RWE Aktiengesellschaft Essen Geschäftsbericht 2016

WIR STEHEN FÜR SICHERHEIT IN DER ENERGIEVERSORGUNG

ALS RÜCKGRAT FÜR VERSORGUNGSSICHERHEIT IN UNSEREN KERNREGIONEN

Wir sorgen für Netzstabilität und Versorgungssicherheit. Die Basis dafür sind der größte, flexible Kraftwerkspark in Deutschland sowie hocheffiziente Kraftwerke in Großbritannien und den Niederlanden. Damit sind wir der Partner für die Energiewende in Europa.

ALS ZUVERLÄSSIGER UND FLEXIBLER LIEFERANT FÜR EINE BEZAHLBARE UND SICHERE ENERGIEVERSORGUNG

Wir verfügen über ein breit gefächertes Kraftwerksportfolio aus Gas, Steinkohle, Braunkohle, Kernenergie, Wasser und Biomasse, das uns robust gegenüber Marktrisiken einzelner Energieträger macht.

ALS FÜHRENDER ENERGIEHÄNDLER IN DEN WICHTIGEN EUROPÄISCHEN UND AUSSEREUROPÄISCHEN MÄRKTEN

Wir agieren auf den globalen Handelsmärkten für Energie und energienahe Rohstoffe wie zum Beispiel Strom, Gas, Kohle und Öl. Liquide Märkte sind dabei Garant für eine effiziente Versorgungssicherheit unserer europäischen Volkswirtschaft.

ALS PARTNER UNSERER KUNDEN FÜR MASSGESCHNEIDERTE LÖSUNGEN RUND UM DEREN ENERGIEVERSORGUNG

Wir bieten unseren Industriekunden wie unseren Handelspartnern und Stadtwerken Sicherheit und innovative, maßgeschneiderte Lösungen für ihre Energieversorgung.

ECKDATEN 2016 AUF EINEN BLICK

	2016	2015	+/- in %
Stromerzeugung Mrd. kWh	216,1	213,0	1,5
Außenabsatz Strom Mrd. kWh	264,6	261,5	1,2
Außenabsatz Gas Mrd. kWh	265,1	273,0	-2,9
Außenumsatz Mio. €	45.833	48.090	-4,7
Bereinigtes EBITDA¹ Mio. €	5.403	7.017	-23,0
Bereinigtes EBIT² Mio. €	3.082	3.837	-19,7
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. €	-5.807	-637	-811,6
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG	-5.710	-170	-
Mio. €
Bereinigtes Nettoergebnis Mio. €	777	1.125	-30,9
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter	2.352	3.339	-29,6
Aktivitäten Mio. €
Investitionen Mio. €	2.382	3.303	-27,9
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. €	2.027	2.898	-30,1
in Finanzanlagen Mio. €	355	405	-12,3
Free Cash Flow Mio. €	325	441	-26,3
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt)	614.745	614.745	-
Tsd. Stück
Ergebnis je Aktie €	-9,29	-0,28	-
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie €	1,26	1,83	-
Dividende je Stammaktie €	-	-	-
Dividende je Vorzugsaktie €	0,133	0,13	-

	31.12.2016	31.12.2015
Nettoschulden Mio. €	22.709	25.463
Mitarbeiter⁴	58.652	59.762

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe Erläuterung auf Seite 41
² Geänderte Bezeichnung; vormals "betriebliches Ergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 41
³ Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 27. April 2017
⁴ Umgerechnet in Vollzeitstellen

An unsere Investoren > Interview mit dem Vorstandsvorsitzenden

"WIR MÜSSEN DIE HOHE MOTIVATION AUFRECHTERHALTEN."

Dr. Rolf Martin Schmitz über das Geschäftsjahr 2016, die kommenden Herausforderungen für RWE und seine neue Rolle als Vorstandsvorsitzender

Herr Schmitz, seit dem Börsengang von innogy im Oktober gibt es unter dem RWE-Dach zwei Welten: die grüne innogy mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb auf der einen Seite und die RWE AG mit den Kraftwerken und dem Energiehandel auf der anderen. Sie sitzen - ebenfalls seit Oktober - im Chefsessel der RWE AG. Sind Sie in der richtigen Welt gelandet?

Da gibt es für mich kein Richtig oder Falsch. Beide Welten gehören zu einer erfolgreichen Energiewende. Aber wenn Sie mich fragen, ob ich mich in meiner neuen Rolle wohlfühle, dann ist die Antwort "ja" - sogar pudelwohl. Natürlich sind die Herausforderungen groß, aber es macht mir Freude, in der "neuen" RWE zu arbeiten. Wir haben eine hochmotivierte Mannschaft, sind schnell und flexibel. Bei uns herrscht wieder richtige Aufbruchstimmung.

Stört es Sie nicht, dass Sie gleich im ersten Jahresabschluss unter Ihrer Regie einen Nettoverlust von 5,7 Mrd. € ausweisen müssen?

In diesem Punkt hätte ich mir einen anderen Start gewünscht. Allerdings ist der Verlust auch eine Art "Bereinigung" für die Zukunft. Die Ursachen liegen zudem außerhalb unseres Einflussbereichs. Nehmen Sie die hohen Wertberichtigungen auf unsere deutschen Kraftwerke: Solche Wertkorrekturen macht man, damit die Buchwerte der Anlagen ihre zukünftige Ertragskraft widerspiegeln. Diese wiederum hängt von den Stromgroßhandelspreisen ab, und hier haben wir unsere Erwartungen heruntergeschraubt. Nun hoffe ich, dass wir keine weiteren bösen Überraschungen erleben wie Anfang 2016 ...

... als für die Megawattstunde am deutschen Terminmarkt nur noch knapp über 20 € bezahlt wurde ...

... und damit viel zu wenig, um die Kosten unserer Kraftwerke zu decken. Wäre es bei dem Preisniveau geblieben, hätte in Deutschland niemand mehr konventionell Strom erzeugen können. Mir ist das auf den Magen geschlagen. Das war keine leichte Zeit. Seither hat sich der Großhandelsstrompreis aber wieder etwas erholt. Das Terminprodukt für 2018 notiert aktuell nahe der 30-Euro-Marke. Vor diesem Hintergrund muten die Wertberichtigungen überraschend an.

Die heutigen Strompreise sind eine Momentaufnahme - mit begrenztem Aussagewert. Die Erholung, die wir seit Februar 2016 gesehen haben, beruht hauptsächlich darauf, dass sich Steinkohle verteuert hat - und damit ihr Einsatz in der Stromerzeugung. Die Kohlepreise wiederum sind durch staatlich verordnete Produktionskürzungen in China nach oben getrieben worden. Inzwischen hat Peking die Beschränkungen wieder ein wenig gelockert. Daran sieht man, wie fragil das Ganze ist. Und es gibt ja noch eine Reihe weiterer Faktoren, die den Strompreis beeinflussen und nur schwer voraussehbar sind. Wir haben jetzt eine konservativere Sicht auf die Zukunft.

Im Nettoergebnis stecken auch Belastungen aus der neuen Aufgabenverteilung bei der kerntechnischen Entsorgung: Der Bund übernimmt die Zwischen- und Endlagerung, und die Versorger überweisen die entsprechenden Rückstellungsbeträge in einen staatlichen Fonds - zuzüglich eines Aufschlags von 35%, der sie von Kostenrisiken befreit. Eine akzeptable Lösung?

Die neue Aufteilung der Verantwortung ist sachgerecht. Bei der Endlagerung radioaktiver Abfälle lag die operative Zuständigkeit von jeher beim Bund. Dementsprechend sind die Kosten dafür in hohem Maße politisch bestimmt. Dass wir die Mittel für die Zwischen- und Endlagerung sofort an den Staat abführen müssen, ist zu verschmerzen. Kritisch sehen wir den Risikoaufschlag, der uns massiv belastet. Im Ergebnis müssen wir dadurch nicht "nur" 5 Mrd. €, sondern 6,8 Mrd. € in den neuen Kernenergiefonds einzahlen. Das ist ein gewaltiger finanzieller Kraftakt für uns.

Sie werden die 6,8 Mrd. € am 1. Juli 2017 auf einen Schlag bezahlen. Warum haben Sie sich gegen eine Ratenzahlung entschieden?

Weil dann 4,6% Zinsen fällig geworden wären und wir es uns nach dem erfolgreichen Börsengang von innogy auch leisten können. Uns stehen ja jetzt die Mittel aus dem Verkauf von innogy-Aktien zur Verfügung und außerdem ein Großteil der Erlöse, die wir Anfang 2015 bei der Veräußerung unserer Upstream-Tochter DEA erzielt haben. All das hilft uns, den Betrag aufzubringen.

Für eine Dividende reicht das Geld dann aber nicht mehr, zumindest nicht bei Stammaktionären. Vorzugsaktionäre sollen 13 Cent erhalten. Glauben Sie, dass Sie damit bei den Anteilseignern auf Verständnis stoßen?

Die meisten Aktionäre haben Verständnis dafür, dass wir nicht unabhängig von unserer Finanzlage ausschütten können. Diese Beobachtung mache ich übrigens auch bei unseren kommunalen Aktionären. Was wir in der Vergangenheit öfter gehört haben, war der Wunsch nach mehr Planbarkeit bei den Ausschüttungen. Mit unserem Dividendenausblick für 2017 und die Folgejahre sind wir diesem Wunsch nachgekommen.

Sie haben angekündigt, für das Geschäftsjahr 2017 eine Dividende von 50 Cent zahlen zu wollen. Das soll zugleich das Mindestniveau in den folgenden Jahren sein. Woher nehmen Sie den Optimismus, dass Sie dieses Versprechen einlösen können?

Es ist eine Ankündigung dessen, was wir für realistisch halten. Dabei schauen wir in erster Linie auf das, was wir in der konventionellen Stromerzeugung und im Handelsgeschäft verdienen - zuzüglich der Dividende, die uns innogy überweist. Allerdings werden wir auf Nachhaltigkeit achten. Ausschüttungen aus der Substanz, die wir durch Schuldenmachen oder den Verkauf von innogy-Aktien finanzieren, halten wir für falsch. Aber der Margenverfall in der konventionellen Stromerzeugung geht ja wegen der bereits getätigten Terminverkäufe noch mindestens bis 2018 weiter. Und die Erträge im Handelsgeschäft können stark schwanken. Trotzdem bin ich zuversichtlich, was die Ergebnisentwicklung anbetrifft. Nehmen Sie nur das vergangene Geschäftsjahr: Obwohl wir im Energiehandel Verluste gemacht haben, lag unser bereinigtes EBITDA mit 5,4 Mrd. € im oberen Bereich dessen, was wir erwartet hatten. Ausschlaggebend dafür waren Effizienzmaßnahmen in der konventionellen Stromerzeugung, mit denen wir viel schneller als geplant vorangekommen sind. Das Tolle an solchen Maßnahmen ist, dass wir dauerhaft davon profitieren. Seit 2012 haben wir in der konventionellen Stromerzeugung bereits 1,3 Mrd. € zusätzliches Ergebnispotenzial gehoben. Um diesen Betrag wäre unser EBITDA heute schlechter, wenn wir das nicht gemacht hätten. Wie wir dann dastünden, brauche ich nicht auszuführen.

Für 2017 erwarten sie ein bereinigtes EBITDA zwischen 5,4 und 5,7 Mrd. €. Damit könnte RWE zum ersten Mal seit 2012 wieder operativ gegenüber dem Vorjahr zulegen. Ist das die Wende zum Besseren?

Vorsicht, das Umfeld bleibt schwierig. Umso wichtiger ist, dass wir unsere Hausaufgaben machen. In erster Linie heißt das: Wir müssen noch effizienter werden, nicht nur in der konventionellen Stromerzeugung. Für 2017 hoffe ich, dass die Performance im Handelsgeschäft wieder Normalniveau erreicht. Dann wären wir allein hier schon um über 300 Mio. € besser als 2016.# RWE AG

DER VORSTAND DER RWE AG

Dr. Rolf Martin Schmitz

Vorstandsvorsitzender
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 2009 bis 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, von Oktober 2010 bis Oktober 2016 Vorstand Operative Steuerung und gleichzeitig von Juli 2012 bis Oktober 2016 stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Oktober 2016 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG.

Konzernressorts
* Interne Revision & Compliance
* Konzernentwicklung & Vorstandsbelange
* Konzernkommunikation & Energiepolitik
* Recht

Dr. Markus Krebber

Finanzvorstand
Geboren 1973 in Kleve, Ausbildung zum Bankkaufmann und promovierter Wirtschaftswissenschaftler, von 2000 bis 2005 bei McKinsey & Company, von 2005 bis 2012 verschiedene leitende Positionen bei der Commerzbank AG, von 2012 bis 2015 Geschäftsführer und Chief Financial Officer der RWE Supply & Trading GmbH, seit März 2015 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH sowie seit Oktober 2016 in Personalunion Finanzvorstand der RWE AG.

Konzernressorts
* Business Services
* Controlling & Risikomanagement
* Finanzen & Kreditrisiko
* Investor Relations
* Portfolio Management/Mergers & Acquisitions
* Rechnungswesen
* Steuern

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) und Vorsitzender des Europäischen Betriebsrats der RWE AG, von 2010 bis 2012 Vorsitzender des Konzernbetriebsrats von RWE, von 2013 bis Ende April 2017 Personalvorstand und Arbeitsdirektor der RWE AG und in Personalunion seit April 2016 Personalvorstand und Arbeitsdirektor bei innogy SE.

Konzernressort
* Personal

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

"Durch die Reorganisation hat RWE die Chance bekommen, strategische Weichen neu zu stellen. Das ist eine große Herausforderung - auch für den Aufsichtsrat."

Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, Sehr geehrte Damen und Herren, das Jahr 2016 war zweifellos eines der bedeutendsten in der fast 120-jährigen Geschichte von RWE. Im Herbst haben wir unsere neue Tochtergesellschaft innogy SE mit großem Erfolg an die Börse gebracht. Zuvor waren die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb unter dem Dach der innogy zusammengeführt worden, während die Konventionelle Stromerzeugung und das Handelsgeschäft weiter direkt bei der RWE AG angesiedelt sind. Über die Beweggründe für die Reorganisation hatten wir Sie bereits im Geschäftsbericht 2015 informiert. Der Aufsichtsrat hat die Gründung der neuen Gesellschaft und den Börsengang intensiv begleitet. RWE ist nun mit zwei starken Unternehmensgruppen im Energiemarkt vertreten. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy 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 alle Optionen der externen Finanzierung von Wachstumsvorhaben. Aber auch die RWE AG profitiert von der neuen Konzernstruktur: Als Mehrheitsaktionärin von innogy kommen ihr Wertsteigerungen des Unternehmens unmittelbar zugute. Durch den Verkauf eigener innogy-Aktien im Zuge des Börsengangs hat sie außerdem zusätzliche finanzielle Flexibilität gewonnen. Diesen Spielraum kann sie dazu nutzen, ihre Verpflichtungen zu erfüllen, die sich aus dem neuen gesetzlichen Rahmen zur kerntechnischen Entsorgung ergeben. Durch die Reorganisation hat RWE die Chance bekommen, strategische Weichen neu zu stellen. Das ist eine große Herausforderung - auch für den Aufsichtsrat.# Bericht des Aufsichtsrats

Vor diesem Hintergrund haben wir im vergangenen Jahr einen neuen Aufsichtsratsausschuss gebildet, der sich schwerpunktmäßig mit der künftigen Strategie des Unternehmens befasst. Und nun einige allgemeine Ausführungen zur Arbeit des Aufsichtsrats im vergangenen Jahr. Auch 2016 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und seine Maßnahmen überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand hat uns schriftlich und mündlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung berichtet - regelmäßig, umfassend und zeitnah. Ebenso gründlich wurden wir über die aktuelle Ertragssituation, über die Risiken und über deren Management informiert. Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat der RWE AG zu insgesamt sechs Sitzungen zusammen: vier ordentlichen, einer außerordentlichen und einer konstituierenden. Eine individualisierte Übersicht über die Sitzungspräsenz finden Sie in der nachfolgenden Tabelle.

Aufsichtsrat	Präsidium	Prüfungsausschuss	Personalausschuss	Nominierungsausschuss	Strategieausschuss	Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft"
Dr. Werner Brandt, Vorsitzender	6/6	1/1	1/1	3/3	4/4	1/1
Dr. Manfred Schneider, ehem. Vors. (bis 20. April)	2/2	1/1	1/1		1/1
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	5/6	2/2	3/4		2/2
Reiner Böhle	6/6	1/1	4/4
Sandra Bossemeyer (seit 20. April)	4/4	1/1		2/2
Dieter Faust (bis 20. April)	2/2	1/1	1/1
Roger Graef (bis 20. April)	2/2
Arno Hahn	6/6	5/5		1/1
Andreas Henrich (seit 20. April)	4/4
Maria van der Hoeven (20. April bis 14. Oktober)	3/3
Manfred Holz (bis 20. April)	2/2	1/1	1/1
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel	5/6	0/1	1/1	4/4	1/1	2/2
Dr. h. c. Monika Kircher (seit 15. Oktober)	1/1
Martina Koederitz (seit 20. April)	3/4
Monika Krebber (seit 20. April)	4/4	1/1			2/2
Frithjof Kühn (bis 20. April)	2/2	1/1
Hans Peter Lafos (bis 20. April)	2/2
Harald Louis (seit 20. April)	4/4	3/3
Christine Merkamp (bis 20. April)	2/2
Dagmar Mühlenfeld	6/6	2/2		1/2
Peter Ottmann (seit 20. April)	4/4	3/3		4/4
Günther Schartz (seit 20. April)	4/4			1/1
Dr. Erhard Schipporeit (seit 20. April)	4/4	4/4		2/2
Dagmar Schmeer (bis 20. April)	1/2
Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz (bis 20. April)	1/2	0/1	0/1
Dr. Wolfgang Schüssel	6/6	2/2	4/4	3/3	2/2
Ullrich Sierau	6/6	4/5
Ralf Sikorski	6/6	4/5		1/1
Marion Weckes (seit 20. April)	4/4	4/4
Dr. Dieter Zetsche (bis 20. April)	2/2
Leonhard Zubrowski	6/6	2/2		2/2

Die Präsenz wird angegeben als Verhältnis der Anzahl der Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat, zur Gesamtzahl der Sitzungen während der Mitgliedschaft im jeweiligen Gremium.

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 - ebenso wie mein Vorgänger in diesem Amt - in ständigem Kontakt mit dem Vorstandsvorsitzenden. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten wir somit ohne Zeitverzug erörtern.

Beratungsschwerpunkte

Im abgelaufenen Geschäftsjahr waren die Reorganisation des RWE-Konzerns, der Börsengang der innogy SE, die Ausgestaltung des Rechtsverhältnisses der RWE AG zu ihrer neuen Tochter und die künftige strategische Ausrichtung der RWE AG nach dem Börsengang von innogy zentrale Themen unserer Beratungen. Wir sind in jeder Aufsichtsratssitzung hierüber informiert worden und haben die notwendigen Beschlüsse gefasst. Kurzfristig zu treffende Entscheidungen wurden dabei teilweise dem Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" übertragen, den wir 2015 eigens dafür gebildet haben. Breiten Raum nahm bei unseren Sitzungen auch die Krise der konventionellen Stromerzeugung ein. Energiepolitische Entwicklungen standen ebenfalls auf der Tagesordnung, allen voran die Weichenstellungen bei der Entsorgung im Kernenergiebereich. Wir haben die Arbeit der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs (KFK) und die Umsetzung ihrer Empfehlungen im Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung aufmerksam verfolgt und standen dem Vorstand beratend zur Seite. Intensiv befassten wir uns auch mit Maßnahmen zur Stärkung der Ertrags- und Finanzkraft von RWE. Dabei ging es u. a. um die Frage, wie die Wettbewerbsfähigkeit weiter verbessert werden kann. Immer wieder tauschten wir uns mit dem Vorstand über die künftige strategische Ausrichtung des Unternehmens aus, insbesondere in der Strategiesitzung des Aufsichtsrats vom 14. Dezember 2016. Weitere Beratungsgegenstände im Berichtsjahr waren die schwierige Lage im britischen Vertriebsgeschäft, Innovationsvorhaben sowie personelle und soziale Fragen. Der Vorstand berichtete uns regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns und über laufende juristische Verfahren. Darüber hinaus informierte er uns über die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen an den Energiemärkten, allen voran die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise und Erzeugungsmargen. In der Sitzung vom 15. Dezember 2016 haben wir uns intensiv mit der Planung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2017 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst und diese verabschiedet. Ebenfalls auf der Agenda dieser Sitzung stand der Beschluss über Anpassungen des Systems der Vorstandsvergütung, insbesondere der langfristigen Vergütungskomponenten.

Interessenkonflikte

Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im Berichtsjahr 2016 lagen keine solchen Mitteilungen vor.

Corporate Governance

Auch im zurückliegenden Geschäftsjahr befasste sich der Aufsichtsrat mit der Umsetzung der Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Diese blieben 2016 unverändert. Vorstand und Aufsichtsrat haben einen Corporate-Governance-Bericht erstellt, der auf der Internetseite www.rwe.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. Die Entsprechenserklärung vom 15. Dezember 2016 kann an gleicher Stelle abgerufen werden. RWE erfüllt alle Empfehlungen des Kodex in der Fassung vom 5. Mai 2015.

Ausschüsse

Der Aufsichtsrat hatte 2016 sechs ständige Ausschüsse und den projektbezogenen Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft", der Ende 2015 gegründet wurde und den Börsengang der innogy SE begleitet hat. 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. Die individuelle Sitzungspräsenz in den Ausschüssen kann der Tabelle auf Seite 9 entnommen werden.

Das Präsidium kam im vergangenen Jahr zu zwei Sitzungen zusammen. Es hat u. a. Vorarbeiten zu den Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung für die Geschäftsjahre 2016 und 2017 sowie die Vorschau bis 2019 geleistet.

Der Prüfungsausschuss tagte fünfmal. Er überwachte die Qualität der Abschlussprüfung. In diesem Zusammenhang beschäftigte er sich intensiv mit den Zwischen- und Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie dem zusammengefassten Lagebericht. Die Abschlüsse hat er vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand beraten. Der Abschlussprüfer nahm an den Beratungen in allen Sitzungen dieses Ausschusses teil und berichtete über die Ergebnisse seiner Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht. Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2016 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 sowie das neue interne Kontrollsystem im Vertriebsgeschäft. Darüber hinaus befasste er sich mit Compliance-Fragen sowie mit der Planung und den Ergebnissen der internen Revision.# Jahresabschluss 2016

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), das neue Abschlussprüferreformgesetz und die sich daraus ergebenden Anforderungen, die Weiterentwicklung des internen Kontrollsystems der RWE Supply & Trading, der Datenschutz, die Cyber-Security, die Finanzlage des RWE Pensionsfonds sowie steuerliche und rechtliche Fragen. Einzelne Themen wurden im Beisein der zuständigen Führungskräfte erörtert.

Der Personalausschuss trat viermal zusammen. Er bereitete die Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor. Ein Schwerpunkt seiner Arbeit war 2016 die Anpassung und Vereinfachung des Systems der Vorstandsvergütung. Unterstützt wurde er dabei von einem neutralen Vergütungsexperten.

Der Nominierungsausschuss tagte ebenfalls viermal. Dabei standen Neubesetzungen im Aufsichtsrat auf der Agenda.

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

Der Strategieausschuss wurde im April 2016 neu eingesetzt. Er soll sich mit Angelegenheiten befassen, die für RWE von strategischer Bedeutung sind. Im Vordergrund steht dabei die langfristige Perspektive, Ausrichtung und Weiterentwicklung des Unternehmens. Der Ausschuss tagte 2016 einmal. Dabei widmete er sich u. a. dem laufenden Prozess zur Überarbeitung der Strategie der RWE AG und bereitete die Strategiesitzung des Aufsichtsrats im Dezember 2016 vor.

Der Ausschuss "Börsengang Neugesellschaft" tagte zweimal. Er befasste sich mit den Einzelheiten des Börsengangs der innogy SE und traf die ihm obliegenden Entscheidungen. Diese bezogen sich u. a. auf die Anzahl, die Zuteilung und den Platzierungspreis der ausgegebenen Aktien.

Jahresabschluss 2016.

Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (vormals Pricewaterhouse-Coopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft) hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2016 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat.

Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 20. April 2016 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 8. März 2017 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 7. März 2017 in Gegenwart der Abschlussprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst; er hat dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen.

In der Sitzung vom 8. März 2017 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 des Jahresabschlusses der RWE AG und des Konzernabschlusses zu und billigte beide Abschlüsse. Der Jahresabschluss 2016 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.

Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand.

Mit Ablauf der Hauptversammlung am 20. April 2016 endete die Amtszeit der Mitglieder des Aufsichtsrats. Als Aktionärsvertreter erneut in das Gremium gewählt wurden Dr. Werner Brandt, Prof. Dr. Hans-Peter Keitel, Dagmar Mühlenfeld, Dr. Wolfgang Schüssel und Ullrich Sierau. Ausgeschieden sind Roger Graef, Frithjof Kühn, Dr. Manfred Schneider, Prof. Dr. Ekkehard Schulz und Dr. Dieter Zetsche. Zu ihren Nachfolgern gewählt wurden Maria van der Hoeven, Martina Koederitz, Peter Ottmann, Günther Schartz und Dr. Erhard Schipporeit. Allerdings legte Frau van der Hoeven mit Ablauf des 14. Oktober 2016 ihr Amt vorzeitig nieder, nachdem sie ein Amt im Aufsichtsrat von innogy übernommen hatte. An ihrer Stelle berief das Amtsgericht Essen Frau Mag. Dr. h.c. Monika Kircher in den Aufsichtsrat. Aus dem gleichen Grund wird Frau Koederitz spätestens bis zur kommenden Hauptversammlung ihr Amt niederlegen und damit vorzeitig aus dem Gremium ausscheiden.

Aufseiten der Arbeitnehmervertreter wurden Reiner Böhle, Frank Bsirske, Arno Hahn, Ralf Sikorski und Leonhard Zubrowski wiedergewählt. Ausgeschieden sind Dieter Faust, Manfred Holz, Hans Peter Lafos, Christine Merkamp und Dagmar Schmeer. Für sie rückten Sandra Bossemeyer, Andreas Henrich, Monika Krebber, Harald Louis und Marion Weckes in das Gremium nach.

In seiner konstituierenden Sitzung am 20. April 2016 hat mich der Aufsichtsrat zu seinem Vorsitzenden und Frank Bsirske zum stellvertretenden Vorsitzenden gewählt. Darüber hinaus sind die Ausschüsse neu besetzt worden. Dr. Erhard Schipporeit wurde gemäß Aktiengesetz als unabhängiger Finanzexperte des Aufsichtsrats und des Prüfungsausschusses benannt. Im Namen des Aufsichtsrats bedanke ich mich bei den ausgeschiedenen Mitgliedern für ihr engagiertes Wirken zum Wohl des Unternehmens.

In seiner Sitzung vom 3. März 2016 hat der Aufsichtsrat eine wichtige Personalentscheidung im Hinblick auf die künftige Leitung der RWE AG getroffen, indem er Dr. Rolf Martin Schmitz bis Ende Juni 2021 erneut zum Mitglied des Vorstands berief. Peter Terium und Dr. Bernhard Günther - zum damaligen Zeitpunkt noch Vorstandsvorsitzender bzw. Finanzvorstand des Unternehmens - schieden kurz nach dem Börsengang von innogy aus dem Vorstand der RWE AG aus. Sie verließen das Gremium mit Ablauf des 14. Oktober 2016, um sich ganz auf ihre Aufgaben bei innogy zu konzentrieren. Uwe Tigges, zurzeit noch Personalvorstand, wird voraussichtlich bis zum 30. April 2017 bei der RWE AG verbleiben und danach ebenfalls ausschließlich für innogy tätig sein. In der Sitzung vom 16. September 2016 bestellte der Aufsichtsrat Dr. Markus Krebber mit Wirkung ab 1. Oktober 2016 zum Mitglied des Vorstands der RWE AG. Zum 15. Oktober 2016 übernahm Rolf Martin Schmitz den Vorstandsvorsitz bei der RWE AG und Markus Krebber die Position des Finanzvorstands.

Dank an die Mitarbeiter.

2016 war ein Schlüsseljahr für RWE. Durch die Bündelung der erneuerbaren Energien, der Netze und des Vertriebs in der neuen innogy SE und deren erfolgreichen Börsengang hat sich der Konzern gerüstet, um die Herausforderungen der Energiewende zu meistern. Allen, die daran mitgewirkt haben, möchte ich an dieser Stelle herzlich danken. Genauso danken möchte ich allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern, die sich Tag für Tag mit großer Motivation und Kompetenz für den operativen Erfolg "ihrer" RWE einsetzen und so die Basis dafür schaffen, dass sich das Unternehmen trotz schwieriger Rahmenbedingungen am Markt behaupten kann.

Essen, 8. März 2017
Für den Aufsichtsrat
Dr. Werner Brandt, Vorsitzender

RWE AM KAPITALMARKT

Nach schwachem Beginn eine gute Schlussbilanz: So lässt sich die Entwicklung des DAX im vergangenen Jahr zusammenfassen. Trotz Brexit-Votum und Sorgen um die chinesische Wirtschaft legte der deutsche Aktienindex um 7% zu. Dabei halfen die extrem lockere Geldpolitik der Europäischen Zentralbank und der zum Jahresende aufkeimende Konjunkturoptimismus in den USA nach dem Wahlsieg von Donald Trump. Die RWE-Stammaktie verzeichnete nur ein hauchdünnes Plus, konnte den Branchenindex aber übertreffen. Ihre Entwicklung ist durch die weiterhin schwierigen Rahmenbedingungen der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Auftrieb erhielt ihr Kurs durch die erfolgreiche Reorganisation des RWE-Konzerns, die mit dem Börsengang der neuen Tochtergesellschaft innogy SE im Oktober ihren Höhepunkt fand.

Der Anleihemarkt war durch weiterhin ungewöhnlich günstige Refinanzierungskonditionen geprägt. Die Kosten für die Absicherung gegen das Kreditrisiko von RWE haben sich 2016 stark verringert. Zum Jahresende lagen sie nur noch leicht über dem Marktdurchschnitt.

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

Quelle: Bloomberg

Aktienmarkt weiter im Aufwind.

Der seit 2012 beobachtete Aufwärtstrend am deutschen Aktienmarkt hat sich im vergangenen Jahr fortgesetzt: Der Leitindex DAX legte um 7% auf 11.481 Punkte zu. Dabei war der Jahresauftakt alles andere als verheißungsvoll gewesen. Sorgen um eine harte Landung der chinesischen Wirtschaft hatten die Börsen weltweit auf Talfahrt geschickt. Der DAX verlor fast ein Fünftel seines Wertes, ehe er sich - gestützt von der expansiven Geldpolitik führender Notenbanken - wieder etwas erholte. Das Votum der Briten für einen EU-Austritt verpasste dem Aufwärtstrend nur einen kurzzeitigen Dämpfer. Besonders zum Jahresende prägte Optimismus das Börsengeschehen. Immer mehr Anleger setzten darauf, dass die Konjunktur in den USA unter dem neuen Präsidenten Donald Trump noch stärker in Fahrt kommt. Dies strahlte auf den DAX ab, der zum Ende des Jahres deutlich ins Plus drehte.

RWE-Aktien besser als der Branchenindex.# Die RWE-Aktien

Die RWE-Aktien erzielten eine gemessen am DAX unterdurchschnittliche Performance (Rendite aus Kursveränderung und Dividende), konnten den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (-5%) aber hinter sich lassen. Unsere Stammaktie legte im Jahresverlauf um 1% auf 11,82 € zu. Wegen der Aussetzung der Dividende entspricht der Kursgewinn ihrer Gesamtrendite. Unsere Vorzugsaktie kam inklusive der Vorzugsdividende von 0,13 € auf eine Performance von -1 %. Die Aktienkursentwicklung von RWE spiegelt die weiterhin schwierigen wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen in der konventionellen Stromerzeugung wider. Positiv am Kapitalmarkt aufgenommen wurde die erfolgreiche Reorganisation des RWE-Konzerns, mit der wir uns finanziell robuster aufgestellt und neue Wachstumsoptionen erschlossen haben (siehe Seite 18). Hinzu kam, dass sich die Terminpreise im deutschen Stromgroßhandel nach Tiefstständen im Februar 2016 wieder etwas erholt haben. Die Ertragsperspektiven in der konventionellen Stromerzeugung sind dadurch ein wenig besser geworden, bleiben aber nach wie vor schwach.

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016

Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 27. April 2017 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2016 keine Dividende auf Stammaktien zu zahlen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung erneut dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Der Dividendenvorschlag spiegelt die erheblichen finanziellen Belastungen wider, die sich Mitte 2017 aus der Dotierung des neuen öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds für uns ergeben werden (siehe Seite 34). Allerdings wollen wir die Dividendenzahlungen an Stammaktionäre im kommenden Jahr wieder aufnehmen.

Kennzahlen der RWE-Aktien

	2016	2015	2014	2013	2012
Ergebnis je Aktie¹ €	-9,29	-0,28	2,77	-4,49	2,13
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie¹ €	1,26	1,83	2,09	3,76	4,00
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten je Aktie¹ €	3,83	5,43	9,04	7,81	7,15
Dividende je Stammaktie €	-	-	1,00	1,00	2,00
Dividende je Vorzugsaktie €	0,13²	0,13	1,00	1,00	2,00
Ausschüttung Mio. €	52	5	615	615	1.229
Dividendenrendite der Stammaktie³ %	-	-	3,9	3,8	6,4
Dividendenrendite der Vorzugsaktie³ %	1,5	1,5	5,3	4,3	7,0
Börsenkurse der Stammaktie
Kurs zum Ende des Geschäftsjahres €	11,82	11,71	25,65	26,61	31,24
Höchstkurs €	15,95	25,68	32,83	31,90	36,90
Tiefstkurs €	10,17	9,20	24,95	20,74	26,29
Börsenkurse der Vorzugsaktie
Kurs zum Ende des Geschäftsjahres €	8,72	8,94	18,89	23,25	28,53
Höchstkurs €	11,61	19,62	25,61	29,59	34,25
Tiefstkurs €	7,95	7,33	18,89	20,53	24,80
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück	614.745	614.745	614.745	614.745	614.480
Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. €	7,1	7,1	15,5	16,2	19,1

1 Bezogen auf die Anzahl der jahresdurchschnittlich im Umlauf befindlichen Aktien
2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 27. April 2017
3 Quotient aus Dividende je Aktie und Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres

Breite internationale Aktionärsbasis

Nach Schätzungen waren Ende 2016 rund 86% der insgesamt 614,7 Millionen RWE-Aktien (inklusive 39 Millionen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht) im Eigentum institutioneller Investoren, während die übrigen Anteile von Belegschaftsaktionären (1 %) und sonstigen Privatanlegern (13%) gehalten wurden. Institutionelle Investoren aus Deutschland kamen auf 27% des Aktienkapitals (Vorjahr: 28%), solche aus anderen Ländern Kontinentaleuropas auf 20% (Vorjahr: 24%) und solche aus Nordamerika, Großbritannien und Irland auf 35% (Vorjahr: 32%). Die RWEB GmbH, in der ein Großteil der kommunalen Anteile gebündelt ist, hält weiterhin die größte Einzelposition unter den RWE-Aktionären. Sie hat sich allerdings von 15% auf 13% verringert, wie RWEB im Oktober 2016 bekannt gab. Unser zweitgrößter Einzelaktionär ist BlackRock. Der amerikanische Vermögensverwalter teilte im November mit, dass er über 4% an RWE verfügt. Der Anteil unserer Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zuletzt 86%.

Aktionärsstruktur der RWE AG¹

1 Stand: Ende 2016; die Prozentangaben beziehen sich auf den Anteil am gezeichneten Kapital. Quellen: eigene Erhebungen und Mitteilungen nach dem deutschen Wertpapierhandelsgesetz

RWE an zahlreichen Börsen vertreten

RWE-Aktien werden in Deutschland an den Börsenplätzen Frankfurt am Main, Düsseldorf, Berlin, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sowie über die elektronische Handelsplattform Xetra gehandelt. Auch an einigen europäischen Börsen sind sie erhältlich. 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.

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)	DE0007037129	DE0007037145
American Depositary Receipt (CUSIP Number)	74975E303	-

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 Entwicklung der Zinsen war maßgeblich von der expansiven Geldpolitik der Europäischen Zentralbank (EZB) bestimmt. Diese hat Mitte März den Leitzins auf 0% gesenkt und den Strafzins, den Geschäftsbanken für ihre Einlagen bei der EZB zahlen müssen, von 0,3 % auf 0,4% angehoben. Darüber hinaus hat sie ihr laufendes Programm zum Kauf von Anleihen stark ausgeweitet. All dies spiegelte sich in der Entwicklung der Durchschnittsrendite zehnjähriger deutscher Staatsanleihen wider, die sich von 0,64% Ende 2015 auf bis zu -0,18% Mitte 2016 verringerte. Zum Jahresende hin stabilisierten sich die Renditen dann wieder im positiven Wertebereich. Eine Rolle spielten dabei der gestiegene Konjunkturoptimismus, zunehmende Inflationstendenzen und eine Leitzinsanhebung durch die US-Notenbank, auf die bereits im Vorfeld spekuliert worden war. Die Kosten für die Absicherung von Kreditrisiken über Credit Default Swaps (CDS) bewegten sich 2016 weiter auf moderatem Niveau. Der Index iTraxx Europe, der aus den CDS-Preisen von 125 großen europäischen Unternehmen gebildet wird, notierte Ende 2016 mit 72 Basispunkten für fünfjährige Laufzeiten und damit etwas niedriger als ein Jahr zuvor. Die fünfjährigen CDS für RWE stiegen bis Anfang April auf Werte nahe der 170-Punkte-Marke an, haben sich seither aber mehr als halbiert. Sie schlossen das Jahr mit 81 Punkten und damit weit unter dem Niveau, das sie Ende 2015 hatten. Ein Grund dafür war die leichte Erholung der deutschen Stromgroßhandelspreise und die Verbesserung unserer Finanzkraft durch den Börsengang unserer neugegründeten Tochtergesellschaft innogy. Auch unsere Ankündigung zur Jahresmitte, einen Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE auf innogy zu übertragen, trug zum Rückgang der CDS bei.

1 ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT

1.1 GESCHÄFTSMODELL UND STRATEGIE

Seit der Gründung und dem Börsengang unserer Tochter innogy SE ruht die operative Verantwortung im RWE-Konzern auf zwei Schultern: innogy führt das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb, während die RWE AG für die konventionelle Stromerzeugung und den Energiehandel zuständig bleibt. Über ihre langfristige Ausrichtung entscheiden beide Gesellschaften unabhängig voneinander. Die RWE AG hat 2016 und Anfang 2017 intensiv an der Weiterentwicklung ihrer Strategie gearbeitet. Die Überlegungen dazu waren bei der Aufstellung des Lageberichts noch nicht abgeschlossen. Sicher ist: Mit unseren flexiblen Kraftwerken und unserem Know-how im Energiehandel stehen wir auch in Zukunft für Kompetenz und Sicherheit in der Energieversorgung.

Was wir tun

RWE ist einer der führenden Strom- und Gasanbieter in Europa. Mit unseren Konzerngesellschaften decken wir alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab, angefangen bei der Gewinnung von Braunkohle, über die Stromerzeugung aus Gas, Kohle, Kernkraft und regenerativen Quellen, den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Im Geschäftsjahr 2016 haben wir einen Umsatz von 45,8 Mrd. € erwirtschaftet. Unsere wichtigsten Märkte sind Deutschland, Großbritannien, Niederlande/Belgien und Osteuropa. Bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist der RWE-Konzern auch außerhalb dieser Regionen vertreten, z. B. in Spanien und Italien. Weitere Erläuterungen zu unseren Geschäftsaktivitäten finden Sie auf den beiden folgenden Seiten.

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 Schwankungen bei den Solar- und Windstromeinspeisungen aufgefangen werden können. Damit verschieben sich die Einkommensströme für Kraftwerke 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.# Zentrale Herausforderung im Netzbetrieb ist die Integration der wachsenden dezentralen Stromeinspeisungen aus regenerativen Quellen.

Sie macht den verstärkten Einsatz komplexer Technologien erforderlich. Im Vertrieb werden die Trends dadurch bestimmt, dass es immer mehr Kunden gibt, die einen effizienteren Energieeinsatz anstreben und die Möglichkeiten nutzen wollen, die ihnen die digitale Revolution eröffnet. Zudem erzeugen Haushalte und Betriebe zunehmend ihren Strom selbst und übernehmen mitunter sogar die Rolle eines Energiemanagers.

Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen.

Wir haben erkannt, dass wir den Herausforderungen im sich wandelnden Energiesektor am besten gerecht werden, wenn wir die Unterschiedlichkeit dieser Herausforderungen in unserer Organisationsstruktur abbilden. Im Vordergrund stand die Frage, wie wir uns auf den Gebieten der Energiewirtschaft noch offensiver aufstellen können, wo wir langfristige unternehmerische Perspektiven sehen - und gleichzeitig in den Bereichen robuster werden, wo uns schwierige Rahmenbedingungen unter Druck setzen. Ende 2015 fassten wir den Beschluss, die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft zusammenzuführen und an die Börse zu bringen. Das Vorhaben haben wir 2016 umgesetzt. Bereits am 1. April 2016 nahm die neue Gesellschaft - zunächst als "RWE International SE" -ihre Geschäftstätigkeit auf. Im September erhielt sie ihren endgültigen Namen "innogy SE". Anfang Oktober folgte der Börsengang des Unternehmens: Dabei wurden 73,4 Millionen innogy-Aktien aus dem Bestand der RWE AG und weitere 55,6 Millionen im Zuge einer Kapitalerhöhung der innogy SE breit gestreut bei neuen Investoren platziert. Der Anteil der RWE AG an innogy hat sich dadurch auf 76,8% verringert. Nähere Informationen dazu finden Sie auf Seite 37 f. in diesem Bericht. Mit ihrem Mix aus regenerativer Stromerzeugung, intelligenten Netzen und innovativen Vertriebsangeboten hat innogy nicht nur hervorragende unternehmerische Perspektiven, sondern auch das Rüstzeug dazu, treibende Kraft für das Gelingen der Energiewende zu sein. Als börsennotierte Gesellschaft hat sie Vorteile bei der Mittelbeschaffung am Kapitalmarkt. Die Einnahmen aus der Kapitalerhöhung in Höhe von 2,0 Mrd. € will innogy überwiegend für Wachstumsprojekte einsetzen. Aber auch die bei der RWE AG verbliebenen Bereiche Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream profitieren von der Reorganisation, denn nun sind wir finanziell flexibler, um sie zu stärken und weiterzuentwickeln. Ihre Erlöse von 2,6 Mrd. € aus dem Verkauf von innogy-Aktien aus dem Eigenbestand wird die RWE AG für die Dotierung des neuen Kernenergiefonds verwenden (siehe Seite 34).

Drei Standbeine von RWE.

Durch die oben erläuterte Reorganisation ist RWE ein Energieversorger mit drei Standbeinen geworden: den Unternehmensbereichen Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream sowie der Beteiligung an innogy. Die beiden erstgenannten Tätigkeitsfelder bilden unser operatives Kerngeschäft. Dagegen hat innogy für uns den Status einer Finanzbeteiligung. Eine Grundlagenvereinbarung garantiert der neuen Konzerngesellschaft, dass sie unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss als Mehrheitseigentümerin ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Auch über ihre Strategie bestimmt innogy selbst. Im Folgenden geben wir einen Einblick in die operative Ausrichtung der beiden Kerngeschäftsfelder der RWE AG und von innogy.

(1) Konventionelle Stromerzeugung: Verlässlicher Partner der erneuerbaren Energien.

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 erwarten, dass sich die Lage in der konventionellen Stromerzeugung mit fortschreitendem Abbau von Überkapazitäten wieder stabilisiert und dass Kohle und Gas im deutschen Stromerzeugungsmix auf längere Sicht unverzichtbar bleiben. 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 in erster Linie aus den langfristigen europäischen und nationalen Klimaschutzzielen. An ihnen richten wir unsere Strategie aus. Einen wichtigen Beitrag zur Emissionsreduktion wird unsere Braunkohlewirtschaft leisten. Beispielsweise werden wir im Rahmen des deutschen "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" fünf Braunkohleblöcke der 300-MW-Klasse frühzeitig aus dem Markt nehmen (siehe Seite 34) und dadurch den CO2 -Ausstoß im Rheinischen Braunkohlerevier um etwa 15% unter den heutigen Stand senken. Diesen Wert wollen wir im Laufe der kommenden Dekade auf 40% bis 50% steigern, u. a. indem wir nach der Auskohlung des Tagebaus Inden das Kraftwerk Weisweiler stilllegen. In der Folgezeit werden sinkende Auslastungsgrade und weitere Schließungen von Braunkohleblöcken zu einem fortgesetzten Rückgang der CO2 -Emissionen führen, ehe mit Auslaufen der Tagebaue Hambach und Garzweiler etwa Mitte des Jahrhunderts auch die modernsten Braunkohleblöcke vom Netz gehen werden.

(2) Trading/Gas Midstream: Kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern.

Der Energiehandel ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Unsere Tochter RWE Supply & Trading handelt schwerpunktmäßig Strom, Gas, Kohle, Öl, Emissionsrechte und Biomasse. Diese Aktivitäten will sie vor allem in Nordamerika und Asien ausbauen und hat deshalb bereits Büros in New York, Singapur und Mumbai eröffnet. Zu den Aufgaben der Gesellschaft zählen auch die Beschaffung der für die Produktion von Strom und Wärme benötigten Rohstoffe und die Vermarktung des Stroms aus unseren Kraftwerken. Ihr Ziel dabei ist es, Ertragschancen zu nutzen und Risiken zu begrenzen. Daneben schafft sie zusätzlichen Wert, indem sie den Einsatz unserer Anlagen kommerziell optimiert. Ihr Know-how vermarktet RWE Supply & Trading auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden: Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagementlösungen bis hin zu komplexen Risikomanagementkonzepten. Auf diesem Gebiet will unsere Tochter weiter wachsen. Darüber hinaus tätigt sie in zunehmendem Maße kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen, bei denen sich durch Restrukturierung und Weiterveräußerung attraktive Renditen erzielen lassen. Beispiel für ein solches Investitionsobjekt ist das Steinkohlekraftwerk Lynemouth im Norden Englands: Nach dem Erwerb im Jahr 2012 haben wir die Weichen dafür gestellt, dass die Anlage mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann, und sie Anfang 2016 mit Gewinn an einen Investor weiterverkauft.

(3) innogy: Motor der Energiewende.

Von unserer Finanzbeteiligung innogy versprechen wir uns eine hohe und stabile Dividende. Damit sich diese Erwartung erfüllen kann, bedarf es einer Strategie, die den operativen Erfolg des Unternehmens in einem sich dramatisch wandelnden Umfeld langfristig sichert. Drei Trends beherrschen derzeit den Energiesektor: Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Digitalisierung. Sie setzen den Rahmen für die strategische Ausrichtung der drei Geschäftsfelder von innogy.

― Erneuerbare Energien:

innogy plant, errichtet und betreibt Anlagen zur Stromerzeugung aus regenerativen Quellen. Ziel ist der zügige Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa. Besonders stark vertreten ist das Unternehmen momentan in Deutschland und Großbritannien; dahinter folgen Spanien, die Niederlande und Polen. Bei der Erzeugungstechnologie liegt der Schwerpunkt auf Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore) sowie auf Wasserkraft. Mit dem Erwerb von Belectric Solar & Battery hat innogy zudem die Basis dafür geschaffen, sich als internationaler Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern zu etablieren (siehe Seite 40).

― Netze & Infrastruktur:

Netze sind das Rückgrat der Energiewende, und wer sie bewirtschaftet, kann i. d. R. stabile Renditen erzielen. innogy betreibt Verteilnetze in fünf europäischen Ländern: Deutschland (Strom/Gas), Tschechien (Gas), Ungarn, Polen und Slowakei (alle Strom). In Deutschland ist sie die Nr. 1 bei Strom. Hier stellen sich unserer Tochter auch die größten Herausforderungen: Zunehmende Stromeinspeisungen aus wetter- und tageszeitabhängigen regenerativen Quellen und eine steigende Anzahl kleiner, dezentraler Erzeugungsanlagen machen den Netzbetrieb technisch anspruchsvoller, eröffnen aber auch Wachstumsmöglichkeiten. Um bei diesen Rahmenbedingungen eine zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten, muss innogy in den Erhalt und den Ausbau der Netzinfrastruktur investieren. Damit Netze effektiver und flexibler genutzt werden können, entwickelt das Unternehmen neue Steuer- und Regeltechniken und testet sie in Feldversuchen.

― Vertrieb:

innogy versorgt derzeit rund 16 Millionen Stromkunden und etwa 7 Millionen Gaskunden in elf europäischen Märkten zuverlässig und zu fairen Preisen mit Energie. Das Unternehmen zählt in Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien zu den größten Anbietern von Strom und Gas.# In einigen weiteren europäischen Märkten hält es führende Positionen bei mindestens einem dieser Produkte. Wie bereits erläutert, wollen immer mehr Kunden Energie effizienter nutzen und von den Chancen der Digitalisierung profitieren. Haushalte und Betriebe entwickeln sich zunehmend weg vom reinen Konsumenten, hin zum "Prosumer", der seinen Strom selbst produziert und mitunter sogar speichern kann. Um sich in diesem Marktumfeld behaupten zu können, hat innogy ihr Tätigkeitsgebiet über den klassischen Vertrieb von Strom und Gas hinaus erweitert: Das Unternehmen entwickelt neue Geschäftsmodelle für alle Endkundensegmente, indem es sein Know-how auf dem Gebiet der Energieversorgung und der Informationstechnologie zusammenführt. Das Ergebnis sind innovative Produkte und auf individuelle Bedürfnisse zugeschnittene Lösungen, mit denen sich innogy von anderen Versorgern abhebt. Unsere Tochter strebt auch quantitatives Wachstum an: Insbesondere in ihren jungen Vertriebsmärkten wie Kroatien, Slowenien und Rumänien will sie das Geschäftsvolumen steigern und sich auf längere Sicht als einer der großen lokalen Versorger etablieren.

Weiterentwicklung der RWE-Strategie.

Unsere neue Konzernstruktur mit zwei selbstständig agierenden Unternehmen hat zur Folge, dass es kein konzernumspannendes strategisches Leitbild mehr gibt. Das frühere Leitbild von RWE hatten wir im Geschäftsbericht 2015 auf den Seiten 20 bis 22 dargestellt. Entscheidungen zur Weiterentwicklung des Geschäfts beziehen sich bei der RWE AG nun ausschließlich auf die Bereiche Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream, während innogy den Kurs bei den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb absteckt.

2016 und Anfang 2017 haben wir intensiv an der Weiterentwicklung der Strategie der RWE AG gearbeitet. Die Ergebnisse werden wir Ende März 2017 der Öffentlichkeit vorstellen.

Das Steuerungssystem der RWE AG.

Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wertorientierten Steuerung der Konzerngesellschaften setzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controlling-System ein, das einen effizienten Ressourceneinsatz gewährleistet und zugleich einen zeitnahen, detaillierten Einblick in die aktuelle und voraussichtliche Entwicklung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ermöglicht.

Auf Basis von Zielvorgaben des RWE-Vorstands und unseren Erwartungen zur operativen Geschäftsentwicklung erarbeiten wir einmal im Jahr unsere Mittelfristplanung. In ihr stellen wir dar, wie sich wichtige Finanzkennzahlen voraussichtlich entwickeln werden. Die Mittelfristplanung enthält Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung nach ihrer Fertigstellung dem Aufsichtsrat vor, der sie begutachtet und genehmigt. Mitunter verlangt der Aufsichtsrat Plananpassungen, ehe er zustimmt.

Für laufende Geschäftsjahre erstellen wir interne Prognosen, die am Budget anknüpfen. Die Vorstände der RWE AG und der wichtigsten operativen Einheiten kommen regelmäßig zusammen, um Zwischen- und Jahresabschlüsse auszuwerten und die Prognosen zu aktualisieren. Sofern im Laufe eines Geschäftsjahres deutliche Abweichungen zwischen den aktualisierten Prognosewerte und den Budgetwerten auftreten, werden die Ursachen analysiert und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen ergriffen. Außerdem informieren wir den Kapitalmarkt unverzüglich, wenn veröffentlichte Prognosen angepasst werden müssen.

Wesentliche Kennzahlen zur Steuerung unseres operativen Geschäfts und zur Beurteilung der Finanzlage sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis, der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit und die Nettoschulden. Das EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf die betriebliche Entwicklung zu verbessern, bereinigen wir es um nicht-operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden u. a. Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Restrukturierungskosten und Wertberichtigungen.

Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT (bislang als "betriebliches Ergebnis" bezeichnet, siehe Seite 41). Die Entwicklung des bereinigten EBIT hat maßgeblichen Einfluss auf die variable Vergütung unserer Beschäftigten.

Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das bereinigte Nettoergebnis. Wir ermitteln es, indem wir das Nettoergebnis um wesentliche Sondereinflüsse (u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern korrigieren. Seit 2016 verwenden wir die Kennzahl als einen Bestimmungsfaktor für die aktienbasierte Vergütung unserer leitenden Angestellten.

Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return) als Renditekennzahl.

Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flows aus laufender Geschäftstätigkeit. Zieht man von diesem die Investitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich der Haushaltsüberschuss bzw. das Haushaltsdefizit. Wir verfolgen das Ziel, unsere Investitionen und Ausschüttungen vollständig mit dem Cash Flow aus der laufenden Geschäftstätigkeit zu finanzieren, wenngleich Schwankungen beim Mittelzufluss dazu führen können, dass uns dies nicht in jedem Jahr gelingt.

Ein weiterer Indikator für die Finanzlage von RWE sind die Nettoschulden. Im Wesentlichen sind das die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionsverpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen und für den Rückbau von Windparks. Unsere Verbindlichkeiten aus Hybridanleihen rechnen wir zur Hälfte den Nettoschulden zu.

Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst.

Wir können nur dann langfristig erfolgreich sein, wenn wir uns durch Wahrnehmung unserer Verantwortung als Unternehmen (Corporate Responsibility, kurz: CR) die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, haben wir in der Vergangenheit Handlungsfelder definiert, in denen nach unserem Verständnis die wichtigsten Herausforderungen für RWE lagen. Unsere CR-Strategie erstreckte sich bisher auf zehn solcher Themengebiete, die wir im Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern und Nichtregierungsorganisationen festgelegt hatten.

Seit der Reorganisation des RWE-Konzerns liegen einige dieser Handlungsfelder nun ganz oder teilweise im Verantwortungsbereich von innogy. Die RWE AG hat deshalb neue Prioritäten auf dem Gebiet der CR definiert, die sich auf das bei ihr verbliebene Geschäft beziehen. Unsere Hauptaufgabe sehen wir darin, Partner für die Energiewende in Europa zu sein. Mit unseren flexiblen Kraftwerken wollen wir maßgeblich dazu beitragen, dass die Sicherheit der Stromversorgung auch bei weiter steigenden Wind- und Solarstrom-einspeisungen gewährleistet bleibt.

Große Bedeutung messen wir auch dem Umweltmanagement und der Arbeitssicherheit bei. Hier haben wir bereits ein hohes Niveau erreicht, das wir sichern wollen. Weitere zentrale Anliegen von uns sind, dass der Verhaltenskodex und die Compliance-Regeln von RWE eingehalten werden und dass unsere Zulieferer international anerkannte Umwelt- und Sozialstandards berücksichtigen.

Als Europas größter Einzelemittent von Kohlendioxid (CO2 ) sind wir auf dem Gebiet des Klimaschutzes besonders gefordert, zumal mit hohen Emissionen auch hohe wirtschaftliche Risiken einhergehen. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien hat der RWE-Konzern bereits einen wichtigen Beitrag zur Emissionssenkung geleistet. Außerdem haben wir mit dem 2015 abgeschlossenen Kraftwerksneubauprogramm die Voraussetzung dafür geschaffen, dass hochmoderne Erzeugungskapazitäten an die Stelle älterer, emissionsintensiver Anlagen treten können.

Unsere Maßnahmen zur Senkung des CO2 -Ausstoßes werden zunehmend durch politische Vorgaben bestimmt, die sich aus europäischen und nationalen Minderungszielen ergeben. Ein Beispiel dafür ist die frühzeitige Stilllegung von Braunkohlekraftwerken im Rahmen des Aktionsprogramms Klimaschutz 2020.

Weil unser Handlungsspielraum in der konventionellen Stromerzeugung immer kleiner geworden ist und wir die Verantwortung für den Ausbau der erneuerbaren Energien auf innogy übertragen haben, geben wir für den Konzern keine konkreten Emissionsminderungsziele mehr aus. Bislang hatten wir angestrebt, den CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom bis 2020 auf 0,62 Tonnen zu senken. Im vergangenen Jahr lag der Emissionsfaktor noch bei 0,69 Tonnen. Wie hoch er zukünftig sein wird, hängt u. a. vom politischen Rahmen ab. Eine große Rolle spielt auch die Entwicklung der Margen in den einzelnen Erzeugungstechnologien. Beispielsweise konnten unsere Gaskraftwerke, die wesentlich weniger CO2 ausstoßen als Kohlekraftwerke, in den vergangenen Jahren wegen ungünstiger Marktbedingungen noch nicht im gewünschten Maß zur Verbesserung unserer CO2 -Bilanz beitragen. Die Margen der Anlagen haben sich zuletzt jedoch etwas erholt. Sollte dieser Trend anhalten, könnte sich das in einem deutlich verringerten Emissionsfaktor niederschlagen.

Weiter gehende Informationen zu unserer Strategie und unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie im Bericht "Unsere Verantwortung", dessen neue Ausgabe im April 2017 erscheint und im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden kann.

1.2 INNOVATION

Nur wer innovativ ist, kann sich im Markt behaupten. Unsere Forschungs- und Entwicklungsprojekte - allein 240 im vergangenen Jahr - machen uns wettbewerbsfähiger und sind zugleich Bausteine für ein modernes, nachhaltiges Energiesystem. Durch sie werden Kraftwerke flexibler und emissionsärmer, Netze intelligenter und Energienutzungen effizienter.# Innovation and Research and Development

We are also innovative in developing new business models. We want to ensure that we have compelling offers for the customer needs of tomorrow, even today. In our day-to-day operations, we benefit from the ingenuity and entrepreneurial mindset of our employees. In 2016, they provided thousands of good ideas that have enabled us to achieve savings and, in some cases, even open up new business areas. With around 390 inventions, we are at the forefront of European utility companies. The RWE Group is innovative in many ways. The most important driver is the goal of remaining competitive in the long term in a dramatically changing environment and of being an engine of change ourselves. With approximately 1,100 patents and patent applications across the Group, based on around 390 inventions, we are among the leading European utility companies. Last year, we worked on around 240 research and development (R&D) projects and filed over 60 invention patents. For R&D projects, we often collaborate with external partners from the plant engineering, chemical industry, or research institutions. The financial volume of the projects often significantly exceeds our own share. In 2016, the RWE Group's operational R&D expenditure amounted to €165 million (previous year: €101 million). 380 of our employees were involved exclusively or partially in R&D tasks.

RWE AG: Solutions for more flexible power plants, more economical open-cast mines, and new uses for lignite.

Since the initial public offering of innogy in October 2016, RWE AG has focused its operational business on lignite extraction, electricity generation with conventional power plants, and energy trading. This is also reflected in its R&D priorities. RWE AG's R&D projects aim to make fossil-fueled power plants more flexible and less emissive, to operate open-cast mines more economically, and to use the extracted lignite for innovative purposes that go far beyond electricity generation. Below, we present a small selection of important R&D projects of RWE AG.

Big Data makes it possible: Power plants become more efficient and reliable.

With the expansion of renewable energies, the demands on our power plants are increasing: they must provide electricity on demand and flexibly, while being absolutely reliable. However, flexibility comes at a price. When power plants have to be started up and shut down more frequently, certain components are subjected to high stress. It is therefore all the more important for us to know at all times which components are nearing the end of their service life; only then can we replace them in time and prevent damage from their failure. As part of our "rLife" project, we have further developed a commercially available IT tool, which now allows us to monitor component wear online from a single control room for all power plants. This is a so-called "Big Data" application, where large amounts of information are recorded, processed, analyzed, and used. In this specific case, it concerns data that we have to collect anyway. We have been using the IT tool since the end of 2016 and are benefiting from it in two ways: Firstly, we can more effectively prevent damage, and secondly, we achieve cost savings because we have to carry out fewer on-site inspections.

