RWE AG

RWE Aktiengesellschaft Essen Geschäftsbericht 2018 Geschäftsbericht 2018 Zukunft. Sicher. Machen. Mit Energie in die Zukunft. Die neue RWE: Motor der Energiewende Wir alle brauchen Strom - Kinder wie Erwachsene, Kleinbetriebe wie Großunternehmen. Wo Strom ist, ist Licht, Wärme und Kommunikation, da ist Produktion, medizinische Versorgung und Mobilität. Strom ist Leben. Seit mehr als 120 Jahren versorgt RWE Menschen und Unternehmen zuverlässig mit Strom. Wir sorgen dafür, dass Strom da ist, wenn er gebraucht wird, bei Tag und Nacht, bei Wind und Wetter, zu jeder Jahreszeit. Strom ist für die Menschen in unseren Kernmärkten eine Selbstverständlichkeit - nicht weil er es ist, sondern weil wir ihn dazu gemacht haben. Heute stellt uns der Klimawandel vor eine neue Herausforderung: Es geht nicht mehr nur darum, dass Strom da ist, sondern auch darum, wie er produziert wird. Seine Quellen sollen möglichst regenerativ und CO2-frei sein, wie Sonnenenergie, Wind und Wasserkraft. Wir werden auch diese Herausforderung entschlossen angehen und den Wandel zu einem nachhaltigen, klimaschonenden Energiesystem vorantreiben. Dadurch, dass wir das Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON und unserer Finanztochter innogy übernehmen, legen wir jetzt den Grundstein dafür. Künftig werden wir Milliarden investieren, damit neue Windparks und Solarkraftwerke entstehen - in Europa, den USA und vielen weiteren Regionen der Welt. Doch mit dem bloßen Ausbau der erneuerbaren Energien ist es nicht getan. Wind und Sonne sind als Energiequellen nicht rund um die Uhr verfügbar. Daher bedarf es leistungsfähiger Energiespeicher, bei deren Entwicklung und Bau wir mitwirken wollen. Und es bedarf auf absehbare Zeit konventioneller Kraftwerke, die Strom produzieren, wenn Wind- und Solaranlagen es nicht tun. Denn sonst fallen wir zurück in die Zeit, als eine sichere Stromversorgung noch keine Selbstverständlichkeit war - und stehen wieder ganz am Anfang. Wir von RWE arbeiten mit Energie an der Stromversorgung der Zukunft: einer Stromversorgung, die das Klima schont und absolut verlässlich ist. Dass dieses und kein oder wird, ist unsere Mission. Diese Mission heißt: Zukunft. Sicher. Machen. AUF EINEN BLICK Eckdaten des RWE-Konzerns1 scroll 2018 2017 +/- in % Stromerzeugung Mrd. kWh 176,0 200,2 -12,1 Außenumsatz (ohne Erdgas-/Stromsteuer) Mio. € 13.388 13.822 -3,1 Bereinigtes EBITDA Mio. € 1.538 2.149 -28,4 Bereinigtes EBIT Mio. € 619 1.170 -47,1 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. € 49 2.056 -97,6 Nettoergebnis Mio. € 335 1.900 -82,4 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Mio. € 4.611 -3.771 222,3 Investitionen Mio. € 1.260 902 39,7 in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte Mio. € 1.079 706 52,8 in Finanzanlagen Mio. € 181 196 -7,7 Free Cash Flow Mio. € 3.439 -4.439 177,5 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 - Ergebnis je Aktie € 0,54 3,09 -82,5 Dividende je Stammaktie € 0,702 1,50 - Dividende je Vorzugsaktie € 0,702 1,50 - 31.12.2018 31.12.2017 Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten Mio. € 4.389 - - Mitarbeiter3 17.748 19.106 -7,1 1 Geänderte Berichtsweise; siehe Erläuterung auf Seite 40 2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 3. Mai 2019 3 Umgerechnet in Vollzeitstellen An unsere Investoren Interview mit dem Vorstandsvorsitzenden "2019 KANN EIN SEHR GUTES JAHR FÜR UNS WERDEN" Dr. Rolf Martin Schmitz über das geplante Tauschgeschäft mit E.ON, die Zukunft von RWE als Erneuerbare-Energien-Unternehmen und die Folgen eines deutschen Kohleausstiegs Herr Schmitz, als im März 2018 bekannt wurde, dass Sie innogy an E.ON verkaufen werden und dafür das Erneuerbare-Energien-Geschäft der beiden Gesellschaften übernehmen, waren viele Marktbeobachter überrascht. Hatten Sie diesen Schritt schon lange geplant? Nein. Die Idee, das zu machen, wurde erst Ende 2017 geboren. Im Januar 2018 gab es dann erste Gespräche zwischen meinem E.ON-Kollegen Johannes Teyssen und mir. Und dann ging alles ganz schnell. Manchmal passiert das: Da kommt eine Idee, die so überzeugend ist, dass man sie einfach nur zügig und gut umsetzen will. Am 12. März, dem ersten Börsentag nach Bekanntwerden der Transaktion, stiegen die Aktienkurse aller drei beteiligten Unternehmen deutlich an. Die RWE-Stämme legten um 9 % zu. Was schätzen Investoren an der geplanten Transaktion? Gerade der Kapitalmarkt ist ein guter Gradmesser für die Qualität eines Vorhabens. Und die Börsenreaktionen lassen keinen Zweifel daran, dass die meisten Investoren die Transaktion gutheißen. Dieses Feedback bekomme ich auch direkt, wenn ich mit institutionellen Anlegern spreche. Immer wieder erhalten wir Lob dafür, dass wir eine reine Finanzbeteiligung, auf die wir keinen operativen Zugriff haben, gegen ein ertragsstarkes Geschäft eintauschen, das wir selbst führen. Außerdem begrüßen unsere Investoren, dass RWE wieder eine Wachstumsstory hat. Und dass wir bei der Stromerzeugung demnächst noch breiter aufgestellt sind und unsere Abhängigkeit von konventionellen Energieträgern reduzieren. Durch das Tauschgeschäft mit E.ON wird RWE zu einem neuen Unternehmen, zumindest zur Hälfte ... Richtig ist, dass die "neue RWE" kein komplett anderes Unternehmen sein wird. Mit unseren Kraftwerken bieten wir weiterhin Versorgungssicherheit, und mit den erneuerbaren Energien werden wir Motor der Energiewende. Und beides ist wichtig. Konventionelle und regenerative Stromerzeugung waren für uns schon immer zwei Seiten derselben Medaille. Allerdings dürfte sich der Schwerpunkt ja zunehmend auf die erneuerbaren Energien verlagern. Da haben Sie ambitionierte Wachstumsziele. Was den Ergebnisbeitrag betrifft, haben die Erneuerbaren schon zu Beginn ein Übergewicht. Im ersten Jahr nach Abschluss des Tauschgeschäfts werden sie mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des Konzerns beisteuern. Die Transaktion macht uns zu Europas Nummer drei bei den erneuerbaren Energien. Bei der Offshore-Windkraft werden wir sogar zur Nummer zwei weltweit. Diese Position wollen wir ausbauen, mit Nettoinvestitionen von zunächst 1,5 Milliarden Euro pro Jahr. Damit sollte es möglich sein, jährlich 2 bis 3 Gigawatt Erzeugungsleistung neu ans Netz zu nehmen. Schwerpunkt bleibt dabei die Windkraft. Außerdem nehmen wir Solar- und Speicherprojekte ins Visier. Geografisch werden wir uns auf Märkte in Europa, in Nordamerika und im asiatisch-pazifischen Raum konzentrieren. Wird RWE ein Global Player bei den erneuerbaren Energien? Global insofern, als wir nur in ausgewählte internationale Märkte mit ausgewählten Technologien gehen werden. In Asien wollen wir z. B. nur in Offshore-Windprojekte investieren, in Australien nur in Onshore-Windkraft und Solarenergie. Im Grunde werden wir regionale Märkte bedienen, die sich aber über die halbe Welt verteilen. Durch die Transaktion übernehmen Sie eine Projekt-Pipeline mit mehr als 17 Gigawatt, größtenteils Windkraftvorhaben. Wie viel wollen Sie davon realisieren? Das können wir natürlich erst beurteilen, wenn wir die operative Kontrolle über das Erneuerbare-Energien-Geschäft haben. Allerdings ist davon auszugehen, dass wir längst nicht alle Vorhaben aus der Pipeline umsetzen. Es kommen nur solche Projekte infrage, die unsere Renditeanforderungen erfüllen. Keinesfalls werden wir Investitionsentscheidungen treffen nach dem Motto "Koste es, was es wolle". Eigentlich eine Selbstverständlichkeit, aber vielleicht ist es gut, das auch so deutlich zu sagen. Sie haben sich zum Ziel gesetzt, das Tauschgeschäft mit E.ON noch im laufenden Jahr abzuschließen. Liegen Sie im Zeitplan? Die Umsetzung einer Transaktion dieser Größenordnung bedeutet natürlich