mio. | | |# 2015 2014
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren | 22.436 | 22.581
Aufwendungen für bezogene Leistungen | 11.940 | 11.106
| 34.376 | 33.687

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe umfassen auch die Aufwendungen für den Einsatz und die Entsorgung von Kernbrennstoffen. Ebenfalls darin enthalten sind Aufwendungen für CO2 -Emissionsrechte. Insgesamt wurden Energiehandelsumsätze in Höhe von 54.570 Mio. € (Vorjahr: 53.035 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Materialaufwand um 153 Mio. €.

(4) Personalaufwand

Personalaufwand in Mio. €

	2015	2014
Löhne und Gehälter	3.728	3.815
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	1.075	1.035
Gesamt	4.803	4.850

Anzahl Mitarbeiter

	2015	2014
Tarif- und sonstige Mitarbeiter	46.707	48.796
Außertarifliche Mitarbeiter	12.643	12.919
Gesamt	59.350	61.715

Die Anzahl der Mitarbeiter ergibt sich durch Umrechnung in Vollzeitstellen. Das heißt, Teilzeitbeschäftigte und befristete Beschäftigungsverhältnisse werden mit ihrer Teilzeitquote bzw. mit ihrer Beschäftigungszeit im Verhältnis zur Jahresbeschäftigungszeit erfasst. Im Jahresdurchschnitt wurden 2.140 (Vorjahr: 2.297) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Personalaufwand um 18 Mio. €.

(5) Abschreibungen

Abschreibungen in Mio. €

	2015	2014
Immaterielle Vermögenswerte	472	222
Sachanlagen	5.045	2.887
Investment Property	5	6
Gesamt	5.522	3.115

Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 24 Mio. € (Vorjahr: 30 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die Abschreibungen um 31 Mio. €.

Außerplanmäßige Abschreibungen in Mio. €

	2015	2014
Immaterielle Vermögenswerte	236	14
Sachanlagen	2.874	828
Investment Property	1	3
Gesamt	3.110	843

Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 1.510 Mio. € entfielen auf den deutschen Kraftwerkspark des Segments Konventionelle Stromerzeugung, im Wesentlichen aufgrund der aktuellen Einschätzung der kurz-, mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der geringeren Auslastung des Kraftwerksparks (erzielbarer Betrag: 6,1 Mrd. €). Auf einen Kraftwerksblock in Deutschland des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 654 Mio. € (Vorjahr: 387 Mio. €), da dieser Kraftwerksblock stillgelegt wurde. Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 568 Mio. € (Vorjahr: 183 Mio. €) entfielen auf britische Kraftwerksanlagen des Segments Konventionelle Stromerzeugung aufgrund veränderter Marktsituation in Folge der Kapazitätsmarktauktion (erzielbarer Betrag: 1,9 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 173 Mio. € entfielen auf IT-Systeme im Segment Vertrieb Großbritannien aufgrund fehlender Werthaltigkeit (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Auf die immateriellen Vermögenswerte und Sachanlagen der als gemeinschaftliche Tätigkeit abgebildeten EPZ des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 101 Mio. € (davon 16 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte und 85 Mio. € auf Sachanlagen) aufgrund geänderter Preiserwartungen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen und geänderten Preiserwartungen durchgeführt. Die erzielbaren Beträge ermitteln wir auf Basis beizulegender Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten, die mithilfe von Bewertungsmodellen unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen hergeleitet werden. Der Wertermittlung des deutschen Kraftwerksparks lag ein Diskontierungszinssatz von 4,75% zugrunde und den sonstigen Bewertungsmodellen Diskontierungszinssätze in einer Bandbreite von 1,25 bis 5,5% (Vorjahr: 4,25 bis 5,75%). Unsere zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissions-rechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen.

(6) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Sonstige betriebliche Aufwendungen in Mio. €

	2015	2014
Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen	537	684
Rückstellungszuführungen	286	11
Konzessionen, Lizenzen und andere vertragliche Verpflichtungen	436	447
Struktur- und Anpassungsmaßnahmen	166	41
Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung	303	244
Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren)	327	298
Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung	58	148
Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen	182	175
Allgemeine Verwaltungskosten	142	151
Werbemaßnahmen	203	223
Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten	47	226
Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten	140	143
Kosten des Post- und Zahlungsverkehrs	72	67
Gebühren und Beiträge	134	112
Währungskursverluste	57	12
Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern)	98	130
Übrige	420	170
Gesamt	3.608	3.282

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 321 Mio. €.

(7) Beteiligungsergebnis

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

Beteiligungsergebnis in Mio. €

	2015	2014
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	238	364
Davon: Abschreibungen/Zuschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen	-107	-18
Ergebnis aus nicht konsolidierten Tochterunternehmen	5
Davon: Abschreibungen auf Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen	-7	-2
Ergebnis aus übrigen Beteiligungen	32	35
Davon: Abschreibungen auf Anteile an übrigen Beteiligungen	-10	-8
Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen	231	173
Aufwendungen aus dem Abgang von Beteiligungen	34	8
Erträge aus Ausleihungen an Beteiligungen	35	27
Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen	18	52
Übriges Beteiligungsergebnis	246	180
Gesamt	484	544

Die Aufwendungen aus Ausleihungen an Beteiligungen entfallen ausschließlich auf Abschreibungen. Von den Abschreibungen auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfielen 102 Mio. € auf eine Beteiligung im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland aufgrund aktueller Verkaufsverhandlungen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Der erzielbare Betrag wurde auf Basis des beizulegenden Zeitwertes abzüglich Veräußerungskosten ermittelt und ist der Stufe 1 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen.

(8) Finanzergebnis

Finanzergebnis in Mio. €

	2015	2014
Zinsen und ähnliche Erträge	265	218
Andere Finanzerträge	1.600	699
Finanzerträge	1.865	917
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	1.069	1.080
Zinsanteile an Zuführungen zu Rückstellungen für Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens)	153	218
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich und bergbaubedingten Rückstellungen	571	560
sonstigen Rückstellungen	97	336
Andere Finanzaufwendungen	1.564	571
Finanzaufwendungen	3.454	2.765
Gesamt	-1.589	-1.848

Das Finanzergebnis setzt sich aus dem Zinsergebnis, den Zinsanteilen an Rückstellungszuführungen sowie den anderen Finanzerträgen und Finanzaufwendungen zusammen. Die Zinsanteile an Rückstellungszuführungen enthalten die jährlichen Aufzinsungsbeträge. Sie werden um die erwarteten Erträge aus Planvermögen zur Deckung von Pensionsverpflichtungen gekürzt. Das Zinsergebnis enthält im Wesentlichen Zinserträge aus verzinslichen Wertpapieren und Ausleihungen, Erträge und Aufwendungen aus Wertpapieren sowie Zinsaufwendungen. Im Zusammenhang mit dem Erwerb und der Herstellung qualifizierter Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr Fremdkapitalkosten in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 5,0 und 5,1 % (Vorjahr: 4,9 und 5,25%).

Zinsergebnis in Mio. €

	2015	2014
Zinsen und ähnliche Erträge	265	218
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	1.069	1.080
Gesamt	-804	-862

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

Zinsergebnis nach Bewertungskategorien in Mio. €

	2015	2014
Kredite und Forderungen	181	159
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	84	59
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten	-1.069	-1.080
Gesamt	-804	-862

Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 297 Mio. € (Vorjahr: 68 Mio. €). Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 129 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren.

(9) Ertragsteuern

Ertragsteuern in Mio. €

	2015	2014
Tatsächliche Ertragsteuern	544	508
Latente Steuern	59	45
Gesamt	603	553

Von den latenten Steuern entfallen 637 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr ergaben sich Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern in Höhe von 777 Mio. € (Vorjahr: 237 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Erträge von 75 Mio. € (Vorjahr: 165 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 7 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €). Die Aufwendungen aus latenten Steuern verringerten sich aufgrund neu einzuschätzender und bisher nicht erfasster steuerlicher Verlustvorträge um 100 Mio.€ (Vorjahr: 3 Mio. €). Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Ertragsteuern um 10 Mio. €.

Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern in Mio. €

	2015	2014
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	25	-18
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	26	-7
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	-1.5951	591
-1.544	566

¹ Einschließlich Wertberichtigung. Im Zusammenhang mit als Eigenkapital ausgewiesenem Hybridkapital wurden Steuern in Höhe von 38 Mio. € (Vorjahr: 40 Mio. €) direkt mit dem Eigenkapital verrechnet.

Steuerüberleitungsrechnung in Mio. €

	2015	2014
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	-637	2.246
Theoretischer Steueraufwand	-200	705
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen	58	-66
Steuereffekte auf steuerfreie inländische Dividenden	-84	-78
steuerfreie ausländische Dividenden	-10	-23
sonstige steuerfreie Erträge	-15	-12
steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen	44	76
Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen)	19	-8
nicht nutzbare Verlustvorträge, Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen, Abschreibungen auf Verlustvorträge, Latenzierung von Verlustvorträgen	-60	110
Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen	-97	6
Steuersatzänderungen im Ausland	-6
sonstige Wertberichtigungen latenter Steuern im Organkreis der RWE AG	871
Sonstiges	77	-151
Effektiver Steueraufwand	603	553
Effektiver Steuersatz in %	-94,7	24,6

(10) Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2015	Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Zuschreibungen	Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2015	Buchwerte Stand: 31.12.2015
Entwicklungsausgaben	1.015	-1	206	3	53	139	1.137	542	-1	236		24	137		664	473
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	2.733	15	55	9	20	42	2.790	2.137	-6	211		8	38		2.312	478
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	3.074	83	10		162	181	3.319	2.854		24		162	175		3.040	279
Geschäfts- oder Firmenwerte	11.507	271	5		191		11.979	5.533		1		194			6.017	11.979
Geleistete Anzahlungen	1	368	276	12	1	181	7			472		1	175		1	6
Summe	18.330	368	276	12	427	181	19.232	5.533	-7	733		581	175		6.017	13.215

Entwicklungsausgaben Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte Kundenbeziehungen und ähnliche Werte Geschäfts- oder Firmenwerte Geleistete Anzahlungen Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2015 1.015 2.733 3.074 11.507 1 18.330 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -1 15 83 271 368 Zugänge 206 55 10 5 276 Umbuchungen 3 9 12 Währungsanpassungen 53 20 162 191 1 427 Abgänge 139 42 181 Stand: 31.12.2015 1.137 2.790 3.319 11.979 7 19.232 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2015 542 2.137 2.854 5.533 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -1 -6 -7 Abschreibungen des Berichtsjahres 236 211 24 1 472 Umbuchungen Währungsanpassungen 24 8 162 194 Abgänge 137 38 175 Zuschreibungen Stand: 31.12.2015 664 2.312 3.040 1 6.017 Buchwerte Stand: 31.12.2015 473 478 279 11.979 6 13.215 Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2014 827 3.729 2.938 11.374 11 18.879 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -6 -1.041 -38 -25 -9 -1.119 Zugänge 143 44 1 188 Umbuchungen 10 7 -3 14 Währungsanpassungen 52 9 174 158 1 394 Abgänge 11 15 26 Stand: 31.12.2014 1.015 2.733 3.074 11.507 1 18.330 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2014 451 2.331 2.688 5.470 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -5 -299 -38 -342 Abschreibungen des Berichtsjahres 73 119 30 222 Umbuchungen 8 8 Währungsanpassungen 26 -1 174 199 Abgänge 11 13 24 Zuschreibungen Stand: 31.12.2014 542 2.137 2.854 5.533 Buchwerte Stand: 31.12.2014 473 596 220 11.507 1 12.797

In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Konzessionen mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 700 Mio. €) und Geschäfts- oder Firmenwerte mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 25 Mio. €) enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 268 Mio. € (Vorjahr: 110 Mio. €) aufgewendet. Entwicklungsausgaben wurden in Höhe von 209 Mio. € (Vorjahr: 145 Mio. €) aktiviert.

Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen:

Geschäfts- oder Firmenwerte in Mio. €

	31.12.2015	31.12.2014
Vertrieb/Verteilnetze Deutschland	3.594	3.387
Vertrieb Niederlande/Belgien	2.695	2.682
Vertrieb Großbritannien	2.414	2.269
Zentralost-/Südosteuropa	1.516	1.408
Erneuerbare Energien	754	755
Trading/Gas Midstream	1.006	1.006
Summe	11.979	11.507

Im Berichtsjahr sind Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 22 Mio. € abgegangen (Vorjahr: 14 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten im Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland zu einer ergebnisneutralen Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwertes; sie sind mit 197 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) in den Zugängen enthalten.

Regelmäßig im dritten Quartal führen wir einen Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) durch, um einen möglichen Abschreibungsbedarf bei Geschäfts- oder Firmenwerten zu ermitteln. Dabei werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten auf Ebene der Segmente zugeordnet. Der erzielbare Betrag einer Zahlungsmittel generierenden Einheit wird entweder durch den beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten oder durch den Nutzungswert bestimmt - je nachdem, welcher Wert höher ist. Der beizulegende Zeitwert ist definiert als bestmögliche Schätzung des Preises, für den ein unabhängiger Dritter die Zahlungsmittel generierende Einheit am Bilanzstichtag erwerben würde. Der Nutzungswert entspricht dem Barwert der zukünftigen Cash Flows, die voraussichtlich mit einer Zahlungsmittel generierenden Einheit erzielt werden können. Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wird aus unternehmensexterner, der Nutzungswert aus unternehmensinterner Sicht bestimmt. Die Wertermittlung erfolgt mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung. Sie beziehen sich auf einen Detailplanungszeitraum von bis zu fünf Jahren. Sofern wirtschaftliche oder regulatorische Rahmenbedingungen es erfordern, wird in begründeten Ausnahmefällen ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt. In die Cash-Flow-Planungen fließen Erfahrungen ebenso ein wie Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwertes werden - falls vorhanden - Markttransaktionen innerhalb derselben Branche oder Bewertungen Dritter berücksichtigt. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Die Mittelfristplanung stützt sich auf länderspezifische Annahmen über die Entwicklung wichtiger makroökonomischer Größen, z. B. des Bruttoinlandsprodukts, der Verbraucherpreise, des Zinsniveaus und der Nominallöhne. Diese Einschätzungen werden u. a. aus volks- und finanzwirtschaftlichen Studien abgeleitet. Unsere zentralen Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche betreffen die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungszinssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 4,5 bis 6,0% (Vorjahr: 5,5 bis 7,3%) nach Steuern. Zur Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus legen wir konstante Wachstumsraten zwischen 0,0 und 1,0 % (Vorjahr: 0,0 und 1,0%) zugrunde. Diese Werte sind bereichsspezifisch aus Erfahrungen und Zukunftserwartungen abgeleitet und überschreiten nicht die langfristigen durchschnittlichen Wachstumsraten der jeweiligen Märkte, in denen die Konzernunternehmen tätig sind. Bei der Ermittlung der Wachstumsraten der Cash Flows werden die Ausgaben für Investitionen abgezogen, die notwendig sind, um das angenommene Wachstum zu erzielen. Die erzielbaren Beträge der Segmente lagen zum Bilanzstichtag über den Buchwerten der Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente. Das Segment Vertrieb Großbritannien wies von allen Segmenten die geringste Überdeckung des Buchwertes durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag lag um 0,7 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 0,8 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 6,5%, eine um mehr als 0,9 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter 0,1 % oder ein um mehr als 36 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis nach Steuern in der ewigen Rente angesetzt worden wäre.

(11) Sachanlagen

Sachanlagen in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2015	Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Zuschreibungen	Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2015	Buchwerte Stand: 31.12.2015
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	7.047	20	116	394	32	120	7.489	3.732	-8	307	206	10	27	14	4.206	3.283
Technische Anlagen und Maschinen	66.760	412	1.886	5.545	395	1.031	73.967	44.286	-114	3.952	1.890	150	806		49.358	24.609
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.960	160	132	103	15	124	2.246	1.484	5	153	32	12	117		1.569	677
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	7.211	-183	646	-6.054	121	31	1.710	2.417	-117	634	-2.129	172			922	788
Summe	82.978	409	2.770	-121	563	1.306	85.412	51.919	-234	5.046	-1	344	950	14	56.055	29.357

Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken Technische Anlagen und Maschinen Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2015 7.047 66.760 1.960 7.211 82.978 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises 20 412 160 -183 409 Zugänge 116 1.886 132 646 2.780 Umbuchungen 394 5.545 103 -6.054 -12 Währungsanpassungen 32 395 15 121 563 Abgänge 120 1.031 124 31 1.306 Stand: 31.12.2015 7.489 73.967 2.246 1.710 85.412 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2015 3.732 44.286 1.484 2.417 51.919 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -8 -114 5 -117 Abschreibungen des Berichtsjahres 307 3.952 153 634 5.046 Umbuchungen 206 1.890 32 -2.129 -1 Währungsanpassungen 10 150 12 172 Abgänge 27 806 117 950 Zuschreibungen 14 14 Stand: 31.12.2015 4.206 49.358 1.569 922 56.055 Buchwerte Stand: 31.12.2015 3.283 24.609 677 788 29.357 Anschaffungs- bzw.```markdown

Herstellungskosten

Stand: 01.01.2014 | 7.399 | 70.436 | 1.976 | 9.187 | 88.998
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises | -399 | -5.981 | -43 | -1.342 | -7.765
Zugänge | 106 | 1.462 | 98 | 1.673 | 3.339
Umbuchungen | 73 | 2.285 | 19 | -2.411 | -34
Währungsanpassungen | -3 | 272 | 8 | 120 | 397
Abgänge | 129 | 1.714 | 98 | 16 | 1.957
Stand: 31.12.2014 | 7.047 | 66.760 | 1.960 | 7.211 | 82.978

Kumulierte Abschreibungen

Stand: 01.01.2014 | 3.867 | 47.274 | 1.456 | 2.184 | 54.781
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises | -234 | -3.766 | -29 | -56 | -4.085
Abschreibungen des Berichtsjahres | 249 | 2.205 | 149 | 284 | 2.887
Umbuchungen | 4 | -24 | -7 | 5 | -22
Währungsanpassungen | -7 | 67 | 7 | 67 | 0
Abgänge | 96 | 1.468 | 92 | 16 | 1.656
Zuschreibungen | 51 | 2 | 0 | 0 | 53
Stand: 31.12.2014 | 3.732 | 44.286 | 1.484 | 2.417 | 51.919

Buchwerte

Stand: 31.12.2014 | 3.315 | 22.474 | 476 | 4.794 | 31.059

In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises sind Grundstücke mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 37 Mio. €) und technische Anlagen und Maschinen mit einem Buchwert von 10 Mio. € (Vorjahr: 1.342 Mio. €) enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Sachanlagen in Höhe von 13 Mio. € (Vorjahr: 75 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte oder Sicherungsübereignungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 282 Mio. € (Vorjahr: 267 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Hierbei handelte es sich im Wesentlichen um technische Anlagen und Maschinen. Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung.

(12) Investment Property

Investment Property in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.2015	264
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	0
Zugänge	1
Umbuchungen	2
Abgänge	49
Stand: 31.12.2015	218

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2015
Stand: 01.01.2015	181
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	0
Abschreibungen des Berichtsjahres	5
Umbuchungen	1
Abgänge	41
Stand: 31.12.2015	146

Buchwerte

	Stand: 31.12.2015
Stand: 31.12.2015	72

Investment Property in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.2014	293
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-33
Zugänge	0
Umbuchungen	18
Abgänge	14
Stand: 31.12.2014	264

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2014
Stand: 01.01.2014	197
Zu-/Abgänge durch Änderung des Konsolidierungskreises	-26
Abschreibungen des Berichtsjahres	6
Umbuchungen	14
Abgänge	10
Stand: 31.12.2014	181

Buchwerte

	Stand: 31.12.2014
Stand: 31.12.2014	83

In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises ist Investment Property mit einem Buchwert von 0 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €) enthalten, das als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurde. Zum 31. Dezember 2015 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 150 Mio. € (Vorjahr: 152 Mio. €), davon sind 27 Mio. € der Stufe 2 (Vorjahr: 126 Mio. €) und 123 Mio. € der Stufe 3 (Vorjahr: 26 Mio. €) der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Vom beizulegenden Zeitwert beruhen 57 Mio. € (Vorjahr: 49 Mio. €) auf einer Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter. Vom Buchwert des Investment Property entfielen 5 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 12 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 8 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €).

(13) At-Equity-bilanzierte Beteiligungen

Die folgenden Übersichten enthalten Angaben zu wesentlichen und nicht wesentlichen at-Equity-bilanzierten Beteiligungen an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen:

Wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen

	Amprion GmbH, Dortmund	KELAG-Kärntner Elektriztitäts-AG/Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich
	31.12.2015	31.12.2014
in Mio. €
Bilanz
Langfristige Vermögenswerte	2.642	2.318
Kurzfristige Vermögenswerte	2.289	2.273
Langfristige Schulden	674	663
Kurzfristige Schulden	2.429	2.565
Gesamtergebnisrechnung
Umsatzerlöse	11.449	10.992
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	15	-13
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	126	165
Dividende	24	18
RWE-Anteilsquote	25 %	25 %

Nicht wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen

	Assoziierte Unternehmen	Gemeinschaftsunternehmen
	31.12.2015	31.12.2014
in Mio. €
Anteiliges Ergebnis	36	158
Anteilig direkt im Eigenkapital erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-36	22
Summe der anteilig erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	180	110
Buchwerte	1.520	1.732

Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 92 Mio. € (Vorjahr: 104 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen.

(14) Übrige Finanzanlagen

Übrige Finanzanlagen in Mio. €

	31.12.2015	31.12.2014
Nicht konsolidierte Tochterunternehmen	147	113
Übrige Beteiligungen	499	478
Langfristige Wertpapiere	239	367
Gesamt	885	958

Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Titel und börsennotierte Aktien. Zur Absicherung von Wertguthaben aus dem Blockmodell Altersteilzeit gemäß § 8a AltTZG (Altersteilzeitgesetz) sowie aus der Führung von Langzeitarbeitskonten gemäß § 7e SGB (Sozialgesetzbuch) IV wurden für die RWE AG und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 116 Mio. € bzw. 15 Mio. € (Vorjahr: 271 Mio. € bzw. 16 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften.