Consolidating knowledge: New methods for reducing mercury emissions from coal-fired power plants.

Our goal is to operate our power plants in the most environmentally compatible way possible. The legislator already imposes strict requirements on us, for example, regarding mercury emissions. At the urging of the EU, the limit values are to be further lowered. With the techniques currently used in flue gas treatment, mercury is already largely removed from the flue gas. As a result, our plants significantly undercut the permissible upper limits. Independently of this, we have been conducting intensive research for years on how we can capture even more mercury. The focus is on processes that we are developing specifically for use in our lignite-fired power plants. One approach involves the use of coke from RWE's own production. We plan to test the new process on an industrial scale and optimize it in a long-term trial. We expect to start this in the second half of 2017. Due to the complex chemical relationships, R&D measures to reduce mercury emissions are generally very time-consuming. Therefore, numerous power plant operators – including RWE – and the VGB PowerTech industry association have pooled their activities: in a joint initiative, they share their knowledge and experience and engage in intensive dialogue with science and politics to find effective solutions for further reducing mercury emissions as quickly as possible.

From the tried and tested to the new: Innovative uses for lignite.

Lignite is a resource that will be available to us for many years to come. With our "Fabiene" project, we want to show that it is more than just an energy source. The basic idea: Lignite can be used to produce starting materials for the chemical industry – high-quality fuels that can help reduce emissions in transport, as well as precursor materials for plastics, adhesives, and paints. The material use of coal is technically possible by converting lignite into a gaseous state and then converting the resulting synthesis gas, which consists mainly of hydrogen and carbon monoxide, into the desired products. RWE has many years of experience in the production, processing, and use of synthesis gas derived from lignite. Our research goal is to further develop these processes and make them commercially viable. In the spring of 2016, we began testing the production of naphtha, waxes, and fuels such as diesel and kerosene at our innovation center in Niederaußem. Our next milestone is to make products developed in our laboratories available to potential customers, such as refinery operators, for further testing and analysis by mid-2017. The Fabiene project is funded by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy. Our project partners are TU Darmstadt and thyssenkrupp Industrial Solutions.

More robust large equipment in open-cast mines - lower costs.

In RWE's lignite open-cast mines, 20 bucket-wheel excavators and 19 spreaders perform heavy work every day: the enormous excavators extract huge quantities of coal and overburden (unusable earth and rock layers) from the ground and load them onto conveyor belts, which transport the coal to the intermediate storage and the overburden to the spreader, which dumps it. The large equipment has enormous weight; accordingly, its crawler tracks are subjected to great stress when it moves from one location to another within the open-cast mines. As a result, there is significant wear and high maintenance costs. To reduce these costs, our "Mining Technology Center" has developed a multi-body simulation model together with RWTH Aachen. This model allows us to calculate and simulate the movements of bodies and, in particular, the forces and stresses occurring in joints. Using this model, we have made adjustments to the undercarriage components of our large equipment and are now testing their benefits in practice. Initial, very positive results are already available.

Further information on these and other RWE AG R&D projects can be found at www.rwe.com/innovation.

innogy SE: Focus on renewable energies, smart grids, and new sales products.

The RWE Group is also innovative in the fields of renewable energies, distribution grids, and sales. innogy SE, which has the status of a financial investment for us, is responsible for R&D activities in these business areas. innogy pursues a broad spectrum of innovation projects, which you can find information about at www.innogy.com/innovation. As an example, we highlight the "Designetz" project: Here, a research consortium, led by our subsidiary, is developing an overall concept for integrating renewable energies into the German supply system; the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy considers Designetz to be so important that it has provided funding in the tens of millions of euros. Another innogy R&D project focuses on testing a mobile battery storage system. The storage unit absorbs decentralized wind or solar power that is not immediately needed and feeds it back into the grid later. Since it has the format of a freight container, it can also be transported by truck from one location to another. Such storage units can replace grid expansion in rural areas or bridge the time until grid expansion is completed. Possible operating models are currently being developed as part of the R&D project.

Innovation Hub at innogy: Platform for developing new business models.

Innovation at our company goes far beyond technically oriented R&D activities. We are also creative in developing new business models. This is organized and driven by the "Innovation Hub," founded in 2014, an innovation platform that is now based at innogy and brought to life by a team of around 130 people.# Unternehmen, die in einem sich dynamisch wandelnden Markt langfristig bestehen wollen, müssen schon heute sicherstellen, dass sie überzeugende Angebote für zukünftige Kundenbedürfnisse haben.
Der Innovation Hub bringt Menschen zusammen, die dazu beitragen können. Sie bekommen die Chance, Geschäftsideen ohne Denkverbote zu sondieren und vielversprechende Neuerungen direkt am Markt zu erproben. Im Mittelpunkt steht dabei die Entwicklung digitaler Geschäftsmodelle. Der Anspruch lautet hier, Produkte und Dienstleistungen zur Marktreife zu bringen, mit denen Kunden Energie effizienter nutzen und ihre Lebensqualität steigern können. Ein Beispiel dafür ist "shine": Hier ist aus einer Idee bereits ein Start-up-Unternehmen geworden, dessen Produkt - der "shine Energiemanager" - Kunden mit Solaranlagen in die Lage versetzt, ihre Stromproduktion und ihren Energieverbrauch selbst zu optimieren. Ein weiteres Beispiel ist das "eCarSharing", ein Angebot speziell für Geschäftskunden und Kommunen, die ihren Fuhrpark verkleinern oder ganz abschaffen, aber mobil bleiben wollen. Über einen monatlichen Tarif können sie Zeitkontingente für moderne Elektrofahrzeuge buchen; getankt wird Ökostrom aus innogy-Ladesäulen.

Einsparungen und neue Geschäftsideen dank Erfahrung und Know-how unserer Mitarbeiter.

Ein wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter nutzen ihre Erfahrungen im täglichen Geschäft, um das Unternehmen mit Innovationen voranzubringen. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns insgesamt rund 2.800 Verbesserungsvorschläge bei den zuständigen Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Anregungen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf 13 Mio. €. Manche Ideen gehen über Prozessverbesserungen hinaus und betreffen mögliche neue Geschäftsfelder für RWE. Beispielsweise schlug ein Mitarbeiter der RWE Power AG vor, einen Dünger zu produzieren und zu vermarkten, der aus Gülle und Braunkohle besteht. Dazu wird die Gülle direkt bei Schweine- oder Rinderzüchtern in einem Behälter mit Braunkohle gemischt. Die für das Pflanzenwachstum wichtigen Nährstoffe Stickstoff, Phosphor und Kalium, die in der Gülle enthalten sind, lagern sich dabei an der Braunkohle an. Der feste Teil der Mischung wird nun kompostiert - es entsteht ein körniges Düngesubstrat, ähnlich wie Blumenerde, das in Beutel abgefüllt und vermarktet werden kann. Als Kultursubstrat für Gartenbaubetriebe ist es ebenso geeignet wie als Humusbildner bei sandigen Böden in der Landwirtschaft. Der neue organische Dünger ist hochwirksam, ökologisch und preisgünstig. Weil die Nährstoffe an die Braunkohle gebunden sind, bleiben sie für die Pflanzen gut im Boden verfügbar. Das ist ein wesentlicher Vorteil gegenüber der weit verbreiteten exzessiven Düngung mit Gülle, bei der das darin enthaltene Nitrat nicht vollständig von den Pflanzen aufgenommen, sondern teilweise ins Grundwasser geschwemmt wird. Die Trinkwasseraufbereitung wird dadurch aufwendiger. Nach einem Bericht des Bundesumweltministeriums vom Januar 2017 ist der zulässige Nitrat-Grenzwert im Zeitraum 2012 bis 2014 an fast einem Drittel der Messstellen überschritten worden. Das Ministerium will nun mit einer Verschärfung der Düngeverordnung gegensteuern. Vor diesem Hintergrund gewinnt das neue Verfahren zusätzlich an Attraktivität. Seit September 2016 wird seine Praxistauglichkeit bei einem Schweinezüchter am Niederrhein getestet. Das Substrat könnte weltweit eingesetzt werden und dazu beitragen, das Ungleichgewicht der Nährstoffverteilung in den verschiedenen Regionen auf umweltverträgliche Weise zu verringern. Durch den Export würden zudem neue Arbeitsplätze entstehen. Für RWE wäre der Verkauf der Braunkohle für diese Art der stofflichen Verwertung ein neues Geschäftsfeld mit beachtlichem Potenzial.

1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Trotz robuster Konjunktur bleiben die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für RWE schwierig. Die Preise für Energierohstoffe und Strom liegen nach wie vor weit unter dem Niveau, das sie vor einigen Jahren hatten. Wer sich 2016 am deutschen Großhandelsmarkt für das folgende Kalenderjahr mit Grundlaststrom eindeckte, musste nur durchschnittlich 27 €/MWh bezahlen - so wenig wie seit über zehn Jahren nicht. Allerdings zeigte sich im Jahresverlauf ein leichter Aufwärtstrend. Impulse kamen dabei von einer Erholung der Steinkohlepreise. 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. Die Margen, die wir bei solchen Terminkontrakten für 2016 erzielten, lagen insgesamt deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Wirtschaftsleistung der Eurozone um 1,7% gestiegen.

Nach ersten Schätzungen für 2016 lag die globale Wirtschaftsleistung um etwa 2,5% über der des Vorjahres. Für die Eurozone wird ein Wachstum von 1,7% veranschlagt. In Deutschland, der größten Volkswirtschaft des Währungsraums, ist das Bruttoinlandsprodukt (BIP) wohl um etwa 2% gestiegen. Konjunkturmotoren waren hier der robuste private Verbrauch und gestiegene Staatsausgaben. Die Niederlande kamen auf ein ähnliches Expansionstempo wie Deutschland, während Belgien nicht ganz Schritt halten konnte. Großbritannien, unser größter Markt außerhalb der Eurozone, hat nach aktuellen Daten ein Plus von ebenfalls 2% erreicht, das zum großen Teil dem expandierenden Dienstleistungssektor zuzurechnen ist. Allerdings erhielt die Konjunktur des Landes durch das Brexit-Votum einen leichten Dämpfer. In unseren wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten scheint sich die positive Entwicklung des Vorjahres fortgesetzt zu haben. Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass das BIP in Tschechien und Polen um jeweils 2,5% gestiegen ist und in Ungarn um 2%. In der Slowakei könnte es sich sogar um 3,5% erhöht haben.

Witterung etwas kühler als 2015.

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 niedriger die Außentemperaturen, desto mehr Energie wird zum Heizen benötigt. Meteorologische Aufzeichnungen für 2016 belegen, dass in nahezu ganz Europa relativ milde Witterung herrschte. Die Durchschnittstemperaturen in unseren Kernmärkten bewegten sich etwas über dem jeweiligen Zehnjahresmittel. Gegenüber 2015 fielen sie aber zumeist niedriger aus. Vor allem das vierte Quartal war vergleichsweise kühl. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen, insbesondere die aus regenerativen Quellen. Beispielsweise hängt die Auslastung von Windkraftanlagen davon ab, wie hoch das Windaufkommen ist. Das vergangene Jahr war an den meisten Erzeugungsstandorten von innogy windschwächer als 2015. Dies traf vor allem auf Großbritannien, Deutschland und die Niederlande zu. Auch die Laufwasserkraftwerke von innogy, von denen sich die meisten in Deutschland befinden, sind Wettereinflüssen ausgesetzt. Ihre Erzeugung richtet sich u. a. nach den Niederschlags- und Schmelzwassermengen. Im Gegensatz zu den Windkraftanlagen waren die deutschen Laufwasserkraftwerke insgesamt besser ausgelastet als 2015.

Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten.

Das Wirtschaftswachstum und die gegenüber 2015 etwas kühlere Witterung regten den Energieverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie gegenläufigen Einfluss hatte. Beim Vergleich der Verbrauchsmengen mit denen des Vorjahres kommt außerdem zum Tragen, dass 2016 als Schaltjahr einen zusätzlichen Tag enthielt. Nach vorläufigen Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) blieb die deutsche Stromnachfrage gegenüber 2015 unverändert. Expertenschätzungen für die Niederlande und Großbritannien deuten dagegen auf gestiegene Verbräuche hin. In den osteuropäischen Märkten Polen, Slowakei und Ungarn dürfte gleich viel oder mehr Strom eingesetzt worden sein als 2015. Vergleichsweise dynamisch entwickelte sich die Nachfrage nach Gas. Dabei kam der witterungsbedingt höhere Heizwärmebedarf zum Tragen. Außerdem ist Gas preisgünstiger geworden und wurde deshalb wieder verstärkt zur Erzeugung von Strom genutzt. Nach Erhebungen des BDEW lag der deutsche Gasverbrauch 2016 um 9% über dem des Vorjahres. Großbritannien kommt nach vorliegenden Daten sogar auf ein Plus von 14%. Für die Niederlande und Tschechien wird ein Anstieg um 5% veranschlagt.

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

Niedrigere Gaspreise im Großhandel und im Endkundengeschäft.

Das Preisniveau im europäischen Gashandel war 2016 wesentlich niedriger als im Jahr zuvor. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), dem kontinentaleuropäischen Leitmarkt, lagen die Spotnotierungen im Jahresdurchschnitt bei 14 €/MWh. Das sind 6 € weniger als 2015. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2017) mit durchschnittlich 15 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2016 waren 2015 noch 20 € bezahlt worden. Die Baisse am Gasmarkt spiegelte sich in den Endkundenpreisen wider. Allerdings reagieren die Privatkundentarife typischerweise mit einigem Zeitverzug auf die Entwicklung im Großhandel. Nach aktueller Datenlage hat sich Gas in Deutschland für Privathaushalte um 3% und für Industriekunden um 15% verbilligt. In Großbritannien und Tschechien zeigte sich ein ähnliches Bild: Die Privatkundentarife sind in diesen Ländern um schätzungsweise 6% bzw. 2% gesunken und die EntgeIte für Industrieunternehmen um 16% bzw. 15%. In den Niederlanden mussten Haushalte und Industrie gegen den Trend am Großhandelsmarkt geringfügig mehr bezahlen als 2015. Grund dafür ist, dass sich die Belastungen aus Steuern und Abgaben erhöht haben.# Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte)

Quelle: RWE Supply & Trading

Steinkohlepreise: Leichte Erholung nach Rekordtief zu Jahresbeginn.

Die Notierungen im internationalen Steinkohlehandel fielen Anfang 2016 auf ein neues Rekordtief, zeigten dann aber eine deutliche Aufwärtstendenz. Kohleeinfuhren über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit jahresdurchschnittlich 60 US$/ Tonne (54 €) abgerechnet. Das sind 3 US$ mehr als 2015. Der Forward 2017 (Index API 2) handelte mit 54 US$/Tonne knapp unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Steinkohle hat sich in den vergangenen Jahren stark verbilligt, weil zahlreiche Länder Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrageentwicklung nicht Schritt halten konnte. Allerdings sorgten staatliche Beschränkungen der chinesischen Kohleproduktion dafür, dass sich die Notierungen 2016 wieder etwas erholten.

Eine wichtige Preiskomponente im internationalen Steinkohlehandel sind die Frachtraten, also die Kosten für den Überseetransport. Diese liegen heute ebenfalls weit unter dem Niveau früherer Jahre. Hintergrund ist, dass auch in der Frachtschifffahrt hohe Überkapazitäten aufgebaut worden sind und sich Treibstoffe verbilligt haben. Für die Standardroute von Südafrika nach Rotterdam wurden 2016 jahresdurchschnittlich 4 US$/Tonne in Rechnung gestellt, gegenüber 5 US$ im Vorjahr. Ähnlich wie die Steinkohlepreise haben auch die Frachtraten zu Jahresbeginn eine Talsohle erreicht und sich danach etwas erholt. Preiserhöhend wirkte, dass Treibstoffe wieder teurer geworden sind und konjunkturbedingt mehr Transportleistung nachgefragt wurde. Außerdem sind in steigendem Maße unrentable Schiffe verschrottet worden.

Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte)

Quelle: RWE Supply & Trading

Rückkehr der Baisse im CO2 -Emissionshandel.

Im europäischen Handel mit CO2 -Emissionsrechten haben die Preise nach längerem Aufwärtstrend wieder nachgegeben. Eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde 2016 mit durchschnittlich 5 € abgerechnet. Der Wert bezieht sich auf Terminkontrakte, die im Dezember 2017 fällig werden. Zum Vergleich: 2015 kostete die EUA in Kontrakten für Dezember 2016 durchschnittlich 8 €.

Experten bringen den Preisverfall im Emissionshandel mit der Entwicklung der Stromnotierungen in Verbindung, die zu Jahresbeginn neue Tiefststände erreichten. Es wird vermutet, dass zahlreiche Versorger deshalb ihre Stromterminverkäufe zurückgefahren und dementsprechend weniger CO2 -Emissionsrechte nachgefragt haben. Hinzu kam, dass die Marktbedingungen von Gaskraftwerken besser geworden sind und sich der Anteil dieser relativ emissionsarmen Erzeugungstechnologie an der Stromproduktion vergrößert hat. Auch dies minderte den Bedarf an EUAs. Darüber hinaus sorgte das Brexit-Votum für Verunsicherung: Sollte Großbritannien aus dem Europäischen Emissionshandelssystem ausscheiden, würden die dort ansässigen Unternehmen größere Mengen nicht mehr benötigter Emissionsrechte an den Markt bringen und die Preise damit unter Druck setzen.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Quelle: RWE Supply & Trading

Weiterhin niedrige Notierungen im Stromgroßhandel.

In Deutschland ist die Preisentwicklung im Stromgroßhandel in starkem Maße von den steigenden Stromeinspeisungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz geprägt. Diese verdrängen konventionelle Erzeugungsanlagen und mindern die am Markt erzielbaren Preise. Hinzu kommt, dass Steinkohlekraftwerke, die traditionell einen hohen Einfluss auf die Strompreisbildung haben, ihren Strom wegen niedriger Brennstoffkosten zu sehr günstigen Konditionen anbieten können. Aufgrund dieser Faktoren liegen die aktuellen Notierungen am deutschen Stromgroßhandelsmarkt weit unter dem Niveau, das sie noch vor einigen Jahren hatten. Auch gegenüber 2015 haben sie sich verringert, wenn auch nur leicht. Der Spotpreis für das Grundlastprodukt lag im vergangenen Jahr bei durchschnittlich 29 €/MWh und damit 3 € unter dem Vorjahreswert. Im Terminhandel fielen die Notierungen zu Jahresbeginn auf neue Tiefststände, ehe sie - getrieben von der Entwicklung an den Steinkohlemärkten - wieder etwas anzogen. Der Grundlast-Forward 2017 kostete im Jahresdurchschnitt 27 €/MWh. Zum Vergleich: 2015 war der Forward 2016 noch mit 31 € gehandelt worden.

In Großbritannien, unserem zweitwichtigsten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Einfluss auf den Preis. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2 -Steuer sind die Notierungen dort vergleichsweise hoch. Im vergangenen Jahr wurde Grundlaststrom am britischen Spotmarkt mit durchschnittlich 40 £/MWh (49 €) abgerechnet; das ist genauso viel wie 2015. Der Forward 2017 lag mit 41 £/MWh (50 €) um 2 £ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Wegen der Abwertung des britischen Pfunds fiel der Preisrückgang in Euro deutlicher aus (siehe Grafik oben).

In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Gleichzeitig drücken deutsche Stromexporte das Preisniveau. Grundlaststrom kostete am niederländischen Spotmarkt durchschnittlich 32 €/MWh. Gegenüber 2015 hat er sich um 8 € verbilligt. Der Forward für 2017 wurde mit 31 €/MWh gehandelt und damit 7 € unter dem Preis, der im Vorjahr für den Forward 2016 bezahlt worden war.

Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Steinkohle und CO2 -Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 35% bis 37%; mitberücksichtigt sind die britische CO2 -Steuer und die zum 1. Januar 2016 abgeschaffte niederländische Kohlesteuer.

Quelle: RWE Supply & Trading

Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Gas und CO2 -Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 49% bis 50%; mitberücksichtigt ist die britische CO2 -Steuer.

Quelle: RWE Supply & Trading

Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung.

Die Margen unserer konventionellen Kraftwerke ergeben sich, indem 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 oben zeigen, wie sich die Margen in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2014 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. Legt man Jahresdurchschnittswerte zugrunde, waren die Clean Dark Spreads, die 2016 für das folgende Jahr erzielt werden konnten, niedriger als 2015. Insbesondere in Großbritannien und den Niederlanden gab es deutliche Rückgänge. Die Margen der Gaskraftwerke haben sich 2016 dagegen weiter erholt. Auftrieb erhielten sie vor allem in der zweiten Jahreshälfte. In Großbritannien überflügelten sie die Margen der Steinkohlekraftwerke. In Deutschland und den Niederlanden lagen sie dagegen weiterhin deutlich unter diesen.

In der Stromerzeugung aus Kernenergie und Braunkohle sind die Brennstoffkosten generell stabiler, auch bei RWE. 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 ihrer relativ stabilen Brennstoffkosten entwickeln sich die Margen der Kern- und Braunkohlekraftwerke i. d. R. parallel zu den Großhandelsstrompreisen. In den vergangenen Jahren sind sie daher stark gefallen.

RWE-Strom aus Braunkohle und Kernkraft für durchschnittlich 35 €/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 2016, 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 2016 verkauften wir insgesamt zu einem niedrigeren Preis als die des Vorjahres. Für Strom aus unseren deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerken erzielten wir durchschnittlich 35 €/MWh (Vorjahr: 41 €/MWh). Die Erträge aus diesen Anlagen waren somit deutlich niedriger als 2015. Bei unseren Steinkohle-, vor allem aber unseren Gaskraftwerken standen den strompreisbedingten Erlöseinbußen Entlastungen infolge niedrigerer Brennstoffkosten gegenüber.

Strom-Endkundengeschäft: Uneinheitliche Preisentwicklung in den Vertriebsmärkten von innogy.

Die Strompreisentwicklung im Endkundengeschäft wird nicht nur durch die Großhandelsnotierungen beeinflusst, sondern auch durch Netzkosten, Umlagen und Steuern. Das gilt vor allem für Haushalte. In Deutschland, wo der Anteil dieser Preiskomponenten immer größer wird, haben sich die Stromentgelte für Privat- und Industriekunden im vergangenen Jahr leicht erhöht. Für britische Haushalte blieben die Preise stabil, für die britische Industrie sind sie geringfügig gestiegen.# In den Niederlanden führten Steuersenkungen dazu, dass Haushalte etwa 15% und Industrieunternehmen etwa 11% weniger bezahlen mussten. In unseren osteuropäischen Strommärkten war folgende Entwicklung zu beobachten: In Polen und Ungarn verringerten sich die Privatkundentarife etwas, während sie in der Slowakei leicht anstiegen. Für Industrieunternehmen hat sich Strom in allen drei Ländern verbilligt: Die geschätzten Preisrückgänge liegen in der Slowakei bei 3%, in Polen bei 5% und in Ungarn bei 13%.

1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN

Der Klimaschutz stand auch 2016 ganz oben auf der energiepolitischen Agenda. Im November 2016 trat das Pariser Abkommen zur Begrenzung der globalen Erwärmung in Kraft, nachdem es die großen Industrienationen ratifiziert hatten. Auf EU-Ebene widmete sich die Politik der Frage, wie das europäische Emissionshandelssystem gestärkt werden kann, während die deutsche Regierung im Klimaschutzplan 2050 konkretisierte, mit welchen Maßnahmen die nationalen Ziele zur Senkung des Treibhausgasausstoßes erreicht werden sollen. In Deutschland war auch die Kernenergie ein beherrschendes Thema. Im Dezember verabschiedeten Bundestag und Bundesrat ein Gesetz, das die Verantwortung für die Entsorgung neu aufteilt: Künftig wird der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernehmen. Die Mittel dafür erhält er aus einem Fonds, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. Die Regelung ist sachgerecht, bedeutet für RWE aber eine gewaltige finanzielle Kraftanstrengung.

Pariser Klimaschutzabkommen nimmt letzte Hürden.

Am 4. November 2016, knapp ein Jahr nach der Pariser Klimakonferenz, ist das dort vereinbarte globale Abkommen zur Bekämpfung der Erderwärmung in Kraft getreten. Voraussetzung dafür war, dass mindestens 55 Staaten es ratifizieren, die für mindestens 55% des weltweiten Ausstoßes von Treibhausgasen verantwortlich sind. Im September hatten mit den USA und China die beiden größten Emittenten den Weltklimavertrag ratifiziert. Deutschland zog im Oktober nach. Der Vertrag 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 insoweit möglich, als die Emissionen neutralisiert werden können. Zur Erreichung dieser Ziele haben die Vertragsstaaten Zusagen über nationale Emissionsminderungen gemacht. Diese sollen alle fünf Jahre überprüft und möglichst in Richtung ambitionierterer Werte angepasst werden. Armen Ländern sichert der Vertrag finanzielle Unterstützung zu: Sie sollen Hilfen für Maßnahmen zum Klimaschutz und zur Anpassung an die Erderwärmung erhalten.

EU-Parlament tritt für Stärkung des Emissionshandelssystems ein.

Der Klimaschutz nach 2020 war auch auf EU-Ebene eines der zentralen energiepolitischen Themen. Breiten Raum nahm dabei die künftige Ausgestaltung des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) ein. Bereits Mitte 2015 hatte die EU-Kommission einen Richtlinien-Entwurf vorgelegt, der darauf abzielt, das ETS auf die europäischen Treibhausgasminderungsziele für 2030 auszurichten. Im vergangenen Jahr haben sich der Industrieausschuss und der Umweltausschuss des EU-Parlaments intensiv mit dem Thema befasst und eigene Vorschläge gemacht. Auf Basis des Kommissionsentwurfs und der Ausschussempfehlungen hat das Parlament im Februar 2017 seine Pläne zur Reform des ETS verabschiedet. Sie sind teilweise deutlich ehrgeiziger als die der Kommission. So will das Parlament den bestehenden Zertifikatüberschuss im Markt zügiger abbauen. Erreicht werden soll das dadurch, dass pro Jahr doppelt so viele überschüssige Zertifikate wie bisher vorgesehen in die sogenannte Marktstabilitätsreserve überführt werden. Diese war 2015 von der EU beschlossen worden; sie wird ab 2019 zum Einsatz kommen, um eine flexiblere Steuerung des Angebots an Emissionsrechten zu ermöglichen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 33). Außerdem tritt das Parlament dafür ein, dass in der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 insgesamt 800 Mio. Zertifikate aus der Reserve gelöscht werden. Wie bereits von der Kommission vorgeschlagen, soll die Menge der an den Markt ausgegebenen CO2 -Zertifikate während der vierten Handelsperiode um jährlich 2,2% statt wie derzeit um 1,74% gesenkt werden. Bei der Zuteilung kostenloser Emissionsrechte an energieintensive Unternehmen will das Parlament großzügiger verfahren als die Kommission, um die Kostennachteile der Industrie gegenüber Konkurrenten aus Drittländern zu begrenzen. Mit dem Parlamentsbeschluss ist der legislative Prozess noch nicht beendet. Erst wenn sich der Umweltministerrat und das Parlament auf eine gemeinsame Position verständigt haben, wird die Reform des Emissionshandelssystems wirksam.

EU legt Reformpaket für mehr Energieeffizienz und bessere Marktintegration von Ökostrom vor.

Ende November 2016 hat die EU-Kommission einen umfangreichen Katalog zur Neugestaltung des Energierechts in der kommenden Dekade vorgelegt. Im sogenannten "Winterpaket" enthalten sind u. a. Vorschläge zur Reform der Richtlinien für die Förderung erneuerbarer Energien und für die Energieeffizienz sowie der Entwurf einer neuen Strommarkt-Verordnung. Mit dem Paket will die EU-Kommission den Energiebinnenmarkt stärken und sicherstellen, dass die 2014 vom Europäischen Rat beschlossenen Klima- und Energieziele für 2030 erreicht werden. Noch einen Schritt weiter geht die Kommission bei der Energieeffizienz: Diese soll gegenüber einer normalen Entwicklung ohne zusätzliche Maßnahmen um 30% statt bisher 27% verbessert werden, u. a. durch verstärkte Gebäudesanierung. Die Kommission bekräftigt das Ziel, dass der Energiebedarf der EU 2030 zu 27% aus erneuerbaren Quellen gedeckt wird. Gleichzeitig will sie größeren Spielraum für Marktkräfte schaffen und u. a. den Einspeisevorrang für Ökostrom einschränken. Die Kommission tritt auch für eine verstärkte grenzüberschreitende Zusammenarbeit der Netzbetreiber ein, damit die nationalen Energiesysteme enger miteinander verzahnt und Schwankungen des Stromangebots besser abgefedert werden können. Mehr Wettbewerb auf dem Strommarkt soll helfen, die Kosten für die Bürger trotz Milliarden-Investitionen in Grenzen zu halten. Darüber hinaus enthält das Winterpaket Vorgaben, an denen sich EU-Staaten orientieren müssen, wenn sie Kapazitätsmärkte einführen wollen. Kapazitätsmärkte sollen gewährleisten, dass trotz des Ausbaus der wetter- und tageszeitabhängigen erneuerbaren Energien stets genügend Strom vorhanden ist, um die Nachfrage zu decken. Kraftwerksbetreiber erhalten dabei zusätzlich zu den Erlösen aus der Erzeugung eine Vergütung dafür, dass ihre Kapazitäten verfügbar sind und somit zur Absicherung der Stromversorgung beitragen. Die Kommission spricht sich dafür aus, dass nur solche Kraftwerke an Kapazitätsmärkten teilnehmen dürfen, die höchstens 550 Gramm CO2 je Kilowattstunde ausstoßen. Diese Schwelle soll zunächst nur für neue, ab 2025 dann aber für alle Anlagen gelten. Damit wären Kohlekraftwerke von Kapazitätsmärkten in der EU ausgeschlossen. Wir sehen dies als Rückschritt gegenüber der früheren Position der EU, dass Kapazitätsmärkte technologieoffen, diskriminierungsfrei und marktbasiert sein sollen. Unseres Erachtens sind diese Merkmale Voraussetzung dafür, dass der Kapazitätsbedarf zu den geringstmöglichen Kosten gedeckt wird. Das Paket der EU-Kommission ist zunächst nur ein Vorschlag. Nun stehen Verhandlungen mit dem EU-Parlament und den Mitgliedstaaten an. Wirksam werden die Reformmaßnahmen wohl erst ab 2020.

Bundeskabinett beschließt Eckpfeiler der deutschen Klimaschutzpolitik.

Nach zähem Ringen zwischen den Ministerien hat die Bundesregierung Mitte November 2016 den Klimaschutzplan 2050 vorgelegt. Er konkretisiert, mit welchen Maßnahmen und Strategien die deutschen Klimaschutzziele erreicht werden sollen. Diese sehen für 2030 eine Absenkung des Ausstoßes von Treibhausgasen um mindestens 55% gegenüber dem Stand von 1990 vor und für 2050 eine Reduktion um 80% bis 95%. Der Plan bricht die Klimaschutzziele auf einzelne Wirtschaftszweige herunter. Demnach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60% unter das Niveau von 1990 absenken. Sein Ausstoß von Treibhausgasen würde dann nur noch bei etwa 180 Mio. Tonnen liegen. Die Industrie soll die Hälfte und die Landwirtschaft ein Drittel ihrer Emissionen einsparen. Für den Gebäudesektor wird eine Reduktion um zwei Drittel und für den Verkehr um rund 40% angestrebt. Diese Ziele sollen allerdings noch einer umfassenden Folgenabschätzung unterzogen und gegebenenfalls angepasst werden. Im Klimaschutzplan werden erneuerbare Energien und Energieeffizienz als künftiger "Standard für Investitionen" eingestuft, während sich der Anteil der Kohle im Energiemix schrittweise verringern soll. Nach dem Willen der Bundesregierung wird eine Kommission bis Ende 2018 einen Instrumentenkatalog zur Unterstützung des Strukturwandels in den vom Transformationsprozess betroffenen Branchen und Regionen entwickeln. Neben ökologischen hat sie dabei auch wirtschaftliche und soziale Aspekte zu berücksichtigen. Der Klimaschutzplan soll regelmäßig fortgeschrieben werden, damit der technische Fortschritt und unvorhersehbare ökonomische Entwicklungen einfließen können. Bei der Weiterentwicklung des Plans setzt die Regierung auf einen breiten Dialog mit den betroffenen Unternehmen, Arbeitnehmervertretern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen.# Gesetzliche und regulatorische Entwicklungen

## Deutschland schafft gesetzlichen Rahmen zur Ertüchtigung des Strommarktes für die Energiewende.

Ende Juni 2016 hat der Deutsche Bundestag mit dem "Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes" ein Maßnahmenpaket beschlossen, das die Zuverlässigkeit der Stromversorgung bei zunehmenden Wind- und Solarstromeinspeisungen langfristig sicherstellen soll. Der Bundesrat gab Anfang Juli grünes Licht. Die Gesetzesnovelle ist das Ergebnis eines langen Konsultationsprozesses zur Ausgestaltung des Strommarktes, in dessen Mittelpunkt die Frage stand, ob Deutschland dem Beispiel Großbritanniens und Frankreichs folgen und einen Kapazitätsmarkt einführen soll. Die Bundesregierung hat beschlossen, dies nicht zu tun, sondern lediglich die Funktionsfähigkeit des bestehenden Marktmodells zu verbessern. Dementsprechend werden mit dem Strommarktgesetz Beschränkungen der Preisbildung im Stromgroßhandel abgeschafft, das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem gestärkt, der Regelenergiemarkt für weitere Anbieter geöffnet, Anreize für mehr Flexibilität auf der Verbraucherseite geschaffen und die Markttransparenz verbessert. Zur Absicherung der Stromversorgung sieht das Gesetz vor, dass die bestehende Netzreserve ("Winterreserve") über das Jahr 2017 hinaus verlängert und zusätzlich eine Kapazitätsreserve eingeführt wird. Letztere soll zunächst 2 GW betragen. Gedacht ist sie für Engpasssituationen, wenn es am Strommarkt nicht zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage kommt. Mit dem Strommarktgesetz ist auch die sogenannte "Sicherheitsbereitschaft" von Braunkohlekraftwerken rechtlich verankert worden. Im Jahr 2015 hatte die Bundesregierung beschlossen, dass acht Braunkohleblöcke im Zeitraum von 2016 bis 2019 schrittweise vom Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zu ihrer endgültigen Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt werden. Die Betreiber der Anlagen erhalten dafür eine Vergütung, die sich an der Höhe der Erlöse orientiert, die der jeweilige Block im Normalbetrieb erzielt hätte, abzüglich der kurzfristig variablen Erzeugungskosten. Im Mai 2016 wurde die Maßnahme von der EU-Kommission beihilferechtlich genehmigt. Die Bundesregierung will damit die jährliche Emissionsbilanz um 12,5 Mio. Tonnen CO2 verbessern. RWE wird fünf Kraftwerke der 300-MW-Klasse in die Sicherheitsbereitschaft überführen: zunächst die Blöcke P und Q in Frimmersdorf zum 1. Oktober 2017, zwölf Monate später die Blöcke E und F in Niederaußem und nach weiteren zwölf Monaten den Block C in Neurath.

## Bundestag verabschiedet Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung.

Am 15. Dezember 2016 hat der Deutsche Bundestag ein Gesetz verabschiedet, das die Verantwortung für die Entsorgung im Kernenergiebereich zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern neu aufteilt. Am Tag darauf gab auch der Bundesrat grünes Licht. Das Gesetz entspricht weitgehend den im April 2016 vorgelegten Empfehlungen der "Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs", die von der Bundesregierung eingesetzt worden war. Künftig wird der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernehmen, während die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen verbleibt. Die auf den Bund übergegangenen Aufgaben werden aus einem Fonds finanziert, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. Nach dem Gesetz müssen sie einen Grundbetrag von insgesamt 17,4 Mrd. € entrichten. Gegen Zahlung eines Aufschlags in Höhe von 35,47% bzw. 6,2 Mrd. € können sie sich von Haftungsrisiken aus etwaigen Kostensteigerungen befreien lassen. Daraus ergibt sich ein Gesamtbetrag von 23,6 Mrd. €. Die Zahlen beziehen sich auf den 1. Januar 2017. Nach dem Gesetz muss der Grundbetrag am 1. Juli 2017 entrichtet werden. Bis dahin soll er gegenüber dem Stand zum 1. Januar 2017 mit einem Jahreszins von 4,58% fortgeschrieben werden. Die Kraftwerksbetreiber können allerdings zwischenzeitlich geleistete Entsorgungsausgaben gegenrechnen lassen. Für den Risikoaufschlag ist eine Zahlungsfrist bis Ende 2022 vorgesehen; ausstehende Beträge sind ab Mitte 2017 mit ebenfalls 4,58% pro Jahr zu verzinsen. RWE hat sich entschieden, den gesamten Risikoaufschlag gemeinsam mit dem Grundbetrag am 1. Juli 2017 zu entrichten. In Summe werden damit rund 6,8 Mrd. € fällig. Das Gesetz tritt in Kraft, sobald die EU es beihilferechtlich genehmigt hat. Dies wird voraussichtlich im Frühjahr 2017 der Fall sein. Darüber hinaus soll auf der Grundlage des Gesetzes ein öffentlich-rechtlicher Vertrag zwischen dem Bund und den Kernkraftwerksbetreibern geschlossen werden, der den Unternehmen Vertrauensschutz gewährt. Die Gespräche dazu waren bei der Aufstellung des Lageberichts noch nicht abgeschlossen.

## Landesregierung legt Rahmen für Braunkohleförderung in Garzweiler II fest.

Die nordrhein-westfälische Landesregierung hat Anfang Juli 2016 ihre Leitentscheidung zur künftigen Braunkohleförderung im Tagebau Garzweiler II bekannt gegeben. Darin hebt sie die langfristige Bedeutung der heimischen Braunkohle für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung hervor. Dem Tagebau in Garzweiler bescheinigt sie, dass er auch nach 2030 energiewirtschaftlich notwendig ist. Eine solche Feststellung ist Grundvoraussetzung für die langfristige Fortführung der Braunkohleförderung. Allerdings wird das Abbaugebiet verkleinert. So soll auf eine Umsiedlung einiger Ortschaften verzichtet werden, darunter Holzweiler mit rund 1.500 Einwohnern. Vorgesehen ist auch, dass ein größerer als der übliche Abstand zwischen dem Abbaugebiet und Holzweiler eingehalten werden soll. Die planungsrechtlich genehmigten Kohlevorräte von Garzweiler II, die bisher auf 1,2 Mrd. Tonnen veranschlagt wurden, verringern sich damit um schätzungsweise ein Drittel. Für die Tagebaue Hambach und Inden sind keine solchen Beschränkungen vorgesehen: Die Landesregierung stuft sie als energiewirtschaftlich notwendig ein und bestätigt die bereits genehmigten Abbaugrenzen. Mit der Bekanntgabe der Leitentscheidung hat ein langwieriger Prozess seinen Abschluss gefunden, in den neben Bürgervertretern und RWE auch zahlreiche Interessengruppen und Experten einbezogen waren. Für RWE Power und die vielen Tausend Beschäftigten im rheinischen Braunkohlerevier bringt die Leitentscheidung Planungssicherheit. Sie muss nun im Rahmen eines mehrjährigen Braunkohleplanänderungsverfahrens umgesetzt werden.

## Deutschland setzt auf eine wettbewerbsorientiertere Förderung der erneuerbaren Energien.

Der Deutsche Bundestag hat am 8. Juli eine grundlegende Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) beschlossen, mit dem die Fördereffizienz erhöht und der Ausbau der Erzeugungskapazitäten besser an der vorhandenen Netzinfrastruktur ausgerichtet werden soll. Das neue EEG ist am 1. Januar 2017 in Kraft getreten, nachdem es die EU beihilferechtlich genehmigt hat. Betreiber von Neuanlagen werden im Regelfall nur noch dann eine Förderung erhalten, wenn sie sich in öffentlichen Ausschreibungen dafür qualifizieren. Bisher gab es für die Erzeugung von EEG-Strom die Garantie auf eine feste Einspeisevergütung. Dieses Recht wird nur bei kleineren Anlagen fortbestehen. Künftig gibt der Staat den gewünschten Kapazitätszubau vor und schreibt diese Menge aus. Potenzielle Investoren bieten mit einem bestimmten Förderbetrag, zu dem sie Teilmengen der ausgeschriebenen Leistung realisieren können. Die niedrigsten Gebote erhalten den Zuschlag, bis der gewünschte Zubau erreicht ist. Dieser soll für Onshore-Windkraft auf zunächst 2.800 MW und ab 2020 auf 2.900 MW pro Jahr beschränkt sein. Die Zahl ist als Bruttogröße zu verstehen, d. h., der Ersatz bestehender durch leistungsfähigere Anlagen ist eingerechnet. Für Offshore-Windparks strebt die Bundesregierung einen Zubau von durchschnittlich 730 MW pro Jahr an. Auf dem Gebiet der Photovoltaik wird die jährlich auszuschreibende Kapazität auf 600 MW begrenzt und bei Biomasse auf 150 bis 200 MW. Anlagenbetreiber, die sich erfolgreich um eine Förderung beworben haben, erhalten einen Betrag in Höhe ihres Auktionsgebots. Bei Onshore-Windkraftprojekten kann ein standortabhängiger Auf- oder Abschlag vorgenommen werden. Liegt der Preis, den die Anlagenbetreiber am Großhandelsmarkt für ihren Strom erzielen, unter dem genehmigten Fördersatz, erhalten sie eine Marktprämie in Höhe der Differenz. Das neue System erfüllt die Vorgabe der EU-Kommission, dass die Mitgliedstaaten die Förderung erneuerbarer Energien marktnäher gestalten und verstärkt auf wettbewerbliche Mechanismen wie Ausschreibungsverfahren setzen sollen.

## Deutschland ändert Förderbedingungen für neue Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.

Neben dem EEG ist 2016 auch das deutsche Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) grundlegend reformiert worden, um den EU-Vorgaben für eine wettbewerbliche, marktnahe Förderung zu entsprechen. Die Änderungen sind am 1. Januar 2017 in Kraft getreten. Neue KWK-Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung zwischen 1 MW und 50 MW müssen sich nun ebenfalls in Ausschreibungen für eine Förderung qualifizieren. Außerdem gilt für sämtliche Neuanlagen mit mehr als 100 kW, dass ihre Betreiber die Strom- und Wärmeerzeugung selbst vermarkten müssen und für den Eigenverbrauch von Strom i. d. R. keine Mittel erhalten. Beim Einsatz fester Brennstoffe wie z. B. Kohle ist eine KWK-Förderung fortan gänzlich ausgeschlossen.

## Bundesregierung verbessert Rahmenbedingungen für Netzinvestitionen.

Anfang August hat die Bundesregierung eine Novellierung der Anreizregulierungsverordnung beschlossen, durch die sich die Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber verbessern sollen. Der Bundesrat hatte im Juli grünes Licht dafür gegeben.# Kern der Reform

Kern der Reform ist, dass die Kosten der Finanzierung von Investitionen ohne Zeitverzug in den Erlösobergrenzen und damit auch in den Netzentgelten berücksichtigt werden. Dies war in der Vergangenheit nicht der Fall: Anlagevermögen und Kapitalkosten der Netzbetreiber wurden i. d. R. nur dann ermittelt, wenn die nächste fünfjährige Regulierungsperiode bevorstand. Da die Kostenermittlung mit zweijährigem Vorlauf erfolgte, konnte es bis zu sieben Jahre dauern, bis sich Investitionen in den Netzerlösen niederschlugen. Allerdings wurden auch abschreibungsbedingte Kapitalkostenminderungen nur zeitverzögert berücksichtigt (sogenannter Sockeleffekt). Wirksam werden soll die Reform zur kommenden fünfjährigen Regulierungsperiode, die für Gasnetze am 1. Januar 2018 beginnt und für Stromnetze am 1. Januar 2019. Netzbetreiber profitieren von der Neuregelung, sofern ihre Investitionen höher sind als die Abschreibungen. Ist dies nicht der Fall, kann es zu Mindererlösen kommen. Nachteilig könnte sich die Reform auch für Unternehmen auswirken, die für bereits getätigte Investitionen den Nachteil der verspäteten Erlösanpassung hinnehmen mussten und auf die Vorteile aus dem Sockeleffekt vertrauten. Die Bundesregierung hat daher festgelegt, dass der Sockeleffekt für Investitionen der Jahre 2007 bis 2016 erst nach Ablauf der kommenden Regulierungsperiode wegfallen wird. Neben der unverzüglichen Anpassung der Kapitalkosten gewährleistet die neue Anreizregulierungsverordnung auch eine erhöhte Transparenz, indem sie den Regulierungsbehörden zusätzliche Veröffentlichungspflichten auferlegt.

Absenkung der Eigenkapitalzinsen für Netzinvestitionen in Deutschland

Mitte Oktober hat die Bundesnetzagentur bekannt gegeben, welche Eigenkapitalverzinsung den deutschen Netzbetreibern in der kommenden fünfjährigen Regulierungsperiode ab 2018 (Gas) bzw. 2019 (Strom) zugestanden wird. Bei Netzanlagen, die nach 2005 aktiviert wurden (Neuanlagen), ist künftig ein Satz von 6,91 % (vor Körperschaftsteuer) anzuwenden und bei Altanlagen von 5,12%. Derzeit sind 9,05% bzw. 7,14% erlaubt. Bei der Festlegung der Sätze ließ sich die Bundesnetzagentur von dem zuletzt stark gesunkenen Zinsniveau auf den Kapitalmärkten leiten.

Britisches Kartellamt will Wettbewerbsintensität im Vertrieb mit Privatkunden erhöhen

Das britische Kartellamt CMA (Competition and Markets Authority) hat Mitte 2016 die Ergebnisse seiner Analyse der Wettbewerbssituation im britischen Energiesektor veröffentlicht. Mit der Untersuchung war es zwei Jahre zuvor von der Regulierungsbehörde Ofgem (Office of Gas and Electricity Markets) beauftragt worden. In seinem Abschlussbericht stuft das CMA die nationalen Großhandelsmärkte als funktionsfähig ein. Auch gebe es keine Anhaltspunkte dafür, dass große Energieversorger durch vertikale Integration Wettbewerbsvorteile erzielen. Im Vertriebsgeschäft mit Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben sieht das Kartellamt dagegen Hinweise auf unzureichenden Wettbewerb. Dies betreffe insbesondere jene Marktteilnehmer, die sich nicht darum bemühen, durch den Abschluss eines neuen Vertrags günstigere Konditionen zu erlangen. Nach Berechnungen des CMA hat sich der jährliche Preisvorteil, den Kunden der sechs großen Energieversorger des Landes durch einen Anbieterwechsel erzielen können, von 164 £ im Jahr 2012 auf 330 £ im Jahr 2015 verdoppelt. Das Kartellamt will die Unternehmen daher dazu verpflichten, Ofgem über jene Kunden zu informieren, die Strom oder Gas seit mehr als drei Jahren auf Basis des gleichen Standardtarifs beziehen. Ofgem soll die Kundendaten allen Wettbewerbern zur Verfügung stellen, damit diese den betroffenen Personen Alternativangebote unterbreiten können. Derzeit laufen Vorarbeiten zur Umsetzung der Maßnahme, die allerdings bei Datenschützern auf Widerstand stößt. Eine weitere Vorgabe des Kartellamts besteht in einer Deckelung der Tarife für Kunden mit Spezialzählern, die eine Vorausbezahlung des Stroms per Geldkarte ermöglichen. Üblicherweise werden solchen Kunden etwas erhöhte Tarife in Rechnung gestellt, was die Versorger mit Mehraufwendungen begründen. Die Preiskappung gilt ab dem 1. April 2017 und ist auf drei Jahre befristet. Bei der Anzahl der angebotenen Tarife räumt das CMA den Vertriebsgesellschaften wieder größere Freiheit ein. Bisher durften einzelne Unternehmen nur mit maximal vier verschiedenen Strom- und vier verschiedenen Gastarifen am Markt präsent sein. Diese Beschränkung ist zum November 2016 aufgehoben worden.

Neues Fördersystem für erneuerbare Energien in Polen

Neben Deutschland hat auch Polen sein System zur Förderung erneuerbarer Energien grundlegend reformiert. Mitte 2016 trat ein neues Gesetz in Kraft, das die bisherige Subventionierung mit Grünstromzertifikaten durch ein auktionsgestütztes Verfahren ersetzt. Das neue Fördersystem ähnelt dem britischen. Der Staat schließt dabei mit Betreibern von Neuanlagen sogenannte "Contracts for Difference" (CfD), 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, werden spätere Vergütungen entsprechend gekürzt. Wer gefördert wird und wer nicht, entscheidet sich in Auktionen. Diese werden separat für verschiedene Kategorien von Projekten durchgeführt, wobei die Erzeugungstechnologie ein wichtiges Unterscheidungskriterium ist. Die polnische Regierung legt für einzelne Projektkategorien jährliche Förderbudgets fest. Für die 2017er-Auktionen ist dies im November 2016 geschehen. Die für Onshore-Windkraftvorhaben mit mehr als 1 MW verfügbaren Mittel wurden dabei so bemessen, dass mit ihnen nur rund 100 MW Erzeugungsleistung finanziert werden können. Eine technologieübergreifende Sonderregelung gilt für kleine Erzeugungseinheiten mit bis zu 40 kW: Sie erhalten vertriebspreisabhängige Zuschüsse für den ins Netz eingespeisten Strom, ohne sich dafür in Auktionen qualifizieren zu müssen. Betreiber bestehender Anlagen haben die Wahl, das alte Fördersystem über Grünstromzertifikate weiter zu nutzen oder durch die Teilnahme an einer Auktion in das neue CfD-Regime zu wechseln.

1.5 WESENTLICHE EREIGNISSE

Das vergangene Geschäftsjahr stand im Zeichen der organisatorischen Neuaufstellung des RWE-Konzerns. Ein Meilenstein war im April der operative Start unserer neuen Tochter innogy, in der wir das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb gebündelt haben. Im Oktober brachten wir innogy an die Börse. Mit großem Erfolg: Die Ausgabe neuer und der Verkauf bestehender innogy-Aktien führten zu Erlösen von 4,6 Mrd. €. Der Börsengang von innogy war damit der größte in Deutschland seit Ende 2000. Aber auch auf anderen Gebieten gab es Erfolge zu vermelden: In Großbritannien konnte sich nahezu die gesamte RWE-Kraftwerksflotte bei den britischen Kapazitätsmarkt-Auktionen für eine Prämienzahlung qualifizieren, und in den Niederlanden erhielten wir den Zuschlag für eine Förderung der Mitverbrennung von Biomasse in unseren Steinkohlekraftwerken. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2016 und Anfang 2017 eingetreten sind. Dabei beschränken wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden.