viel Arbeit und verlangt Geduld. Aber wir kommen sehr gut voran. Im Januar 2019 haben wir das Tauschgeschäft bei der EU-Kommission angemeldet und bereits am 26. Februar die Freigabe aus Brüssel erhalten. Am gleichen Tag hat das Bundeskartellamt grünes Licht gegeben. Das betrifft aber nur unseren Teil der Transaktion. E.ON hat ihren Teil ebenfalls im Januar bei der Kommission angemeldet. Hier wird der Genehmigungsprozess mehr Zeit in Anspruch nehmen. Verzögerungen könnte es im Falle eines ungeordneten Brexit geben, aber ich bin zuversichtlich, dass wir den Fahrplan einhalten. Es gibt ja auch Widerstände gegen den Deal. Konkurrenten führen an, dass der Zusammenschluss von innogy und E.ON den Wettbewerb gefährde. Was antworten Sie darauf? Eigentlich gar nichts, denn das ist Sache von E.ON. Generell lässt sich Folgendes sagen: Das deutsche Netzgeschäft wird vom Staat reguliert. Und im Stromvertrieb gibt es hierzulande inzwischen weit über tausend Anbieter. Die Hürden, den Anbieter zu wechseln, sind niedrig. Das geht heute schon mit wenigen Klicks im Internet. Der Markt funktioniert also, und es gibt keinen Anlass zu glauben, dass sich das ändert. Die Vergangenheit hat gezeigt, dass auch "weiche" Faktoren über den Erfolg von Unternehmenstransaktionen entscheiden: Finden die Manager aus unterschiedlichen Kulturen eine gemeinsame Sprache? Können sich die Mitarbeiter aller Standorte mit den Zielen des Unternehmens identifizieren? Diese und weitere Fragen dürften sich auch bei RWE stellen. Absolut. Deshalb ist die Integration der neuen Aktivitäten unter dem Dach von RWE eine unserer wichtigsten Aufgaben. Bis zum Vollzug der Transaktion sind uns da noch kartellrechtliche Grenzen gesetzt. Aber im Rahmen des Erlaubten haben wir schon viel erreicht. Wir haben unsere Strategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien festgelegt und das Team zusammengestellt, das dieses Geschäft führen wird. Demnächst werden wir über die zweite Management-Ebene entscheiden. Dabei ist klar: RWE wird nicht erweitert um ein neues Tochterunternehmen, sondern wird sich insgesamt stark verändern. Wir werden viel heterogener, viel internationaler. Ob Ingenieure in Neurath, Projektentwickler in Chicago oder Händler in Singapur: Sie alle stehen für die neue RWE. Wichtig ist, dass wir das als Chance begreifen und durch die Vielfalt lernen. Als führender Ökostromproduzent dürfte RWE Sympathien gewinnen. Spüren Sie schon einen Image-Effekt? In der breiten Öffentlichkeit ist das noch nicht angekommen. Aber das wundert mich nicht. Denn erst wenn die Transaktion abgeschlossen ist, können wir als ein Erneuerbare-Energien-Unternehmen agieren. Und auch dann dürfte es noch mindestens zwei Jahre dauern, bis sich das Bild der neuen RWE bei den Menschen verfestigt. Warum so lange? Weil die Geschichte von RWE eng mit der Stromerzeugung aus Kohle, Gas und Kernenergie verbunden ist. Dieses etwas einseitige Bild ändert sich nicht über Nacht. Im Übrigen wünsche ich mir auch gar nicht, dass sich unser Image komplett ändert. RWE hat den Ruf eines verantwortungsvollen, verlässlichen Partners. Das ist ein schönes Bild, dem wir weiter entsprechen wollen, wenn wir demnächst die gesamte Bandbreite der Stromerzeugung abdecken. Was uns in puncto Image erheblich voranbringen kann, ist ein klarer politischer Rahmen zur Zukunft der Kohleverstromung, der für alle Seiten akzeptabel ist. Diesen Rahmen dürfte es in Deutschland ja bald geben. Die Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" hat ein Konzept für einen Kohleausstieg bis 2038 vorgelegt. Schon in den nächsten Jahren sollen weitere Kraftwerke vom Netz gehen. Eine unangenehme Überraschung für Sie? Mich hat positiv überrascht, dass sich die Kommission fast einstimmig auf ein Zukunftskonzept geeinigt hat. Mit einer Ausnahme haben alle Mitglieder die Empfehlungen mitgetragen, Vertreter der Industrie und der Gewerkschaften ebenso wie Vertreter der Umweltverbände und Bürgerinitiativen. Das ist eine tolle Leistung der Kommission und ihrer Vorsitzenden. Sie haben eine solide Basis geschaffen, auf der jetzt Gespräche zwischen der Bundesregierung und den Unternehmen stattfinden können. Der Rahmen steht also. Wie geht es nun weiter? Jetzt kommt es darauf an, dass sich die Bundesregierung die Vorschläge der Kommission vollständig zu eigen macht. Ich warne davor, das Paket wieder aufzuschnüren, auf das man sich nach monatelangem Ringen geeinigt hat. In den Gesprächen der Bundesregierung mit den Unternehmen muss es nun darum gehen, auch über die Details Einvernehmen zu erzielen. Vieles, was im Abschlussbericht steht, bedarf noch der Konkretisierung. Gut ist, dass den Unternehmen Entschädigungen gewährt werden sollen, wenn sie Kraftwerke vorzeitig schließen müssen, und dass dabei Auswirkungen auf die Tagebaue mitberücksichtigt werden. Das entspricht auch unserem Rechtsverständnis. Die Kommission empfiehlt zusätzliche Kraftwerksschließungen bis 2022. Bei Braunkohle sind es wohl etwa 3 Gigawatt. Wird Nordrhein-Westfalen den Löwenanteil davon stemmen? Ja, damit ist zu rechnen, weil der Strukturwandel hier einfacher erscheint als in den östlichen Braunkohlerevieren. Man darf aber nicht vergessen, dass wir im rheinischen Revier schon im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft 1,5 Gigawatt vorzeitig stilllegen. Weitere Schließungen werden viel schwieriger sein und wohl auch große Auswirkungen auf das Tagebausystem haben. Und sie werden dazu führen, dass Stellen wegfallen. Ich rechne mit einem signifikanten Abbau bereits bis 2023, der weit über die bisherigen Planungen und das durch normale Fluktuation Mögliche hinausgeht. Wie viele Mitarbeiter hiervon betroffen sein werden, lässt sich aber erst abschätzen, wenn wir genau wissen, was auf uns zukommt. Wie stellen Sie sicher, dass die Interessen der betroffenen Beschäftigten gewahrt werden? Klar ist, dass die Maßnahmen sozial abgefedert werden müssen, denn die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter dürfen nicht die Leidtragenden politischer Beschlüsse werden. In ihrem Bericht hat sich die Kommission klar dafür ausgesprochen, dass es keine betriebsbedingten Kündigungen geben darf und dass niemand ins Bergfreie fällt. Analog zum Ausstieg aus dem Steinkohlebergbau soll es eine Regelung mit Anpassungsgeld geben. Die muss aber noch weiter spezifiziert werden. Es gibt also noch viele offene Fragen, die zu beantworten sind. Kommen wir zum Geschäftsverlauf im vergangenen Jahr. Das bereinigte EBITDA lag mit etwas über 1,5 Milliarden Euro im unteren Bereich der prognostizierten Bandbreite. Ihr Resümee? Insgesamt können wir mit der operativen Entwicklung zufrieden sein. Das, was wir selbst in der Hand hatten, ist gut gelaufen. Unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter haben auch 2018 wieder einen tollen Job gemacht. Dann gibt es aber auch Dinge, die man weder prognostizieren noch beeinflussen kann, zum Beispiel die gerichtlich verfügte Aussetzung des britischen Kapazitätsmarktes. Das hat uns 2018 rund 50 Millionen Euro gekostet. Solche Unwägbarkeiten sind immer möglich. Deshalb prognostizieren wir auch keine konkreten Ergebniszahlen, sondern Bandbreiten. Eine weitere unangenehme Überraschung war im Herbst der vom Oberverwaltungsgericht Münster verhängte vorläufige Rodungsstopp im Hambacher Forst. Wie hoch schätzen Sie die Belastungen daraus aktuell ein? An der Einschätzung, die wir kurz nach der Gerichtsentscheidung vorgenommen haben, halten wir bis auf Weiteres fest. Wir rechnen damit, dass die Braunkohleförderung aus dem Tagebau Hambach in diesem und den beiden kommenden Jahren um durchschnittlich 10 bis 15 Millionen Tonnen niedriger ausfällt. Das bedeutet 9 bis 13 Terawattstunden weniger Strom und ein um 100 bis 200 Millionen Euro geringeres EBITDA - pro Jahr. 2019 wird sich die Ergebniseinbuße wohl noch am unteren Rand der Bandbreite bewegen, weil wir die Betriebsabläufe angepasst haben. Apropos 2019: Was sind Ihre Erwartungen für das laufende Geschäftsjahr? Operativ könnte es ähnlich laufen wie 2018, trotz der Belastungen aus dem Gerichtsbeschluss zum Hambacher Forst. Wir rechnen mit einem bereinigen EBITDA von 1,4 bis 1,7 Milliarden Euro. Dabei unterstellen wir, dass der britische Kapazitätsmarkt 2019 noch außer Kraft bleibt. Im Übrigen erwarten wir positive Effekte aus der Erholung der Stromgroßhandelspreise. 