(15) Finanzforderungen

Finanzforderungen in Mio. €

	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
	31.12.2015	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2014
Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen	233	5	330	6
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	568	959	0	0
Sonstige Finanzforderungen
Zinsabgrenzungen	111	94	0	0
Übrige sonstige Finanzforderungen	268	390	262	784
Gesamt	1.180	501	592	1.843

Gesellschaften des RWE-Konzerns erbrachten bei börslichen und außerbörslichen Handelsgeschäften die oben ausgewiesenen Sicherheitsleistungen. Diese sollen garantieren, dass die Verpflichtungen aus den Handelsgeschäften auch bei einem für RWE ungünstigen Kursverlauf erfüllt werden. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind. Für die übrigen sonstigen Finanzforderungen besteht in Höhe von 87 Mio. € eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von zwei RWE-Konzernunternehmen.

(16) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte in Mio. €

	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
	31.12.2015	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2014
Derivate	1.726	6.881	1.266	6.225
Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	0	15	0	0
Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen	59	86	0	0
CO2 -Emissionsrechte	323	244	0	0
Übrige sonstige Vermögenswerte	69	1.825	108	1.627
Gesamt	2.177	9.051	1.374	7.852
Davon: finanzielle Vermögenswerte	1.756	7.402	1.299	6.732
Davon: nicht finanzielle Vermögenswerte	54	1.686	75	1.450

Die unter den übrigen sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die derivativen Finanzinstrumente werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst. Die Bilanzwerte börsengehandelter Derivate mit Aufrechnungsvereinbarung sind miteinander verrechnet. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die sonstigen Forderungen und sonstigen Vermögenswerte um 2 Mio. €.

(17) Latente Steuern

Die aktiven und passiven latenten Steuern ergeben sich überwiegend dadurch, dass sich Wertansätze im IFRS-Abschluss von denen in der Steuerbilanz unterscheiden. Passive latente Steuern für den Unterschiedsbetrag zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften bzw. assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") wurden insoweit nicht bilanziert, als die Gesellschaft in der Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Auflösung der temporären Differenz zu steuern, und es daher wahrscheinlich ist, dass sich die temporäre Differenz in absehbarer Zeit nicht auflösen wird. Aus diesen Gründen wurden für temporäre Differenzen von Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe von 245 Mio. € (Vorjahr: 245 Mio. €) passive latente Steuern nicht gebildet. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 1.715 Mio. € bzw. 1.231 Mio. € (Vorjahr: 2.657 Mio. € bzw. 2.346 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen:

Latente Steuern in Mio. €

	Aktiv	Passiv	Aktiv	Passiv
	31.12.2015	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2014
Langfristige Vermögenswerte	840	1.701	685	1.846
Kurzfristige Vermögenswerte	204	1.137	484	1.676
Steuerliche Sonderposten	10	254	0	271
Langfristige Schulden
Pensionsrückstellungen	341	32	2.182	2
Sonstige langfristige Rückstellungen	1.274	462	1.851	64
Kurzfristige Schulden	1.511	94	2.173	670
Gesamt	4.180	3.680	7.375	4.529
Verlustvorträge
Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern)	480	79	0	0
Gewerbesteuer	253	46	0	0
Bruttobetrag	4.913	3.680	7.500	4.529
Saldierung	-2.447	-2.447	-3.664	-3.664
Nettobetrag	2.466	1.233	3.836	865