Ereignisse im Berichtsjahr

RWE bringt Geschäft mit erneuerbaren Energien, Netzen und Vertrieb an die Börse

Der RWE-Konzern hat 2016 einen tiefgreifenden Restrukturierungsprozess durchlaufen, mit dem er sich organisatorisch und finanziell für die aktuellen energiewirtschaftlichen Herausforderungen gerüstet hat. Im Zuge der Restrukturierung sind die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien, Netze und Vertrieb in einer neuen Tochtergesellschaft mit dem Namen innogy zusammengeführt und an die Börse gebracht worden. Ende 2015 hatte der RWE-Vorstand die Öffentlichkeit über das Vorhaben informiert. Der Aufsichtsrat gab in seiner Sitzung vom 11. Dezember grünes Licht. Bereits am 1. April 2016 nahm innogy - zunächst noch unter dem Namen "RWE International SE" - die Geschäftstätigkeit auf. Einige Monate später folgte der Börsengang des Unternehmens: Am 7. Oktober wurde die Aktie von innogy erstmals an der Frankfurter Wertpapierbörse gehandelt. Der erste Kurs von 37,30 € lag über dem Platzierungspreis. Dieser war mit 36 € am oberen Ende der Preisspanne festgesetzt worden. Trotzdem war das Angebot mehrfach überzeichnet. Inklusive der Titel, die durch Ausübung der Mehrzuteilungsoption (Greenshoe) an den Markt kamen, wurden 128.930.315 innogy-Aktien breit gestreut bei Investoren platziert. Davon stammen 73.375.315 aus dem Bestand der RWE AG und 55.555.000 aus einer Kapitalerhöhung von innogy. Die Bestandsverkäufe führten zu einem Zufluss von 2,6 Mrd. €, während innogy durch die Kapitalerhöhung 2,0 Mrd. € vereinnahmte. Der Anteil von RWE an innogy hat sich von 100% auf 76,8% verringert. Bei dem Platzierungspreis von 36 € und insgesamt 555.555.000 Aktien ergab sich für innogy zum Zeitpunkt des Börsengangs eine Marktkapitalisierung von 20 Mrd. €. Die Aktien des Unternehmens werden im regulierten Markt ("Prime Standard") der Frankfurter Wertpapierbörse unter den Wertpapierkennnummern DE000A2AADD2 (ISIN) und A2AADD (WKN) gehandelt. Die neue Konzerngesellschaft innogy ist wie die RWE AG in Essen ansässig. Im vergangenen Jahr haben ihre knapp 41.000 Mitarbeiter einen Umsatz von mehr als 40 Mrd. € erwirtschaftet. Mit den erneuerbaren Energien, den Netzen und dem Vertrieb vereinigt innogy Geschäftsaktivitäten unter einem Dach, für die sich durch die Energiewende neue Chancen eröffnen. Der direkte Zugang zum Kapitalmarkt ermöglicht es der Gesellschaft, zusätzliche Mittel für Investitionen zu akquirieren. Die Erlöse aus der Kapitalerhöhung sollen überwiegend für Wachstumsprojekte verwendet werden.Der RWE AG bietet die neue Konzernstruktur den Vorteil einer größeren finanziellen Flexibilität, den sie nutzen kann, um die bei ihr verbliebenen Geschäftsfelder Konventionelle Stromerzeugung und Trading/Gas Midstream zu stärken und weiterzuentwickeln. Geleitet wird innogy von einem sechsköpfigen Vorstandsteam mit Peter Terium an der Spitze. Terium war von Juli 2012 bis Oktober 2016 Vorstandsvorsitzender der RWE AG. Dieses Amt hat er nach dem Börsengang niedergelegt, um sich ganz seinen Aufgaben bei innogy zu widmen. Finanzvorstand ist Dr. Bernhard Günther, der bis Oktober 2016 in gleicher Funktion für die RWE AG tätig war. Auch Uwe Tigges, der das Personalressort von innogy führt, kommt aus dem Vorstand der RWE AG. Er wird die RWE AG aber erst Ende April 2017 verlassen und sich bis dahin noch um ausstehende Mitarbeitertransfers zwischen beiden Unternehmen kümmern. Darüber hinaus gehören auch Dr. Hans Bünting, Hildegard Müller und Martin Herrmann dem Vorstand von innogy an. Sie tragen die operative Verantwortung für die erneuerbaren Energien (Bünting), die Netze (Müller) und den Vertrieb (Herrmann). Hans Bünting bekleidete zuvor das Amt des Vorsitzenden der Geschäftsführung bei unserer früheren Ökostromtochter RWE Innogy; Hildegard Müller war Hauptgeschäftsführerin des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und Martin Herrmann Vorsitzender der Geschäftsführung von RWE East. Die RWE AG führt innogy als Finanzbeteiligung und übt ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung aus. Basis dafür ist eine Grundlagenvereinbarung zwischen beiden Unternehmen, die an die Stelle des zum 30. September 2016 gekündigten Beherrschungsvertrags getreten ist. Die Vereinbarung regelt das künftige Verhältnis zwischen den Gesellschaften und ihren Umgang miteinander. Sie legt fest, dass innogy in hohem Maße unabhängig und eigenverantwortlich agieren kann. Wir sehen darin eine wichtige Voraussetzung für eine optimale Bewertung des Unternehmens durch den Kapitalmarkt. Die RWE AG verpflichtet sich, bis Ende 2019 weder direkt noch über eine von ihr kontrollierte Gesellschaft mit innogy auf deren aktuellen Kerngeschäftsfeldern in Wettbewerb zu treten. Geschäfte zwischen beiden Seiten sollen zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen werden. Entsprechend der Vereinbarung hat innogy zudem den Großteil der Kapitalmarktschulden von RWE übernommen (siehe Seite 52 f.). Rolf Martin Schmitz neuer Vorstandsvorsitzender der RWE AG - Markus Krebber übernimmt Finanzressort. Im Zuge des Börsengangs von innogy hat sich der Vorstand der RWE AG neu formiert. Mit Wirkung zum 15. Oktober 2016 hat der Aufsichtsrat Dr. Rolf Martin Schmitz zum Nachfolger von Peter Terium als Vorstandsvorsitzendem und Dr. Markus Krebber zum Nachfolger von Dr. Bernhard Günther als Finanzvorstand bestellt. Schmitz ist bereits seit 2009 Mitglied des Vorstands. 2012 wurde er zum stellvertretenden Vorsitzenden ernannt. Krebber rückte zum 1. Oktober 2016 in das Gremium auf. Seine bisherige Tätigkeit als Vorsitzender der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading führt Krebber bis auf Weiteres fort. Komplettiert wird die Führungsspitze der RWE AG durch Uwe Tigges, der dem Vorstand seit 2013 angehört und das Personalressort verantwortet. Wie bereits erwähnt, wird Tigges die RWE AG Ende April 2017 verlassen, um danach - wie Terium und Günther -ausschließlich für innogy tätig zu sein. Kernenergieausstieg: Bundesverfassungsgericht spricht RWE Anspruch auf Entschädigung zu. Anfang Dezember hat das Bundesverfassungsgericht verkündet, dass die 2011 beschlossene Verkürzung der Laufzeiten deutscher Kernkraftwerke in Teilen verfassungswidrig war. Die Richter gaben damit einer Beschwerde von RWE, E.ON und Vattenfall statt. Zwar habe der Gesetzgeber nach der Reaktorkatastrophe im japanischen Fukushima den Kernenergieausstieg beschleunigen dürfen, ohne damit zwangsläufig gegen geschützte Eigentumsrechte der Kraftwerksbetreiber zu verstoßen. Im konkreten Fall stünden den Unternehmen aber Entschädigungen zu. Ein solcher Anspruch bestehe zum einen für Erzeugungskontingente, die im Rahmen der ersten Atomausstiegsvereinbarung aus dem Jahr 2000 festgelegt wurden und wegen der 2011 eingeführten Abschalttermine nicht mehr genutzt werden können, und zum anderen für wertlos gewordene Investitionen, die die Kraftwerksbetreiber im Vertrauen auf die gesetzliche Laufzeitverlängerung von 2010 getätigt hatten. Der Gesetzgeber habe bis Mitte 2018 entsprechende Ausgleichsregelungen zu treffen. Wir veranschlagen unseren Kompensationsanspruch auf einen Betrag in dreistelliger Millionenhöhe. Hintergrund der Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts war der mehrfache politische Kurswechsel auf dem Gebiet der Kernenergie. Im Jahr 2000 hatte sich die von SPD und Grünen geführte Bundesregierung mit den Versorgern auf eine Laufzeitverkürzung verständigt und ihnen Reststromkontingente zugesprochen. RWE erhielt dabei zusätzliche Mengen zum Ausgleich dafür, dass das Kernkraftwerk Mülheim-Kärlich wegen Genehmigungsfehlern nach nur zweieinhalbjährigem Betrieb vom Netz gehen musste. Die Reststrommengen wurden 2002 im Atomgesetz verankert. Die spätere Bundesregierung aus CDU/CSU und FDP legte 2010 eine Erhöhung der Mengen fest, machte diesen Schritt nach dem Atomunfall von Fukushima aber wieder rückgängig. Mit der 2011 verabschiedeten 13. Novelle des Atomgesetzes wurden für die einzelnen Anlagen außerdem konkrete Termine festgelegt, an denen sie spätestens abzuschalten sind. Aufgrund dieser Termine wird ein Teil unseres Stromkontingents für Mülheim-Kärlich ungenutzt verfallen. Das Gericht hat diesen Umstand als verfassungswidrigen Eingriff in unser Eigentum gewertet. Großbritannien: RWE bei Kapazitätsauktion erfolgreich. Bei der nach 2014 und 2015 dritten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt konnten sich im Dezember 2016 erneut fast alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke für eine Prämienzahlung qualifizieren. Zusammen kommen sie auf eine gesicherte Leistung von 8,0 GW. Darunter sind die Gaskraftwerke Pembroke, Staythorpe, Little Barford, Didcot B und Great Yarmouth sowie das Steinkohlekraftwerk Aberthaw. Lediglich einige Kleinanlagen von RWE kamen nicht zum Zuge. Bei der Auktion waren insgesamt 69,8 GW Erzeugungskapazität vertreten. Qualifizieren konnten sich Anlagen mit 52,4 GW. Ihre Betreiber werden eine Prämie von 22,50 £ je Kilowatt dafür erhalten, dass ihre Anlagen im Zeitraum vom 1. Oktober 2020 bis 30. September 2021 verfügbar sind und zur Sicherheit der Stromversorgung beitragen. Bei Neuanlagen verlängert sich der Zeitraum auf bis zu 15 Jahre, wobei die Prämie für jedes Jahr aufs Neue gezahlt wird. Dies betrifft Erzeugungseinheiten mit einer Gesamtkapazität von 2,6 GW, darunter eine Kleinanlage von RWE. Da sich der bei der Auktion ermittelte Prämienbetrag auf das Preisniveau von Oktober 2015 bis April 2016 bezieht und mit dem britischen Verbraucherpreisindex fortgeschrieben wird, dürfte die tatsächliche Vergütung über 22,50 £ 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 bereits auf anderem Wege gefördert werden. Die erste Kapazitätsauktion vom Dezember 2014 bezog sich auf den Zeitraum von Oktober 2018 bis September 2019. Da sich die Marktbedingungen für britische Steinkohlekraftwerke verschlechtert haben und die Regierung Versorgungsengpässe aufgrund einer frühzeitigen Stilllegung der Anlagen vermeiden will, hat sie beschlossen, den Start des Kapazitätsmarktes um ein Jahr vorzuverlegen. Deshalb ist Anfang 2017 eine vierte Auktion veranstaltet worden, die sich auf den Zeitraum von Oktober 2017 bis September 2018 bezieht (siehe Seite 40). Niederlande: RWE qualifiziert sich für Förderung der Biomasse-Mitverbrennung. In den Niederlanden hat sich RWE erfolgreich um eine staatliche Förderung der Mitverbrennung von Biomasse in den beiden Steinkohlekraftwerken Amer 9 und Eemshaven beworben. Bei zwei Ausschreibungen wurden uns 2016 insgesamt 2,6 Mrd. € bewilligt. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80% erreicht werden kann und bei Eemshaven von etwa 15%. Die Förderung deckt zum einen die Mehrausgaben bei der Brennstoffbeschaffung ab; zum anderen finanzieren wir damit Maßnahmen zur Umrüstung der Kraftwerke. Wir planen, die benötigte Biomasse in Europa und Nordamerika zu beschaffen und dabei sicherzustellen, dass ihre Gewinnung nachhaltig ist. Damit entsprechen wir ethischen Vorgaben, die niederländische Nichtregierungsorganisationen für den Einsatz von Biomasse zur Stromerzeugung machen. Schadensregulierung beim neuen Steinkohlekraftwerk in Hamm abgeschlossen. Anfang Juli konnte die Regulierung des Versicherungsschadens am Block D unseres neuen Steinkohlekraftwerks in Hamm (Westfalen) einvernehmlich beendet werden. Die Versicherer haben uns daraufhin eine abschließende Entschädigungsleistung gewährt. Das Kraftwerk sollte ursprünglich über zwei Blöcke (D/E) verfügen, von denen nur Block E in Betrieb gegangen ist. Bei Block D waren noch in der Bauphase erhebliche Schäden aufgetreten, die seine Wirtschaftlichkeit beeinträchtigten. Vor diesem Hintergrund haben wir uns im Dezember 2015 dafür entschieden, den Block nicht mehr fertigzustellen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 40). Einigung zum Gasbezugsvertrag mit Gazprom. Unsere für die Gasbeschaffung zuständige Konzerngesellschaft RWE Supply & Trading hat sich Ende Mai mit Gazprom über eine Anpassung der Konditionen ihres langfristigen Bezugsvertrags mit dem russischen Gaskonzern verständigt.Damit ist sichergestellt, dass der Kontrakt in den kommenden Jahren keine Ergebnisrisiken für uns birgt. Über die Details haben die Vertragspartner Stillschweigen vereinbart. Die einvernehmliche Regelung wurde im Vorfeld einer Preisrevision getroffen, die für Mitte 2016 terminiert war und durch die Einigung gegenstandslos geworden ist. Qatargas wird Gaslieferant von RWE. Mit Qatargas, einem der weltweit größten Anbieter von verflüssigtem Erdgas (LNG), hat RWE Supply & Trading im Juni einen flexiblen Vertrag zum Bezug von LNG geschlossen. Vereinbart wurde, dass uns das im arabischen Emirat ansässige Unternehmen bis Ende 2023 jährlich bis zu 1,1 Mio. Tonnen Flüssiggas nach Nordwesteuropa liefert. Wir sehen den Kontrakt als gute Ergänzung unseres Gasbezugsportfolios. Beteiligung an britischem Windkraftportfolio Zephyr veräußert. Ende Juli hat innogy ihre 33,3%-Beteiligung an der britischen Zephyr Investments Limited mitsamt einigen Gesellschafterdarlehen an einen Finanzinvestor verkauft. Zephyr ist 2003 gegründet worden. Die Gesellschaft besitzt und betreibt ein Portfolio aus 17 Windparks, davon 16 auf dem britischen Festland und einer vor der Küste von Wales (North Hoyle). Die Anlagen kommen zusammen auf eine Leistung von 391 MW. Mit dem Verkaufserlös sollen neue Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien finanziert werden. RWE steigt bei Luxemburger Versorger Enovos aus. Anfang März haben wir unseren 18,4%-Anteil am Luxemburger Energieversorger Enovos verkauft. Erworben wurde er von einem Konsortium unter der Führung des Großherzogtums Luxemburg und der Investmentgesellschaft Ardian. Ein Beweggrund für die Veräußerung war, dass wir nur begrenzten Einfluss auf die Geschäftspolitik des Unternehmens hatten. innogy baut ungarischen Gasvertrieb aus. In Ungarn hat die innogy-Tochter MÁSZ zum 1. April die Industrie- und Geschäftskunden des zum italienischen ENI-Konzern gehörenden Gasversorgers TIGÁZ übernommen. Der Anteil von innogy am dortigen Gas-Wettbewerbsmarkt hat sich damit auf rund 10% erhöht. Der RWE-Konzern ist seit 2015 wieder im ungarischen Gasvertrieb aktiv; ein Jahr zuvor hatten wir unsere Minderheitsbeteiligung am Budapester Gasversorger FÖGÄZ an den staatlichen ungarischen Energiekonzern MVM verkauft. Grund dafür waren die ungünstigen Rahmenbedingungen im regulierten Endkundengeschäft. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahres innogy übernimmt deutschen Solar- und Batteriespezialisten Belectric Solar & Battery. Unsere Tochter innogy ist ihrem Ziel, sich als internationaler Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern aufzustellen, einen großen Schritt näher gekommen. Im Januar 2017 erwarb sie von der Belectric Holding die Belectric Solar & Battery Holding GmbH. Der Kaufpreis lag im hohen zweistelligen Millionen-Euro-Bereich. Belectric Solar & Battery entwickelt, baut und betreibt Freiflächen-Solarkraftwerke. Regionale Schwerpunkte sind dabei Europa, der Nahe Osten, Nordafrika, Indien, Südamerika und die USA. Seit seiner Gründung im Jahr 2001 hat das Unternehmen mehr als 280 Freiflächen-Solarkraftwerke und Dachanlagen errichtet, deren Kapazität sich auf über 1,5 GW summiert. Es verantwortet zudem den Betrieb und die Wartung von Solaranlagen mit mehr als 1,0 GW Gesamtleistung. Darüber hinaus konzentriert es sich auf die Entwicklung schlüsselfertiger Großbatteriespeicherlösungen. Vierte Kapazitätsauktion in Großbritannien: Sämtliche RWE-Anlagen qualifiziert. Bei der vierten Auktion für den britischen Kapazitätsmarkt, die vom 31. Januar bis 3. Februar 2017 stattfand, haben wir erreicht, dass alle beteiligten RWE-Anlagen mit 7,9 GW gesicherter Leistung eine Prämie erhalten. Diese liegt allerdings mit 6,95 £ je Kilowatt weit unter dem Niveau, das sich bei den drei vorangegangenen Auktionen ergeben hatte. Die Vergütung wird für die Zeit vom 1. Oktober 2017 bis 30. September 2018 gewährt. An der Auktion haben Anbieter mit insgesamt 59,3 GW Erzeugungskapazität teilgenommen. Davon konnten sich Anlagen mit 54,4 GW für eine Prämienzahlung qualifizieren. RWE kündigt Hybridanleihe über 250 Mio. CHF. Mitte Februar 2017 haben wir bekannt gegeben, dass wir unsere Hybridanleihe über 250 Mio. CHF zum 4. April 2017 kündigen werden. Die Anleihe war im November 2011 begeben worden. Sie hat einen Kupon von 5,25% und eine theoretische Laufzeit von etwas über 60 Jahren. RWE macht nun vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch. Damit nutzen wir den zusätzlichen finanziellen Spielraum, den wir durch den erfolgreichen Börsengang von innogy erhalten haben. Kurz nach unserer Ankündigung teilte die Ratingagentur Standard & Poor's mit, dass sie uns den sogenannten Equity Credit für alle sieben ausstehenden Hybridanleihen komplett entzieht, die Papiere also nicht mehr - wie bisher - zur Hälfte dem Eigenkapital zurechnet. Obwohl wir dadurch aus Sicht von Standard & Poor's einen höheren Verschuldungsgrad haben, nahm die Agentur keine Anpassung unseres Ratings (BBB-) vor und beließ den Ratingausblick bei "stabil". Als Grund nannte sie u. a. den positiven Einfluss des Börsengangs von innogy auf unsere Finanzkraft.

1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE

Neue Berichtsstruktur mit drei Segmenten. Wie auf Seite 37 f. dargelegt, haben wir große Teile unseres Geschäfts in der neuen Konzerngesellschaft innogy gebündelt und diese Anfang Oktober 2016 an die Börse gebracht. Seither halten wir 76,8% an innogy und führen die Gesellschaft als Finanzbeteiligung. Das hat Auswirkungen auf unsere Segmentstruktur: Im Geschäftsbericht 2016 unterscheiden wir die folgenden drei Segmente (Unternehmensbereiche): Konventionelle Stromerzeugung, Trading/Gas Midstream und innogy. Neu ist das letztgenannte Segment: Es umfasst die früheren Unternehmensbereiche Erneuerbare Energien, Netze/Beteiligungen/Sonstige und Vertrieb, die in den Zwischeninformationen des vergangenen Jahres separat gezeigt wurden. Vor 2016 basierte die Berichterstattung noch auf sieben Unternehmensbereichen (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 42 f.). Um die Vergleichbarkeit der 2016er-Zahlen mit denen des Vorjahres zu gewährleisten, haben wir Letztere in die neue Struktur überführt. Die drei Segmente im vorliegenden Konzernabschluss umfassen folgende Aktivitäten:

Konventionelle Stromerzeugung: In diesem Segment ist unser Stromerzeugungsgeschäft mit konventionellen Kraftwerken zusammengefasst. Außerdem gehören dazu die Braunkohleförderung von RWE Power im Rheinland und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. Seit 2016 erfassen wir hier auch unsere Mehrheitsbeteiligung an der auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisierten Mátra in Ungarn (2015 noch im Bereich Zentralost-/Südosteuropa) und das schottische Biomassekraftwerk Markinch (2015 noch im Bereich Erneuerbare Energien). Die Vorjahreszahlen wurden entsprechend angepasst. Gesteuert werden all diese Aktivitäten von RWE Generation.
Trading/Gas Midstream: Dieses Segment 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 Gas-Midstream-Geschäft. Außerdem beliefert sie in Deutschland und Nachbarländern einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas.
innogy: In der neuen Konzerngesellschaft ist das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Verteilnetzen und dem Vertrieb zusammengefasst. innogy plant, errichtet und betreibt Anlagen zur Stromerzeugung aus regenerativen Quellen. Wichtigste Erzeugungstechnologien sind Wind- und Wasserkraft, der lokale Fokus liegt auf Deutschland, Großbritannien, Spanien, den Niederlanden und Polen. Zweites Standbein von innogy ist der Betrieb von Verteilnetzen in Deutschland (Strom/Gas), Tschechien (Gas), der Slowakei, Ungarn und Polen (alle Strom). Hinzu kommt als drittes Standbein der Vertrieb von Strom, Gas und Energielösungen. Absatzmärkte sind Deutschland, die Niederlande, Belgien, Großbritannien, Tschechien, die Slowakei, Ungarn, Polen und einige weitere osteuropäische Länder. Ebenfalls innogy zugeordnet sind einige vollkonsolidierte deutsche Regionalversorger sowie Minderheitsbeteiligungen an Versorgungsunternehmen, z. B. an deutschen Stadtwerken und der österreichischen KELAG.

Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche unter der Position "Sonstige/Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie unsere internen Dienstleister RWE Group Business Services und RWE Service. In der Position enthalten ist auch unser 25,1 %-Anteil am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion.

Nettoausweis von Handelsgeschäften. Weitere Anpassungen der Berichtsweise betreffen die Art und Weise, wie Absatzmengen und Umsätze aus Handelsgeschäften erfasst werden. Dabei wenden wir für noch mehr Transaktionsarten als bisher die Methode des Nettoausweises an. Dies betrifft vor allem den Gashandel, in geringem Umfang aber auch den Stromhandel. Beim Nettoausweis werden Käufe und Verkäufe saldiert. Daher haben reine Handelsgeschäfte - anders als bei der Bruttobetrachtung - keinen Einfluss auf den Absatz. In die Erlöse gehen sie nur mit der Marge ein. Absatz und Umsatz im Bereich Trading/Gas Midstream fallen dementsprechend niedriger aus. Die Zahlen für 2015 haben wir angepasst. Auf das Ergebnis hat die Umstellung keinen Einfluss.

Terminologische Anpassung beim EBITDA und beim betrieblichen Ergebnis. Im Juli 2016 sind Leitlinien der Europäischen Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde ESMA zur Anwendung sogenannter alternativer Leistungskennzahlen in Kraft getreten. Sie zielen u. a. darauf ab, dass bei der Verwendung von Kennzahlen, die nicht in Rechnungslegungsstandards verbindlich definiert sind, die Grundsätze der Transparenz und Vergleichbarkeit beachtet werden. Unter anderem wird der Gebrauch eindeutiger Bezeichnungen empfohlen.# Vor diesem Hintergrund haben wir das EBITDA in "bereinigtes EBITDA" und das betriebliche Ergebnis in "bereinigtes EBIT" umbenannt. Damit machen wir deutlich, dass wesentliche Sondersachverhalte aus diesen Kennzahlen herausgerechnet und im neutralen Ergebnis erfasst werden. Mit der Verwendung der neuen Begriffe ist keine inhaltliche Änderung verbunden.

1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNG

Die anhaltend schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung hat deutliche Spuren im Konzernabschluss hinterlassen. Hohe Wertberichtigungen auf unseren deutschen Kraftwerkspark und Belastungen aus der gesetzlichen Neuregelung der kerntechnischen Entsorgung hatten zur Folge, dass das Nettoergebnis des RWE-Konzerns auf -5,7 Mrd. € einbrach. Unsere operativen Ertragsziele für 2016 haben wir aber erreicht. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte EBIT des Konzerns lagen mit 5,4 Mrd. € bzw. 3,1 Mrd. € im oberen Bereich der von uns prognostizierten Bandbreiten. Eine Schlüsselrolle spielten dabei effizienzverbessernde Maßnahmen in der konventionellen Stromerzeugung, die wir schneller als geplant umsetzen konnten.

Ergebnisentwicklung 2016: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben

Prognose-Ist-Vergleich	Ist 2015	Prognose für 2016¹	Ist 2016	Prognose eingetreten?
in Mio. €	in Mio. €
Bereinigtes EBITDA²	7.017	5,2 bis 5,5 Mrd. €	5.403	ja
Bereinigtes EBIT³	3.837	2,8 bis 3,1 Mrd. €	3.082	ja
Konventionelle Stromerzeugung	596	deutlich unter Vorjahr	627	Ist> Prognose
Trading/Gas Midstream	156	deutlich über Vorjahr	-145	Ist < Prognose
innogy	3.050	moderat unter Vorjahr	2.735	ja
Bereinigtes Nettoergebnis	1.125	0,5 bis 0,7 Mrd. €	777	Ist> Prognose

¹ Siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 89; zur Prognose für innogy siehe unsere Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2016, Seite 14
² Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe Erläuterung auf der vorangegangenen Seite
³ Geänderte Bezeichnung; vormals "betriebliches Ergebnis"; siehe Erläuterung auf der vorangegangenen Seite

Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert.

Stromerzeugung leicht über Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 216,1 Mrd. kWh Strom produziert. Davon entfielen 34% auf den Energieträger Braunkohle, 25% auf Gas, 20% auf Steinkohle und 14% auf Kernenergie; der Anteil der erneuerbaren Energien lag bei 5%. Gegenüber 2015 hat sich unsere Erzeugung geringfügig erhöht. Ausschlaggebend dafür war, dass die Marktbedingungen für unsere Gaskraftwerke günstiger geworden sind und die Anlagen deshalb besser ausgelastet waren, insbesondere in Großbritannien. Bei den anderen für uns wichtigen Erzeugungstechnologien verzeichneten wir dagegen Mengenrückgänge. In der Braunkohleverstromung kamen planmäßige Revisionen und schadensbedingte Anlagenstillstände zum Tragen. Bei der Steinkohle hat sich zwar die technische Verfügbarkeit unserer Anlagen verbessert; dem standen aber Mengenrückgänge infolge ungünstiger Marktbedingungen in Großbritannien gegenüber. Hinzu kam, dass wir unser niederländisches Steinkohlekraftwerk Amer 8 zum 1. Januar 2016 wegen energiepolitischer Vorgaben stillgelegt haben. Weitere Mengeneinbußen ergaben sich aus der Veräußerung des britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth: Die Anlage war 2012 von RWE Supply & Trading erworben worden; wir haben erreicht, dass sie mit staatlicher Förderung in ein Biomassekraftwerk umgewandelt werden kann, und sie Anfang 2016 an einen Investor weiterverkauft. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien war etwas niedriger als 2015, u. a. wegen des niedrigeren Windaufkommens in weiten Teilen Europas. Daneben machte sich der Verkauf unserer 33,3 %-Beteiligung an Zephyr Investments Limited bemerkbar: Aufgrund vertraglich vereinbarter Strombezüge hatten wir uns bis zum Abschluss der Transaktion Mitte 2016 einen Teil der Erzeugung und der Kapazität von Zephyrs britischem Windkraftportfolio zugerechnet. Positiv wirkte, dass die beiden neu errichteten Offshore-Windparks Gwynt y Môr vor der walisischen Küste und Nordsee Ost nahe Helgoland im Berichtsjahr erstmals durchgehend mit ihrer vollen Kapazität am Netz waren. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von Anbietern außerhalb des Konzerns. Diese Bezüge lagen 2016 bei 65,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 64,7 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen von 281,4 Mrd. kWh (Vorjahr: 277,7 Mrd. kWh).

Stromerzeugung

	Braunkohle	Steinkohle
in Mrd. kWh	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	74,3	77,8
Davon: Deutschland¹	68,9	72,5
Niederlande/Belgien	-	-
Großbritannien	-	-
Ungarn/Türkei	5,4	5,3
innogy²	-	-
RWE-Konzern²	74,3	77,8

	Gas	Kernenergie	Erneuerbare Energien
in Mrd. kWh	2016	2015	2016
Konventionelle Stromerzeugung	52,6	42,0	30,1
Davon: Deutschland¹	6,3	3,5	29,0
Niederlande/Belgien	6,9	5,8	1,1
Großbritannien	36,2	29,3	-
Ungarn/Türkei	3,2	3,4	-
innogy²	0,7	0,6	-
RWE-Konzern²	53,3	42,6	30,1

	Pumpwasser, Öl, Sonstige	Gesamt
in Mrd. kWh	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	3,0	3,0
Davon: Deutschland¹	3,0	3,0
Niederlande/Belgien	-	-
Großbritannien	-	-
Ungarn/Türkei	-	-
innogy²	-	-
RWE-Konzern²	3,0	3,0

¹ Inklusive Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; 2016 waren dies im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung 11,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 11,1 Mrd. kWh), davon 7,8 Mrd. kWh (Vorjahr: 7,7 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken.
² Bis zum Verkauf unserer Beteiligung an Zephyr Investments Limited Mitte 2016 sind Strombezüge aus Windkraftanlagen von Zephyr miterfasst; diese beliefen sich 2016 auf 0,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 0,8 Mrd. kWh).
³ Inklusive der Erzeugung des Anfang 2016 veräußerten britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth im Bereich Trading/Gas Midstream

Mit 46,4 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2016 verfügte RWE über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 46,4 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. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,6 GW verringert. Der Rückgang betraf hauptsächlich den Energieträger Steinkohle. Er resultierte u. a. aus der Stilllegung von Amer 8 mit einer Nettoleistung von 611 MW und dem Verkauf des Kraftwerks Lynemouth mit 395 MW. Außerdem haben wir Ende März 2016 den Steinkohleblock Westfalen C in Hamm mit 284 MW wegen ungünstiger Marktbedingungen vom Netz genommen. Bei innogy führte der Verkauf der Beteiligung an Zephyr Investments Limited zu Kapazitätseinbußen; teilweise konnte unsere Tochter das dadurch ausgleichen, dass sie weitere Onshore-Windkraftanlagen in Betrieb nahm, vor allem in den Niederlanden. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2016 auf 33%. Mit 24% lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 20%. Die erneuerbaren Energien und die Kernenergie kamen auf jeweils 9%. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 62% unserer installierten Leistung. Großbritannien mit 21 % und die Niederlande mit 12% nehmen die beiden folgenden Plätze ein.

Stromerzeugungskapazität

Stand: 31.12.2016, in MW	Gas	Braunkohle	Steinkohle	Erneuerbare Energien
Konventionelle Stromerzeugung	14.964	11.059	8.688	284
Davon: Deutschland¹	4.411	10.296	5.071	55
Niederlande/Belgien	3.057	-	2.057	158
Großbritannien	6.649	-	1.560	55
Ungarn/Türkei	847	763	-	16
innogy	243	17	399	3.735
RWE-Konzern	15.207	11.076	9.087	4.019

Stand: 31.12.2016, in MW	Kernenergie	Pumpwasser, Öl, Sonstige	Gesamt	Gesamt 31.12.2015
Konventionelle Stromerzeugung	4.054	2.831	41.880	42.977
Davon: Deutschland¹	3.908	2.549	26.290	26.496
Niederlande/Belgien	146	-	5.418	6.228
Großbritannien	-	282	8.546	8.627
Ungarn/Türkei	-	-	1.626	1.626
innogy	-	137	4.531	4.680²
RWE-Konzern	4.054	2.968	46.411	48.052³

¹ Inklusive Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; Ende 2016 waren dies im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung 4.373 MW (Vorjahr: 4.629 MW), darunter Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.173 MW (unverändert).
² Der Wert enthält noch einen Teil der Erzeugungskapazität von Zephyr Investments Limited.
³ Inklusive des Anfang 2016 veräußerten britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth im Bereich Trading/Gas Midstream

Leichter Rückgang der CO2 -Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 148,3 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Davon entfielen 141,2 Mio. Tonnen auf unsere eigenen Anlagen und die restlichen 7,1 Mio. Tonnen auf vertraglich gesicherte Kapazitäten. Gegenüber 2015 haben sich unsere CO2 -Emissionen um 2,5 Mio. Tonnen bzw. 2% verringert. Einen moderaten Rückgang verzeichneten wir erwartungsgemäß auch bei den spezifischen Emissionen, also dem CO2 -Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom. Dieser ist von 0,708 auf 0,686 Tonnen gesunken. Hintergrund ist, dass wir im vergangenen Jahr weniger Kohle und dafür mehr Gas verstromt haben. Seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen Emissionsrechte kostenfrei zu. Von den 147,1 Mio. Tonnen CO2 , die wir 2016 in EU-Ländern emittiert haben, konnten wir nur 4,5 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Für die übrigen 142,6 Mio.Tonnen haben wir Emissionsrechte am Markt erworben.

Emissionsbilanz der Unternehmensbereiche

CO2-Ausstoß

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	147,6	148,9
Davon: Deutschland¹	106,8	109,1
Niederlande/Belgien	14,0	14,8
Großbritannien	19,1	17,4
Ungarn/Türkei²	7,7	7,6
innogy	0,7	0,7
RWE-Konzern	148,3	150,8³

¹ Inklusive Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Verträge frei verfügen können; im Jahr 2016 emittierten diese Anlagen 7,1 Mio. Tonnen CO2 (Vorjahr: 6,9 Mio. Tonnen).
² Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2 -Ausstoß keine Emissionsrechte.
³ Inklusive der Mengen des Anfang 2016 veräußerten britischen Steinkohlekraftwerks Lynemouth im Bereich Trading/Gas Midstream

Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	4,2	5,2
Davon: Deutschland¹	4,2	5,1
Niederlande/Belgien	-	0,1
Großbritannien	-	-
Ungarn/Türkei²	-	-
innogy	0,3	0,4
RWE-Konzern	4,5	5,6

Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten in Mio. Tonnen CO2

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	142,2	142,4
Davon: Deutschland¹	102,6	104,0
Niederlande/Belgien	14,0	14,7
Großbritannien	19,1	17,4
Ungarn/Türkei²	6,5	6,3
innogy	0,4	0,3
RWE-Konzern	142,6	143,9³

90,5 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 90,5 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 95,2 Mio. Tonnen). Davon wurden 78,9 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 Strom¹

Privat- und Gewerbekunden

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	0,2	0,2
Trading/Gas Midstream	-	-
innogy	52,3	53,7
RWE-Konzern³	52,6	54,0

Industrie- und Geschäftskunden

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	2,4	2,4
Trading/Gas Midstream	30,3	31,2
innogy	73,5	76,9
RWE-Konzern³	106,2	110,5

Außenabsatz Strom¹

Weiterverteiler

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	17,5	19,2
Trading/Gas Midstream	-	-
innogy	79,3	74,4
RWE-Konzern³	96,8	93,6

Gesamt

	2016	2015
Konventionelle Stromerzeugung	20,1	21,8
Trading/Gas Midstream	39,3²	34,6²
innogy	205,1	205,0
RWE-Konzern³	264,6	261,5

¹ Methodische Änderungen bei der Erfassung von Handelsgeschäften haben zu Anpassungen von Vorjahreswerten geführt; siehe Erläuterung auf Seite 41.
² Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten Stroms am Großhandelsmarkt; wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge, wird die Differenz im Absatz berücksichtigt. Im Jahr 2016 gab es einen positiven Saldo von 9,0 Mrd. kWh, gegenüber 3,4 Mrd. kWh im Vorjahr.
³ Inklusive geringer Mengen unter "Sonstige, Konsolidierung"

Leicht erhöhter Stromabsatz. RWE hat im Berichtsjahr 264,6 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt. Damit lagen wir geringfügig über dem Vorjahreswert, u. a. weil RWE Supply & Trading mehr Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt verkaufte. Der Großteil des Konzernabsatzes wird im Vertriebsgeschäft von innogy erzielt. Positiv wirkte hier, dass unsere Tochter bei deutschen Weiterverteilern neue Kunden gewinnen und ihre Lieferbeziehungen mit bestehenden Kunden intensivieren konnte. Weitere Mengenzuwächse ergaben sich dadurch, dass wir im August 2015 aufgrund vertraglicher Regelungen die alleinige Kontrolle über den slowakischen Energieversorger VSE erlangt haben und unsere - jetzt von innogy gehaltene - Beteiligung an VSE seither vollkonsolidieren. VSE trug deshalb 2016 erstmals im gesamten Berichtszeitraum zum Stromabsatz bei. Das schlug sich in den Mengen nieder, die wir bei den Privat- und Gewerbekunden sowie den Industrie- und Geschäftskunden ausweisen. Dennoch hat sich der Stromabsatz in diesen beiden Vertriebssegmenten verringert. Ein Grund dafür sind wettbewerbsbedingte Kundenverluste in Großbritannien und den Niederlanden, die durch Zugewinne in Osteuropa nicht ausgeglichen werden konnten. Daneben machte sich der Trend zu einem sparsameren Energieeinsatz bemerkbar.

Außenabsatz Gas¹

Privat- und Gewerbekunden

	2016	2015
Trading/Gas Midstream	-	-
innogy	102,9	102,6
RWE-Konzern	102,9	102,6

Industrie- und Geschäftskunden

	2016	2015
Trading/Gas Midstream	24,7	25,5
innogy	83,1	81,1
RWE-Konzern	107,8	106,6

Außenabsatz Gas¹

Weiterverteiler

	2016	2015
Trading/Gas Midstream	0,3	3,7
innogy	54,1	60,1
RWE-Konzern	54,4	63,8

Gesamt

	2016	2015
Trading/Gas Midstream	25,0	29,2
innogy	240,1	243,8
RWE-Konzern	265,1	273,0

¹ Methodische Änderungen bei der Erfassung von Handelsgeschäften haben zu Anpassungen von Vorjahreswerten geführt; siehe Erläuterung auf Seite 41.

Gasliefermengen 3% unter Vorjahr. Unser Gasabsatz hat sich um 3 % auf 265,1 Mrd. kWh verringert. Hauptgrund dafür war, dass sich einige deutsche Weiterverteiler, die bislang von innogy beliefert wurden, verstärkt oder komplett bei anderen Anbietern eingedeckt haben. Gegenläufig wirkte, dass die innogy-Tochter MÁSZ zum 1. April 2016 die Industrie- und Geschäftskunden des ungarischen Gasversorgers TIGÁZ übernommen hat (siehe Seite 40). Im Segment der Haushalte und Gewerbebetriebe machte sich die kühlere Witterung bemerkbar. Dem standen Mengeneinbußen durch Kundenverluste und einen effizienteren Energieeinsatz gegenüber. Im Unternehmensbereich Trading/Gas Midstream war der Gasabsatz an Weiterverteiler in starkem Maße durch methodische Anpassungen beim Mengenausweis beeinflusst.

Außenumsatz¹

	2016	2015	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	1.967	2.224	-11,6
Trading/Gas Midstream	3.646	3.318	9,9
innogy	40.149	42.482	-5,5
Sonstige, Konsolidierung	71	66	7,6
RWE-Konzern	45.833	48.090	-4,7
Erdgas-/Stromsteuer	2.243	2.242	-
RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	43.590	45.848	-4,9

¹ Methodische Änderungen bei der Erfassung von Handelsgeschäften haben zu Anpassungen von Vorjahreswerten geführt; siehe Erläuterung auf Seite 41.

Außenumsatz spiegelt rückläufigen Absatz an Endkunden und schwachen Pfundkurs wider. Der RWE-Konzern hat 2016 einen Außenumsatz von 45.833 Mio. €. erwirtschaftet. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber dem Vorjahr haben sich unsere Erlöse um 5% verringert. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom ist um 4% auf 32.534 Mio. € zurückgegangen. Eine wichtige Rolle spielte hier der rückläufige Absatz an Privat-, Gewerbe- und Industriekunden; die damit verbundenen Erlöseinbußen konnten durch gestiegene Lieferungen an deutsche Weiterverteiler nicht ausgeglichen werden. Positiven Einfluss hatte, dass der slowakische Versorger VSE 2016 erstmals ganzjährig zum Konzernumsatz beitrug. Unsere Gaserlöse sind um 11 % auf 10.330 Mio. € zurückgegangen, u. a. wegen der gesunkenen Liefermengen. Darüber hinaus haben einige unserer Vertriebsgesellschaften die Preise gesenkt. Die Umsatzentwicklung im RWE-Konzern war auch durch Wechselkurseinflüsse geprägt: Der Jahresdurchschnittskurs des britischen Pfunds verringerte sich von 1,38 € auf 1,22 €, sodass die in Großbritannien erzielten Erlöse umgerechnet in Euro niedriger ausfielen. Bereinigt um die Sondereffekte aus VSE und dem schwächeren Pfundkurs sank unser Außenumsatz um 3 %.

Bereinigtes EBITDA¹

	2016	2015	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung	1.456	2.285	-36,3
Trading/Gas Midstream	-139	164	-184,8
innogy	4.203	4.521	-7,0
Sonstige, Konsolidierung	-117	47	-348,9
RWE-Konzern	5.403	7.017	-23,0

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe Erläuterung auf Seite 41

Bereinigtes EBIT¹

	2016	2015	+/- in %
Konventionelle Stromerzeugung²	627	596	5,2
Trading/Gas Midstream	-145	156	-192,9
innogy	2.735	3.050	-10,3
Sonstige, Konsolidierung	-135	35	-485,7
RWE-Konzern	3.082	3.837	-19,7

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "betriebliches Ergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 41
² Davon Großbritannien: 97 Mio. € (2016) und -71 Mio. € (2015)

Operative Ergebniskennzahlen im oberen Prognosebereich. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir ein Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) von 5.403 Mio. € erwirtschaftet. Da wir bei der Ermittlung dieser Kennzahl wesentliche nicht-operative und aperiodische Effekte unberücksichtigt lassen, sprechen wir fortan der Klarheit halber vom "bereinigten EBITDA". Beim betrieblichen Ergebnis - das aus dem gleichen Grund nun "bereinigtes EBIT" heißt - erreichten wir einen Wert von 3.082 Mio. €. Beide Kennzahlen liegen damit im oberen Bereich des Prognosekorridors. Unser Ausblick, den wir im März 2016 veröffentlicht hatten, sah für das bereinigte EBITDA eine Bandbreite von 5,2 Mrd. € bis 5,5 Mrd. € vor und für das bereinigte EBIT von 2,8 Mrd. € bis 3,1 Mrd. € (siehe Geschäftsbericht 2015, Seite 89). Verglichen mit dem Vorjahr hat sich unsere Ertragslage deutlich verschlechtert. Beim bereinigten EBITDA verzeichneten wir einen Rückgang um 23 % und beim bereinigten EBIT von 20%. Hauptursachen dafür waren rückläufige Margen in der konventionellen Stromerzeugung, eine negative Performance im Handelsgeschäft und bei innogy der Wegfall von Einmalerträgen aus dem Vorjahr. Dem standen positive Effekte aus Effizienzverbesserungen in der konventionellen Stromerzeugung gegenüber. In den Unternehmensbereichen entwickelte sich das bereinigte EBIT wie folgt: ― Konventionelle Stromerzeugung: Das bereinigte EBIT hat sich hier um 5% auf 627 Mio. € erhöht. Im März 2016 hatten wir noch mit einem deutlichen Rückgang gerechnet. Dass wir besser als erwartet abschlossen, verdanken wir der raschen Umsetzung effizienzsteigernder Maßnahmen. Auch ungeplante Einmalerträge spielten eine Rolle: Sie ergaben sich u. a. aus der Anfang Juli abgeschlossenen Schadensregulierung beim neuen Steinkohlekraftwerk in Hamm (Westfalen) und aus dem Verkauf von Grundstücken in Großbritannien. Die planmäßigen Abschreibungen lagen erwartungsgemäß unter dem Vorjahresniveau. Ein Grund dafür waren gesunkene Buchwerte infolge von Wertberichtigungen auf Kraftwerke, die wir im Konzernabschluss 2015 vorgenommen hatten. Verringert hat sich auch der Aufwand für die Kernbrennstoffsteuer und für Restrukturierungsmaßnahmen.# RWE AG

Analysis of Results

Business Performance

― Conventional Power Generation: The adjusted EBIT for this segment declined by €616 million to €-374 million. This was primarily due to significantly lower electricity prices compared to the prior year, which impacted our lignite and nuclear power plants most severely. While margins at our hard coal and gas-fired power plants remained stable or even improved due to lower fuel prices, this was not enough to offset the overall decline. Furthermore, we incurred an additional expense from provisions for anticipated losses on electricity supply contracts during the reporting year. One-off charges from the prior year, related to our decision not to complete Block D of the new hard coal-fired power plant in Hamm, also contributed to the negative impact.

― Trading/Gas Midstream: This segment reported an adjusted EBIT of €-145 million, a reversal from the positive €156 million in the previous year. Our expectation of an earnings improvement compared to 2015 was not met. This was mainly due to an exceptionally weak second quarter in energy trading, which resulted in significant losses. Losses were also incurred in the fourth quarter, albeit to a much lesser extent. The performance in the Gas Midstream business was more encouraging. We benefited from an out-of-court settlement with Gazprom regarding our gas supply contract at the end of May. This ensures that the contract poses no earnings risk for us in the foreseeable future.

― innogy: The adjusted EBIT of our subsidiary, innogy, was €2,735 million, within expectations and a 10% decrease compared to 2015. This reduction was partly due to a one-off gain of €185 million in the prior year from the revaluation of our investment in the Slovak energy provider VSE, with €143 million attributed to the Grid business and €42 million to the Supply business. This revaluation was a result of the full consolidation of VSE for the first time. This effect significantly contributed to innogy’s Grid business performing below the previous year's result. Additional expenses for the maintenance of grid infrastructure and provisions for partial retirement plans in Germany also impacted earnings. The earnings from renewable energies also decreased significantly, primarily due to reduced production caused by low wind speeds in the second half of the year and lower wholesale electricity prices. The depreciation of the British pound against the euro also had a negative impact. Furthermore, the prior year's results included one-off gains from the sale of the grid infrastructure of the offshore wind farm Gwynt y Môr and shares in the offshore wind power project Galloper. The positive impact came from the fact that the new offshore wind farms Nordsee Ost and Gwynt y Môr were operating at their full capacity for the entire year in 2016. In Supply, innogy's third business pillar, our subsidiary saw a slight increase in earnings, despite the aforementioned effect from the VSE revaluation. The full-year contribution of the Slovak utility to the Supply result in 2016 had a positive effect. innogy also benefited from efficiency improvements. Moreover, innogy's supply companies were able to procure electricity and gas at more favorable prices. However, in Germany, an increase in advance payments for grid usage fees, taxes, and levies offset the benefits of lower procurement prices. In the UK supply business, which was burdened by expenses related to process and system issues with invoicing in 2015, the restructuring program launched in early 2016 showed initial success. This was counteracted by reduced earnings due to the loss of commercial customers. Additionally, depreciation in the IT sector increased following extensive investments. In the Czech gas supply business, innogy benefited from cooler weather.

Reconciliation to Net Result

Neutral result in € million

	2016	2015	+/- in € million
Disposal gains/losses	94	31	63
Derivative result	-799	296	-1,095
Restructuring, Other	-5,956	-3,212	-2,744
Neutral result	-6,661	-2,885	-3,776

Reconciliation to Net Result: High burdens from impairments and the Nuclear Energy Act. The reconciliation from adjusted EBIT to net result was characterized by high one-off charges in conventional power generation. These were the primary reason for the significant deterioration of the neutral result to €-6,661 million, compared to the already negative prior-year figure (€-2,885 million). The individual items developed as follows:

We realized capital gains of €94 million from the disposal of investments and assets, compared to €31 million in the prior year. The most significant individual transaction was the sale of our 33.3% stake in Zephyr Investments Limited, which resulted in a capital gain of €76 million.
Changes in the value of derivatives, used to hedge against price fluctuations, resulted in a net loss of €799 million, largely attributable to innogy. In the prior year, by contrast, a gain of €296 million was recorded. Under IFRS, derivatives outside of a hedging relationship are recognized at their fair value on the respective reporting date, while the (offsetting) underlying transactions are only recognized retrospectively when realized. This creates short-term earnings effects that offset each other over time.
Due to large one-off charges, we recorded a loss under "Restructuring, Other" of €5,956 million, which is even higher than in the prior year (€3,212 million). As in 2015, this item includes impairments on tangible assets. These amounted to €4.3 billion (prior year: €2.5 billion). We recorded extraordinary depreciation of €3.7 billion on our German power plant fleet. This reflects the ongoing challenging conditions in conventional power generation. Additionally, there were several smaller impairments: these affected German gas storage facilities and innogy's Polish wind farms, our gas-fired power plant in Denizli, Turkey, our biomass power plant in Markinch, Scotland, and the Dutch nuclear power plant Borssele, in which we hold a 30% stake. A significant one-off charge also resulted from the legal restructuring of responsibility for nuclear waste disposal. As explained on page 34, we will pay a 35% risk surcharge to the new public law nuclear energy fund in addition to the basic amount, which exempts us from supplementary contributions in the event of cost increases. The surcharge amounts to €1.8 billion and reduces earnings.

Financial result in € million

	2016	2015	+/- in € million
Interest income	271	265	6
Interest expense	-914	-1,069	155
Net interest result	-643	-804	161
Interest component of provisions for long-term liabilities	-1,288	-821	-467
Other financial result	-297	36	-333
Financial result	-2,228	-1,589	-639

The financial result of the RWE Group decreased by €639 million to €-2,228 million. The following individual changes occurred:

The net interest result improved by €161 million to €-643 million. This was primarily driven by lower interest expenses. A contributing factor was the redemption of a senior bond with a nominal volume of €850 million and a coupon of 6.25% in April 2016. We also benefited from the sharp decline in market interest rates for short-term refinancing via commercial paper.
The interest component of provisions for long-term liabilities increased by €467 million to €1,288 million. This is due to the application of a lower discount rate in the present value calculation for the portion of nuclear energy obligations that remains with RWE following the legal restructuring of responsibility for nuclear waste disposal. This led to an increase in nuclear energy provisions, which is reflected in the interest component. Further details on this matter can be found in the notes on pages 134 f.
The "Other financial result" decreased by €333 million to €-297 million. This was primarily due to losses from the sale of securities; in the prior year, by contrast, we had recorded significant gains from such transactions.

The result from continuing operations before taxes amounted to €-5,807 million (prior year: €-637 million). With a tax income of €323 million, this results in a tax rate of 6%. This unusually low rate is explained by the fact that we did not recognize any deferred taxes within the organizational scope of RWE AG, as we are unlikely to be able to utilize them. Deferred tax assets represent a claim to future tax reductions arising from differences in the recognition and/or valuation of assets and liabilities between the tax balance sheet and the IFRS balance sheet. The recognition of deferred taxes requires that taxable profits arise in subsequent fiscal years that allow for the utilization of tax reductions. This is currently not foreseeable for the organizational scope of RWE AG, partly due to the weak earnings outlook in conventional power generation. The fact that a tax income is reported in the consolidated financial statements is primarily due to innogy SE recognizing deferred taxes for its organizational scope. This was due to the tax-effective reversal of hidden reserves within the scope of the RWE Group's reorganization. After tax, we generated a loss of €5,484 million from our continuing operations (prior year: €1,240 million). In the reporting year, there was no result from discontinued operations, whereas in 2015, there was an amount of €1,524 million.# RWE AG - 2016 Annual Report

Management Report

The net result attributable to RWE shareholders decreased by €170 million to -€5,710 million (previous year: -€170 million). This was mainly due to the €1.5 billion loss from discontinued operations, which arose from the revaluation of the nuclear fuel tax liability as a result of the new German Nuclear Fuel Tax Act. The operating business, in contrast, reported a positive net result attributable to RWE shareholders of €1,524 million (previous year: €284 million). This was due to the sale of our stake in the European Gas Pipeline Backbone Infrastructure (EP) GmbH, which generated a book profit of €1.0 billion. The net result also included a positive effect of €1.5 billion from the deconsolidation of our former subsidiary RWE International SE. The net result was further influenced by the inclusion of innogy in the RWE Group's consolidated financial statements, which contributed a net loss of €275 million. This was mainly due to temporary effects from the market valuation of derivatives.

The net loss attributable to RWE shareholders of -€5,710 million reflects a significant deterioration compared to the previous year's net loss of -€170 million. Based on 614.7 million outstanding RWE shares, this corresponds to a loss per share of -€9.29 (previous year: -€0.28).

The minority interests decreased by €189 million to €167 million, partly because some fully consolidated German regional energy suppliers, in which non-group shareholders hold stakes, reported lower net income than in 2015. The impairment of the Denizli gas-fired power plant, which is 30% owned by the Turkish energy company Turcas, also played a role. Furthermore, for innogy, in which external shareholders have held a 23.2% stake since October of the previous year, we report a negative net result in the RWE Group consolidated financial statements for the fourth quarter. The main reason for this was the aforementioned temporary effects from the market valuation of derivatives. Net income attributable to hybrid capital providers amounted to €59 million (previous year: €98 million). This only takes into account one of our seven outstanding hybrid bonds, namely the €750 million bond, which is allocated to equity under IFRS due to its theoretically infinite term. A second bond that also met the criterion was redeemed on September 28, 2015.

The developments presented result in a net result of -€5,710 million, a significant deterioration compared to 2015 (-€170 million). With 614.7 million outstanding RWE shares, this corresponds to a loss per share of -€9.29 (previous year: -€0.28).

Adjusted Net Result Slightly Better Than Forecasted at €777 Million

Our adjusted net result amounted to €777 million. It differs from the net result in that the neutral result, which is characterized by special factors, including the associated taxes, is eliminated. If other material one-off effects occur, these are also eliminated. In 2016, this included, among other things, the effects of interest adjustments on nuclear provisions. Primarily due to the weaker operating earnings, the adjusted net result decreased by 31% compared to 2015. However, it slightly exceeded the forecasted corridor of €0.5 billion to €0.7 billion, partly due to positive tax effects.

	2016	2015	+/- in %
Adjusted EBITDA¹ in € million	5,403	7,017	-23.0
Depreciation and amortization in € million	-2,321	-3,180	27.0
Adjusted EBIT² in € million	3,082	3,837	-19.7
Neutral result in € million	-6,661	-2,885	-130.9
Financial result in € million	-2,228	-1,589	-40.2
Result from continuing operations before tax in € million	-5,807	-637	-811.6
Income taxes in € million	323	-603	153.6
Result from continuing operations in € million	-5,484	-1,240	-342.3
Result from discontinued operations in € million	-	1,524	-
Result in € million	-5,484	284	-
Of which: Minority interests in € million	167	356	-53.1
Of which: Hybrid capital providers of RWE AG in € million	59	98	-39.8
Net result/Shareholders of RWE AG in € million	-5,710	-170	-
Adjusted net result in € million	777	1,125	-30.9
Earnings per share in €	-9.29	-0.28	-
Adjusted earnings per share in €	1.26	1.83	-
Number of outstanding shares (annual average) in million units	614.7	614.7	-
Tax rate in %	6	-	-

1 Changed designation; formerly "EBITDA"; see explanation on page 41
2 Changed designation; formerly "operating result"; see explanation on page 41

Efficiency improvements of around €300 million achieved.

In the past fiscal year, we also took comprehensive measures to reduce costs and increase revenue. This was largely done as part of our efficiency improvement program launched in 2012, which focused on improving operational processes and achieving savings in administration and IT. In the past year, we were able to achieve a positive earnings effect of around €300 million. This is more than we expected. As mentioned, we have progressed faster than planned in the Conventional Power Generation business unit with the implementation of the program. The efficiency improvement program was previously designed for the period up to 2018 and was intended to unlock additional earnings potential of €2.5 billion in total. With the measures taken since 2012, we reached €1.9 billion by the end of last year, of which €1.3 billion alone was in the Conventional Power Generation business unit. We are continuing our efforts to improve the cost and revenue situation without interruption. However, RWE AG and innogy will plan and implement their efficiency measures separately in the future and no longer as part of a group-wide program. This results from the operational independence of our subsidiary.

Investments in € million	2016	2015	+/- in € million
Investments in tangible and intangible assets	2,027	2,898	-871
Of which: Conventional Power Generation	333	855	-522
Of which: Trading/Gas Midstream	4	10	-6
Of which: innogy	1,679	2,024	-345
Of which: Other, consolidation	11	9	2
Investments in financial assets	355	405	-50
Total investments	2,382	3,303	-921

Investments Significantly Below Previous Year as Expected.

In the past fiscal year, we invested €2,382 million, 28% less than in 2015. The forecasted corridor of €2.0 to €2.5 billion was thus adhered to. With €2,027 million (previous year: €2,898 million), we used the majority of the funds for tangible and intangible assets. Investments in financial assets totaling €355 million (previous year: €405 million) were primarily for innogy. They resulted, among other things, from equity injections into newly founded or existing subsidiaries. Our tangible investments in the Conventional Power Generation segment are primarily for the maintenance and modernization of power plants and opencast mines. In the reporting year, they remained well below the level of 2015, which was still characterized by high expenditures for the new hard coal power plants in Hamm and Eemshaven in the Netherlands. In the previous year, we had also made extensive investments to modernize the British Pembroke and Staythorpe gas-fired power plants. innogy is primarily investing in the maintenance and expansion of distribution networks, the construction of new power generation capacities based on renewable energies, and the development of new sales products. Our subsidiary's capital expenditures also decreased significantly, partly because two major projects, the offshore wind farms Nordsee Ost and Gwynt y Môr, were completed in 2015. Furthermore, less funds were invested in the German grid infrastructure and in IT projects in the British sales division in the reporting year.

Employees¹	31.12.2016	31.12.2015	+/- in %
Conventional Power Generation	15,652	16,262	-3.8
Trading/Gas Midstream	1,086	1,270	-14.5
innogy	40,636	40,160	1.2
Other²	1,278	2,070	-38.3
RWE Group	58,652	59,762	-1.9

1 Converted into full-time equivalents.
2 At the end of 2016, this included 922 employees of RWE Group Business Services (end of 2015: 1,483), 243 employees of RWE Service (end of 2015: 320), and 101 employees of the holding company RWE AG (end of 2015: 267).

Around 1,100 Jobs Eliminated.

As of December 31, 2016, the RWE Group employed 58,652 people, of whom 34,835 were at German and 23,817 at foreign locations. Part-time positions were taken into account on a pro rata basis when determining these figures. In the past year, a net of 1,110 employees left the company. In Germany, 735 positions were eliminated, and 375 abroad. Rationalization measures played a central role, particularly in conventional power generation. In the Trading/Gas Midstream business unit, the sale of the British Lynemouth power plant had an impact. The workforce of innogy has slightly increased, but this is mainly due to employees of RWE AG and RWE Group Business Services GmbH transferring to our subsidiary as part of the group reorganization. Our apprentices are not included in the employee numbers. At the end of 2016, 2,258 young people were training for a profession with us, about the same as a year earlier.

1.8 FINANCIAL AND ASSET POSITION

The financial position of the RWE Group has significantly improved due to the IPO of innogy. The proceeds from this transaction were decisive in reducing our net financial debt to €1.7 billion in 2016. This is less than a quarter of the previous year's figure. Our net debt, which includes a large part of long-term provisions, decreased by €2.8 billion to €22.7 billion – despite the burden from the new Nuclear Waste Disposal Act. With the organizational restructuring of RWE, we have also optimized the financial structure within the Group by transferring the majority of our capital market debt to our subsidiary innogy.

Financing of the RWE Group.

With the reorganization of the RWE Group, the responsibility for financing has also been newly regulated. Our subsidiary innogy is responsible for raising funds for the business transferred to it, while RWE AG is responsible for financing the activities that remain under its operational control. Companies controlled by RWE AG or innogy SE only raise external capital directly in isolated cases, for example, when the use of local credit and capital markets is economically advantageous. If they enter into guarantees, RWE AG or innogy SE will coordinate. In this way, financial risks can be managed and monitored centrally. Furthermore, this strengthens our negotiating position with credit institutions, business partners, suppliers, and customers.

Flexible Instruments for Raising External Capital.

We cover our financing needs primarily with cash inflows from our ongoing business activities.# RWE AG

Commercial Paper Program

The RWE AG has a commercial paper program for short-term refinancing, allowing it to raise funds on the money market up to a value of US$ 5 billion. The program was actively utilized in 2016, with up to €3.5 billion outstanding at times.

Syndicated Credit Line

As a liquidity reserve, we can also draw on a syndicated credit line of €4 billion, of which €1.5 billion has been transferred internally to innogy. This credit line is granted by an international banking consortium and is valid until the end of March 2021. We have not yet utilized this credit line.

Long-Term Debt

In the past, we raised long-term debt through a debt issuance program that allowed us to issue senior bonds with a total value of up to €30 billion. This program has been suspended since April 2016. However, we intend to utilize it again in the current year to make new issues as needed. At the end of 2016, senior bonds with a nominal value of €10.8 billion, issued under the debt issuance program, were outstanding. As explained further below, innogy has assumed the role of debtor and guarantor for these bonds.

When using the aforementioned financing instruments, we are not subject to any specific covenants regarding debt limits, capital structure, or ratings that would obligate us to early repayment, provide collateral, or make increased interest payments upon violation.

innogy Assumes Most of RWE's Capital Market Debt

In addition to its profitable and stable business activities, innogy has also assumed the majority of RWE's capital market debt. This occurred with public senior bonds issued by our former Dutch subsidiary, RWE Finance B.V., through the sale of the issuer to a predecessor company of innogy SE at the end of 2015. However, RWE AG remained the guarantor for these bonds at that time.

For private placements, which were made by RWE AG itself, we initially transferred the debt only economically. This was achieved through internal loan agreements where RWE AG's obligations to service the bonds were mirrored by corresponding payment obligations from innogy to RWE AG.

Similarly, loans totaling €645 million and £350 million, granted to us by the European Investment Bank (EIB), were economically allocated to innogy. Furthermore, our subsidiary has undertaken obligations amounting to €2.9 billion towards RWE AG, covering the majority of RWE's hybrid bond liabilities.

The described measures were completed before innogy's initial public offering (IPO) in October 2016. Immediately following the IPO, we initiated steps to legally formalize the transfer of capital market debt. In early 2017, innogy replaced RWE AG as the guarantor or, in the case of private placements, as the debtor for the senior bonds. This followed discussions with bondholders, as provided for in German law on corporate bonds issued through a public offering for such cases. The necessary quorums and majorities for a change of guarantor or debtor were achieved.

Two senior bonds to which the German Bond Act could not be applied were transferred in December 2016 through a bond exchange. In one case – a €500 million bond due in 2037 – a small remaining amount stayed with RWE AG. With the completion of the debtor change, the corresponding intercompany loans were settled or reduced.

We are also seeking a debtor change for the EIB loans. We initiated discussions with the EIB in December 2016, which were ongoing at the time of preparing the Management Report. We are confident that the bank will give its approval in the current year.

RWE Bonds: Maturities / Earliest Possible Termination (as of: 31.12.2016) in € billion

Bond Volume Reduced to €14.7 Billion. At the end of 2016, bonds of RWE AG and innogy SE with a nominal volume of €14.7 billion (equivalent) were outstanding. Of this amount, €10.8 billion relates to senior bonds and €3.9 billion to hybrid bonds. Compared to 2015, the bond volume decreased by €1.7 billion, partly because we redeemed a senior bond of €850 million in April 2016. Additionally, the euro equivalent of bonds issued in British pounds decreased due to exchange rate fluctuations. Our bonds are denominated in euros, British pounds, Swiss francs, US dollars, and yen. We have entered into hedging transactions to manage currency risk. Including such transactions, we were indebted to the extent of 63% in euros and 37% in British pounds at year-end. Our outstanding senior bonds had an average remaining maturity of ten years at the end of 2016.

Significantly Reduced Cost of Debt

The cost of debt for the RWE Group amounted to 4.2% in 2016, compared to 4.8% in the previous year. This was calculated for the average outstanding balance of our liabilities from bonds, commercial paper, and bank loans. Only those hybrid bonds classified as debt under IFRS were considered. The reduction in the cost of debt was mainly due to the aforementioned redemption of the €850 million bond, which had a comparatively high coupon of 6.25%. Furthermore, in 2016, we increasingly refinanced ourselves on the money market at favorable conditions under our commercial paper program.

Credit Rating (as of: 31.12.2016)

	Moody's	Standard & Poor's	Fitch
Long-term debt
Senior bonds	Baa3	BBB-	BBB
Subordinated bonds (hybrid bonds)	Ba2	BB	BB+
Short-term debt	P-3	A-3	F3
Outlook	negative	stable	negative

¹ Refers to hybrid bonds and future RWE AG bonds; the outlook for outstanding senior bonds transferred to innogy is stable.

Standard & Poor's and Moody's Downgrade RWE's Long-Term Credit Rating

The assessment of our creditworthiness by independent rating agencies is a key factor in our cost of external financing. The three leading agencies, Moody's, Standard & Poor's, and Fitch, rate RWE's credit standing at our request.

Given the challenging environment in conventional power generation, Moody's and Standard & Poor's downgraded the rating of our senior bonds by one notch last year. Moody's led the way in May, lowering our credit rating from Baa2 to Baa3. A month later, Standard & Poor's also changed the rating, from BBB to BBB-. Fitch, which we engaged for the first time in 2016 to provide a rating, rates us at BBB. Thus, all three agencies confirmed our creditworthiness as "Investment Grade." The rating outlook is stable for Standard & Poor's, but negative for Moody's and Fitch.

The agencies generally align innogy's credit rating with that of RWE AG. However, Fitch rates our subsidiary's senior bonds at A-. innogy provides further details on this in its 2016 Annual Report.

Statement of Cash Flows in Mio. €

	2016	2015	+/- in Mio. €
Funds from Operations	3,013	3,058	-45
Change in net working capital	-661	281	-942
Cash flow from operating activities from continuing operations	2,352	3,339	-987
Cash flow from investing activities from continuing operations	-4,570	-1,795	-2,775
Cash flow from financing activities from continuing operations	4,282	-2,303	6,585
Effect of currency and other changes in value on cash and cash equivalents	-24	14	-38
Change in cash and cash equivalents¹	2,040	-745	2,785
Cash flow from operating activities from continuing operations	2,352	3,339	-987
Less: Investments in property, plant and equipment, and intangible assets²	-2,027	-2,898	871
Free Cash Flow	325	441	-116
Less: Investments in financial assets²	-281	-275	-6
Less: Distributions	-407	-1,070	663
Budget surplus/deficit	-363	-904	541

¹ Excluding assets held for sale, the change in cash and cash equivalents in the reporting year was €2,054 million (previous year: -€649 million).
² This item includes only cash investments.

Operating Cash Flow 30% Below Previous Year

The cash flow from operating activities generated by our continuing operations decreased by 30% to €2,352 million. Effects related to net working capital were noticeable. Net working capital typically experiences significant fluctuations, particularly in the Trading/Gas Midstream segment and in innogy's network and sales business. A variety of factors influenced the year-on-year comparison. Among other things, measures to optimize net working capital had a positive impact on cash flow in 2015; some of these measures were reversed in 2016 for economic reasons.

A net outflow of €4,570 million resulted from investing activities from continuing operations. In addition to our expenditures for property, plant and equipment, this included securities purchases made with proceeds from innogy's IPO. Furthermore, we increased the capital coverage for our pension commitments by transferring €0.4 billion to trustees or occupational pension institutions. Inflows from divestments of €0.8 billion offset the depicted cash outflows.Aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten vereinnahmten wir 4.282 Mio. €. Darin enthalten ist der gesamte Erlös aus dem Börsengang von innogy in Höhe von 4,6 Mrd. €. Außerdem haben wir 0,5 Mrd. € im Rahmen unseres Commercial-Paper-Programms aufgenommen und sind zusätzliche Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten eingegangen. Gegenläufig wirkte die erwähnte Tilgung einer Senior-Anleihe über 850 Mio. €. Von dieser Anleihe hatten wir bereits in Vorjahren Papiere mit einem Nominalwert von 43 Mio. € zurückgekauft. Weitere Mittelabflüsse ergaben sich durch Ausschüttungen an Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften, Hybridkapitalgeber und Vorzugsaktionäre. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit hat sich unser Bestand an flüssigen Mitteln per saldo um 2.040 Mio. € vergrößert. Unser Free Cash Flow - das ist der Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit verringert um die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte - betrug 325 Mio. € (Vorjahr: 441 Mio. €). Zieht man vom Free Cash Flow die Finanzanlageinvestitionen und die Ausschüttungen ab, ergibt sich ein "Haushaltsdefizit" von 363 Mio. € (Vorjahr: 904 Mio. €). 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 einzelnen Geschäftsjahr erreichen. Ein wesentlicher Grund dafür ist, dass Veränderungen des Nettoumlaufvermögens zu starken Schwankungen beim operativen Cash Flow führen können.