2019 ist aber vor allem das Jahr, in dem wir das Tauschgeschäft mit E.ON abschließen wollen und den Startschuss für die neue RWE geben. Wenn außerdem noch eine langfristige, verlässliche Perspektive für die Kohleverstromung geschaffen werden kann, wird 2019 ein sehr gutes Jahr für RWE. Noch ein Wort zur neuen RWE, in der Kohlestrom und Kernkraft unter einem Dach mit den erneuerbaren Energien sind. Der eine Teil des Geschäfts ist politisch umstritten und wird zurückgefahren, der andere steht im Rampenlicht und wächst. Kann dieser Kontrast nicht zu einer Belastungsprobe werden? Ganz im Gegenteil. Ich sagte ja schon, dass die konventionelle Stromerzeugung und die erneuerbaren Energien zwei Seiten ein und derselben Medaille sind. Und wenn wir es beispielsweise schaffen, unsere Kernkraftwerke hocheffizient zurückzubauen, trägt das ebenso zum wirtschaftlichen Erfolg von RWE bei wie ein profitabler Windpark. Kürzlich sagte mir ein Manager der Kernenergiesparte, dass es ihn motiviert, für ein Unternehmen zu arbeiten, das eine Wachstumsperspektive hat. Bei der neuen RWE kann jeder vom anderen profitieren. Und jeder ist wichtig an seinem Platz. Wenn das klar ist, haben wir beste Chancen für eine gemeinsame erfolgreiche Zukunft. Das Gespräch führten Burkhard Pahnke und Jérôme Hördemann. 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 Mai 2009 bis September 2010 Vorstand Operative Steuerung National der RWE AG, von Oktober 2010 bis Oktober 2016 Vorstand Operative Steuerung und von Juli 2012 bis Oktober 2016 stellvertretender Vorstandsvorsitzender der RWE AG, seit Oktober 2016 Vorsitzender des Vorstands der RWE AG, seit Mai 2017 auch Arbeitsdirektor der RWE AG. Konzernressorts ― Corporate Transformation ― Interne Revision & Compliance ― Konzernkommunikation & Energiepolitik ― Konzernstrategie ― Personal ― Recht ― Unternehmensentwicklung Dr. Markus Krebber Finanzvorstand Geboren 1973 in Kleve, Bankkaufmann und promovierter Wirtschaftswissenschaftler, von 2000 bis 2005 bei McKinsey & Company, von 2005 bis 2012 verschiedene leitende Positionen bei der Commerzbank AG, von November 2012 bis August 2016 Geschäftsführer und Chief Financial Officer der RWE Supply & Trading GmbH, von März 2015 bis Mai 2017 Vorsitzender der Geschäftsführung der RWE Supply & Trading GmbH, seit Oktober 2016 Finanzvorstand der RWE AG. Konzernressorts ― Business Services ― Controlling & Risikomanagement ― Finanzen & Kreditrisiko ― Investor Relations ― Portfolio Management/Mergers & Acquisitions ― Rechnungswesen ― Steuern BERICHT DES AUFSICHTSRATS "Mit den erneuerbaren Energien wird RWE ein Geschäftsfeld hinzugewinnen, das sich durch stabile Erträge, attraktive Wachstumsoptionen und breite gesellschaftliche Akzeptanz auszeichnet. Damit macht das Unternehmen einen riesigen Schritt nach vorn." Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre, sehr geehrte Damen und Herren, nach der Gründung und dem Börsengang von innogy 2016 gab es im vergangenen Jahr eine weitere Weichenstellung, die den RWE-Konzern tiefgreifend verändert: Mit dem deutschen Wettbewerber E.ON wurde ein umfassender Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen vereinbart, der 2019 abgeschlossen werden soll. RWE wird damit zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien, während E.ON sich mit dem Netz- und Vertriebsgeschäft von innogy verstärkt. Meine Kollegen im Aufsichtsrat und ich begrüßen die Transaktion. Mit den erneuerbaren Energien wird RWE ein Geschäftsfeld hinzugewinnen, das sich durch stabile Erträge, attraktive Wachstumsoptionen und breite gesellschaftliche Akzeptanz auszeichnet. Damit macht das Unternehmen einen riesigen Schritt nach vorn. Diese Einschätzung wird offenbar am Kapitalmarkt geteilt: Beflügelt von den neuen operativen Perspektiven hat die RWE-Stammaktie im vergangenen Jahr eine Gesamtrendite von 20 % erbracht und sich damit eindrucksvoll gegen den negativen Markttrend behauptet. Die Aktien-Performance von RWE wäre wohl noch deutlich besser gewesen, hätte uns der vom Oberverwaltungsgericht Münster verfügte vorläufige Rodungsstopp im Hambacher Forst nicht jäh daran erinnert, welchen Risiken RWE in der konventionellen Stromerzeugung weiterhin ausgesetzt ist. Der im Oktober 2018 getroffene Beschluss wird den Fortgang des Hambacher Braunkohletagebaus erheblich beeinträchtigen und das operative Ergebnis belasten. Nach der zum Teil hitzigen Debatte um die Rodung des Forstes und die Zukunft der Kohleverstromung in Deutschland bleibt zu hoffen, dass diese Themen künftig wieder mit mehr Sachlichkeit und Weitblick behandelt werden. Die im Januar 2019 vorgelegten Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" könnten dazu einen wichtigen Beitrag leisten. Das von der Bundesregierung einberufene Gremium tritt dafür ein, dass Deutschland bis Ende 2022 zusätzliche Kohlekraftwerke vom Netz nimmt und spätestens 2038 ganz aus der Kohleverstromung aussteigt (siehe auch Seite 33 im vorliegenden Geschäftsbericht). In einer Sondersitzung des Aufsichtsrats am 5. Februar 2019 haben wir uns eingehend mit den Kommissionsvorschlägen befasst. Es ist erkennbar, dass sie gravierende Folgen für das Braunkohlegeschäft von RWE haben werden. Die Empfehlungen bergen Risiken, eröffnen aber auch Chancen. Sie können der Politik als Grundlage dienen, um Planungssicherheit für Unternehmen, Beschäftigte und Regionen zu schaffen. Dabei ist jedoch darauf zu achten, dass den Betroffenen keine Nachteile entstehen. Lassen Sie mich nun auf unsere Aufsichtsratsarbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr eingehen. Auch 2018 haben wir sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die uns nach Gesetz oder Satzung obliegen. Wir haben den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens beraten und sein Handeln aufmerksam überwacht; zugleich waren wir in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Vorstand informierte uns mündlich und schriftlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung, die Ertragslage, die Risiken und deren Management. Er tat dies regelmäßig, umfassend und zeitnah. 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 mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat uns über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit in mehreren außerordentlichen Sitzungen und auch außerhalb unserer Sitzungen umfassend informiert. Wir haben alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst, mitunter auch im Umlaufverfahren. Als Vorsitzender des Aufsichtsrats stand ich in ständigem Kontakt mit dem Vorstand. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnten somit ohne Zeitverzug erörtert werden. Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat zu fünf ordentlichen und drei außerordentlichen Sitzungen zusammen, auf deren Inhalte ich im Folgenden näher eingehen werde. Die Vertreter der Anteilseigner- und der Arbeitnehmerseite im Aufsichtsrat berieten die Tagesordnungspunkte der Plenumssitzungen in separaten Vorbesprechungen. Die nachfolgende Tabelle zeigt die Präsenz der Gremienmitglieder in den Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse: Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 20181 scroll Aufsichtsrat Präsidium Prüfungsausschuss Personalausschuss Strategieausschuss Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 8/8 1/1 3/42 3/3 1/1 Frank Bsirske, Stellv. Vorsitzender 6/8 1/1 3/3 1/1 Michael Bochinsky (seit 1. August) 3/3 2/2 Reiner Böhle 8/8 3/3 Sandra Bossemeyer 7/8 1/1 Martin Bröker (seit 1. September) 3/3 Ute Gerbaulet 7/8 Reinhold Gispert (bis 31. Juli) 5/5 2/2 Andreas Henrich (bis 31. August) 5/5 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 7/8 1/1 1/1 Dr. h. c. Monika Kircher 8/8 Monika Krebber 6/83 1/1 Harald Louis 8/8 3/3 Dagmar Mühlenfeld 8/8 1/1 Peter Ottmann 8/8 3/3 Günther Schartz 7/8 1/1 Dr. Erhard Schipporeit 6/83 4/4 Dr. Wolfgang Schüssel 8/8 1/1 4/4 3/3 Ullrich Sierau 8/8 3/4 Ralf Sikorski 7/8 4/4 1/1 Marion Weckes 8/8 4/4 Leonhard Zubrowski 8/8 1/1 1/1 1 Die Präsenz wird angegeben als Anzahl der Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat, im Verhältnis zur Gesamtzahl der Sitzungen während der Mitgliedschaft im jeweiligen Gremium. Von den Ausschüssen sind nur diejenigen aufgeführt, die im Berichtsjahr getagt haben. 2 Dr. Werner Brandt hat als Gast an Sitzungen des Prüfungsausschusses teilgenommen. 3 Monika Krebber und Dr. Erhard Schipporeit, die auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören, haben an den außerordentlichen Aufsichtsratssitzungen am 11. und 12. März 2018, in denen es um das geplante Tauschgeschäft mit E.ON ging, aufgrund möglicher Interessenkonflikte nicht teilgenommen. Themenschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen. In den ordentlichen Aufsichtsratssitzungen hat uns der Vorstand in aller Ausführlichkeit über aktuelle Geschehnisse informiert, die für RWE von Bedeutung waren. Ein Schwerpunkt seiner regelmäßigen Berichterstattung war die politische Diskussion um den deutschen Kohleausstieg und die Arbeit der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung". Des Weiteren befassten wir uns mit ersten Überlegungen des Bundesumweltministeriums zur Frage, wie die neuen EU-Vorgaben zur Luftreinhaltung bei Kraftwerken in nationales Recht umzusetzen sind. Der Vorstand hielt uns außerdem über die energiepolitischen Entwicklungen in Nachbarländern auf dem Laufenden, z. B. über den geplanten Kohleausstieg in den Niederlanden. Neben diesen und weiteren Themen kam auch der bevorstehende Brexit zur Sprache. In den außerordentlichen Sitzungen haben wir uns ausschließlich mit Sonderthemen befasst. Im Folgenden gehe ich auf die wesentlichen Inhalte unserer Sitzungen ein: ― In seiner ordentlichen Sitzung vom 7. März 2018 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss 2017 und die Tagesordnung der Hauptversammlung vom 26. April 2018 erörtert und verabschiedet. Darüber hinaus befassten wir uns mit den Gesprächen, die ich im Vorfeld mit großen institutionellen Anlegern zu Corporate-Governance-Themen (Vorstandsvergütung, Zusammensetzung des Aufsichtsrats etc.) und zur Klimaschutzstrategie von RWE geführt hatte. Dieser Austausch wurde von Anlegerseite sehr begrüßt und soll im jährlichen Turnus fortgesetzt werden. ― Hauptthema zweier außerordentlicher Sitzungen am 11. und 12. März 2018 war der von RWE und E.ON geplante Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen, mit dem sich die beiden Unternehmen grundlegend neu aufstellen. Nach intensiven Beratungen haben wir am 12. März grünes Licht für die Transaktion gegeben. Noch am gleichen Tag wurde das Tauschgeschäft vertraglich vereinbart. ― In der ordentlichen Sitzung am 26. April 2018 haben wir uns u. a. mit der Frage befasst, wie die Politik die neuen EU-Vorgaben zur Begrenzung von Luftschadstoffemissionen durch Kraftwerke in nationales Recht umsetzen wird. Zum damaligen Zeitpunkt hatte es dazu bereits erste Überlegungen im Bundesumweltministerium gegeben. Außerdem haben wir letzte Vorbereitungen für die Hauptversammlung getroffen, die am gleichen Tag stattfand. ― Bei unserer ordentlichen Sitzung vom 6. Juli 2018 stand die IT-Sicherheit im Mittelpunkt. Der Staat und die Wirtschaft sind zunehmenden Risiken durch Hackerangriffe ausgesetzt. Gestiegen ist nicht nur die Häufigkeit, sondern auch die Intensität solcher Attacken. In unserer Sitzung haben wir uns damit befasst, welche Schutzmaßnahmen bereits getroffen wurden und welche weiteren Schritte nötig sind, um die Sicherheit der IT-Infrastruktur von RWE auch in Zukunft zu gewährleisten. ― Bei der ordentlichen Sitzung am 21. September 2018 widmeten wir uns der Sicht des Kapitalmarktes auf RWE. Der Vorstand berichtete uns von der positiven Resonanz, auf die das geplante Tauschgeschäft mit E.ON bei Investoren gestoßen ist. Sehr ausführlich befassten wir uns mit der Frage, ob RWE langfristig an der Refinanzierung mit Vorzugsaktien festhalten soll. An den internationalen Kapitalmärkten ist es üblich, dass jede Aktie auch ein Stimmrecht hat. Gemeinsam mit dem Vorstand haben wir über verschiedene Handlungs- und Gestaltungsoptionen beraten, darunter eine mögliche Umwandlung der Vorzugsaktien in Stammaktien. ― Am 14. Oktober 2018 traf sich der Aufsichtsrat zu einer außerordentlichen Sitzung, in der er sich mit dem vom Oberverwaltungsgericht Münster verhängten vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst befasste. Der Vorstand informierte uns darüber, welche weitreichenden Folgen die Gerichtsentscheidung für den Tagebaubetrieb und die Ertragslage des Unternehmens haben kann, und beriet sich mit uns über das weitere Vorgehen. ― In der ordentlichen Sitzung vom 12. Dezember 2018 haben wir die Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2019 begutachtet und verabschiedet. Turnusgemäß befassten wir uns auch mit den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), die seit dem 24. April 2017 unverändert geblieben sind, und verabschiedeten gemeinsam mit dem Vorstand eine aktualisierte Entsprechenserklärung. Ein weiterer Themenschwerpunkt war die Digitalisierung und ihre zunehmende Bedeutung für die Unternehmenswelt. Wir kamen darin überein, dass Sachverstand auf diesem Gebiet im Kompetenz- und Anforderungsprofil des Aufsichtsrats explizit berücksichtigt sein sollte, und haben das Profil entsprechend erweitert. In der Sitzung haben wir uns auch mit dem Beschluss des Gerichts der Europäischen Union zum britischen Kapazitätsmarkt befasst, der zu einer vorläufigen Aussetzung der Prämienzahlungen geführt hat. Ausführlich widmeten wir uns dem bevorstehenden EU-Austritt Großbritanniens und analysierten seine möglichen Auswirkungen auf RWE. Außerdem ließen wir uns vom Vorstand über die zunehmend kohlekritische Haltung von Banken und Versicherungen berichten. Die Geschäftsbeziehungen von RWE mit Finanzinstituten werden davon aber bislang kaum beeinträchtigt. Ausschüsse des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat hatte im vergangenen Jahr fünf ständige Ausschüsse, deren Mitglieder auf Seite 199 aufgeführt sind. Die Ausschüsse haben die Aufgabe, die bei Sitzungen des Plenums anstehenden Themen und Beschlüsse vorzubereiten. Gelegentlich nehmen sie auch Entscheidungsbefugnisse wahr, sofern ihnen diese vom Aufsichtsrat übertragen wurden. In jeder ordentlichen Sitzung wird der Aufsichtsrat über die Arbeit der Ausschüsse durch deren jeweiligen Vorsitzenden informiert. Im Berichtsjahr fanden insgesamt neun Ausschusssitzungen statt, auf die ich nun näher eingehen möchte. Die individuelle Sitzungspräsenz können Sie der Tabelle auf Seite 9 entnehmen. ― Das Präsidium tagte einmal. Seine Mitglieder setzten sich intensiv mit der Unternehmensplanung für das Geschäftsjahr 2019 und der Vorschau auf die Jahre 