Zum 31. Dezember 2015 hat RWE für Gesellschaften, die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erlitten haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 1.325 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 236 Mio. €).
```Grundlage für die Bildung aktiver latenter Steuern ist die Einschätzung des Managements, dass es wahrscheinlich ist, dass die jeweiligen Gesellschaften zu versteuernde Ergebnisse erzielen werden, mit denen noch nicht genutzte steuerliche Verluste und abzugsfähige temporäre Differenzen verrechnet werden können. Die aktivierten Steuerminderungsansprüche aus Verlustvorträgen ergeben sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren. Es besteht hinreichende Sicherheit, dass die Verlustvorträge realisiert werden. Die körperschaftsteuerlichen und die gewerbesteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, betrugen zum Ende des Berichtsjahres 2.975 Mio. € bzw. 423 Mio. € (Vorjahr: 3.203 Mio. € bzw. 524 Mio. €). Davon werden körperschaftsteuerliche Verlustvorträge in Höhe von 1.602 Mio. € innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Die übrigen Verlustvorträge können im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt genutzt werden. Zum 31. Dezember 2015 betrugen die temporären Differenzen, für die keine aktiven latenten Steuern angesetzt wurden, 9.836 Mio. € (Vorjahr: 3.004 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von -1 Mio. € (Vorjahr: Steuererträge von 4 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet.

(18) Vorräte

Vorräte in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe inkl. Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus	1.342	1.427
Unfertige Erzeugnisse/Leistungen	222	244
Fertige Erzeugnisse und Waren	393	546
Geleistete Anzahlungen	2	15
Gesamt	1.959	2.232

Im Berichtsjahr wurden Vorräte in Höhe von 143 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) an ein nicht konsolidiertes strukturiertes Unternehmen zu marktüblichen Konditionen verkauft. Dabei wurden Umsatzerlöse von 154 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) erzielt. RWE fördert dieses Unternehmen aufgrund ihrer Beteiligung an der Strukturierung der Produkte des Unternehmens und hält keine Anteile an dem Unternehmen. Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 37 Mio. € (Vorjahr: 52 Mio. €). Davon entfielen auf Gasvorräte 6 Mio. € (Vorjahr: 29 Mio. €), auf Kohlevorräte 5 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) und auf Biomassevorräte 26 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €). Der beizulegende Zeitwert der Gas- und Kohlevorräte wird monatlich auf Basis aktueller Preiskurven der relevanten Indizes für Gas (z. B. NCG) und Kohle (z. B. API2) ermittelt. Die Biomassevorräte werden ebenfalls am Monatsende mit den entsprechenden Indexpreisen in Abhängigkeit des jeweiligen Lagerorts (z. B. ARA) bewertet. Der Bewertung liegen unmittelbar oder mittelbar zu beobachtende Marktpreise zugrunde (Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie). Unterschiede zwischen dem beizulegenden Zeitwert und dem Buchwert der zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte zum Monatsende werden erfolgswirksam erfasst. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die Vorräte um 67 Mio. €.

(19) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Durch Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 15 Mio. €.

(20) Wertpapiere

Von den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 5.630 Mio. € (Vorjahr: 3.813 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 1.807 Mio. € (Vorjahr: 597 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Zum 31. Dezember 2015 betrug die durchschnittliche Marktrendite der festverzinslichen Wertpapiere 0,9% (Vorjahr: 0,4%). Wertpapiere in Höhe von 708 Mio. € (Vorjahr: 585 Mio. €) wurden als Sicherheitsleistung bei Clearingbanken hinterlegt. Der regelmäßige Austausch der Sicherheitsleistungen findet in Abhängigkeit von vertraglich vereinbarten Schwellenwerten statt, ab denen die Marktwerte der Handelsgeschäfte zu besichern sind.

(21) Flüssige Mittel

Flüssige Mittel in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Kasse und Bankguthaben	2.521	2.971
Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten)	1	200
Gesamt	2.522	3.171

RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition. Für Geldanlagen werden Banken anhand verschiedener Bonitätskriterien ausgewählt. Hierzu zählen beispielsweise ihr Rating durch eine der drei renommierten Ratingagenturen Moody's, Standard & Poor's und Fitch, ihr Eigenkapital sowie Preise für Credit Default Swaps. Die Verzinsung der flüssigen Mittel bewegte sich 2015 wie im Vorjahr auf Marktniveau.

(22) Eigenkapital

Die Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 98 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert:

Gezeichnetes Kapital	Stückzahl in Tsd.	Stückzahl in %	Stückzahl in Tsd.	Stückzahl in %	Buchwert in Mio. €	Buchwert in Mio. €
	31.12.2015	31.12.2015	31.12.2014	31.12.2014	31.12.2015	31.12.2014
Stammaktien	575.745	93,7	575.745	93,7	1.474	1.474
Vorzugsaktien	39.000	6,3	39.000	6,3	100	100
Gesamt	614.745	100,0	614.745	100,0	1.574	1.574

Bei den Stamm- und Vorzugsaktien handelt es sich um nennbetragslose Inhaber-Stückaktien. Vorzugsaktien gewähren grundsätzlich kein Stimmrecht. Den Vorzugsaktionären steht unter bestimmten Voraussetzungen bei der Verteilung des Bilanzgewinns ein Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie zu. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 15. April 2019 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 314.749.693,44 € durch Ausgabe von bis zu 122.949.099 auf den Inhaber lautenden Stammaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden. Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 16. April 2014 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 15. April 2019 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10% des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt der Ausübung dieser Ermächtigung zu erwerben. Der Vorstand der Gesellschaft ist aufgrund des Beschlusses ferner ermächtigt, eigene Aktien ohne weiteren Beschluss der Hauptversammlung einzuziehen. Darüber hinaus ist der Vorstand ermächtigt, eigene Aktien - unter bestimmten Bedingungen und unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre - an Dritte zu übertragen bzw. zu veräußern. Außerdem dürfen eigene Aktien an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen ausgegeben werden. Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien zur Erfüllung von Verpflichtungen der Gesellschaft aus zukünftigen Belegschaftsaktienprogrammen zu verwenden; hierbei ist das Bezugsrecht der Aktionäre ausgeschlossen. Am 31. Dezember 2015 befinden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2015 wurden von der RWE AG 162.625 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 1.854.776,14 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 413.320,00 € (0,03% des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 151.050 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 11.575 Stammaktien. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 1.856.470,91 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet.

Nach IAS 32 ist die folgende durch Konzerngesellschaften begebene Hybridanleihe als Eigenkapital zu klassifizieren:

Hybridanleihe	Emittent	Nominalvolumen	Erster Kündigungstermin	Kupon in % p. a.¹
	RWE AG	750 Mio. £	2019	7,0
¹ Bis zum ersten Kündigungstermin

Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinszahlungen an die Anleiheinhaber werden, vermindert um Ertragsteuern, direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Sie können von der Gesellschaft ausgesetzt werden; sie sind aber unter bestimmten Voraussetzungen nachzuholen, etwa wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, eine Dividende zu zahlen. Im September 2015 wurde eine als Eigenkapital klassifizierte Hybridanleihe mit einem Buchwert von 1.750 Mio. € und einem Kupon von 4,625% p. a. zurückgezahlt. Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital um 98 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um 71 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €).

Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumente, der Cash Flow Hedges und der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten sowie die Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Zum 31. Dezember 2015 betrug der auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfallende Anteil am Accumulated Other Comprehensive Income 43 Mio. € (Vorjahr: 39 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden 33 Mio. € Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung (Vorjahr: 9 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Aufwand realisiert. Bislang erfolgsneutral berücksichtigte anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen wurden im Berichtsjahr in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €) als Ertrag realisiert.

Gewinnverwendungsvorschlag

Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2015 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,13 € je dividendenberechtigter Vorzugsaktie. Für Stammaktien wird keine Dividende ausgeschüttet.scroll Dividende 5.070.000,00 € Gewinnvortrag 45.553,81 € Bilanzgewinn 5.115.553,81 €

Die für das Geschäftsjahr 2014 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 23. April 2015 auf 1,00 € je dividendenberechtigte Stamm- und Vorzugsaktie. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug 615 Mio. €.

Anteile anderer Gesellschafter

Unter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst. Von den direkt im Eigenkapital erfassten Erträgen und Aufwendungen (Other Comprehensive Income - OCI) entfallen die folgenden Anteile auf andere Gesellschafter:

scroll
| Anteile anderer Gesellschafter am OCI in Mio. € | 2015 | 2014 |
| :--------------------------------------------- | :---- | :---- |
| Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen | -59 | -119 |
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind | -59 | -119 |
| Unterschied aus der Währungsumrechnung | 43 | -19 |
| Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten | -35 | 13 |
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind | 8 | -6 |
| Gesamt | -51 | -125 |

Die folgende Übersicht enthält Angaben zu Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter:

scroll
| Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter | | | | |
| :-------------------------------------------------------------------- | :---- | :---- | :---- | :---- |
| envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz | | | | |
| RWE GasNet, s.r.o., Ústí nad Labem/Tschechien | | | | |
| in Mio. € | 31.12.2015 | 31.12.2014 | 31.12.2015 | 31.12.2014 |
| Bilanz | | | | |
| Langfristige Vermögenswerte | 2.811 | 2.337 | 1.532 | 1.430 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 304 | 853 | 154 | 37 |
| Langfristige Schulden | 480 | 493 | 504 | 371 |
| Kurzfristige Schulden | 638 | 787 | 580 | 619 |
| Gesamtergebnisrechnung | | | | |
| Umsatzerlöse | 2.388 | 2.410 | 473 | 418 |
| Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) | -22 | -4 | 14 | -5 |
| Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) | 261 | 311 | 138 | 86 |
| Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit | 521 | 403 | 218 | 183 |
| Anteile anderer Gesellschafter | 828 | 792 | 301 | 167 |
| Dividenden an andere Gesellschafter | 72 | 73 | 21 | |
| Ergebnisanteile anderer Gesellschafter | 117 | 131 | 62 | 32 |
| Anteilsquote anderer Gesellschafter | 41,43 % | 41,43 % | 49,96 % | 34,96 % |

(23) Aktienkursbasierte Vergütungen

Für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen gibt es ein konzernweites aktienkursbasiertes Vergütungssystem mit der Bezeichnung "Beat 2010". Die Aufwendungen daraus werden von den Konzerngesellschaften getragen, bei denen die Bezugsberechtigten beschäftigt sind.

scroll Beat 2010
| | Tranche 2011 | Tranche 2012 | Tranche 2013 | Tranche 2014 | Tranche 2015 |
| :------------ | :------------- | :------------- | :------------- | :------------- | :------------- |
| Wartezeit | 4 Jahre | 4 Jahre | 4 Jahre | 4 Jahre | 4 Jahre |
| Zusagezeitpunkt | 01.01.2011 | 01.01.2012 | 01.01.2013 | 01.01.2014 | 01.01.2015 |
| Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares | 2.621.542 | 6.942.033 | 5.355.398 | 2.787.806 | 3.643.361 |
| Laufzeit | 5 Jahre | 5 Jahre | 5 Jahre | 5 Jahre | 5 Jahre |

Auszahlungsbedingungen
Möglichkeit der Auszahlung an drei Ausübungszeitpunkten (Bewertungsstichtage: 31.12. des vierten Jahres, 30.06. und 31.12. des fünften Jahres), sofern zum Bewertungsstichtag eine Outperformance gegenüber mindestens 25% der Vergleichsunternehmen des ST0XX-Europe-600-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung der Tranche. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich reinvestierter Dividenden berücksichtigt. Zum dritten Bewertungsstichtag erfolgt eine automatische Auszahlung, zum ersten und zweiten Bewertungsstichtag kann die Anzahl der auszahlbaren Performance Shares frei gewählt werden.

Ermittlung der Auszahlung
1. Ermittlung des Indexgewichts der Vergleichsunternehmen, die zum Bewertungsstichtag einen geringeren Total Shareholder Return als RWE aufweisen.
2. Die Anzahl der werthaltigen (auszahlbaren) Performance Shares ergibt sich auf Basis einer linearen Auszahlungskurve. Ab einem übertroffenen Indexgewicht von 25% werden 7,5% der bedingt zugeteilten Performance Shares werthaltig. Danach werden für jeden über das Indexgewicht von 25% hinausgehenden Prozentpunkt weitere 1,5% der zugeteilten Performance Shares werthaltig.
3. Die Auszahlung entspricht der Anzahl werthaltiger Performance Shares, bewertet mit dem durchschnittlichen RWE-Aktienkurs der letzten 60 Börsenhandelstage vor dem Bewertungsstichtag. Die Auszahlung pro Performance Share ist auf den zweifachen Zuteilungswert pro Performance Share begrenzt.

Wechsel der Unternehmenskontrolle/Fusion
* Kommt es während der Wartezeit zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, wird eine Entschädigungszahlung gewährt. Sie berechnet sich durch Multiplikation des im Zuge der Übernahme für die RWE-Aktien gezahlten Preises mit der endgültigen noch nicht ausgeübten Anzahl der Performance Shares. Letztere wird den Planbedingungen entsprechend bezogen auf den Zeitpunkt der Abgabe des Übernahmeangebots ermittelt.
* Fusioniert die RWE AG mit einer anderen Gesellschaft, so verfallen die Performance Shares und es wird eine Entschädigungszahlung vorgenommen. Hierzu wird zunächst der Fair Value der Performance Shares zum Zeitpunkt der Fusion berechnet. Dieser Fair Value wird dann mit der pro rata gekürzten Anzahl der gewährten Performance Shares multipliziert. Der Kürzungsfaktor berechnet sich aus dem Verhältnis der Zeit von Laufzeitbeginn bis zur Fusion zur gesamten Laufzeit des Plans multipliziert mit dem Verhältnis der zum Zeitpunkt der Fusion noch nicht ausgeübten Performance Shares zu den zu Beginn der Laufzeit insgesamt gewährten Performance Shares.

Eigeninvestment
Als Voraussetzung für die Teilnahme müssen die Planteilnehmer nachweislich ein Sechstel des Bruttozuteilungswertes der Performance Shares vor Steuern in RWE-Stammaktien investieren und bis zum Ablauf der Wartezeit der jeweiligen Tranche halten.

Form des Ausgleichs
Barausgleich

Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Beat bedingt zugeteilten Performance Shares umfasste zum Zeitpunkt der Zuteilung die nachfolgend aufgeführten Beträge:

scroll
| Performance Shares aus Beat 2010 in € | Tranche 2011 | Tranche 2012 | Tranche 2013 | Tranche 2014 | Tranche 2015 |
| :---------------------------------- | :----------- | :----------- | :----------- | :----------- | :----------- |
| Beizulegender Zeitwert pro Stück | 17,01 | 6,66 | 8,09 | 7,44 | 5,05 |

Die beizulegenden Zeitwerte wurden von einer externen Berechnungsstelle mithilfe eines stochastischen, multivariaten Black-Scholes-Standardmodells per Monte-Carlo-Simulation auf Basis von jeweils einer Million Szenarien ermittelt. Bei ihrer Ermittlung wurden die in den Programmbedingungen festgelegte maximale Auszahlung je bedingt zugeteilter Performance Share, die restlaufzeitbezogenen Diskontierungszinssätze, die Volatilitäten und die erwarteten Dividenden der RWE AG und ihrer Vergleichsunternehmen berücksichtigt.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr zeigte sich folgende Entwicklung der Performance Shares:

scroll
| Performance Shares aus Beat 2010 | Tranche 2011 | Tranche 2012 | Tranche 2013 | Tranche 2014 | Tranche 2015 |
| :------------------------------------------------------------------ | :----------- | :----------- | :----------- | :----------- | :----------- |
| Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres | 2.444.759 | 6.434.291 | 4.777.823 | 2.454.365 | |
| Zugesagt | | | | | 3.643.361 |
| Veränderung (zugeteilt/verfallen) | 111.676 | 368.823 | 298.939 | 156.451 | 508.230 |
| Ausgezahlt | | | | | |
| Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres | 2.333.083 | 6.065.468 | 4.478.884 | 2.297.914 | 3.135.131 |
| Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres | | | | | |

Die Restlaufzeit beträgt vier Jahre für die Tranche 2015, drei Jahre für die Tranche 2014, zwei Jahre für die Tranche 2013 und ein Jahr für die Tranche 2012. Die Vertragslaufzeit für die Tranche 2011 endete mit Ablauf des Berichtsjahres. Da die Auszahlungsbedingungen nicht erfüllt waren, findet eine Auszahlung nicht statt.

Aus dem konzernweiten aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 1 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €). Die Ansprüche wurden ausschließlich durch Barausgleich abgegolten. Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 1 Mio. € (Vorjahr: 36 Mio. €).

(24) Rückstellungen

scroll
| Rückstellungen | \multicolumn{3}{c|}{31.12.2015} | \multicolumn{3}{c|}{31.12.2014} |
| :--- | :--- | :--- | :--- | :--- | :--- | :--- |
| | Langfristig | Kurzfristig | Gesamt | Langfristig | Kurzfristig | Gesamt |
| in Mio. € | | | | | | |
| Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen | 5.842 | | 5.842 | 7.871 | | 7.871 |
| Steuerrückstellungen | 1.534 | 249 | 1.783 | 1.916 | 248 | 2.164 |
| Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich | 10.120 | 334 | 10.454 | 9.951 | 416 | 10.367 |
| Bergbaubedingte Rückstellungen | 2.448 | 79 | 2.527 | 2.305 | 96 | 2.401 |
| Gesamt | 19.944 | 662 | 20.606 | 22.043 | 760 | 22.803 |
| | | | | | | |
| Sonstige Rückstellungen | | | | | | |
| Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) | 510 | 727 | 1.237 | 662 | 763 | 1.425 |
| Verpflichtungen aus Restrukturierungen | 1.287 | 241 | 1.528 | 1.318 | 256 | 1.574 |
| Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen | 1.059 | 284 | 1.343 | 1.369 | 390 | 1.759 |
| Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft | 794 | 99 | 893 | 836 | 80 | 916 |
| Umweltschutzverpflichtungen | 134 | 21 | 155 | 132 | 25 | 157 |
| Zinszahlungsverpflichtungen | 386 | 34 | 420 | 571 | 47 | 618 |
| Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien | 1.612 | | 1.612 | 1.490 | | 1.490 |
| Übrige sonstige Rückstellungen | 509 | 1.506 | 2.015 | 609 | 1.693 | 2.302 |
| Gesamt | 4.679 | 4.524 | 9.203 | 5.497 | 4.744 | 10.241 |
| Gesamt | 24.623 | 5.186 | 29.809 | 27.540 | 5.504 | 33.044 |

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen. Die betriebliche Altersversorgung umfasst beitragsorientierte und leistungsorientierte Versorgungssysteme. Die leistungsorientierten Versorgungszusagen betreffen im Wesentlichen endgehaltsabhängige Versorgungszusagen. In beitragsorientierte Versorgungssysteme sind im Berichtsjahr 48 Mio. € (Vorjahr: 74 Mio. €) eingezahlt worden. Mit erfasst sind Beiträge von RWE im Rahmen eines Versorgungsplans in den Niederlanden, der Zusagen verschiedener Arbeitgeber umfasst. Hier stellt der Versorgungsträger den teilnehmenden Unternehmen keine Informationen zur Verfügung, die die anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand erlauben. Im RWE-Konzernabschluss erfolgt daher die Berücksichtigung der Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage, obwohl es sich um einen leistungsorientierten Pensionsplan handelt.Der Pensionsplan für Arbeitnehmer in den Niederlanden wird von der Stichting Pensioenfonds ABP (vgl. http://www.abp.nl/) verwaltet. Die Beiträge zum Pensionsplan bemessen sich als Prozentsatz des Gehalts und werden von Arbeitnehmern und Arbeitgebern getragen. Der Beitragssatz wird von ABP festgelegt. Mindestdotierungspflichten bestehen nicht. In den ABP Pensionsfonds werden im Geschäftsjahr 2016 voraussichtlich ca. 22 Mio. € eingezahlt. Die Beiträge werden für die Gesamtheit der Begünstigten verwendet. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls RWE den ABP Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung erheben. Diese ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2015 betrug die Anzahl der aktiven Planteilnehmer rund 2.400. RWE hat im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement (CTA) Vermögenswerte auf den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragen. Es besteht keine Verpflichtung zu weiteren Dotierungen. Aus dem Treuhandvermögen wurden Mittel auf die RWE Pensionsfonds AG übertragen, mit denen Pensionsverpflichtungen gegenüber dem wesentlichen Teil der Mitarbeiter gedeckt werden, die bereits in den Ruhestand getreten sind. Die RWE Pensionsfonds AG unterliegt dem Versicherungsaufsichtsgesetz und der Beaufsichtigung durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Soweit im Pensionsfonds eine aufsichtsrechtliche Unterdeckung entsteht, ist eine Nachschussforderung an den Arbeitgeber zu stellen. Unabhängig von den genannten Regelungen bleibt die Haftung des Arbeitgebers erhalten. Die Organe des RWE Pensionstreuhand e.V. und der RWE Pensionsfonds AG haben für eine vertragskonforme Verwendung der verwalteten Mittel zu sorgen und damit die Voraussetzung für die Anerkennung als Planvermögen zu erfüllen. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den Electricity Supply Pension Scheme (ESPS). Betriebliche, leistungsorientierte Versorgungspläne, die mit ausreichenden und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsrückstellungen ausgestattet werden, sind in Großbritannien gesetzlich vorgeschrieben. Die Pensionsrückstellungen werden auf Basis konservativer Annahmen bewertet; dabei finden die demografischen Besonderheiten der Mitglieder des Planes ebenso Berücksichtigung wie Annahmen zu Marktrenditen des Planvermögens. Die letzte Bewertung des ESPS wurde zum 31. März 2013 durchgeführt und ergab ein Defizit von 563 Mio. £. RWE und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan über jährliche Einzahlungen aufgestellt, mit denen das Defizit ausgeglichen werden soll. Diese Einzahlungen wurden für den Zeitraum von 2014 bis 2017 vorausberechnet. Für 2014 ist ein Betrag von 93 Mio. £, für 2015 von 186 Mio. £, für 2016 von 156 Mio. £ und für 2017 von 151 Mio. £ festgelegt worden. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2016 erfolgen. Die Gesellschaft und die Treuhänder haben von diesem Zeitpunkt an 15 Monate Zeit, um der Bewertung zuzustimmen. Der ESPS wird von neun Treuhändern verwaltet. Diese sind für das Management des Planes verantwortlich. Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Die leistungsorientierten Kosten des ESPS werden den teilnehmenden Gesellschaften basierend auf einer vertraglichen Vereinbarung in Rechnung gestellt. Die Vereinbarung sieht vor, dass - mit Ausnahme der RWE npower-Gesellschaften - alle Gesellschaften, die an dem ESPS teilnehmen, zuvor festgelegte, reguläre Zahlungen leisten. Daher müssen die RWE npower-Gesellschaften die Differenzen ausgleichen, die zwischen den leistungsorientierten Kosten des Planes und den regulären Zahlungen der Gesellschaften entstehen. Zur externen Finanzierung der betrieblichen Altersversorgung wurden 2015 im Rahmen von CTAs rund 1.044 Mio. € auf den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragen. Da die übertragenen Vermögenswerte als Planvermögen im Sinne des IAS 19 zu qualifizieren sind, wurden zum 31. Dezember 2015 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen mit den übertragenen Vermögenswerten saldiert. Die Rückstellungen haben sich in entsprechendem Umfang vermindert. Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde:

Rechnungsannahmen

	31.12.2015	31.12.2014
	in %	in %
	Inland Ausland¹	Inland Ausland¹
Abzinsungsfaktor	2,40 3,60	2,10 3,40
Gehaltssteigerungsrate	2,35 2,10 bzw. 3,50	2,35 2,10 bzw. 3,50
Rentensteigerungsrate	1,00, 1,60 bzw. 1,75 2,80	1,00, 1,60 bzw. 1,75 2,80
¹ Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien

Die Methode zur Herleitung des Rechnungszinses für inländische Pensionsverpflichtungen nach IFRS haben wir zum Jahresende angepasst. Das Bonduniversum wurde nunmehr auch für Restlaufzeiten unter 10 Jahren auf Anleihen mit einem Anleihenominal von größer 50 Mio. € ausgeweitet. Zuvor wurden für diese Restlaufzeiten nur Anleihen mit einem Anleihenominal von größer 500 Mio. € berücksichtigt. Ferner verzichten wir auf die bisherige aufwändige Identifizierung und Eliminierung von Ausreißerwerten. Es ergibt sich ein Rechnungszins in Höhe von 2,40%; gegenüber der bisherigen Ableitungsmethodik liegt dieser um 20 Basispunkte höher und führt in der Bilanzierung zu einer um rund 600 Mio. € niedrigeren Pensionsverpflichtung. Im Folgejahr führt dies zu einer Verringerung des Dienstzeitaufwands in Höhe von 14 Mio. € sowie des Zinsaufwands von 3 Mio. €.

Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte)

	31.12.2015	31.12.2014
	in Mio. €	in Mio. €
	Inland¹ Davon: aktiver Markt Ausland²	Inland¹ Davon: aktiver Markt Ausland²
Aktien, börsengehandelte Fonds	3.256 3.237 877 877	2.908 2.900 777 777
Zinstragende Titel	5.888 124 4.597 2.544	5.458 2.228 4.500 2.439
Immobilien	64 8 122	89
Mischfonds³	1.367 721 1.232 1.137
Alternative Investments	1.425 689 1.047 124 1.077 7	765 349
Sonstiges⁴	463 89 -15 6 632 188	69 9
Gesamt	12.463 4.860 6.514 3.551	11.429 6.460 6.200 3.574
¹ Beim Planvermögen im Inland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer Konzernunternehmen sowie Vermögen der RWE Pensionsfonds AG.
² Beim ausländischen Planvermögen handelt es sich um Vermögen eines britischen Pensionsfonds zur Abdeckung von Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien.
³ Darin enthalten sind Dividendenpapiere und zinstragende Titel.
⁴ Darin enthalten sind an den RWE Pensionstreuhand e.V. übertragene Forderungen aus Körperschaftsteuerguthaben, Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen.

Zusammensetzung des Planvermögens (Ziel-Anlagestruktur)

	31.12.2015	31.12.2014
	in %	in %
	Inland¹ Ausland²	Inland¹ Ausland²
Aktien, börsengehandelte Fonds	22,7 13,5	22,2 12,5
Zinstragende Titel	57,2 70,6	57,8 72,6
Immobilien	2,2 0,1	2,3 1,4
Mischfonds³	10,1 10,0
Alternative Investments	7,8 15,8	7,7 13,5
Gesamt	100,0	100,0
¹ Beim Planvermögen im Inland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der RWE AG und weiterer Konzernunternehmen sowie Vermögen der RWE Pensionsfonds AG.
² Beim ausländischen Planvermögen handelt es sich um Vermögen eines britischen Pensionsfonds zur Abdeckung von Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien.
³ Darin enthalten sind Dividendenpapiere und zinstragende Titel.

Grundlage der Kapitalanlagepolitik sind eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen und deren Verhältnis zueinander, um die bestmögliche Anlagestrategie festzulegen (Asset-Liability-Management-Studie). Über einen Optimierungsprozess werden diejenigen Portfolios identifiziert, die für ein gegebenes Risiko den jeweils besten Zielwert erwirtschaften. Aus diesen effizienten Portfolios wird eines ausgewählt und die strategische Asset-Allokation bestimmt; außerdem werden die damit verbundenen Risiken detailliert analysiert. Der Schwerpunkt der strategischen Kapitalanlage liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein niedrigeres Gewicht als Rentenpapiere. Die Anlage erfolgt in verschiedenen Regionen. Aus der Anlage in Aktien soll langfristig eine Risikoprämie gegenüber Rentenanlagen erzielt werden. Um zusätzlich möglichst gleichmäßig hohe Erträge zu erreichen, wird auch in Produkte investiert, die im Zeitablauf relativ gleichmäßig positive Erträge erzielen sollen. Darunter werden Produkte verstanden, die wie Rentenanlagen schwanken, jedoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sogenannte Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedge-Fonds). Als Teil der Investmentstrategie nutzt der britische ESPS das Asset Liability Management und investiert in "liability matching investments", Zinsswaps und Inflationsswaps. Zum 30. September 2015 wurde das Zinsrisiko zu 63% und das Inflationsrisiko zu 63% abgesichert. Die Pensionsrückstellungen für Versorgungsansprüche haben sich folgendermaßen verändert:

Veränderung der Pensionsrückstellungen

| in Mio. € |

| :-------- |# Rückstellungsspiegel in Mio. €

	Stand: 01.01.2015	Zuführungen	Auflösungen	Zinsanteil	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahmen
Pensionsrückstellungen	7.871	376	153		-1.878	-680
Steuerrückstellungen	2.164	317	-56	-10	-632
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.367	62	-185	461	-10	-241
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.401	116	-2	109	-97
Sonstige Rückstellungen	22.803	871	-243	723	-1.898	-1.650
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	1.425	638	-86	11	3	-754
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	1.574	220	-85	40	5	-226
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	1.759	216	-469	17	7	-187
Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft	916	85	-47		-52	24
Umweltschutzverpflichtungen	157	6	-9	3	-2
Zinszahlungsverpflichtungen	618	9	-15		-192
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.490	1.784	-3	37	-1.696
Übrige sonstige Rückstellungen	2.302	1.203	-407	17	68	-1.168
Sonstige Rückstellungen	10.241	4.161	-1.121	33	147	-4.258
Rückstellungen	33.044	5.032	-1.364	756	-1.751	-5.908
Davon: Änderungen des Konsolidierungskreises

Rückstellungsspiegel in Mio. €

	Stand: 31.12.2015
Pensionsrückstellungen	5.842
Steuerrückstellungen	1.783
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.454
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.527
Sonstige Rückstellungen	20.606
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	1.237
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	1.528
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	1.343
Ungewisse Verpflichtungen aus dem Stromgeschäft	893
Umweltschutzverpflichtungen	155
Zinszahlungsverpflichtungen	420
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.612
Übrige sonstige Rückstellungen	2.015
Sonstige Rückstellungen	9.203
Rückstellungen	29.809
Davon: Änderungen des Konsolidierungskreises	12

1 Inkl. Verrechnung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste gemäß IAS 19.127

Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Bei der Ermittlung der langfristigen Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich werden in einem ersten Schritt die voraussichtlichen Ausgaben mit Preisen zum Bilanzstichtag erhoben. Dann werden diese geschätzten Ausgaben dem Jahr der Erfüllung der Verpflichtung zugeordnet. Im nächsten Schritt werden die künftig erwarteten Ausgaben mit einer rückstellungsspezifischen Eskalationsrate inflationiert. In der Eskalationsrate sind sowohl künftig erwartete Preissteigerungen als auch ein Risikozuschlag berücksichtigt. Schließlich werden die eskalierten Ausgaben mit einem fristenadäquaten Diskontierungszinssatz abgezinst. Aufgrund der Langfristigkeit der Verpflichtung werden sowohl die Eskalationsrate als auch der Diskontierungszinssatz als Durchschnittswerte über einen langen Vergleichszeitraum in der Vergangenheit ermittelt. Da sich die Inflationsentwicklung sowohl auf die Erfüllungsbeträge als auch auf das Zinsniveau auswirkt, ergibt sich durch diese Vorgehensweise ein konsistenter rückstellungsspezifischer Realabzinsungssatz als Differenz von Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate.

Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden für die Kernkraftwerke Biblis A und B, Mülheim-Kärlich, Emsland und Lingen in voller Höhe angesetzt und für das Kernkraftwerk Gundremmingen A, B und C entsprechend dem RWE-Anteil an den Kernenergieverpflichtungen mit 75%. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Nach heutigem Stand der Planung werden sie zum großen Teil im Zeitraum von 2020 bis 2050 in Anspruch genommen. Der Rest verteilt sich auf weitere 50 Jahre. Aufgrund der Entwicklung der langfristigen Kapitalmarktzinsen wurde der Diskontierungszinssatz von 4,6 auf 4,5% gesenkt. Die Eskalationsrate, die erwartete Preissteigerungen sowie einen Risikozuschlag widerspiegelt, verringerte sich in gleichem Maße von 3,7 auf 3,6%. Der kernenergiespezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, blieb daher mit 0,9% unverändert. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 210 Mio. € verringern (erhöhen). Mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens werden mit dem Barwert zugeführt. Im Berichtsjahr waren dies 62 Mio. € (Vorjahr: 50 Mio. €). Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 185 Mio. € (Vorjahr: 323 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass jüngste Schätzungen per saldo zu einer Verringerung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Die Zuführung zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich besteht ferner vor allem aus dem jährlichen Zinsanteil in Höhe von 461 Mio. € (Vorjahr: 458 Mio. €).# Anhang

Von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen in Höhe von 856 Mio. € (Vorjahr: 820 Mio. €) abgesetzt, die im Wesentlichen an das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) für die Errichtung der Endlager entrichtet worden sind. Im Geschäftsjahr 2015 wurden im Rahmen der Entsorgung im Kernenergiebereich für die Stilllegung von Kernkraftwerken Rückstellungen in Höhe von 130 Mio. € (Vorjahr: 138 Mio. €) in Anspruch genommen. Hierfür waren Stilllegungs- und Rückbaukosten in entsprechender Höhe aktiviert worden, und zwar bei den Anschaffungskosten für die betreffenden Kernkraftwerke. Das Atomgesetz (AtG) verpflichtet RWE dazu, radioaktive Reststoffe sowie ausgebaute oder abgebaute radioaktive Anlagenteile schadlos zu verwerten oder als radioaktive Abfälle geordnet zu beseitigen (direkte Endlagerung). Danach gliedern sich die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich wie folgt:

Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen	4.887	4.830
Entsorgung von Kernbrennelementen	4.588	4.661
Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle	979	876
Gesamt	10.454	10.367

Im Auftrag des Kernkraftwerksbetreibers bewertet die international renommierte NIS Ingenieurgesellschaft mbH (NIS), Alzenau, jährlich die voraussichtlichen Stilllegungs- und Abbaukosten für die Kernkraftwerke. Die Kosten werden anlagenspezifisch ermittelt. Die Stilllegung umfasst alle Tätigkeiten nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs des Kernkraftwerks bis zur Entlassung des Kraftwerksstandorts aus dem Regelungsbereich des Atomgesetzes. Der eigentliche Rückbau beginnt im Anschluss an eine mehrjährige Nachbetriebsphase, in der die Brennelemente, die Betriebsmedien und die radioaktiven Betriebsabfälle aus der Anlage entfernt und die Rückbauplanung und das Genehmigungsverfahren abgeschlossen werden. Die Rückbautätigkeiten umfassen im Wesentlichen den Abbau der Einrichtungen, das Entfernen der radioaktiven Kontamination aus den Gebäudestrukturen, den Strahlenschutz, die behördliche Begleitung der Abbaumaßnahmen und des Restbetriebs sowie die Entsorgung der radioaktiven Abfälle. Hierzu gehören die verschiedenen Verfahren der Abfallkonditionierung nach den derzeit geltenden Endlagerungsbedingungen, das Verpacken der Abfälle in Behälter, die Zwischenlagerung und alle notwendigen Transporte. Die Rückstellung für die Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen umfasst auch die Kosten für die Endlagerung der radioaktiven Stilllegungsabfälle. Als Endlager für Abfälle mit geringer Wärmeentwicklung, sogenannte schwach- und mittelradioaktive Abfälle, ist der Schacht Konrad vorgesehen. Die Kalkulation der Endlagerkosten basiert auf den aktuellen Kostenschätzungen der für die Errichtung des Endlagers zuständigen Behörde BfS. Sie umfasst die noch ausstehenden Arbeiten zur Errichtung des Lagers, den Betrieb und die spätere Stilllegung. Durch die jährliche Aktualisierung der Endlagerkosten bzw. der Stilllegungsgutachten ist sichergestellt, dass die jeweiligen Preisentwicklungen und Erfahrungen aus den laufenden Rückbauprojekten in die Kostenschätzungen einfließen.

Bei der Entsorgung von Kernbrennelementen ist zwischen dem Entsorgungspfad Wiederaufarbeitung und der direkten Endlagerung hochradioaktiver Abfälle zu unterscheiden. Die Kostenschätzungen basieren auf Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und anderen Entsorgungsunternehmen. Außerdem liegen ihnen Konzepte interner und externer Experten zugrunde, insbesondere der GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH mit Sitz in Essen. Die Entsorgung durch Wiederaufarbeitung beinhaltet die zu erwartenden restlichen Kosten für die Wiederaufarbeitung, die Rücknahme der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle und für deren Zwischenlagerung sowie die Mehrkosten für die Verwertung von Uran und Plutonium aus der Wiederaufarbeitung. Unter der sogenannten direkten Endlagerung sind zum einen die Kosten für die Anschaffung der Transport- und Zwischenlagerbehälter sowie die Kosten für die Zwischenlagerung von abgebrannten Brennelementen erfasst. Weiterhin werden die Beträge für die Transporte der abgebrannten Brennelemente und ihre endlagergerechte Konditionierung berücksichtigt. Darüber hinaus gehen in die Position "Entsorgung von Kernbrennelementen" auch die Kosten der Endlagerung wärmeentwickelnder Abfälle ein. Neben den Kosten für die Erkundung, die Errichtung, den Betrieb und die Stilllegung des Endlagers, die anhand von Angaben des BfS kalkuliert werden, sind ferner auch die im Standortauswahlgesetz festgelegten Kosten eines erneuten Standortauswahlverfahrens für ein solches Endlager enthalten.

In der Position "Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle" sind im Wesentlichen die Kosten für die Behandlung der radioaktiven Betriebsabfälle erfasst. Darin enthalten sind Aufwendungen für Konditionierung, Behälter, Zwischenlagerung und die jeweiligen Transporte. In der Position sind außerdem die Kosten für die Endlagerung der radioaktiven Betriebsabfälle berücksichtigt.

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

Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich in Mio. €	31.12.2015	31.12.2014
Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	7.734	7.529
Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	2.720	2.838
Gesamt	10.454	10.367

Die Rückstellungen für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfassen - soweit sie sich auf die Entsorgung von Brennelementen beziehen - vor allem die langfristig zu erwartenden Kosten für Transporte zur Konditionierungsanlage bzw. zum Endlager sowie die Kosten für die endlagergerechte Konditionierung und die Kosten der Behälter. Hinsichtlich der Stilllegung von Kernkraftwerken enthalten sie die Kosten für den Restbetrieb der laufenden Anlagen und für den Rückbau. Ferner sind die gesamten Kosten für die Endlagerung radioaktiver Abfälle unter der Position erfasst. Für die Endlagerung der Abfälle mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung sowie der wärmeentwickelnden Abfälle ist gemäß § 9a Abs. 3 Satz 1 AtG der Bund verantwortlich. Diese Aufgabe wird vom BfS übernommen.

Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen betrifft sämtliche Verpflichtungen zur Entsorgung von Brennelementen und radioaktiven Abfällen sowie zur Stilllegung von Kernkraftwerken, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist. Sie beinhaltet die zu erwartenden restlichen Kosten für die Wiederaufarbeitung, die Rücknahme und Zwischenlagerung der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle sowie die Mehrkosten für die Verwertung von Uran und Plutonium aus der Wiederaufarbeitung. Die Kosten ergeben sich aus bestehenden Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und mit der GNS. Daneben sind die Kosten für die Transporte und die standortnahe Zwischenlagerung von abgebrannten Brennelementen im Rahmen der direkten Endlagerung berücksichtigt. Weiterhin werden hier die Beträge für die Konditionierung und Zwischenlagerung radioaktiver Betriebsabfälle sowie die Restbetriebskosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen erfasst.

Auch die bergbaubedingten Rückstellungen sind größtenteils langfristig. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon wird über die kontinuierliche Rekultivierung der Tagebauflächen bis 2045 hinaus ein Großteil der Inanspruchnahmen zur Wiedernutzbarmachung der Braunkohlentagebaue für den Zeitraum von 2045 bis 2100 erwartet. Der Diskontierungszinssatz wurde im Jahr 2015 marktzinsbedingt von 4,6 auf 4,5% gesenkt. Die Eskalationsrate verringerte sich im gleichen Maße von 3,3 auf 3,2%, sodass der bergbauspezifische Realabzinsungssatz mit 1,3% unverändert blieb. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 70 Mio. € verringern (erhöhen).

Im Berichtsjahr sind den bergbaubedingten Rückstellungen für mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens 116 Mio. € (Vorjahr: 68 Mio. €) zugeführt worden. Davon wurden 50 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert. Weitere Zuführungen von 37 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) sind darauf zurückzuführen, dass aktuelle Schätzungen per saldo zu einer Erhöhung der erwarteten Kosten der Wiedernutzbarmachung geführt haben. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 109 Mio. € (Vorjahr: 102 Mio. €).

Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Die Rückstellungen für Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften.

(25) Finanzverbindlichkeiten

Finanzverbindlichkeiten in Mio. €	31.12.2015 Langfristig	31.12.2015 Kurzfristig	31.12.2014 Langfristig	31.12.2014 Kurzfristig
Anleihen¹	14.423	807	13.132	1.801
Commercial Paper		75
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.348	328	840	382
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	378		347
Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten	947		1.252	812
Gesamt	16.718	2.362	15.224	3.342

¹ Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 15.346 Mio. € (Vorjahr: 14.594 Mio. €) verzinslich. Die ausstehenden Anleihen sind im Wesentlichen von der RWE AG, der RWE Finance B.V. oder der RWE Finance II B.V. begeben worden. Im Februar 2015 wurde eine sechsjährige Anleihe mit einem Buchwert von 1.801 Mio. € und einem Kupon von 5% p. a. fällig. Im April 2015 hat die RWE AG zwei Hybridanleihen über insgesamt 1.250 Mio. € mit einer Laufzeit bis 2075 begeben.Die erste Hybridanleihe über 700 Mio. € kann erstmals im Jahr 2020 von der RWE AG gekündigt werden; die zweite Hybridanleihe über 550 Mio. € erstmals 2025. Die Kupons betragen 2,75% p. a. bzw. 3,5% p. a. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Im Juli 2015 hat die RWE AG eine Hybridanleihe über 500 Mio. US$ mit einem Kupon über 6,625% p. a. und einer Laufzeit von 60 Jahren begeben, die erstmals im März 2026 gekündigt werden kann. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen RWE-Anleihen, wie sie sich zum 31. Dezember 2015 darstellten:

Ausstehende Anleihen	Emittent	Ausstehender Betrag	Buchwert in Mio. €	Kupon in %	Fälligkeit
	RWE Finance B.V.	807 Mio. €¹	807¹	6,25	April 2016
	RWE AG	100 Mio. €	100	Variabel²	November 2017
	RWE Finance B.V.	980 Mio. €	1.023	5,125	Juli 2018
	RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	996	6,625	Januar 2019
	RWE Finance B.V.	750 Mio. €	746	1,875	Januar 2020
	RWE Finance B.V.	570 Mio. £	778	6,5	April 2021
	RWE Finance B.V.	1.000 Mio. €	998	6,5	August 2021
	RWE Finance B.V.	500 Mio. £	677	5,5	Juli 2022
	RWE Finance B.V.	488 Mio. £	663	5,625	Dezember 2023
	RWE Finance B.V.	800 Mio. €	800	3,0	Januar 2024
	RWE Finance B.V.	760 Mio. £	1.037	6,25	Juni 2030
	RWE Finance II B.V.	600 Mio. €	595	5,75	Februar 2033
	RWE AG	50 Mio. US$	45	3,8	April 2033
	RWE Finance B.V.	600 Mio. £	813	4,75	Januar 2034
	RWE AG	500 Mio. €	490	3,5	Oktober 2037
	RWE Finance B.V.	1.000 Mio. £	1.342	6,125	Juli 2039
	RWE AG	20 Mrd. JPY	97	4,763	Februar 2040
	RWE AG	100 Mio. €	97	3,5	Dezember 2042
	RWE AG	150 Mio. €	146	3,55	Februar 2043
	RWE AG	250 Mio. CHF⁴	230	5,25	April 2072
	RWE AG	150 Mio. CHF⁴	138	5,0	Juli 2072
	RWE AG	1.000 Mio. US$⁴	918	7,0	Oktober 2072
	RWE AG	700 Mio. €⁴	694	2,75	April 2075
	RWE AG	550 Mio. €⁴	548	3,5	April 2075
	RWE AG	500 Mio. US$⁴	451	6,625	Juli 2075
Übrige Anleihen⁵	Diverse	15.230

1 Abzüglich zurückgekaufter Teile der Anleihe
2 Zinstermine: 15.05. und 15.11.
3 Nach Swap in Euro
4 Gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierende Hybridanleihe
5 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten:

Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen	Nominalwert	Abzinsungsbetrag	Barwert	Nominalwert	Abzinsungsbetrag	Barwert
31.12.2015				31.12.2014
Fällig im Folgejahr	17	17	9	9
Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren	63	1	62	66	1	65
Fällig nach über 5 Jahren	206		206	198	1	197
				273	2	271

Von den Finanzverbindlichkeiten sind 56 Mio. € (Vorjahr: 41 Mio. €) durch Grundpfandrechte und 8 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €) durch ähnliche Rechte gesichert.

(26) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Änderungen des Konsolidierungskreises minderten die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen um 15 Mio. €.

(27) Übrige Verbindlichkeiten

Übrige Verbindlichkeiten in Mio. €	31.12.2015 Langfristig	31.12.2015 Kurzfristig	31.12.2014 Langfristig	31.12.2014 Kurzfristig
Verbindlichkeiten aus Steuern	1.041	807
Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit	9	81	12	57
Verbindlichkeiten aus Restrukturierungen	3	3	20
Derivate	1.187	6.828	1.010	6.398
Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse	1.198	169	1.254	147
Sonstige übrige Verbindlichkeiten	347	3.264	416	2.932
Summe	2.741	11.386	2.695	10.361
Davon: finanzielle Schulden	1.259	8.806	1.112	8.203
Davon: nicht finanzielle Schulden	1.482	2.580	1.583	2.158

Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die übrigen Verbindlichkeiten um 67 Mio. €. Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfielen 1.395 Mio. € (Vorjahr: 1.200 Mio. €) auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile.

(28) Ergebnis je Aktie

Das unverwässerte und das verwässerte Ergebnis je Aktie ergeben sich, indem der den RWE-Aktionären zustehende Teil des Nettoergebnisses durch die durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Auf Stammaktien und auf Vorzugsaktien entfällt das gleiche Ergebnis je Aktie.

Ergebnis je Aktie in Mio. €	2015	2014
Nettoergebnis für die Aktionäre der RWE AG	-170	1.704
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	614.745	614.745
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie	-0,28	2,77
Dividende je Stammaktie	-	1,00
Dividende je Vorzugsaktie	0,13¹	1,00

¹ Vorschlag für das Geschäftsjahr 2015

(29) Berichterstattung zu Finanzinstrumenten

Finanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten. Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten Börsenkurs, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle rest- bzw. laufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen. Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS 39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert. Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
― Stufe 1: Bewertung mit (unverändert übernommenen) Preisen von identischen Finanzinstrumenten, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben
― Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen
― Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Summe 2015	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe 2014	Stufe 1
Übrige Finanzanlagen	885	69	208	608	958	39
Derivate (aktiv)	8.607	1	8.549	57	7.491
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.360		1.360		1.459
Wertpapiere	7.437	6.290	1.147		4.410	1.967
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	142
Derivate (passiv)	8.015	7.994	21		7.408
Davon: in Sicherungsbeziehungen	2.356		2.356		2.369
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	93

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Stufe 2	Stufe 3
Übrige Finanzanlagen	364	555
Derivate (aktiv)	7.422	69
Davon: in Sicherungsbeziehungen	1.459
Wertpapiere	2.443
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	142
Derivate (passiv)	7.404	4
Davon: in Sicherungsbeziehungen	2.369
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	93

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

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2015 in Mio. €	Stand: 01.01.2015	Änderungen Erfolgswirksam	Änderungen Zahlungswirksam	Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	Stand: 31.12.2015
Übrige Finanzanlagen	555	-47	7	93	608
Derivate (aktiv)	69	30	-42	57	57
Derivate (passiv)	4	21	-4	21	21

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2014 in Mio. €	Stand: 01.01.2014	Änderungen Erfolgswirksam	Änderungen Zahlungswirksam	Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	Stand: 31.12.2014
Übrige Finanzanlagen	394	163	18	-20	555
Derivate (aktiv)	101	21	-53	69	69
Derivate (passiv)	6	-2	4	4	4

Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung:

| Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste in Mio. € | 2015 | 2014 |
|---------------------------------------------------------------------------------------|------|------|€ Gesamt 2015 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden Gesamt 2014 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
Umsatzerlöse 38 38 30 2
Materialaufwand -29 -29 -9 -18
Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen 15 8 23 15
Beteiligungsergebnis -1 -2 -5 1
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten -7 16 15 39

Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/- 10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 5 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 5 Mio. € führen.

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

Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte in Mio. €

	Gesamt 2015	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt 2014	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
Übrige Finanzanlagen	38	38	30	2
Finanzforderungen	-29	-29	-9	-18
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	15	8	23	15
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	-1	-2	-5	1
Gesamt	-7	16	15	39

Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte in Mio. €	Stand: 01.01.2015	Zuführungen	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Stand: 31.12.2015
Übrige Finanzanlagen	123	13	9	14	12	133
Finanzforderungen	324	16	-29	14	32	279
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	528	101	133		149	627
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	13	130	-1		1	11
Gesamt	988	260	112	28	294	1.050

Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte in Mio. €	Stand: 01.01.2014	Zuführungen	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Stand: 31.12.2014
Übrige Finanzanlagen	126	5	23	-1	30	123
Finanzforderungen	321	55	-35	2	17	324
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	552	110	-11	1	125	528
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	13	170	-23		172	13
Gesamt	1.012	340	-46	2	344	988

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

Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen

	Bruttowert 31.12.2015	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen in Mio. €
			bis 30 Tage
Finanzforderungen	1.854	15
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	6.228	645	353
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	9.154	9
Gesamt	17.236	669	353

Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen in Mio. €
	über 120 Tage
Finanzforderungen
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	183
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1
Gesamt	184

Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Bruttowert 31.12.2014	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen in Mio. €
			bis 30 Tage
Finanzforderungen	2.759	99
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	7.039	902	387
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	8.042	10	1
Gesamt	17.840	1.011	388

Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen in Mio. €
	über 120 Tage
Finanzforderungen
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	133
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	2
Gesamt	135

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

Buchwerte nach Bewertungskategorien in Mio. €

	31.12.2015	31.12.2014
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	7.247	6.032
Davon: zu Handelszwecken gehalten	7.247	6.032
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	8.322	5.367
Kredite und Forderungen	10.194	12.656
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten	5.659	5.039
Davon: zu Handelszwecken gehalten	5.659	5.039
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten	23.446	23.617

Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 19.079 Mio. € (Vorjahr: 18.566 Mio. €), der beizulegende Zeitwert auf 20.161 Mio. € (Vorjahr: 21.183 Mio. €). Hiervon entfielen 15.609 Mio. € (Vorjahr: 16.629 Mio. €) auf Stufe 1 und 4.552 Mio. € (Vorjahr: 4.554 Mio. €) auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie.

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

Nettoergebnis je Bewertungskategorie in Mio. €

	2015	2014
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	-100	-89
Davon: zu Handelszwecken gehalten	-100	-89
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	481	320
Kredite und Forderungen	-34	-113
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten	-1.333	-812

Das Nettoergebnis gemäß IFRS 7 umfasst im Wesentlichen Zinsen, Dividenden und Ergebnisse aus der Bewertung von Finanzinstrumenten zum beizulegenden Zeitwert. Bei den zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerten wurden im Berichtsjahr Wertänderungen in Höhe von -47 Mio. € (Vorjahr: 129 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Darüber hinaus wurden ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten in Höhe von 204 Mio. € (Vorjahr: 51 Mio. €) als Ertrag realisiert.

Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen:

Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2015

Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Zugehörige nicht saldierte Beträge	Nettobetrag in Mio. €
Finanzinstrumente
Derivate (aktiv)	7.994	-6.586	1.408	-346
Derivate (passiv)	8.284	-7.307	977	-213

Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2014

Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Zugehörige nicht saldierte Beträge	Nettobetrag in Mio. €
Finanzinstrumente
Derivate (aktiv)	8.452	-7.081	1.371	-323
Derivate (passiv)	8.210	-6.921	1.289	-188

Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen, die auch in Form sicherheitsübereigneter Wertpapiere erbracht werden.

Der RWE-Konzern ist als international tätiges Versorgungsunternehmen im Rahmen seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Markt-, Kredit- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt. Wir begrenzen diese Risiken durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben.

Marktrisiken ergeben sich durch Änderungen von Währungs- und Aktienkursen sowie von Zinssätzen und Commodity-Preisen, die das Ergebnis aus der Geschäftstätigkeit beeinflussen können. Wegen der internationalen Präsenz des RWE-Konzerns kommt dem Management von Wechselkursänderungen große Bedeutung zu. Das britische Pfund und der US-Dollar sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Brennstoffe notieren in diesen beiden Währungen, zudem ist RWE im britischen Währungsraum geschäftlich aktiv. Die Gesellschaften des RWE-Konzerns sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Fremdwährungsrisiken mit der RWE AG zu sichern. Nur die RWE AG selbst darf im Rahmen vorgegebener Limite Fremdwährungspositionen offen halten oder Konzerngesellschaften entsprechende Limite genehmigen.

Zinsrisiken resultieren hauptsächlich aus den Finanzschulden und den zinstragenden Anlagen des Konzerns. Gegen negative Wertänderungen aus unerwarteten Zinsbewegungen sichern wir uns fallweise durch originäre und derivative Finanzgeschäfte ab. Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement gesteuert. Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer zentralen Risikomanagement-Software erfasst und von der RWE AG überwacht.