Nettoschulden¹ in Mio. €

	31.12.2016	31.12.2015	+/- in Mio. €
Flüssige Mittel	4.576	2.522	2.054
Wertpapiere	10.065	7.676	2.389
Sonstiges Finanzvermögen	1.621	1.337	284
Finanzvermögen	16.262	11.535	4.727
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	15.921	16.981	-1.060
Währungskurssicherung von Anleihen	-263	-192	-71
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	2.263	2.099	164
Finanzverbindlichkeiten	17.921	18.888	-967
Nettofinanzschulden	1.659	7.353	-5.694
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	6.761	5.842	919
Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	-29	-15	-14
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	12.699	10.454	2.245
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.363	2.527	-164
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	334	337	-3
Korrektur Hybridkapital (Rating-relevanter Anteil)	-1.078	-1.035	-43
Zuzüglich 50% des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	471	475	-4
Abzüglich 50% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals	-1.549	-1.510	-39
Nettoschulden	22.709	25.463	-2.754

¹ Seit dem Halbjahresabschluss 2016 erfassen wir in den Nettoschulden auch Rückstellungen für den Rückbau von Windparks; die Zahlen für 2015 wurden entsprechend angepasst.

Rückgang der Nettoschulden wegen hoher Erlöse aus dem erfolgreichen Börsengang von innogy. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2016 bei 22,7 Mrd. €. Gegenüber 2015 haben sie sich um 2,8 Mrd. € verringert. Prognostiziert hatten wir ein stabiles Niveau. Der Rückgang der Nettoschulden ist maßgeblich auf die Erlöse aus dem Börsengang von innogy zurückzuführen, deren Höhe bei Veröffentlichung der Prognose im März 2016 noch nicht abgeschätzt werden konnte. Daneben stärkten Desinvestitionen unsere Finanzposition. Außerdem führte die Abwertung des britischen Pfunds dazu, dass unsere auf diese Währung lautenden Verbindlichkeiten umgerechnet in Euro geringer wurden. Aufgrund der genannten Faktoren machen unsere Nettofinanzschulden mit 1,7 Mrd. € weniger als ein Viertel des Vorjahreswerts aus. Dem stand ein Anstieg von 2,2 Mrd. € bei den Kernenergierückstellungen gegenüber, der sich aus der gesetzlichen Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung ergab. In den Rückstellungen haben wir den Risikoaufschlag von 1,8 Mrd. € berücksichtigt, den wir zusätzlich zum Grundbetrag in den Kernenergiefonds einzahlen werden. Hinzu kommt, dass wir für die Kernenergieverpflichtungen, die nach der Fondsdotierung bei uns verbleiben, einen niedrigeren Realabzinsungssatz als bisher zugrunde legen. Dadurch fallen die Verpflichtungsbarwerte höher aus (siehe Erläuterung im Anhang auf Seite 134 f.). Gestiegen sind auch die Pensionsrückstellungen, und zwar um 0,9 Mrd. €. Ausschlaggebend dafür war die Entwicklung der Marktzinsen. Die im Jahresabschluss 2016 verwendeten Diskontierungssätze belaufen sich auf 1,8% für Deutschland und 2,5% für Großbritannien, gegenüber 2,4% und 3,6% im Vorjahr. Neben dem Anstieg der Rückstellungen schwächte auch das bereits erläuterte Haushaltsdefizit unsere Finanzposition.

Niedrigere außerbilanzielle Verpflichtungen aus langfristigen Beschaffungsverträgen.

Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen zur Beschaffung von Brennstoffen und Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen Bezugskontrakten betrugen zum Bilanzstichtag 26 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 42 Mrd. €) und 7,4 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 7,9 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 147 f. im Anhang.

Konzernbilanzstruktur

	31.12.2016 in Mio. €	31.12.2016 in %	31.12.2015 in Mio. €	31.12.2015 in %
Aktiva
Langfristiges Vermögen	45.911	60,1	51.453	64,9
Davon: Immaterielle Vermögenswerte	12.749	16,7	13.215	16,7
Davon: Sachanlagen	24.455	32,0	29.357	37,0
Kurzfristiges Vermögen	30.491	39,9	27.881	35,1
Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte¹	14.122	18,5	15.922	20,1
Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte	-	-	41	0,1
Gesamt	76.402	100,0	79.334	100,0
Passiva
Eigenkapital	7.990	10,5	8.894	11,2
Langfristige Schulden	39.646	51,9	45.315	57,1
Davon: Rückstellungen	20.686	27,1	24.623	31,0
Davon: Finanzverbindlichkeiten	16.041	21,0	16.718	21,1
Kurzfristige Schulden	28.766	37,6	25.125	31,7
Davon: Rückstellungen	12.175	15,9	5.186	6,5
Davon: Sonstige Verbindlichkeiten²	14.449	18,9	17.558	22,1
Zur Veräußerung bestimmte Schulden	-	-	19	-
Gesamt	76.402	100,0	79.334	100,0

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

Bilanzstruktur: Wertberichtigungen mindern Eigenkapitalquote des RWE-Konzerns. Unsere Bilanzsumme zum 31. Dezember 2016 lag mit 76,4 Mrd. € etwas unter dem Vorjahreswert (79,3 Mrd. €). Eine Rolle spielte dabei, dass das Sachanlagevermögen um 4,9 Mrd. € gesunken ist, vor allem wegen der hohen Wertberichtigungen auf unseren deutschen Kraftwerkspark. Einen Rückgang verzeichneten wir auch bei den Derivaten, und zwar um 2,1 Mrd. € auf der Aktivseite der Bilanz und um 2,3 Mrd. € auf der Passivseite. Hintergrund war, dass im Berichtsjahr zahlreiche Derivatgeschäfte fällig geworden sind. Dagegen haben sich die Wertpapierbestände des Konzerns um 2,4 Mrd. € und die flüssigen Mittel um 2,1 Mrd. € erhöht, insbesondere wegen der Erlöse aus dem Börsengang von innogy. Diese trugen auf der Passivseite der Bilanz mit 4,6 Mrd. € zum Eigenkapital bei; von dem Betrag entfallen 2,0 Mrd. € auf Anteile anderer Gesellschafter. Trotz dieses Effekts hat sich das Eigenkapital des RWE-Konzerns um 0,9 Mrd. € auf 8,0 Mrd. € verringert. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) ist von 11,2% auf 10,5% zurückgegangen. Neben den Wertberichtigungen kam hier der Anstieg der Kernenergie- und Pensionsrückstellungen um 3,1 Mrd. € zum Tragen. Dass die langfristigen Rückstellungen insgesamt niedriger ausfallen als 2015, beruht darauf, dass der Dotierungsbetrag für den neuen Kernenergiefonds bei den kurzfristigen Rückstellungen ausgewiesen wird.

1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING)

Der Einzelabschluss der RWE AG ist - wie schon im Vorjahr - durch die schwierige Lage in der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Für 2016 weisen wir einen Jahresfehlbetrag von 1,0 Mrd. € aus. Ausschlaggebend dafür waren die hohen außerplanmäßigen Abschreibungen auf unser deutsches Kraftwerksportfolio. Positive Effekte aus der Reorganisation des RWE-Konzerns konnten dies nur zum Teil ausgleichen.

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)

	31.12.2016 in Mio. €	31.12.2015 in Mio. €
Aktiva
Anlagevermögen
Finanzanlagen	32.115	36.482
Umlaufvermögen
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	8.218	4.397
Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände	753	711
Wertpapiere und flüssige Mittel	4.887	1.822
Aktive latente Steuern	-	451
Bilanzsumme Aktiva	45.973	43.863
Passiva
Eigenkapital	4.697	5.703
Rückstellungen	2.419	3.002
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	32.136	28.386
Übrige Verbindlichkeiten	6.721	6.772
Bilanzsumme Passiva	45.973	43.863

Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung)

	2016 in Mio. €	2015 in Mio. €
Ergebnis aus Finanzanlagen	-1.240	-74
Zinsergebnis	-368	-1.038
Sonstige Erträge und Aufwendungen	1.176	-432
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	-569	-1.706
Jahresfehlbetrag	-1.001	-3.250
Gewinnvortrag	-	-
Entnahme aus anderen Gewinnrücklagen	1.006	3.255
Bilanzgewinn	5	5

Vermögenslage. Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2016 eine Bilanzsumme von 46,0 Mrd. € aus. Das sind 2,1 Mrd. € mehr als im Vorjahr. Eine wichtige Rolle spielte dabei der Börsengang von innogy. Aufgrund der Erlöse der RWE AG aus dem Verkauf von innogy-Aktien lag der Bestand an Wertpapieren und flüssigen Mitteln deutlich über dem Vorjahresniveau.# Ertragslage

Neben der Bilanz war auch die Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG von der Reorganisation des RWE-Konzerns und der schwierigen Lage in der konventionellen Stromerzeugung geprägt. Das Ergebnis aus Finanzanlagen der RWE AG hat sich um 1.166 Mio. € auf -1.240 Mio. € verschlechtert. Ausschlaggebend dafür waren die hohen Verluste bei der RWE Power AG und RWE Generation SE, die durch die Dividendenansprüche gegenüber der RWE Downstream Beteiligungs GmbH nur zum Teil ausgeglichen wurden. Darüber hinaus haben die RWE AG und einzelne Tochtergesellschaften außerplanmäßige Abschreibungen auf Anteile an in- und ausländischen Konzerngesellschaften vorgenommen. Teilweise sind aber auch - nach Wertberichtigungen in Vorjahren - wieder Zuschreibungen gemacht worden.

Das Zinsergebnis der RWE AG fiel mit -368 Mio. € ebenfalls negativ aus. Gegenüber 2015 hat es sich aber um 670 Mio. € verbessert. Hintergrund ist, dass innogy von der RWE AG einen Großteil der Kapitalmarktschulden übernommen hat (siehe Seite 52 f.).

Verbessert hat sich auch der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen, und zwar um 1.608 Mio. € auf 1.176 Mio. €. Eine wichtige Rolle spielte dabei, dass im Zuge der Reorganisation des RWE-Konzerns stille Reserven bei Beteiligungen aufgedeckt wurden. Außerdem haben wir mit Wirkung zum Berichtsjahr die Steuerumlagen abgeschafft. Diese waren 2015 noch mit einem negativen Betrag in den sonstigen Erträgen und Aufwendungen enthalten. Durch den Wegfall der Umlagen gehen die entsprechenden steuerlichen Effekte nun ins Ergebnis aus Finanzanlagen ein.

Der Steueraufwand der RWE AG betrug 569 Mio. € (Vorjahr: 1.706 Mio. €). Er wurde hauptsächlich durch Wertberichtigungen auf aktive latente Steuern verursacht. Aufgrund der dargestellten Entwicklungen schloss die RWE AG mit einem Jahresfehlbetrag ab, der mit 1.001 Mio. € aber wesentlich niedriger war als 2015 (3.250 Mio. €).

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016

Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 27. April 2017 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2016 keine Dividende auf Stammaktien zu zahlen. Bei Vorzugsaktien soll die Ausschüttung erneut dem satzungsgemäßen Vorzugsgewinnanteil von 0,13 € je Aktie entsprechen. Der Dividendenvorschlag spiegelt die erhebliche finanzielle Belastung wider, die Mitte 2017 mit der Dotierung des neuen öffentlich-rechtlichen Kernenergiefonds auf uns zukommt (siehe Seite 34).

Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB und § 315 Abs. 5 HGB

Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2017 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB und § 315 Abs. 5 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:

zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren;
zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie;
zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie;
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 2016 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 1. Oktober 2016 eine Meldeschwelle nach § 21 Abs. 1 Wertpapierhandelsgesetz unterschritten und uns daraufhin mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil zu diesem Zeitpunkt 14,18% 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.# Auswirkungen eines Kontrollwechsels (Change of Control)

Auswirkungen eines Kontrollwechsels 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: Sollte es bei der RWE AG zu einem Kontrollwechsel in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings unter die Kategorie "Investment Grade" kommen, können die Anleihegläubiger die sofortige Rückzahlung verlangen. Tritt der beschriebene Fall bei innogy ein, gilt Entsprechendes für die Anleihen, bei denen die RWE AG als Emittentin bzw. Garantiegeberin durch die innogy SE ersetzt wurde. Bei ihren nachrangigen Hybridanleihen hat die RWE AG in besagtem Fall das Recht, diese innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums zu kündigen; geschieht dies nicht, 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. Februar 2015 gewährt 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 Kontrollwechsels auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften

Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und dies für die Vorstandsmitglieder mit wesentlichen Nachteilen verbunden ist. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezügen, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung steht in Einklang mit den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im neuen Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 67 f. erläutern, ist für den Vorstand und die Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen festgelegt, dass im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle die gewährten Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt werden. Der Auszahlungsbetrag entspricht der Anzahl der Performance Shares multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der RWE-Stammaktie über die letzten 30 Börsenhandelstage vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis zu diesem Zeitpunkt pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos.

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 2016 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. € und sein Stellvertreter in Höhe von 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 vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen und nach der Aufsichtsratsneuwahl im April 2016 weiterhin dem Gremium angehören, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2015 nachgekommen. Im Falle der im April 2016 neu in das Gremium gewählten Mitglieder gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2017 ausbezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2016. Über die Erfüllung der Selbstverpflichtung durch die neuen und wiedergewählten Mitglieder werden wir daher erst im Vergütungsbericht 2017 berichten können.

Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats

Die Gesamtvergütung der Aufsichtsräte (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten) summierte sich für das Geschäftsjahr 2016 auf 2.746 Tsd. € (Vorjahr: 2.720 Tsd. €). Davon wurden 442 Tsd. € (Vorjahr: 420 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt. Hinzu kommen Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von 482 Tsd. € (Vorjahr: 265 Tsd. €). Insgesamt betragen die Bezüge 3.228 Tsd. € (ohne Auslagen; Vorjahr: 2.985 Tsd. €). Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für alle Personen, die dem Aufsichtsrat in den Jahren 2015 und 2016 angehört haben, und die darin enthaltene Vergütung für Tätigkeiten in Ausschüssen des Aufsichtsrats.

Vergütung des Aufsichtsrats

	Feste Vergütung (in Tsd. €)	Ausschussvergütung (in Tsd. €)
	2016	2015
Dr. Werner Brandt, Vorsitzender	240	100
Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender (bis 20.04.2016)	91	300
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	200	200
Reiner Böhle	100	100
Sandra Bossemeyer (seit 20.04.2016)	70	-
Dieter Faust (bis 20.04.2016)	30	100
Roger Graef (bis 20.04.2016)	30	100
Arno Hahn	100	100
Andreas Henrich (seit 20.04.2016)	70	-
Maria van der Hoeven (20.04. bis 14.10.2016)	49	-
Manfred Holz (bis 20.04.2016)	30	100
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel	100	100
Dr. h. c. Monika Kircher (seit 15.10.2016)	21	-
Martina Koederitz (seit 20.04.2016)	70	-
Monika Krebber (seit 20.04.2016)	70	-
Frithjof Kühn (bis 20.04.2016)	30	100
Hans Peter Lafos (bis 20.04.2016)	30	100
Harald Louis (seit 20.04.2016)	70	-
Christine Merkamp (bis 20.04.2016)	30	100
Dagmar Mühlenfeld	100	100
Peter Ottmann (seit 20.04.2016)	70	-
Günther Schartz (seit 20.04.2016)	70	-
Dr. Erhard Schipporeit (seit 20.04.2016)	70	-
Dagmar Schmeer (bis 20.04.2016)	30	100
Prof. Dr.-Ing. Ekkehard D. Schulz (bis 20.04.2016)	30	100
Dr. Wolfgang Schüssel	100	100
Ullrich Sierau	100	100
Ralf Sikorski	100	100
Marion Weckes (seit 20.04.2016)	70	-
Dr. Dieter Zetsche (bis 20.04.2016)	30	100
Leonhard Zubrowski	100	100
Gesamt	2.303	2.300

Vergütung des Aufsichtsrats

	Gesamtbezüge (in Tsd. €) 2	Mandatsvergütung von Tochtergesellschaften (in Tsd. €)
	2016	2015
Dr. Werner Brandt, Vorsitzender	264	180
Dr. Manfred Schneider, Vorsitzender (bis 20.04.2016)	91	300
Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender	200	200
Reiner Böhle	120	120
Sandra Bossemeyer (seit 20.04.2016)	84	-
Dieter Faust (bis 20.04.2016)	42	140
Roger Graef (bis 20.04.2016)	30	100
Arno Hahn	140	140
Andreas Henrich (seit 20.04.2016)	70	-
Maria van der Hoeven (20.04. bis 14.10.2016)	49	-
Manfred Holz (bis 20.04.2016)	36	120
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel	120	120
Dr. h. c. Monika Kircher (seit 15.10.2016)	21	-
Martina Koederitz (seit 20.04.2016)	70	-
Monika Krebber (seit 20.04.2016)	84	-
Frithjof Kühn (bis 20.04.2016)	36	120
Hans Peter Lafos (bis 20.04.2016)	30	100
Harald Louis (seit 20.04.2016)	84	-
Christine Merkamp (bis 20.04.2016)	30	100
Dagmar Mühlenfeld	120	120
Peter Ottmann (seit 20.04.2016)	84	-
Günther Schartz (seit 20.04.2016)	84	-
Dr. Erhard Schipporeit (seit 20.04.2016)	126	-
Dagmar Schmeer (bis 20.04.2016)	30	100
Prof. Dr.-Ing.
----------------------------------	--------------	--------------
Ekkehard D. Schulz (bis 20.04.2016)	42	140
Dr. Wolfgang Schüssel	134	120
Ullrich Sierau	140	140
Ralf Sikorski	140	140
Marion Weckes (seit 20.04.2016)	98	-
Dr. Dieter Zetsche (bis 20.04.2016)	30	100
Leonhard Zubrowski	120	120
Gesamt	2.746	2.729

Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung.
Die kaufmännische Rundung der Einzelwerte von Fest- und Ausschussvergütung kann dazu führen, dass die Summe der gerundeten Werte nicht den gerundeten Gesamtbezügen entspricht.

Struktur der Vergütung des Vorstands

Überarbeitung des Vergütungssystems.

Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Im vergangenen Geschäftsjahr hat der Aufsichtsrat eine grundlegende Überarbeitung des bestehenden Vergütungssystems veranlasst. Das neue System ist zum 1. Oktober 2016 verabschiedet worden. Es baut auf bewährten Bestandteilen des bisherigen Systems auf, ist jedoch weniger komplex und an die veränderte Konzernstruktur angepasst. Im Folgenden werden wir es näher erläutern. Zusätzlich stellen wir das alte Vergütungssystem dar, das bis zum 30. September 2016 angewendet wurde.

Übergangsjahr.

Das Geschäftsjahr 2016 war für RWE ein Übergangsjahr, das geprägt war von der organisatorischen Neuaufstellung sowie dem operativen Start und Börsengang der innogy SE. Dies führte auch zu Veränderungen bei der Zusammensetzung des Vorstands. Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges wurden mit dem operativen Start von innogy am 1. April 2016 in Personalunion zu Vorstandsmitgliedern der neuen Gesellschaft bestellt. Nach dem erfolgreichen Börsengang der innogy SE legten Peter Terium und Dr. Bernhard Günther ihr Mandat als Vorstandsmitglied der RWE AG mit Ablauf des 14. Oktober 2016 nieder, um ausschließlich für innogy tätig zu sein. Uwe Tigges wird sein Mandat als Vorstandsmitglied der RWE AG am 30. April 2017 niederlegen, bis dahin verantwortet er vorübergehend die Personalressorts beider Gesellschaften. Für den Zeitraum, in dem Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges sowohl als Vorstand der RWE AG als auch in Personalunion als Vorstand der innogy SE bestellt waren, wurden die gewährten Bezüge zwischen den beiden Gesellschaften anteilig verrechnet. Seit dem 15. Oktober 2016 ist Dr. Rolf Martin Schmitz Vorsitzender des Vorstands der RWE AG. Neu im Gremium ist Dr. Markus Krebber. Er wurde zum 1. Oktober 2016 in den Vorstand der RWE AG berufen und zum Finanzvorstand der Gesellschaft ab dem 15. Oktober 2016 ernannt. Alle Vorstandsmitglieder erhielten mit Wirkung ab dem 1. Oktober 2016 Dienstverträge auf Basis des neuen Vergütungssystems. Zur Überführung der Vergütungsbestandteile in das neue Vergütungssystem wurden dabei für das Geschäftsjahr 2016 Übergangs- und Ablöseregelungen getroffen. Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges haben mit Wirkung zum 1. Oktober 2016 neue Dienstverträge mit der innogy SE geschlossen. Ihre Dienstverträge mit der RWE AG sind einvernehmlich vorzeitig mit Wirkung zum 30. September 2016 aufgehoben worden.

Grundzüge des alten und neuen Vergütungssystems.

Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere waren bisher und sind auch künftig das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Grundlegende Änderungen ergaben sich bei den erfolgsabhängigen Komponenten. Bis zum 30. September 2016 zählten dazu die einjährige Tantieme, der Tantiemerückbehalt sowie die aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 und dem 2014 eingeführten Mid-Term Incentive Plan zur Reduzierung des Verschuldungsgrades. Seit dem 1. Oktober 2016 gibt es nur noch zwei erfolgsabhängige Komponenten: die einjährige Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung nach dem neuen Strategic Performance Plan.

Erfolgsunabhängige Vergütung

Festgehalt und Versorgungsentgelt.

Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht den Vorstandsmitgliedern seit dem 1. Januar 2011 für jedes Dienstjahr ein Versorgungsentgelt zu, mit Ausnahme von Dr. Rolf Martin Schmitz, dem zuvor bereits eine Pensionszusage erteilt wurde. Das Versorgungsentgelt betrug bis zum 30. September 2016 grundsätzlich 15% der Zielbarvergütung, die sich aus dem Festgehalt und dem weiter unten erläuterten Tantiemebudget zusammensetzte. Seit dem 1. Oktober 2016 ist für die Vorstandsmitglieder ein individuell festgelegter Betrag definiert. Sie 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 hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens aber mit Vollendung des 60. Lebensjahres oder - bei Neuzusagen seit dem 1. Januar 2012 - mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Die entsprechenden Ruhegeldansprüche von Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges wurden auf die innogy SE übertragen.

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 bemaß sich bis zum 30. September 2016 danach, inwieweit der zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres festgelegte Planwert für das bereinigte EBIT erreicht wurde. Sie richtet sich auch zukünftig nach dem bereinigten EBIT, wird jedoch gegen einen vom Aufsichtsrat unabhängig vom Planwert festgelegten Zielwert gemessen. Stimmt der Ist-Wert mit dem Plan- bzw. Zielwert nach Ablauf eines Jahres genau überein, liegt die Zielerreichung bei 100%. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vereinbarten Tantiemebudget. Je nach Höhe des bereinigten EBIT 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. Die Regelung bis zum 30. September 2016 sah vor, dass - je nachdem, in welchem Maße ein Vorstandsmitglied seine zu Jahresbeginn vom Aufsichtsrat vorgegebenen Ziele erfüllt hat - der Aufsichtsrat nach Ablauf des Geschäftsjahres über den Grad der individuellen Zielerreichung urteilt und den Leistungsfaktor entsprechend festlegt. Zum 1. Oktober 2016 ist der Leistungsfaktor erweitert worden. Neben den individuellen Zielen berücksichtigt er zu einem Drittel die kollektive Leistung des Gesamtvorstands sowie zu einem weiteren Drittel die Leistungen auf dem Gebiet der Nachhaltigkeit (Corporate Responsibility) und der Mitarbeitermotivation. Das Kriterium Corporate Responsibility bildet das ökologische und gesellschaftliche Handeln des Unternehmens ab und wird aus der Nachhaltigkeitsberichterstattung abgeleitet. Die Mitarbeitermotivation wird mithilfe des Motivationsindex ermittelt, der anhand anonymer Befragungen die Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit der Mitarbeiter misst. Nach Ablauf des Geschäftsjahres beurteilt der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder bezogen auf diese Kriterien und legt den Leistungsfaktor fest. Für das Übergangsjahr 2016 war es nicht möglich, die Unternehmenstantieme formelhaft anhand des ursprünglichen Planwerts zu berechnen. Somit erfolgte im Übergangsjahr die Ermittlung der Unternehmenstantieme auf Basis einer Beurteilung durch den Aufsichtsrat. Die Auszahlung der gesamten Tantieme erfolgt im neuen Vergütungssystem vollständig nach Ablauf des Geschäftsjahres und nach Ermittlung der Unternehmenstantieme und des Leistungsfaktors. Der vormals bestehende und im Nachfolgenden beschriebene Rückbehalt von 25% der Tantieme (Tantiemerückbehalt) entfällt seit dem 1. Oktober 2016. Gleichzeitig ist das Tantiemebudget zugunsten einer Stärkung der aktienbasierten Vergütung um 25% reduziert worden. Zudem werden die Aspekte Corporate Responsibility und Mitarbeitermotivation wie beschrieben nun unmittelbar im Rahmen der Tantieme berücksichtigt.

Tantiemerückbehalt (alt).

Einschließlich der Tantieme für das Geschäftsjahr 2015 zahlte RWE den Vorstandsmitgliedern die Tantieme nur zu 75% sofort aus. Die verbleibenden 25% wurden für drei Jahre einbehalten (Tantiemerückbehalt). Nach Ablauf des Dreijahreszeitraums überprüfte der Aufsichtsrat anhand eines sogenannten Bonus-Malus-Faktors, ob der Vorstand das Unternehmen nachhaltig geführt hat. Nur wenn das der Fall war, wurde die zurückbehaltene Tantieme ausbezahlt. Der Bonus-Malus-Faktor hing zu 45% vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens ab, der an der Entwicklung des bereinigten EBIT gemessen wurde. Weitere 45% des Bonus-Malus-Faktors wurden anhand des unternehmensspezifischen Index zur Corporate Responsibility (CR) ermittelt. Die restlichen 10% des Bonus-MalusFaktors ergaben sich aus der Höhe des Motivationsindex.# Vergütung des Vorstands

Der Aufsichtsrat legte vor Beginn der Dreijahresperiode verbindliche Zielwerte für das bereinigte EBIT, den CR-Index und den Motivationsindex fest. Diese wurden am Ende des Zeitraums den tatsächlich erreichten Werten gegenübergestellt. Je besser Letztere ausfielen, desto höher war der Bonus-Malus-Faktor. Er konnte zwischen 0% und 150% liegen. Durch den Börsengang der innogy SE und die damit einhergehenden Veränderungen sind die in den Vorjahren festgelegten Zielwerte für das bereinigte EBIT, den CR-Index und den Motivationsindex nicht mehr aussagekräftig. Daher hat der Aufsichtsrat beschlossen, die noch ausstehenden Tantiemerückbehalte aus den Geschäftsjahren 2013, 2014 und 2015 im abgelaufenen Geschäftsjahr vorzeitig auszuzahlen. Die individuellen Auszahlungshöhen wurden dabei anhand der historischen Bonus-Malus-Faktoren bestimmt, die das jeweilige Vorstandsmitglied im Durchschnitt erreicht hat. Für das Geschäftsjahr 2016 wurde der Tantiemerückbehalt nicht mehr praktiziert, sondern in die aktienbasierte Vergütung als langfristiges Vergütungselement überführt.

Aktienbasierte Vergütung nach dem Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (alt)

Zu den erfolgsabhängigen Vergütungskomponenten zählten bis einschließlich 2015 sogenannte Performance Shares, die im Rahmen des Long-Term Incentive Plan Beat 2010 (kurz: Beat) zugeteilt wurden. Mit Beat sollte die Nachhaltigkeit des Beitrags des Vorstands und der Führungskräfte zum Unternehmenserfolg honoriert werden. Die Performance Shares gewährten den Inhabern das bedingte Recht auf eine Barauszahlung, die nach einer Wartezeit von vier oder optional bis zu fünf Jahren geleistet wurde. Eine Barauszahlung wurde aber nur dann vorgenommen, wenn die Performance der RWE-Stammaktie - also die Rendite aus Aktienkursänderung, Dividende und Bezugsrecht - am Ende der Wartezeit besser war als die von mindestens 25% der im STOXX Europe 600 Utilities vertretenen Vergleichsunternehmen. Bei der Erfolgsmessung wurden die Vergleichsunternehmen gewichtet, und zwar genau so wie im Referenzindex zum Zeitpunkt der Auflegung der jeweiligen Beat-Tranche. Schlug RWE 25% des Indexgewichts, wurden 7,5% der Performance Shares werthaltig. Mit jedem weiteren Prozentpunkt, um den das Indexgewicht übertroffen wurde, stieg der Anteil der werthaltigen Performance Shares um 1,5 Prozentpunkte. Die Höhe der Barauszahlung wurde auf Basis des so ermittelten Auszahlungsfaktors, des durchschnittlichen RWE-Aktienkurses an den letzten 60 Börsentagen vor Programmablauf sowie der Anzahl der zugeteilten Performance Shares berechnet. Sie war für die Vorstandsmitglieder auf das Eineinhalbfache des Zuteilungswertes der Performance Shares beschränkt. Voraussetzung für die Teilnahme am Beat war, dass die Vorstandsmitglieder ein Eigeninvestment in RWE-Stammaktien tätigten. Der geforderte Anlagebetrag entsprach einem Drittel des Zuteilungswertes der gewährten Performance Shares nach Steuern. Die Aktien mussten während der gesamten Wartezeit der jeweiligen Beat-Tranche gehalten werden. Mit Einführung des neuen Vergütungssystems ist im Geschäftsjahr 2016 der weiter unten beschriebene Strategic Performance Plan an die Stelle des Beat getreten. Um an dem neuen Plan teilzunehmen, haben die Mitglieder des Vorstands freiwillig ihren Verzicht auf sämtliche noch ausstehende Beat-Tranchen (Tranchen 2013, 2014 und 2015) erklärt. Die aus diesen Tranchen zugeteilten Performance Shares sind ersatzlos verfallen, etwaige Ausgleichszahlungen an die Vorstandsmitglieder wurden dafür nicht geleistet.

Mid-Term Incentive Plan (alt)

Eine weitere erfolgsabhängige Komponente im alten Vergütungssystem war der Mid-Term Incentive Plan (kurz: MTIP), der 2014 eingeführt wurde und sich auf den Dreijahreszeitraum bis Ende 2016 bezog. Performance-Kriterium des MTIP war der Verschuldungsfaktor (Leverage Factor) von RWE, also das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA. Der Plan sollte 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 trat neben den Long-Term Incentive Plan Beat 2010, dessen Budget für die Laufzeit des MTIP auf die Hälfte gekürzt wurde. Mit der anderen Hälfte wurde das Zuteilungsbudget des MTIP abgedeckt. Ziel dieses Plans war es, den Verschuldungsfaktor bis Ende 2016 auf 3,0 zu senken. Bei exakter Erfüllung der Vorgabe wäre den Vorstandsmitgliedern das Zuteilungsbudget zu 100% ausgezahlt worden. Eine weitergehende Senkung des Verschuldungsfaktors hätte die Auszahlung linear auf maximal 150% des Zuteilungsbudgets ansteigen lassen. Diese Obergrenze wäre bei einem Verschuldungsfaktor von 2,7 erreicht worden. Umgekehrt wäre die Auszahlung gesunken, wenn der Faktor die Zielmarke von 3,0 überschritten hätte. Beim Wert von 3,3 hätten die Vorstandsmitglieder noch 50% des Zuteilungsbudgets erhalten. Für darüberliegende Werte war keine Auszahlung vorgesehen. Mit dem Ende des Geschäftsjahres 2016 erfolgte die Abrechnung des einmalig gewährten MTIP. Da der Verschuldungsfaktor den Wert von 3,3 überstieg, fand keine Auszahlung aus dem MTIP statt.

Aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (neu)

Im Rahmen des neuen Vergütungssystems tritt der Strategic Performance Plan (kurz: SPP) an die Stelle des bisherigen Beat als aktienbasierte Vergütungskomponente, des MTIP und des Tantiemerückbehalts. Der SPP reflektiert die organisatorische Neuaufstellung des RWE-Konzerns und honoriert das Erreichen langfristiger strategischer Ziele. Aus diesem Grund wurden für die RWE AG und die innogy SE getrennte Strategic Performance Pläne eingeführt. Hinsichtlich der Umsetzung und des zeitlichen Ablaufs sind die Pläne beider Gesellschaften gleich ausgestaltet. Unterschiede ergeben sich u. a. dadurch, dass für die Erfolgsmessung Aktien und Ergebnisgrößen der jeweiligen Gesellschaft - RWE AG oder innogy SE - zugrunde gelegt werden. Da der SPP auf die Erreichung langfristiger und zukünftiger Ziele ausgerichtet ist, erhielten Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges im Übergangsjahr 2016 ihre Zuteilung vollständig aus dem SPP der innogy SE. Aus der Perspektive des RWE-Konzerns ist dieser Vergütungsbestandteil für die genannten drei Vorstandsmitglieder als aktienbasierte Vergütung zu behandeln und wird im Vergütungsbericht dementsprechend dargestellt. Im Einzelabschluss der RWE AG hingegen wird die auf den SPP der innogy SE entfallende Vergütung für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges als nicht-aktienbasiert eingestuft. Grund dafür ist, dass die Höhe der Auszahlung nicht von der Kursentwicklung der Aktien der RWE AG, sondern der Aktien der innogy SE abhängt. Die Planbedingungen des SPP der RWE AG und der innogy SE sehen eine Tranche im Übergangsjahr 2016 vor und drei weitere Tranchen, die jeweils in den Geschäftsjahren 2017, 2018 und 2019 beginnen. Die Gewährung der im Folgenden erläuterten Performance Shares erfolgt jeweils rückwirkend zum 1. Januar eines Geschäftsjahres. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein individuelles Zuteilungsschreiben, das den vom Aufsichtsrat festgelegten Brutto-Zuteilungsbetrag (in Euro) sowie die Anzahl der bedingt gewährten Performance Shares definiert. Ebenso wie der Beat basiert auch der SPP auf vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares. Zunächst wird dabei für jedes Vorstandsmitglied die Anzahl der für die jeweilige Tranche vorläufig zugeteilten Performance Shares ermittelt. Hierzu wird der individuelle Zuteilungswert durch den durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Stammaktie bzw. der innogy-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor Gewährung dividiert. Die vorläufig bedingt gewährten Performance Shares haben eine Laufzeit von insgesamt vier Jahren (Vesting-Periode). Hiervon abweichend erfolgte im Übergangsjahr 2016 die Ermittlung der für das Geschäftsjahr 2016 zugeteilten Performance Shares ab Datum des Börsengangs der innogy SE und bemisst sich daher an den durchschnittlichen Xetra-Schlusskursen der RWE-Stammaktie bzw. der innogy-Aktie der ersten zehn Handelstage seit dem 7. Oktober 2016. Mit Ablauf des ersten Jahres wird die finale Anzahl der Performance Shares der jeweiligen Tranche festgestellt. Sie ist abhängig vom erzielten bereinigten Nettoergebnis der Gesellschaft, dem sogenannten Adjusted Net Income (ANI), im Verhältnis zu einem vom Aufsichtsrat festgelegten Zielwert und kann zwischen 0% und 150% der vorläufig zugeteilten Anzahl der Performance Shares betragen. Wird der für das jeweilige Jahr festgelegte ANI-Zielwert genau erreicht, werden 100% der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Die jeweiligen ANI-Zielwerte für die Geschäftsjahre 2017, 2018 und 2019 wurden vom Aufsichtsrat im Geschäftsjahr 2016 einmalig festgelegt und können grundsätzlich nicht mehr verändert werden. Die so final festgeschriebenen Performance Shares werden am Ende einer Haltefrist von drei weiteren Jahren vollständig in bar ausbezahlt. Die Höhe der Auszahlung berechnet sich aus der finalen Anzahl der Performance Shares, multipliziert mit dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE- bzw. innogy-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode, zuzüglich der Dividende, die während der Haltefrist ausgezahlt wird. Der so ermittelte Auszahlungsbetrag ist auf 200% des individuellen Zuteilungswertes begrenzt. Für das Geschäftsjahr 2016 wird die aktienbasierte Vergütung bereits vollständig auf Basis des SPP gewährt. Die ANI-Performancemessung für diese Tranche erfolgt parallel zur Performancemessung der SPP-Tranche 2017 auf Basis des ANI 2017. An die Feststellung der finalen Anzahl an Performance Shares schließt sich für die Tranche 2016 eine zweijährige Haltefrist an. Die Vesting-Periode für die Tranche 2016 endet somit mit Ablauf des Geschäftsjahres 2019.Die Vorstandsmitglieder sind - wie vormals im Beat - verpflichtet, ein Eigeninvestment in Aktien ihrer Gesellschaft zu tätigen. Dazu sind 25% des Betrages, der ihnen nach Ablauf der Haltefrist ausgezahlt wird, abzüglich der darauf anfallenden Steuern in RWE- bzw. innogy-Aktien anzulegen und für drei weitere Jahre zu halten. Im Vorgriff auf die 2017 zu erwartenden Anpassungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) ist im SPP eine sogenannte Malus-Regelung enthalten. Danach kann der Aufsichtsrat der RWE AG bzw. innogy SE z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft mit einer Kürzung oder dem vollständigen Verfall von laufenden SPP-Tranchen ahnden.

Mandatsbezüge.

Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG erhielten im abgelaufenen Geschäftsjahr 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 - machen rund 30% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung - also die unmittelbar ausgezahlte Tantieme - entfallen 23 %. Die langfristigen Vergütungskomponenten - bislang Tantiemerückbehalt und Beat, zukünftig SPP - waren im Geschäftsjahr 2016 geprägt von der vorzeitigen Auszahlung der ausstehenden Tantiemerückbehalte der Jahre 2013, 2014 und 2015 und summieren sich daher auf 47 % der Gesamtvergütung.

Leistungen für den Fall der Beendigung der Tätigkeit.

Mitglieder des Vorstands erhalten unter bestimmten Voraussetzungen auch nach Beendigung ihrer Vorstandstätigkeit Leistungen von RWE, die im Folgenden beschrieben werden.

Regelung zur Altersversorgung.

Vor Einführung des Versorgungsentgelts zum 1. Januar 2011 wurde den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt. Von den aktuellen Vorstandsmitgliedern ist dies nur bei Dr. Rolf Martin Schmitz der Fall; seine Pensionszusage besteht unverändert fort. Sie 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 und dies für das Vorstandsmitglied mit wesentlichen Nachteilen verbunden wäre. In diesem Fall können sie ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung 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. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Werts der RWE AG.

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 seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares des SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos.

Vorzeitige Beendigung und 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

Die nachfolgend dargestellte Vergütung des Vorstands wurde aus der Konzernperspektive nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB) ermittelt. Berücksichtigt wird die im Zeitraum der Bestellung im Geschäftsjahr 2016 an die Vorstandsmitglieder gewährte Vergütung. Insoweit wird für Peter Terium und Dr. Bernhard Günther die Vergütung im Zeitraum bis zum 14. Oktober 2016 und für Dr. Markus Krebber im Zeitraum ab dem 1. Oktober 2016 berücksichtigt. Aus Konzernsicht wird für Uwe Tigges auch die Vergütung ausgewiesen, die ihm nach Abschluss des neuen Dienstvertrags bis zum 31. Dezember 2016 durch die innogy SE gewährt wurde.

Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2016.

Dem Vorstand der RWE AG wurde für das Geschäftsjahr 2016 eine nach HGB ermittelte Vergütung von insgesamt 15.486 Tsd. € gewährt. Hierbei sind für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges auch anteilige Bezüge berücksichtigt, die für ihre Zeit der Bestellung als Vorstand der RWE AG 2016 von der innogy SE getragen bzw. ausgezahlt wurden. Der entsprechende Vorjahreswert betrug 1 1.373 Tsd. €.

Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile.

Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten summierten sich 2016 auf 4.471 Tsd. € (Vorjahr: 4.943 Tsd. €). Nach den Offenlegungsvorschriften des HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen nicht zu den Vergütungen, wohl aber das Versorgungsentgelt. Letzteres betrug im Zeitraum ihrer Bestellung für Peter Terium 360 Tsd. € (Vorjahr: ganzjährig 480 Tsd. €), für Dr. Bernhard Günther 191 Tsd. € (Vorjahr: ganzjährig 255 Tsd. €) und für Uwe Tigges wie im Vorjahr 255 Tsd. € (ganzjährig). Dr. Markus Krebber erhielt 2016 ein zeitanteiliges Versorgungsentgelt von 64 Tsd. €. Dr. Bernhard Günther hat seinen Betrag durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt.

Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile beliefen sich auf insgesamt 11.015 Tsd. € (Vorjahr: 6.430 Tsd. €). Davon entfielen 4.115 Tsd. € (Vorjahr: 3.925 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2016 und 2.987 Tsd. € (Vorjahr: 1.750 Tsd. €) auf die Zuteilung aus dem Strategic Performance Plan. Die zurückbehaltenen Tantiemen für die Geschäftsjahre 2013, 2014 und 2015 wurden bei Vertragsumstellung vorzeitig auf der Basis individualisierter, historischer Zielerreichungen abgelöst und sind in Höhe von 3.913 Tsd. € in den genannten erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteilen enthalten. Der zeitanteilige Tantiemerückbehalt für das Geschäftsjahr 2016 (Zeitraum bis 30. September 2016) wurde nicht einbehalten, sondern im Übergangsjahr einmalig in den Strategic Performance Plan überführt und somit als langfristiger Vergütungsbestandteil ausgewiesen. Der MTIP endete am 31. Dezember 2016, ohne dass eine Auszahlung an die Vorstandsmitglieder stattfand.

Die für das Geschäftsjahr 2016 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst.

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Kurzfristige Vorstandsvergütung¹
Peter Terium | Dr. Rolf Martin Schmitz | bis 14.10.2016
in Tsd. € | 2016 | 2015 | 2016 | 2015
---|---|---|---|---
Erfolgsunabhängige Vergütung | | | |
Festgehalt | 1.050 | 1.400 | 960 | 960
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) | 23 | 36 | 19 | 13
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) | 360 | 480 | - | -
Summe | 1.433 | 1.916 | 979 | 973
Erfolgsbezogene Vergütung | | | |
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme | 1.224 | 1.395 | 962 | 811
Mandatseinkünfte² | 27 | 47 | 150 | 150
Tantieme | 1.251 | 1.442 | 1.112 | 961
Gesamt | 2.684 | 3.358 | 2.091 | 1.934

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Kurzfristige Vorstandsvergütung¹
Dr. Bernhard Günther | Uwe Tigges |
in Tsd. € | 2016 | 2015 | 2016 | 2015
---|---|---|---|---
Erfolgsunabhängige Vergütung | | | |
Festgehalt | 563 | 750 | 750 | 750
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) | 24 | 23 | 20 | 21
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) | 191 | 255 | 255 | 255
Summe | 778 | 1.028 | 1.025 | 1.026
Erfolgsbezogene Vergütung | | | |
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme | 635 | 701 | 861 | 721
Mandatseinkünfte² | 25 | 60 | 20 | 40
Tantieme | 660 | 761 | 881 | 761
Gesamt | 1.438 | 1.789 | 1.906 | 1.787

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Kurzfristige Vorstandsvergütung¹
Dr. Markus Krebber | Gesamt
seit 01.10.2016 | in Tsd. € | 2016 | 2015 | 2016 | 2015
---|---|---|---|---
Erfolgsunabhängige Vergütung | | | |
Festgehalt | 188 | - | 3.511 | 3.860
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) | 4 | - | 90 | 93
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) | 64 | - | 870 | 990
Summe | 256 | - | 4.471 | 4.943
Erfolgsbezogene Vergütung | | | |
Unmittelbar ausgezahlte Tantieme | 133 | - | 3.815 | 3.628
Mandatseinkünfte² | 78 | - | 300 | 297
Tantieme | 211 | - | 4.115 | 3.925
Gesamt | 467 | - | 8.586 | 8.868

¹ Aus der Sicht des Einzelunternehmens RWE AG ergeben sich - abweichend von der Tabelle - erfolgsunabhängige Bezüge von 955 Tsd. € für Peter Terium, 519 Tsd. € für Dr. Bernhard Günther und 641 Tsd. € für Uwe Tigges; die erfolgsabhängigen Bezüge belaufen sich auf 834 Tsd. € für Peter Terium, 440 Tsd. € für Dr. Bernhard Günther und 550 Tsd. € für Uwe Tigges.
² Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate wurden 2016 vollständig auf die Tantiemezahlung der RWE AG angerechnet.

Auszahlung der Tantiemerückbehalte von 2013 bis 2015.

Die folgende Übersicht zeigt, in welcher Höhe die für 2013 bis 2015 zurückbehaltenen Tantiemen vorzeitig abgelöst wurden.# Von den Vorstandsmitgliedern betraf dies Peter Terium, Dr. Rolf Martin Schmitz, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges. Ihr Tantiemerückbehalt für das Geschäftsjahr 2016 (anteilig bis 30. September) ist in den neuen Strategic Performance Plan eingeflossen.

Tantiemerückbehalt

Vorzeitige Ablösung einbehaltener Tantiemerückbehalte im Geschäftsjahr 2016

Rückbehalt für das Geschäftsjahr	Nachrichtlich: Überführung in SPP	Tranche 2016	2016	2015	2014	2013	2013 - 2015 Zielerreichung	historischer Durchschnittswert 2013 - 2015
Peter Terium	338	481	515	444	1.440	101,6%	1.462	366
Dr. Rolf Martin Schmitz	225	320	343	296	959	98,7%	947	293
Dr. Bernhard Günther	178	254	272	234	760	102,8%	781	96
Uwe Tigges	178	254	272	177	703	102,8%	723	-
Summe	919	1.309	1.402	1.151	3.862	101,5%	3.913	755

Long-Term Incentive Plan Beat

Wie auf Seite 66 dargelegt, haben die Vorstandsmitglieder auf die laufenden Beat-Tranchen verzichtet, um am SPP teilnehmen zu können. Somit gab es für 2016 keine Auszahlungen aus dem Beat.

Strategic Performance Plan

Im Geschäftsjahr 2016 erfolgte die Zuteilung für Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber aus dem SPP der RWE AG. Die Zuteilung für Peter Terium, Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges erfolgte mit Blick auf ihre neuen Funktionen bereits gesamthaft unter dem SPP der innogy SE. Wie beschrieben ist der letztmalig für den Zeitraum bis zum 30. September 2016 zu bildende Tantiemerückbehalt mit Ablösung des alten Vergütungssystems im Geschäftsjahr 2016 ebenfalls in die Zuteilung für die Vorstandsmitglieder nach dem SPP geflossen. Die folgende Übersicht zeigt, in welchem Wert den Mitgliedern des Vorstands 2016 Performance Shares insgesamt zugeteilt wurden und in welcher Höhe diese Zuteilung auf die RWE AG entfällt.

Plan	Ø Aktienkurs	Performance Shares Stück	Zuteilungswert bei Gewährung in Tsd. €
Dr. Rolf Martin Schmitz
RWE AG	13,78 €	55.787	769
Dr. Markus Krebber
RWE AG	13,78 €	17.915	247
Summe		73.702	1.016
Peter Terium
innogy SE	37,13 €	21.714	806
Dr. Bernhard Günther
innogy SE	37,13 €	12.372	459
Uwe Tigges
innogy SE	37,13 €	19.021	706
Summe		53.107	1.971

¹ Aus Sicht des Gesamtkonzerns gelten die hier genannten Vergütungen der Herren Terium, Günther und Tigges als aktienbasiert. Für die Vergütungsangabe im Einzelabschluss der RWE AG sind sie jedoch nach HGB als nicht-aktienbasiert einzustufen. Grund dafür ist, dass die Auszahlungshöhe nicht von der Kursentwicklung der Aktien der RWE AG, sondern der Aktien der innogy SE abhängt. Gemäß HGB werden diese Zuteilungen aus Sicht des Einzelabschlusses erst bei Eintritt der jeweiligen Auszahlungsbedingungen in die Gesamtbezüge eingerechnet.

Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus den Beat-Tranchen 2013 bis 2015 aufgelöst bzw. für Verpflichtung aus der Tranche 2016 des SPP zugeführt worden sind.

Zuführung zu (+) bzw. Auflösung von (-) Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung (Beat-Tranchen 2013 bis 2015)

	2016 in Tsd. €	2015 in Tsd. €
Peter Terium	143	-770
Dr. Rolf Martin Schmitz	141	-463
Dr. Bernhard Günther	82	-221
Dr. Markus Krebber	46	-
Uwe Tigges	134	-144
Summe	546	-1.598

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 auf der folgenden Seite) lag 2016 bei 229 Tsd. €. (Vorjahr: 581 Tsd. €). Der nach International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 13.923 Tsd. € (Vorjahr: 1 1.900 Tsd. €). Der Pensionswert nach HGB belief sich auf 9.894 Tsd. € (Vorjahr: 9.459 Tsd. €). Für 2016 wurden Zuführungen zum Pensionswert in Höhe von 435 Tsd. € (Vorjahr: 1.404 Tsd. €) geleistet. Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2016 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Dr. Rolf Martin Schmitz bei Erreichen der Regelaltersgrenze wie im Vorjahr 484 Tsd. €. Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern.

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, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit im Geschäftsjahr gewährt wurden bzw. zugeflossen sind. 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 Tabellen zeigen, welche Zuwendungen den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für 2016 und das Vorjahr gewährt wurden. Allerdings gingen damit teilweise noch keine Zahlungen einher. Daher wird in weiteren Übersichten dargestellt, in welcher Höhe den Vorstandsmitgliedern Mittel zugeflossen sind ("Zufluss").

Gewährte Zuwendungen

	2015 in Tsd. €	2016 in Tsd. €	2016 (Min) in Tsd. €	2016 (Max) in Tsd. €	2016 in Tsd. €	2016 (Min) in Tsd. €	2016 (Max) in Tsd. €
Dr. Rolf Martin Schmitz					Dr. Markus Krebber
Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016					seit 01.10.2016 Finanzvorstand seit 15.10.2016
Festvergütung	960	960	960	960	188	188	188
Versorgungsentgelt	-	-	-	-	64	64	64
Nebenleistungen	13	19	19	19	4	4	4
Summe Festvergütung	973	979	979	979	256	256	256
Einjährige variable Vergütung	900	900	0	1.620	178	0	320
Tantieme	900	900	0	1.620	178	0	320
Mehrjährige variable Vergütung	675	769	0	1.538	247	0	494
Tantiemerückbehalt 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	300	-	-	-	-	-	-
Tantiemerückbehalt 2016¹	-	-	-	-	-	-	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	375	-	-	-	-	-	-
LTIP SPP Tranche 2016² (Laufzeit: 2016-2019)	-	769	0	1.538	247	0	494
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	-	-	-	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	1.575	1.669	0	3.158	425	0	814
Summe	2.548	2.648	979	4.137	681	256	1.070
Versorgungsaufwand	581	229	229	229	-	-	-
Gesamtvergütung	3.129	2.877	1.208	4.366	681	256	1.070

¹ Der vertraglich bis zum 30. September 2016 vorgesehene Tantiemerückbehalt wurde im Übergangsjahr 2016 nicht einbehalten, sondern einmalig der Tranche 2016 des SPP zugeführt.
² Die Gewährung enthält den bis zum 30. September 2016 vorgesehenen Tantiemerückbehalt.

Gewährte Zuwendungen

	2015 in Tsd. €	2016 in Tsd. €	2016 (Min) in Tsd. €	2016 (Max) in Tsd. €
Uwe Tigges
Personalvorstand/Arbeitsdirektor
Festvergütung	750	750	750	750
Versorgungsentgelt	255	255	255	255
Nebenleistungen	21	20	20	20
Summe Festvergütung	1.026	1.025	1.025	1.025
Einjährige variable Vergütung	713	713	0	1.283
Tantieme	713	713	0	1.283
Mehrjährige variable Vergütung	612	706	0	1.412
Tantiemerückbehalt 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	237	-	-	-
Tantiemerückbehalt 2016¹	-	-	-	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	375	-	-	-
LTIP SPP Tranche 2016² (Laufzeit: 2016-2019)	-	706	0	1.412
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	1.325	1.419	0	2.695
Summe	2.351	2.444	1.025	3.720
Versorgungsaufwand	-	-	-	-
Gesamtvergütung	2.351	2.444	1.025	3.720

¹ Anstelle des bis zum 30. September 2016 vertraglich vorgesehenen Tantiemerückbehalts wurden 25% des Tantiemebudgets der Tranche 2016 des SPP zugeführt.
² Die Gewährung enthält den bis zum 30. September 2016 vorgesehenen Tantiemerückbehalt.

Gewährte Zuwendungen

	2015 in Tsd. €	2016 in Tsd. €	2016 (Min) in Tsd. €	2016 (Max) in Tsd. €
Peter Terium
Vorstandsvorsitzender bis 14.10.2016
Festvergütung	1.400	1.050	1.050	1.050
Versorgungsentgelt	480	360	360	360
Nebenleistungen	36	23	23	23
Summe Festvergütung	1.916	1.433	1.433	1.433
Einjährige variable Vergütung	1.350	1.013	0	1.823
Tantieme	1.350	1.013	0	1.823
Mehrjährige variable Vergütung	1.075	806	0	1.612
Tantiemerückbehalt 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	450	-	-	-
Tantiemerückbehalt 2016¹	-	-	-	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	625	-	-	-
LTIP SPP Tranche 2016² (Laufzeit: 2016-2019)	-	806	0	1.612
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	2.425	1.819	0	3.435
Summe	4.341	3.252	1.433	4.868
Versorgungsaufwand	-	-	-	-
Gesamtvergütung	4.341	3.252	1.433	4.868

Gewährte Zuwendungen

	2015 in Tsd. €	2016 in Tsd. €	2016 (Min) in Tsd. €	2016 (Max) in Tsd. €
Dr. Bernhard Günther
Finanzvorstand bis 14.10.2016
Festvergütung	750	563	563	563
Versorgungsentgelt	255	191	191	191
Nebenleistungen	23	24	24	24
Summe Festvergütung	1.028	778	778	778
Einjährige variable Vergütung	713	534	0	961
Tantieme	713	534	0	961
Mehrjährige variable Vergütung	612	459	0	918
Tantiemerückbehalt 2015 (Laufzeit: 2016-2018)	237	-	-	-
Tantiemerückbehalt 2016¹	-	-	-	-
LTIP Beat Tranche 2015 (Laufzeit: 2015-2018)	375	-	-	-
LTIP SPP Tranche 2016² (Laufzeit: 2016-2019)	-	459	0	918
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	1.325	993	0	1.879
Summe	2.353	1.771	778	2.657
Versorgungsaufwand	-	-	-	-
Gesamtvergütung	2.353	1.771	778	2.657

Zufluss

	Dr. Rolf Martin Schmitz Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016	Dr. Markus Krebber seit 01.10.2016 Finanzvorstand seit 15.10.2016	Uwe Tigges Personalvorstand/ Arbeitsdirektor
in Tsd. €

Vergütung der Vorstandsmitglieder und Aufsichtsratsmitglieder

Entwicklung der Vergütung



	in Tsd. €
	2016	2015	2016	2015	2016
Festvergütung	960	960	188	750	750
Versorgungsentgelt	-	-	64	255	255
Nebenleistungen	19	13	4	20	21
Summe Festvergütung	979	973	256	1.025	1.026

Einjährige variable Vergütung	1.112	961	211	881	761
Tantieme¹	1.112	961	211	881	761

Mehrjährige variable Vergütung	947	293	0	723	0
Tantiemerückbehalt 2012 (Laufzeit: 2013-2015)	-	293	-	-	-
Tantiemerückbehalte 2013-2015 (Ablösung)	947	-	-	723	-
LTIP Beat Tranche 2012 (Laufzeit: 2012-2015)	-	0	-	-	0
LTIP Beat Tranchen 2013-2015 (ersatzloser Verzicht)	0	-	0	0	-
MTIP (Laufzeit: 2014-2016)	0	-	0	0	-
Sonstiges	-	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	2.059	1.254	211	1.604	761

Summe	3.038	2.227	467	2.629	1.787

Versorgungsaufwand	229	581	-	-	-
Gesamtvergütung	3.267	2.808	467	2.629	1.787

¹ Die Tantieme berücksichtigt Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate; siehe auch Seite 70, Tabelle "Kurzfristige Vorstandsvergütung".

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Zufluss

Peter Terium
Vorstandsvorsitzender bis 14.10.2016

Dr. Bernhard Günther
Finanzvorstand bis 14.10.2016


	in Tsd. €
	2016	2015	2016	2015
Festvergütung	1.050	1.400	563	750
Versorgungsentgelt	360	480	191	255
Nebenleistungen	23	36	24	23
Summe Festvergütung	1.433	1.916	778	1.028

Einjährige variable Vergütung	1.251	1.442	660	761
Tantieme¹	1.251	1.442	660	761

Mehrjährige variable Vergütung	1.462	366	781	96
Tantiemerückbehalt 2012 (Laufzeit: 2013-2015)	-	366	-	96
Tantiemerückbehalte 2013-2015 (Ablösung)	1.462	-	781	-
LTIP Beat Tranche 2012 (Laufzeit: 2012-2015)	-	0	0	0
LTIP Beat Tranchen 2013-2015 (ersatzloser Verzicht)	0	-	0	-
MTIP (Laufzeit 2014-2016)	0	-	-	-
Sonstiges	-	-	-	-
Summe variable Vergütung	2.713	1.808	1.441	857

Summe	4.146	3.724	2.219	1.885

Versorgungsaufwand	-	-	-	-
Gesamtvergütung	4.146	3.724	2.219	1.885

¹ Die Tantieme berücksichtigt Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate; siehe auch Seite 70, Tabelle "Kurzfristige Vorstandsvergütung".

1.12 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN

Die Energieversorgung ist ein langfristig angelegtes Geschäftsmodell. Kraftwerke und Netze werden nicht für Jahre geplant, sondern für Jahrzehnte. Die vergangenen Jahre haben gezeigt, wie schnell sich die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen im Energiesektor ändern können. Dieses Risiko besteht fort, vor allem in der konventionellen Stromerzeugung. Beispielsweise ist unklar, welche regulatorischen Eingriffe aus dem deutschen Klimaschutzplan 2050 folgen werden. Ebenso wenig lässt sich die Entwicklung der Marktpreise für Strom und Brennstoffe prognostizieren, von der die Kraftwerksmargen abhängen. Ein professionelles Risikomanagement ist für Versorger wie RWE daher unerlässlich. "Professionell" heißt, dass wir Risiken systematisch erfassen, bewerten und steuern. Es heißt aber auch, dass wir Chancen erkennen - und nutzen.

Neuaufteilung der Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben wir nicht nur den RWE-Konzern, sondern auch unser Risikomanagement neu organisiert. Mit ihrem Börsengang im Oktober hat innogy SE die alleinige Verantwortung für die Steuerung und Überwachung der Risiken ihrer Tochtergesellschaften übernommen, während die RWE AG für die Risiken der übrigen Konzernunternehmen zuständig bleibt. Die Risikomanagementsysteme der beiden Gesellschaften sind in wesentlichen Punkten identisch, etwa bei der Einordnung von Risiken in Risikoklassen. Im folgenden Abschnitt erläutern wir das Risikomanagementsystem der RWE AG und verweisen auf die entsprechenden Ausführungen von innogy in ihrem Geschäftsbericht 2016. Bei der Darstellung der wesentlichen Risiken des RWE-Konzerns sind die Risiken unserer Tochter miterfasst.

Organisation des Risikomanagements der RWE AG.

Die Hauptverantwortung für unser Risikomanagement liegt beim Vorstand der RWE AG. Er überwacht und steuert das Gesamtrisiko der Gesellschaft und der von ihr operativ geführten Tochterunternehmen. Dazu bestimmt er die Risikobereitschaft von RWE und definiert Obergrenzen für Risikopositionen. Auf der Ebene unterhalb des Vorstands obliegt es dem Bereich Controlling & Risikomanagement, das Risikomanagementsystem anzuwenden und weiterzuentwickeln. Der Bereich prüft die erhobenen Risiken auf Plausibilität und Vollständigkeit, fasst sie zusammen und legt Obergrenzen für Risiken der operativen Einheiten fest. Unterstützt wird er dabei vom Risikomanagement-Ausschuss. Dieser besteht aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG mit konzernweiter Zuständigkeit: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Rechnungswesen, Finanzen & Kreditrisiko, Konzernentwicklung & Vorstandsbelange und Recht. Der Bereich Controlling & Risikomanagement berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der RWE AG regelmäßig über die Risikolage des Unternehmens.