2020 und 2021 auseinander und bereiteten deren Verabschiedung durch den Aufsichtsrat vor. ― Der Prüfungsausschuss trat viermal zusammen. Er befasste sich schwerpunktmäßig mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns mitsamt des zusammengefassten Lageberichts sowie mit dem Halbjahresbericht und den Quartalsmitteilungen. Die Abschlüsse erörterte er vor ihrer Veröffentlichung mit dem Vorstand und ließ sich vom Abschlussprüfer über die Ergebnisse der Prüfung bzw. prüferischen Durchsicht berichten. Sein besonderes Augenmerk galt dabei der Qualität der Abschlussprüfung. Über seinen Vorsitzenden stand der Ausschuss auch außerhalb der Sitzungen im Dialog mit dem Wirtschaftsprüfer. Das Gremium gab darüber hinaus eine Empfehlung zur Auswahl des Wirtschaftsprüfers für das Geschäftsjahr 2018, bereitete die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor und legte die Prüfungsschwerpunkte fest. Auf seiner Agenda stand auch die nichtfinanzielle Berichterstattung: Analysen und Vergleiche mit anderen Unternehmen belegen, dass RWE hier ein hohes Transparenzniveau erreicht. Der Prüfungsausschuss ließ sich turnusgemäß über die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems berichten. Dabei wurden keine Tatsachen bekannt, die an der Wirksamkeit des Kontrollsystems zweifeln lassen. Des Weiteren befasste sich der Ausschuss mit der Ausgestaltung des Compliance-Management-Systems, der Planung und den Ergebnissen der internen Revision, der Risikosituation des RWE-Konzerns nach dem Gesetz zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG), der Datensicherheit sowie rechtlichen und steuerlichen Fragen. Bei Bedarf wurden zu den Beratungen Fachexperten aus dem Unternehmen hinzugezogen. ― Im Berichtsjahr fanden drei Sitzungen des Personalausschusses statt. Das Gremium befasste sich u. a. mit notwendigen Anpassungen der Zielwerte für die variable Vergütung von Vorstand und Führungskräften, die sich aus dem geplanten Tauschgeschäft mit E.ON ergaben. Über die Änderungen informieren wir Sie ausführlich auf Seite 64 ff. Darüber hinaus bereitete der Ausschuss den Aufsichtsratsbeschluss zur erneuten Bestellung von Dr. Markus Krebber als Vorstandsmitglied der RWE AG vor. ― Der Nominierungsausschuss tagte 2018 nicht. ― Die Mitglieder des Strategieausschusses trafen sich einmal. Schwerpunkt dieser Sitzung war das mit E.ON vereinbarte Tauschgeschäft. Der Vorstand erläuterte dabei u. a. die Eckpunkte seiner künftigen Strategie auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Außerdem informierte er den Ausschuss über die - im Rahmen des kartellrechtlich Zulässigen - getroffenen vorbereitenden Maßnahmen zur Integration der Geschäftsaktivitäten, die RWE im Zuge der Transaktion übernimmt. ― Der Vermittlungsausschuss gemäß § 27 Abs. 3 des Gesetzes über die Mitbestimmung der Arbeitnehmer (MitbestG) musste 2018 nicht einberufen werden. Interessenkonflikte. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind per Gesetz und nach dem DCGK dazu angehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. Im vergangenen Jahr haben Monika Krebber und Dr. Erhard Schipporeit, die sowohl dem Aufsichtsrat der RWE AG als auch dem Aufsichtsrat der innogy SE angehören, im Hinblick auf Entscheidungen zum geplanten Tauschgeschäft mit E.ON einen Interessenkonflikt angezeigt. Sie haben deshalb keine vorbereitenden Sitzungsunterlagen zu den betreffenden Tagesordnungspunkten erhalten und nahmen nicht an Beratungen und Beschlussfassungen teil. Jahresabschluss 2018. Die PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss 2018 der RWE AG, den gemäß § 315a HGB nach IFRS aufgestellten Konzernabschluss sowie den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. PricewaterhouseCoopers hat zudem festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat. Die Gesellschaft war von der Hauptversammlung am 26. April 2018 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 für das Jahr 2018 rechtzeitig erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 8. März 2019 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Wirtschaftsprüfer 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 2019 im Beisein der Wirtschaftsprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der RWE AG und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst und dem Aufsichtsrat empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen. In der Bilanzsitzung hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der RWE AG, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die RWE AG und den Konzern, den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht 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 2018 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der die Ausschüttung einer Dividende von 0,70 € je Aktie vorsieht. Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat. Im Berichtsjahr gab es zwei Personalveränderungen im Aufsichtsrat: Reinhold Gispert und Andreas Henrich - beide Vertreter der Arbeitnehmerseite - sind mit Ablauf des 31. Juli bzw. 31. August aus dem Gremium ausgeschieden. Für Reinhold Gispert bestellte das Amtsgericht Essen Michael Bochinsky mit Wirkung zum 1. August 2018 in den Aufsichtsrat. Die Nachfolge von Andreas Henrich trat zum 1. September Martin Bröker an, der von der Delegiertenversammlung der Arbeitnehmer am 2. März 2016 zum Ersatzmitglied für Herrn Henrich gewählt worden war. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich den Herren Gispert und Henrich für ihre wertvolle Arbeit in unserem Gremium und ihren Einsatz zum Wohle von RWE. Dank an die Beschäftigten von RWE. Die letzten Zeilen meines Berichts möchte ich traditionsgemäß jenen widmen, die den wichtigsten Beitrag zum Erfolg und zur Weiterentwicklung von RWE leisten: den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern. In der Vergangenheit - und auch 2018 wieder - haben sie gezeigt, dass man mit Kompetenz und Einsatzbereitschaft viel erreichen kann. Meine Kollegen und ich wissen das sehr zu schätzen und sprechen ihnen dafür unseren herzlichen Dank aus. Im vergangenen Jahr sind die Weichen für eine neue RWE gestellt worden, die für Stabilität und Wachstum steht. Der Weg des Unternehmens führt in eine vielversprechende Zukunft, mag er auch zeitweise beschwerlich sein. Ich bin mir sicher: Mit der Unterstützung der Beschäftigten wird RWE auf diesem Weg erfolgreich sein und auch die ganz großen Herausforderungen bewältigen. Essen, 8. März 2019 Für den Aufsichtsrat Dr. Werner Brandt, Vorsitzender RWE AM KAPITALMARKT Zunehmende Konjunkturrisiken drückten 2018 die Stimmung am deutschen Aktienmarkt. Nach sechs Jahren mit positiven Renditen schloss der DAX 2018 erstmals wieder im Minus. Wesentlich günstiger fiel die Jahresbilanz bei den RWE-Aktien aus: Unsere Stämme beendeten das Börsenjahr mit einem Plus von 20 %. Wesentlich dazu beigetragen hat unsere mit E.ON getroffene Vereinbarung über den Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen. Anleger und Analysten begrüßen diese Transaktion, weil wir mit den erneuerbaren Energien ein attraktives Geschäftsfeld hinzugewinnen, das sich durch hervorragende Wachstumsperspektiven auszeichnet. Auch die fortgesetzte Preiserholung im deutschen Stromgroßhandel schlug sich positiv im Kurs der RWE-Aktien nieder. Performance der RWE-Stammaktie sowie der Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities in % (Wochendurchschnittswerte) DAX wegen konjunktureller Abkühlung deutlich im Minus. Die Stimmung am deutschen Aktienmarkt hat sich 2018 spürbar verschlechtert: Der DAX gab im Jahresverlauf um 18 % auf 10.559 Punkte nach. Damit verzeichnete er erstmals seit 2011 eine negative Jahresperformance und war zugleich einer