Für Commodity-Geschäfte hat die zum Bereich Konzerncontrolling gehörende Abteilung Group Risk Control Richtlinien aufgestellt. Demnach dürfen Derivate zur Absicherung gegen Preisrisiken, zur Optimierung des Kraftwerkseinsatzes und zur Margenerhöhung eingesetzt werden. Darüber hinaus ist der Handel mit Commodity-Derivaten im Rahmen von Limiten erlaubt. Die Einhaltung dieser Obergrenzen wird täglich überwacht.

Risiken aus Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken (Fremdwährungsrisiken, Zinsrisiken, Risiken aus Wertpapieranlagen) werden bei RWE u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk (CFaR) ermittelt. Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen wir das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit innerhalb bestimmter Fristen ergibt. Bei der Berechnung werden historische Preisschwankungen zugrunde gelegt. Bis auf den CFaR werden alle VaR-Angaben mit einem Konfidenzintervall von 95% und einer Haltedauer von einem Tag ermittelt. Für den CFaR werden ein Konfidenzintervall von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr unterstellt.RWE unterscheidet bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem RWE-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt. Dieser belief sich zum 31. Dezember 2015 auf 17,0 Mio. € (Vorjahr: 3,3 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2015 bei 0,5 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €). Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2015 bei unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €). Er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl, in die auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen eingehen. Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im RWE-Portfolio lag zum 31. Dezember 2015 bei 7,1 Mio. € (Vorjahr: 6,4 Mio. €). Zum 31. Dezember 2015 betrug der VaR für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 19,2 Mio. € (Vorjahr: 8,2 Mio. €); er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl. Im Handelsgeschäft der RWE Supply & Trading werden zudem auf monatlicher Basis Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen von Commodity-Preisänderungen auf die Ertragslage zu simulieren und ggf. risikomindernde Maßnahmen zu ergreifen. Bei diesen Tests werden Marktpreiskurven modifiziert und auf dieser Basis eine Neubewertung der Commodity-Position vorgenommen. Abgebildet werden neben historischen Extrempreisszenarien auch realistische fiktive Preisszenarien. Falls Stresstests interne Schwellen überschreiten, werden diese Szenarien genauer hinsichtlich ihrer Wirkung und Wahrscheinlichkeit analysiert und ggf. risikomindernde Maßnahmen erwogen. Die Commodity-Risiken der stromerzeugenden Konzerngesellschaften werden gemäß Konzernvorgaben basierend auf der verfügbaren Marktliquidität zu Marktpreisen auf das Segment Trading/Gas Midstream übertragen und dort gesichert. Entsprechend der Vorgehensweise bei z. B. langfristigen Investitionen können Commodity-Risiken aus langfristigen Positionen oder aus Positionen, die sich aufgrund ihrer Größe bei gegebener Marktliquidität noch nicht absichern lassen, nicht über das VaR-Konzept gesteuert und deshalb nicht in den VaR-Werten berücksichtigt werden. Über die noch nicht übertragenen offenen Erzeugungspositionen hinaus sind die Konzerngesellschaften gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten. Zu den wichtigsten Instrumenten zur Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate als Sicherungsgeschäft orientiert sich an der Laufzeit der jeweiligen Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen betragen die Laufzeiten bis zu 23 Jahre. Alle derivativen Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Interpretation ihrer positiven und negativen beizulegenden Zeitwerte ist zu beachten, dass den Finanzinstrumenten - außer beim Handel mit Commodities - i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 dienen in erster Linie zur Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Risiken aus Fremdwährungsposten, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften. Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken bei festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten zu begrenzen. Die festverzinslichen Instrumente sollen in variabel verzinsliche Instrumente transformiert und dadurch soll ihr beizulegender Zeitwert gesichert werden. Als Sicherungsinstrumente dienen Zinsswaps und Zins-Währungs-Swaps. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf 42 Mio. € (Vorjahr: -11 Mio. €). Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte entstanden im Berichtsjahr Gewinne von 13 Mio. € (Vorjahr: 27 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten von 12 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €) führten. Beides ist im Finanzergebnis erfasst. Cash Flow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Fremdwährungs- und Preisrisiken aus künftigen Umsätzen und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Änderungen des Fair Value der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, im Other Comprehensive Income berücksichtigt, und zwar so lange, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Der ineffektive Teil der Wertänderung wird erfolgswirksam erfasst. Bei Realisation des Grundgeschäfts geht der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente betrug zum Abschlussstichtag -1.223 Mio. € (Vorjahr: -1.140 Mio. €). Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden fünf Jahren fällig und ergebniswirksam. Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von -1.075 Mio. € (Vorjahr: -587 Mio. €) nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar. Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges in Höhe von -3 Mio. € (Vorjahr: Aufwand von 4 Mio. €) gingen als Ertrag in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 912 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: 209 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Aufwand realisiert. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen, deren Funktionalwährung nicht der Euro ist. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen, Zins-Währungs-Swaps und andere Währungsderivate ein. Ändern sich die Kurse von Währungen, auf die die sichernden Anleihen lauten, oder ändert sich der Fair Value der sichernden Zins-Währungs-Swaps, wird dies in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug zum Abschlussstichtag 1.984 Mio. € (Vorjahr: 1.515 Mio. €), der Zeitwert der Swaps 208 Mio. € (Vorjahr: 241 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von -27 Mio. € als Aufwand (Vorjahr: Ertrag von 36 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Kreditrisiken. Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern mit guter Bonität. Die sich daraus ergebenden Kontrahentenrisiken werden bei Vertragsabschluss geprüft und laufend überwacht. Wir begegnen ihnen durch Festlegung von Limiten für das Handeln mit Geschäftspartnern und ggf. durch Einfordern zusätzlicher Sicherheiten wie z. B. Barsicherheiten. Das Kreditrisiko wird sowohl im Commodity-Bereich als auch im Finanzbereich täglich überwacht. In unserem Vertriebsgeschäft sind wir Kreditrisiken ausgesetzt, weil Kunden möglicherweise ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen. Wir identifizieren solche Risiken durch regelmäßige Analyse der Bonität unserer wesentlichen Kunden und leiten bei Bedarf Gegenmaßnahmen ein. Im Finanz-, Handels- und Vertriebsbereich setzen wir zur Absicherung von Kreditrisiken auch Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen ein. Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich aus den Buchwerten der in der Bilanz angesetzten Forderungen. Soweit sich Ausfallrisiken konkretisieren, werden diese durch Wertberichtigungen erfasst. Bei den Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Risiken können sich auch aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen zugunsten konzernfremder Gläubiger ergeben. Zum 31. Dezember 2015 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 127 Mio. € (Vorjahr: 154 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2015 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 2,0 Mrd. € (Vorjahr: 1,9 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) auf Finanzforderungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen und 1,1 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €) auf sonstige Derivate. Weder im Geschäftsjahr 2015 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen. Liquiditätsrisiken. Die RWE-Konzerngesellschaften refinanzieren sich i. d. R. zentral bei der RWE AG. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2016 werden Kapitalmarktschulden (abzüglich zurückgekaufter Anleiheteile) mit einem Nominalvolumen von rund 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,8 Mrd. €) fällig.€) und Bankschulden in Höhe von 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,4 Mrd. €) fällig. Außerdem sind kurzfristige Schulden zu begleichen. Am 31. Dezember 2015 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 9.959 Mio. € (Vorjahr: 7.581 Mio. €). Zudem konnte die RWE AG am Bilanzstichtag über eine vertraglich vereinbarte ungenutzte syndizierte Kreditlinie von 4 Mrd. € (Vorjahr: 4 Mrd. €) verfügen. Das Commercial-Paper-Programm über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0 Mrd. €) in Anspruch genommen. Darüber hinaus können wir uns im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms über 30 Mrd. € finanzieren; die ausstehenden Anleihen aus diesem Programm summierten sich zum Bilanzstichtag auf 12,4 Mrd. € (Vorjahr: 14,0 Mrd. €). Das mittelfristige Liquiditätsrisiko ist daher als gering einzustufen.

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

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	Buchwerte	2016	2017 bis 2020	ab 2021	2016
Anleihen¹	15.230	850	5.090	10.445	869
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.676	329	795	552	36
Verbindlichkeiten aus Leasing	285	17	63	206
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1.436	752	54	647	13
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	8.015	6.999	576	441	54
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	378	378
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.395	1.395
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	6.636	6.626	38	40

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	ab 2021
Anleihen¹	4.918
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	95
Verbindlichkeiten aus Leasing
Übrige Finanzverbindlichkeiten	455
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	329
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

¹ Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	Buchwerte	2015	2016 bis 2019	ab 2020	2015
Anleihen¹	14.933	1.827	4.068	9.077	954
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.222	378	119	726	26
Verbindlichkeiten aus Leasing	271	9	66	198
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1.793	928	141	741	37
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	7.408	6.313	584	20	31
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	347	347
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.200	1.200
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	6.837	6.791	35	66

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten	Zinszahlungen
in Mio. €	ab 2020
Anleihen¹	4.549
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	26
Verbindlichkeiten aus Leasing
Übrige Finanzverbindlichkeiten	110
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

¹ Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2015 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger über insgesamt 100 Mio. € (Vorjahr: 88 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 27 Mio. € gegeben (Vorjahr: 66 Mio. €), die im Jahr 2016 abrufbar sind. Weitere Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements sind auf Seite 78 ff. im Lagebericht aufgeführt.

(30) Eventualschulden und finanzielle Verpflichtungen

Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2015 auf 714 Mio. € (Vorjahr: 914 Mio. €). Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur:

Operating Leasing	Nominalwert in Mio. €
	31.12.2015
Fällig in bis zu 1 Jahr	255
Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren	733
Fällig nach über 5 Jahren	1.142
	2.130

Operating Leasing	Nominalwert in Mio. €
	31.12.2014
Fällig in bis zu 1 Jahr	247
Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren	636
Fällig nach über 5 Jahren	977
	1.860

Für die Beschaffung von Brennstoffen, insbesondere Erdgas und Steinkohle, sind wir langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen eingegangen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2015 auf 42,0 Mrd. € (Vorjahr: 38,5 Mrd. €), wovon 2,2 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 2,3 Mrd. €). Die Gasbeschaffung des RWE-Konzerns basiert größtenteils auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen. Die Konditionen dieser Kontrakte - die Laufzeiten reichen im Einzelfall bis 2036 - werden in gewissen Abständen von den Vertragspartnern nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde. Weiterhin hat RWE langfristige finanzielle Verpflichtungen durch Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2015 auf 7,9 Mrd. € (Vorjahr: 9,1 Mrd. €), davon werden 0,5 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig (Vorjahr: 0,4 Mrd. €). Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. Aus der Mitgliedschaft in verschiedenen Gesellschaften, die u. a. im Zusammenhang mit Kraftwerksobjekten, mit Ergebnisabführungsverträgen und zur Abdeckung des nuklearen Haftpflichtrisikos bestehen, obliegt uns eine gesetzliche bzw. vertragliche Haftung. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung einer Deckungsvorsorge in Höhe von rund 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Haftungsanteil 25,851 % zuzüglich 5% für Schadensabwicklungskosten. Die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns.

(31) Segmentberichterstattung

RWE ist in sieben Segmente untergliedert, die nach regionalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind. Im Segment Konventionelle Stromerzeugung sind im Wesentlichen das deutsche, britische, niederländische und türkische Stromerzeugungsgeschäft, der rheinische Braunkohletagebau und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International gebündelt. Das Segment Vertrieb/Verteilnetze Deutschland umfasst im Wesentlichen das deutsche Vertriebs- und Verteilnetzgeschäft. Im Segment Vertrieb Niederlande/Belgien berichten wir über das Endkundengeschäft mit Strom und Gas in dieser Region. Entsprechend enthält das Segment Vertrieb Großbritannien den britischen Vertrieb von Strom und Gas. Die zentralost- und südosteuropäischen Netz- und Vertriebsaktivitäten sind gemeinsam mit dem ungarischen Erzeugungsgeschäft im Segment Zentralost-/Südosteuropa zusammengefasst. Die bei RWE Innogy angesiedelte Erzeugung von Strom aus regenerativen Quellen wird im Segment Erneuerbare Energien dargestellt. Im Segment Trading/Gas Midstream sind der Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie das Gas-Midstream-Geschäft angesiedelt. Verantwortet wird es von RWE Supply & Trading, die auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas beliefert. Unter "Sonstige, Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und die RWE AG erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche. Dazu gehören u. a. die konzerninternen Dienstleister RWE Group Business Services, RWE Service, RWE IT und RWE Consulting.

Segmentberichterstattung	Konventionelle Stromer- zeugung	Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland	Vertrieb Nieder-lande/ Belgien	Vertrieb Großbritannien	Zentralost-/ Südost-europa	Erneuerbare Energien
Unternehmensbereiche 2015 in Mio. €
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	1.903	24.792	4.117
Konzern-Innenumsatz	8.952	1.307	54
Gesamtumsatz	10.855²	26.099	4.171
Betriebliches Ergebnis	543	1.856	194
Betriebliches Beteiligungsergebnis	102	260	9
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	92	185	9
Betriebliche Abschreibungen	1.648	765	42
Außerplanmäßige Abschreibungen	2.841	170
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	2.084	1.555	283
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	179	2.068	38
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	789	1.021	25

Segmentberichterstattung	Trading/Gas Midstream	Sonstige, Konsolidierung
Unternehmensbereiche 2015 in Mio. €
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)
Konzern-Innenumsatz
Gesamtumsatz
Betriebliches Ergebnis
Betriebliches Beteiligungsergebnis
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen
Betriebliche Abschreibungen
Außerplanmäßige Abschreibungen
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property

Unternehmensbereiche 2015

	Trading/Gas Midstream	Sonstige, Konsolidierung	RWE-Konzern
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	3.827	82	48.599
Konzern-Innenumsatz	19.082	-30.436
Gesamtumsatz	22.909	-30.354	48.599
Betriebliches Ergebnis	156	-187	3.837
Betriebliches Beteiligungsergebnis	3	19	561
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	36		361
Betriebliche Abschreibungen	8	56	3.181
Außerplanmäßige Abschreibungen	8	8	3.234
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-894	-739	3.339
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	3	434	2.952
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	10	37	2.898

1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -33.676 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.240 Mio. €
2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 3.136 Mio. €

Regionen 2015

	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU	EU	Übriges Europa	Sonstige	RWE-Konzern
Außenumsatz¹ ²	26.284	9.982	9.662	121	308		46.357
Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	21.157	9.109	11.844	534		42.644

1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer
2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde

Unternehmensbereiche 2014

	Konventionelle Stromerzeugung	Vertrieb/ Verteilnetze Deutschland	Vertrieb Niederlande/ Belgien
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	1.888	25.310	4.443
Konzern-Innenumsatz	7.603	1.208	44
Gesamtumsatz	9.491	26.518	4.487
Betriebliches Ergebnis	979	1.871	146
Betriebliches Beteiligungsergebnis	98	285	8
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	87	193	8
Betriebliche Abschreibungen	1.543	779	57
Außerplanmäßige Abschreibungen	653	112
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	2.281	1.865	16
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	205	2.242	56
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	1.086	900	9

Unternehmensbereiche 2014

	Vertrieb Großbritannien	Zentralost-/ Südosteuropa	Erneuerbare Energien
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	8.992	4.059	277
Konzern-Innenumsatz	328	180	614
Gesamtumsatz	9.320	4.239	891
Betriebliches Ergebnis	227	690	186
Betriebliches Beteiligungsergebnis	50	-3
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	45	-4
Betriebliche Abschreibungen	67	223	361
Außerplanmäßige Abschreibungen	101
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	334	842	148
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	282	99
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	148	309	723

Unternehmensbereiche 2014

	Trading/Gas Midstream	Sonstige, Konsolidierung	RWE-Konzern
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	3.409	90	48.468
Konzern-Innenumsatz	24.441	-34.418
Gesamtumsatz	27.850	-34.328	48.468
Betriebliches Ergebnis	274	-356	4.017
Betriebliches Beteiligungsergebnis	-8	17	447
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	-8	43	364
Betriebliche Abschreibungen	12	73	3.115
Außerplanmäßige Abschreibungen	6	2	874
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	1.087	-1.017	5.556
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	314		3.198
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	11	59	3.245

1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -37.870 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 3.452 Mio. €
2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 814 Mio. €

Regionen 2014

	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU	EU	Übriges Europa	Sonstige	RWE-Konzern
Außenumsatz¹ ²	26.229	9.533	9.963	117	307		46.149
Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	23.195	9.662	10.488	3		591	43.939

1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer
2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde

Produkte

	RWE-Konzern	2015	2014
Außenumsatz¹		46.357	46.149
Davon: Strom		32.560	32.313
Davon: Gas		11.166	10.945
1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

Erläuterungen zu den Segmentdaten. Als Innenumsätze des RWE-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden. Das betriebliche Ergebnis wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom betrieblichen Ergebnis zum Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern dargestellt:

Überleitung der Ergebnisgrößen

	Mio. €	2015	2014
Betriebliches Ergebnis		3.837	4.017
+ Neutrales Ergebnis		-2.885	77
- Finanzergebnis		-1.589	-1.848
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern		-637	2.246

Erträge und Aufwendungen, die aus betriebswirtschaftlicher Sicht ungewöhnlich oder auf Sondervorgänge zurückzuführen sind, erschweren die Beurteilung der laufenden Geschäftstätigkeit. Sie werden in das neutrale Ergebnis umgegliedert. Dabei kann es sich u. a. um Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder nicht betriebsnotwendigen langfristigen Vermögenswerten, Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen sowie Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate handeln. Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf Seite 55 des Lageberichts.

(32) Angaben zur Kapitalflussrechnung

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

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

• Zinseinnahmen in Höhe von 281 Mio. € (Vorjahr: 210 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 1.036 Mio. € (Vorjahr: 1.080 Mio. €)
• gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) in Höhe von 727 Mio. € (Vorjahr: 951 Mio. €)
• das um nicht zahlungswirksame Effekte - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 353 Mio. € (Vorjahr: 383 Mio. €)

Mittelveränderungen aus dem Erwerb und der Veräußerung konsolidierter Gesellschaften gehen in den Cash Flow aus der Investitionstätigkeit ein. Effekte aus Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen werden gesondert gezeigt.

Im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an RWE-Aktionäre in Höhe von 615 Mio. € (Vorjahr: 615 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 302 Mio. € (Vorjahr: 302 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 153 Mio. € (Vorjahr: 144 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 58 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 170 Mio. € (Vorjahr: 29 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten. Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 22 Mio. € (Vorjahr: 28 Mio. €).

(33) Angaben zu Konzessionen

Zwischen Unternehmen des RWE-Konzerns und Gebietskörperschaften in unseren Versorgungsregionen gibt es eine Reihe von Wegenutzungsverträgen und Konzessionsvereinbarungen, die die Strom-, Gas- und Wasserversorgung betreffen. Im Strom- und Gasgeschäft regeln Wegenutzungsverträge die Nutzung von öffentlichen Verkehrswegen für das Verlegen und den Betrieb von Leitungen, die der allgemeinen Energieversorgung dienen. Die Laufzeit dieser Verträge beträgt i. d. R. 20 Jahre. Nach ihrem Ablauf besteht die gesetzliche Pflicht, die örtlichen Verteilungsanlagen ihrem neuen Betreiber gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung zu überlassen. Mit Wasser-Konzessionsvereinbarungen werden das Recht und die Verpflichtung zur Bereitstellung von Wasser- und Abwasserdienstleistungen, zum Betrieb der dazugehörigen Infrastruktur (z. B. Wasserversorgungsanlagen) und zur Investitionstätigkeit geregelt. Die Konzessionen im Wassergeschäft gelten i. d. R. für einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren.

(34) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Dazu gehören auch assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. In diese Kategorie fallen insbesondere wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen des RWE-Konzerns. Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten:

Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen

		Assoziierte Unternehmen		Gemeinschaftsunternehmen
		2015	2014	2015
Erträge		3.552	3.778	82
Aufwendungen		2.583	2.784	114
Forderungen		285	432	192
Verbindlichkeiten		136	260	15

Den Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen lagen im Wesentlichen Liefer- und Leistungsbeziehungen zugrunde. Mit Gemeinschaftsunternehmen gab es neben betrieblichen Liefer- und Leistungsbeziehungen auch finanzielle Verflechtungen.Aus verzinslichen Ausleihungen an Gemeinschaftsunternehmen resultierten im Berichtsjahr Erträge in Höhe von 4 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 177 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 156 Mio. €). Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen; das heißt, die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 352 Mio. € (Vorjahr: 304 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 107 Mio. € (Vorjahr: 135 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.293 Mio. € (Vorjahr: 1.212 Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt.

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

Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 11.373 Tsd. € (Vorjahr: 11.150 Tsd. €) zuzüglich Dienstzeitaufwand für Pensionen in Höhe von 581 Tsd. € (Vorjahr: 475 Tsd. €). Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2015 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 8.868 Tsd. € (Vorjahr: 9.151 Tsd. €). Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 755 Tsd. € (Vorjahr: 249 Tsd. €) ausgezahlt sowie im Rahmen des Beat (Tranche 2015) mit einem Ausgabezeitwert von 1.750 Tsd. € zugeteilt (im Vorjahr für die Beat-Tranche 2014: 1.750 Tsd. €).

Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2015 auf 2.720 Tsd. € (Vorjahr: 2.729 Tsd. €). Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 265 Tsd. € (Vorjahr: 217 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften. Die Auszahlung der Vergütungen erfolgt entsprechend der dienstvertraglichen Regelungen.

Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Für einen Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat besteht ein Mitarbeiterdarlehen aus der Zeit vor der Organzugehörigkeit.

Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 11.634 Tsd. € (Vorjahr: 12.494 Tsd. €), davon 1.229 Tsd. € (Vorjahr: 2.016 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 153.100 Tsd. € (Vorjahr: 171.481 Tsd. €). Davon entfielen 13.978 Tsd. € (Vorjahr: 22.663 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften. Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 177 ff. aufgeführt.

(35) Honorare des Abschlussprüfers

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

Honorare des Abschlussprüfers	2015		2014
	Gesamt in Mio. €	Davon: Deutschland	Gesamt in Mio. €	Davon: Deutschland
Abschlussprüfungsleistungen	15,1	8,2	15,2	8,9
Andere Bestätigungsleistungen	7,4	6,9	7,0	6,7
Steuerberatungsleistungen	0,9	0,6	0,8	0,8
Sonstige Leistungen	1,7	0,5	2,3	0,6
Gesamt	25,1	16,2	25,3	17,0

Die Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen. Zu den anderen Bestätigungsleistungen, die vergütet wurden, zählen die prüferische Durchsicht von Zwischenfinanzberichten, die Prüfung des internen Kontrollsystems (hier vor allem von IT-Systemen), Due-Diligence-Prüfungen und Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen und in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten sowie die Prüfung von Steuerbescheiden.

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

Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2015 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht:

• BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen
• GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
• Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems)
• NRW Pellets GmbH, Erndtebrück
• Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln
• Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim
• rhenag Beteiligungs GmbH, Köln
• RSB LOGISTIC GMBH, Köln
• RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln
• RWE Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr
• RWE Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen
• RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH, Essen
• RWE Consulting GmbH, Essen
• RWE FiberNet GmbH, Essen
• RWE Gastronomie GmbH, Essen
• RWE Group Business Services GmbH, Essen
• RWE IT GmbH, Essen
• RWE Offshore Logistics Company GmbH, Hamburg
• RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen
• RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen
• RWE Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen
• RWE SWITCH GmbH, Essen
• RWE Technology International GmbH, Essen
• RWE Trading Services GmbH, Essen

(37) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Ausführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Lagebericht.

(38) Erklärung gemäß § 161 AktG

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

Essen, 22. Februar 2016

Der Vorstand

Terium Schmitz Günther Tigges

3.7 AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS)

Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 a I) HGB zum 31.12.2015

I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande	100	169.552
An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	25.119
Andromeda Wind S.r.l., Bozen/Italien	51	12.556
Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg	53	39.411
A/V/E GmbH, Halle (Saale)	76	1.556
Batsworthy Cross Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	3
Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen	100	24.124
Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, Augsburg	100	34.008
Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen	62	63.699
BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen	100	100
Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	3.359
BPR Energie Geschäftsbesorgung GmbH, Essen	100	17.380
Bristol Channel Zone Limited, Swindon/Großbritannien	100	-2.289
BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin	100	18.094
Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn	55	631.697
Carl Scholl GmbH, Köln	100	650
Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg	100	11.395
Channel Energy Limited, Swindon/Großbritannien	100	-18.962
ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen	100	25
Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas	100	32.603
Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech	100	588
ELMÜ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Ungarn	100	700.929
ELMÜ Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn	100	742.101
ELMÜ-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Ungarn	100	19.376
ELMÜ-ÉMÁSZ Halozati Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn	100	-335
ELMÜ-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Ungarn	100	1.821
ÉMÁSZ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Miskolc/Ungarn	100	267.026
ÉMÁSZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn	100	272.935
Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen	504	44.507
ENB Energienetze Berlin GmbH, Berlin	100	25
Energiedirect B.V., Waalre/Niederlande	100	-56.764
Energies France S.A.S. - Gruppe - (vorkonsolidiert)		33.083
Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies France S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich	100
SAS Ile de France S.A.S., Paris/Frankreich	100
Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande	100	27.861
energis GmbH, Saarbrücken	72	136.754
energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken	100	25.851
Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	134.899
Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	277.180
Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	22.579
envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz	59	1.738.767
envia SERVICE GmbH, Cottbus	100	2.229
envia TEL GmbH, Markkleeberg	100	12.518
envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen	100	63.463
enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz	100	56.366
enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen	100	178.163
eprimo GmbH, Neu-Isenburg	100	4.600
Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien	100	77.437
Essent CNG Cleandrive B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	3
Essent Corner Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	25.053
Essent Energie Belgie N.V., Antwerpen/Belgien	100	151.476
Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	145.020
Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande	100	-421
Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande	100	-259.925
Essent
Company Name	Country	Percentage of Ownership
---	---	---
Meetdatabedrijf B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Nederland B.V.	Arnhem/Niederlande	100
Essent New Energy B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent N.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Participations Holding B.V.	Arnhem/Niederlande	100
Essent Personeel Service B.V.	Arnhem/Niederlande	100
Essent Power B.V.	Arnhem/Niederlande	100
Essent Productie Geleen B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Retail Bedrijven B.V.	Arnhem/Niederlande	100
Essent Retail Energie B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Retail Participations B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Sales Portfolio Management B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
Essent Wind Nordsee Ost Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH	Helgoland	100
Essent Zuid B.V.	Waalre/Niederlande	100
Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt.	Miskolc/Ungarn	54
EuroSkyPark GmbH	Saarbrücken	51
EVIP GmbH	Bitterfeld-Wolfen	100
EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH	Stolberg	54
FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH	Saarbrücken	63
Fri-El Anzi Holding S.r.l.	Bozen/Italien	51
Fri-El Anzi S.r.l.	Bozen/Italien	100
Fri-El Guardionara Holding S.r.l.	Bozen/Italien	51
Fri-El Guardionara S.r.l.	Bozen/Italien	100
GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH	Essen	100
Geas Energiewacht B.V.	Enschede/Niederlande	100
Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG	Bergkamen	51
Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm GmbH & Co. KG	Essen	100
Georgia Biomass Holding LLC	Savannah/USA	100
Georgia Biomass LLC	Savannah/USA	100
GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH	Dortmund	100
Great Yarmouth Power Limited	Swindon/Großbritannien	100
Green Gecco GmbH & Co. KG	Essen	51
GWG Grevenbroich GmbH	Grevenbroich	60
Inhome Energy Care N.V.	Houthalen-Helchteren/Belgien	100
INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert)
INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participaҫões Sociais, Lda.	São João do Estoril/Portugal	100
LUSITERG - Gestão e Produҫão Energética, Lda.	São João do Estoril/Portugal	74
KA Contracting SK s.r.o.	Banská Bystrica/Slowakei	100
Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH	Gundremmingen	75
Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung	Lingen (Ems)	100
Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung	Lingen (Ems)	99
KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung	Essen	100
Knabs Ridge Wind Farm Limited	Swindon/Großbritannien	100
Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der E.ON Kernkraft GmbH	Lingen (Ems)	88
Krzecin Sp. z o.o.	Warschau/Polen	100
Lechwerke AG	Augsburg	90
Leitungspartner GmbH	Düren	100
LEW Anlagenverwaltung GmbH	Gundremmingen	100
LEW Beteiligungsgesellschaft mbH	Gundremmingen	100
LEW Netzservice GmbH	Augsburg	100
LEW Service & Consulting GmbH	Augsburg	100
LEW TelNet GmbH	Neusäß	100
LEW Verteilnetz GmbH	Augsburg	100
Little Cheyne Court Wind Farm Limited	Swindon/Großbritannien	59
LYNEMOUTH POWER LIMITED	Northumberland/Großbritannien	100
Magyar Áramszolgáltató Kft.	Budapest/Ungarn	100
Mátrai Erömü Zártkörüen Müködö Részvénytársaság	Visonta/Ungarn	51
MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH	Halle (Saale)	75
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH	Kabelsketal	100
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH	Halle (Saale)	100
ML Wind LLP	Swindon/Großbritannien	51
NEW AG	Mönchengladbach	404
NEW Netz GmbH	Geilenkirchen	100
NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH	Mönchengladbach	100
NEW NiederrheinWasser GmbH	Viersen	100
NEW Service GmbH	Mönchengladbach	100
NEW Tönisvorst GmbH	Tönisvorst	98
NEW Viersen GmbH	Viersen	100
Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH	Essen	100
Npower Business and Social Housing Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Cogen (Hythe) Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Cogen Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Cogen Trading Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Commercial Gas Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Direct Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Financial Services Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Gas Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Northern Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Yorkshire Limited	Swindon/Großbritannien	100
Npower Yorkshire Supply Limited	Swindon/Großbritannien	100
NRW Pellets GmbH	Erndtebrück	100
Octopus Electrical Limited	Swindon/Großbritannien	100
OIE Aktiengesellschaft	Idar-Oberstein	100
Oval (2205) Limited	Swindon/Großbritannien	100
Park Wiatrowy Nowy Staw Sp. z o.o.	Warschau/Polen	100
Park Wiatrowy Opalenica Sp. z o.o.	Warschau/Polen	100
Park Wiatrowy Suwalki Sp. z o.o.	Warschau/Polen	100
Park Wiatrowy Tychowo Sp. z o.o.	Warschau/Polen	100
Piecki Sp. z o.o.	Warschau/Polen	51
Plus Shipping Services Limited	Swindon/Großbritannien	100
Powerhouse B.V.	Almere/Niederlande	100
PS Energy UK Limited	Swindon/Großbritannien	100
Regenesys Holdings Limited	Swindon/Großbritannien	100
Regenesys Technologies Limited	Swindon/Großbritannien	100
regionetz GmbH	Eschweiler	100
Rheinbraun Brennstoff GmbH	Köln	100
Rheinische Baustoffwerke GmbH	Bergheim	100
Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft	Waldshut-Tiengen	77
Rhein-Sieg Netz GmbH	Siegburg	100
rhenag Beteiligungs GmbH	Köln	100
rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft	Köln	67
Rhenas Insurance Limited	Sliema/Malta	100
Rhyl Flats Wind Farm Limited	Swindon/Großbritannien	504
RL Besitzgesellschaft mbH	Gundremmingen	100
RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG	Gundremmingen	51
RSB LOGISTIC GMBH	Köln	100
RUMM Limited	Ystrad Mynach/Großbritannien	100
RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH	Köln	100
RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S.	Ankara/Türkei	70
RWE Aktiengesellschaft	Essen
RWE Aqua GmbH	Mülheim an der Ruhr	100
RWE Benelux Holding B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
RWE Beteiligungsgesellschaft mbH	Essen	100
RWE Beteiligungsverwaltung Ausland GmbH	Essen	100
RWE Ceská republika a.s.	Prag/Tschechien	100
RWE Consulting GmbH	Essen	100
RWE Deutschland Aktiengesellschaft	Essen	12
RWE Distribucní služby, s.r.o.	Brno/Tschechien	100
RWE East, s.r.o.	Prag/Tschechien	100
RWE Eemshaven Holding B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
RWE Effizienz GmbH	Dortmund	100
RWE Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o.	Wroclaw/Polen	100
RWE Energie S.R.L.	Bukarest/Rumänien	100
RWE Energie, s.r.o.	Prag/Tschechien	100
RWE Energiedienstleistungen GmbH	Dortmund	100
RWE Energija d.o.o.	Zagreb/Kroatien	100
RWE Energo, s.r.o.	Prag/Tschechien	100
RWE Energy Beteiligungsverwaltung Luxemburg S.A.R.L.	Luxemburg/Luxemburg	100
RWE Enerji Toptan Satis A.S.	Istanbul/Türkei	100
RWE FiberNet GmbH	Essen	100
RWE Finance B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
RWE Finance II B.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
RWE Gas International N.V.	's-Hertogenbosch/Niederlande	100
RWE Gas Slovensko, s.r.o.	Košice/Slowakei	100
RWE Gas Storage, s.r.o.	Prag/Tschechien	100
RWE GasNet, s.r.o.	Ústí nad Labem/Tschechien	100
RWE Gasspeicher GmbH	Dortmund	100
RWE Gastronomie GmbH	Essen	100
RWE GBS UK Limited	Swindon/Großbritannien	100
RWE Generation SE	Essen	100
RWE Generation UK plc	Swindon/Großbritannien	100
RWE Grid Holding, a.s.	Prag/Tschechien	504
RWE Group Business Services Benelux B.V.	Arnhem/Niederlande	100
RWE Group Business Services CZ, s.r.o.	Prag/Tschechien	100
RWE Group Business Services GmbH	Essen	100
RWE Group Business Services Polska Sp. z o.o.	Krakau/Polen	100
RWE Hrvatska d.o.o.	Zagreb/Kroatien	100
RWE Hungaria Tanacsado Kft.	Budapest/Ungarn	100
RWE Innogy AERSA S.A.U.

II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis gesamt in Tsd. €
259.919	-99.823
Danta de Energías, S.A., Soria/Spanien	99
Explotaciones Eólicas de Aldehuelas, S.L., Soria/Spanien	95
General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien	100
Hidroeléctrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien	60
RWE Innogy AERSA, S.A.U., Barcelona/Spanien	100
RWE Innogy Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-11.054
RWE Innogy Beteiligungs GmbH, Essen	100	7.350
RWE Innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	226
RWE Innogy GmbH, Essen	100	623.092
RWE Innogy GYM 2 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-3.118
RWE Innogy GYM 3 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-3.133
RWE Innogy GYM 4 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-9.376
RWE Innogy Italia S.p.A., Mailand/Italien	100	4.190
RWE Innogy Kaskasi GmbH, Hamburg	100	99
RWE Innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode	100	25
RWE Innogy Markinch Limited, Swindon/Großbritannien	100	-85.548
RWE Innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	578
RWE Innogy Schmarloh Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Barntrup	100	25
RWE Innogy Stallingborough Limited, Swindon/Großbritannien	100	-9.654
RWE Innogy UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien	100	1.958.814
RWE Innogy UK Limited, Swindon/Großbritannien	100	2.170.455
RWE Innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg	51	107.754
RWE Innogy Windpark GmbH, Essen	100	25
RWE Innogy Windpower Hannover GmbH, Hannover	100	77.373
RWE Innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-31.734
RWE IT Czech s.r.o., Prag/Tschechien	100	13.751
RWE IT GmbH, Essen	100	22.724
RWE IT Magyarország Kft., Budapest/Ungarn	100	1.030
RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien	100	-943
RWE Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr	100	25
RWE Netzservice GmbH, Siegen	100	50
RWE Npower Group plc, Swindon/Großbritannien	100	117.396
RWE Npower Holdings plc, Swindon/Großbritannien	100	1.749.437
RWE Offshore Logistics Company GmbH, Hamburg	100	22
RWE Offshore Wind Nederland B.V., 's Hertogenbosch/Niederlande	100	19
RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien	100	48
RWE Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen	100	4.872
RWE Polska S.A., Warschau/Polen	100	431.267
RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen	100	2.037.209
RWE Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	357.480
RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen	100	57.840
RWE RWN Beteiligungsgesellschaft Mitte mbH, Essen	100	286.356
RWE Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen	100	38.890
RWE Service GmbH, Dortmund	100	143.451
RWE Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei	1	1.109
RWE Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland	100	8.672
RWE Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	672.833
RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur	100	9.819
RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien	100	912.439
RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen	100	100.333
RWE Supply & Trading GmbH, Essen	100	446.778
RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien	100	-2.827
RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien	100	91.357
RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz	100	70.865
RWE SWITCH GmbH, Essen	100	25
RWE Technology International GmbH, Essen	100	12.463
RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei	100	852
RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien	100	1.261
RWE Trading Americas Inc., New York City/USA	100	12.442
RWE Trading Services GmbH, Essen	100	6.047
RWE Vertrieb Aktiengesellschaft, Dortmund	100	12.511
RWE Zákaznické služby, s.r.o., Ostrava/Tschechien	100	1.750
RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	3.348
RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr	80	70.426
Saarwasserkraftwerke GmbH, Essen	100	14.368
Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen	90	17.281
Stadtwärme Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort	100	2.970
STADTWERKE DÜREN GMBH, Düren	504	27.271
Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort	51	15.903
Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau	100	1.090
Süwag Energie AG, Frankfurt am Main	78	541.955
Süwag Grüne Energien und Wasser GmbH, Frankfurt am Main	100	6.441
Süwag Vertrieb AG & Co. KG, Frankfurt am Main	100	680
Syna GmbH, Frankfurt am Main	100	8.053
Taciewo Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	28.179
The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	855
Transpower Limited, Dublin/Irland	100	4.347
Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach	75	5.077
Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen	100	22
VKB-GmbH, Neunkirchen	504	43.278
Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande	100	25.298
Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande	100	110
VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken	504	200.056
VSE Net GmbH, Saarbrücken	100	13.517
VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken	100	3.109
VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein	98	27.018
Východoslovenská distribucná, a.s., Košice/Slowakei	100	603.231
Východoslovenská energetika a.s., Košice/Slowakei	100	77.554
Východoslovenská energetika Holding a.s., Košice/Slowakei	494	646.316
Wendelsteinbahn GmbH, Brannenburg	100	4.078
Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg	100	38
WestEnergie GmbH, Geilenkirchen	100	36.341
Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf	100	9.875
Westnetz GmbH, Dortmund	100	60.308
Windpark Kattenberg B.V., Zwolle/Niederlande	100	15
Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	11.356
WINKRA Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hörup	100	26
WINKRA Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten	100	25
WINKRA Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sommerland	100	26
WINKRA Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich	100	106
WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover	100	882
WTTP B.V., Arnhem/Niederlande	100	11.454
YE Gas Limited, Swindon/Großbritannien	100	0

1 Ergebnisabführungsvertrag
2 Daten aus dem Konzernabschluss
3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung

Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis gesamt in Tsd. €
Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien	100	460
Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen	100	5.113
Allt Dearg Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund	100	-69.979
AQUAVENT Gesellschaft für Umwelttechnik und regenerierbare Energien mbH, Lützen	100	819
Ardoch Over Enoch Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien	100	0
AVB GmbH, Lützen	100	11
Ballindalloch Muir Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Beteiligungsgesellschaft Werl mbH, Essen	100	326
bildungszentrum energie GmbH, Halle (Saale)	100	791
Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, Bad Wimpfen	51	2.104
Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, Bad Wimpfen	100	29
Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co. KG, Anhausen	51	77
Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, Anhausen	100	29
Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, Schwalmtal	66	1.302
Biogasanlage Schwalmtal GmbH, Schwalmtal	99	31
Brims Ness Tidal Power Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Carr Môr Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien	100	2
Carsphairn Windfarm Limited, Glasgow/Großbritannien	100	2
Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
COMCO MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg	95	411
Craigenlee Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Culbin Farm Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 1A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 1B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 2A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 2B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 3A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 3B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 4A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 4B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 5A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 5B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 6A RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 6B RWE Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Gundremmingen	100	17.978
easyOptimize GmbH, Essen	100	3
EDON Group Costa Rica S.A., San Jose/Costa Rica	100	837
Energetyka Wschod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen	100	57
Energetyka Zachod Sp. z o.o., Wroclaw/Polen	100	107
Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co. KG, Leimen	75	198
Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, Leimen	75	26
energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, Siegburg	71	104
Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co.	75
## 1. Fully Consolidated Subsidiaries and Joint Ventures
### KG, Timmendorfer Strand 51 1.499 0
### Enervolution GmbH, Bochum 100 25 23
### enviaM Erneuerbare Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Markkleeberg 100 31 1
### enviaM Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale) 100 3
### Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien 73 1.511 -36
### ESK GmbH, Dortmund 100 128 1
### favis GmbH, Essen 100 114 -2.088
### Fernwärme Saarlouis-Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis 95 7.567 1
### 'Finelectra' Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG, Hausen/Schweiz 100 11.389 567
### GBV Einundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1
### GBV Neunundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1
### GBV Siebenundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1
### GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 1
### GBV Zweiundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1
### GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus 100 312 202
### GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Siegburg 100 54 1
### Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen 51 33 1
### GWG Kommunal GmbH, Grevenbroich 100 100 0
### GWS Netz GmbH, Schwalbach 100 50 -26
### HaseNetz Verwaltungs GmbH, Gehrde 100 3
### HCL Netze GmbH & Co. KG, Herzebrock-Clarholz 100 3
### HCL Netze Verwaltung GmbH, Herzebrock-Clarholz 100 3
### Hospitec Facility Management im Krankenhaus GmbH, Saarbrücken 100 -69 45
### Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Barcelona/Spanien 100 428 0
### Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mbH, Hannover 100 12 -12
### Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim 51 431 -71
### Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim 51 29 0
### Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken 100 118 54
### Lech Energie Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 100 3
### Lech Energie Verwaltung GmbH, Augsburg 100 3
### Lemonbeat GmbH, Dortmund 100 3
### Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, Lößnitz 100 15 -3
### Lößnitz Netz Verwaltungs GmbH, Lößnitz 100 27 0
### Mátrai Erömü Központi Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 3.130 64
### Meterplus Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### Middlemoor Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### MIROS Mineralische Rohstoffe, GmbH i.L., Bergheim 100 0 -10
### Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, Halle (Saale) 100 25 0
### Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, Chemnitz 100 23 0
### MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, Lüdinghausen 100 18.294 0
### MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, Lüdinghausen 100 25 0
### Netzgesellschaft Südwestfalen mbH & Co. KG, Netphen 100 3
### Netzwerke Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 100 50 1
### NEW b_gas Eicken GmbH, Schwalmtal 100 -928 72
### NEW Impuls GmbH, Grefrath 67 607 202
### NEW Re GmbH, Mönchengladbach 75 443 -46
### NEW Schwalm-Nette GmbH, Viersen 100 6.504 631
### NEW Schwalm-Nette Netz GmbH, Viersen 100 25 0
### North Kintyre Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale) 100 169 37
### Oschatz Netz GmbH & Co. KG, Oschatz 100 1.344 539
### Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, Oschatz 100 26 0
### Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 1.151 -74
### Park Wiatrowy Elk Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 782 -49
### Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.924 -40
### Park Wiatrowy Msciwojów Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.021 0
### Park Wiatrowy Prudziszki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 9 -49
### Park Wiatrowy Smigiel I Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.646 -23
### Park Wiatrowy Znin Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 2.348 -43
### Projecta 15 GmbH, Saarbrücken 100 16 -1
### Projecta 5 - Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken 100 11 -3
### PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien 100 271 -424
### RD Hanau GmbH, Hanau 100 0 0
### REV LNG SSL BC LLC, Ulysses/USA 85 3
### Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen 100 5.369 1
### rhenagbau GmbH, Köln 100 1.258 1
### ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn 100 783 4
### Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 0 0
### RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei 100 1.231 14
### RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien 100 3
### RWE Downstream AG, Essen 100 108 -12
### RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen 100 100 247 -3
### RWE Eurotest GmbH, Dortmund 100 51 1
### RWE Innogy d.o.o. za koristenje obnovljivih izvora energije, Sarajevo/Bosnien-Herzegowina 100 0 -21
### RWE Innogy Galloper 1 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -1.214 -1.005
### RWE Innogy Galloper 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -1.214 -1.005
### RWE Innogy Serbia d.o.o., Belgrad/Serbien 100 -7 -8
### RWE Innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 51 39 3
### RWE Innogy Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Essen 100 19 -12
### RWE Innogy Windpark Eschweiler Verwaltungs GmbH, Essen 100 32 -7
### RWE New Energy Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate 100 3
### RWE New Ventures LLC, Wilmington/USA 100 3
### RWE Pensionsfonds AG, Essen 100 100 3.723 -6
### RWE POLSKA Generation Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 157 4
### RWE Power Beteiligungsverwaltung GmbH & Co. KG, Grevenbroich 100 0 0
### RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen 100 25 1
### RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China 100 2.252 132
### RWE Power Climate Protection GmbH, Essen 100 23 1
### RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 45 10
### RWE Power International Ukraine LLC, Kiew/Ukraine 100 3
### RWE Power Zweite Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Grevenbroich 100 26 1
### RWE Rhein Oel Ltd., London/Großbritannien 100 -1 0
### RWE Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Bremerhaven 100 39 4
### RWE Stiftung für Energie und Gesellschaft gGmbH, Essen 100 100 60.095 -89
### RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei 100 759 -30
### RWE Teplárna Náchod, s.r.o., Nächod/Tschechien 100 3
### RWE Trading Services Ltd., Swindon/Großbritannien 100 1.286 81
### RWE Wärme Berlin GmbH, Berlin 100 1.689 1
### RWE-EnBW Magyarország Energiaszolgáltató Korlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn 70 352 2
### RWEST PI FRE Holding LLC, New York City/USA 100 14.557 -28
### RWEST PI LNG HOLDING LLC, New York City/USA 100 4.433 -102
### RWEST PI LNG 1 LLC, New York City/USA 100 1.466 -3
### RWEST PI LNG 2 LLC, New York City/USA 100 3
### RWEST PI WALDEN HOLDING LLC, New York City/USA 100 3.944 -19
### RWEST PI WALDEN 1 LLC, New York City/USA 100 3.960 -3
### Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Scharbeutz 51 2.077 0