Darüber hinaus sind folgende Organisationseinheiten und Komitees mit Risikomanagement-Aufgaben betraut:

Finanzwirtschaftliche Risiken und Kreditrisiken werden vom Bereich Finanzen & Kreditrisiko gesteuert, der dem Finanzvorstand der RWE AG unterstellt ist.
Für Risiken der Finanzberichterstattung ist der Bereich Rechnungswesen zuständig. Er ist ebenfalls dem Finanzvorstand der RWE AG unterstellt und bedient sich eines rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems, das wir auf Seite 85 f. erläutern.
Der Bereich Interne Revision & Compliance wacht darüber, dass der RWE-Verhaltenskodex eingehalten wird. Sein besonderes Augenmerk liegt darauf, Korruptionsrisiken zu vermeiden. Er berichtet an den Vorstandsvorsitzenden der RWE AG oder - sollten Mitglieder des Vorstands betroffen sein - direkt an den Aufsichtsratsvorsitzenden und an den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses des Aufsichtsrats.
Risiken aus Schwankungen von Commodity-Preisen werden, soweit sie die konventionelle Stromerzeugung, den Energiehandel und das Gas-Midstream-Geschäft betreffen, von RWE Supply & Trading überwacht.
Strategien, die der Begrenzung von Marktrisiken aus dem Erzeugungs- und dem Gas-Midstream-Geschäft dienen, sind vom Commodity-Management-Komitee zu genehmigen. Dabei handelt es sich um ein Expertengremium, das aktuell mit den Mitgliedern der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading und dem Leiter des Bereichs Controlling & Risikomanagement besetzt ist.
Daneben bestimmt das Asset-Management-Komitee über die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Finanzanlagen einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e. V. Diese Aufgabe nimmt es derzeit auch für Geldanlagen der innogy SE wahr. Zu den Mitgliedern des Komitees zählen der Finanzvorstand der RWE AG, der Leiter des Bereichs Finanzen & Kreditrisiko, der Leiter des Bereichs Portfolio Management/Mergers & Acquisitions und der Leiter der Abteilung Financial Asset Management aus dem Bereich Portfolio Management/Mergers & Acquisitions. Hinzu kommen von innogy die Leiter der Bereiche Finanzen, Controlling & Risk sowie Rechnungswesen & Steuern.
Außerdem gibt es bei RWE ein Komitee, das die Verantwortlichen aus dem Rechnungswesen und den für die Rechnungslegung wichtigen Funktionen dabei unterstützt, die Gefahr einer fehlerhaften Finanzberichterstattung einzudämmen (siehe Seite 85).

Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten und unter Beachtung allgemeiner Richtlinien sind unsere Konzerngesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und den Konzernvorgaben entsprechend gesteuert werden. Die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems wird regelmäßig von der internen Revision begutachtet.

Risikomatrix für den RWE-Konzern

Schadenskategorien	Ergebnisrisiken	Verschuldungs-/Liquiditätsrisiken
	Mögliche Auswirkung auf das Nettoergebnis - quantifiziert in Abhängigkeit vom bereinigten EBIT und vom Eigenkapital²	Mögliche Auswirkungen auf den Free Cash Flow und/oder die Nettoschulden
Kategorie V	≥ 50% vom Eigenkapital	≥ 8 Mrd. €
Kategorie IV	≥ 50% vom bereinigten EBIT und < 50% vom Eigenkapital	≥ 4 Mrd. € und < 8 Mrd. €
Kategorie III	≥ 20% und < 50% vom bereinigten EBIT	≥ 2 Mrd. € und < 4 Mrd. €
Kategorie II	≥ 10% und < 20% vom bereinigten EBIT	≥ 1 Mrd. € und < 2 Mrd. €
Kategorie I	< 10% vom bereinigten EBIT	< 1 Mrd. €

¹ Bezogen auf das Jahr, in dem die maximale Schadenshöhe eintreten könnte
² Beim bereinigten EBIT (neue Bezeichnung für "betriebliches Ergebnis", siehe Seite 41) wurde der aus der Mittelfristplanung abgeleitete Durchschnittswert für die Jahre 2017 bis 2019 angesetzt und beim Eigenkapital der um die Anteile anderer Gesellschafter gekürzte Wert aus dem Halbjahresabschluss 2016 (6.188 Mio. €).

Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess.

Risiken und Chancen sind definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten. Ihr Management ist bei uns als kontinuierlicher Vorgang in die betrieblichen Abläufe integriert. Wir erheben Risiken im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den turnusgemäßen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Wesentliche Veränderungen werden dem Vorstand der RWE AG umgehend mitgeteilt. Unsere Führungs- und Aufsichtsgremien lassen sich im Rahmen der Quartalsberichterstattung über die Risikolage informieren. Unsere Analyse der Risiken erstreckt sich i. d. R. auf den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken zum einen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Nettoergebnis und zum anderen hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf den Free Cash Flow und die Nettoschulden. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einer Position zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Dort sind sie mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe erfasst, d. h. unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen wie dem Abschluss von Versicherungen oder der Bildung von Rückstellungen.Je nach Position in der Matrix werden Risiken als gering, mittel oder hoch eingestuft. Auf Basis dieser Analyse können wir ermitteln, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten.

Wesentliche Risiken des RWE-Konzerns¹

Einstufung des höchsten Einzelrisikos	31.12.2016	31.12.2015
Marktrisiken	mittel	mittel
Regulatorische und politische Risiken	hoch	hoch
Rechtliche Risiken	mittel	mittel
Operative Risiken	gering	gering
Finanzwirtschaftliche Risiken	mittel	mittel
Bonität von Geschäftspartnern	mittel	mittel
Sonstige Risiken	mittel	mittel

¹ Stand: 31. Dezember 2016. Aufgrund der Konzernperspektive sind die Risiken von innogy einbezogen.

Wesentliche Risiken für den RWE-Konzern. Wie in der Tabelle oben dargestellt, lassen sich unsere wesentlichen Risiken nach ihrem Gegenstand in sieben Klassen einteilen. Dabei bestimmt das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Das größte Schadenspotenzial sehen wir derzeit bei den regulatorischen und politischen Risiken. Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen.

Marktrisiken

Der RWE-Konzern 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 Kundenverlusten und Ertragseinbußen führen.

Besonders schwer wiegen Marktrisiken, die sich aus der Preisentwicklung an den Commodity-Märkten ergeben. Beispielsweise mindern fallende Stromnotierungen die Wirtschaftlichkeit unserer Kraftwerke und bestimmter zu Fixpreisen abgeschlossener Strombezugsverträge. Möglicherweise müssen wir dann außerplanmäßige Abschreibungen vornehmen oder Rückstellungen bilden. Auch im Gasspeichergeschäft kann Wertberichtigungsbedarf entstehen, etwa wenn sich die saisonalen Unterschiede beim Gaspreis und somit die erzielbaren Margen verringern. Obwohl wir in der Vergangenheit bereits hohe außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen haben, besteht das Wertberichtigungsrisiko fort. Allerdings sehen wir auch Chancen: Sollten sich die Großhandelspreise für Strom und Gas in eine für RWE vorteilhafte Richtung entwickeln, könnte das einen sehr positiven Einfluss auf unsere Ertragslage haben.

Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. Die Commodity-Preisrisiken der Erzeugungs- und Vertriebsgesellschaften im Konzern werden über Absicherungsvorgaben gesteuert. Für unsere Kraftwerke begrenzen wir Margenrisiken dadurch, dass wir ihren Strom größtenteils auf Termin verkaufen und dabei die für seine Erzeugung benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte preislich absichern. Unsere Ziele dabei sind, die Folgen negativer Entwicklungen einzudämmen, kurzfristige Preisschwankungen auszugleichen und zusätzliches Gewinnpotenzial zu erschließen.

Terminmärkte nutzen wir auch im Gas-Midstream-Geschäft. Risiken aus langfristigen, ölpreisgebundenen Gasbezugsverträgen sind wir hier bereits vor Jahren dadurch begegnet, dass wir in Revisionsverhandlungen mit unseren Gaslieferanten durchgesetzt haben, dass die Kontrakte auf Gasgroßhandelspreis-Indexierung umgestellt oder vorzeitig beendet werden. Lediglich für unseren Vertrag mit Gazprom konnte noch keine endgültige Regelung getroffen werden. Allerdings haben wir im Mai 2016 Anpassungen der Konditionen erreicht, durch die sichergestellt ist, dass der Kontrakt auf absehbare Zeit keine Ergebnisrisiken für uns birgt (siehe Seite 39).

Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Das Unternehmen ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Es vermarktet große Teile unserer Erzeugungsposition 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 einzugrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In begrenztem Umfang geht RWE Supply & Trading auch Commodity-Positionen ein, um damit Gewinne zu erzielen.

Unser Risikomanagementsystem im Energiehandel 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 die Risiken aus ihnen innerhalb genehmigter Grenzen bewegen. Richtlinien geben vor, wie mit Commodity-Preisrisiken und den damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Unsere Tochtergesellschaften überwachen ihre Commodity-Positionen fortlaufend. Risiken aus reinen Handelsgeschäften der RWE Supply & Trading unterliegen der täglichen Kontrolle.

Von zentraler Bedeutung für die Risikomessung im Energiehandel ist der Value at Risk (VaR). Er gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einer gegebenen Zeitspanne nicht überschreitet. Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde. Für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das heißt, der VaR stellt den Tagesverlust dar, der mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschritten wird.

Zentrale Steuerungsgröße bei Commodity-Positionen ist der VaR für das Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading, der maximal 40 Mio. € betragen darf. Im Geschäftsjahr 2016 belief er sich auf durchschnittlich 17 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €); der maximale Tageswert lag bei 34 Mio. € (Vorjahr: 31 Mio. €). Überdies haben wir Limite für die einzelnen Handelstische vergeben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren mögliche Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken als zu hoch erachten.

Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte Konzern-EBIT auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften das Gesamtrisiko für den Konzern, das hauptsächlich aus der Stromerzeugung stammt. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2017 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Daneben sehen wir kurzfristige Gewinnchancen, weil wir unsere Kraftwerke flexibel einsetzen können.

Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise als bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 144 ff. im Anhang.

Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel".

Regulatorische und politische Risiken

Die Energieversorgung ist ein langfristiges Geschäft, und wer es betreibt, ist in besonderer Weise auf stabile, verlässliche Rahmenbedingungen angewiesen. Investitionen in Kraftwerke werden für Zeiträume getätigt, die Jahrzehnte umfassen. Striktere Emissionsobergrenzen können zu massiven Ertragsausfällen führen, wenn die Übergangszeiträume zu kurz sind und bestehende Anlagen vorzeitig stillgelegt werden müssen. Ein solches Risiko ergibt sich durch den Klimaschutzplan 2050, den die Bundesregierung im November vorgelegt hat (siehe Seite 33). Demnach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60% unter das Niveau von 1990 absenken. Wir halten das Ziel für sehr ambitioniert und sehen die Gefahr, dass Kohlekraftwerke früher als geplant vom Netz gehen müssen. Hier liegt derzeit das größte Einzelrisiko für RWE. Die theoretisch mögliche Belastung ist erheblich, allerdings halten wir ihr Eintreten für eher unwahrscheinlich. Die sektoralen Emissionsminderungsziele sind nicht endgültig, sondern werden noch einer umfassenden Folgenabschätzung unterzogen. Im Dialog mit der Politik, Gewerkschaften, Beschäftigten und anderen Gruppen werden wir darauf hinweisen, welche Nachteile ein zu ehrgeiziger Emissionsreduktionspfad haben kann, insbesondere im Hinblick auf die Sicherheit der Stromversorgung.

Abrupte Veränderungen des regulatorischen Rahmens gab es in den vergangenen Jahren vor allem auf dem Gebiet der Kernenergie. 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 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 haben im Februar und August 2012 Verfassungsbeschwerden eingelegt, u. a. weil die Betreiber der Anlagen keine Entschädigungen für die Laufzeitverkürzung erhalten haben. Im Dezember 2016 hat das Verfassungsgericht unsere Entschädigungsansprüche teilweise bestätigt und dem Gesetzgeber aufgetragen, bis Mitte 2018 entsprechende Ausgleichsregelungen zu treffen.

Geklärt werden konnte 2016 auch die künftige Aufteilung der Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen den deutschen Kraftwerksbetreibern und dem Staat. Im Dezember 2016 haben Bundestag und Bundesrat ein Gesetz dazu verabschiedet (siehe Seite 34). Es sieht vor, dass der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernimmt. Diese Aufgaben werden aus einem Fonds finanziert, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. RWE wird rund 6,8 Mrd. € in den Fonds einzahlen. Darin eingeschlossen ist ein Risikoaufschlag von 1,8 Mrd. €€, which exempts us from the obligation to make further contributions. The payments thus go beyond the provisions we have made for the disposal obligations assumed by the federal government. However, this also reduces the risk that cost increases caused by the state, for example in the search for final storage facilities, will further diminish RWE's financial and earning power. It is still open whether the nuclear fuel tax is compatible with the German constitution. The tax was levied from 2011 to 2016. We consider it unlawful and have therefore filed lawsuits with the competent tax courts. In January 2013, the Hamburg Fiscal Court referred the question of the constitutionality of the Nuclear Fuel Tax Act to the Federal Constitutional Court for a decision. In December 2013, in a parallel proceeding, the Hamburg Fiscal Court also decided to refer the matter to the European Court of Justice. After the latter ruled in June 2015 that the nuclear fuel tax does not violate European law, the judgment of the Federal Constitutional Court is still pending. It is expected in 2017. If the judges classify the tax as unlawful, there is a chance that the amounts paid will be fully reimbursed. Conventional electricity generation outside of Germany is also exposed to regulatory risks. For example, it cannot be ruled out that a coal tax will be reintroduced in the Netherlands. There and in Great Britain, political groups are campaigning for an early phase-out of coal. It is not yet clear whether they will prevail and what such a service life restriction might look like. In the regulated network business, which innogy operates in Germany and Eastern Europe, risks arise from periodic adjustments to the framework conditions. In 2016, Germany amended the Incentive Regulation Ordinance to the effect that investments by distribution system operators will be included in network charges without delay in the future (see page 35). The reform is intended to take effect for the upcoming five-year regulatory period for gas (from 2018) and electricity (from 2019). For companies that make high investments as part of the energy transition, it can be associated with great advantages. It was also determined which return on equity will be allowed to network operators in the upcoming regulatory period. The future rates are significantly lower than the currently applicable ones (see page 35). However, other important decisions for the upcoming regulatory periods are still pending. For example, the regulator still has to determine the maximum permissible revenues for individual companies. In addition, it has to assess the efficiency of network operators. If deficits are identified here, the companies are required to eliminate them through cost savings by the end of the regulatory period. Regardless of whether they succeed, the regulator will gradually reduce the revenue caps for the companies concerned. Overall, there is therefore a risk that innogy's network companies will be granted revenue caps that are too low and that these will even be further reduced in the course of the regulatory period due to alleged inefficiencies. However, we also see the opportunity for the regulator to set favorable parameters for network operators. Regulatory interventions to the detriment of energy suppliers also threaten the sales business. Evidence of this are the decisions of the British competition authority CMA presented on page 36. According to these, tariffs for customers with special meters that enable pre-payment of electricity via chip cards will be capped for three years from April 1, 2017. In addition, companies will have to disclose which of their customers have been receiving electricity or gas on the same standard tariff for more than three years, so that competitors can make alternative offers to customers. The British government is currently considering what additional measures can be taken to increase customer willingness to switch. We see the danger that the requirements of the CMA and possibly further government interventions will exacerbate the already difficult situation in the British sales business. Within the existing political framework, the RWE Group is exposed to licensing risks in the construction and operation of production facilities. This primarily affects our open-cast mines, power plants, and wind farms. If their ongoing operation is disrupted, this can lead to significant production and revenue losses. Furthermore, there is a risk that the necessary permits for new construction projects will be issued to us late or not at all. Permits that have already been issued can also be revoked. Depending on the progress of construction and contractual obligations to suppliers, this can lead to significant financial burdens. By carefully preparing and monitoring our permit applications, we strive to keep this risk as low as possible. With regard to regulatory and political risks, we currently attach the greatest importance to the Climate Protection Plan 2050 and its possible consequences. The associated risk is the only one that we currently classify as "high". In the previous year, we reported a different high risk at this point: it was the uncertainty about how the responsibility for nuclear waste disposal would be divided between the federal government and the energy suppliers, and how much the companies would have to pay into the nuclear energy fund. Clarity has now been created by the legislature. ― Legal Risks. Individual companies of the RWE Group are involved in court proceedings and arbitration proceedings due to their business operations or through acquisitions. Out-of-court claims are also sometimes asserted against them. In addition, companies of the RWE Group are directly involved in various administrative proceedings or are at least affected by their outcomes. We have made provisions for possible losses from pending proceedings before ordinary courts and arbitration tribunals. Risks can also arise from releases and guarantees that we have granted to purchasers when selling interests. Releases ensure that the seller bears risks that were identified during the pre-contractual due diligence but about which it is unclear whether they will materialize. In contrast, guarantees also cover risks that are unknown at the time of sale. The hedging instruments described are standard when selling companies and interests. Our legal risks are at most in the "medium" category. There has been no change in this regard compared to the previous year. ― Operational Risks. RWE operates technologically complex and networked production facilities. Delays and cost increases may occur during their construction, e.g., as a result of accidents, material defects, delayed deliveries, or time-consuming approval procedures. We counteract this with careful operational and project management as well as high safety standards. In addition, we regularly inspect and maintain our facilities. Nevertheless, it cannot be prevented that isolated failures occur. Where economically sensible, we take out insurance. When investing in tangible and intangible assets, there is a risk that the returns will be lower than expected. In addition, the price paid for acquired companies may prove to have been too high in retrospect. However, the returns on investments may also be higher than originally assumed. For the preparation and implementation of investment decisions, RWE has differentiated responsibility regulations and approval processes. Intensive monitoring of markets and competitors helps us to identify and assess corporate strategic risks and opportunities at an early stage. Our business processes are supported by secure information processing systems. Nevertheless, we cannot rule out the possibility of deficiencies in the availability of IT infrastructure and data security. High security standards are intended to prevent this. In addition, we regularly invest in the modernization of hardware and software. As in the previous year, we classify our operational risks as low. ― Financial Risks. Fluctuations in market interest rates, currency exchange rates, and stock prices can significantly influence our earnings. We attach great importance to the management of currency risks. These arise from our international presence. In addition, energy sources such as coal and oil are traded in US dollars. Companies that are operatively managed by RWE AG are obliged to have their currency risks managed by the parent company, while innogy SE handles this task for its subsidiaries. RWE AG and innogy SE determine the net financial position per currency for their respective companies and hedge it if necessary. They use the VaR concept for measuring and limiting risks. The average annual VaR for RWE AG's foreign currency position in 2016 was less than €1 million. The same applies to innogy's foreign currency position. The previous year's figure, which still related to the entire RWE Group, also fell short of this mark. Interest rate risks exist in multiple ways. An increase in market interest rates can lead to a decline in the prices of securities in our portfolio. This primarily affects fixed-interest bonds. The VaR for the interest rate-related price risk of capital investments averaged €9 million for RWE AG and €4 million for innogy.Der Vorjahreswert für den RWE-Konzern hatte bei 12 Mio. € gelegen. Mit dem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk (CFaR). Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Anders als beim VaR können wir für den CFaR wegen der Reorganisation keinen Jahresdurchschnittswert ermitteln. Zum Bilanzstichtag belief sich der CFaR bei der RWE AG und bei innogy auf jeweils 1 Mio. €. Der vergleichbare Vorjahreswert für den RWE-Konzern betrug ebenfalls 1 Mio. €. Das Marktzinsniveau wirkt sich auch auf die Höhe unserer Rückstellungen aus, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Bei fallenden Marktzinsen steigen i. d. R unsere Rückstellungen und umgekehrt. Auf den Seiten 133 ff. im Anhang geben wir an, wie sensitiv die Barwerte von Pensions-, Kernenergie- und Bergbauverpflichtungen auf Erhöhungen oder Senkungen der Abzinsungsfaktoren reagieren. Die RWE AG und innogy haben auch Aktien in ihrem Wertpapierbestand. Der jahresdurchschnittliche VaR für das Risiko aus Kursveränderungen dieser Papiere betrug bei der RWE AG 8 Mio. € und bei innogy 7 Mio. €. Der Vorjahreswert für den RWE-Konzern hatte bei 8 Mio. € gelegen. Die Risiken und Chancen aus Veränderungen von Wertpapierkursen steuern wir durch ein professionelles Fondsmanagement. Für Finanzgeschäfte der Konzernunternehmen gibt es Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen, die in Richtlinien verankert sind. Sämtliche Finanzgeschäfte werden mit einer speziellen Software erfasst und von der RWE AG bzw. der innogy SE überwacht. Dadurch erreichen wir einen Risikoausgleich über die Einzelgesellschaften hinweg. Wie erwähnt, nimmt die RWE AG das Wertpapiermanagement dienstleistend für innogy wahr. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt auch maßgeblich davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 54 erläutert, haben Standard & Poor's und Moody's das langfristige Rating unserer Senior-Anleihen im vergangenen Jahr auf BBB- bzw. Baa3 abgesenkt. Fitch gibt uns eine etwas bessere Bonitätsnote (BBB), der Ausblick ist aber negativ. Es besteht die Möglichkeit weiterer Ratingherabstufungen. Dadurch könnten zusätzliche Kosten für die Beschaffung von Kapital und die Besicherung von Handelsgeschäften anfallen. Eine Gefahr für unsere aktuelle Bonitätseinschätzung besteht darin, dass uns nach Standard & Poor's weitere Ratingagenturen den sogenannten Equity Credit für unsere Hybridanleihen entziehen. Aktuell stufen Moody's und Fitch diese Titel zur Hälfte als Eigenkapital ein. Seit wir im Februar 2017 bekannt gegeben haben, dass wir eine Hybridanleihe über 250 Mio. CHF zum 4. April 2017 kündigen werden, ohne sie mit neuem Hybridkapital zu refinanzieren, rechnet Standard & Poor's alle sieben ausstehenden Hybridanleihen von RWE komplett dem Fremdkapital zu. Moody's und Fitch könnten nun ebenfalls erwägen, den Equity Credit zu reduzieren oder zu streichen. Wichtige Rating-Kennzahlen wie der Verschuldungsgrad würden dann ungünstiger ausfallen. Ebenso wie im Vorjahr sind unsere größten finanzwirtschaftlichen Risiken im Bereich "mittel" angesiedelt.

― Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Großkunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Wir verfolgen die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner zeitnah und beurteilen ihre Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner und externer 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. Mitunter lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Kreditrisiken und Auslastungen der Limite messen wir im Handels- und Finanzbereich täglich. Kreditrisiken im Vertriebsgeschäft identifiziert innogy durch regelmäßige Analyse der Bonität ihrer Kunden und leitet bei Bedarf Gegenmaßnahmen ein. Darüber hinaus schließt sie Versicherungen gegen Zahlungsausfälle ab. Außerbörsliche Energiehandelsgeschäfte schließen wir grundsätzlich mit Rahmenverträgen ab, wie sie u. a. von der European Federation of Energy Traders (EFET) vorgegeben werden. Darüber hinaus vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Nach wie vor gehen unsere Risiken, die sich aus der Bonität von Geschäftspartnern ergeben, nicht über die Kategorie "mittel" hinaus.

― Sonstige Risiken. Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken und 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. Wie im Vorjahr stufen wir unsere größten sonstigen Risiken als mittel ein.

Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, ist die Risikolage von RWE maßgeblich von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen geprägt. Unser derzeit größtes Risiko ergibt sich aus dem deutschen Klimaschutzplan. Wir halten die bis 2030 angestrebte Reduktion der Treibhausgasemissionen für sehr ambitioniert und sehen die Gefahr eines übereilten Ausstiegs aus der Kohleverstromung. Auch in Großbritannien und den Niederlanden könnte der Fall eintreten, dass Kohlekraftwerke aufgrund rigider Klimaschutzvorgaben frühzeitig stillgelegt werden müssen. Dagegen hat sich die Risikolage in der Kernenergie entschärft. Per Gesetz ist nun geregelt, wie die Verantwortung für die kerntechnische Entsorgung zwischen dem Bund und den Kraftwerksbetreibern aufgeteilt wird. Allerdings bedarf es aus Sicht der Unternehmen noch eines öffentlich-rechtlichen Vertrags mit dem Bund, der ihnen Vertrauensschutz gewährt. Neben dem regulatorischen Rahmen haben auch die Commodity-Preise erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage. Wegen des stark subventionierten Ausbaus der erneuerbaren Energien und niedriger Steinkohlepreise bewegen sich die Notierungen im deutschen Stromgroßhandel weit unter dem Niveau, das sie noch vor einigen Jahren hatten. Deshalb haben wir bereits mehrfach außerplanmäßige Abschreibungen auf Kraftwerke vorgenommen. Sollten die Stromgroßhandelspreise nach der leichten Erholung von 2016 wieder stärker unter Druck geraten, 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 anziehen und sich die Krise der konventionellen Stromerzeugung abschwächt. Den schwierigen Rahmenbedingungen im Energiesektor begegnen wir mit umfassenden effizienzverbessernden Maßnahmen und strikter Investitionsdisziplin. Durch die Gründung und den Börsengang der innogy SE haben wir uns zudem organisatorisch und finanziell krisenfester aufgestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, stellen wir sicher, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Wir haben einen starken operativen Cash Flow, erhebliche liquide Mittel und großen finanziellen Spielraum durch unser Commercial-Paper-Programm und die ungenutzte Kreditlinie. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristigen Mittelbedarfe der Konzerngesellschaften und halten eine hohe Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres umfassenden Risikomanagementsystems und der beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir uns in der Lage, die aktuell erkennbaren Risiken von RWE zu beherrschen. Zugleich arbeiten wir daran, dies auch in Zukunft gewährleisten zu können.

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 zu beseitigen. Das Risiko gravierender Falschdarstellungen kann damit erheblich verringert werden; ganz eliminieren lässt es sich jedoch nicht. 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 dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Im dritten Quartal 2016 sind Rechnungswesen-Einheiten auf die innogy SE übertragen worden, die zuvor bei der RWE AG und dem konzernweit tätigen Kompetenzzentrum (Center of Expertise) unter dem Dach der RWE Group Business Services angesiedelt waren. Das ebenfalls zur RWE Group Business Services gehörende Dienstleistungszentrum (Shared Service Center) in Krakau wurde der innogy SE zugeordnet, erbringt seine Leistungen jedoch weiterhin auch für andere Konzerngesellschaften. Die fachliche Führung des Konzernrechnungswesens obliegt unverändert dem Bereich Rechnungswesen der RWE AG, der auch den Konzernabschluss von RWE aufstellt. Ebenfalls bei der RWE AG liegt die Zuständigkeit für die Gestaltung und Überwachung des IKS.Diese Aufgabe wird vom Rechnungswesen wahrgenommen. Daneben gibt es ein konzernweit gültiges Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS. Außerdem haben wir 2015 das sogenannte IKS-Komitee eingerichtet. Es soll darauf hinwirken, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder des Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Auch innogy SE ist im Komitee repräsentiert. Jedes Jahr nehmen wir eine umfassende Prüfung des IKS vor. Dabei untersuchen wir in einem ersten Schritt, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. Im zweiten Schritt testen wir die Wirksamkeit der Kontrollen. Mit dieser Aufgabe sind Mitarbeiter aus dem Rechnungswesen und der Konzernrevision sowie externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften betraut. Sie nutzen dabei ein IT-System, das wir 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 Prüfung werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei den Untersuchungen, die wir 2016 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Gegenstand der Analyse waren die Prozesse im Rechnungswesen und in den obengenannten Funktionen mit hohem Rechnungslegungsbezug. Die beschriebene IKS-Prüfung bezieht sich auf den Konzern ohne innogy. Für innogy SE und ihre Tochtergesellschaften findet eine separate Untersuchung statt, deren Ergebnisse aber in den IKS-Bericht der RWE AG einfließen. Im Rahmen der externen Berichterstattung legen die Mitglieder des Vorstands der RWE AG zum Halbjahr und zum Gesamtjahr einen Bilanzeid ab. 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 Wirksamkeit des IKS vor. Auch im Geschäftsjahr 2016 sind die internen Kontrollsysteme der RWE AG und der innogy SE weiterentwickelt worden. Die RWE AG konzentrierte sich dabei auf die Kontrollen der RWE Supply & Trading. Bei innogy bezogen sich die Überlegungen zur Weiterentwicklung des IKS schwerpunktmäßig auf die Abrechnungsprozesse im Vertrieb. Dies wird voraussichtlich auch 2017 der Fall sein.

1.13 PROGNOSEBERICHT

Trotz weiterhin rückläufiger Margen in der konventionellen Stromerzeugung stehen die Chancen gut, dass sich das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns leicht verbessert. Aus heutiger Sicht könnte es 2017 einen Wert von 5,4 bis 5,7 Mrd. € erreichen, nachdem es im vergangenen Jahr am unteren Rand dieser Spanne lag. Beim bereinigten Nettoergebnis erwarten wir einen Anstieg auf 1,0 bis 1,3 Mrd. €. Wir sind optimistisch, im Handelsgeschäft nach der negativen Performance des vergangenen Jahres deutlich zulegen zu können. Außerdem rechnen wir mit weiteren Effizienzverbesserungen in der konventionellen Stromerzeugung. Auch unsere Tochter innogy dürfte zur positiven Ergebnisentwicklung beitragen.

Weiterhin moderates Wirtschaftswachstum in der Eurozone. Nach ersten Prognosen für 2017 wird die Wirtschaftsleistung weltweit um rund 3% und im Euroraum um etwa 1,5% steigen. Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat mit einem Plus von 1,3%. Die niederländische Wirtschaft dürfte etwas stärker wachsen als die der Eurozone, die belgische etwa gleich stark. Wegen des Brexit-Votums wird Großbritannien voraussichtlich nur auf ein Plus von 1 % kommen. Die Konjunkturprognosen für unsere zentralosteuropäischen Märkte fallen vergleichsweise günstig aus. Experten erwarten, dass Polen und die Slowakei ein Wachstum von 3% erreichen können, während Tschechien und Ungarn mit rund 2,5% wohl etwas dahinter zurückbleiben werden.

Energieverbrauch voraussichtlich höher als 2016. Unsere Prognose zum diesjährigen Energieverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Darüber hinaus unterstellen wir, dass die Temperaturen im laufenden Jahr auf Normalniveau liegen und damit insgesamt niedriger ausfallen als 2016. 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 ausgehen, stehen dämpfende Einflüsse eines immer effizienteren Energieeinsatzes gegenüber. Für die wichtigsten osteuropäischen Strommärkte von innogy - Polen, die Slowakei und Ungarn - wird ein Plus von jeweils 1 % bis 2% veranschlagt. Beim Gas prognostizieren wir steigende Verbräuche in allen Vertriebsregionen von innogy. Das ergibt sich aus der Annahme normalisierter Temperaturen, die sich in einem höheren Heizwärmebedarf niederschlagen würden. Daneben dürfte das prognostizierte Wirtschaftswachstum die Gasnachfrage anregen. Möglicherweise gehen auch vom Stromerzeugungssektor Impulse aus, falls sich die Marktbedingungen für Gaskraftwerke weiter verbessern. Gegenläufige Einflüsse erwarten wir vom Trend zum Energiesparen.

Stromproduktion für 2017 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft. Die Großhandelspreise für Strom und wichtige Energierohstoffe haben sich im Laufe des vergangenen Jahres etwas erholt. Ihre weitere Entwicklung hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer wirtschaftlicher und politischer Einflussfaktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2017 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte preislich abgesichert. Für die Erzeugung unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke haben wir dabei einen Preis erzielt, der deutlich unter dem Vorjahresdurchschnitt von 35 €/MWh liegt. Unsere Ertragslage in der konventionellen Stromerzeugung dürfte somit schlechter sein als 2016.

Bereinigtes EBITDA 2017: Bandbreite von 5,4 bis 5,7 Mrd. € erwartet. Mit Beginn des laufenden Geschäftsjahres nutzen wir das bereinigte EBITDA anstelle des bereinigten EBIT als zentrale Kennzahl, um die operative Ergebnisentwicklung im Konzern und in den einzelnen Segmenten zu kommentieren. Der Hintergrund: Weil das bereinigte EBITDA keine Abschreibungen enthält, liegt es näher an den operativen Zahlungsströmen, die insbesondere für die Steuerung unseres Kraftwerksportfolios von großer Bedeutung sind. In der folgenden Ergebnisprognose stellen wir nur noch auf das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis ab. Für das laufende Geschäftsjahr prognostizieren wir ein bereinigtes EBITDA zwischen 5,4 und 5,7 Mrd. €. Gegenüber 2016 könnte es sich damit trotz rückläufiger Kraftwerksmargen leicht erhöhen. Wir rechnen damit, dass sich die Performance im Handelsgeschäft stark verbessern wird und dass bei innogy niedrigere Aufwendungen für die Instandhaltung der Verteilnetze anfallen. Das bereinigte Nettoergebnis liegt voraussichtlich in einem Korridor von 1,0 bis 1,3 Mrd. € und damit deutlich über dem Niveau von 2016. Neben den bereits genannten Faktoren kommt hier zum Tragen, dass sich die planmäßigen Abschreibungen auf unsere Kraftwerke verringern. Das ergibt sich aus den hohen Wertberichtigungen des vergangenen Jahres. Zudem erwarten wir eine deutliche Verbesserung beim Finanzergebnis. Sollte der Fall eintreten, dass die Kernbrennstoffsteuer 2017 in höchstrichterlicher Entscheidung als rechtswidrig eingestuft wird und uns die gezahlten Beträge erstattet werden, würden wir dies im neutralen Ergebnis erfassen. Das bereinigte EBITDA und das bereinigte Nettoergebnis blieben somit unbeeinflusst.

scroll Ergebnisausblick für 2017

Ist 2016 in Mio. €	Prognose 2017¹
Bereinigtes EBITDA²	5.403
Konventionelle Stromerzeugung	1.456
Trading/Gas Midstream	-139
innogy	4.203
Bereinigtes Nettoergebnis	777

¹ Klassifizierungen wie "moderat" oder "deutlich" beziehen sich auf prozentuale Abweichungen vom jeweiligen Vorjahreswert.
² Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe Erläuterung auf Seite 41

Auf Ebene der Unternehmensbereiche erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung:

― Konventionelle Stromerzeugung: Das bereinigte EBITDA wird sich hier aller Voraussicht nach deutlich verringern. Wie schon erwähnt, haben wir unsere diesjährige Stromerzeugung bereits größtenteils am Markt platziert. Die dabei erzielten Margen sind insgesamt wesentlich niedriger als die für 2016. Positiv wirkt sich aus, dass die deutsche Kernbrennstoffsteuer Ende 2016 ausgelaufen ist. Außerdem sind wir optimistisch, 2017 von weiteren effizienzverbessernden Maßnahmen profitieren zu können.

― Trading/Gas Midstream: Für diesen Bereich erwarten wir eine deutliche Ergebnisverbesserung. Basis dafür ist die Annahme, dass wir im Handelsgeschäft nach der negativen Performance von 2016 wieder wesentlich erfolgreicher sein werden. Die Ertragslage im Gas-Midstream-Geschäft dürfte stabil bleiben.

― innogy: Unsere Tochter wird voraussichtlich moderat über Vorjahr abschließen, u. a. wegen rückläufiger Aufwendungen für den Betrieb und die Instandhaltung der Verteilnetze. Im Vertriebsgeschäft und bei den erneuerbaren Energien wird ein Ergebnis in der Größenordnung des Vorjahres erwartet.

Dividende für 2017. Die Ausschüttungspolitik der RWE AG wird auch künftig am Grundsatz der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit ausgerichtet sein.# RWE AG

Report on the 2017 Fiscal Year

For the 2017 fiscal year, the Management Board aims for a dividend on common and preferred shares of €0.50. This level is to be at least maintained for the following fiscal years. Our dividend proposal is guided by the operating cash inflow that is sustainably available to RWE. Slight increase in personnel. Although restructuring measures lead to further personnel reductions in conventional power generation, the number of employees in the Group is expected to increase slightly. The main reason for this is employee growth at innogy. The acquisition of Belectric Solar & Battery at the beginning of 2017, through which our subsidiary gained around 600 employees, also plays a role. Investments for 2017 estimated at €2.5 to €3.0 billion. Our investments are expected to be between €2.5 and €3.0 billion in the current year. This includes expenses for financial assets. About four-fifths of the investment budget will be allocated to innogy, particularly for the maintenance and expansion of distribution networks. In addition, innogy plans to further expand its generation capacity in the field of renewable energies. Approximately €0.4 billion is planned for our power plants and open-cast mines. The focus here is on the maintenance and modernization of facilities. Net debt expected to be at the previous year's level. Our net debt is expected to be in the order of magnitude of the previous year (€22.7 billion) at the end of 2017. As explained on page 34, we will endow the newly created public-law nuclear energy fund on July 1, 2017, with the base amount and the 35 percent risk surcharge - a total of approximately €6.8 billion. This will burden our net financial position. However, since the future payment is already accounted for in the provisions in the consolidated financial statements for 2016, it is not expected to have any impact on the development of net debt. Positive effects from a possible refund of the nuclear fuel tax are not included in the forecast. Furthermore, we assume that the interest rate level will remain stable - and thus also the discount factors for the calculation of the provisions.

2 DECLARATION OF THE LEGAL REPRESENTATIVES

We hereby declare to the best of our knowledge that, in accordance with the applicable accounting principles, the consolidated financial statements provide a true and fair view of the assets, financial position, and earnings of the Group, and that the Group management report presents the business development, including the business results and the Group's position, in such a way that a true and fair view is provided, and that the significant opportunities and risks of the expected development of the Group are described.

Essen, February 27, 2017

The Management Board

Schmitz
Krebber
Tigges

3 CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS

3.1 STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME

in millions of € (see notes) | 2016 | 20151
---|---|---|
Revenue (incl. gas/electricity tax) (1) | 45,833 | 48,090
Gas/electricity tax (1) | 2,243 | 2,242
Revenue (1) | 43,590 | 45,848
Other operating income (2) | 1,435 | 2,420
Cost of materials (3) | 33,397 | 33,867
Personnel expenses (4) | 4,777 | 4,803
Depreciation and amortization (5), (10) | 6,647 | 5,522
Other operating expenses (6) | 4,323 | 3,608
Result from investments accounted for using the equity method (7), (13) | 387 | 238
Other investment income (7) | 153 | 246
Finance income (8) | 1,883 | 1,865
Finance expenses (8) | 4,111 | 3,454
Result from continuing operations before taxes | -5,807 | -637
Income taxes (9) | -323 | 603
Result from continuing operations | -5,484 | -1,240
Result from discontinued operations | 1,524 |
Result | -5,484 | 284
Of which: share of profit of other owners | 167 | 356
Of which: share of profit of hybrid capital providers of RWE AG | 59 | 98
Of which: net result / profit attributable to shareholders of RWE AG | -5,710 | -170
Basic and diluted earnings per share in € (28) | -9.29 | -0.28
Of which: from continuing operations in € | -9.29 | -2.76
Of which: from discontinued operations in € | 2.48 |
1 Adjusted prior-year figures

3.2 STATEMENT OF COMPREHENSIVE INCOME

in millions of €1 (see notes) | 2016 | 2015
---|---|---|
Result | -5,484 | 284
Actuarial gains and losses from defined-benefit pension plans and similar obligations | -629 | -683
Share of other comprehensive income of associates accounted for using the equity method (13) | 37 | -67
Other comprehensive income directly recognized in equity, not to be reclassified to profit or loss | -592 | -750
Exchange differences on translation (22) | -59 | 249
Fair value of available-for-sale financial instruments (29) | 78 | -251
Fair value of financial instruments in hedging relationships (29) | 976 | -139
Share of other comprehensive income of associates accounted for using the equity method (13), (22) | -17 | 4
Other comprehensive income directly recognized in equity, to be reclassified to profit or loss in the future | 978 | -137
Other comprehensive income directly recognized in equity | 386 | -887
Total comprehensive income | -5,098 | -603
Of which: attributable to shareholders of RWE AG | -5,284 | -1,006
Of which: attributable to hybrid capital providers of RWE AG | 59 | 98
Of which: attributable to other owners | 127 | 305
1 Amounts after tax

3.3 STATEMENT OF FINANCIAL POSITION

Assets in millions of € (see notes) | 31.12.2016 | 31.12.2015
---|---|---|
Non-current assets | |
Intangible assets (10) | 12,749 | 13,215
Property, plant and equipment (11) | 24,455 | 29,357
Investment property (12) | 63 | 72
Investments accounted for using the equity method (13) | 2,908 | 2,952
Other financial assets (14) | 1,055 | 885
Financial receivables (15) | 403 | 501
Other receivables and other assets (16) | 1,175 | 1,810
Deferred tax assets | 219 | 195
Deferred taxes (17) | 2,884 | 2,466
| 45,911 | 51,453
Current assets | |
Inventories (18) | 1,968 | 1,959
Financial receivables (15) | 1,471 | 1,074
Trade receivables (19) | 4,999 | 5,601
Other receivables and other assets (16) | 7,418 | 9,088
Deferred tax assets | 234 | 159
Securities (20) | 9,825 | 7,437
Cash and cash equivalents (21) | 4,576 | 2,522
Assets held for sale | 41 | 30
| 30,491 | 27,881
| 76,402 | 79,334

Liabilities in millions of € (see notes) | 31.12.2016 | 31.12.2015
---|---|---|
Equity (22) | |
RWE AG shareholders' equity | 2,754 | 5,847
Hybrid capital providers' equity of RWE AG | 942 | 950
Other owners' equity | 4,294 | 2,097
| 7,990 | 8,894
Non-current liabilities | |
Provisions (24) | 20,686 | 24,623
Financial liabilities (25) | 16,041 | 16,718
Other liabilities (27) | 2,196 | 2,741
Deferred taxes (17) | 723 | 1,233
| 39,646 | 45,315
Current liabilities | |
Provisions (24) | 12,175 | 5,186
Financial liabilities (25) | 2,142 | 2,362
Trade payables (26) | 5,431 | 6,122
Deferred tax liabilities | 131 | 50
Other liabilities (27) | 8,887 | 11,386
Liabilities held for sale | 19 | 30
| 28,766 | 25,125
| 76,402 | 79,334

3.4 STATEMENT OF CASH FLOWS

in millions of € (see notes, 32) | 2016 | 2015
---|---|---|
Result from continuing operations | -5,484 | -1,240
Depreciation/amortization | 6,670 | 5,628
Change in provisions | 2,043 | -616
Change in deferred taxes | -1,136 | 59
Result from disposal of assets and securities | -227 | -580
Other non-cash income/expenses | 1,147 | -193
Change in net working capital | -661 | 281
Cash flow from operating activities of continuing operations | 2,352 | 3,339
Cash flow from operating activities of discontinued operations | -125 |
Cash flow from operating activities | 2,352 | 3,214
Cash flow from investing activities | |
Intangible assets/property, plant and equipment/investment property | |
Investments | -2,027 | -2,898
Proceeds from disposal of assets | 238 | 734
Acquisitions/investments | |
Investments | -281 | -275
Proceeds from disposal of assets/divestments | 527 | 4,436
Change in securities and money market instruments | -2,587 | -2,487
Cash flow from investing activities (before initial/subsequent funding of plan assets) | -4,130 | -490
Initial/subsequent funding of plan assets | -440 | -1,305
Cash flow from investing activities of continuing operations (after initial/subsequent funding of plan assets) | -4,570 | -1,795
Cash flow from investing activities of discontinued operations | -111 |
Cash flow from investing activities (after initial/subsequent funding of plan assets) | -4,570 | -1,906
Cash flow from financing activities | |
Changes in equity (incl. other owners) | 4,514 | -1,523
Dividends/distributions to RWE shareholders and other owners | -407 | -1,070
Issuance of financial liabilities | 5,732 | 5,451
Repayment of financial liabilities | -5,557 | -5,161
Cash flow from financing activities of continuing operations | 4,282 | -2,303
Cash flow from financing activities of discontinued operations | 260 |
Cash flow from financing activities | 4,282 | -2,043
| |
Net change in cash and cash equivalents | 2,064 | -735
Effect of exchange rate and other changes on cash and cash equivalents | -24 | 14
Change in cash and cash equivalents | 2,040 | -721
Cash and cash equivalents at beginning of reporting period | 2,536 | 3,257
Of which: classified as "assets held for sale" | -14 | -86
Cash and cash equivalents at beginning of reporting period per consolidated balance sheet | 2,522 | 3,171
Cash and cash equivalents at end of reporting period | 4,576 | 2,536
Of which: classified as "assets held for sale" | -14 |
Cash and cash equivalents at end of reporting period per consolidated balance sheet | 4,576 | 2,522

3.5 STATEMENT OF CHANGES IN EQUITY

Changes in equity | Issued capital of RWE AG | Capital reserve of RWE AG | Retained earnings and statement of earnings in millions of € (see notes, 22) | As of: 01.01.2015 | 1,574 | 2,385 | 5,008
Capital repayment/payment | | | |
Dividend payments1 | | | -615 |
Result | | | -170 |
Other Comprehensive Income | | | -691 |
Total Comprehensive Income | | | -861 |
Other changes | | | 80 |
| As of: 31.12.2015 | 1,574 | 2,385 | 3,612 |
Capital payment | | | |
Dividend payments1 | | | -5 |
Result | | | -5,710 |
Other Comprehensive Income | | | -745 |
Total Comprehensive Income | | | -6,455 |
Other changes | | | 2,196 |
| As of: 31.12.2016 | 1,574 | 2,385 | -652 |

Changes in equity | Accumulated Other Comprehensive Income | RWE AG shareholders' equity | Hybrid capital providers' equity of RWE AG | in millions of €# 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 2016 ist am 27. Februar 2017 vom Vorstand der RWE AG zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften. Die Vorjahreszahlen sind nach denselben Grundsätzen ermittelt worden.

Neben der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung sowie der Bilanz und der Kapitalflussrechnung wird die Veränderung des Eigenkapitals gezeigt. Der Anhang enthält zudem eine Segmentberichterstattung. Zum Zwecke einer klareren Darstellung sind verschiedene Posten der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst worden. Im Anhang werden diese Posten gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gegliedert. Der Konzernabschluss wird in Euro aufgestellt. Alle Beträge sind -soweit nicht anders angegeben - in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016.

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 IAS 39 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 155 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: 01.01.2016	146	177	323
Erstkonsolidierungen	7	16	23
Entkonsolidierungen	-1	-6	-7
Verschmelzungen	-17	-7	-24
Stand: 31.12.2016	135	180	315

Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2016	70	21	91
Erwerbe
Veräußerungen	-2	-2
Sonstige Veränderungen	-2	-2
Stand: 31.12.2016	70	17	87

Zudem werden sechs (Vorjahr: 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-0ffshore-Windpark, den innogy zusammen mit Scottish and Southern Energy (SSE) Renewables Holdings betreibt. innogy Renewables 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 innogy dar. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen.

Veräußerungen

Lynemouth

Im Januar 2016 hat RWE Supply & Trading GmbH die Gesellschaft Lynemouth Power Ltd., den Betreiber des 420-MW-Kohlekraftwerks Lynemouth, an EP UK Investment Ltd., eine Tochtergesellschaft der Energetický a prumyslový holding (EPH), verkauft. Die Beteiligung war dem Segment Trading/Gas Midstream zugeordnet. Der Entkonsolidierungsgewinn betrug 33 Mio. € und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" ausgewiesen. Lynemouth Power Ltd. wurde zum 31. Dezember 2015 mit Buchwerten in Höhe von 41 Mio. € als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und in Höhe von 19 Mio. € als zur Veräußerung bestimmte Schulden in der Bilanz ausgewiesen.

Enovos

Im März 2016 hat RWE ihre Beteiligung von 18,4% am luxemburgischen Energieversorger Enovos International S.A. an ein Konsortium unter Führung des Großherzogtums Luxemburg und der Investmentgesellschaft Ardian veräußert. Die Beteiligung war dem Bereich Sonstige/Konsolidierung zugeordnet.

Zephyr

Im Juni 2016 haben die Vorstände der RWE AG und der innogy SE (vormals: RWE International SE) einem Verkauf von 33,3% der Anteile an dem assoziierten Unternehmen Zephyr Investments Limited (Zephyr) sowie den damit verbundenen Gesellschafterdarlehen zugestimmt. Die Beteiligung war dem Segment innogy zugeordnet. Die Transaktion wurde Ende Juli 2016 abgeschlossen.

innogy

Am 7. Oktober 2016 hat unsere Tochtergesellschaft innogy Aktien aus einer Kapitalerhöhung an der Frankfurter Wertpapierbörse platziert. Im Zusammenhang mit dem Börsengang hat RWE 13,2% ihrer Anteile an innogy zum Preis von 36 € je Aktie verkauft. Der Zufluss von 2,6 Mrd. € aus dem Bestandsverkauf von 73.375.315 Aktien führte zu einer Erhöhung des Eigenkapitals der Aktionäre der RWE AG um 1,4 Mrd. € und einer Erhöhung der Anteile anderer Gesellschafter um 1,2 Mrd. €. Durch die Kapitalerhöhung und die Veräußerung der Aktien aus eigenen Beständen hat sich der Anteil von RWE an innogy auf 76,8% verringert.

Insgesamt wurden durch Anteilsverkäufe, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von 62 Mio. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen, sonstigen betrieblichen Aufwendungen und im Beteiligungsergebnis erfasst (Vorjahr: 64 Mio. €). Davon entfielen 8 Mio. € (Vorjahr: 23 Mio. €) auf Neubewertungen verbleibender Anteile. Im Rahmen von Käufen bzw. Verkäufen von Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten, die zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, wurden Kaufpreise in Höhe von 55 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €) entrichtet und Verkaufspreise in Höhe von 84 Mio. € (Vorjahr: 4.325 Mio. €) erzielt; sie wurden ausschließlich in Zahlungsmitteln entrichtet. Damit verbunden wurden flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €) erworben und in Höhe von 1 Mio. € (Vorjahr: 126 Mio. €) veräußert. Aus Änderungen des Konsolidierungskreises sind langfristige Vermögenswerte (inkl. latenter Steuern) von 55 Mio. € (Vorjahr: 863 Mio.€) zugegangen und kurzfristige Vermögenswerte (ohne flüssige Mittel) von 54 Mio. € (Vorjahr: 5.453 Mio. €) abgegangen; die lang- und kurzfristigen Schulden haben sich um 15 Mio. € (Vorjahr: 2.596 Mio. €) vermindert. Die flüssigen Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") haben sich im Saldo um 2 Mio. € erhöht (Vorjahr: Verminderung 49 Mio. €). Die Einflüsse von Änderungen des Konsolidierungskreises sind -soweit von besonderer Bedeutung - im Anhang vermerkt.

Konsolidierungsgrundsätze

Die in den Konzernabschluss einbezogenen Abschlüsse der in- und ausländischen Unternehmen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt. Tochterunternehmen, deren Geschäftsjahr nicht am Konzernabschlussstichtag (31. Dezember) endet, stellen grundsätzlich zu diesem Termin einen Zwischenabschluss auf. Eine Tochtergesellschaft (Vorjahr: vier) hat mit dem 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre sind auf steuerliche Gründe bzw. 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 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. Falls sich bei einer gemeinschaftlichen Tätigkeit die Anteilsquote von RWE von dem Anteil, der RWE am Output der Tätigkeit zusteht (Abnahmequote), unterscheidet, erfolgt die Erfassung von Vermögenswerten, Schulden, Aufwendungen und Erträgen nach der Abnahmequote.

Währungsumrechnung

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

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

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

	Wechselkurse Durchschnitt	Stichtag in €
	2016	2015	31.12.2016	31.12.2015
1 US-Dollar	0,91	0,91	0,95	0,92
1 Pfund Sterling	1,22	1,38	1,17	1,36
100 tschechische Kronen	3,70	3,67	3,70	3,70
100 ungarische Forint	0,32	0,32	0,32	0,32
1 polnischer Zloty	0,23	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 werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) unterzogen.

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

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

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

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

Nutzungsdauer in Jahren
Gebäude 10 - 75
Technische Anlagen
Thermische Kraftwerke 10 - 60
Windkraftanlagen Bis zu 23
Stromnetze 20 - 45
Wasserleitungsnetze 11 - 80
Gas- und Wasserspeicher 11 - 60
Gasverteilungsanlagen 10 - 40
Anlagen im Bergbau 3 - 25
Grubenaufschlüsse im Bergbau 44 - 52
Sonstige regenerative Anlagen 4 - 40

Im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Sachanlagen werden mit dem beizulegenden Zeitwert oder mit dem Barwert der Mindestleasingraten aktiviert, je nachdem, welcher Wert niedriger ist. Sie werden linear über die voraussichtliche Nutzungsdauer oder über die kürzere Vertragslaufzeit abgeschrieben. Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen RWE Leasingnehmer ist, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Mindestleasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Sachanlagen folgt den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen.

Investment Property (als Finanzinvestition gehaltene Immobilien) umfasst alle Immobilien, die zur Erzielung von Mieteinnahmen oder langfristigen Wertsteigerungen gehalten und weder in der Produktion noch für Verwaltungszwecke eingesetzt werden. Es wird zu fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet. Bei der erstmaligen Bewertung sind auch Transaktionskosten einzubeziehen. Abnutzbares Investment Property wird über eine Laufzeit von 16 bis 50 Jahren linear abgeschrieben. Der beizulegende Zeitwert des Investment Property ist im Anhang angegeben. Er wird nach international anerkannten Bewertungsmethoden, z. B. der Discounted-Cash-Flow-Methode, ermittelt oder aus den aktuellen Marktpreisen vergleichbarer Immobilien abgeleitet. Auch bei Investment Property folgt die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung den für immaterielle Vermögenswerte beschriebenen Grundsätzen.

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

Die unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen/Gemeinschaftsunternehmen sowie die übrigen Beteiligungen und die langfristigen Wertpapiere gehören der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar" an. In diese Kategorie fallen Finanzinstrumente, die keine Kredite und Forderungen oder bis zur Endfälligkeit gehaltene Finanzinvestitionen darstellen und nicht erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Sie werden sowohl bei der Zugangsbilanzierung als auch in den Folgeperioden mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern im Other Comprehensive Income erfasst. Bei Veräußerung der Finanzinstrumente wird der Gewinn oder Verlust erfolgswirksam. Liegen wesentliche objektive Anzeichen für eine Wertminderung eines Vermögenswertes vor, wird dieser erfolgswirksam abgeschrieben. Solche Anzeichen könnten sein, dass es für einen finanziellen Vermögenswert keinen aktiven Markt mehr gibt oder dass sich ein Schuldner in finanziellen Schwierigkeiten befindet und möglicherweise bereits mit den Zins- und Tilgungszahlungen im Verzug ist.

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

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

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

Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe einschließlich Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus). Sofern die Vorräte nicht hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden sie zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten oder zu niedrigeren Nettoveräußerungswerten angesetzt. Die Herstellungskosten entsprechen den produktionsorientierten Vollkosten; sie werden auf der Grundlage einer normalen Kapazitätsauslastung ermittelt und enthalten neben den direkt zurechenbaren Kosten auch angemessene Teile der notwendigen Material- und Fertigungsgemeinkosten. Fertigungsbedingte Abschreibungen sind ebenfalls berücksichtigt. Fremdkapitalkosten werden dagegen nicht als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Für die Ermittlung der Anschaffungskosten werden i. d. R. Durchschnittswerte herangezogen. Der Abraumverbrauch des Braunkohlebergbaus wird nach dem Prinzip "First in - first out" (Fifo-Verfahren) ermittelt. Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands erfasst. Kernbrennelemente werden mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Die Abschreibungen werden arbeitsabhängig nach dem Verbrauch und leistungsabhängig nach der Nutzungsdauer des Reaktors ermittelt. Vorräte, die hauptsächlich mit der Absicht erworben wurden, aus einem kurzfristigen Weiterverkauf Gewinne zu erzielen, werden mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich der Vertriebsaufwendungen bilanziert. Wertänderungen werden erfolgswirksam erfasst.

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

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

Als zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte sind Vermögenswerte ausgewiesen, die in ihrem gegenwärtigen Zustand veräußert werden können und deren Veräußerung sehr wahrscheinlich ist. Dabei kann es sich um einzelne langfristige Vermögenswerte, um Gruppen von Vermögenswerten (Veräußerungsgruppen) oder um Geschäftsbereiche (nicht fortgeführte Aktivitäten bzw. Discontinued Operations) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als zur Veräußerung bestimmte Schulden gesondert ausgewiesen. Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert.# H1

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 des Anwartschaftsbarwertverfahrens (Projected-Unit-Credit-Methode) ermittelt. Bei dem 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 SAPS Table S2PA mit Berücksichtigung künftiger Sterblichkeitsveränderungen). 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 aus dem Atomgesetz und dem Entsorgungsfondsgesetz, sowie auf Auflagen aus den Betriebsgenehmigungen. Ihrer Bewertung liegen Schätzungen zugrunde, die auf konkretisierenden Verträgen sowie auf Angaben von internen und externen Experten (z. B. Fachgutachtern) 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 Finanzverbindlichkeiten, die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, die Ertragsteuerverbindlichkeiten 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. Für Zwecke der Folgebewertung werden die Mindestleasingzahlungen in die Finanzierungskosten und den Tilgungsanteil der Restschuld aufgeteilt. Die Finanzierungskosten werden so über die Laufzeit des Leasingverhältnisses verteilt, dass über die Perioden ein konstanter Zinssatz auf die verbliebene Schuld entsteht. 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 Anteile an innogy SE verändert. Die Erlöse aus dem Verkauf haben zu einer Erhöhung des Finanzvermögens geführt und somit zu einer signifikanten Reduzierung der Nettofinanzschulden auf 1,7 Mrd. € (Vorjahr: 7,4 Mrd. €) beigetragen. Somit bestehen die Nettoschulden von RWE größtenteils aus den Rückstellungen von 22,1 Mrd. € (Vorjahr: 19,1 Mrd. €), die im Durchschnitt eine sehr lange Duration aufweisen und wesentlich durch externe Faktoren wie das allgemeine Zinsniveau getrieben werden. Die genaue Berechnung der Nettoschulden bzw. Nettofinanzschulden findet sich auf S. 55 des Lageberichts. 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 und der angestrebte positive Cash Flow. RWE steuerte im Geschäftsjahr 2016 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 bereinigten EBITDA an. Im abgelaufenen Geschäftsjahr lag er bei 4,2 (Vorjahr: 3,6). Nach dem Börsengang von innogy überprüft die RWE AG die finanziellen Steuerungsgrößen. Die zukünftig relevanten Finanzkennzahlen werden derzeit definiert. 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 unterstützen unser Rating. Die führenden Ratingagenturen Moody's, Fitch sowie Standard & Poor's stufen Hybridkapital in Teilen als Eigenkapital ein. Die Bonität von RWE wird derzeit von Moody's mit "Baa3", von Fitch mit "BBB" und von Standard & Poor's mit "BBB-" bewertet. Damit bewegt sich unser Rating weiterhin im Bereich "Investment Grade". Die kurzfristigen Bonitätsnoten für RWE lauten "P-3", "F3" bzw. "A-3".

Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften

Der International Accounting Standards Board (IASB) hat Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards (IFRS) verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2016 verpflichtend anzuwenden sind:

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 19 - Leistungsorientierte Pläne: Arbeitnehmerbeiträge (2013)
Änderungen an IAS 27 "Equity-Methode in Einzelabschlüssen" (2014)
Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2012-2014 (2014)
Jährliche Verbesserungen an den IFRS Zyklus 2010-2012 (2013)
Änderungen an IFRS 10, IFRS 12 und IAS 28 "Investmentgesellschaften: Anwendung der Ausnahme von der Konsolidierungspflicht" (2014)
Änderungen an IFRS 11 "Bilanzierung von Erwerben an einer gemeinschaftlichen Tätigkeit" (2014)

Die erstmalige Anwendung dieser Änderungen hat keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss.# Neue Rechnungslegungsvorschriften

Der IASB hat weitere Standards und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2016 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen sind im Folgenden dargestellt. Teilweise sind sie noch nicht von der EU anerkannt.