der schwächsten europäischen Börsenindizes. Wegen seiner hohen Außenhandelsabhängigkeit litt der DAX überproportional unter den Handelskonflikten zwischen den USA und anderen Industrienationen. Auch die sich abzeichnende Verlangsamung des Wirtschaftswachstums machte ihm zu schaffen. Hinzu kamen Probleme einzelner Sektoren, insbesondere der im DAX stark vertretenen Automobilbranche, die mit drohenden Dieselfahrverboten zu kämpfen hatte. Die unklaren Brexit-Konditionen und der ungewisse wirtschaftspolitische Kurs Italiens trugen ebenfalls zur Verunsicherung der Anleger bei. Stabilisierenden Einfluss auf die Aktienkursentwicklung hatte die weiterhin extrem expansive Geldpolitik der Europäischen Zentralbank. RWE-Stammaktie mit Jahresrendite von 20 %. Eine wesentlich bessere Performance als der DAX legten die RWE-Aktien hin. Unsere Stämme gingen Ende 2018 mit 18,97 € aus dem Handel. Inklusive der Anfang Mai gezahlten Dividende von 1,50 € kamen sie auf eine Jahresrendite von 20 %. Damit belegten sie Platz 2 im DAX. Auch den Branchenindex STOXX Europe 600 Utilities (+ 2 %) haben sie deutlich übertroffen. Hauptursache für ihre starke Performance war die mit E.ON getroffene Vereinbarung über den Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen, durch die wir zu einem führenden europäischen Erneuerbare-Energien-Unternehmen werden. Auf der Seite 35 f. informieren wir ausführlich über diese Transaktion. Am 12. März, dem ersten Börsenhandelstag nach Bekanntwerden des Vorhabens, legte unsere Stammaktie um 9 % zu. Auch steigende Stromgroßhandelspreise hatten positiven Einfluss auf die Kursentwicklung. Bei unseren Vorzugsaktien, deren Performance mit 43 % noch wesentlich besser als die unserer Stämme war, kam ein Sondereffekt hinzu: Im Dezember gab der Vorstand der RWE AG bekannt, dass er der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 die 1:1-Umwandlung der Vorzugsaktien in Stammaktien ohne Zuzahlung vorschlagen wird. Durch die Ankündigung stieg der Kurs der Vorzüge bis knapp unter das Niveau der Stämme. Einen herben Rückschlag erlitten die RWE-Aktien allerdings im Oktober durch den gerichtlich verfügten vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst, der zu Produktions- und Ertragsausfällen in der Braunkohleverstromung führen wird (siehe Seite 36). Kennzahlen der RWE-Aktien scroll 2018 2017 2016 2015 2014 Ergebnis je Aktie1 € 0,54 3,09 -9,29 -0,28 2,77 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten je Aktie1 € 7,50 -6,13 3,83 5,43 9,04 Dividende je Stammaktie € 0,702 1,50 - - 1,00 Dividende je Vorzugsaktie € 0,702 1,50 0,13 0,13 1,00 Ausschüttung Mio. € 4302 922 5 5 615 Dividendenrendite der Stammaktie3 % 3,7 8,8 - - 3,9 Dividendenrendite der Vorzugsaktie3 % 3,7 10,5 1,5 1,5 5,3 Börsenkurse der Stammaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 18,97 17,00 11,82 11,71 25,65 Höchstkurs € 22,48 23,14 15,95 25,68 32,83 Tiefstkurs € 15,10 11,80 10,17 9,20 24,95 Börsenkurse der Vorzugsaktie Kurs zum Ende des Geschäftsjahres € 18,84 14,33 8,72 8,94 18,89 Höchstkurs € 19,20 17,46 11,61 19,62 25,61 Tiefstkurs € 13,46 8,87 7,95 7,33 18,89 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 614.745 614.745 614.745 Börsenkapitalisierung zum Jahresende Mrd. € 11,7 10,3 7,1 7,1 15,5 1 Bezogen auf die jahresdurchschnittliche Anzahl der in Umlauf befindlichen Aktien; die Vergleichbarkeit der Zahlen unterschiedlicher Geschäftsjahre ist zum Teil durch Anpassungen der Berichtsweise beeinträchtigt (siehe Seite 40). 2 Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der RWE AG, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 3. Mai 2019 3 Quotient aus der Dividende je Aktie und dem Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 vorschlagen, für das zurückliegende Geschäftsjahr eine Gewinnausschüttung von 0,70 € je Stamm- und Vorzugsaktie zu leisten. Damit würde sich die reguläre Dividende gegenüber dem Vorjahr um 0,20 € erhöhen. Zwar hatten wir für das Geschäftsjahr 2017 insgesamt 1,50 € ausgeschüttet; darin enthalten war aber eine Sonderzahlung von 1,00 €, mit der wir unsere Aktionäre an der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer beteiligt haben. Breite internationale Aktionärsbasis. Ende 2018 waren schätzungsweise 86 % der insgesamt 614,7 Mio. RWE-Aktien (inkl. 39 Mio. Vorzüge ohne Stimmrecht) im Eigentum institutioneller Investoren, während 14 % auf Privatpersonen (inkl. Belegschaftsaktionäre) entfielen. Institutionelle Investoren aus Deutschland hielten 25 % der RWE-Anteile (Vorjahr: 29 %). In anderen Ländern Kontinentaleuropas kam diese Anlegergruppe auf 15 % des Aktienkapitals (Vorjahr: 14 %); in Nordamerika, Großbritannien und Irland summierte sich ihr Anteil auf 43 % (Vorjahr: 40 %). Größter Einzelaktionär der RWE AG ist die KEB Holding, hinter der die Stadt Dortmund steht, gefolgt vom amerikanischen Vermögensverwalter BlackRock. Ihren letzten Stimmrechtsmitteilungen zufolge hielten diese Gesellschaften 6 % bzw. 5 % am gezeichneten Kapital. Auf Platz 3 folgt die Stadt Essen mit 3 %. Der Anteil unserer Stammaktien in Streubesitz (Free Float), den die Deutsche Börse bei der Indexgewichtung zugrunde legt, betrug zuletzt 94 %. Herausgerechnet wurde hier nur der Anteil der KEB Holding. Aktienbestände von Vermögensverwaltern wie BlackRock klassifiziert die Deutsche Börse als Free Float, solange sie 25 % des Grundkapitals nicht übersteigen. Etwa 1 % der RWE-Aktien befinden sich in den Händen unserer derzeitigen oder ehemaligen Beschäftigten. Durch Belegschaftsaktienprogramme ermöglichen wir Mitarbeitern deutscher und seit 2018 auch britischer Konzerngesellschaften, sich zu vergünstigten Konditionen am Unternehmen zu beteiligen. Im vergangenen Jahr haben mehr als 3.300 Personen und damit 21 % aller Bezugsberechtigten von diesem Angebot Gebrauch gemacht. Sie erwarben insgesamt 226 Tsd. Stammaktien. Für die Vergünstigungen und die Abwicklung der Programme haben wir 565 Tsd. € aufgewendet. In den Zahlen nicht berücksichtigt sind die Mitarbeiter der innogy SE und ihrer Tochtergesellschaften. Für sie gibt es seit 2017 ein eigenes Belegschaftsaktienprogramm mit innogy-Aktien. Aktionärsstruktur der RWE AG1 1 Stand: Ende 2018; 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 an den Börsenplätzen Frankfurt am Main, Düsseldorf, Berlin, Hamburg, Hannover, München und Stuttgart sowie über elektronische Handelsplattformen, z. B. Xetra, gehandelt. Auch an Börsen im europäischen Ausland 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). Dabei handelt es sich um 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 scroll 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 - 1 Zusammengefasster Lagebericht 1.1 STRATEGIE UND STRUKTUR Als wir 2016 innogy gründeten und an die Börse brachten, waren dies nur erste Schritte auf dem Weg zu einer neuen RWE. Einen weiteren großen Schritt machen wir jetzt, indem wir unsere Finanzbeteiligung an innogy gegen eine führende operative Position bei den erneuerbaren Energien eintauschen. Basis dafür ist eine im März 2018 vereinbarte Transaktion mit E.ON, durch die sich beide Gesellschaften neu ausrichten. Sobald das Tauschgeschäft abgeschlossen ist, werden wir den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben - mit Nettoinvestitionen von rund 1,5 Mrd. € pro Jahr. Unsere neue Rolle wird die eines Allrounders in der Stromerzeugung sein, der mit seinen flexiblen Kraftwerken eine sichere Versorgung gewährleistet und zugleich aktiv am Umbau des Energiesystems für mehr Klimaschutz mitwirkt. Geplantes Tauschgeschäft mit E.ON: Weichenstellung für eine neue RWE. Unser Unternehmen befindet sich inmitten eines Transformationsprozesses, durch den es sich operativ und