### SchlauTherm GmbH, Saarbrücken 75 167 3
### Snowgoat Glen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### SSE RENEWABLES (GALLOPER) NO. 1 LIMITED, Swindon/Großbritannien 100 -3.761 -3.798
### SSE RENEWABLES (GALLOPER) NO. 2 LIMITED, Swindon/Großbritannien 100 -3.761 -3.798
### Stadtwerke Geseke Netze GmbH & Co. KG, Geseke 100 3
### Stadtwerke Geseke Netze Verwaltung GmbH, Geseke 100 3
### Stadtwerke Korschenbroich GmbH, Mönchengladbach 100 7 -5
### Stadtwerke Waltrop Netz Verwaltung GmbH, Waltrop 100 3
### Steinkohlendoppelblock Verwaltungs GmbH, Essen 100 337 54
### Stroupster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### Süwag Vertrieb Management GmbH, Frankfurt am Main 100 26 1
### Tarskavaig Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0
### T.B.E. TECHNISCHE BERATUNG ENERGIE für wirtschaftliche Energieanwendung GmbH, Duisburg 100 337 1
### Thermolux S.a.r.l., Luxemburg/Luxemburg 100 98 -484
### Thyssengas-Unterstützungskasse GmbH, Dortmund 100 79 -30
### TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 51 3.322 741
### VEM Neue Energie Muldental GmbH & Co. KG, Markkleeberg 100 3
### Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main 80 542 31
### Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, Timmendorfer Strand 51 25 0
### Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, Scharbeutz 51 25 0
### VKN Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Ensdorf 51 50 1
### VKN Saar Gesellschaft für Verwertung von Kraftwerksnebenprodukten und Ersatzbrennstoffen mbH & Co. KG, Ensdorf 51 25 -33
### VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 100 2.561 -239
### VSE - Windpark Merchingen Verwaltungs GmbH, Saarbrücken 100 60 2
### VSE Call centrum, s.r.o., Košice/Slowakei 100 58 3
### VSE Ekoenergia, s.r.o., Košice/Slowakei 100 189 -640
### VSE-Stiftung gGmbH, Saarbrücken 100 2.596 11
### Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg 100 -290 -301
### Windenergie Briesensee GmbH, Neu Zauche 72 24 -1
### Windkraft Hochheim GmbH & Co. KG, Hochheim 100 1.695 -795
### Windpark Nohfelden-Eisen GmbH, Nohfelden 100 3
### Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Lützen 100 18 6
1. Ergebnisabführungsvertrag
2. Daten aus dem Konzernabschluss
3. Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4. Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5. RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
6. Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
7. Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
8. Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
scroll

III. Joint Ventures

Beteiligungsanteil in %

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis gesamt in Tsd. €
EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg	49	26.930
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen	49	3.031
Greater Gabbard Offshore Winds Ltd, Reading/Großbritannien	50	1.624.373
Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim	49	2.489
N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Nieder-lande	30	49.636

1. Ergebnisabführungsvertrag
2. Daten aus dem Konzernabschluss
3. Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4. Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5. RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
6. Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
7. Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
8. Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
   scroll# V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen	51	6
AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg	50	102.313
BEW Netze GmbH, Wipperfürth	61	6
Budapesti Disz- es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn	50	28.943
C-Power N.V., Oostende/Belgien	27	182.333
EGG Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	50	12.203
Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall	33	6.359
Esta V.O.F., Ridderkerk/Niederlande	50	3
FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen	50	32.829
Galloper Wind Farm Holdco Limited, Swindon/Großbritannien	25	3
Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	50	-3.321
Innogy Venture Capital GmbH, Essen	75	6
Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein	67	6
PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mbH, Neuss	50	199
Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain	75	6
SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien	50	1.003
Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg	40	-5.443
Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen	50	26.398
Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems)	40	13.471
Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg	49	2.931
SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn	30	18.438
TCP Petcoke Corporation, Dover/USA	50	21.473
Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	50	-10.436
URANIT GmbH, Jülich	50	71.362
Zagrebačke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien	48	168.056

1 Ergebnisabführungsvertrag
2 Daten aus dem Konzernabschluss
3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung

VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
Amprion GmbH, Dortmund	25	1.079.100
ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal	40	3.380
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund	40	157.589
EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf	49	3
Energieversorgung Guben GmbH, Guben	45	16.585
Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth	25	4.961
Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen	10	7
ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers	20	41.922
Enovos International S. A., Luxemburg/Luxemburg	18	8
EWR Aktiengesellschaft, Worms	27	79.270
EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms	50	134.937
EWR GmbH - Energie und Wasser für Remscheid, Remscheid	20	83.816
Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg	30	9.195
Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach GmbH, Bous	49	13.110
GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen	28	15.540
Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim	40	114.142
HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal	32	12.434
Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Essen	78	6
Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich	49	784.569
KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich	13	7
Kemkens B.V., Oss/Niederlande	49	19.043
KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung AG, Neunkirchen	29	74.746
MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen	47	25.476
medl GmbH, Mülheim an der Ruhr	49	21.829
Mingas-Power GmbH, Essen	40	5.964
Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf	27	5.000
PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln	10	8
Pfalzwerke Aktiengesellschaft, Ludwigshafen	27	205.627
Projecta 14 GmbH, Saarbrücken	50	38.471
Propan Rheingas GmbH & Co KG, Brühl	30	6.153
Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen	50	-14
Regionalgas Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen	43	66.519
RheinEnergie AG, Köln	20	886.918
Rhein-Main-Donau AG, München	22	110.169
Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg (Baden)	50	59.339
Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen	25	23.949
SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus	33	35.572
SSW Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co. KG, St. Wendel	50	20.215
Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben	35	16.417
Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale)	45	31.859
Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen	40	19.789
Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg	20	184.636
Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein	25	12.115
Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen	29	122.499
Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern	49	10.204
Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach	25	39.925
Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn	49	2.106
Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane	24	13.269
Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg	40	21.392
Stadtwerke Merzig GmbH, Merzig	50	15.906
Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss	25	88.344
Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald	50	4.818
Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen	25	52.629
Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland	24	12.910
Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis	49	35.022
Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert	50	82.005
Stadtwerke Weißenfels GmbH, Weißenfels	24	23.278
Stadtwerke Willich GmbH, Willich	25	13.981
Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz	24	20.784
SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	98	6
Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande	43	13.247
Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel GmbH, St. Wendel	28	21.487
wbm Wirtschaftsbetriebe Meerbusch GmbH, Meerbusch	40	23.164
Zagrebačke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien	31	2.182
Zephyr Investments Limited, Swindon/Großbritannien	33	-93.549
Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau	27	41.360

1 Ergebnisabführungsvertrag
2 Daten aus dem Konzernabschluss
3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5 RWE AG haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
6 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
7 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
8 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung

VII. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
Abwasser-Gesellschaft Knapsack, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Hürth	33	400
Awotec Gebäude Servicegesellschaft mbH, Saarbrücken	48	85
Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert GmbH, St. Ingbert	49	79
Breer Gebäudedienste Heidelberg GmbH, Heidelberg	45	191
Breitband-Infrastrukturgesellschaft Cochem-Zell mbH, Cochem	21	-418
Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, Brüggen	25	25
Brüggen.E-Netz GmbH & Co. KG, Brüggen	25	1.000
CARBON CDM Korea Ltd. (i.L.), Seoul/Südkorea	49	-2.044
CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich	50	661
CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten	49	1.469
CZT Valašské Mezirící s.r.o., Valašské Mezirící/Tschechien	20	246
DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, Schmalkalden	33	238
Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben	31	1.023
Doggerbank Project 1 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Doggerbank Project 2 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Doggerbank Project 3 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Doggerbank Project 4 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Doggerbank Project 5 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Doggerbank Project 6 Bizco Limited, Reading/Großbritannien	25	0
Dorsten Netz GmbH & Co. KG, Dorsten	49	4.972
EfD Energie-für-Dich GmbH, Potsdam	49	3
ELE-GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen	49	56
ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, Bottrop	50	50
ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen	30	683
Elsta B.V., Middelburg/Niederlande	25	214
Elsta B.V. & CO C.V., Middelburg/Niederlande	25	85.818
Enercraft Energiemanagement OHG haftungsbeschränkt, Frankfurt am Main	50	147
Energie BOL GmbH, Ottersweier	50	29
Energie Mechernich GmbH & Co. KG, Mechernich	49	3.240
Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, Mechernich	49	25
Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall	33	26
Energie Rur-Erft GmbH & Co.
---	---	---
Energie Rur-Erft Verwaltungs-GmbH, Essen	29	25
Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg	44	27
Energiepartner Dörth GmbH, Dörth	49	33
Energiepartner Elsdorf GmbH, Elsdorf	40	37
Energiepartner Hermeskeil GmbH, Hermeskeil	20	23
Energiepartner Kerpen GmbH, Kerpen	49	26
Energiepartner Projekt GmbH, Essen	49	55
Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, Kreuztal	40	24
Energiepartner Wesseling GmbH, Wesseling	30	27
Energie-Service-Saar GmbH, Völklingen	50	-1,766
Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, Bad Bentheim	25	2,353
Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, Bad Bentheim	25	25
Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum	34	5,027
Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum	34	54
Energieversorgung Horstmar/Laer GmbH & Co. KG, Horstmar	49	99
Energieversorgung Kranenburg Netze GmbH & Co. KG, Kranenburg	25	1,000
Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs GmbH, Kranenburg	25	25
Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg	49	3,007
Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, Niederkassel	49	2,745
Energieversorgung Oelde GmbH, Oelde	25	7,407
Energotel, a.s., Bratislava/Slowakei	20	7,240
ENERVENTIS GmbH & Co. KG, Saarbrücken	33	1,090
Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig	50	448
EWC Windpark Cuxhaven GmbH, München	50	1,378
EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, Baesweiler	45	2,096
EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, Baesweiler	45	28
FAMOS - Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück	49	106
Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH, Zwönitz	50	2,969
First River Energy LLC, Denver/USA	26	3,664
Forewind Limited, Swindon/Großbritannien	25	-355
FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen	50	33
Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken	49	3,372
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs GmbH, Kerpen	49	25
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, Saulheim	49	1,895
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltung-mbH, Wörrstadt	49	28
Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze GmbH & Co. KG, Bad Sassendorf	25	500
Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze Verwaltung GmbH, Bad Sassendorf	25	25
Gemeindewerke Bissendorf Netz GmbH & Co. KG, Bissendorf	49	2,643
Gemeindewerke Bissendorf Netz Verwaltungs-GmbH, Bissendorf	49	25
Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel	45	4,496
Gemeindewerke Namborn GmbH, Namborn	49	699
Gemeinschaftswerk Hattingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen	52	2,045
GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein	20	68
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen	31	54
Gichtgaskraftwerk Dillingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken	25	25,385
GISA GmbH, Halle (Saale)	24	9,348
GNEE Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, Freisen	49	3
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf	21	60,162
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, Troisdorf	21	36
GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, Stolberg	49	627
Green Solar Herzogenrath GmbH, Herzogenrath	45	3,417
Greenergetic GmbH, Bielefeld	20	204
Greenplug GmbH, Hamburg	49	767
GWE-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Eppelborn	50	-26
GWE-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Eppelborn	50	33
Hochsauerland Netze GmbH & Co. KG, Meschede	25	4,130
Hochsauerland Netze Verwaltung GmbH, Meschede	25	25
HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK Gesellschaft mit beschränkter Haftung (HKG). Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm	31	0
Homepower Retail Limited, Swindon/Großbritannien	50	-30,478
IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr	30	880
juwi Wind Germany 123 GmbH & Co. KG, Wörrstadt	33	-3
Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt	50	687
KAWAG AG & Co. KG, Pleidelsheim	49	9,104
KAWAG Netze GmbH & Co. KG, Abstatt	49	2,328
KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Abstatt	49	27
KDT Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey	49	1,141
KEN Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen	50	51
KEN GmbH & Co. KG, Neunkirchen	46	2,929
KEVAG Telekom GmbH, Koblenz	50	2,416
Klärschlammentsorgung Hesselberg Service GmbH, Unterschwaningen	49	20
KlickEnergie GmbH & Co. KG, Neuss	65	-1,168
KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, Neuss	65	23
K-net GmbH, Kaiserslautern	25	1,134
Kommunale Dienste Marpingen GmbH, Marpingen	49	2,829
Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, Steinheim a. d. Murr	49	4,680
Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, Rudersberg	50	153
Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, Rudersberg	50	22
Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen	50	5,113
Kraftwerk Voerde beschränkt haftende OHG, Voerde	25	4,460
Kraftwerk Wehrden GmbH, Völklingen	33	30
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen	31	538
KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen	40	134
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. Kommanditgesellschaft, Bergheim	50	60
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim	50	39
KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, Köln	75	26
Lumicity Group Limited, Taplow/Großbritannien	50	-60
Môravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien	51	3,563
Murrhardt Netz AG & Co. KG, Murrhardt	49	3
Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz	25	160
Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven	25	1,173
Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, Bühlertal	50	2,287
Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf	49	3,193
Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, Elsdorf	49	25
Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, Grimma	49	7,670
Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, Korb	50	1,419
Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, Korb	50	26
Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, Bergheim	49	25
Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, Lauf	50	728
Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, Leutenbach	50	1,493
Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, Leutenbach	50	25
Netzgesellschaft Maifeld GmbH & Co. KG, Polch	49	24
Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, Polch	49	24
Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, Ottersweier	50	2,065
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück	49	2,128
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück	49	27
NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, Kevelaer	51	6,211
NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, Kevelaer	51	27
Ningxia Antai New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/China	25	21,696
Novenerg limited liability company for energy activities, Zagreb/Kroatien	50	3
Offshore Trassenplanungs-GmbH OTP i.L., Hannover	50	168
Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, Peißenberg	50	1,536
prego services GmbH, Saarbrücken	50	-8,289
Propan Rheingas GmbH, Brühl	28	48
Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen	49	50
Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich	30	20
rhenag - Thüga Rechenzentrum GbR, Köln	50	201
RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten	33	1,197
RurEnergie GmbH, Düren	30	2,634
Rusheen - RWE Commercialisation Partners Limited, Swindon/Großbritannien	33	3
RWE Power International Middle East LLC, Dubai/Ver. Arab. Emirate	49	-1,783
Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, Sandersdorf-Brehna	49	4,826
Selm Netz GmbH & Co. KG, Selm	25	1
SolarProjekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff	50	45
SolarProjekt Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach	50	449
SPX, s.r.o., Zilina/Slowakei	33	121
SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel	50	116
Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte	48	51
Städtische Werke Borna GmbH, Borna	37	4,456
Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler	25	2,837
Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen	49	5,177
Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus	36	11,086
Stadtwerke Aue GmbH, Aue	24	12,221
Stadtwerke Dillingen/Saar GmbH, Dillingen	49	5,905
Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen	50	29
Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher	42	3,115
Stadtwerke Goch Netze GmbH & Co. KG, Goch	25	1,000
Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Goch	25	25
Stadtwerke Haan GmbH, Haan	25	20,471
Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld	20	7,751
Stadtwerke Oberkirch GmbH, Oberkirch	33	6,592
Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau	49	1,549
Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg/Erzgeb.	28	14,134
Stadtwerke Steinfurt GmbH, Steinfurt	38	10,395
Stadtwerke Unna GmbH, Unna	24	13,114
Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho	25	4,937
Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern	49	3,732
Stadtwerke Waltrop Netz GmbH & Co. KG, Waltrop	25	3
Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg	20	7,882
Stadtwerke Werl GmbH, Werl	25	6,735
STEAG - Kraftwerksbetriebsgesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen	21	324
STEAG Windpark Ullersdorf GmbH & Co. KG, Jamlitz	21	18,592
Stromnetz Diez GmbH & Co. KG, Diez	25	1,288
Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Diez	25	28
Stromnetz Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen	25	1,000
Stromnetz Günzburg Verwaltungs GmbH, Günzburg	49	26
Stromnetz Hofheim GmbH & Co. KG, Hofheim	49	3,292
Stromnetz Hofheim Verwaltungs GmbH, Hofheim	49	25
Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen GmbH & Co. KG, Katzenelnbogen	49	2,240
Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen Verwaltungsgesellschaft mbH, Katzenelnbogen	49	26
Stromnetz VG Diez GmbH & Co. KG, Altendiez	49	2,380
Stromnetz VG Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Altendiez	49	27
Stromnetzgesellschaft Gescher GmbH & Co. KG, Gescher	25	3
Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen	49	4,110
Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen	49	25
Stromnetzgesellschaft Neuenhaus mbH & Co. KG, Neuenhaus	49	1,000
Stromnetzgesellschaft Neuenhaus Verwaltungs-GmbH, Neuenhaus	49	25
Stromnetzgesellschaft Neunkirchen-Seelscheid mbH & Co. KG, Neunkirchen-Seelscheid	49	2,312
Stromnetzgesellschaft Schwalmtal mbH & Co.

Name	Share in %	Equity in Tsd. €	Result in Tsd. €
Aarewerke AG in Liquidation, Klingnau/Switzerland	30	8,949	1,555
APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, Munich	36	573,473	79,605
Aurica AG, Aarau/Switzerland	8	106	1
BEW Bergische Energie- und Wasser-GmbH, Wipperfürth	19	26,955	5,090
BFG-Bernburger Freizeit GmbH, Bernburg (Saale)	1	9,051	-1,234
Blackhawk Mining LLC, Lexington/USA	10	106,254	-1,701
Bürgerenergie Untermain e.G., Kelsterbach	4	44	-14
Deutsches Forschungszentrum für Künstliche Intelligenz GmbH, Kaiserslautern	4	14,294	846
Die BürgerEnergie eG, Dortmund	0	1,716	112
Dii GmbH, Munich	20	875	-872
Dry Bulk Partners 2013 LP, Grand Cayman/Cayman Islands	25	8,333	133
eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz	9	460,868	78,456
Energias Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spain	17	595	0
Energieagentur Region Trier GmbH, Trier	14	11	-7
Energiegenossenschaft Chemnitz-Zwickau eG, Chemnitz	7	195	10
Energiehandel Saar GmbH & Co. KG, Neunkirchen	1	405	-4
Energiehandel Saar Verwaltungs-GmbH, Neunkirchen	2	25	0
Energieversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn	10	25,235	3,097
Entwicklungsgesellschaft Neu-Oberhausen mbH-ENO, Oberhausen	2	670	-990
ESV-ED GmbH & Co. KG, Buchloe	4	269	93
GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen	10	62	1
GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen	10	41,000	48,962
Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Neheim-Hüsten GmbH, Arnsberg	7	1,341	91
Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg	1	801	17
GSG Wohnungsbau Braunkohle GmbH, Köln	15	44,205	467
High-Tech Gründerfonds II GmbH & Co. KG, Bonn	1	44,316	0
Hubject GmbH, Berlin	17	5,473	-3,059
IZES gGmbH, Saarbrücken	9	555	-277
Kawa Solar Holdings Limited, Grand Cayman/Cayman Islands	14	71,737	-8,420
KEV Energie GmbH, Kall	2	457	0
Kreis-Energie-Versorgung Schleiden GmbH, Kall	2	7,598	0
LEW Bürgerenergie e.G., Augsburg	0	1,511	7
Neckar-Aktiengesellschaft, Stuttgart	12	10,179	0
Neustromland GmbH & Co. KG, Saarbrücken	5	2,629	88
Nordsee One GmbH, Hamburg	15	10,884	-416
Nordsee Three GmbH, Hamburg	15	3	0
Nordsee Two GmbH, Hamburg	15	3	0
Ökostrom Saar Biogas Losheim KG, Merzig	10	-437	-102
OPPENHEIM PRIVATE EQUITY Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln	29	4,203	1,709
Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spain	10	53	-1
Parque Eólico Escorpio, S.A., Oviedo/Spain	10	501	-34
Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spain	10	134	-3
Parque Eólico Sagitario, S.L., Oviedo/Spain	10	124	-1
PEAG Holding GmbH, Dortmund	12	15,509	1,850
pro regionale energie eG, Diez	2	1,352	19
Promocion y Gestion Cáncer, S.L., Oviedo/Spain	10	65	0
PSI AG für Produkte und Systeme der Informationstechnologie, Berlin	18	81,509	3,078
REV LNG LLC, Ulysses/USA	5	2,999	662
ROSOLA Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Alzenau KG, Düsseldorf	100	2,185	426
SALUS Grundstücks-Vermietungsges. mbH & Co. Objekt Leipzig KG, Düsseldorf	100	-10	11
Sdruzeni k vytvorení a vyuzívání digitální technické mapy mesta Pardubic, Pardubice/Czech Republic	12	1	-4
SE SAUBER ENERGIE GmbH & Co. KG, Köln	17	1,116	156
SE SAUBER ENERGIE Verwaltungs-GmbH, Köln	17	119	7
Solarpark Freisen "Auf der Schwann" GmbH, Nohfelden	15	312	12
Solarpark St. Wendel GmbH, St. Wendel	15	1,052	97
SolarRegion RengsdorferLAND eG, Rengsdorf	2	313	5
Stadtmarketing-Gesellschaft Gelsenkirchen mbH, Gelsenkirchen	2	43	6
Stadtwerke Delitzsch GmbH, Delitzsch	18	14,928	4,472
Stadtwerke Detmold GmbH, Detmold	12	31,495	0
Stadtwerke ETO GmbH & Co. KG, Telgte	3	31,963	4,480
Stadtwerke Porta Westfalica GmbH, Porta Westfalica	12	14,756	502
Stadtwerke Sulzbach GmbH, Sulzbach	15	11,431	1,492
Stadtwerke Tecklenburger Land Energie GmbH, Ibbenbüren	15	150	-866
Stadtwerke Tecklenburger Land GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	1	236	0
Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen	18	16,387	2,185
Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH, Völklingen	18	7,301	3,420
Stem Inc., Milbrae/USA	8	591	-1,822
Store-X storage capacity exchange GmbH, Leipzig	12	451	151
SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier	19	52,854	7,642
SWTE Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren	1	25	-1
Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich	5	1,071	139
Telecom Plus plc, London/Great Britain	1	3	0
TGZ Halle TECHNOLOGIE- UND GRÜNDERZENTRUM HALLE GmbH, Halle (Saale)	15	14,447	43
Transport- und Frischbeton-Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Co. Kommanditgesellschaft Aachen, Aachen	17	390	179
Trianel GmbH, Aachen	3	90,545	5,185
Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf	43	2,615	1,163
Umspannwerk Lübz GbR, Lübz	18	20	6
Union Group, a.s., Ostrava/Czech Republic	2	85,123	0
Untermain ErneuerbareEnergien GmbH & Co. KG, Raunheim	17	38	-25
WASSERWERKE PADERBORN GmbH, Paderborn	10	24,105	0
WiN Emscher-Lippe Gesellschaft zur Strukturverbesserung mbH, Herten	2	139	-311
Windenergie Schermbeck-Rüste GmbH & Co. KG, Schermbeck	14	3	0
Windenergie Schermbeck-Rüste Verwaltungsgesellschaft mbH, Schermbeck	14	3	0
Windpark Saar GmbH & Co. Repower KG, Freisen	10	8,742	319

1 Profit and loss transfer agreement
2 Data from the consolidated financial statements
3 Newly founded, annual financial statements not yet available
4 Control through articles of association
5 RWE AG is liable without limitation according to § 285 No. 11a HGB
6 No control due to articles of association
7 Significant influence through indirect holdings
8 Significant influence due to articles of association

Changes in holdings without change in control status

Company	Share 31.12.2015 in %	Share 31.12.2014 in %	Change
Companies included in the consolidated financial statements
Gemeinschaftskraftwerk Steinkohle Hamm GmbH & Co. KG, Essen	100	78	22