IFRS 9 "Finanzinstrumente" (2014)

ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Der Standard 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 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. Bei der Klassifizierung und Bewertung finanzieller Vermögenswerte geht RWE gegenwärtig nicht von wesentlichen Auswirkungen auf die Bilanzierung von Schuldinstrumenten aus. Anteile an Publikumsfonds werden überwiegend ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert zu bilanzieren sein. Inwieweit Effekte aus der Fair-Value-Bewertung von Eigenkapitalinstrumenten wesentlich sein werden, kann derzeit noch nicht abgeschätzt werden. Darüber hinaus ist über die Ausübung der Option zur Erfassung von Fair-Value-Änderungen im Other Comprehensive Income für Eigenkapitalinstrumente noch nicht entschieden. Bezüglich der Klassifizierung und Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten werden sich voraussichtlich kaum Änderungen ergeben. Die Erfassung erwarteter Verluste nach dem neuen Wertberichtigungsmodell führt voraussichtlich zu einer früheren Erfassung von Wertberichtigungen, im Umstellungszeitpunkt zu niedrigerem Eigenkapital und höherer Volatilität in der Gewinn- und Verlustrechnung. RWE geht derzeit davon aus, dass die bisherigen bilanziellen Sicherungsbeziehungen fortgeführt werden können. Inwieweit aufgrund von IFRS 9 zusätzliche bilanzielle Sicherungsbeziehungen designiert werden können, wird derzeit geprüft. Die Ausübung der Fair-Value-Option für Eigenverbrauchverträge wird noch geprüft. Die Möglichkeit, die Zeitwertkomponente von Optionen bei Sicherungsbeziehungen auszuschließen, wird voraussichtlich nicht angewendet. RWE wird beim Übergang auf die Klassifizierungs- und Bewertungsmethoden nach IFRS 9 keine Vorjahreszahlen angeben und daher die Gewinnrücklagen zum 1. Januar 2018 anpassen, um die Effekte aus der erstmaligen Anwendung des Standards zu erfassen. Um die Darstellung der neuen Anhangangaben insbesondere bezüglich Hedge Accounting, Kreditrisiken und erwarteter Verluste zu gewährleisten, sind System- und Berichtsanpassungen erforderlich.

IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2014)

einschließlich Änderungen an IFRS 15 "Zeitpunkt des Inkrafttretens von IFRS 15" (2015) und "Clarifications to IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers" (2016) ersetzen 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 Erstanwendung kann wahlweise vollständig retrospektiv oder auf Basis einer retrospektiven Anwendung ohne Korrektur der Vergleichsperiode (modifiziert retrospektiver Ansatz) erfolgen.

Derzeit untersucht RWE die Ergebnisse seiner IFRS 15-Vertragsanalyse. Auf Basis einer vorläufigen Beurteilung wurden die folgenden Bereiche für eine mögliche Änderung der Bilanzierung von Umsatzerlösen nach IFRS 15 identifiziert:

Vertrieb von Energie an Privathaushalte

Kunden können gratis ausgegebene Zugaben wie Thermostate, Gutscheine oder Haushaltsgeräte als Anreiz für einen Vertragsabschluss erhalten. Nach IFRS 15 sind auch für die kostenlosen Zugaben Umsatzerlöse zu erfassen, wenn bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Sofern sich solche kostenlosen Zugaben als separate Leistungsverpflichtung nach IFRS 15 qualifizieren, werden die korrespondierenden Umsatzerlöse im Zeitpunkt des Kontrollübergangs erfasst. Zudem ergeben sich im Vergleich zu IAS 18 Unterschiede in der Allokation des Transaktionspreises auf vergünstigt angebotene Produkte. Beide Effekte führen zu einer früheren erlöswirksamen Erfassung des auf die kostenlosen Zugaben bzw. vergünstigten Produkte entfallenden Transaktionspreises.

Gewährleistungs- und Garantieverpflichtungen

Für Gewährleistungs- oder Garantieverpflichtungen muss zwischen einer Zusicherung, dass das gelieferte Produkt den vertraglich vereinbarten Spezifikationen entspricht ("assurance-type warranty") und einer darüber hinausgehenden Leistung ("service-type warranty") differenziert werden. "Assurance-type warranties" stellen keine zusätzlichen Leistungen für den Kunden dar und sind daher keine separaten Leistungsverpflichtungen. Sofern es sich um eine "service-type warranty" handelt, liegt eine separate Leistungsverpflichtung vor, der ein Teil des Umsatzerlöses zugeordnet wird. Die Erfassung der auf eine solche Leistungsverpflichtung entfallenden Umsatzerlöse ergibt sich aus den jeweiligen Geschäftsbedingungen der Gewährleistungs- oder Garantieverpflichtung. Es ist wahrscheinlich, dass sich hieraus eine Änderung für die Erfassung von Umsatzerlösen ergibt.

Vertrieb von Energie an Geschäftskunden

In Verträgen mit Geschäftskunden werden häufig Bandbreiten vereinbart, die es dem Kunden erlauben, von der vertraglich vereinbarten Abnahmemenge abzuweichen. Zeitgleich werden in solchen Verträgen auch Strafzahlungen vereinbart, wenn die tatsächliche Abnahmemenge außerhalb der vereinbarten Bandbreite liegt. Wenn diese Strafzahlungen als signifikant eingestuft werden und der Verbrauch gleichzeitig nicht auf Basis einer monatlichen Messung der Abnahmemenge bestimmt wird, können sich Auswirkungen für die Bilanzierung erhaltener Anzahlungen ergeben.

Prinzipal-Agent-Beziehungen

IFRS 15 enthält zusätzliche Vorgaben zur Bestimmung der Rolle eines Unternehmens als Prinzipal oder Agent. So stellt der Standard für die Abgrenzung zukünftig auf die Kontrolle über das Produkt oder die Dienstleistung und nicht länger die Verteilung der Risiken und Chancen ab. Insofern kann es dazu kommen, dass Unternehmen sich in manchen Fällen nicht länger als Prinzipal qualifizieren und keinen Umsatz ausweisen, sondern zukünftig Provisionserlöse aus ihrer Agententätigkeit generieren.

Weitere Auswirkungen und Erstanwendung

Der Ausweis und die Anforderungen für die Anhangangaben nach IFRS 15 sind umfangreicher im Vergleich zu den aktuellen Vorgaben nach IAS 18. RWE erhebt derzeit die neuen Anhangangaben und überarbeitet seine Systeme und Prozesse, um die neuen Anforderungen zu erfüllen. RWE wird voraussichtlich die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung nutzen. Eine vorzeitige Anwendung von IFRS 15 ist von RWE nicht beabsichtigt. Darüber hinaus berücksichtigt RWE bereits mögliche Umstellungen durch die vom IASB im April 2016 veröffentlichten, aber noch nicht in EU-Recht übernommenen Änderungen an IFRS 15 durch "Clarifications to IFRS 15" und überwacht alle weiteren Entwicklungen.

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 - auch im Hinblick auf die weiterhin erforderliche Klassifizierung von Leasingverhältnissen - keine wesentlichen Änderungen gegenüber der aktuellen Bilanzierung nach IAS 17.

Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019 oder danach beginnen. RWE wird IFRS 16 voraussichtlich nicht vorzeitig ab 2018 in Verbindung mit IFRS 15 anwenden. Die Auswirkungen von IFRS 16 (2016) auf den 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 7 "Disclosure Initiative" (2016)
Amendments to IAS 12 "Recognition of Deferred Tax Assets for Unrealised Losses" (2016)
Amendments to IAS 40 "Transfers of Investment Property" (2016)
Annual Improvements to IFRS Standards 2014-2016 Cycle (2016). Der Sammelstandard beinhaltet Änderungen und Klarstellungen an IFRS 1, IFRS 12 und IAS 28.
Amendments to IFRS 2 "Classification and Measurement of Share-based Payment Transactions" (2016)
Amendments to IFRS 10 and IAS 28 "Sale or Contribution of Assets between an Investor and an Associate or Joint Venture" (2014). Der EU-Erstanwendungszeitpunkt für diese Änderungen wurde auf unbestimmte Zeit verschoben.# 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. Dieser Nettoausweis wird ab dem Geschäftsjahr 2016 insbesondere auch bei Gashandelsgeschäften angewendet. Die Vorjahreswerte wurden um 509 Mio. € angepasst. 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 2016 auf 87.208 Mio. € (Vorjahr: 103.169 Mio. €). Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 148 f. nach Unternehmensbereichen und Regionen aufgegliedert. Durch Erst- und Entkonsolidierungen haben sie sich im Saldo um 423 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. €	2016	2015
Erträge aus aktivierten Eigenleistungen	252	291
Erträge aus Bestandsveränderung der Erzeugnisse	11	77
Auflösung von Rückstellungen	208	265
Kostenumlagen/-erstattungen	68	76
Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten (ohne Wertpapiere)	77	57
Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierungen	273	286
Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten	37	211
Ersatz- und Versicherungsleistungen	128	575
Vermietung und Verpachtung	18	20
Neubewertungsertrag bei sukzessiver Erlangung der Beherrschung	159	-
Übrige	363	403
Summe	1.435	2.420

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 verminderten die sonstigen betrieblichen Erträge um 7 Mio. €.

(3) Materialaufwand

Materialaufwand in Mio. €	2016	2015
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren	20.977	21.926
Aufwendungen für bezogene Leistungen	12.420	11.941
Summe	33.397	33.867

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 41.375 Mio. € (Vorjahr: 55.079 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. Aufgrund des Nettoausweises bei Gashandelsgeschäften ab dem Geschäftsjahr 2016 wurden die Vorjahreswerte um 509 Mio. € angepasst. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Materialaufwand um 302 Mio. €.

(4) Personalaufwand

Personalaufwand in Mio. €	2016	2015
Löhne und Gehälter	3.840	3.728
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	937	1.075
Summe	4.777	4.803

Anzahl Mitarbeiter	2016	2015
Tarif- und sonstige Mitarbeiter	46.543	46.707
Außertarifliche Mitarbeiter	12.530	12.643
Summe	59.073	59.350

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 2.070 (Vorjahr: 2.140) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten den Personalaufwand um 43 Mio. €.

(5) Abschreibungen

Abschreibungen in Mio. €	2016	2015
Immaterielle Vermögenswerte	254	472
Sachanlagen	6.388	5.045
Investment Property	5	5
Summe	6.647	5.522

Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 26 Mio. € (Vorjahr: 24 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen. Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die Abschreibungen um 36 Mio. €.

Außerplanmäßige Abschreibungen in Mio. €	2016	2015
Immaterielle Vermögenswerte	25	236
Sachanlagen	4.354	2.874
Investment Property	1	-
Summe	4.380	3.110

Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 3.695 Mio. € (Vorjahr: 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: 1,3 Mrd. €; Vorjahr: 6,1 Mrd. €). Im Vorjahr entfielen auf einen Kraftwerksblock in Deutschland des Segments Konventionelle Stromerzeugung außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 654 Mio. €, da dieser Kraftwerksblock stillgelegt wurde. Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 168 Mio. € entfielen auf einen türkischen Kraftwerksblock des Segments Konventionelle Stromerzeugung aufgrund veränderter Marktsituation, im Wesentlichen aufgrund der aktuellen Einschätzung der kurz-, mittel- und langfristigen Strompreisentwicklung (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 106 Mio. € entfielen auf das schottische Biomasse-Kraftwerk Markinch, das im Segment Konventionelle Stromerzeugung ausgewiesen wird, im Wesentlichen in Folge geänderter Annahmen zur Förderung im Bereich erneuerbarer Energien sowie niedrigerer Verfügbarkeit (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Im Vorjahr entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 568 Mio. € auf britische Kraftwerksanlagen des Segments Konventionelle Stromerzeugung aufgrund veränderter Marktsituation in Folge der Kapazitätsmarktauktion (erzielbarer Betrag: 1,9 Mrd. €). Auf Sachanlagen der als gemeinschaftliche Tätigkeit abgebildeten N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Niederlande, des Segments Konventionelle Stromerzeugung entfielen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 58 Mio. € (Vorjahr: 101 Mio. €) aufgrund geänderter Preiserwartungen (erzielbarer Betrag: 0 Mrd. €; Vorjahr: 0,1 Mrd. €). Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 97 Mio. € entfielen auf Onshore-Windparks in Polen im Segment innogy (davon 90 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 7 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights), im Wesentlichen aufgrund verschlechterter regulatorischer Rahmenbedingungen in Polen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Darüber hinaus wurden im Segment innogy außerplanmäßige Abschreibungen auf Gasspeicher in Höhe von 204 Mio. € (davon 186 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 18 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte) vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €), im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen. Außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte in Höhe von 173 Mio. € entfielen im Vorjahr auf IT-Systeme im Segment innogy aufgrund fehlender Werthaltigkeit (erzielbarer Betrag: 0,2 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 4,25% (Vorjahr: 4,75%) zugrunde und den sonstigen Bewertungsmodellen Diskontierungszinssätze in einer Bandbreite von 4,00 bis 9,75% (Vorjahr: 1,25 bis 5,50%). Unsere zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom, Rohöl, Erdgas, Kohle und CO2 -Emissionsrechten, der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen sind die ermittelten beizulegenden Zeitwerte der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen.

(6) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Sonstige betriebliche Aufwendungen in Mio. €	2016	2015
Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen	320	537
Rückstellungszuführungen	1.787	286
Konzessionen, Lizenzen und andere vertragliche Verpflichtungen	443	436
Struktur- und Anpassungsmaßnahmen	-108	166
Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung	267	303
Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren)	239	327
Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung	36	58
Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen	178	182
Allgemeine Verwaltungskosten	128	142
Werbemaßnahmen	268	203
Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten	46	47
Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten	130	140
Kosten des Post- und Zahlungsverkehrs	61	72
Gebühren und Beiträge	136	134
Währungskursverluste	17	57
Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern)	78	98
Übrige	297	420
Summe	4.323	3.608

In den Aufwendungen für Struktur- und Anpassungsmaßnahmen sind in Höhe von 79 Mio. € Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen enthalten. Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten die sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 28 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. |# (8) Finanzergebnis

Finanzergebnis in Mio. €

	2016	2015
Zinsen und ähnliche Erträge	271	265
Andere Finanzerträge	1.612	1.600
Finanzerträge	1.883	1.865
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	914	1.069
Zinsanteile an Zuführungen zu Rückstellungen für Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens)	134	153
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich und bergbaubedingten Rückstellungen	876	571
sonstigen Rückstellungen	277	97
Andere Finanzaufwendungen	1.910	1.564
Finanzaufwendungen	4.111	3.454
	-2.228	-1.589

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 Zinserträge 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 7 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 4,4 und 5,0% (Vorjahr: 5,0 und 5,1 %).

Zinsergebnis in Mio. €

	2016	2015
Zinsen und ähnliche Erträge	271	265
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	914	1.069
	-643	-804

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

Zinsergebnis nach Bewertungskategorien in Mio. €

	2016	2015
Kredite und Forderungen	173	181
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	98	84
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten	-914	-1.069
	-643	-804

Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 199 Mio. € (Vorjahr: 297 Mio. €). Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 318 Mio. € (Vorjahr: 129 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren.

(9) Ertragsteuern

Ertragsteuern in Mio. €

	2016	2015
Tatsächliche Ertragsteuern	819	544
Latente Steuern	-1.142	59
	-323	603

Von den latenten Steuern entfallen -1.521 Mio. € (Vorjahr: 637 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr ergaben sich Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern in Höhe von 1.460 Mio. € (Vorjahr: 777 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Aufwendungen von -92 Mio. € (Vorjahr: Erträge 75 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 4 Mio. € (Vorjahr: 7 Mio. €). Die Aufwendungen aus latenten Steuern verringerten sich aufgrund neu einzuschätzender und bisher nicht erfasster steuerlicher Verlustvorträge um 121 Mio. € (Vorjahr: 100 Mio. €). Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die Ertragsteuern um 24 Mio. €.

Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern in Mio. €

	2016	2015
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	5	25
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	-579	26
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen¹	430	-1.595
	-144	-1.544
¹ Einschließlich Wertberichtigung

Direkt mit dem Eigenkapital verrechnet wurden Steuern in Höhe von 6 Mio. € (Vorjahr: 38 Mio. €).

Steuerüberleitungsrechnung in Mio. €

	2016	2015
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	-5.807	-637
Theoretischer Steueraufwand	-1.852	-200
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen	-62	58
Steuereffekte auf steuerfreie inländische Dividenden	-55	-84
steuerfreie ausländische Dividenden	-5	-10
sonstige steuerfreie Erträge	-3	-15
steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen	42	44
Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen)	-46	19
nicht nutzbare Verlustvorträge, Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen, Abschreibungen auf Verlustvorträge, Latenzierung von Verlustvorträgen	1.247	-60
Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen	64	-97
Steuersatzänderungen im Ausland	-6
Sonstige Wertberichtigungen latenter Steuern im Organkreis der RWE AG	752	871
Sonstige Veränderungen latenter Steuern aus Konzernrestrukturierung	-560
Sonstiges	161	77
Effektiver Steueraufwand	-323	603
Effektiver Steuersatz in %	5,6	-94,7

Zur Ermittlung des theoretischen Steueraufwandes wird der für die RWE AG gültige Steuersatz in Höhe von 31,9% (Vorjahr: 31,4%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag von 5,5% und dem konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz.

Erläuterungen zur Bilanz

(10) Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte in Mio. €

	2016	2015
Entwicklungsausgaben
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	1.137	1.015
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-34	-1
Zugänge	107	206
Umbuchungen	8	3
Währungsanpassungen	-144	53
Abgänge	27	139
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	1.047	1.137
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016	664	542
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-33	-1
Abschreibungen des Berichtsjahres	108	236
Umbuchungen	-1
Währungsanpassungen	-82	24
Abgänge	26	137
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016	630	664
Buchwerte Stand: 31.12.2016	417	473

Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	2.790	2.733
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	31	15
Zugänge	67	55
Umbuchungen	13	9
Währungsanpassungen	-42	20
Abgänge	43	42
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	2.816	2.790
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016	2.312	2.137
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	29	-6
Abschreibungen des Berichtsjahres	120	211
Umbuchungen	2
Währungsanpassungen	-17	8
Abgänge	36	38
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016	2.410	2.312
Buchwerte Stand: 31.12.2016	406	478

Kundenbeziehungen und ähnliche Werte
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	3.319	3.074
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	11	83
Zugänge		1
Umbuchungen	-6
Währungsanpassungen	-401	162
Abgänge	8
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	2.915	3.319
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016	3.040	2.854
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises
Abschreibungen des Berichtsjahres	26	24
Umbuchungen
Währungsanpassungen	-400	162
Abgänge	8
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016	2.658	3.040
Buchwerte Stand: 31.12.2016	257	279

Immaterielle Vermögenswerte in Mio. €

	2016	2015
Geschäfts- oder Firmenwerte
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	11.979	11.507
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	112	271
Zugänge	5	10
Umbuchungen	1	12
Währungsanpassungen	-393	191
Abgänge	35	181
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	11.664	11.979
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016	1	0
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	1	-7
Abschreibungen des Berichtsjahres	254	472
Umbuchungen	1
Währungsanpassungen	-499	194
Abgänge	70	175
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016	1	1
Buchwerte Stand: 31.12.2016	11.663	11.979

Geleistete Anzahlungen
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	7	1
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-1	3
Zugänge	5	5
Umbuchungen	-5
Währungsanpassungen	0	0
Abgänge	0	0
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	6	7
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises
Abschreibungen des Berichtsjahres
Umbuchungen
Währungsanpassungen
Abgänge
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016
Buchwerte Stand: 31.12.2016	6	7

Summe
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2016	19.232	18.330
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	119	368
Zugänge	179	276
Umbuchungen	11	12
Währungsanpassungen	-980	427
Abgänge	113	181
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 31.12.2016	18.448	19.232
Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2016	6.017	5.533
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-4	-7
Abschreibungen des Berichtsjahres	254	472
Umbuchungen	1
Währungsanpassungen	-499	194
Abgänge	70	175
Kumulierte Abschreibungen Stand: 31.12.2016	5.699	6.017
Buchwerte Stand: 31.12.2016	12.749	13.215

Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 165 Mio. € (Vorjahr: 268 Mio. €) aufgewendet. Entwicklungsausgaben wurden in Höhe von 115 Mio. € (Vorjahr: 209 Mio. €) aktiviert. Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen:

Geschäfts- oder Firmenwerte in Mio. €

	31.12.2016	31.12.2015
Netz & Infrastruktur Deutschland	2.768	2.696
Netz & Infrastruktur Osteuropa	1.107	1.107
Vertrieb Niederlande/Belgien	2.670	2.695
Vertrieb Deutschland	928	898
Vertrieb Großbritannien	2.070	2.414
Vertrieb Osteuropa	409	409
Erneuerbare Energien	705	754
Trading/Gas Midstream	1.006	1.006
	11.663	11.979

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 zugeordnet. Im Segment innogy sind mit Wirkung zum 1. Januar 2016 neue Zahlungsmittel generierende Einheiten gebildet worden. Im Zuge dessen wurden von der ehemaligen Zahlungsmittel generierenden Einheit "Vertrieb/Verteilnetze Deutschland" Firmenwerte in Höhe von 2.696 Mio. € auf die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Netz & Infrastruktur Deutschland" und in Höhe von 898 Mio. € auf die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Vertrieb Deutschland" übertragen.# Geschäfts- oder Firmenwert

Der Geschäfts- oder Firmenwert der ehemaligen Zahlungsmittel generierenden Einheit "Zentralost-/Südosteuropa" wurde in Höhe von 1.107 Mio. € auf die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Netz & Infrastruktur Osteuropa" und in Höhe von 409 Mio. € auf die neue Zahlungsmittel generierende Einheit "Vertrieb Osteuropa" übertragen. Der im Zusammenhang mit der Bildung der neuen Zahlungsmittel generierenden Einheiten durchgeführte Impairment-Test hat zu keiner Wertberichtigung geführt. Im Berichtsjahr sind aus Entkonsolidierungen Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 0 Mio. € abgegangen (Vorjahr: 22 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten in den Zahlungsmittel generierenden Einheiten "Vertrieb Deutschland" sowie "Netz & Infrastruktur Deutschland" zu einer ergebnisneutralen Erhöhung des Geschäfts- oder Firmenwertes; sie sind mit 92 Mio. € (Vorjahr: 197 Mio. €) in den Zugängen enthalten.

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 drei 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 4,0 bis 5,75% (Vorjahr: 4,5 bis 6,0%) 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 Zahlungsmittel generierenden Einheiten, die jeweils als beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ermittelt wurden, lagen zum Bilanzstichtag über deren Buchwerten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und des betrieblichen Ergebnisses nach Steuern in der ewigen Rente. Die Zahlungsmittel generierende Einheit "Netz & Infrastruktur Osteuropa" wies von allen Zahlungsmittel generierenden Einheiten die geringste Überdeckung des Buchwertes durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag lag um 1,5 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 1,6 Prozentpunkte erhöhter Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 6,6%, eine um mehr als 1,9 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter -1,9% oder ein um mehr als 83 Mio. € reduziertes betriebliches Ergebnis nach Steuern in der ewigen Rente angesetzt worden wäre.

(11) Sachanlagen

Sachanlagen in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten	Stand: 01.01.2016	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	7.489	-214	122	107	-68	97	7.339
Technische Anlagen und Maschinen	73.967	57	1.854	171	-1.186	606	74.257
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	2.246	15	132	-21	-25	195	2.152
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	1.710	-30	324	-261	-25	10	1.708
Summe	85.412	-172	2.432	-4	-1.304	908	85.456

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2016	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Zuschreibungen	Stand: 31.12.2016
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	4.206	-216	479	42	-30	36	6	4.439
Technische Anlagen und Maschinen	49.358	43	5.719	-8	-472	512	2	54.126
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.569	3	176	-16	-20	191		1.521
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	922		14	-19	-3	-1		915
Summe	56.055	-173	6.388	-1	-525	738	8	61.001

Buchwerte

	Stand: 31.12.2016
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	2.900
Technische Anlagen und Maschinen	20.131
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	631
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	793
Summe	24.455

Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten

	Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Zugänge	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Stand: 31.12.2015
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	7.047	20	116	394	32	120	7.489
Technische Anlagen und Maschinen	66.760	412	1.886	5.545	395	1.031	73.967
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.960	160	132	103	15	124	2.246
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	7.211	-183	646	-6.054	121	31	1.710
Summe	82.978	409	2.774	-15	563	1.306	85.412

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2015	Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Zuschreibungen	Stand: 31.12.2015
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	3.732	-8	307	206	10	27	14	4.206
Technische Anlagen und Maschinen	44.286	-114	3.952	1.890	150	806		49.358
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.484	5	153	32	12	117		1.569
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2.417		634	-2.129	172			922
Summe	51.919	-117	5.046	1	294	950	14	56.055

Buchwerte

	Stand: 31.12.2015
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken	3.283
Technische Anlagen und Maschinen	24.609
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	677
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	788
Summe	29.357

In den Abgängen durch Änderungen des Konsolidierungskreises waren im Vorjahr technische Anlagen und Maschinen mit einem Buchwert von 10 Mio. € enthalten, die als "zur Veräußerung bestimmt" klassifiziert wurden. Zum 1. Januar 2016 wurde die Nutzungsdauer für den Tagebauaufschluss im Zuge der jährlichen Überprüfung an die aktuellen wirtschaftlichen Gegebenheiten angepasst. Dies führte im Geschäftsjahr 2016 zu einem Rückgang der planmäßigen Abschreibungen um 54 Mio. €.

Sachanlagen in Höhe von 87 Mio. € (Vorjahr: 13 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte, Sicherungsübereignungen und sonstigen Beschränkungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 250 Mio. € (Vorjahr: 282 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: 01.01.2016	Zugänge	Umbuchungen	Abgänge	Stand: 31.12.2016
Investment Property	218			2	15	205

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2016	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Abgänge	Zuschreibungen	Stand: 31.12.2016
Investment Property	146	5	1	9	1	142

Buchwerte

	Stand: 31.12.2016
Investment Property	63

Investment Property in Mio. €

	Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten	Stand: 01.01.2015	Zugänge	Umbuchungen	Abgänge	Stand: 31.12.2015
Investment Property	264		1	2	49	218

Kumulierte Abschreibungen

	Stand: 01.01.2015	Abschreibungen des Berichtsjahres	Umbuchungen	Abgänge	Zuschreibungen	Stand: 31.12.2015
Investment Property	181	5	1	41		146

Buchwerte

	Stand: 31.12.2015
Investment Property	72

Zum 31. Dezember 2016 betrug der beizulegende Zeitwert des Investment Property 127 Mio. € (Vorjahr: 150 Mio. €), davon sind 23 Mio. € der Stufe 2 (Vorjahr: 27 Mio. €) und 104 Mio. € der Stufe 3 (Vorjahr: 123 Mio. €) der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Vom beizulegenden Zeitwert beruhen 48 Mio. € (Vorjahr: 57 Mio. €) auf einer Bewertung durch konzernexterne, unabhängige Gutachter. Vom Buchwert des Investment Property entfielen 4 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Im Berichtszeitraum wurden Mieterträge in Höhe von 12 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €) erzielt. Die direkten betrieblichen Aufwendungen betrugen 8 Mio. € (Vorjahr: 8 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 Elektrizitäts-AG/ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), Klagenfurt/Österreich
RheinEnergie AG, Köln

in Mio.# Anhang

Assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen

Nicht wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen

	Assoziierte Unternehmen	Gemeinschaftsunternehmen
	in Mio. €	in Mio. €
	31.12.2016 31.12.2015	31.12.2016 31.12.2015
Anteiliges Ergebnis	203 36	115 134
Anteilig direkt im Eigenkapital erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	10 -36	14 -24
Summe der anteilig erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	213 129	110
Buchwerte	1.403 1.520	494 435

Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 98 Mio. € (Vorjahr: 92 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen.

(14) Übrige Finanzanlagen

	in Mio. €
	31.12.2016
	31.12.2015
Nicht konsolidierte Tochterunternehmen	280
	147
Übrige Beteiligungen	535
	499
Langfristige Wertpapiere	240
	239
	1.055
	885

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 102 Mio. € bzw. 15 Mio. € (Vorjahr: 116 Mio. € bzw. 15 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften.

(15) Finanzforderungen

	31.12.2016	31.12.2015
	in Mio. €	in Mio. €
	Langfristig	Kurzfristig
	Langfristig	Kurzfristig
Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen	249	5
	233	5
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	719	568
Sonstige Finanzforderungen
Zinsabgrenzungen	86	111
Übrige sonstige Finanzforderungen	154	661
	268	390
	403	1.471
	501	1.074

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

	31.12.2016	31.12.2015
	in Mio. €	in Mio. €
	Langfristig	Kurzfristig
	Langfristig	Kurzfristig
Derivate	1.080	5.414
	1.726	6.881
Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	29	15
Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen	305	59
CO2 -Emissionsrechte	208	323
Übrige sonstige Vermögenswerte	66	1.491
	69	1.825
	1.175	7.418
	1.810	9.088
Davon: finanzielle Vermögenswerte	1.120	5.699
	1.756	7.402
Davon: nicht finanzielle Vermögenswerte	55	1.719
	54	1.686

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 3 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. Zum 31. Dezember 2016 wurden auf den Unterschiedsbetrag zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften bzw. assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") in Höhe von 463 Mio. € (Vorjahr: 245 Mio. €) keine passiven latenten Steuern gebildet, da in absehbarer Zeit wahrscheinlich keine Ausschüttungen erfolgen bzw. sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht auflösen werden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 3.018 Mio. € bzw. 2.764 Mio. € (Vorjahr: 1.715 Mio. € bzw. 1.231 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen:

	31.12.2016	31.12.2015
	in Mio. €	in Mio. €
	Aktiv Passiv	Aktiv Passiv
Langfristige Vermögenswerte	1.302 1.340	840 1.701
Kurzfristige Vermögenswerte	1.262 2.075	204 1.137
Steuerliche Sonderposten	1 874	10 254
Langfristige Schulden
Pensionsrückstellungen	1.786 161	341 32
Sonstige langfristige Rückstellungen	1.030 183	1.274 462
Kurzfristige Schulden	1.756 689	1.511 94
	7.137 5.322	4.180 3.680
Verlustvorträge
Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern)	334	480
Gewerbesteuer	12	253
Bruttobetrag	7.483 5.322	4.913 3.680
Saldierung	-4.599 -4.599	-2.447 -2.447
Nettobetrag	2.884 723	2.466 1.233

Zum 31. Dezember 2016 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 370 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 1.325 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 7.935 Mio. € bzw. 3.139 Mio. € (Vorjahr: 2.975 Mio. € bzw. 423 Mio. €). Davon werden körperschaftsteuerliche Verlustvorträge in Höhe von 4.016 Mio. € innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Die übrigen Verlustvorträge können im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt genutzt werden. Zum 31. Dezember 2016 betrugen die temporären Differenzen, für die keine aktiven latenten Steuern angesetzt wurden, 9.748 Mio. € (Vorjahr: 9.836 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von -38 Mio. € (Vorjahr: -1 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet.

(18) Vorräte

	in Mio. €
	31.12.2016
	31.12.2015
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe inkl. Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus	1.144
	1.342
Unfertige Erzeugnisse/Leistungen	196
	222
Fertige Erzeugnisse und Waren	627
	393
Geleistete Anzahlungen	1
	2
	1.968
	1.959

Im Vorjahr wurden Vorräte in Höhe von 143 Mio. € an ein nicht konsolidiertes strukturiertes Unternehmen zu marktüblichen Konditionen verkauft. Dabei wurden Umsatzerlöse von 154 Mio. € erzielt. Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 69 Mio. € (Vorjahr: 37 Mio. €). Davon entfielen auf Gasvorräte 45 Mio. € (Vorjahr: 6 Mio. €), auf Kohlevorräte 18 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) und auf Biomassevorräte 6 Mio. € (Vorjahr: 26 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 vom jeweiligen Lagerort (z. B. ARA-Häfen) 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.

Amprion GmbH, KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, RheinEnergie AG

	in Mio. €
	31.12.2016
	31.12.2015
Bilanz
Langfristige Vermögenswerte	3.062
	2.642
Kurzfristige Vermögenswerte	2.092
	2.289
Langfristige Schulden	648
	674
Kurzfristige Schulden	2.627
	2.429
Proportionaler Anteil am Eigenkapital²	472
	459
Konsolidierungsmaßnahmen	198
	198
Buchwert	472
	459
Gesamtergebnisrechnung
Umsatzerlöse	12.210
	11.449
Ergebnis	142
	111
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-8
	15
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	134
	126
Dividende	21
	24
RWE-Anteilsquote	25%
	25%

	in Mio. €
	31.12.2016
	31.12.2015
Bilanz
Langfristige Vermögenswerte	1.607
	1.595
Kurzfristige Vermögenswerte	318
	261
Langfristige Schulden	837
	809
Kurzfristige Schulden	261
	262
Proportionaler Anteil am Eigenkapital²	341
	339
Buchwert	540
	537
Gesamtergebnisrechnung
Umsatzerlöse	1.383
	1.441
Ergebnis	90
	83
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-6
	-18
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	84
	66
Dividende	30
	15
RWE-Anteilsquote	49%
	49%

	in Mio. €
	31.12.2016
	31.12.2015
Bilanz
Langfristige Vermögenswerte	1.589
	1.557
Kurzfristige Vermögenswerte	732
	944
Langfristige Schulden	751
	813
Kurzfristige Schulden	573
	696
Proportionaler Anteil am Eigenkapital²	203
	183
Buchwert	203
	183
Gesamtergebnisrechnung
Umsatzerlöse	2.281
	2.291
Ergebnis	147
	103
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-35
	-51
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	111
	53
Dividende	28
	25
RWE-Anteilsquote	20%
	20%

1 Zahlen basieren auf einem Anteilsbesitz von 100% an der KEH
2 Zahlen basieren auf dem proportionalen Eigenkapitalanteil an KEH und KELAG

Die Amprion GmbH, mit Sitz in Dortmund, ist ein Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) für den Strombereich. Haupteigentümer der Amprion ist ein Konsortium von Finanzinvestoren unter Führung von Commerz Real, einer Tochter der Commerzbank. Die KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, mit Sitz in Klagenfurt, Österreich, ist ein führendes österreichisches Energieversorgungsunternehmen in den Geschäftsfeldern Strom, Fernwärme und Erdgas. RWE hält über die innogy SE einen Anteil von 49% an der Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), die der größte Anteilseigner der KELAG ist. Die dargestellten Konsolidierungsmaßnahmen sind im Wesentlichen auf den Goodwill bei Erwerb zurückzuführen. Die RheinEnergie AG, mit Sitz in Köln, versorgt Privathaushalte und Unternehmen in Köln und der rheinischen Region mit Strom, Gas, Wasser und Wärme. RWE hält über die innogy SE einen Anteil von 20% an der RheinEnergie AG.# RWE AG – Anhang zum Konzernabschluss nach IFRS

Erläuterungen zu den einzelnen Posten der Konzernbilanz

Änderungen des Konsolidierungskreises erhöhten die Vorräte um 3 Mio. €.

(19) Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
Durch Änderungen des Konsolidierungskreises verminderten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen um 25 Mio. €.

(20) Wertpapiere
Von den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 9.171 Mio. € (Vorjahr: 5.630 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 654 Mio. € (Vorjahr: 1.807 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert. Wertpapiere in Höhe von 185 Mio. € (Vorjahr: 708 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. €	31.12.2016	31.12.2015
Kasse und Bankguthaben	4.535	2.521
Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten)	41	1
Summe	4.576	2.522

RWE hält Bankguthaben ausschließlich im Rahmen der kurzfristigen Liquiditätsdisposition. Für Geldanlagen werden Banken anhand verschiedener Bonitätskriterien ausgewählt. Hierzu zählen 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 2016 wie im Vorjahr auf Marktniveau.

(22) Eigenkapital
Die Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 96 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert:

Gezeichnetes Kapital	Stückzahl in Tsd.	%	Stückzahl in Tsd.	%
	31.12.2016		31.12.2015
Stammaktien	575.745	93,7	575.745	93,7
Vorzugsaktien	39.000	6,3	39.000	6,3
Summe	614.745	100,0	614.745	100,0

Gezeichnetes Kapital	Buchwert in Mio. €	Buchwert in Mio. €
	31.12.2016	31.12.2015
Stammaktien	1.474	1.474
Vorzugsaktien	100	100
Summe	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 2016 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2016 wurden von der RWE AG bzw. der in ihrem mittelbaren Mehrheitsbesitz stehenden Tochtergesellschaft innogy SE insgesamt 10.880 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 149.339,26 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 27.852,80 € (0,00177% des gezeichneten Kapitals). Diese Stammaktien wurden an Mitarbeiter der Tochterunternehmen anlässlich von Dienstjubiläen weitergereicht. Hieraus resultierte ein Gesamterlös von 149.339,26 €, der den Anschaffungskosten entspricht. 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 # Bilanz

	31.12.2016	31.12.2015
Langfristige Vermögenswerte	36.239	38.235
Kurzfristige Vermögenswerte	10.651	19.737
Langfristige Schulden	24.442	23.700
Kurzfristige Schulden	11.781	15.812

Gesamtergebnisrechnung


Umsatzerlöse	41.549	43.456
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-457	285
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	1.329	2.223


Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit	2.674	2.755
Anteile anderer Gesellschafter	3.997	1.811
Dividenden an andere Gesellschafter	231	227
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	219	320

Anteilsquote anderer Gesellschafter an der innogy SE: 23,2%

Darüber hinaus bestehen auch Anteile anderer Gesellschafter an Tochterunternehmen der innogy SE.

(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.

Beat 2010

	Tranche 2012	Tranche 2013	Tranche 2014	Tranche 2015
Wartezeit:	4 Jahre	4 Jahre	4 Jahre	4 Jahre
Zusagezeitpunkt	01.01.2012	01.01.2013	01.01.2014	01.01.2015
Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares	6.942.033	5.355.398	2.787.806	3.643.361
Laufzeit	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 STOXX-Europe-600-Utilities-Index erreicht wurde, gemessen an deren Indexgewicht zum Zeitpunkt der Auflegung der Tranche. Die Outperformance wird anhand des Total Shareholder Return gemessen, der die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich reinvestierter Dividenden berücksichtigt. Zum dritten Bewertungsstichtag erfolgt eine automatische Auszahlung, zum ersten und zweiten Bewertungsstichtag kann die Anzahl der auszahlbaren Performance Shares frei gewählt werden.

Ermittlung der Auszahlung

Ermittlung des Indexgewichts der Vergleichsunternehmen, die zum Bewertungsstichtag einen geringeren Total Shareholder Return als RWE aufweisen.
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.
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:

	Tranche 2012	Tranche 2013	Tranche 2014	Tranche 2015
Performance Shares aus Beat 2010 in €
Beizulegender Zeitwert pro Stück	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:

	Tranche 2012	Tranche 2013	Tranche 2014	Tranche 2015
Performance Shares aus Beat 2010
Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres	6.065.468	4.478.884	2.297.914	3.135.131
Zugesagt Veränderung (zugeteilt/verfallen)	120.801	123.037	67.460	86.574
Ausgezahlt
Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres	5.944.667	4.355.847	2.230.454	3.048.557

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

Eine neue Tranche wurde 2016 nicht begeben. Stattdessen gibt es sowohl bei der RWE AG als auch bei innogy SE einen neuen Long-term Incentive Plan (LTIP) für Führungskräfte mit der Bezeichnung "Strategy Performance Plan" (SPP). Der neue LTIP verwendet ein aus der Mittelfristplanung abgeleitetes, internes Erfolgsziel (bereinigtes Nettoergebnis) und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses der RWE AG bzw. der innogy SE. Die Führungskräfte erhalten eine Anzahl virtueller Aktien. Die finale Anzahl der virtuellen Aktien einer Tranche wird nach einem Jahr anhand der Zielerreichung des bereinigten Nettoergebnisses ermittelt. Es folgt eine dreijährige Haltefrist, bevor es zu einer möglichen Auszahlung kommt.

SPP RWE AG

	Tranche 2016
Laufzeitbeginn	01.01.2016
Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares	486.436
Laufzeit	4 Jahre
Erfolgsziel	bereinigtes Nettoergebnis
Obergrenze/Stückzahl Performance Shares	150%
Obergrenze/Auszahlungsbetrag	200%

Ermittlung der Auszahlung

Der Auszahlungsbetrag errechnet sich aus der festgeschriebenen Anzahl endgültig gewährter Performance Shares multipliziert mit der Summe aus
a) dem arithmetischen Mittel der Schlusskurse (mit allen verfügbaren Nachkommastellen) der RWE Stammaktie (ISIN DE 000703129) im Xetra-Handel der Deutsche Börse AG (oder an Stelle des Xetra-Systems tretenden Nachfolgesystems) über die letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende des Erdienungszeitraums (vesting period), kaufmännisch gerundet auf zwei Dezimalstellen, und
b) den in den Geschäftsjahren zwischen der Festschreibung der Performance Shares und dem Ende des Erdienungszeitraums pro Aktie ausgezahlten Dividenden; Dividenden werden nicht verzinst oder reinvestiert.

Fällt eine Dividendenzahlung in den 30-tägigen Zeitraum zur Kursermittlung gemäß lit. a), dann werden die Kurse der Handelstage vor der Zahlung ("Cum-Kurse") um die Dividende bereinigt, da die Dividende ansonsten anteilig doppelt berücksichtigt würde.

Auszahlungsbetrag = (Anzahl endgültig festgeschriebener Performance Shares) x (arithmetisches Mittel des Aktienkurses + gezahlte Dividenden)

Der so ermittelte Auszahlungsbetrag ist dabei betragsmäßig auf 200% des Zuteilungsbetrags begrenzt.

Wechsel der Unternehmenskontrolle/Fusion

Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle ("Kontrollwechsel") liegt vor, wenn entweder
a) ein Aktionär durch das Halten von mindestens 30% der Stimmrechte - einschließlich der ihm nach § 30 des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetz (WpÜG) zuzurechnenden Stimmrechte Dritter - die Kontrolle i.S.v. § 29 WpÜG erworben hat, oder
b) mit der RWE AG als abhängigem Unternehmen ein Beherrschungsvertrag nach § 291 AktG wirksam abgeschlossen worden ist, oder
c) die RWE AG gemäß § 2 Umwandlungsgesetz mit einem anderen konzernfremden Rechtsträger verschmolzen wurde, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Werts der RWE AG. In diesem Fall ist lit. a) nicht anwendbar.

Kommt es zu einem Kontrollwechsel, werden alle Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag wird in entsprechender Anwendung der Ausübungsbedingungen ermittelt, wobei abweichend hiervon auf die letzten 30 Börsenhandelstage vor der Verlautbarung des Kontrollwechsels abzustellen ist, zuzüglich der in den Geschäftsjahren zwischen der Festschreibung der Performance Shares und dem Zeitpunkt des Kontrollwechsels, bezogen auf die festgeschriebene Anzahl an Performance Shares, pro Aktie ausgezahlten Dividenden. Der so berechnete Auszahlungsbetrag wird mit der nächstmöglichen Gehaltsabrechnung an den Planteilnehmer ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Kontrollwechsels bedingt gewährten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos.# Form des Ausgleichs Barvergütung Auszahlungszeitpunkt 2020

innogy SE Tranche 2016
* Laufzeitbeginn: 01.01.2016
* Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares: 352.834
* Laufzeit: 4 Jahre
* Erfolgsziel: bereinigtes Nettoergebnis
* Obergrenze/Stückzahl Performance Shares: 150%
* Obergrenze/Auszahlungsbetrag: 200%

Ermittlung der Auszahlung
Der Auszahlungsbetrag errechnet sich aus der festgeschriebenen Anzahl endgültig gewährter Performance Shares multipliziert mit der Summe aus a) dem arithmetischen Mittel der Schlusskurse (mit allen verfügbaren Nachkommastellen) der innogy SE (ISIN DE 000A2AADD2) im Xetra-Handel der Deutsche Börse AG (oder an Stelle des Xetra Systems tretenden Nachfolgesystems) über die letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende des Erdienungszeitraums, kaufmännisch gerundet auf zwei Dezimalstellen, und b) der in den Geschäftsjahren zwischen der Festschreibung der Performance Shares und dem Ende des Erdienungszeitraums pro Aktie ausgezahlten Dividenden; Dividenden werden nicht verzinst oder reinvestiert. Fällt eine Dividendenzahlung in den 30-tägigen Zeitraum zur Kursermittlung gemäß lit. a), dann werden die Kurse der Handelstage vor der Zahlung ("Cum-Kurse") um die Dividende bereinigt, da die Dividende ansonsten anteilig doppelt berücksichtigt würde.

Auszahlungsbetrag = (Anzahl endgültig festgeschriebener Performance Shares) x (arithmetisches Mittel des Aktienkurses + gezahlte Dividenden)

Der so ermittelte Auszahlungsbetrag ist dabei betragsmäßig auf 200% des Zuteilungsbetrags begrenzt.

Wechsel der Unternehmenskontrolle/Fusion
Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle ("Kontrollwechsel") liegt vor, wenn entweder a) ein Aktionär durch das Halten von mindestens 30% der Stimmrechte - einschließlich der ihm nach § 30 des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetz (WpÜG) zuzurechnenden Stimmrechte Dritter - die Kontrolle i.S.v. § 29 WpÜG erworben hat, wobei die RWE AG oder ein RWE-Konzernunternehmen zu diesem Zeitpunkt keine Kontrolle i.S.d. § 29 WpÜG (30% der Stimmrechte) mehr besitzen darf, oder b) von einer Gesellschaft, die nicht dem RWE-Konzern angehört, mit der innogy SE als abhängigem Unternehmen ein Beherrschungsvertrag nach § 291 AktG wirksam abgeschlossen worden ist, oder c) die innogy SE gemäß § 2 Umwandlungsgesetz mit einem anderen konzernfremden Rechtsträger verschmolzen wurde, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Werts der innogy SE. In diesem Fall ist lit. a) nicht anwendbar.

Form des Ausgleichs Barausgleich Auszahlungszeitpunkt 2020

Aus dem konzernweiten aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 5 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €). Die Ansprüche wurden ausschließlich durch Barausgleich abgegolten. Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 6 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €).

(24) Rückstellungen

Rückstellungen 31.12.2016 in Mio. €

	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	6.761		6.761
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	5.404	7.295	12.699
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.288	75	2.363
Gesamt	14.453	7.370	21.823
Sonstige Rückstellungen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	430	633	1.063
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	914	220	1.134
Steuerrückstellungen	1.643	312	1.955
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	1.219	289	1.508
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	334		334
Sonstige Rückbauverpflichtungen	465	34	499
Umweltschutzverpflichtungen	123	19	142
Zinszahlungsverpflichtungen	391	41	432
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.627		1.627
Übrige sonstige Rückstellungen	714	1.630	2.344
Gesamt Sonstige Rückstellungen	6.233	4.805	11.038
Gesamt Rückstellungen	20.686	12.175	32.861

¹ Davon: Änderungen des Konsolidierungskreises -13 Mio. €

Rückstellungen 31.12.2015 in Mio. €

	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	5.842		5.842
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.120	334	10.454
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.448	79	2.527
Gesamt	18.410	413	18.823
Sonstige Rückstellungen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	510	727	1.237
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	1.287	241	1.528
Steuerrückstellungen	1.534	249	1.783
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	1.059	284	1.343
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	337		337
Sonstige Rückbauverpflichtungen	334	31	365
Umweltschutzverpflichtungen	134	21	155
Zinszahlungsverpflichtungen	386	34	420
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.612		1.612
Übrige sonstige Rückstellungen	632	1.574	2.206
Gesamt Sonstige Rückstellungen	6.213	4.773	10.986
Gesamt Rückstellungen	24.623	5.186	29.809

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 44 Mio. € (Vorjahr: 48 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 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 2017 voraussichtlich ca. 16 Mio. € (Vorjahr: 22 Mio. €) Arbeitgeberbeiträge 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 2016 betrug die Anzahl unserer aktiven Planteilnehmer rund 2.100 (Vorjahr: ca. 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. Betriebliche, leistungsorientierte Versorgungspläne, die mit ausreichenden und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsrückstellungen ausgestattet werden, sind in Großbritannien gesetzlich vorgeschrieben. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den branchenweiten Electricity Supply Pension Scheme (ESPS), in dem RWE eine eigene zweckgebundene Sektion besitzt. Im Rahmen der Vorbereitung des am 7. Oktober 2016 erfolgten Börsengangs der innogy SE wurde die bisherige Sektion zum 31. Juli 2016 in zwei neue, voneinander unabhängige Sektionen aufgespalten. Die neuen Sektionen umfassen jeweils die zugehörigen Versorgungsverpflichtungen und das zugehörige Planvermögen für Tochterunternehmen der innogy-Gruppe und der RWE-Gruppe. 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 unter Berücksichtigung der Aufspaltung zum 31. März 2016 durchgeführt und ergab ein Defizit von in Summe 574,6 Mio. £. RWE, innogy 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 2017 bis 2025 vorausberechnet. Für 2017 ist ein Betrag von 106 Mio.# £, für 2018 bis 2021 von jeweils 76 Mio. £ und für 2022 bis 2025 von jeweils 39,6 Mio. £ festgelegt worden. Noch im Oktober 2016 wurde vorzeitig eine Zahlung von nominal 45,4 Mio. £ geleistet. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2019 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 Zahlungen für den Ausgleich des Defizits werden den teilnehmenden Gesellschaften basierend auf einer vertraglichen Vereinbarung in Rechnung gestellt. Darüber hinaus werden regelmäßig Einzahlungen für die Finanzierung der jährlich neu erdienten, die Pensionsansprüche erhöhenden Anwartschaften aktiver Mitarbeiter geleistet. Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde:

Rechnungsannahmen

	31.12.2016	31.12.2015
	Inland	Ausland1
Abzinsungsfaktor	1,80	2,50
Gehaltssteigerungsrate	2,35	3,30
Rentensteigerungsrate	1,00, 1,60 bzw. 1,75	2,20 bzw. 3,10

1 Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien.

Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte)

	31.12.2016 in Mio. €		31.12.2015 in Mio. €
	Inland1	Ausland2	Inland1	Ausland2
	Davon: aktiver Markt	Davon: aktiver Markt	Davon: aktiver Markt	Davon: aktiver Markt
Aktien, börsengehandelte Fonds	3.225	3.145	761	761
Zinstragende Titel	6.603	4.653	2.458	5.888
Immobilien	50	124	4.597	64
Mischfonds3	1.427	800	8	1.367
Alternative Investments	1.345	936	988	1.425
Sonstiges4	381	100	169	7
Gesamt	13.031	4.981	6.571	3.227

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 zweier britischer 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.

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 eins 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 2016 wurden das Zinsrisiko zu 64% (Vorjahr: 63%) und das Inflationsrisiko zu 65% (Vorjahr: 63%) abgesichert.

Veränderung der Pensionsrückstellungen

	Gesamt in Mio. €	Stand: 01.01.2016		Stand: 31.12.2016
		Barwert der Versorgungsansprüche	Zeitwert des Planvermögens	Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen	Barwert der Versorgungsansprüche	Zeitwert des Planvermögens
Gesamt	24.804	18.977	15	5.842	26.334	19.602
Laufender Dienstzeitaufwand	290	290
Zinsaufwand/Zinsertrag	632	498	134
Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente	1.409		-1.409
Gewinne/Verluste aus Veränderung von demografischen Annahmen	110	110
Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen	3.031	3.031
Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste	-664	-664
Währungsanpassungen	-1.064	-970	-94
Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds	13	13
Arbeitgeberbeiträge an die Fonds1	637		-637
Rentenzahlungen der Fonds2	-1.037	-953	-84
Änderungen des Konsolidierungskreises/Umbuchungen	278	278
Nachverrechneter Dienstzeitaufwand	-59	-59
Allgemeine Verwaltungskosten	-9	9
Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens	14	14
Davon: Inland		19.266	13.031	29	6.264
Davon: Ausland		7.068	6.571	497

1 Davon: 382 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen und 255 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit.
2 Enthalten im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit.

	Gesamt in Mio. €	Stand: 01.01.2015		Stand: 31.12.2015
		Barwert der Versorgungsansprüche	Zeitwert des Planvermögens	Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen	Barwert der Versorgungsansprüche	Zeitwert des Planvermögens
Gesamt	25.500	17.629		7.871	24.804	18.977
Laufender Dienstzeitaufwand	358	358
Zinsaufwand/Zinsertrag	635	482	153
Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente	-187		187
Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen	-972	-972
Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste	-130	-130
Währungsanpassungen	430	381	49
Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds	18	18
Arbeitgeberbeiträge an die Fonds1	1.640		-1.640
Rentenzahlungen der Fonds2	-1.070	-979	-91
Änderungen des Konsolidierungskreises	17	17
Nachverrechneter Dienstzeitaufwand	18	18
Allgemeine Verwaltungskosten	-7	7
Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens	15	15
Davon: Inland		17.610	12.463	15	5.162
Davon: Ausland		7.194	6.514	680

1 Davon: 1.305 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen und 335 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit.
2 Enthalten im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit.

Sensitivitätsanalyse Pensionsrückstellungen

	31.12.2016 in Mio. €	31.12.2015 in Mio. €
	Inland	Ausland
Veränderung des Rechnungszinses um +50/-50 Basispunkte	-1.418	-522
	1.602	596
	-1.260	-461
Veränderung des Gehaltstrends um -50/+50 Basispunkte	-151	-65
	159	76
Veränderung des Rententrends um -50/+50 Basispunkte	-991	-380
	1.087	416
Erhöhung der Lebenserwartung um 1 Jahr	779	260

Die Sensitivitätsanalysen basieren auf der Änderung jeweils einer Annahme, wobei alle anderen Annahmen konstant gehalten werden. Die Realität wird wahrscheinlich davon abweichen. Die Methoden zur Berechnung der zuvor genannten Sensitivitäten und zur Berechnung der Pensionsrückstellung stimmen überein. Die Abhängigkeit der Pensionsrückstellungen vom Marktzinsniveau wird durch einen gegenläufigen Effekt begrenzt. Hintergrund ist, dass die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen überwiegend fondsgedeckt sind und das Planvermögen zum großen Teil negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert. Deshalb schlagen sich rückläufige Marktzinsen typischerweise in einem Anstieg des Planvermögens nieder und umgekehrt. Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche beträgt 4.883 Mio. € (Vorjahr: 4.199 Mio. €) bzw. 1.878 Mio. € (Vorjahr: 1.643 Mio. €). Der nachverrechnete Dienstzeitaufwand enthielt im Geschäftsjahr 2016 weitestgehend Effekte im Zusammenhang mit Restrukturierungsmaßnahmen im Inland. Im Vorjahr beruhte der nachverrechnete Dienstzeitaufwand im Wesentlichen auf einer Erhöhung von Leistungszusagen in Großbritannien. Der Barwert der Versorgungsverpflichtungen abzüglich des beizulegenden Zeitwertes des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsverpflichtungen. Inländische Betriebsrenten unterliegen einer im Dreijahresrhythmus stattfindenden Anpassungsprüfungspflicht nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (§ 16 BetrAVG (Betriebsrentengesetz)). Einige Zusagen gewähren daneben jährliche Rentenanpassungen, die die gesetzliche Anpassungspflicht übersteigen können. Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit zu höheren Rentenzahlungen durch RWE führen. Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) beträgt im Inland 16 Jahre (Vorjahr: 17 Jahre) und im Ausland 16 Jahre (Vorjahr: 15 Jahre). Die inländische Duration ist dabei wesentlich durch die Wirkungen der Restrukturierungsprogramme beeinflusst. Im Geschäftsjahr 2017 werden für leistungsorientierte Pläne voraussichtliche Zahlungen in Höhe von 500 Mio. € (geplant Vorjahr: 615 Mio. €) erwartet.# Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich

Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich in Mio. €

Stand: 01.01.2016	Zuführungen	Auflösungen	Zinsanteil	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahmen
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich	10.454	1.851	-460	1.303	-449
Bergbaubedingte Rückstellungen	2.527	154	-203	99	-137
Gesamt	12.981	2.005	-663	1.402	-137

Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich in Mio. €

Stand: 31.12.2016
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich
Bergbaubedingte Rückstellungen
Gesamt

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%. Entsorgungsrückstellungen für das niederländische Kernkraftwerk Borssele werden - ebenfalls gemäß dem RWE-Anteil - zu 30% einbezogen.

Bei der Bemessung der Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich wurde das am 15./16. Dezember 2016 vom deutschen Gesetzgeber verabschiedete Entsorgungsfondsgesetz (EntsorgFondsG) angewendet. Das EntsorgFondsG ist Teil des Artikelgesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung. Danach wird der Bund die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernehmen, während die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen verbleibt. Die auf den Bund übergegangenen Aufgaben werden aus einem Fonds finanziert, den die Kraftwerksbetreiber dotieren. Nach dem Gesetz müssen sie dafür einen sogenannten Grundbetrag entrichten und können sich gegen Zahlung eines Aufschlags von 35,47 % von Nachschusspflichten befreien lassen.

Gemäß EntsorgFondsG liegt der Grundbetrag für RWE bei 4,9 Mrd. € am 1. Januar 2017 und ist bis zur Einzahlung in den öffentlich-rechtlichen Fonds am 1. Juli 2017 mit 4,58% zu verzinsen. Damit erhöht sich der Grundbetrag um 0,1 Mrd. € auf 5,0 Mrd. €. Zwischenzeitlich geleistete Entsorgungsausgaben werden angerechnet. Der Risikozuschlag beläuft sich für RWE auf 1,8 Mrd. €. RWE hat beschlossen, den Fonds mit insgesamt 6,8 Mrd. € am 1. Juli 2017 zu dotieren. Der bilanziell ausgewiesene Verpflichtungsbetrag liegt mit 7,0 Mrd. € etwas über diesem Wert, denn er schließt Verpflichtungen ein, die sich aus dem Minderheitsanteil von E.ON am Kraftwerk Emsland ergeben und daher wirtschaftlich E.ON zuzurechnen sind. Die Höhe des Dotierungsbetrags steht unter dem Vorbehalt des Abgleichs der im Konzernabschluss 2014 für 2015 und 2016 geplanten mit den tatsächlichen Rückstellungsinanspruchnahmen in den beiden Jahren.

Die bei RWE verbleibenden Verpflichtungen für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die fachgerechte Verpackung der radioaktiven Abfälle werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Nach heutigem Stand der Planung werden wir die Rückstellungen größtenteils bis 2045 in Anspruch nehmen. Vor der Berücksichtigung des EntsorgFondsG waren wir noch von Restlaufzeiten bis Ende des Jahrhunderts ausgegangen. Da für einen solch langen Zeitraum keine Marktzinsen vorliegen, mussten wir bislang sowohl den Diskontierungszinssatz als auch die korrespondierende Preis- und Kostensteigerungsrate (Eskalationsrate) aus Vergangenheitsdaten abschätzen. Deshalb betrug der Diskontierungszinssatz bislang 4,5%, die Eskalationsrate 3,6%.

Da die bei RWE verbleibenden Verpflichtungen nun deutlich geringere Restlaufzeiten haben und für diese Laufzeiten Marktzinsen vorliegen, wird für die Bewertung ein Diskontierungssatz in Höhe von 0,4% angewendet. Dabei orientieren wir uns am aktuellen Marktzinsniveau für risikolose Geldanlagen. Auch bei der Eskalationsrate wird mit 1,3 % ein deutlich niedrigerer Wert angesetzt als im Vorjahr (3,6%). Zum einen sind die Inflationserwartungen aufgrund der im Vergleich zum Vorjahr kürzeren Restlaufzeiten niedriger; zum anderen ist die bei RWE verbleibende Verpflichtung zum Rückbau von Kernkraftwerken und Verpackung von radioaktiven Abfällen nicht mit Risiken behaftet, die mit der Zwischen- und Endlagerung von radioaktiven Abfällen verbunden sind. Basis für die Eskalationsrate sind Erwartungen zu den allgemeinen Lohn- und Preissteigerungen und dem Produktivitätsfortschritt, die sich ausschließlich auf die bei RWE verbleibenden Verpflichtungen beziehen.

Der kernenergiespezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, beträgt damit -0,9% (Vorjahr: 0,9%). Eine Erhöhung (Absenkung) dieses Satzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 50 Mio. € verringern (erhöhen).