organisatorisch neu aufstellt. Grundlage dafür ist eine im März 2018 getroffene Vereinbarung mit E.ON, in der sich die beiden Unternehmen auf einen umfassenden Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen verständigt haben. Geplant ist, dass E.ON unsere Finanzbeteiligung an innogy in Höhe von 76,8 % erwirbt, während wir nahezu das gesamte Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON und innogy übernehmen. Des Weiteren erhalten wir eine 16,67 %-Beteiligung an E.ON, die Minderheitsanteile der E.ON-Tochter PreussenElektra an unseren Kernkraftwerken Gundremmingen (25 %) und Emsland (12,5 %), das Gasspeichergeschäft von innogy sowie den 37,9 %-Anteil von innogy am österreichischen Energieversorger Kelag. Im Rahmen der Transaktion leisten wir zudem eine Einmalzahlung in Höhe von 1,5 Mrd. € an E.ON. Die Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen sollen mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft bis Ende 2019 abschließen zu können. RWE wird Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien. Durch die Transaktion mit E.ON erhalten wir Kapazitäten für eine CO2-freie Stromerzeugung aus regenerativen Quellen von etwa 9 GW. Der Großteil davon sind Windparks an Land (onshore) und im Meer (offshore). Wir werden damit zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien und zur globalen Nr. 2 auf dem Gebiet der Offshore-Windkraft. Neben bestehenden Erzeugungsanlagen übernehmen wir ein Portfolio mit einer Vielzahl unterschiedlich weit fortgeschrittener Wachstumsprojekte. Schwerpunkt ist auch hier die Windkraft, gefolgt von Photovoltaik. Bereits im ersten Jahr nach Abschluss des Tauschgeschäfts werden die erneuerbaren Energien voraussichtlich mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns beisteuern - und damit unser ertragreichstes Geschäftsfeld sein. Weiterentwicklung der Strategie von RWE. Parallel zur Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON haben wir damit begonnen, Eckpunkte unserer künftigen Strategie bei den erneuerbaren Energien zu erarbeiten. Bereits Ende 2018 konnten wir dem Aufsichtsrat der RWE AG und den Mitarbeitern erste Ergebnisse unserer Überlegungen vorstellen. Unsere führende Position bei den erneuerbaren Energien, die wir durch die Transaktion gewinnen, wollen wir zügig ausbauen. Dafür planen wir jährliche Nettoinvestitionen von rund 1,5 Mrd. € ein. Mit den Mitteln sollte ein Kapazitätswachstum von 2 bis 3 GW pro Jahr erreichbar sein. In technologischer Hinsicht liegt unser Augenmerk auf Windkraft, Photovoltaik und Speichertechnologien. Geografisch werden wir uns auf Märkte in Europa, in Amerika und im asiatischpazifischen Raum konzentrieren. An dem von innogy und E.ON bisher verfolgten integrierten Geschäftsmodell halten wir fest; das bedeutet, wir werden bei neuen Projekten möglichst die gesamte Wertschöpfungskette von der Entwicklung über den Bau bis hin zum Betrieb abdecken. Um eine effiziente Steuerung zu ermöglichen, werden wir das Erneuerbare-Energien-Geschäft in die folgenden drei Unternehmensbereiche untergliedern: (1) Onshore-Wind und Photovoltaik in Europa und Asien-Pazifik, (2) Onshore-Wind und Photovoltaik in Amerika sowie (3) Offshore-Wind weltweit. Geleitet werden die Aktivitäten von einem sechsköpfigen Management-Team, darunter drei operativ Verantwortliche, die jeweils einen der genannten Unternehmensbereiche repräsentieren. Bei allen Wachstumsambitionen auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien wollen wir unsere führende Position in der konventionellen Stromerzeugung behaupten. Mit unserem Kraftwerkspark, einem der größten Europas, leisten wir einen unverzichtbaren Beitrag zu einer zuverlässigen und bedarfsgerechten Stromversorgung in unseren Kernmärkten Deutschland, Großbritannien und Benelux. Windkraft- und Photovoltaikanlagen sind dazu wegen ihrer stark schwankenden Auslastung kaum in der Lage. Auch Stromspeichertechnologien erfüllen noch nicht die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen, um in großem Maßstab für die Absicherung der Stromversorgung eingesetzt zu werden. Daher bedarf es noch auf lange Sicht konventioneller Erzeugungskapazitäten, die sich flexibel an die Schwankungen bei Wind- und Solarstrom anpassen. Fest steht auch, dass der Energiehandel ein wichtiges Tätigkeitsfeld von RWE bleibt, nicht zuletzt wegen der engen Verflechtung mit dem Erzeugungsgeschäft. Unsere Handelsgesellschaft RWE Supply & Trading hat u. a. die Aufgabe, den Strom unserer Kraftwerke zu vermarkten und die für seine Produktion benötigten Brennstoffe und Emissionsrechte am Markt zu beschaffen. Damit und mit der kommerziellen Optimierung des Einsatzes unserer Erzeugungsanlagen trägt sie maßgeblich zum operativen Erfolg des Konzerns bei. Unsere Überlegungen zur Strategie der neuen RWE sind noch nicht abgeschlossen. Beispielsweise müssen wir noch festlegen, welche Dividendenpolitik wir verfolgen werden und welchen Verschuldungsgrad wir anstreben. Über einzelne Aspekte unserer Strategie können wir erst entscheiden, wenn das Tauschgeschäft mit E.ON abgeschlossen ist und wir die neuen Aktivitäten operativ kontrollieren. Danach wollen wir die Öffentlichkeit umfassend über unsere neue Strategie informieren. RWE im Geschäftsjahr 2018: Konzernstruktur mit vier Segmenten. In der Übergangszeit bis zum Abschluss der Transaktion ist der RWE-Konzern in vier Segmente (Bereiche) untergliedert, die wir im Folgenden näher beschreiben. Neben den drei RWE-Bereichen Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung und Energiehandel sind dies jene Aktivitäten von innogy, die wir fortführen werden. (1) Braunkohle & Kernenergie. Hier erfassen wir unsere deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft sowie unsere Braunkohleförderung im Rheinland. Diese Aktivitäten werden von unserer Tochtergesellschaft RWE Power gesteuert. Unter Braunkohle & Kernenergie berücksichtigen wir ferner unsere Anteile am niederländischen Kernkraftwerksbetreiber EPZ (30 %) und an der deutschen URANIT (50 %), die mit 33 % an der auf Uran-Anreicherung spezialisierten Urenco beteiligt ist. Bis zu ihrer Veräußerung im März 2018 gehörte auch unsere 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra zu diesem Segment. Braunkohle- und Kernkraftwerke werden aufgrund ihrer relativ niedrigen und stabilen Brennstoffkosten überwiegend zur Abdeckung der Grundlast eingesetzt. Ihre Wirtschaftlichkeit wird wesentlich vom Preisniveau im Stromgroßhandel bestimmt. Die Stromnotierungen folgten bis 2016 einem jahrelangen Abwärtstrend, ehe sie sich wieder erholten. Mit massiven Kostensenkungen ist es uns gelungen, die Ertragseinbußen zu begrenzen. Unser laufendes Effizienzsteigerungsprogramm in der konventionellen Stromerzeugung zielt darauf ab, das jährliche Ausgabenniveau um insgesamt 300 Mio. € gegenüber 2016 zu senken; davon entfallen 200 Mio. € auf das Segment Braunkohle & Kernenergie und 100 Mio. € auf das Segment Europäische Stromerzeugung. Das Programm soll Ende 2019 abgeschlossen sein. Die geplanten Einsparungen haben wir bereits größtenteils erreicht. Trotz der wieder günstigeren Ertragsperspektiven werden Braunkohle- und Kernkraftwerke in unserem Erzeugungsportfolio an Gewicht verlieren. Ausschlaggebend dafür ist der energiepolitische Rahmen in Deutschland. In der Kernenergie gibt es einen gesetzlich verankerten Ausstiegsfahrplan, der für jede einzelne Anlage einen spätestmöglichen Abschalttermin vorsieht. Aktuell sind noch zwei Anlagen von RWE am Netz: Gundremmingen C und Emsland. Wir können diese Blöcke noch bis Ende 2021 bzw. Ende 2022 betreiben; dann sind auch sie stillzulegen. Die Stromerzeugung aus Braunkohle ist ebenfalls zeitlich begrenzt. Das ergibt sich aus