NEW AG, Mönchengladbach	40	40	0
NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst	98	95	3
RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Turkey	70	69	1
RWE Grid Holding, a.s., Prague/Czech Republic	50	65	-15
Joint ventures accounted for using the equity method
Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall	33	50	-17
Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Great Britain	50	60	-10
Associates accounted for using the equity method
SWTE Netz GmbH & Co.

Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus

	Anteil 31.12.2015 in %	Anteil 31.12.2014 in %	Veränderung
Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Batsworthy Cross Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	100
ELMÜ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Ungarn	100	100
ELMÜ-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Ungarn	100	100
ÉMÁSZ DSO Holding Korlatolt Felelosségu Társaság, Miskolc/Ungarn	100	100
Essent CNG Cleandrive B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	100
Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen	100	100
PS Energy UK Limited, Swindon/Großbritannien	100	100
RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien	100	100
RWE Finance II B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	100
RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien	100	100
RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	100
Spezialfonds	100	100
Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande	100	100
Východoslovenská distribucná, a.s., Košice/Slowakei	100	100
Východoslovenská energetika a.s., Košice/Slowakei	100	100
Zugänge von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
Esta V.O.F., Ridderkerk/Niederlande	50	50
Galloper Wind Farm Holdco Limited, Swindon/Großbritannien	25	25
Zugänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf	49	49
PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln	10	10
Wechsel von verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	50	100	-50
Wechsel von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande	100	50	50
Wechsel von assoziierten Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande	100	50	50
WestEnergie GmbH, Geilenkirchen	100	99	1
Wechsel von assoziierten Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu sonstigen Beteiligungen
Blackhawk Mining LLC, Lexington/USA	10	25	-15
Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
BC-Therm Energiatermelõ és Szolgáltató Kft., Budapest/Ungarn	100		-100
DEA UK Upstream Limited, London/Großbritannien	100		-100
EZN Swentibold B.V., Geleen/Niederlande	100		-100
Kazinc-Therm Fûtõerõmû Kft., Kazincbarcika/Ungarn	100		-100
Ózdi Erõmû Távhõtermelõ es Szolgáltató Kft., Kazincbarcika/Ungarn	100		-100
RWE Dea AG, Hamburg	100		-100
RWE Dea Cyrenaica GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea E & P GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Global Limited, London/Großbritannien	100		-100
RWE Dea Guyana GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Idku GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea International GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Nile GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Norge AS, Oslo/Norwegen	100		-100
RWE Dea North Africa/Middle East GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen	100		-100
RWE Dea Speicher GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Suez GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Suriname GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea Trinidad & Tobago GmbH, Hamburg	100		-100
RWE Dea UK Holdings Limited, Aberdeen/Großbritannien	100		-100
RWE Dea UK SNS Limited, London/Großbritannien	100		-100
RWE Innogy GYM 1 Limited, Swindon/Großbritannien	100		-100
RWE Innogy Sandbostel Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sandbostel	100		-100
Sinergy Energiakereskedõ Kft., Budapest/Ungarn	100		-100
Sinergy Energiaszolgáltató, Beruházó es Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn	100		-100
Speicher Breitbrunn/Eggstätt RWE Dea & Storengy, Hamburg	80		-80
Tisza BioTerm Kft., Budapest/Ungarn	60		-60
Tisza-Therm Fûtõerõmû Kft., Tiszaújváros/Ungarn	100		-100
Tisza-WTP Vízelõkészítõ és Szolgáltató Kft., Tiszaújváros/Ungarn	100		-100
Abgänge von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
TE Plomin d.o.o., Plomin/Kroatien	50		-50
Abgänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
AVA Abfallverwertung Augsburg Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Augsburg	25		-25
EdeA VOF, Geleen/Niederlande	50		-50
Electrorisk Verzekeringsmaatschappij N.V., Arnhem/Niederlande	25		-25
Stadtwerke Bühl GmbH, Bühl	30		-30

Wechsel des Beherrschungsstatus ohne Anteilsveränderungen

	Anteil 31.12.2015 in %	Anteil 31.12.2014 in %	Veränderung
Wechsel von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Vychodoslovenská energetika Holding a.s., Košice/Slowakei	49	49	0

3.8 ORGANE (TEIL DES ANHANGS)

Stand: 23. Februar 2016

Aufsichtsrat

Dr. Manfred Schneider Köln
Vorsitzender
Geburtsjahr: 1938
Mitglied seit: 10. Dezember 1992
Mandate:
* Linde AG (Vorsitz)

Frank Bsirske1 Berlin
Stellvertretender Vorsitzender
Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft
Geburtsjahr: 1952
Mitglied seit: 9. Januar 2001
Mandate:
* Deutsche Bank AG
* Deutsche Postbank AG
* IBM Central Holding GmbH
* KfW Bankengruppe

Reiner Böhle1 Witten
Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Deutschland
Geburtsjahr: 1960
Mitglied seit: 1. Januar 2013
Mandate:
* RWE Deutschland AG

Dr. Werner Brandt Bad Homburg
Unternehmensberater, ehem. Mitglied des Vorstands der SAP SE
Geburtsjahr: 1954
Mitglied seit: 18. April 2013
Mandate:
* Deutsche Lufthansa AG
* OSRAM Licht AG
* ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz)
* Qiagen N.V. (Vorsitz) - bis 21. Juni 2016

Dieter Faust1 Eschweiler
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG
Geburtsjahr: 1958
Mitglied seit: 1. August 2005
Mandate:
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Roger Graef Bollendorf
Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH
Geburtsjahr: 1943
Mitglied seit: 20. April 2011

Arno Hahn1 Waldalgesheim
Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE
Geburtsjahr: 1962
Mitglied seit: 1. Juli 2012
Mandate:
* RWE Vertrieb AG

Manfred Holz1 Grevenbroich
Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG
Geburtsjahr: 1954
Mitglied seit: 20. April 2011
Mandate:
* RWE Generation SE

Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel Essen
Vizepräsident des Bundesverbands der Deutschen Industrie
Geburtsjahr: 1947
Mitglied seit: 18. April 2013
Mandate:
* Airbus Defence and Space GmbH
* National-Bank AG
* ThyssenKrupp AG
* Voith GmbH (Vorsitz)
* Airbus Group SE

Frithjof Kühn Sankt Augustin
Landrat a. D.
Geburtsjahr: 1943
Mitglied seit: 1. Februar 2010

Hans Peter Lafos1 Bergheim
Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung, ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Landesbezirk NRW
Geburtsjahr: 1954
Mitglied seit: 28. Oktober 2009
Mandate:
* GEW Köln AG
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Christine Merkamp1 Köln
NWoW Engine Expert
Geburtsjahr: 1967
Mitglied seit: 20. April 2011

Dagmar Mühlenfeld Mülheim an der Ruhr
Oberbürgermeisterin a. D.
Geburtsjahr: 1951
Mitglied seit: 4. Januar 2005
Mandate:
* RW Holding AG

Dagmar Schmeer1 Saarbrücken
Referentin Netzservice der VSE Verteilnetz GmbH
Geburtsjahr: 1967
Mitglied seit: 9. August 2006

Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz Krefeld
Ehem. Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG
Geburtsjahr: 1941
Mitglied seit: 13. April 2006
Mandate:
* MAN SE
* MAN Truck & Bus AG

Dr. Wolfgang Schüssel Wien
Bundeskanzler a. D.
Geburtsjahr: 1945
Mitglied seit: 1. März 2010
Mandate:
* Bertelsmann Stiftung

Ullrich Sierau Dortmund
Oberbürgermeister der Stadt Dortmund
Geburtsjahr: 1956
Mitglied seit: 20. April 2011
Mandate:
* Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (Vorsitz)
* Dortmunder Stadtwerke AG (Vorsitz)
* KEB Holding AG (Vorsitz)
* Klinikum Dortmund gGmbH (Vorsitz)
* KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH
* Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG
* Sparkasse Dortmund (Vorsitz)

Ralf Sikorski1 Hannover
Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie
Geburtsjahr: 1961
Mitglied seit: 1. Juli 2014
Mandate:
* KSBG Kommunale Beteiligungsgesellschaft GmbH & Co. KG
* KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH
* Lanxess AG
* Lanxess Deutschland GmbH
* RAG AG
* RAG Deutsche Steinkohle AG
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Dr. Dieter Zetsche Stuttgart
Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG
Geburtsjahr: 1953
Mitglied seit: 16. Juli 2009

Leonhard Zubrowski1 Lippetal
Konzernbetriebsratsvorsitzender von RWE Generation
Geburtsjahr: 1961
Mitglied seit: 1. Juli 2014
Mandate:
* RWE Generation SE
* Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten
* Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1 Vertreter der Arbeitnehmer

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Präsidium des Aufsichtsrats

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)
Reiner Böhle
Frank Bsirske
Manfred Holz
Dagmar Mühlenfeld
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz
Dr. Wolfgang Schüssel
Leonhard Zubrowski

Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)
Frank Bsirske
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz
Ralf Sikorski

Personalausschuss

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)
Reiner Böhle
Frank Bsirske
Dieter Faust
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel
Frithjof Kühn

Prüfungsausschuss

Dr. Werner Brandt (Vorsitz)
Dieter Faust
Arno Hahn
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz
Ullrich Sierau
Ralf Sikorski

Nominierungsausschuss

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Hans-Peter Keitel
Frithjof Kühn

Ausschuss Börsengang Neugesellschaft

Dr. Manfred Schneider (Vorsitz)
Reiner Böhle
Dr. Werner Brandt
Frank Bsirske
Manfred Holz
Dagmar Mühlenfeld
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E. h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz
Dr. Wolfgang Schüssel
Leonhard Zubrowski

Vorstand

Peter Terium (Vorstandsvorsitzender)
Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Juli 2012, bestellt bis zum 28.# 3.9 BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die RWE Aktiengesellschaft, Essen

Vermerk zum Konzernabschluss

Wir haben den beigefügten Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften - bestehend aus Gewinn- und Verlustrechnung und Gesamtergebnisrechnung, Bilanz, Kapitalflussrechnung, Veränderung des Eigenkapitals und Anhang für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 -geprüft.

Verantwortung des Vorstands für den Konzernabschluss

Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung dieses Konzernabschlusses. Diese Verantwortung umfasst, dass dieser Konzernabschluss in Übereinstimmung mit den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften aufgestellt wird und unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Der Vorstand ist auch verantwortlich für die internen Kontrollen, die er als notwendig erachtet, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist.

Verantwortung des Abschlussprüfers

Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage unserer Prüfung ein Urteil zu diesem Konzernabschluss abzugeben. Wir haben unsere Abschlussprüfung in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Danach haben wir die Berufspflichten einzuhalten und die Abschlussprüfung so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der Konzernabschluss frei von wesentlichen falschen Darstellungen ist. Eine Abschlussprüfung umfasst die Durchführung von Prüfungshandlungen, um Prüfungsnachweise für die im Konzernabschluss enthaltenen Wertansätze und sonstigen Angaben zu erlangen. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Abschlussprüfers. Dies schließt die Beurteilung der Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss ein. Bei der Beurteilung dieser Risiken berücksichtigt der Abschlussprüfer das interne Kontrollsystem, das relevant ist für die Aufstellung eines Konzernabschlusses, der ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt. Ziel hierbei ist es, Prüfungshandlungen zu planen und durchzuführen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit des internen Kontrollsystems des Konzerns abzugeben. Eine Abschlussprüfung umfasst auch die Beurteilung der Angemessenheit der angewandten Rechnungslegungsmethoden und der Vertretbarkeit der von dem Vorstand ermittelten geschätzten Werte in der Rechnungslegung sowie die Beurteilung der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses.

Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Prüfungsurteil

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des Konzernabschlusses zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2015 sowie der Ertragslage für das an diesem Stichtag endende Geschäftsjahr.

Vermerk zum Konzernlagebericht

Wir haben den beigefügten Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der RWE Aktiengesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2015 geprüft. Der Vorstand der RWE Aktiengesellschaft ist verantwortlich für die Aufstellung des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit den nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften. Wir haben unsere Prüfung in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB und unter Beachtung der für die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Danach ist die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts so zu planen und durchzuführen, dass hinreichende Sicherheit darüber erlangt wird, ob der zusammengefasste Lagebericht mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Abschlussprüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung des zusammengefassten Lageberichts zu keinen Einwendungen geführt hat. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung des Konzernabschlusses und zusammengefassten Lageberichts gewonnenen Erkenntnisse steht der zusammengefasste Lagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Essen, den 23. Februar 2016

PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer
Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer

FÜNFJAHRESÜBERSICHT

scroll

Fünfjahresübersicht RWE-Konzern

	2015	2014	2013	2012	2011
Außenumsatz Mio. €	48.599	48.468	52.425	53.227	51.686
Ergebnis EBITDA Mio. €	7.017	7.131	7.904	9.314	8.460
Betriebliches Ergebnis Mio. €	3.837	4.017	5.369	6.416	5.814
Ergebnis vor Steuern Mio. €	-637	2.246	-2.016	2.230	3.024
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. €	-170	1.704	-2.757	1.306	1.806
Ergebnis je Aktie €	-0,28	2,77	-4,49	2,13	3,35
Bereinigtes Nettoergebnis¹ Mio. €	1.125	1.282	2.314	2.457	2.479
Bereinigtes Nettoergebnis¹ je Aktie €	1,83	2,09	3,76	4,00	4,60
Eigenkapitalrentabilität %	2,7	17,2	-17,1	10,2	12,6
Umsatzrentabilität %	0,9	7,2	-1,8	6,9	8,3
Wertmanagement
Return on Capital Employed (ROCE) %	8,0	8,4	10,6	12,0	10,9
Wertbeitrag Mio. €	-384	-277	811	1.589	1.286
Betriebliches Vermögen (Capital Employed) Mio. €	48.234	47.711	50.646	53.637	53.279
Cash Flow/Investitionen/Abschreibungen
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. €	3.339	5.556	4.803	4.395	5.510
Free Cash Flow Mio. €	441	2.311	960	-686	-843
Investitionen einschließlich Akquisitionen Mio. €	3.303	3.440	3.978	5.544	7.072
Davon: in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. €	2.898	3.245	3.848	5.081	6.353
Abschreibungen und Anlagenabgänge Mio. €	5.838	3.369	8.121	5.343	3.632
Anlagenabnutzungsgrad %	65,6	62,6	61,6	59,0	58,5
Free Cash Flow je Aktie €	0,72	3,76	1,56	-1,12	-1,56
Vermögens-/Kapitalstruktur
Langfristiges Vermögen Mio. €	51.453	54.224	56.905	63.338	63.539
Kurzfristiges Vermögen Mio. €	27.881	32.092	24.476	24.840	29.117
Bilanzielles Eigenkapital Mio. €	8.894	11.772	12.137	16.489	17.082
Langfristige Schulden Mio. €	45.315	46.324	47.383	47.445	44.391
Kurzfristige Schulden Mio. €	25.125	28.220	21.861	24.244	31.183
Bilanzsumme Mio. €	79.334	86.316	81.381	88.178	92.656
Anlagenintensität %	53,8	50,9	58,6	59,1	56,0
Umlaufintensität %	35,1	37,2	30,1	28,2	31,4
Vermögensdeckungsgrad %	105,4	107,1	104,6	100,9	96,7
Eigenkapitalquote %	11,2	13,6	14,9	18,7	18,4
Nettofinanzschulden Mio. €	7.353	8.481	10.320	12.335	12.239
Nettoschulden Mio. €	25.126	30.972	30.727	33.015	29.948
Verschuldungsfaktor	3,6	3,82	3,52	3,5	3,5

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "Nachhaltiges Nettoergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 56
² Bereinigter Wert; siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 64

scroll

Fünfjahresübersicht RWE-Konzern

	2015	2014	2013	2012	2011
Mitarbeiter
Mitarbeiter zum Jahresende¹	59.762	59.784	64.896	70.208	72.068
Forschung & Entwicklung
Betriebliche F&E-Aufwendungen Mio. €	101	110	151	150	146
F&E-Mitarbeiter	400	390	430	450	410
Emissionsbilanz
CO2 -Ausstoß Mio. Tonnen	150,8	155,2	163,9	179,8	161,9
Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate Mio. Tonnen	5,6	5,8	7,4	121,4	116,6
Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten² Mio. Tonnen	143,9	148,3	156,5	58,4	45,3
Spezifische CO2 -Emissionen Tonnen/MWh	0,708	0,745	0,751	0,792	0,787

¹ Umgerechnet in Vollzeitstellen
² Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2 -Ausstoß keine Emissionsrechte.# Fünfjahresübersicht RWE Aktiengesellschaft

	2015	2014	2013	2012	2011
Dividende/Ausschüttung
Ausschüttung Mio. €	51	615	615	1.229	1.229
Dividende je Stammaktie €	-	1,00	1,00	2,00	2,00
Dividende je Vorzugsaktie €	0,131	1,00	1,00	2,00	2,00
Börsenkennzahlen
Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. €	7,1	15,5	16,2	19,1	16,6
Langfristiges Kredit-Rating zum Jahresende
Moody's	Baa2	Baa1	Baa1	A3	A3
Ausblick	negativ	stabil	stabil	negativ	negativ
Standard & Poor's	BBB	BBB+	BBB+	BBB+	A-
Ausblick	negativ	stabil	stabil	stabil	negativ

¹ Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2015 der RWE AG, vorbehaltlich der Zustimmung durch die Hauptversammlung am 20. April 2016

IMPRESSUM

RWE Aktiengesellschaft
Opernplatz 1
45128 Essen
Telefon +49 201 12-00
Telefax +49 201 12-15199
E-Mail contact@rwe.com

Investor Relations:
Telefon +49 201 12-15025
Telefax +49 201 12-15033
Internet www.rwe.com/ir
E-Mail invest@rwe.com

Konzernkommunikation:
Telefon +49 201 12-15250
Telefax +49 201 12-15094

Geschäftsberichte, Zwischenberichte und weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 8. März 2016 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor.

Satz und Produktion: CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf
Fotografie: Jörg Mettlach, RWE
Lektorat: Textpertise Heike Virchow, Hamburg
Anne Fries | Lektorat & Übersetzungen, Düsseldorf
Druck: D+L Printpartner GmbH, Bocholt

RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e.V.

Zukunftsbezogene Aussagen.

Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie die wirtschaftliche und politische Entwicklung beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichts zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, so können die tatsächlichen von den erwarteten Ergebnissen abweichen. Eine Gewähr können wir für diese Angaben daher nicht übernehmen.

Internetverweise.

Inhalte von Internetseiten, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB.

Weitere Informationen

FINANZKALENDER

• 1. April 2016: Hauptversammlung
• 1. April 2016: Dividendenzahlung
• 1. Mai 2016: Zwischenbericht über das erste Quartal 2016
• 1. August 2016: Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2016
• 1. November 2016: Zwischenbericht über die ersten drei Quartale 2016
• 1. März 2017: Bericht über das Geschäftsjahr 2016
• 1. April 2017: Hauptversammlung
• 1. Mai 2017: Dividendenzahlung
• 1. Mai 2017: Zwischenbericht über das erste Quartal 2017
• 1. August 2017: Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017
• 1. November 2017: Zwischenbericht über die ersten drei Quartale 2017

Die Hauptversammlung (bis zum Beginn der Generaldebatte) und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind mindestens zwölf Monate lang abrufbar.

RWE Aktiengesellschaft
Opernplatz 1
45128 Essen
T +49 201 12-00
F +49 201 12-15199
I www.rwe.com

CORPORATE GOVERNANCE

Eine verantwortungsvolle Führung und Kontrolle zählt zu den Eckpfeilern des langfristigen Erfolgs eines Unternehmens. Unser Leitbild ist der Deutsche Corporate Governance Kodex in seiner jeweils aktuellen Fassung. Den aktuellen Empfehlungen des Kodex entsprechen wir uneingeschränkt - und stärken damit das Vertrauen, das uns Anleger, Kunden, Mitarbeiter und Öffentlichkeit entgegenbringen.

Der Deutsche Corporate Governance Kodex.

Der Begriff Corporate Governance bezeichnet den Ordnungsrahmen für die Leitung und Überwachung von Unternehmen. Dieser muss nach breiter Auffassung darauf ausgerichtet sein, dass Vorstand und Aufsichtsrat im Einklang mit den Prinzipien der sozialen Marktwirtschaft für den Bestand des Unternehmens und seine nachhaltige Wertschöpfung sorgen. Empfehlungen und Anregungen, wie dieser Anspruch bei der Führung und Kontrolle von Unternehmen umgesetzt werden kann, sind im Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) zusammengefasst. Der Kodex, an dem auch wir uns orientieren, soll das Vertrauen von Anlegern, Kunden, Mitarbeitern und Öffentlichkeit in deutsche börsennotierte Unternehmen stärken. Vorgelegt wird er von der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex: Sie hat ihn in erster Fassung im Februar 2002 bekannt gemacht. Seitdem überprüft sie den Kodex Jahr für Jahr vor dem Hintergrund nationaler und internationaler Entwicklungen und passt ihn bei Bedarf an. Im vergangenen Jahr hat die Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex am 5. Mai 2015 eine Kodexanpassung mit dem Themenschwerpunkt "Professionalisierung der Aufsichtsratsarbeit" beschlossen, über deren Umsetzung bei RWE wir im Folgenden berichten. Die aktuelle Fassung des Kodex ist am 12. Juni 2015 im Bundesanzeiger veröffentlicht worden.

Regelgrenze für die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat.

Gemäß der neuen Empfehlung in Ziffer 5.4.1 Abs. 2 Satz 1 DCGK soll der Aufsichtsrat künftig eine Regelgrenze für die Dauer der Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat festlegen. Hierdurch soll eine stetige Erneuerung des Gremiums sichergestellt werden. Der Aufsichtsrat hat mit Beschluss vom 11. Dezember 2015 festgelegt, dass bei den Vorschlägen an die Wahlgremien darauf geachtet werden soll, dass die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat für eine ausreichende Anzahl von Kandidaten einen Zeitraum von 15 Jahren nicht überschreitet. Er hat zugleich klargestellt, dass die Wählbarkeit der Arbeitnehmervertreter dadurch rechtlich nicht eingeschränkt wird. Zudem hat der Aufsichtsrat beschlossen, dass Kandidaten insbesondere zur Sicherung wertvoller Erfahrungen aus der Aufsichtsratsarbeit bei RWE oder zur Erfüllung anderer Diversity-Ziele auch dann nominiert werden können, wenn damit die Regelzugehörigkeitsdauer überschritten wird. Der Aufsichtsrat erfüllt diese Vorgabe bereits in seiner derzeitigen Zusammensetzung. Lediglich ein Mitglied ist länger als 15 Jahre im Gremium vertreten. Bei der betroffenen Person ist dies dadurch gerechtfertigt, dass der Aufsichtsrat in besonderem Maße von der Erfahrung dieses Mitglieds profitiert hat.

Zeitaufwand für die Aufsichtsratsarbeit.

Gemäß der neuen Empfehlung in Ziffer 5.4.1 Abs. 4 DCGK soll sich der Aufsichtsrat bei seinen Vorschlägen zur Wahl neuer Aufsichtsratsmitglieder beim jeweiligen Kandidaten vergewissern, dass er den zu erwartenden Zeitaufwand erbringen kann. Das vom Aufsichtsrat verabschiedete Anforderungsprofil für den Aufsichtsrat von RWE sah schon bisher vor, dass vor einem Nominierungsvorschlag hinreichende Gewissheit bestehen soll, dass der vorgeschlagene Kandidat genug Zeit hat, um das Aufsichtsratsmandat mit der gebotenen Intensität und Sorgfalt wahrnehmen zu können. Der Aufsichtsrat hat die Kodexänderung zum Anlass genommen, mit Beschluss vom 18. September 2015 im Anforderungsprofil nunmehr ausdrücklich festzulegen, dass ein Mitglied des Nominierungsausschusses vor dem Wahlvorschlag ein persönliches Gespräch mit dem jeweiligen Kandidaten führt, in dem es sich vergewissert, dass dieser die zeitlichen Anforderungen erfüllen kann. Dies entspricht der bereits in der Vergangenheit geübten Praxis bei RWE.

Berichterstattung über die Sitzungsteilnahme.

Die geänderte Empfehlung in Ziffer 5.4.7 DCGK sieht vor, dass im Bericht des Aufsichtsrats vermerkt werden soll, falls ein Mitglied des Aufsichtsrats in einem Geschäftsjahr nur an der Hälfte oder weniger der Sitzungen des Aufsichtsrats und der Ausschüsse, denen es angehört, teilgenommen hat. Für 2015 war ein solcher Vermerk bei RWE nicht erforderlich. Zur weiteren Steigerung der Transparenz der Aufsichtsratsarbeit weisen wir gleichwohl im Bericht des Aufsichtsrats für das vergangene Geschäftsjahr erstmalig die Teilnahme der Aufsichtsratsmitglieder an den Sitzungen individualisiert aus (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 9).

Umsetzung der Diversity-Ziele.

Gemäß Ziffer 5.4.1 DCGK soll der Aufsichtsrat nicht nur konkrete Ziele für seine Zusammensetzung benennen, sondern über die Zielsetzung und den Stand der Umsetzung auch im Corporate-Governance-Bericht informieren. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat im Dezember 2011 ein Anforderungsprofil für Mitglieder des Gremiums verabschiedet und seitdem fortlaufend aktualisiert. Über die darin formulierten Zielsetzungen im Hinblick auf die soziale Vielfalt (Diversity) haben wir in früheren Corporate-Governance-Berichten informiert. Neu hinzugekommen ist nunmehr die vorgenannte Regelgrenze für die Zugehörigkeitsdauer zum Aufsichtsrat von 15 Jahren. Im Jahr 2015 gab es keine Änderungen in der Besetzung des Aufsichtsrats der RWE AG, so dass es keine Änderungen in Bezug auf den bereits berichteten Stand der Umsetzung unserer sonstigen Diversity-Ziele gibt.

Directors' Dealings und mögliche Interessenkonflikte.

Ein Kernelement guter Corporate Governance ist Transparenz. Sie ist gerade dann unverzichtbar, wenn Transaktionen des Vorstands zu Interessenkonflikten führen können. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats haben uns keine solchen Interessenkonflikte gemeldet. Darüber hinaus wurden keine Verträge zwischen Mitgliedern des Aufsichtsrats und der RWE AG geschlossen. Die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats sind verpflichtet, uns über Erwerbe und Veräußerungen von RWE-Aktien zu informieren. Für 2015 wurden uns Käufe und Verkäufe gemeldet. Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie ein Viertel ihrer Festvergütung - sofern diese nicht abgeführt wird - zum Erwerb von RWE-Aktien einsetzen und die Anteile während ihrer Zugehörigkeit zum Aufsichtsrat halten. Auf die Erfüllung dieser Selbstverpflichtung entfällt der Großteil der Aktienkäufe dieser Personengruppe.# RWE Aktiengesellschaft

Sämtliche uns gemeldeten Aktiengeschäfte von Vorstands- und Aufsichtsratsmitgliedern sind durch Mitteilungen gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz bekannt gemacht worden. Wir haben europaweit darüber informiert. Die direkt oder indirekt von den Mitgliedern des Vorstands oder Aufsichtsrats gehaltenen RWE-Aktien und sich darauf beziehenden Finanzinstrumente machen in Summe weniger als 1 % des Aktienkapitals der RWE AG aus. Weitergehende Informationen.

Über unsere Corporate-Governance-Praxis informieren wir im Internet unter www.rwe.com/corporate-governance. Hier finden Sie auch unsere Satzung, die Geschäftsordnungen des Aufsichtsrats und des Vorstands, den RWE-Verhaltenskodex, sämtliche Corporate-Governance-Berichte und Entsprechenserklärungen sowie die Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289a HGB.

Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz.

Vorstand und Aufsichtsrat der RWE Aktiengesellschaft geben nach pflichtgemäßer Prüfung die folgende Erklärung ab:

Die RWE Aktiengesellschaft entspricht den vom Bundesministerium der Justiz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers am 12. Juni 2015 bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex vollumfänglich.

Essen, 3. März 2016

RWE Aktiengesellschaft

Für den Aufsichtsrat

Dr. Manfred Schneider

Peter Terium

Für den Vorstand

Dr. Rolf Martin Schmitz