Die Zuführungen zu den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich liegen - ohne den Zinsanteil - bei 1.851 Mio. € (Vorjahr: 62 Mio. €). Darin enthalten ist der Risikoaufschlag, den RWE bei der Dotierung des Kernenergiefonds zahlen wird. Hinzu kommen mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens, die mit ihrem Barwert berücksichtigt werden. Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 460 Mio. € (Vorjahr: 185 Mio. €) beruhen hauptsächlich darauf, dass aktuelle Schätzungen zu einer Absenkung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Der Zinsanteil an der Zuführung zu den Rückstellungen beträgt 1.303 Mio. € (Vorjahr: 461 Mio. €). Berücksichtigt wird hier nicht nur die turnusgemäße Aufzinsung in Höhe von 446 Mio. €, sondern auch ein Einmaleffekt von 857 Mio. € aus der oben erläuterten Absenkung des Realabzinsungssatzes. Von den Rückstellungsveränderungen wurden 349 Mio. € (Vorjahr: 21 Mio. €) bei den korrespondierenden Anschaffungskosten der sich noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke und Brennelemente aktiviert. Abgesetzt von den Rückstellungen wurden geleistete Anzahlungen für Dienstleistungen in Höhe von 166 Mio. €; der Vorjahreswert hatte wegen hoher Anzahlungen an das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) bei 856 Mio. € gelegen. Im Berichtsjahr haben wir überdies Rückstellungen in Höhe von 135 Mio. € für die Stilllegung von Kernkraftwerken in Anspruch genommen (Vorjahr: 130 Mio. €). Hierfür waren ursprünglich Stilllegungs- und Rückbaukosten in entsprechender Höhe aktiviert worden, und zwar bei den Anschaffungskosten der 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. €

	31.12.2016	31.12.2015
Stilllegung von Kernkraftwerksanlagen	5.419	4.887
Entsorgung von Kernbrennelementen	6.259	4.588
Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle	1.021	979
Gesamt	12.699	10.454

Im Auftrag des Kernkraftwerksbetreibers bewertet die international renommierte NIS Ingenieurgesellschaft mbH (NIS), Alzenau, jährlich die voraussichtlichen Stilllegungs- und Abbaukosten von Kernkraftwerken. Die Kosten werden anlagenspezifisch ermittelt und berücksichtigen den aktuellen Stand der Technik, die gegenwärtigen regulatorischen Vorgaben sowie die bisherigen praktischen Erfahrungen aus laufenden bzw. bereits abgeschlossenen Stilllegungsprojekten. Darüber hinaus fließen in die Kostenberechnungen aktuelle Entwicklungen ein.

Die Stilllegung umfasst alle Tätigkeiten nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs des Kernkraftwerks bis zur Entlassung des Kraftwerksstandortes 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 sowie die behördliche Begleitung der Abbaumaßnahmen und des Restbetriebs. Eingeschlossen sind die Kosten für die Konditionierung und Verpackung der beim Rückbau entstehenden radioaktiven Abfälle sowie deren Transport an einen vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragten Dritten. Berücksichtigt ist auch ein Anteil des Dotierungsbetrags für den Kernenergiefonds, der auf die Stilllegung der Kernkraftwerksanlagen entfällt.

Die Rückstellung für die Entsorgung von Kernbrennelementen deckt den entsprechenden Teil des Dotierungsbetrags und die bei RWE verbleibenden Entsorgungsschritte ab. Letztere umfassen im Wesentlichen die Rücknahme der aus der Wiederaufarbeitung entstandenen radioaktiven Abfälle und die fachgerechte Verpackung abgebrannter Brennelemente, also die Anschaffung und Beladung von Transport- und Zwischenlagerbehältern. Die Kostenschätzungen basieren auf Verträgen mit ausländischen Wiederaufarbeitungsunternehmen und anderen Entsorgungsbetrieben. Außerdem liegen ihnen Konzepte interner und externer Experten zugrunde, insbesondere der GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH (GNS) mit Sitz in Essen.

In der Position Entsorgung radioaktiver Betriebsabfälle sind im Wesentlichen die Kosten für die Behandlung der radioaktiven Betriebsabfälle erfasst. Darin enthalten sind die verschiedenen Verfahren der Konditionierung, das Verpacken der schwach- und mittelradioaktiven Abfälle in geeignete Behälter sowie deren Transport an einen vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragten Dritten. In der Position sind außerdem die Teile des Fonds-Dotierungsbetrags berücksichtigt, die auf die Entsorgung der radioaktiven Betriebsabfälle entfallen.# Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern:

Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich in Mio. €	31.12.2016	31.12.2015
Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	4.046	7.734
Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen	8.653	2.720
Summe	12.699	10.454

Die Rückstellungen für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfassen die Kosten des Restbetriebs der laufenden Anlagen und des Rückbaus. Der Rückgang zum Vorjahr ist darauf zurückzuführen, dass die Teile des Fonds-Dotierungsbetrags nun unter der Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen ausgewiesen werden. Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen enthält sämtliche Verpflichtungen, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist und den Dotierungsbetrag für den Kernenergiefonds. In den Verpflichtungen enthalten sind u. a. die zu erwartenden restlichen Kosten der Wiederaufarbeitung und der Rücknahme der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle sowie die Mehrkosten der 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 Anschaffung der Transport- und Zwischenlagerbehälter sowie deren Beladung mit abgebrannten Brennelementen im Rahmen der direkten Endlagerung berücksichtigt. Einbezogen werden auch die Beträge für die Konditionierung radioaktiver Betriebsabfälle sowie die Restbetriebskosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen.

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 2030 bis 2100 erwartet. 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 zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate. Aufgrund der Entwicklung der langfristigen Kapitalmarktzinsen wurde der Diskontierungszinssatz 2016 von 4,5 auf 4,4% gesenkt. Die Eskalationsrate, in der sowohl künftig erwartete Preis- und Kostensteigerungen als auch ein Risikozuschlag berücksichtigt ist, verringerte sich in gleichem Maße von 3,2 auf 3,1 %. Der bergbauspezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, blieb daher mit 1,3% unverändert. Eine Erhöhung (Absenkung) des Realabzinsungssatzes um 0,1 Prozentpunkte würde den Barwert der Rückstellung um rund 60 Mio. € verringern (erhöhen).

Im Berichtsjahr wurden den bergbaubedingten Rückstellungen 154 Mio. € (Vorjahr: 116 Mio. €) zugeführt (ohne Zinsanteil). Grund dafür sind mengenbedingte Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens, von denen 108 Mio. € (Vorjahr: 50 Mio. €) unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert wurden. Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 203 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €) ergeben sich im Wesentlichen dadurch, dass aktuelle Schätzungen zu einer Absenkung der erwarteten Kosten der Wiedernutzbarmachung geführt haben. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 99 Mio. € (Vorjahr: 109 Mio. €).

Sonstige Rückstellungen

Stand: 01.01.2016

Sonstige Rückstellungen in Mio. €	Zuführungen	Auflösungen	Zinsanteil
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	630	-57	23
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	258	-248	43
Steuerrückstellungen	406	-19
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	355	-80	63
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	9	-5	26
Sonstige Rückbauverpflichtungen	10	-5	40
Umweltschutzverpflichtungen	2	-6	1
Zinszahlungsverpflichtungen	17	-1	1
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	1.838
Übrige sonstige Rückstellungen	1.016	-366	128
Summe	4.541	-787	325

Stand: 31.12.2016

Sonstige Rückstellungen in Mio. €	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahmen	Stand: 31.12.2016
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	-91	-679	1.063
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	-260	-187	1.134
Steuerrückstellungen	-2	-213	1.955
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	-173		1.508
Rückstellungen für den Rückbau von Windparks	-32	-1	334
Sonstige Rückbauverpflichtungen	95	-6	499
Umweltschutzverpflichtungen	-6	-4	142
Zinszahlungsverpflichtungen	-5		432
Rückgabeverpflichtungen CO2 -Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien	-104	-1.719	1.627
Übrige sonstige Rückstellungen	-29	-611	2.344
Summe	-429	-3.598	11.038

Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Auf Basis aktueller Erwartungen gehen wir für die Mehrheit von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2017-2025 aus. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Gegenwärtig gehen wir für die Mehrheit von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2017-2025 aus. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften. Aus heutiger Sicht wird der Großteil der Inanspruchnahme der Rückstellungen für den Rückbau von Windparks in den Jahren 2020 bis 2037 und der ungewissen Verpflichtungen aus sonstigen Rückbauverpflichtungen in den Jahren 2017 bis 2060 erwartet.

(25) Finanzverbindlichkeiten

Finanzverbindlichkeiten in Mio. €	31.12.2016 Langfristig	31.12.2016 Kurzfristig	31.12.2015 Langfristig	31.12.2015 Kurzfristig
Anleihen¹	13.619	100	14.423	807
Commercial Paper		532		75
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.434	236	1.348	328
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	569	378
Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten	988	705	947	774
Summe	16.041	2.142	16.718	2.362

¹ Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 14.859 Mio. € (Vorjahr: 15.346 Mio. €) verzinslich. Die ausstehenden Anleihen sind im Wesentlichen von der RWE AG, der innogy Finance B.V. oder der innogy Finance II B.V. begeben worden. Im April 2016 wurde eine 15-jährige Anleihe mit einem Buchwert von 807 Mio. € und einem Kupon von 6,25% p. a. fällig. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen Anleihen des RWE-Konzerns, wie sie sich zum 31. Dezember 2016 darstellen:

Ausstehende Anleihen	Emittent	Ausstehender Betrag	Buchwert in Mio. €	Kupon in %	Fälligkeit
	RWE AG	100 Mio. €	100	Variabel¹	November 2017
	innogy Finance B.V.	980 Mio. €	1.006	5,125	Juli 2018
	innogy Finance B.V.	1.000 Mio. €	997	6,625	Januar 2019
	innogy Finance B.V.	750 Mio. €	747	1,875	Januar 2020
	innogy Finance B.V.	570 Mio. £	667	6,5	April 2021
	innogy Finance B.V.	1.000 Mio. €	998	6,5	August 2021
	innogy Finance B.V.	500 Mio. £	581	5,5	Juli 2022
	innogy Finance B.V.	488 Mio. £	568	5,625	Dezember 2023
	innogy Finance B.V.	800 Mio. €	800	3,0	Januar 2024
	innogy Finance B.V.	760 Mio. £	889	6,25	Juni 2030
	innogy Finance II B.V.	600 Mio. €	596	5,75	Februar 2033
	RWE AG	50 Mio. US$	47	3,8	April 2033
	innogy Finance B.V.	600 Mio. £	697	4,75	Januar 2034
	RWE AG/innogy SE	500 Mio. €	490²	3,5	Oktober 2037
	innogy Finance B.V.	1.000 Mio. £	1.151	6,125	Juli 2039
	innogy SE	20 Mrd. JPY	109	4,763	Februar 2040
	RWE AG	100 Mio. €	98	3,5	Dezember 2042
	RWE AG	150 Mio. €	146	3,55	Februar 2043
	RWE AG	250 Mio. CHF⁴	233	5,25	April 2072
	RWE AG	150 Mio. CHF⁴	140	5,0	Juli 2072
	RWE AG	1.000 Mio. US$⁴	941	7,0	Oktober 2072
	RWE AG	700 Mio. €⁴	695	2,75	April 2075
	RWE AG	550 Mio. €⁴	548	3,5	April 2075
	RWE AG	500 Mio. US$⁴	475	6,625	Juli 2075
Übrige Diverse Diverse Diverse Anleihen⁵			13.719

¹ Zinstermine: 15.05. und 15.11.
² Davon entfallen 32 Mio. € auf die RWE AG und 458 Mio. € auf die innogy SE.
³ Nach Swap in Euro
⁴ Gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierende Hybridanleihe
⁵ Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen

In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten:

Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen	31.12.2016 Nominalwert	31.12.2016 Abzinsungsbetrag	31.12.2016 Barwert	31.12.2015 Nominalwert	31.12.2015 Abzinsungsbetrag	31.12.2015 Barwert
Fällig im Folgejahr	15	15	17	17
Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren	37	1	36	63	1	62
Fällig nach über 5 Jahren	201	201	206	206	286	285

Von den Finanzverbindlichkeiten sind 96 Mio. € (Vorjahr: 56 Mio. €) durch Grundpfandrechte und 0 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €) durch ähnliche Rechte gesichert.

(26) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Änderungen des Konsolidierungskreises minderten die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen um 1 Mio. €.

(27) Übrige Verbindlichkeiten

| Übrige Verbindlichkeiten in Mio. € | 31.12.2016 | 31.12.2015 |
| :--------------------------------- | :-------- | :-------- |# (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	2016	2015
Nettoergebnis für die Aktionäre der RWE AG (Mio. €)	-5.710	-170
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) (Tsd. Stück)	614.745	614.745
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie (€)	-9,29	-0,28
Dividende je Stammaktie (€)	-	-
Dividende je Vorzugsaktie (€)	0,131	0,13

(Vorschlag für das Geschäftsjahr 2016)

(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 unter Berücksichtigung makroökonomischer Entwicklungen und Unternehmensplandaten ermittelt. Zur Diskontierung werden aktuelle restlaufzeitkongruente 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

	Summe 2016	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3
in Mio. €
Übrige Finanzanlagen	1.055	64	202	789
Derivate (aktiv)	6.494	2	6.455	37
Davon: in Sicherungsbeziehung	2.175		2.175
Wertpapiere	9.825	6.776	3.049
Derivate (passiv)	5.703	8	5.685	10
Davon: in Sicherungsbeziehung	1.240		1.240

Fair-Value-Hierarchie

	Summe 2015	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3
in Mio. €
Übrige Finanzanlagen	885	69	208	608
Derivate (aktiv)	8.607	1	8.549	57
Davon: in Sicherungsbeziehung	1.360		1.360
Wertpapiere	7.437	6.290	1.147
Derivate (passiv)	8.015	7.994		21
Davon: in Sicherungsbeziehung	2.356		2.356

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

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2016

	Stand: 01.01.2016	Erfolgswirksam	Zahlungswirksam	Veränderungen	Stand: 31.12.2016
in Mio. €
Übrige Finanzanlagen	608	74	7	100	789
Derivate (aktiv)	57	13	-33		37
Derivate (passiv)	21	2	28	-41	10

Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2015

	Stand: 01.01.2015	Erfolgswirksam	Zahlungswirksam	Veränderungen	Stand: 31.12.2015
in Mio. €
Übrige Finanzanlagen	555	-47	7	93	608
Derivate (aktiv)	69	30	-42		57
Derivate (passiv)	4	21	-4		21

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

	Gesamt 2016	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt 2015	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
in Mio. €
Umsatzerlöse	13	13	38	38
Materialaufwand	-28	-28	-29	-29
Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen	20	20	15	8
Beteiligungsergebnis	-13	-10	-1	-2
Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten	-7	-8	-5	16

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 4 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 4 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

	Stand: 01.01.2016	Zuführungen	Umbuchungen	Währungsanpassungen	Abgänge	Stand: 31.12.2016
in Mio. €
Übrige Finanzanlagen	133	32	-21	-37	17	127
Finanzforderungen	279	7	-36		17	233
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	627	99	-42		178	469
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	11	138	-99		212	11
Gesamt	1.050					840

Wertberichtigungen für finanzielle Vermögenswerte

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

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

Überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen

	Bruttowert 31.12.2016	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €			bis 30 Tage
Finanzforderungen	2.108	14	28
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	5.467	638	283
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	6.801	8	2

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	1

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

Buchwerte nach Bewertungskategorien

| |
| :-- |
| in Mio. € |```markdown
€ 31.12.2016 | 31.12.2015
---|---
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte | 4.319 | 7.247
Davon: zu Handelszwecken gehalten | 4.319 | 7.247
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte | 10.880 | 8.322
Kredite und Forderungen | 11.738 | 10.194
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten | 4.463 | 5.659
Davon: zu Handelszwecken gehalten | 4.463 | 5.659
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten | 22.448 | 23.446

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 beträgt 18.183 Mio. € (Vorjahr: 19.079 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 20.541 Mio. € (Vorjahr: 20.161 Mio. €). Hiervon entfallen 15.251 Mio. € (Vorjahr: 15.609 Mio. €) auf Stufe 1 und 5.290 Mio. € (Vorjahr: 4.552 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. €	2016	2015
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	-1.742	-100
Davon: zu Handelszwecken gehalten	-1.742	-100
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	127	481
Kredite und Forderungen	192	-34
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten	-1.084	-1.333

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 20 Mio. € (Vorjahr: -47 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 58 Mio. € als Aufwand realisiert (Vorjahr: 204 Mio. € Ertrag).

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 31.12.2016

Finanzinstrumente	Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Zugehörige nicht saldierte Beträge	Nettobetrag in Mio. €
Derivate (aktiv)	8.359	-7.221	1.138	-520	618
Derivate (passiv)	8.441	-7.695	746	-185	-181
Erhaltene/geleistete Barsicherheiten

Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2015

Finanzinstrumente	Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Ausgewiesene Nettobeträge	Zugehörige nicht saldierte Beträge	Nettobetrag in Mio. €
Derivate (aktiv)	7.994	-6.586	1.408	-346	1.062
Derivate (passiv)	8.284	-7.307	977	-213	-513
Erhaltene/geleistete Barsicherheiten

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. Die RWE AG wird innogy als Finanzbeteiligung führen und ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausüben. Eine Folge davon ist, dass RWE und innogy jeweils ein eigenes unabhängiges Management der Zins-, Währungs- und Kreditrisiken betreiben. Risikokennzahlen aus diesen Bereichen werden somit für den jeweiligen Teilkonzern ausgewiesen.

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 abhängig von der Zugehörigkeit zu dem entsprechenden Teilkonzern mit der RWE AG bzw. der innogy SE zu sichern. Nur diese beiden Gesellschaften dürfen im Rahmen der vorgegebenen Limite Fremdwährungspositionen offen halten oder zugehörigen 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. Im Rahmen der Neuausrichtung der RWE sind verschiedene Finanzschulden und zinstragende Anlagen an die innogy SE übertragen worden und werden ausschließlich durch die innogy SE gesteuert. Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der langfristigen Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement zentral durch die RWE AG verwaltet. Dies beinhaltet auch das Fondsmanagement für Vermögen des innogy-Teilkonzerns. Die weiteren Finanzgeschäfte des Konzerns werden mit einer zentralen Risikomanagement-Software erfasst und von der RWE AG bzw. der innogy SE für die jeweils eigenen Bestände überwacht.

Für Commodity-Geschäfte hat der Bereich Controlling & Risikomanagement der RWE AG 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 und innogy 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- und innogy-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 2016 auf 13,4 Mio. € für RWE und auf 5,0 Mio. € für innogy (Vorjahr gesamt: 17,0 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2016 bei 0,7 Mio. € für RWE und 1,0 Mio. € für innogy (Vorjahr gesamt: 0,5 Mio. €).

Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2016 für RWE bei unter 1 Mio. € und für innogy bei 1,1 Mio. € (Vorjahr gesamt: 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 2016 bei 1,4 Mio. € für RWE und 4,0 Mio. € für innogy (Vorjahr gesamt: 7,1 Mio. €).

Zum 31. Dezember 2016 betrug der VaR für Commodity-Positionen des Handelsgeschäfts der RWE Supply & Trading 9,4 Mio. € (Vorjahr: 19,2 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.
```# Risikomanagement

Finanzrisiken

Marktrisiken

Als ein wichtiges Instrument zur Begrenzung von Marktrisiken dient der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Dabei kommen vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities zum Einsatz. 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 22 Jahre. Alle derivativen Finanzinstrumente werden als Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Bei der Interpretation ihrer positiven und negativen beizulegenden Zeitwerte ist zu beachten, dass den Finanzinstrumenten – außer beim Handel mit Commodities – i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen.

Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IAS 39 dienen in erster Linie zur Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Risiken aus Fremdwährungsposten, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften.

Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken bei festverzinslichen Ausleihungen und Verbindlichkeiten zu begrenzen. Die festverzinslichen Instrumente sollen in variabel verzinsliche Instrumente transformiert und dadurch ihr beizulegender Zeitwert gesichert werden. Als Sicherungsinstrumente dienen Zinsswaps und Zins-Währungs-Swaps. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft (Letzteres hinsichtlich des abgesicherten Risikos) erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasst.

Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente belief sich zum Abschlussstichtag auf 27 Mio. € (Vorjahr: 42 Mio. €). Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte hinsichtlich des abgesicherten Risikos entstanden im Berichtsjahr Gewinne von 15 Mio. € (Vorjahr: 13 Mio. €), während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten von 15 Mio. € (Vorjahr: 12 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-, 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 grundsätzlich 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 622 Mio. € (Vorjahr: -1.223 Mio. €). Die mit Cash Flow Hedges abgesicherten künftigen Umsätze und Beschaffungsgeschäfte werden voraussichtlich in den folgenden drei Jahren fällig und ergebniswirksam.

Im Berichtsjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von 504 Mio. € (Vorjahr: -1.075 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 11 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €) gingen als Ertrag in die Gewinn- und Verlustrechnung ein. Darüber hinaus wurden Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 504 Mio. € nach Steuern (Vorjahr: 912 Mio. €), die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, im Berichtsjahr als Aufwand realisiert. Erfolgsneutral im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen aus Cash Flow Hedges erhöhten die Anschaffungskosten nicht finanzieller Vermögenswerte um 204 Mio. € (Vorjahr: 137 Mio. €).

Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten dienen der Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus den Beteiligungen, deren Funktionalwährung nicht der Euro ist. Als Sicherungsinstrumente setzen wir Anleihen verschiedener Laufzeiten in den entsprechenden Währungen, 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 1.546 Mio. € (Vorjahr: 1.984 Mio. €), der Zeitwert der Swaps 287 Mio. € (Vorjahr: 208 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 21 Mio. € als Ertrag (Vorjahr: Aufwand von 27 Mio. €) in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Kreditrisiken

Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Handelspartnern. 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. 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, Barsicherheiten, 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 2016 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 164 Mio. € (Vorjahr: 127 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2016 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 2,0 Mrd. € (Vorjahr: 2,0 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) auf Finanzforderungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen und 1,0 Mrd. € (Vorjahr: 1,1 Mrd. €) auf sonstige Derivate.

Weder im Geschäftsjahr 2016 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen.

Liquiditätsrisiken

Die RWE-Konzerngesellschaften refinanzieren sich abhängig von der Teilkonzernzugehörigkeit i. d. R. bei der RWE AG oder der innogy SE. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2017 werden Kapitalmarktschulden (abzüglich zurückgekaufter Anleiheteile) mit einem Nominalvolumen von rund 1,4 Mrd. € (Vorjahr: 0,8 Mrd. €) und Bankschulden in Höhe von 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) fällig. Kurzfristige Schulden sind zusätzlich zu begleichen. Am 31. Dezember 2016 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 14.401 Mio. € (Vorjahr: 9.959 Mio. €). Zudem konnten RWE und innogy am Bilanzstichtag über eine vertraglich vereinbarte ungenutzte syndizierte Kreditlinie von 4 Mrd. € (Vorjahr: 4 Mrd. €) verfügen. Das Commercial-Paper-Programm der RWE AG über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 0,5 Mrd. € (Vorjahr: 0,1 Mrd. €) in Anspruch genommen. Die innogy SE verfügte zum 31. Dezember 2016 über ein Commercial-Paper-Programm über 3 Mrd. €, das jedoch nicht in Anspruch genommen war. 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 10,7 Mrd. € (Vorjahr: 12,4 Mrd. €). Das mittelfristige Liquiditätsrisiko ist daher sowohl bei RWE als auch bei innogy 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 in Mio. €	Buchwerte 31.12.2016	2017	2018 bis 2021	ab 2022
Anleihen¹	13.719	1.421	5.972	6.360
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.670	129	819	723
Verbindlichkeiten aus Leasing	252	15	37	201
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1.441	630	86	746
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	5.703	4.953	333	417
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	569	569
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.488		1.488
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	6.064	6.007	40	36

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten in Mio. €	2017	2018 bis 2021	ab 2022
Anleihen¹	774	2.313	3.656
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	35	108	21
Verbindlichkeiten aus Leasing
Übrige Finanzverbindlichkeiten	12	30	445
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	50	145	340
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

¹ Inkl.## (29) Financial Liabilities

Financial Liabilities

In Mio. €	31.12.2015	2016	2017 bis 2020	ab 2021
Bonds¹	15,230	850	5,090	10,445
Liabilities to banks	1,676	329	795	552
Leasing liabilities	285	17	63	206
Other financial liabilities	1,436	752	54	647
Derivative financial liabilities	8,015	6,999	576	441
Collateral for trading business	378	378
Purchase price liabilities from granted call options	1,395	1,395
Other financial liabilities	6,636	6,626	38	40

Repayments / Interest Payments

In Mio. €	2016	2017 bis 2020	ab 2021
Bonds¹	869	2,362	4,918
Liabilities to banks	36	135	95
Leasing liabilities
Other financial liabilities	13	37	455
Derivative financial liabilities	54	150	329
Collateral for trading business
Purchase price liabilities from granted call options
Other financial liabilities

¹ Including hybrid bonds classified as equity according to IFRS, taking into account the earliest possible redemption date.

Furthermore, as of December 31, 2016, there were financial guarantees in favor of non- Group creditors totaling €102 million (previous year: €100 million), which are attributable to the first repayment year. In addition, Group companies have issued loan commitments to non-Group companies totaling €62 million (previous year: €27 million), which are callable in 2017. Further information on the risks of the RWE Group and the goals and processes of risk management is provided on page 77 ff. of the Management Report.

(30) Contingent Liabilities and Financial Commitments

The order backlog from investment orders awarded amounted to €384 million as of December 31, 2016 (previous year: €379 million). These mainly relate to investments in tangible assets. In addition, there were unbooked commitments to provide loans or other financial resources to joint ventures amounting to €26 million (previous year: €125 million). The obligations from operating leasing primarily concern lease agreements for power generation and supply facilities as well as rental and lease agreements for storage and administrative buildings. The minimum lease payments have the following maturity structure:

Operating Leasing

Nominal value in Mio. €	31.12.2016	31.12.2015
Due within 1 year	243	255
Due after 1 to 5 years	665	733
Due after more than 5 years	1,142	1,142
	2,050	2,130

For the procurement of fuels, particularly natural gas, we have entered into long-term contractual purchase obligations. The payment obligations from the significant long-term procurement contracts amounted to €26.0 billion as of December 31, 2016 (previous year: €42.0 billion), of which €1.7 billion were due within one year (previous year: €2.2 billion). The RWE Group's gas procurement is partly based on long-term take-or-pay contracts. The conditions of these contracts - with terms extending in individual cases to 2036 - are renegotiated at regular intervals by the contracting parties, which can lead to changes in the stated payment obligations. The calculation of the payment obligations resulting from the procurement contracts is based on internal planning parameters. Furthermore, RWE has long-term financial obligations from electricity purchases. The minimum payment obligations resulting from the significant supply contracts amounted to €7.4 billion as of December 31, 2016 (previous year: €7.9 billion), of which €0.4 billion were due within one year (previous year: €0.5 billion). In addition, there are long-term supply and service contracts for uranium, conversion, enrichment, and manufacturing. From membership in various companies, which exist, among other things, in connection with power plant sites, profit transfer agreements, and for covering nuclear liability risks, we have a statutory or contractual liability. With a solidarity agreement, RWE AG and the other parent companies of German nuclear power plant operators have committed to financially equip the liable nuclear power plant operators in the event of a nuclear damage event in such a way that they can meet their payment obligations, in order to fulfill a coverage provision of approximately €2,244 million. According to the contract, the share of liability attributable to RWE AG is 25.851% plus 5% for claims settlement costs. RWE AG and its subsidiaries are involved in or affected by the outcomes of official, regulatory, and antitrust proceedings, court cases, and arbitration proceedings in connection with their business operations. In some cases, out-of-court claims are also asserted. However, RWE does not expect any significant negative impact on the economic and financial situation of the RWE Group as a result.

(31) Segment Reporting

As a result of the initial public offering of innogy SE on October 7, 2016, the segment structure of the RWE Group was adjusted for the fiscal year 2016. To ensure comparability of the figures for fiscal year 2016 with those of the previous year, we have transferred the latter into the new structure. RWE is divided into three segments, which are delineated by functional criteria. The Conventional Power Generation segment essentially bundles the German, British, Dutch, and Turkish power generation business, the Rhenish lignite mining, and RWE Technology International, which specializes in project management and engineering services. From the current fiscal year, the majority stake in Mátra in Hungary, which specializes in lignite mining (formerly in the Central/Southeastern Europe region), and the Scottish biomass power plant Markinch (formerly in the Renewable Energies region) will also be included here. The prior-year figures have been adjusted accordingly. The Trading/Gas Midstream segment includes energy and commodity trading, the marketing and hedging of RWE Group's power position, as well as the gas midstream business. It is managed by RWE Supply & Trading, which also supplies some large industrial and business customers with electricity and gas. The innogy segment essentially comprises RWE's business with renewable energies, distribution networks, and sales. The activities in the field of renewable energies include, in addition to electricity production, the development and realization of projects for capacity expansion. Wind and hydropower dominate the generation technology. The main generation sites are located in Germany, Great Britain, the Netherlands, Poland, Spain, and Italy. The second pillar of innogy is the operation of distribution networks in Germany, the Czech Republic, Slovakia, Hungary, and Poland. In addition, there is the sales of electricity, gas, and energy solutions in Germany, the Netherlands, Belgium, Great Britain, the Czech Republic, Slovakia, Hungary, Poland, and some other countries in Central Eastern Europe. Furthermore, the innogy segment includes consolidation effects, holding activities, and internal service providers of innogy SE. "Other, Consolidation" includes consolidation effects and RWE AG, as well as the activities of areas not presented separately. These include, among others, the intra-group service providers RWE Group Business Services and RWE Service, as well as our minority stake in the German electricity transmission system operator Amprion.

Segment Reporting

Business Areas

In Mio. € | 2016 | Conventional Power Generation | Trading/Gas Midstream | innogy | Other, Consolidation | RWE Group
------- | -------- | -------- | -------- | -------- | --------
External sales (incl. natural gas/electricity tax) | | 1,967 | 3,646 | 40,149 | 71 | 45,833
Group internal sales | | 8,199 | 15,734 | 1,811 | -25,744¹ |
Total sales | | 10,166² | 19,380 | 41,960 | -25,673 | 45,833
Adjusted EBIT | | 627 | -145 | 2,735 | -135 | 3,082
Operating share in earnings | | 80 | -22 | 368 | 38 | 464
Operating result from equity-accounted investments | | 74 | 276 | 37 | | 387
Operating depreciation | | 829 | 6 | 1,468 | 18 | 2,321
Extraordinary depreciation | | 4,068 | 17 | 327 | 3 | 4,415
Adjusted EBITDA | | 1,456 | -139 | 4,203 | -117 | 5,403
Cash Flow from operating activities of continuing operations | | 1,344 | -388 | 2,526 | -1,130 | 2,352
Book values of equity-accounted investments | | 190 | 3 | 2,256 | 459 | 2,908
Investments in intangible assets, property, plant and equipment, and investment property | | 333 | 4 | 1,679 | 11 | 2,027

¹ Of which consolidation internal sales -€27,960 million and internal sales of other companies €2,216 million
² Of which total sales from electricity generation in Great Britain €2,820 million

Regions

In Mio. € | 2016 | EU | Germany | Great Britain | Other EU | Other Europe | RWE Group
------- | -------- | -------- | -------- | -------- | -------- | --------
External sales¹ ² | | 24,990 | 9,196 | 8,437 | 589 | 378 | 43,590
Intangible assets, property, plant and equipment, and investment property | | 17,928 | 7,573 | 11,454 | 312 | | 37,267

¹ Figures excluding natural gas/electricity tax
² Allocation according to the region in which the service was provided

Segment Reporting

Business Areas

In Mio. €	2015	Conventional Power Generation	Trading/Gas Midstream	innogy	Other, Consolidation	RWE Group
External sales (incl.# 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 bereinigte EBIT wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom bereinigten EBITDA zum bereinigten EBIT und zum Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern dargestellt:

Überleitung der Ergebnisgrößen in Mio. €

	2016	2015
Bereinigtes EBITDA	5.403	7.017
Betriebliche Abschreibungen	-2.321	-3.180
Bereinigtes EBIT	3.082	3.837
+ Neutrales Ergebnis	-6.661	-2.885
+ Finanzergebnis	-2.228	-1.589
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern	-5.807	-637

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.

Neutrales Ergebnis in Mio. €

	2016	2015
Veräußerungsgewinne	94	31
Ergebniseffekte aus Derivaten	-799	296
Restrukturierungen, Sonstige	-5.956	-3.212
Neutrales Ergebnis	-6.661	-2.885

Darübergehende Ausführungen finden sich auf Seite 48.

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 295 Mio. € (Vorjahr: 281 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 904 Mio. € (Vorjahr: 1.036 Mio. €)
gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) in Höhe von 627 Mio. € (Vorjahr: 727 Mio. €)
das um nicht zahlungswirksame Effekte - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 333 Mio. € (Vorjahr: 353 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 5 Mio. € (Vorjahr: 615 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 335 Mio. € (Vorjahr: 302 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 67 Mio. € (Vorjahr: 153 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 2.591 Mio. € (Vorjahr: 170 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 19 Mio. € (Vorjahr: 22 Mio. €).

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.

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 in Mio. €

	Assoziierte Unternehmen	Gemeinschaftsunternehmen
	2016	2015
Erträge	3.661	3.552
Aufwendungen	3.001	2.583
Forderungen	329	285
Verbindlichkeiten	147	136

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: 177 Mio. €). Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen; d. h., die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 371 Mio. € (Vorjahr: 352 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 107 Mio. € (Vorjahr: 107 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.203 Mio. € (Vorjahr: 1.293 Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt.

Für das Geschäftsjahr 2016 werden neben den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats der RWE AG auch die Vorstände und die Aufsichtsräte der innogy SE als Mitglieder des Managements in Schlüsselpositionen für den RWE-Konzern angesehen. Dabei beziehen sich die Vorjahresangaben ausschließlich auf das Management in Schlüsselpositionen der RWE AG, da die innogy SE im Vorjahr nicht als eigenständiger Konzern existierte. Die folgenden Angaben beziehen sich auf die Gesamtvergütungen nach IAS 24:

Das Management in Schlüsselpositionen (Vorstände und Aufsichtsrat) erhielt für das Geschäftsjahr 2016 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 13.832 Tsd. € (Vorjahr: 11.588 Tsd. €). Außerdem betragen die aktienbasierten Vergütungen im Rahmen des LTIP SPP 1.131 Tsd. € (im Vorjahr für die Beat-Tranchen: -1.598 Tsd. €) sowie derer Dienstzeitaufwand für Pensionen 229 Tsd. € (Vorjahr: 581 Tsd. €). Für Verpflichtungen gegenüber dem Management in Schlüsselpositionen sind insgesamt 23.775 Tsd. € (Vorjahr: 23.886 Tsd. €) zurückgestellt.

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

Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 15.486 Tsd. € (Vorjahr: 11.373 Tsd. €). Der Vorstand erhielt für das Geschäftsjahr 2016 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 8.586 Tsd. € (Vorjahr: 8.868 Tsd. €). Außerdem wurden langfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 3.913 Tsd. € (Vorjahr: 755 Tsd. €) ausgezahlt sowie eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des LTIP SPP mit einem Ausgabezeitwert von 2.987 Tsd. € gewährt (im Vorjahr für die Beat-Tranche 2015: 1.750 Tsd. €).

Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2016 auf 2.746 Tsd. € (Vorjahr: 2.720 Tsd. €). Außerdem erhielten Aufsichtsratsmitglieder Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 449 Tsd. € (Vorjahr: 265 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften.

Tabellen

RWE-Konzern (Finanzergebnisse)

	2016	2015	2014	2013	2012
Finanzielle Aufwendungen (z. B. Zinsen, Erdgas-/ Stromsteuer)	2.224	3.318	42.482	66	48.090
Konzern-Innenumsatz	9.005	19.081	1.986	-30.072	1
Gesamtumsatz	11.229	22.399	44.468	-30.006	48.090
Bereinigtes EBIT	596	156	3.050	35	3.837
Betriebliches Beteiligungsergebnis	102	3	414	42	561
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	92	228	41	361
Betriebliche Abschreibungen	1.689	8	1.471	13	3.181
Außerplanmäßige Abschreibungen	2.841	8	275	110	3.234
Bereinigtes EBITDA	2.285	164	4.521	48	7.018
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	2.139	-894	2.816	-722	3.339
Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	179	3	2.137	633	2.952
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	855	10	2.024	9	2.898

1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -32.851 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 2.779 Mio. €
2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 3.192 Mio. €

Regionen 2015

	EU Deutschland	Großbritannien	Übrige EU	Sonstige Europa	RWE-Konzern in Mio. €
Außenumsatz1, 2	25.945	9.812	9.662	121	308
Immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Investment Property	21.157	9.109	11.844	534

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

Produkte

	2016	2015
Außenumsatz1	43.590	45.848
Davon: Strom	31.420	32.560
Davon: Gas	9.208	10.657

1 Zahlen ohne Erdgas- /Stromsteuer# 3.6 Remuneration of Members of the Management Board and Supervisory Board

Remuneration is paid in accordance with the terms of employment contracts. In the reporting year, no loans or advances were granted to members of the Management Board or Supervisory Board. Former members of the Management Board and their survivors received €11,653 thousand (previous year: €11,634 thousand), of which €1,305 thousand (previous year: €1,229 thousand) was from subsidiaries. Pension obligations (Defined Benefit Obligations) to former members of the Management Board and their survivors amounted to €159,950 thousand as of the balance sheet date (previous year: €153,100 thousand). Of this, €14,808 thousand (previous year: €13,978 thousand) was attributable to subsidiaries. Information on members of the Management Board and Supervisory Board is presented in the notes on page 182 ff.

(35) Auditor’s Fees

RWE recognized the following fees as expenses for services rendered by the auditor of the consolidated financial statements, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC), and companies of the international PwC network:

Fees of the Auditor	2016	2015¹
in Mio. €	Gesamt	Davon: Deutschland
Audit services	19.5	12.4
Other assurance services	5.0	4.6
Tax advisory services	0.4	0.3
Other services	2.6	2.6
Total	27.5	19.9

¹ Adjusted prior-year figures

The fees for audit services primarily include the remuneration for the audit of the consolidated financial statements, for the audit of the financial statements of RWE AG and its subsidiaries, and, for the first time in the reporting year, for the review of interim financial statements. Fees for the audit of the combined financial statements prepared for the IPO of innogy SE are also included here. Other assurance services that were compensated include the audit of the internal control system and expenses related to statutory or judicial requirements. The fees for tax advisory services include, in particular, remuneration for advice on the preparation of tax returns and on other national and international tax matters, as well as the audit of tax assessments. The increase in auditor’s fees is essentially due to the IPO of innogy SE. A total of €5 million was spent on this.

(36) Utilization of § 264 Abs. 3 HGB or § 264b HGB

The following domestic subsidiaries availed themselves of the exemption provisions of § 264 Abs. 3 HGB or § 264b HGB in the 2016 fiscal year:

BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen
GBV Dreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen
Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems)
Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln
Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim
RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln
RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen
RWE Group Business Services GmbH, Essen
RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen
RWE Technology International GmbH, Essen
RWE Trading Services GmbH, Essen

(37) Events after the Balance Sheet Date

The following significant events occurred in the period from January 1, 2017, to the preparation of the consolidated financial statements on February 27, 2017:

Belectric

On January 3, 2017, the acquisition of 100% of the shares in the subsidiary Belectric Solar & Battery Holding GmbH, Kolitzheim (Belectric), which was agreed upon at the end of August 2016 with Belectric Holding GmbH, Kolitzheim, was completed. Belectric develops, constructs, and operates ground-mounted solar power plants. In addition to Europe, the main regions of activity are the Middle East and North Africa, as well as India, South America, and the USA. The preliminary purchase price is €77 million and includes a conditional payment obligation of €7 million. Furthermore, the purchase price is still subject to possible adjustments based on the asset situation according to the final balance sheet for 2016, which is yet to be finalized. Since the activities bundled in Belectric were previously part of a more extensive group, the preparation of a balance sheet as of the acquisition date requires a separation of the assets and liabilities attributable to these activities ("Carve Out"). As of the date of preparation of the consolidated financial statements, the final balance sheet of the Belectric Group was not yet available. Information on the fair values of the acquired assets—including acquired receivables—and liabilities, as well as information on factors that may constitute goodwill or the required disclosures in the event of an acquisition at a price below market value, cannot therefore be provided in the RWE consolidated financial statements.

Majority acquisition of Croatian gas supplier

On February 7, 2017, innogy signed contracts to acquire a 75% stake in the gas supplier of the city of Koprivnica (Croatia) for a purchase price of €7 million. The remaining 25% remains with the municipal utility company Komunalac. The transaction is still subject to the approval of the Croatian Cartel Office and is expected to be completed by the beginning of the second quarter of 2017.

Termination of hybrid bond

On February 13, 2017, a hybrid bond totaling CHF 250 million was terminated as of April 4, 2017, without refinancing it with new hybrid capital.

(38) Declaration pursuant to § 161 AktG

For RWE AG and innogy SE, the declarations required by § 161 AktG regarding the Corporate Governance Kodex have been issued and made permanently and publicly accessible to shareholders on the websites of RWE AG¹ and innogy SE².

Essen, February 27, 2017

The Management Board

Schmitz Krebber Tigges

¹ http://www.rwe.com/web/cms/mediablob/de/3345128/data/11102/3/rwe/investorrelations/governance/entsprechenserklaerung/Entsprechenserklaerung-vom-15.12.2016.pdf
² https://iam.innogy.com/ueber-innogy/investor-relations/corporate-governance/entsprechenserklaerung

3.7 Statement of Shareholdings (Part of the Notes)

Statement of Shareholdings pursuant to § 285 No. 11 and No. 11a and § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 a I) HGB as of December 31, 2016

I. Consolidated companies included in the consolidated financial statements

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
direkt	gesamt
Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Netherlands	100
An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Great Britain	100
Andromeda Wind S.r.l., Bozen/Italy	51
Artelis S.A., Luxembourg/Luxembourg	53
A/V/E GmbH, Halle (Saale)	76
Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen	100
Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, Augsburg	100
Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen	62
BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen	100	100
Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Great Britain	100
Bristol Channel Zone Limited, Swindon/Great Britain	100
BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin	100
Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Hungary	55
Carl Scholl GmbH, Köln	100
Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Great Britain	100
Cegecom S.A., Luxembourg/Luxembourg	100
Channel Energy Limited, Swindon/Great Britain	100
CR-Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. KG Cottbus, Cottbus	8
EGG Holding B.V. - Group - (pre-consolidated)
Bakker CV Installatietechniek B.V., Zwaagdijk/Netherlands	100
EGG Holding B.V., Meppel/Netherlands	100
Energiewacht Facilities B.V., Zwolle/Netherlands	100
Energiewacht Steenwijk B.V., Zwolle/Netherlands	100
Energiewacht VKI B.V., Dalfsen/Netherlands	100
Energiewacht-A.G.A.S.-Deventer B.V., Deventer/Netherlands	100
Energiewacht-Gazo B.V., Zwolle/Netherlands	100
GasWacht Friesland B.V., Gorredijk/Netherlands	100
GasWacht Friesland Facilities B.V., Leeuwarden/Netherlands	100
N.V. Energiewacht-Groep, Zwolle/Netherlands	100
Sebukro B.V., Amersfoort/Netherlands	100
ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen	100	25
Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermuda	100
Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech	100
ELMU DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Budapest/Hungary	100
ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Hungary	100
ELMU-ÉMÁSZ Energiakereskedo Kft., Budapest/Hungary	100
ELMU-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Hungary	100
ELMU-ÉMÁSZ Halozati Szolgáltató Kft., Budapest/Hungary	100
ELMU-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Hungary	100
ÉMÁSZ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Miskolc/Hungary	100
ÉMÁSZ Halozati Kft., Miskolc/Hungary	100
Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen	50
Energiedirect B.V., Waalre/Netherlands	100
Energienetze Berlin GmbH, Berlin	100	25
Energies France S.A.S. - Group - (pre-consolidated)
Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/France	100
Energies Charentus S.A.S., Paris/France	100
Energies France S.A.S., Paris/France	100
Energies Maintenance S.A.S., Paris/France	100
Energies Saint Remy S.A.S., Paris/France	100
Energies VAR 1 S.A.S., Paris/France	100
Energies VAR 3 S.A.S., Paris/France	100
SAS Île de France S.A.S., Paris/France	100
Energiewacht N.V.
Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande	100
Energiewacht West Nederland B.V., Assen/Niederlande	100
Mercurius Klimaatbeheersing B.V., Assen/Niederlande	100
energis GmbH, Saarbrücken	72	138.514
energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken	100	25.851
Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	140.154
Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	109.482
Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	24.185
envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz	59	1.667.226
envia SERVICE GmbH, Cottbus	100	3.415
envia TEL GmbH, Markkleeberg	100	15.994
envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen	100	63.463
enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz	100	56.366
enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen	100	187.419
eprimo GmbH, Neu-Isenburg	100	4.600
Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien	100	88.047
Essent CNG Cleandrive B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	0
Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	128.220
Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande	100	-428
Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande	100	-263.425
Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande	100	2.897.900
Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	10.858.000
Essent Personeel Service B.V., Arnhem/Niederlande	100	4.937
Essent Power B.V., Arnhem/Niederlande	100	18
Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	456.520
Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-427.556
Essent Wind Nordsee Ost Planungs- und Betriebsgesellschaft mbH, Helgoland	100	256
Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn	54	298.596
EuroSkyPark GmbH, Saarbrücken	51	473
EVIP GmbH, Bitterfeld-Wolfen	100	11.347
EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg	54	41.090
FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken	100	4.180
Fri-El Anzi Holding S.r.l., Bozen/Italien	51	7.340
Fri-El Anzi S.r.l., Bozen/Italien	100	5.159
Fri-El Guardionara Holding S.r.l., Bozen/Italien	51	22.018
Fri-El Guardionara S.r.l., Bozen/Italien	100	26.931
GasNet, s.r.o., Ústí nad Labem/Tschechien	100	831.580
GBV Dreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	25
GBV Fünfte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	2.945.975
GBV Siebenundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	6.883
Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande	100	13.889
Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG, Bergkamen	51	7.016
Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA	100	66.512
Georgia Biomass LLC, Savannah/USA	100	25.736
GfP Gesellschaft für Pensionsverwaltung mbH, Essen	100	25
GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund	100	7.296
Great Yarmouth Power Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen	51	102.913
GridServices, s.r.o., Brno/Tschechien	100	34.562
GWG Grevenbroich GmbH, Grevenbroich	60	21.523
Immobilien-Vermietungsgesellschaft Schumacher GmbH & Co. Objekt Kundenzentren KG, Düsseldorf	8	-473
Inhome Energy Care N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien	100	-310
innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr	100	233.106
innogy Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	721.100
innogy Bergheim Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	25
innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	226
innogy Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande	100	-5.942
innogy Business Services CZ, s.r.o., Prag/Tschechien	100	15.245
Innogy Business Services Limited, Swindon/Großbritannien	100	34.678
innogy Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen	100	3.463
innogy Česká republika a.s., Prag/Tschechien	100	1.932.961
innogy Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wrocław/Polen	100	1.756
innogy Energie, s.r.o., Prag/Tschechien	100	167.401
innogy Energo, s.r.o., Prag/Tschechien	100	18.413
innogy Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	10.761
innogy Finance II B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	2.699
innogy Gas Storage NWE GmbH, Dortmund	100	350.087
innogy Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien	100	511.978
innogy Gastronomie GmbH, Essen	100	275
innogy Grid Holding, a.s., Prag/Tschechien	504	1.117.764
Innogy Gym 2 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-5.241
Innogy Gym 3 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-5.240
Innogy Gym 4 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-15.712
innogy Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	26
innogy Hungária Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn	100	520
innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	6.050.116
innogy IT Magyarország Kft., Budapest/Ungarn	100	1.090
innogy Italia S.p.A., Mailand/Italien	100	5.428
innogy Kaskasi GmbH, Hamburg	100	99
innogy Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten	100	25
innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode	100	25
innogy Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr	100	25
innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	578
innogy Netze Deutschland GmbH, Essen	100	497.854
innogy Offshore Wind Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-2.911
innogy Polska Contracting Sp. z o.o., Wrocław/Polen	100	5.419
innogy Polska S.A., Warschau/Polen	100	416.942
innogy Renewables Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-14.682
innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Essen	100	7.350
innogy Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	277.049
Innogy Renewables UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien	100	1.688.264
Innogy Renewables UK Limited, Swindon/Großbritannien	100	1.996.707
innogy SE, Essen	77	8.908.422
innogy Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen	100	33.232
innogy Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei	100	4.494
innogy Solutions s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei	100	1.103
innogy Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover	100	26
innogy South East Europe s.r.o., Bratislava/Slowakei	100	720
innogy Spain S.A.U. - Gruppe - (vorkonsolidiert)		259.919
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
innogy Spain, S.A.U., Barcelona/Spanien	100
Innogy Stallingborough Limited, Swindon/Großbritannien	100	-8.451
innogy Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	650.485
innogy Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich	100	106
innogy TelNet GmbH, Essen	100	25
innogy Titz Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Essen	100	25
innogy Wind Onshore Deutschland GmbH, Hannover	100	77.373
innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg	51	93.613
innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	-36.316
innogy Zákaznické služby, s.r.o., Ostrava/Tschechien	100	1.445
INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert)		12.516
INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participações Sociais, Lda., São João do Estoril/Portugal	100
LUSITERG - Gestão e Produção Energética, Lda., São João do Estoril/Portugal	74
iSWITCH GmbH, Essen	100	25
Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen	75	84.184
Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems)	100	20.034
Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems)	99	432.269
KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen	100	696.225
Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	8.788
Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Power AG und der PreussenElektra GmbH, Lingen (Ems)	88	144.433
Krzecin Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	17.011
Lechwerke AG, Augsburg	90	491.819
Leitungspartner GmbH, Düren	100	100
LEW Anlagenverwaltung GmbH, Gundremmingen	100	282.071
LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen	100	456.307
LEW Netzservice GmbH, Augsburg	100	87
LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg	100	1.250
LEW TelNet GmbH, Neusäß	100	13.342
LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg	100	139.816
Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	59	50.366
Mátrai Erömü Zártkörüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn	51	351.434
MI-FONDS 178, Frankfurt am Main	100	722.490
MI-FONDS F55, Frankfurt am Main	100	596.754
MI-FONDS G55, Frankfurt am Main	100	273.968
MI-FONDS J55, Frankfurt am Main	100	14.996
MI-FONDS K55, Frankfurt am Main	100	274.191
MI-FONDS G50, Frankfurt am Main	100	4.916.606
MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale)	75	120.341
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, Halle (Saale)	100	25
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Halle (Saale)	100	4.171
Mittlere Donau Kraftwerke AG, München	408	5.113
ML Wind LLP, Swindon/Großbritannien	51	90.166
NEW AG, Mönchengladbach	404	175.895
NEW Netz GmbH, Geilenkirchen	100	95.769
NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, Mönchengladbach	100	15.857
NEW NiederrheinWasser GmbH, Viersen	100	46.613
NEW Service GmbH, Mönchengladbach	97	825
NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst	98	13.961
NEW Viersen GmbH, Viersen	100	13.714
Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen	100	8.087
Npower Business and Social Housing Limited, Swindon/Großbritannien	100	4.112
Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien	100	-1.851
Npower Direct Limited, Swindon/Großbritannien	100	246.141
Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien	100
-194 28 Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -226.879 6.294 Npower Group plc, Swindon/Großbritannien 100 127.310 27.957 Npower Limited, Swindon/Großbritannien 100 108.622 -47.405 Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien 100 -1.074.542 -216.363 Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien 100 -722.161 -34.599 Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 312 1 Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.529 0 OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein 100 11.426 1 Park Wiatrowy Nowy Staw Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 64.183 3.140 Park Wiatrowy Opalenica Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 22.291 157 Park Wiatrowy Suwatki Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 56.620 3.521 Park Wiatrowy Tychowo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 41.120 -6.200 Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen 51 34.451 -44 Plus Shipping Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 29.125 88 Powerhouse B.V., Almere/Niederlande 100 42.918 11.000 PS Energy UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 3 Regenesys Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Regenesys Technologies, Swindon/Großbritannien 100 732 7 regionetz GmbH, Eschweiler 100 37 1 Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln 100 82.619 1 Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim 100 9.236 1 Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen 77 31.080 1.757 Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg 100 20.774 1 rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln 67 152.182 38.059 Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta 100 100 57.736 22 Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 504 188.010 12.295 RL Besitzgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 114.033 13.629 RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Gundremmingen 100 353.300 24.713 RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien 100 360 47 RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln 100 36.694 1 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 70 265.164 -18.289 RWE Aktiengesellschaft, Essen 4.696.888 -1.001.451 RWE Cogen UK (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien 100 9.989 -827 RWE Cogen UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 167.988 231 RWE Cogen UK Trading Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 RWE Corner Participations B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 49.222 5.153 RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen 100 100 18.117.855 8.252.629 RWE East, s.r.o., Prag/Tschechien 100 204 167 RWE Eemshaven Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 20 -14.751 RWE Eemshaven Holding II B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 -54.276 -68.017 RWE Energie S.R.L., Bukarest/Rumänien 100 556 -379 RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 695 -1.052 RWE Enerji Toptan Satis A.S., Istanbul/Türkei 100 5.858 -2.518 RWE Generation Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 163.387 5.559 RWE Generation NL B.V., Arnhem/Niederlande 100 133.728 88.139 RWE Generation NL Participations B.V., Arnhem/Niederlande 100 380.771 -1.764 RWE Generation SE, Essen 100 100 264.622 1 RWE Generation UK Holdings plc, Swindon/Großbritannien 100 1.006.799 -31.604 RWE Generation UK plc, Swindon/Großbritannien 100 1.037.166 -557.924 RWE Group Business Services GmbH, Essen 100 25 1 RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 9.402 -2.677 RWE IT GmbH, Essen 100 22.724 1 RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien 100 399 -1.702 RWE Markinch Limited, Swindon/Großbritannien 100 -94.401 -21.923 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 178 -324 RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen 100 100 2.037.209 1 RWE Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 57.840 1 RWE Service GmbH, Dortmund 100 100 3.476 1 RWE Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland 100 3.948 756 RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur 100 3.261 0 RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien 100 912.439 -171.409 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 100.333 343 RWE Supply & Trading GmbH, Essen 100 100 446.778 1 RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien 100 411 -1.373 RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien 100 53.913 -1.478 RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz 100 8.880 1.867 RWE Technology International GmbH, Essen 100 12.463 1 RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei 100 965 115 RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.145 12 RWE Trading Americas Inc., New York City/USA 100 22.097 8.835 RWE Trading Services GmbH, Essen 100 5.735 1 RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3.348 0 RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr 80 76.872 13.446 SARIO Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Würzburg KG, Würzburg 8 -10.498 292 SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen 90 15.164 1.883 Stadtwärme Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 100 2.970 1 STADTWERKE DÜREN GMBH, Düren 50 27.457 5.993 Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 51 14.868 3.678 Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau 100 1.070 -20 Süwag Energie AG, Frankfurt am Main 78 581.905 104.750 Süwag Grüne Energien und Wasser GmbH, Frankfurt am Main 100 6.441 1 Süwag Vertrieb AG & Co. KG, Frankfurt am Main 100 680 1 Syna GmbH, Frankfurt am Main 100 8.053 1 Taciewo Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 24.416 620 The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 676 -59 Transpower Limited, Dublin/Irland 100 4.713 366 Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach 75 5.793 1.366 Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen 100 22 1 VKB-GmbH, Neunkirchen 50 43.114 3.389 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 30.894 6.327 Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande 100 102 0 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 50 200.917 22.861 VSE Net GmbH, Saarbrücken 100 14.150 2.064 VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken 100 3.109 1 VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein 98 26.813 2.170 Východoslovenská distribucná, a.s., Košice/Slowakei 100 615.265 16.905 Východoslovenská energetika a.s., Košice/Slowakei 100 70.917 6.188 Východoslovenská energetika Holding a.s., Košice/Slowakei 494 617.430 42.207 Wendelsteinbahn GmbH, Brannenburg 100 3.612 834 Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg 100 38 1 Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf 100 9.875 1 Westnetz GmbH, Dortmund 100 240.308 1 Windpark Kattenberg B.V., Zwolle/Niederlande 100 -37 -52 Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 11.144 -212 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover 100 898 16 WTTP B.V., Arnhem/Niederlande 100 11.654 200

## 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt MEAG Halle KG, Düsseldorf 8 -877 421 1

### Ergebnisabführungsvertrag

### Daten aus dem Konzernabschluss

### Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar

### Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung

### Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung

### Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen

### Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung

### Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12

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

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital direkt gesamt in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien	100	279
Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen	50	100
Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund	100	-70.051
AQUAVENT Gesellschaft für Umwelttechnik und regenerierbare Energien mbH, Lützen	100	1.592
AVB GmbH, Lützen	100	14
Balve Netz Verwaltung GmbH, Balve	100	3
Beteiligungsgesellschaft Werl mbH, Essen	51	326
bildungszentrum energie GmbH, Halle (Saale)	100	1.082
Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, Bad Wimpfen	51	2.192
Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, Bad Wimpfen	100	30
Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co. KG, Anhausen	51	137
Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, Anhausen	100	30
Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, Schwalmtal	66	807
Biogasanlage Schwalmtal GmbH, Schwalmtal	99	40
Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
COMCO MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg	95	385
Doggerbank Project 1A Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 1B Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 2A Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 2B Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 3A Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 3B Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 4A Innogy Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Doggerbank Project 4B Innogy 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, Essen	100	17.364
easyOptimize GmbH, Essen	100	24
easyOptimize Service B.V., Almelo/Niederlande	100	3
EDON Group Costa Rica S.A., San José/Costa Rica	100	837
Energetyka Wschód Sp. z o.o., Wrocław/Polen	100	74
Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co. KG, Leimen	75	198
Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, Leimen	75	27
energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, Siegburg	64	108
Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co. KG, Timmendorfer Strand	51	3.177
enervolution GmbH, Bochum	100	48
enviaM Erneuerbare Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Markkleeberg	100	32
enviaM Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale)	100	25
Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien	73	1.576
Erste WEA Vetschau GmbH & Co.
``````markdown
Name	Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €
:-------------------------------------------------------------------------------------------------------	:----------------------	:---------------------
KG, Breklum	100	-1.184
ESK GmbH, Dortmund	100	128
Fernwärmeversorgung Saarlouis-Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis	100	7.567
"Finelectra" Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG, Hausen/ Schweiz	100	11.491
FUCATUS Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Recklinghausen KG, Düsseldorf	94	0
Fundacja innogy w Polsce, Warschau/Polen	100	46
GBV Dreiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
GBV Einunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
GBV Neunundzwanzigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus	100	292
Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen	51	37
GWE-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Eppelborn	100	147
GWE-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Eppelborn	100	34
GWG Kommunal GmbH, Grevenbroich	100	100
GWS Netz GmbH, Schwalbach	100	50
Harryburn Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	3
Hospitec Facility Management im Krankenhaus GmbH, Saarbrücken	100	-101
Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Barcelona/Spanien	100	428
Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mbH, Hannover	100	12
innogy Consulting GmbH, Essen	100	1.555
innogy Corporate Ventures GmbH, Essen	100	3
innogy Dritte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	3
innogy Energetyka Zachód Sp. z o.o., Wrocław /Polen	100	117
innogy Erste Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	3
INNOGY INNOVATION CENTER LTD, Tel Aviv/Israel	100	3
innogy Middle East & North Africa Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate	100	1.602
innogy New Ventures LLC, Menlo Park/USA	100	24.295
innogy Offshore Wind Netherlands Participations I B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande	100	3
innogy Offshore Wind Netherlands Participations II B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande	100	3
innogy Offshore Wind Netherlands Participations III B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande	100	3
innogy Offshore Wind Netherlands Participations IV B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande	100	3
innogy Polska Solutions Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	146
Innogy Renewables Ireland Limited, Dublin/Irland	100	3
Innogy Renewables US LLC, Delaware/USA	100	58.022
innogy Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Essen	100	45
innogy solutions Kft., Budapest/Ungarn	100	10
innogy Stiftung für Energie und Gesellschaft gGmbH, Essen	100	58.072
innogy Turkey Energi Anonim Sirketi, Istanbul/Türkei	100	3
Innogy US Renewable Projects LLC, Delaware/USA	100	0
innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg	51	40
innogy Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Essen	100	9.800
innogy Windpark Eschweiler Verwaltungs GmbH, Essen	100	35
innogy Windpark Jüchen A44n GmbH & Co. KG, Essen	100	3
Innogy Windpark Jüchen A44n Verwaltungs GmbH, Essen	100	3
innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	3
Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim	51	607
Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim	51	29
Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken	100	134
Lech Energie Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen	100	3
Lech Energie Verwaltung GmbH, Augsburg	100	3
Lemonbeat GmbH, Dortmund	100	21
Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, Lößnitz	100	12
Lößnitz Netz Verwaltungs GmbH, Lößnitz	100	27
Matrai Erömü Központi Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn	100	3.277
Middlemoor Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, Halle (Saale)	100	25
Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, Chemnitz	100	22
Netzgesellschaft Hüllhorst Verwaltung GmbH, Hüllhorst	100	3
Netzwerke Saarwellingen GmbH, Saarwellingen	100	50
NEW b_gas Eicken GmbH, Schwalmtal	100	-890
NEW Re GmbH, Mönchengladbach	95	414
NEW Schwalm-Nette Netz GmbH, Viersen	100	25
NEW Windenergie Verwaltung GmbH, Mönchengladbach	100	3
NEW Windpark Linnich GmbH & Co. KG, Mönchengladbach	100	3
Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale)	100	164
Oschatz Netz GmbH & Co. KG, Oschatz	75	1.880
Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, Oschatz	100	26
Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	1.046
Park Wiatrowy Ełk Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	6
Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	2.783
Park Wiatrowy Mściwojów Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	1.909
Park Wiatrowy Prudziszki Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	-233
Park Wiatrowy Śmigiel I Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	2.521
Park Wiatrowy Żnin Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	2.224
PI E & P Holding Limited, George Town/Cayman Islands	100	5.177
PI E & P US Holding LLC, New York City/USA	100	5.164
Powerhouse Energy Solutions S.L., Madrid/Spanien	100	-1
Projecta 5 - Entwicklungsgesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Saarbrücken	100	8
PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien	100	267
RD Hanau GmbH, Hanau	100	0
REV LNG SSL BC LLC, Ulysses/USA	85	4.132
Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen	100	5.369
rhenagbau GmbH, Köln	100	1.258
ROTARY-MATRA Kútfúró és Karbantartó KFT, Visonta/Ungarn	100	804
Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien	100	0
RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei	100	1.141
RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien	100	100
RWE Innogy Galloper 1 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-1.041
RWE Innogy Galloper 2 Limited, Swindon/Großbritannien	100	-1.041
RWE Innogy Serbia d.o.o., Belgrad/Serbien	100	0
RWE NSW PTY LTD, Sydney/Australien	100	3
RWE Pensionsfonds AG, Essen	100	100
RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen	100	25
RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China	100	2.201
RWE Power Climate Protection GmbH, Essen	100	23
RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand	100	55
RWE Power International Ukraine LLC, Kiew/Ukraine	100	0
RWE Rhein Oel Ltd., London/Großbritannien	100	-1
RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei	100	613
RWE Teplárna Náchod, s.r.o., Náchod/Tschechien	100	7
RWE Trading Services Ltd., Swindon/Großbritannien	100	1.176
RWE-EnBW Magyarország Energiaszolgáltató Korlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn	70	372
RWEST PI FRE Holding LLC, New York City/USA	100	11.046
RWEST PI LNG HOLDING LLC, New York City/USA	100	6.364
RWEST PI LNG 1 LLC, New York City/USA	100	1.514
RWEST PI LNG 2 LLC, New York City/USA	100	5.334
RWEST PI WALDEN HOLDING LLC, New York City/USA	100	7.188
RWEST PI WALDEN 1 LLC, New York City/USA	100	7.190
Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Scharbeutz	51	4.380
SchlauTherm GmbH, Saarbrücken	75	239
SEG Solarenergie Guben GmbH & Co. KG, Guben	100	3
SSE RENEWABLES (GALLOPER) NO. 1 LIMITED, Swindon/Großbritannien	100	-3.357
SSE RENEWABLES (GALLOPER) NO. 2 LIMITED, Swindon/Großbritannien	100	-3.357
Stadtwerke Korschenbroich GmbH, Mönchengladbach	100	51
Stadtwerke Siegburg GmbH & Co. KG, Siegburg	100	100
Stadtwerke Siegburg Verwaltungs GmbH, Siegburg	100	25
Stadtwerke Verl Netz Verwaltungs GmbH, Verl	100	3
Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen	100	5
Stromnetz Gersthofen Verwaltung GmbH, Gersthofen	100	22
Süwag Vertrieb Management GmbH, Frankfurt am Main	100	26
Thermolux S.a.r.l., Luxemburg/Luxemburg	100	98
Thyssengas-Unterstützungskasse GmbH, Dortmund	100	53
TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen	51	3.621
Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main	80	542
Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, Timmendorfer Strand	51	26
Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, Scharbeutz	51	26
VKN Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Ensdorf	51	51
VKN Saar Gesellschaft für Verwertung von Kraftwerksnebenprodukten und Ersatzbrennstoffen mbH & Co. KG, Ensdorf	51	-94
Volta Solar B.V., Heerlen/Niederlande	95	3
VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken	100	2.800
VSE - Windpark Merchingen VerwaltungsGmbH, Saarbrücken	100	62
VSE Agentur GmbH, Saarbrücken	100	15
VSE Call centrum, s.r.o., Košice/Slowakei	100	72
VSE Ekoenergia, s.r.o., Košice/Slowakei	100	92
VSE-Stiftung gGmbH, Saarbrücken	100	2.578
Wadersloh Netz Verwaltungs GmbH, Wadersloh	100	3
Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg	100	31
WIJA GmbH, Bad Neuenahr-Ahrweiler	100	454
Windkraft Hochheim GmbH & Co. KG, Hochheim	100	2.750
Windpark Eschweiler Beteiligungs GmbH, Stolberg	59	3
Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Lützen	100	31
YE Gas Limited, Swindon/Großbritannien	100	0
Zweite WEA Vetschau GmbH & Co. KG, Breklum	100	-51
CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Naumburg KG, Düsseldorf	8	-788

Ergebnisabführungsvertrag
Daten aus dem Konzernabschluss
Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12

III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten

Name	Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg	49	29.873	1.739
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co.
```# IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
EnergieRegion Taunus - Goldener Grund Verwaltungsgesellschaft mbH, Bad Camberg	100	26

1 Ergebnisabführungsvertrag
2 Daten aus dem Konzernabschluss
3 Neugründung, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
4 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
5 Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
6 Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
7 Maßgeblicher Einfluss aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
8 Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12

V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen	515	37.092
AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg	50	101.713
BEW Netze GmbH, Wipperfürth	615	6.534
Budapesti Disz- es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn	50	29.988
C-Power N.V., Oostende/Belgien	27	200.443
Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall	33	6.232
FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen	50	33.588
Galloper Wind Farm Holdco Limited, Swindon/Großbritannien	25	-33.673
Gwynt Y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	50	-1.005
Innogy Venture Capital GmbH, Dortmund	755	397
Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein	675	36.308
PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mbH, Neuss	50	180
Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain	755	5.752
SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien	50	430
Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg	40	-1.982
Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen	50	26.401
Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems)	40	13.471
Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg	49	2.999
SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn	30	19.430
TCP Petcoke Corporation, Dover/USA	50	17.807
Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	50	13.067
URANIT GmbH, Jülich	50	71.343
Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien	48	187.134

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

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis direkt gesamt in Tsd. €
Amprion GmbH, Dortmund	25	1.576.100
ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal	40	3.689
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW 21), Dortmund	40	157.589
EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf	49	704
Energieversorgung Guben GmbH, Guben	45	16.272
Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth	25	4.961
Energieversorgung Oberhausen AG, Oberhausen	106	4.331
ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers	20	32.915
e-regio GmbH & Co. KG, Euskirchen	43	82.712
EWR Aktiengesellschaft, Worms	26	74.307
EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms	50	135.649
EWR GmbH - Energie und Wasser für Remscheid, Remscheid	20	83.816
Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg	30	9.655
Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach GmbH, Bous	49	13.693
GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen	28	31.612
Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim	40	114.141
HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal	32	11.209
Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Essen	785	21.782
Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich	49	827.429
KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich	136	773.142
Kemkens B.V., Oss/Niederlande	49	32.234
KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung AG, Neunkirchen	29	72.983
MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen	47	29.650
medl GmbH, Mülheim an der Ruhr	49	21.829
Mingas-Power GmbH, Essen	40	6.979
Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf	27	5.145
PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln	107	2.732
Pfalzwerke Aktiengesellschaft, Ludwigshafen	27	203.148
Projecta 14 GmbH, Saarbrücken	50	38.138
Propan Rheingas GmbH & Co KG, Brühl	30	6.838
Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen	50	16.854
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	24.436
SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus	33	32.797
SSW Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co. KG, St. Wendel	50	20.215
Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben	35	16.990
Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale)	45	31.859
Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen	40	19.939
Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg	20	184.636
Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein	25	12.115
Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen	29	124.866
Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern	49	11.304
Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach	25	39.925
Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn	49	2.134
Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane	24	13.903
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	5.324
Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen	25	51.982
Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland	24	13.339
Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis	49	36.022
Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert	50	82.005
Stadtwerke Weißenfels GmbH, Weißenfels	24	23.333
Stadtwerke Willich GmbH, Willich	25	13.981
Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz	24	20.734
SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	33	23.836
Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande	605	11.392
Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel GmbH, St. Wendel	28	22.093
wbm Wirtschaftsbetriebe Meerbusch GmbH, Meerbusch	40	24.417
Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien	31	2.047
Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau	27	42.360

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	446
Ascent Energy LLC, Wilmington/USA	46	3
Awotec Gebäude Servicegesellschaft mbH, Saarbrücken	48	84
Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert GmbH, St. Ingbert	49	80
Bayerische Ray Energietechnik GmbH, Garching	49	427
Biogas Wassenberg GmbH & Co. KG, Wassenberg	32	1.179
Biogas Wassenberg Verwaltungs GmbH, Wassenberg	32	37
Breer Gebäudedienste Heidelberg GmbH, Heidelberg	45	280
Breitband-Infrastrukturgesellschaft Cochem-Zell mbH, Cochem	21	-638
Brüggen.E-Netz GmbH & Co. KG, Brüggen	25	1.000
Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, Brüggen	25	27
CARBON CDM Korea Ltd. (i.L.), Seoul/Südkorea	49	-2.171
CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich	50	2.056
CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten	49	-355
CECEP Ningxia New Energy Resources Joint Stock Co., Ltd., Yinchuan/China	25	20.152
DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, Schmalkalden	33	252
Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben	31	555
Dii GmbH, München	20	875
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	5.828
EfD Energie-für-Dich GmbH, Potsdam	49	28
ELE-GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen	49	69
ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, Bottrop	50	54
ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen	30	801
Elsta B.V., Middelburg/Niederlande	25	91.306
Elsta B.V.
& CO C.V., Middelburg/Niederlande	25	91.938
Energie BOL GmbH, Ottersweier	50	32
Energie Mechernich GmbH & Co. KG, Mechernich	49	3.743
Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, Mechernich	49	29
Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall	33	26
Energie Rur-Erft GmbH & Co. KG, Essen	21	25
Energie Rur-Erft Verwaltungs-GmbH, Essen	21	28
Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg	44	28
Energiepartner Dörth GmbH, Dörth	49	29
Energiepartner Elsdorf GmbH, Elsdorf	40	49
Energiepartner Hermeskeil GmbH, Hermeskeil	20	38
Energiepartner Kerpen GmbH, Kerpen	49	26
Energiepartner Projekt GmbH, Essen	49	25
Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, Kreuztal	40	25
Energiepartner Wesseling GmbH, Wesseling	30	27
Energie-Service-Saar GmbH, Völklingen	50	-1.790
Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, Bad Bentheim	25	2.911
Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, Bad Bentheim	25	29
Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum	34	5.207
Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum	34	56
Energieversorgung Horstmar/Laer GmbH & Co. KG, Horstmar	49	2.556
Energieversorgung Kranenburg Netze GmbH & Co. KG, Kranenburg	25	1.206
Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs GmbH, Kranenburg	25	27
Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg	49	3.007
Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, Niederkassel	49	2.745
Energieversorgung Oelde GmbH, Oelde	25	7.388
Energotel, a.s., Bratislava/Slowakei	20	9.422
ENERVENTIS GmbH & Co. KG, Saarbrücken	33	1.090
Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig	50	430
Erdgasversorgung Schwalmtal GmbH & Co. KG, Viersen	50	3.109
Erdgasversorgung Schwalmtal Verwaltungs-GmbH, Viersen	50	36
Esta V.O.F., Ridderkerk/Niederlande	50	3
evm Windpark Höhn GmbH & Co. KG, Höhn	33	0
EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, Baesweiler	45	2.047
EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, Baesweiler	45	29
FAMOS - Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück	49	97
Fassi Coal Pty. Ltd., Newcastle - Rutherford/Australien	40	-8.042
Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH, Zwönitz	50	3.115
First River Energy LLC, Denver/USA	26	1.821
Forewind Limited, Swindon/Großbritannien	25	205
Foton Technik Sp. z o.o., Warschau/Polen	50	132
FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen	50	34
Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken	49	4.988
Gas-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf	49	3
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen	49	29
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, Saulheim	49	2.228
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltung mbH, Wörrstadt	49	30
Geiger Netzbau GmbH, Mindelheim	49	3
Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze GmbH & Co. KG, Bad Sassendorf	25	2.142
Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze Verwaltung GmbH, Bad Sassendorf	25	27
Gemeindewerke Bissendorf Netz GmbH & Co. KG, Bissendorf	49	511
Gemeindewerke Bissendorf Netz Verwaltungs-GmbH, Bissendorf	49	26
Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel	45	6.764
Gemeindewerke Namborn GmbH, Namborn	49	800
Gemeinschaftswerk Hattingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen	52	2.045
GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein	20	76
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen	31	54
Gichtgaskraftwerk Dillingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken	25	29.544
GISA GmbH, Halle (Saale)	24	8.049
GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Köln	50	51
G & L Gastro-Service GmbH, Augsburg	35	3
GNEE Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, Freisen	49	13
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf	21	57.027
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, Troisdorf	21	37
GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, Stolberg	49	662
Green Solar Herzogenrath GmbH, Herzogenrath	45	3.822
Greenergetic GmbH, Bielefeld	27	-191
Greenplug GmbH, Hamburg	49	613
HaseNetz GmbH & Co. KG, Gehrde	25	25
HCL Netze GmbH & Co. KG, Herzebrock-Clarholz	25	2.813
Heizkraftwerk Zwickau Süd GmbH & Co. KG, Zwickau	40	1.814
Hochsauerland Netze GmbH & Co. KG, Meschede	25	5.363
Hochsauerland Netze Verwaltung GmbH, Meschede	25	26
Homepower Retail Limited, Swindon/Großbritannien	50	-26.127
Humada Holdings Inc., Palo Alto/USA	40	3
IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr	30	890
Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt	50	678
KAWAG AG & Co. KG, Pleidelsheim	49	10.542
KAWAG Netze GmbH & Co. KG, Abstatt	49	2.328
KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Abstatt	49	28
KDT Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey	49	1.224
KEN Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen	50	51
KEN GmbH & Co. KG, Neunkirchen	46	2.786
KEVAG Telekom GmbH, Koblenz	50	2.286
Kiwigrid GmbH, Dresden	20	-4.222
KlickEnergie GmbH & Co. KG, Neuss	65	-1.146
KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, Neuss	65	22
K-net GmbH, Kaiserslautern	25	1.242
KnGrid, Inc., Laguna Hills/USA	42	3
Kommunale Dienste Marpingen GmbH, Marpingen	49	2.681
Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, Steinheim a. d. Murr	49	4.951
Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, Rudersberg	50	161
Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, Rudersberg	50	24
Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen	50	5.113
Kraftwerk Voerde beschränkt haftende OHG, Voerde	25	4.320
Kraftwerk Wehrden GmbH, Völklingen	33	30
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen	31	538
KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen	40	150
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. Kommanditgesellschaft, Bergheim	50	56
KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim	50	39
KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, Köln	75	54
LDO Coal Pty. Ltd., Ruthersford/Australien	40	-1.649
Mainzer Wärme PLUS GmbH, Mainz	45	2.190
Metering Süd GmbH & Co. KG, Augsburg	42	3
MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, Lüdinghausen	25	19.534
MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, Lüdinghausen	25	27
Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien	51	3.515
Murrhardt Netz AG & Co. KG, Murrhardt	49	2.790
Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz	25	160
Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven	25	710
Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, Bühlertal	50	2.296
Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, Elsdorf	49	25
Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, Grimma	49	7.670
Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, Korb	50	1.417
Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, Korb	50	27
Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, Bergheim	49	28
Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, Lauf	50	758
Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, Leutenbach	50	1.531
Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, Leutenbach	50	26
Netzgesellschaft Maifeld GmbH & Co. KG, Polch	49	6.176
Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, Polch	49	26
Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, Ottersweier	50	2.027
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück	49	3.261
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück	49	27
NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, Kevelaer	51	6.211
NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, Kevelaer	51	27
Novenerg limited liability company for energy activities, Zagreb/Kroatien	50	100
Offshore Trassenplanungs-GmbH OTP i.L., Hannover	50	168
Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, Peißenberg	50	1.438
prego services GmbH, Saarbrücken	50	-7.722
Propan Rheingas GmbH, Brühl	28	49
Qualitas-AMS GmbH, Siegen	38	3
Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen	49	26
Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich	30	23
RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten	33	1.273
RurEnergie GmbH, Düren	30	5.846
Rusheen - RWE Commercialisation Partners Limited, Swindon/Großbritannien	33	3
RWE Power International Middle East LLC, Dubai/Ver. Arab. Emirate	49	-1.838
Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, Sandersdorf-Brehna	49	4.826
Selm Netz GmbH & Co. KG, Selm	25	3.225
SHS Ventures GmbH & Co. KGaA, Völklingen	50	3
SolarProjekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff	50	47
SolarProjekt Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach	50	431
SPX, s.r.o., Žilina/Slowakei	33	131
SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel	50	120
Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte	48	51
Städtische Werke Borna GmbH, Borna	37	5.152
Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler	25	1.526
Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen	49	5.358
Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus	36	11.086
Stadtwerke Aue GmbH, Aue	24	12.415
Stadtwerke Dillingen/Saar GmbH, Dillingen	49	6.411
Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen	50	29
Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher	25	3.167
Stadtwerke Geseke Netze GmbH & Co. KG, Geseke	25	2.377
Stadtwerke Geseke Netze Verwaltung GmbH, Geseke	25	25
Stadtwerke Goch Netze GmbH & Co. KG, Goch	25	1.319
Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Goch	25	27
Stadtwerke Haan GmbH, Haan	25	20.725
Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld	20	8.051
Stadtwerke Oberkirch GmbH, Oberkirch	33	6.792
Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau	49	1.543
Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg/Erzgeb.	28	14.325
Stadtwerke Steinfurt GmbH, Steinfurt	33	10.695
Stadtwerke Unna GmbH, Unna	24	14.382
Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho	25	4.989
Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern	49	4.103
Stadtwerke Waltrop Netz GmbH & Co. KG, Waltrop	25	2.543
Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg	20	7.902
Stadtwerke Werl GmbH, Werl	25	6.735
STEAG - Kraftwerksbetriebsgesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen	21	324
STEAG Windpark Ullersdorf GmbH & Co. KG, Jamlitz	21	20.160
Stromnetz Diez GmbH & Co. KG, Diez	25	1.383
Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Diez	25	29
Stromnetz Euskirchen GmbH & Co.
```	Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €
---	---	---
25	3.796	5
49	28	1
49	3.455	255
49	26	1
49	2.275	174
49	27	1
49	2.403	176
49	28	1
49	3.611	418
25	3	0
49	4.803	693
49	28	2
49	1.000	345
49	25	0
49	2.625	313
51	3.578	582
51	28	2
49	25	0
50	3.703	279
50	34	1
26	1.203	478
33	24	0
47	11.477	2.531
20	91	142
25	1	0
23	969	127
33	2.339	630
26	627	-51
49	2.004	69
50	6.283	1.009
49	2.027	135
33	148	-5
35	4.802	136
25	0	-200
40	1.134	41
49	1.958	146
25	31	2
50	6	-4
35	906	509
49	27	2
35	25	0
25	174	7
50	933	150
61	5.396	-8182
50	3	0
49	916	96
49	91	-1
49	1.449	61
42	10.805	538
49	134	6
49	1.736	47
25	12.243	0
50	1.434	1.181
41	6.264	202
20	3.515	276
51	11.871	865
25	4.163	652
50	3	0
50	3	0
21	2.385	276
50	1.991	22
50	3.468	-57
35	4.673	281
42	8.229	478
38	898	248
45	520	20
50	52.558	2.654
25	8.295	1.673
50	5.083	405
49	3.486	236
49	3.516	166

VIII. Sonstige Beteiligungen

Beteiligungsanteil in %	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
36	36	445.421
105.247	8	107
0	19	28.847
5.892	1	9.675
-1.201	5	10.512
-5.235	6	-47.746
-190.8292	4	59
14	6	14.483
-421	11	121.838
28.587	4	15.473
1.127	0	1.750
85	25	5.485
-4.961	9	461.046
77.029	17	595
0	14	17
6	7	553
25	1	400
-5	2	25
0	10	27.079
4.844	2	627
-1.010	4	332
63	10	64
1	10	41.000
44.282	7	130
73	1	698
-120	15	45.277
1.072	14	8.414
-7.701	1	65.314
0	31	0
0	17	338
-2.145	30	0
3	10	121
-16	8	624
2	2	457
0	2	12.098
4.500	0	1.724
45	5	7.964
-1.628	12	10.179
0	29	3
5	2.757	128
15	46.436	-13.148
15	20	5
15	20	5
10	-206	61
29	29	676
1.862	10	53
0	10	499
-1	10	134
0	10	124
0	12	12
15.736	1.427	5
-2.405	9	-2.264
-2.0912	2	1.383
49	10	65
0	18	82.733
5.244	5	3.239
1352	100	2.610
426	100	5
15	12	1
0	17	1.326
209	17	127
7	13	13.448
-1.499	50	18.115
1.179	15	380
68	15	1.133
170	2	318
17	2	50
7	18	14.937
2.467	12	31.495
0	3	32.121
4.639	12	15.566
810	15	11.431
2.106	15	-1.913
-1.197	1	131
-106	18	16.387
1.674	18	7.301
3.452	12	611
-1.825	12	468
1682	19	36.256
0	1	24
0	5	1.269
198	1	231.588
38.6222	15	14.498
51
# Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG, Aachen 2 3
# Trianel GmbH, Aachen 3 88.077 124
# Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf 43 43 2.037 892
# Umspannwerk Lübz GbR, Lübz 18 32 12
# Union Group, a.s., Ostrava/Tschechien 2 85.123 0
# Untermain Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG, Raunheim 17 22 -16
# WASSERWERKE PADERBORN GmbH, Paderborn 10 24.105 0
# WiN Emscher-Lippe Gesellschaft zur Strukturverbesserung mbH, Herten 2 129 -320
# Windenergie Schermbeck-Rüste GmbH & Co. KG, Schermbeck 14 3
# Windenergie Schermbeck-Rüste Verwaltungsgesellschaft mbH, Schermbeck 14 3
# Windpark Mengerskirchen GmbH, Mengerskirchen 15 3.013 327
# Windpark Saar GmbH & Co. Repower KG, Freisen 10 9.566 1.139
# Windpark Saar 2016 GmbH & Co. KG, Freisen 15 3 1

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Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus

	Anteil 31.12.2016 in %	Anteil 31.12.2015 in %	Veränderung
Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Bakker CV Installatietechniek B.V., Zwaagdijk/Niederlande	100	100
EGD-Energiewacht Facilities B.V., Assen/Niederlande	100	100
Energiewacht Facilities B.V., Zwolle/Niederlande	100	100
Energiewacht Steenwijk B.V., Zwolle/Niederlande	100	100
Energiewacht VKI B.V., Dalfsen/Niederlande	100	100
Energiewacht West Nederland B.V., Assen/Niederlande	100	100
Energiewacht-A.G.A.S.-Deventer B.V., Deventer/Niederlande	100	100
Energiewacht-Gazo B.V., Zwolle/Niederlande	100	100
GasWacht Friesland B.V., Gorredijk/Niederlande	100	100
GasWacht Friesland Facilities B.V., Leeuwarden/Niederlande	100	100
GBV Dreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen	100	100
Mercurius Klimaatbeheersing B.V., Assen/Niederlande	100	100
N.V. Energiewacht-Groep, Zwolle/Niederlande	100	100
RWE Eemshaven Holding II B.V., Geertruidenberg/Niederlande	100	100
RWE Generation NL B.V., Arnhem/Niederlande	100	100
Sebukro B.V., Amersfoort/Niederlande	100	100
Wechsel von Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
EGG Holding B.V., Meppel/Niederlande	100	50	50
Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
LYNEMOUTH POWER LIMITED, Northumberland/Großbritannien	100	-100
RWE Energy Beteiligungsverwaltung Luxemburg S.A.R.L., Luxemburg/Luxemburg	100	-100
Batsworthy Cross Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	-100
Oval (2205) Limited, Swindon/Großbritannien	100	-100
Abgänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
Enovos International S. A., Luxemburg/Luxemburg	18	-18
Zephyr Investments Limited, Swindon/Großbritannien	33	-33

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Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatus

	Anteil 31.12.2016 in %	Anteil 31.12.2015 in %	Veränderung
Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken	100	63	37
innogy SE, Essen	77	100	-23
Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg	40	40	0
Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	33	98	-65
Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande	60	43	17

3.8 ORGANE (TEIL DES ANHANGS)

Stand: 28. Februar 2017

Aufsichtsrat

Dr. Werner Brandt Bad Homburg
Vorsitzender seit: 20. April 2016
Unternehmensberater
Geburtsjahr: 1954
Mitglied seit: 18. April 2013
Mandate:
* Deutsche Lufthansa AG
* innogy SE (Vorsitz)
* OSRAM Licht AG
* ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz)

Dr. Manfred Schneider2 Köln
Vorsitzender bis: 20. April 2016
Geburtsjahr: 1938
Mitglied bis: 20. April 2016
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
* innogy SE
- KfW Bankengruppe

Reiner Böhle1 Witten
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der Westnetz GmbH, Konzernbetriebsratsvorsitzender der innogy SE
Geburtsjahr: 1960
Mitglied seit: 1. Januar 2013
Mandate:
* innogy SE

Sandra Bossemeyer1 Duisburg
Betriebsratsvorsitzende der RWE AG, Schwerbehindertenvertreterin
Geburtsjahr: 1965
Mitglied seit: 20. April 2016

Dieter Faust1,2 Eschweiler
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG
Geburtsjahr: 1958
Mitglied bis: 20. April 2016
Mandate:
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Roger Graef2 Bollendorf
Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH
Geburtsjahr: 1943
Mitglied bis: 20. April 2016

Arno Hahn1 Waldalgesheim
Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der innogy SE
Geburtsjahr: 1962
Mitglied seit: 1. Juli 2012
Mandate:
* innogy SE

Andreas Henrich1 Mülheim an der Ruhr
Leiter Human Resources der RWE AG
Geburtsjahr: 1956
Mitglied seit: 20. April 2016

Maria van der Hoeven2 Maastricht
Ehem. Executive Director der International Energy Agency
Geburtsjahr: 1949
Mitglied vom 20. April 2016 bis 14. Oktober 2016
Mandate:
- Total S.A.

Manfred Holz1,2 Grevenbroich
Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG
Geburtsjahr: 1954
Mitglied bis: 20. April 2016
Mandate:
* RWE Generation SE

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

Mag. Dr. h.c. Monika Kircher Pörtschach (Österreich)
Senior Director Industrial Affairs bei Infineon Technologies Austria AG
Geburtsjahr: 1957
Mitglied seit: 15. Oktober 2016
Mandate:
- Austrian Airlines AG
- Siemens AG Österreich
- Andritz AG
- Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz)
- KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG

Martina Koederitz Stuttgart
Vorsitzende der Geschäftsführung der IBM Central Holding GmbH, der IBM Deutschland GmbH und der IBM Deutschland Management & Business Support GmbH sowie Geschäftsführerin der IBM Munich Center GmbH
Geburtsjahr: 1964
seit: 20. April 2016
Mandate:
* IBM Deutschland Research & Development GmbH
* innogy SE

Monika Krebber1 Mülheim an der Ruhr
Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE
Geburtsjahr: 1962
Mitglied seit: 20. April 2016

Frithjof Kühn2 Sankt Augustin
Landrat a. D.
Geburtsjahr: 1943
Mitglied bis: 20. April 2016

Hans Peter Lafos1,2 Bergheim
Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung, ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Landesbezirk NRW
Geburtsjahr: 1954
Mitglied bis: 20. April 2016
Mandate:
* GEW Köln AG
* RWE Generation SE
* RWE Power AG
* RheinEnergie AG

Harald Louis1 Jülich
Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG
Geburtsjahr: 1967
Mitglied seit: 20. April 2016
Mandate:
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Christine Merkamp1,2 Köln
Projektleiterin bei der NWoW Engine der innogy SE
Geburtsjahr: 1967
Mitglied bis: 20. April 2016

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

Peter Ottmann Nettetal
Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH, Rechtsanwalt, Landrat a. D.
Geburtsjahr: 1951
Mitglied seit: 20. April 2016
Mandate:
* RW Holding AG

Günther Schartz Wincheringen
Landrat des Landkreises Trier-Saarburg
Geburtsjahr: 1962
Mitglied seit: 20. April 2016
Mandate:
* RW Holding AG (Vorsitz)
- A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (stv. Vorsitz)
- Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz)
- Sparkasse Trier (Vorsitz)
- Sparkassenverband Rheinland-Pfalz
- Trierer Hafengesellschaft mbH
- Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier (stv. Vorsitz)

Dr. Erhard Schipporeit Hannover
Selbständiger Unternehmensberater
Geburtsjahr: 1949
Mitglied seit: 20. April 2016
Mandate:
* BDO AG
* Deutsche Börse AG
* Fuchs Petrolub SE
* Hannover Rück SE
* HDI V. a. G.
* SAP SE
* Talanx AG

Dagmar Schmeer1,2 Saarbrücken
Referentin Netzservice bei VSE Verteilnetz GmbH
Geburtsjahr: 1967
Mitglied bis: 20. April 2016

Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz2 Krefeld
Ehem. Vorsitzender des Vorstands der ThyssenKrupp AG
Geburtsjahr: 1941
Mitglied bis: 20. April 2016
Mandate:
* MAN SE
* MAN Truck & Bus AG

Dr. Wolfgang Schüssel Wien
Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich
Geburtsjahr: 1945
Mitglied seit: 1. März 2010
Mandate:
- Bertelsmann Stiftung
- Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums)

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

Marion Weckes1 Dormagen
Referatsleiterin, Abt. Mitbestimmungsförderung der Hans-Böckler-Stiftung
Geburtsjahr: 1975
Mitglied seit: 20. April 2016
Mandate:
* Stadtwerke Düsseldorf AG

Dr.# Dieter Zetsche
2 Stuttgart
Vorsitzender des Vorstands der Daimler AG
Geburtsjahr: 1953
Mitglied bis: 20. April 2016

Leonhard Zubrowski

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

1 Vertreter der Arbeitnehmer
2 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens.

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Präsidium des Aufsichtsrats

Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Reiner Böhle - bis 20. April 2016
Frank Bsirske
Sandra Bossemeyer - seit 20. April 2016
Manfred Holz - bis 20. April 2016
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel - seit 20. April 2016
Monika Krebber - seit 20. April 2016
Dagmar Mühlenfeld
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz - bis 20. April 2016
Dr. Wolfgang Schüssel
Leonhard Zubrowski

Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG

Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Frank Bsirske
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz - bis 20. April 2016
Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016
Ralf Sikorski

Personalausschuss

Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Reiner Böhle
Frank Bsirske
Dieter Faust - bis 20. April 2016
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Hans-Peter Keitel - bis 20. April 2016
Frithjof Kühn - bis 20. April 2016
Harald Louis - seit 20. April 2016
Peter Ottmann - seit 20. April 2016
Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016

Prüfungsausschuss

Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Dieter Faust - bis 20. April 2016
Arno Hahn
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz - bis 20. April 2016
Dr. Wolfgang Schüssel - seit 20. April 2016
Ullrich Sierau
Ralf Sikorski
Marion Weckes - seit 20. April 2016

Nominierungsausschuss

Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Hans-Peter Keitel
Frithjof Kühn - bis 20. April 2016
Peter Ottmann - seit 20. April 2016

Strategieausschuss

Dr. Werner Brandt (Vorsitz)
Frank Bsirske
Arno Hahn
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel
Günther Schartz
Ralf Sikorski

Ausschuss Börsengang Neugesellschaft

Dr. Werner Brandt (Vorsitz) - seit 20. April 2016
Dr. Manfred Schneider (Vorsitz) - bis 20. April 2016
Reiner Böhle - bis 20. April 2016
Frank Bsirske
Sandra Bossemeyer - seit 20. April 2016
Prof. Dr. Hans-Peter Keitel - seit 20. April 2016
Monika Krebber - seit 20. April 2016
Manfred Holz - bis 20. April 2016
Dagmar Mühlenfeld
Dr. Erhardt Schipporeit - seit 20. April 2016
Prof. Dr.-Ing. Dr.-Ing. E.h. Dr. h. c. Ekkehard D. Schulz - bis 20. April 2016
Dr. Wolfgang Schüssel
Leonhard Zubrowski

Vorstand

Dr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender)

Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016
Stellvertretender Vorsitzender des Vorstands der RWE AG vom 1. Juli 2012 bis 14. Oktober 2016
Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021
Mandate:
* RWE Generation SE (Vorsitz)
* RWE Power AG (Vorsitz)
* RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz)
* TÜV Rheinland AG
* Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH
* KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG

Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand)

Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2019
Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH seit dem 1. März 2015
Mitglied der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH seit dem 1. November 2012, ohne Befristung
Mandate:
* innogy SE
* RWE Generation SE
* RWE Power AG

Uwe Tigges (Personalvorstand und Arbeitsdirektor)

Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Januar 2013, bis zum 30. April 2017
Mitglied des Vorstands der innogy SE seit dem 1. April 2016, bestellt bis zum 31. März 2021
Mandate:
* Amprion GmbH
* RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz)
* VfL Bochum 1848 Fußballgemeinschaft e. V.

Aus dem Vorstand ausgeschiedene Mitglieder

Peter Terium (ehem. Vorstandsvorsitzender)

1
Vorsitzender des Vorstands der RWE AG bis zum 14. Oktober 2016

Dr. Bernhard Günther (ehem. Finanzvorstand)

1
Mitglied des Vorstands der RWE AG bis zum 14. Oktober 2016
Mandate:
* RWE Generation SE
* RWE IT GmbH (Vorsitz)
* Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten
* Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens.

3.9 BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die RWE Aktiengesellschaft, Essen

Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses

Prüfungsurteil zum Konzernabschluss

Wir haben den Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) – bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2016, der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung, der Kapitalflussrechnung und der Veränderung des Eigenkapitals für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 sowie dem Anhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden – geprüft.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 zweiter Halbsatz HGB erklären wir, dass nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse der beigefügte 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 entspricht und unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2016 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 vermittelt.

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 erster Halbsatz HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses geführt hat.

Grundlage für das Prüfungsurteil zum Konzernabschluss

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. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen sowie ergänzenden Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses" unseres Vermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und wir haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab. Nachfolgend stellen wir die aus unserer Sicht besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar:

Börsengang der innogy SE
Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte
Wertberichtigung von Kraftwerken des Segments "Konventionelle Stromerzeugung"
Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich

Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir wie folgt strukturiert:

Sachverhalt und Problemstellung
Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse
Verweis auf weitergehende Informationen

1 Börsengang der innogy SE

1 Seit Oktober 2016 sind die Aktien der in den Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft einbezogenen innogy SE am regulierten Markt der Frankfurter Wertpapierbörse notiert. Im Zusammenhang mit der Vorbereitung dieses Börsengangs wurden zahlreiche rechtliche und organisatorische Verhältnisse innerhalb des RWE-Konzerns angepasst. Im Zuge des Börsengangs wurden insgesamt 128.930.315 Aktien bei neuen Investoren platziert, davon stammten 73.375.315 aus dem Bestand eines Tochterunternehmens der RWE Aktiengesellschaft und 55.555.000 aus einer Kapitalerhöhung bei der innogy SE. Als Emissionserlöse wurden flüssige Mittel in Höhe von insgesamt 4,6 Mrd. € erzielt, der Anteil der RWE Aktiengesellschaft an der innogy SE hat sich durch den Börsengang von 100% auf 76,8% verringert. Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft macht der Bilanzposten "Anteile anderer Gesellschafter" mit nunmehr 4,3 Mrd. € 53,7 % des Konzerneigenkapitals aus. Der Posten "Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit" innerhalb der Kapitalflussrechnung und die damit einhergehende Veränderung des Bilanzpostens "Flüssige Mittel" sind ebenfalls maßgeblich vom Börsengang der innogy SE und den erzielten Emissionserlösen geprägt. Vor dem Hintergrund der Größenordnung dieser Transaktion, der Komplexität der Bewertung der Anteile anderer Gesellschafter sowie aufgrund der Auswirkungen der vorgenommenen und geplanten Umstrukturierungen der rechtlichen und organisatorischen Verhältnisse auf das interne Kontrollsystem des RWE-Konzerns war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung.## 2 Die rechtlichen und organisatorischen Umstrukturierungen im Zusammenhang mit dem Börsengang der innogy SE

Die rechtlichen und organisatorischen Umstrukturierungen im Zusammenhang mit dem Börsengang der innogy SE wurden insoweit berücksichtigt, als sie für die Abschlussprüfung von Bedeutung waren. Hierzu zählen vor allem die organisatorischen Maßnahmen, die eine vollständige, richtige und zeitnahe Übermittlung der für die Aufstellung des Konzernabschlusses notwendigen Informationen gewährleisten sollen. Bei der Prüfung des Konzerneigenkapitals, der flüssigen Mittel sowie der Kapitalflussrechnung wurden unter anderem Nachweise über die Höhe des Emissionserlöses und die Auswirkungen auf das Konzerneigenkapital eingeholt. Das methodische Vorgehen bei der Bewertung der Anteile anderer Gesellschafter wurde nachvollzogen und die Ermittlung der Höhe beurteilt. Bei der Einschätzung der Ergebnisse der durchgeführten Bilanzierung und Bewertung wurde sich unter anderem auf Bank- und Handelsregisterauszüge, Beschlüsse von Aufsichtsrat und Vorstand der RWE Aktiengesellschaft sowie Organbeschlüsse der innogy SE gestützt. Dabei wurde sich auch von der sachgerechten Berücksichtigung der Kosten für den Börsengang überzeugt. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden sind aus unserer Sicht insgesamt sachgerecht und bilden somit die Auswirkungen des Börsengangs der innogy SE ordnungsgemäß im Konzernabschluss ab.

Die Angaben der Gesellschaft zu den Auswirkungen des Börsengangs der innogy SE sind im Anhang in den Abschnitten "Veräußerungen" sowie "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(22) Eigenkapital" enthalten.

2 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte

Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Immaterielle Vermögenswerte" Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 11,7 Mrd. € (15% der Konzernbilanzsumme) ausgewiesen. Geschäfts- oder Firmenwerte werden jährlich oder anlassbezogen einem Werthaltigkeitstest ("Impairment-Test") unterzogen, um einen möglichen Abschreibungsbedarf zu ermitteln. Die Impairment-Tests erfolgen auf Ebene derjenigen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, denen der jeweilige Geschäfts- oder Firmenwert zugeordnet ist. Grundlage der für Zwecke der Impairment-Tests durchgeführten Bewertungen zur Ermittlung des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Kosten der Veräußerung sind dabei die Barwerte der künftigen Zahlungsströme, die sich aus den von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Planungsrechnungen für die kommenden drei Jahre (Mittelfristplanung) ergeben. Hierbei werden auch Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung und länderspezifische Annahmen über die Entwicklung makroökonomischer Größen berücksichtigt. Die Barwerte werden unter Anwendung von Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Die Diskontierung erfolgt mittels der durchschnittlichen gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsmittelzuflüsse einschätzen, sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen. Die Bewertung ist daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der zugrunde liegenden Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung.

Bei der Prüfung wurden unter anderem das methodische Vorgehen zur Durchführung der Impairment-Tests nachvollzogen und die Ermittlung der durchschnittlichen gewichteten Kapitalkosten beurteilt. Zudem wurde sich davon überzeugt, dass die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelzuflüsse im Zusammenhang mit den angesetzten gewichteten Kapitalkosten insgesamt eine sachgerechte Grundlage für den Impairment-Test bilden. Bei der Einschätzung der Ergebnisse der Impairment-Tests zum 31. Dezember wurde sich unter anderem auf einen Abgleich mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen sowie auf umfangreiche Erläuterungen der gesetzlichen Vertreter zu den wesentlichen Werttreibern gestützt, die den erwarteten Zahlungsmittelzuflüssen zugrunde liegen. Dabei wurde sich auch von der sachgerechten Berücksichtigung von Kosten für Konzernfunktionen in der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit überzeugt. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes teilweise wesentliche Auswirkungen auf die Höhe des auf diese Weise ermittelten Unternehmenswerts haben können, wurde sich intensiv mit den bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parametern beschäftigt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Ferner wurden ergänzend die von der Gesellschaft durchgeführten Sensitivitätsanalysen gewürdigt, um ein mögliches Wertminderungsrisiko (höherer Buchwert im Vergleich zum Barwert) bei einer für möglich gehaltenen Änderung einer wesentlichen Annahme der Bewertung einschätzen zu können. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte zu überprüfen.

Die Angaben der Gesellschaft zu den Geschäfts- oder Firmenwerten sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(10) Immaterielle Vermögenswerte" enthalten.

3 Wertberichtigung von Kraftwerken des Segments "Konventionelle Stromerzeugung"

Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft wurden Kraftwerksanlagen des Segments "Konventionelle Stromerzeugung" in Höhe von 4,0 Mrd. € bedingt durch negative Marktentwicklungen außerplanmäßig wertberichtigt. Die Werthaltigkeit der Kraftwerksanlagen wurde anhand ihrer beizulegenden Zeitwerte abzüglich Kosten der Veräußerung, die ihre Nutzungswerte übersteigen, überprüft. Die beizulegenden Zeitwerte der jeweiligen Kraftwerke werden von der Gesellschaft jeweils als Barwerte der künftigen Zahlungsmittelströme mittels Discounted-Cashflow-Modellen ermittelt. Dabei werden die von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Planungsrechnungen für die kommenden drei Jahre (Mittelfristplanung) zugrunde gelegt und anhand langfristiger Annahmen hinsichtlich Strom-, Kohle-, Gas- und CO2 -Zertifikatspreisen sowie geplanten Kraftwerkseinsatzzeiten fortgeschrieben. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße von den Planungsannahmen und den Einschätzungen der künftigen Zahlungsmittelzuflüsse der gesetzlichen Vertreter sowie von den im Rahmen der Bewertungsmodelle jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen abhängig. Die Bewertungen sind daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet, sodass dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung war.

Von der Angemessenheit der bei der Berechnung verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse wurde sich überzeugt, indem unter anderem diese Angaben mit den aktuellen Budgets aus der von den gesetzlichen Vertretern erstellten Mittelfristplanung sowie mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen hinsichtlich Strom-, Kohle-, Gas- und CO2 -Zertifikatspreisen sowie den geplanten Kraftwerkseinsatzzeiten abgeglichen wurden. Ferner wurde auf Basis der Mittelfristplanung die Bewertung der Werthaltigkeit der Kraftwerke anhand der vorgelegten Nachweise nachvollzogen. Mit der Kenntnis, dass bereits relativ kleine Veränderungen des verwendeten Diskontierungszinssatzes wesentliche Auswirkungen auf die Höhe der auf diese Weise ermittelten beizulegenden Zeitwerte haben können, wurden auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen sind unter Berücksichtigung der verfügbaren Informationen aus unserer Sicht insgesamt geeignet, um die Werthaltigkeit der Kraftwerke zu überprüfen.

Die Angaben der Gesellschaft zu den Wertberichtigungen auf Kraftwerke sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung" im Unterpunkt "(5) Abschreibungen" enthalten.

4 Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich

Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft sind Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich in Höhe von insgesamt 12,7 Mrd. € (17% der Konzernbilanzsumme) enthalten, um der Verpflichtung der Gesellschaft als Betreiber von Kernkraftwerken nachzukommen, ihre Kernkraftwerke stillzulegen und rückzubauen sowie radioaktive Abfälle zu entsorgen. Im Berichtszeitraum wurde das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung verabschiedet. Danach bleibt der RWE-Konzern für die gesamte Abwicklung und Finanzierung des Betriebs, des Rückbaus und der Stilllegung der Kernkraftwerke sowie der Verpackung der radioaktiven Abfälle zuständig, während der öffentlich-rechtliche Fonds ab 2017 für die Durchführung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung zuständig sein wird. Dementsprechend werden diese beiden Bestandteile der Rückstellung für Entsorgung im Kernenergiebereich getrennt dargestellt. Bei der Rückstellung für Stilllegungen und Rückbau sowie Verpackung der radioaktiven Abfälle handelt es sich um eine langfristige Rückstellung, die mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag (5,7 Mrd. € von den Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich) bilanziert wird. Zur Ermittlung des Erfüllungsbetrags werden die erwarteten Auszahlungen zu Stichtagspreisen zunächst aufgezinst und danach mit einem risikolosen Zins diskontiert. Die Rückstellung für die Dotierung des Entsorgungsfonds (7,0 Mrd. € von den Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich) setzt sich aus dem laut Gesetz je betriebener Anlage definierten Grundbetrag sowie der gesetzlich festgelegten Verzinsung bis zur Zahlung am 1. Juli 2017 zuzüglich des sogenannten Risikozuschlags zusammen.# Der Risikozuschlag ist als Gegenleistung für die Enthaftung für zukünftige Kostensteigerungen und Zinsrisiken zu entrichten. Diese Rückstellung ist kurzfristig und wird nicht abgezinst. Die Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich sind das Ergebnis der genannten Annahmen und Bewertungen. Der Sachverhalt war im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung, da die Höhe dieser Rückstellungen in hohem Maß von den Annahmen und der Einschätzung der gesetzlichen Vertreter im Hinblick auf das Rückbauszenario sowie von der Eskalation und Diskontierung abhängig und daher mit wesentlichen Unsicherheiten behaftet ist.

Mit der Kenntnis, dass bei geschätzten Werten ein erhöhtes Risiko falscher Angaben in der Rechnungslegung besteht und sich die Bewertungsentscheidungen der gesetzlichen Vertreter auf das Konzernergebnis auswirken, haben wir die Verlässlichkeit der verwendeten Datengrundlage sowie die Angemessenheit der bei der Bewertung der Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich getroffenen Annahmen beurteilt. Hinsichtlich der Rückstellung für die Dotierung des Entsorgungsfonds haben wir die per Gesetz festgelegten Beträge einschließlich eines Risikoaufschlags mit den gebuchten Werten abgestimmt und die Verzinsung nachvollzogen. Darüber hinaus haben wir im Rahmen unserer Prüfung unter anderem die Eignung der von der Gesellschaft hinzugezogenen externen Gutachter und die verwendeten Inflations- und Zinserwartungen gewürdigt. Weiterhin haben wir uns mit den vom Gutachter getroffenen Annahmen und angewandten Methoden vertraut gemacht und davon überzeugt, dass diese branchenüblich sind. Das Berechnungsschema der Rückstellungen haben wir anhand der eingehenden Bewertungsparameter insgesamt (inklusive Diskontierung) nachvollzogen sowie die geplante zeitliche Inanspruchnahme der Rückstellungen hinterfragt. Hierbei konnten wir uns davon überzeugen, dass die getroffenen Annahmen hinreichend begründet sind, um einen Ansatz und die Bewertung der Rückstellungen zu rechtfertigen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen konnten wir nachvollziehen.

Die Angaben der Gesellschaft zu den Rückstellungen zur Entsorgung im Kernenergiebereich sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(24) Rückstellungen" enthalten.

Zusätzliche Informationen

Die gesetzlichen Vertreter sind für die zusätzlichen Informationen verantwortlich. Die zusätzlichen Informationen umfassen ― den Corporate Governance-Bericht nach Ziffer 3.10 des Deutschen Corporate Governance Kodex, ― die Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289a HGB und § 315 Abs. 5 HGB sowie ― sonstige nicht prüfungspflichtige Teile des Geschäftsberichts der RWE Aktiengesellschaft, Essen, für das zum 31. Dezember 2016 endende Geschäftsjahr. Unser Prüfungsurteil umfasst nicht die zusätzlichen Informationen und wir haben keine dahingehende Beurteilung vorgenommen. Unsere Verantwortung im Rahmen unserer Prüfung des Konzernabschlusses besteht darin, die zusätzlichen Informationen kritisch zu lesen und etwaige wesentliche Unstimmigkeiten zwischen den zusätzlichen Informationen und dem Konzernabschluss oder unseren bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen oder wesentliche falsche Angaben zu berücksichtigen. Wenn wir aufgrund unserer Tätigkeit feststellen, dass die zusätzlichen Informationen wesentliche falsche Angaben enthalten, sind wir verpflichtet, über diese Tatsachen zu berichten. Im Hinblick darauf haben wir nichts zu berichten.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsorgans für den Konzernabschluss

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen -beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Angaben ist. Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, sofern einschlägig, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit anzugeben sowie dafür, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs oder es besteht keine realistische Alternative dazu. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Angaben ist, und einen Vermerk zu erteilen, der unser Prüfungsurteil zum Konzernabschluss beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Abschlussprüfung eine wesentliche falsche Angabe stets aufdeckt. Falsche Angaben können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Als Teil einer Abschlussprüfung in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA üben wir während der gesamten Abschlussprüfung pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus: ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Angaben im Konzernabschluss, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Angaben nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Angaben bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Abschlussprüfung relevanten internen Kontrollsystem, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit des internen Kontrollsystems des Konzerns abzugeben. ― beurteilen wir die Angemessenheit der von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der von den gesetzlichen Vertretern dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben. ― ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit der Anwendung des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit durch die gesetzlichen Vertreter sowie auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss oder im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann. ― beurteilen wir die Gesamtdarstellung, den Aufbau und den Inhalt des Konzernabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. ― holen wir ausreichende und angemessene Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um ein Prüfungsurteil zum Konzernabschluss abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unser Prüfungsurteil. Wir erörtern mit dem Aufsichtsorgan unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Abschlussprüfung feststellen.# Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

Vermerk über die Prüfung des Konzernlageberichts

Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht

Wir haben den Konzernlagebericht der RWE Aktiengesellschaft, Essen, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse vermittelt der beigefügte Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht der Konzernlagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernlageberichts geführt.

Grundlage für das Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht

Wir haben unsere Prüfung des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB und unter Beachtung der vom IDW festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Lageberichtsprüfung durchgeführt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsorgans für den Konzernlagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um angemessene und ausreichende Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernlageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernlageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, und einen Vermerk zu erteilen, der unser Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht beinhaltet. Im Rahmen einer Abschlussprüfung prüfen wir den Konzernlagebericht in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 2 HGB unter Beachtung der vom IDW festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Lageberichtsprüfung. In diesem Zusammenhang heben wir hervor:

Die Prüfung des Konzernlageberichts ist in die Prüfung des Konzernabschlusses integriert.
Wir gewinnen ein Verständnis von den für die Prüfung des Konzernlageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen (Systemen), um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme) abzugeben.
Wir führen Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Konzernlagebericht durch. Auf Basis angemessener und ausreichender Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die Vertretbarkeit dieser Annahmen sowie die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen werden.
Wir geben zu den einzelnen Angaben im Konzernlagebericht ebenfalls kein eigenständiges Prüfungsurteil ab, sondern ein Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht als Ganzes.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer

Der für die Prüfung auftragsverantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter.

Essen, den 28. Februar 2017

PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer

Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer

3.10 INFORMATIONEN ZUM ABSCHLUSSPRÜFER

Der Konzernabschluss der RWE AG und ihrer Tochtergesellschaften für das Geschäftsjahr 2016 - bestehend aus Konzernbilanz, Konzerngewinn- und -verlustrechnung und Konzerngesamtergebnisrechnung, Konzerneigenkapitalveränderungsrechnung, Konzernkapitalflussrechnung und Konzernanhang - wurde von der PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft (seit dem 1. März 2017 PricewaterhouseCoopers GmbH) Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüft. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer bei der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft für RWE ist Herr Ralph Welter. Herr Welter hat diese Funktion bisher in drei Abschlussprüfungen wahrgenommen.

FÜNFJAHRESÜBERSICHT

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Fünfjahresübersicht RWE-Konzern

	2016	2015	2014	2013	2012
Außenumsatz Mio. €	45.833	48.090	48.468	52.425	53.227
Ergebnis
Bereinigtes EBITDA¹ Mio. €	5.403	7.017	7.131	7.904	9.314
Bereinigtes EBIT² Mio. €	3.082	3.837	4.017	5.369	6.416
Ergebnis vor Steuern Mio. €	-5.807	-637	2.246	-2.016	2.230
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. €	-5.710	-170	1.704	-2.757	1.306
Ergebnis je Aktie €	-9,29	-0,28	2,77	-4,49	2,13
Bereinigtes Nettoergebnis Mio. €	777	1.125	1.282	2.314	2.457
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie €	1,26	1,83	2,09	3,76	4,00
Cash Flow/Investitionen/Abschreibungen
Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. €	2.352	3.339	5.556	4.803	4.395
Investitionen einschließlich Akquisitionen Mio. €	2.382	3.303	3.440	3.978	5.544
Davon: in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. €	2.027	2.898	3.245	3.848	5.081
Free Cash Flow Mio. €	325	441	2.311	960	-686
Free Cash Flow je Aktie €	0,53	0,72	3,76	1,56	-1,12
Abschreibungen und Anlagenabgänge Mio. €	6.857	5.838	3.369	8.121	5.343
Anlagenabnutzungsgrad %	71,4	65,6	62,6	61,6	59,0
Vermögens-/Kapitalstruktur
Langfristiges Vermögen Mio. €	45.911	51.453	54.224	56.905	63.338
Kurzfristiges Vermögen Mio. €	30.491	27.881	32.092	24.476	24.840
Bilanzielles Eigenkapital Mio. €	7.990	8.894	11.772	12.137	16.489
Langfristige Schulden Mio. €	39.646	45.315	46.324	47.383	47.445
Kurzfristige Schulden Mio. €	28.766	25.125	28.220	21.861	24.244
Bilanzsumme Mio. €	76.402	79.334	86.316	81.381	88.178
Eigenkapitalquote %	10,5	11,2	13,6	14,9	18,7
Nettofinanzschulden Mio. €	1.659	7.353	8.481	10.320	12.335
Nettoschulden Mio. €	22.709	25.463	30.972	30.727	33.015
Verschuldungsfaktor	4,2	3,6	3,83	3,53	3,5
Mitarbeiter
Mitarbeiter zum Jahresende⁴	58.652	59.762	59.784	64.896	70.208
Forschung & Entwicklung
Betriebliche F&E-Aufwendungen Mio. €	165	101	110	151	150
F&E-Mitarbeiter	380	400	390	430	450
Emissionsbilanz
CO2 -Ausstoß Mio. Tonnen	148,3	150,8	155,2	163,9	179,8
Kostenlos zugeteilte CO2 -Zertifikate Mio. Tonnen	4,5	5,6	5,8	7,4	121,4
Unterausstattung mit CO2 -Zertifikaten⁵ Mio. Tonnen	142,6	143,9	148,3	156,5	58,4
Spezifische CO2 -Emissionen Tonnen/MWh	0,686	0,708	0,745	0,751	0,792

¹ Geänderte Bezeichnung; vormals "EBITDA"; siehe Erläuterung auf Seite 41
² Geänderte Bezeichnung; vormals "betriebliches Ergebnis"; siehe Erläuterung auf Seite 41
³ Bereinigter Wert; siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 64
⁴ Umgerechnet in Vollzeitstellen
⁵ Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2 -Ausstoß keine Emissionsrechte.

IMPRESSUM

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Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen und weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 14. März 2017 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor.

Satz und Produktion
CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf

Fotografie
Jörg Mettlach, innogy

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 und § 315 Abs. 5 HGB.

Weitere Informationen

FINANZKALENDER 2017/2018

Datum	Ereignis
27. April 2017	Hauptversammlung
3. Mai 2017	Dividendenzahlung
15. Mai 2017	Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2017
14. August 2017	Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2017
14. November 2017	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2017
13. März 2018	Bericht über das Geschäftsjahr 2017
26. April 2018	Hauptversammlung
2. Mai 2018	Dividendenzahlung
15. Mai 2018	Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2018
14. August 2018	Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018
14. November 2018	Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2018

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.

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RWE AG — Annual Report 2016

362_rns_2017-04-20_cf471ab5-7886-4e74-9f46-e099a4b02173.html

RWE Aktiengesellschaft Essen Geschäftsbericht 2016

WIR STEHEN FÜR SICHERHEIT IN DER ENERGIEVERSORGUNG

ALS RÜCKGRAT FÜR VERSORGUNGSSICHERHEIT IN UNSEREN KERNREGIONEN

ALS ZUVERLÄSSIGER UND FLEXIBLER LIEFERANT FÜR EINE BEZAHLBARE UND SICHERE ENERGIEVERSORGUNG

ALS FÜHRENDER ENERGIEHÄNDLER IN DEN WICHTIGEN EUROPÄISCHEN UND AUSSEREUROPÄISCHEN MÄRKTEN

ALS PARTNER UNSERER KUNDEN FÜR MASSGESCHNEIDERTE LÖSUNGEN RUND UM DEREN ENERGIEVERSORGUNG

ECKDATEN 2016 AUF EINEN BLICK

An unsere Investoren > Interview mit dem Vorstandsvorsitzenden

"WIR MÜSSEN DIE HOHE MOTIVATION AUFRECHTERHALTEN."

Verwandtes mit der Veröffentlichung des neuen börsennotierten Unternehmens

Wo sehen Sie die größten Herausforderungen für RWE?

Sie haben den Klimaschutzplan 2050 genannt. Die Bundesregierung formuliert darin das Ziel, die Treibhausgasemissionen im Energiesektor bis 2030 um mehr als 60% gegenüber 1990 zu senken. Halten Sie das für machbar?

Haben Sie den Eindruck, dass dieser Aspekt - Versorgungssicherheit - in der energiepolitischen Diskussion genug beachtet wird?

Sehen Sie darin das zukünftige Geschäftsmodell von RWE?

Steht die neue RWE mit dem neuen Claim auch für neue Werte? Wie heben Sie sich von innogy ab?

Mal in die Zukunft geschaut: Wenn nach Ablauf Ihrer Amtszeit Bilanz gezogen wird - welchen Satz möchten Sie dann gerne über sich lesen?

DER VORSTAND DER RWE AG

Dr. Rolf Martin Schmitz

Dr. Markus Krebber

Uwe Tigges

BERICHT DES AUFSICHTSRATS

Beratungsschwerpunkte

Interessenkonflikte

Corporate Governance

Ausschüsse

Jahresabschluss 2016.

Personelle Veränderungen in Aufsichtsrat und Vorstand.

Dank an die Mitarbeiter.

RWE AM KAPITALMARKT

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

Aktienmarkt weiter im Aufwind.

RWE-Aktien besser als der Branchenindex.# Die RWE-Aktien

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2016

Kennzahlen der RWE-Aktien

Breite internationale Aktionärsbasis

Aktionärsstruktur der RWE AG¹

RWE an zahlreichen Börsen vertreten

Börsenkürzel der RWE-Aktien

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

Niedrige Zinsen und Kreditabsicherungskosten

1 ZUSAMMENGEFASSTER LAGEBERICHT

1.1 GESCHÄFTSMODELL UND STRATEGIE

Was wir tun

Neue Anforderungen an Energieversorger

Ein Konzern - zwei zukunftsfähige Unternehmen.

Drei Standbeine von RWE.

(1) Konventionelle Stromerzeugung: Verlässlicher Partner der erneuerbaren Energien.

(2) Trading/Gas Midstream: Kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern.

(3) innogy: Motor der Energiewende.

― Erneuerbare Energien:

― Netze & Infrastruktur:

― Vertrieb:

Weiterentwicklung der RWE-Strategie.

Das Steuerungssystem der RWE AG.

Nachhaltiges Wirtschaften - Anspruch an uns selbst.

1.2 INNOVATION

RWE AG: Solutions for more flexible power plants, more economical open-cast mines, and new uses for lignite.

Big Data makes it possible: Power plants become more efficient and reliable.

Consolidating knowledge: New methods for reducing mercury emissions from coal-fired power plants.

From the tried and tested to the new: Innovative uses for lignite.

More robust large equipment in open-cast mines - lower costs.

innogy SE: Focus on renewable energies, smart grids, and new sales products.

Innovation Hub at innogy: Platform for developing new business models.

Einsparungen und neue Geschäftsideen dank Erfahrung und Know-how unserer Mitarbeiter.

1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN

Wirtschaftsleistung der Eurozone um 1,7% gestiegen.

Witterung etwas kühler als 2015.

Höherer Energieverbrauch in den RWE-Kernmärkten.

Niedrigere Gaspreise im Großhandel und im Endkundengeschäft.

Steinkohlepreise: Leichte Erholung nach Rekordtief zu Jahresbeginn.

Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (EU Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte)

Rückkehr der Baisse im CO2 -Emissionshandel.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Weiterhin niedrige Notierungen im Stromgroßhandel.

Clean Dark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Clean Spark Spreads1 im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Anhaltender Margendruck in der Stromerzeugung.

RWE AG Annual Report 2016