den globalen und nationalen Klimaschutzzielen. Deutschland will die Treibhausgasemissionen im Energiesektor bis 2030 um etwas mehr als 60 % gegenüber 1990 senken. Schon in der Vergangenheit haben wir einen wesentlichen Beitrag dazu geleistet und werden dies auch in Zukunft tun. Beispielsweise nehmen wir an der sogenannten Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft teil: Im Rahmen dieser Maßnahme werden acht Kraftwerksblöcke - darunter fünf von RWE - 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. Am 30. September 2017 sind unsere Blöcke P und Q in Frimmersdorf vom Netz gegangen, zwölf Monate später die Blöcke E und F in Niederaußem. Ende September 2019 folgt Block C in Neurath. Unser CO2-Ausstoß im rheinischen Braunkohlerevier verringert sich dadurch gegenüber 2015 um etwa 15 %. Wir rechnen damit, in den kommenden Jahren weitere Braunkohleblöcke vorzeitig vom Netz nehmen zu müssen. Dies ergibt sich aus den Vorschlägen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung", über die wir auf Seite 33 ausführlich informieren. Das Gremium spricht sich für einen kompletten Kohleausstieg bis 2038 aus. Der Bestand an Braunkohlekraftwerken im Markt soll bis Ende 2022 auf 15 GW reduziert werden. Gegenüber Ende 2017 wäre das ein Rückgang um annähernd 5 GW. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch 9 GW im Markt sein. Es wird erwartet, dass die Bundesregierung den Empfehlungen folgen wird. Offen ist noch, welche Anlagen wann stillzulegen sind. Dazu wird es Gespräche mit den Unternehmen geben. Soweit unsere Anlagen von den Maßnahmen betroffen sind, werden wir dafür eintreten, dass man uns - wie von der Kommission empfohlen - eine angemessene Entschädigung gewährt. (2) Europäische Stromerzeugung. In diesem Segment ist unsere Stromerzeugung aus Gas, Steinkohle und Biomasse zusammengefasst. Unser regionaler Fokus liegt dabei auf Deutschland, Großbritannien und Benelux. Zu dem Segment gehören auch unsere 70 %-Beteiligung am türkischen Gaskraftwerk Denizli, einige Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg sowie die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. All diese Aktivitäten werden von RWE Generation verantwortet. Auch für unsere Gas- und Steinkohlekraftwerke, die typischerweise in der Mittel- und Spitzenlast eingesetzt werden, ist das wirtschaftliche und politische Umfeld herausfordernd. Wegen des rasanten Ausbaus der erneuerbaren Energien sind die Anlagen heute zum Teil wesentlich schwächer ausgelastet als noch zu Beginn dieses Jahrzehnts. Ihre Margen liegen zum Teil deutlich unter dem damaligen Niveau. In den vergangenen Jahren haben wir deshalb einige Steinkohlekraftwerke stillgelegt oder ihre Schließung veranlasst; Beispiele dafür sind die im April 2017 vom Netz gegangenen niederrheinischen Blöcke Voerde A und B, an denen wir mit 25 % beteiligt waren und deren Stromerzeugung wir vermarktet haben. Gaskraftwerke, die ihre fixen Betriebskosten nicht mehr decken konnten, haben wir vorübergehend vom Netz genommen, beispielsweise den niederländischen Block Moerdijk 1 zum 1. Februar 2018. Die Anlagen sollen wieder in Betrieb gehen, wenn die Marktbedingungen es rechtfertigen. Neben vorübergehenden und endgültigen Kraftwerksschließungen haben wir weitere kostensenkende Maßnahmen ergriffen und werden dies auch künftig tun. Wie bereits dargelegt, streben wir im Segment Europäische Stromerzeugung mit unserem laufenden Effizienzsteigerungsprogramm Ausgabenkürzungen von 100 Mio. € an, von denen der Großteil bereits umgesetzt ist. Trotz des anhaltenden Konsolidierungsdrucks sehen wir im Bereich Europäische Stromerzeugung langfristige Wachstumsperspektiven. Wir erwarten, dass die gesicherte Erzeugungsleistung knapper wird und sich dadurch die Wirtschaftlichkeit unserer Anlagen tendenziell erhöht. Davon dürften langfristig vor allem Gaskraftwerke profitieren. Weil die Marktperspektiven inzwischen etwas besser geworden sind, haben wir einige vorübergehend stillgelegte Anlagen wieder in Betrieb genommen oder ihre Reaktivierung beschlossen -wie im Fall des niederländischen Gaskraftwerks Claus C, das 2020 nach etwa sechs Jahren Pause wieder mit voller Kapazität ans Netz gehen soll. Gemessen an der Kraftwerksleistung ist Gas schon heute unser wichtigster Brennstoff, und sein Anteil an unserem Erzeugungsportfolio dürfte sich weiter erhöhen. Politische Weichenstellungen spielen dabei eine wesentliche Rolle. In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande verfolgen die Regierungen ambitionierte Klimaschutzziele und setzen dabei auf einen zügigen Ausstieg aus der Kohleverstromung. Somit wird der Energieträger Gas in den kommenden Jahren immer wichtiger für die Absicherung der Stromversorgung. Gaskraftwerke verursachen geringere CO2-Emissionen als Kohlekraftwerke und stoßen deshalb als Partner der erneuerbaren Energien auf höhere Akzeptanz. Der Anteil der Steinkohle an unserer Stromerzeugung dürfte sich schon 2019 weiter verringern, u. a. weil wir im Frühjahr den Kohleblock des Gersteinwerks in Werne (Westfalen) stilllegen. Außerdem rüsten wir derzeit unsere beiden niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für eine verstärkte Mitverbrennung von Biomasse um. Wegen der Ausgaben dafür und wegen der wesentlich höheren Preise von Biomasse im Vergleich zu Steinkohle sind uns vom Staat Fördergelder von bis zu 2,6 Mrd. € bewilligt worden. Wir erhalten die Mittel für einen Zeitraum von acht Jahren. Sie sind so bemessen, dass bei Amer 9 ein Biomasseanteil von 80 % und bei Eemshaven von 15 % möglich ist. Mit den Umrüstmaßnahmen kommen wir gut voran und sind zuversichtlich, die technischen Voraussetzungen für die Ereichung dieser Quoten schon im laufenden Jahr geschaffen zu haben. (3) Energiehandel. Dieses Segment deckt das vielfältige Tätigkeitsgebiet von RWE Supply & Trading ab. Diese fungiert als kommerzielle Schaltstelle im RWE-Konzern. Ihr Kerngeschäft, der Energiehandel, ist das wirtschaftliche Bindeglied zwischen den Elementen unserer Wertschöpfungskette, den regionalen Märkten und den verschiedenen Rohstoffen. Die Gesellschaft handelt schwerpunktmäßig mit Strom, Gas, Kohle, Öl, CO2-Zertifikaten und Biomasse. Das tut sie zunehmend auch außerhalb Europas: So unterhält sie bereits Handelsräume in New York, Singapur und Shanghai. Ein weiteres Tätigkeitsfeld des Unternehmens ist die Vermarktung des Stroms aus RWE-Kraftwerken und die Beschaffung der Brennstoffe und Emissionsrechte, die für seine Produktion benötigt werden. Dabei geht es u. a. darum, Preisrisiken zu begrenzen. RWE Supply & Trading ist ferner damit betraut, den Einsatz unserer Kraftwerke kommerziell zu optimieren, wobei die dadurch erzielten Ergebnisbeiträge den Erzeugungsgesellschaften zustehen und bei ihnen ausgewiesen werden. Das Unternehmen vermarktet sein Know-how auch außerhalb des Konzerns an europäische Großkunden. Die Angebotspalette reicht dabei von klassischen Energielieferverträgen über umfassende Energiemanagement-Lösungen bis hin zu komplexen Risikomanagement-Konzepten. Ein weiterer Tätigkeitsschwerpunkt von RWE Supply & Trading ist das Gasgeschäft. Die Gesellschaft liefert Gas an Unternehmen innerhalb und außerhalb des Konzerns. Dazu schließt sie langfristige Bezugsverträge mit Produzenten, organisiert den Gastransport durch Buchung von Pipelines und optimiert das zeitliche Profil der Lieferungen, indem sie Speicherkapazitäten mietet. Transaktionen mit verflüssigtem Erdgas (LNG) stehen ebenfalls auf der Agenda. Ziel dabei ist es, Preisdifferenzen zwischen regionalen Gasmärkten zu nutzen, die nicht durch Pipelines miteinander verbunden sind. RWE Supply & Trading will sich als einer der führenden europäischen Zwischenhändler für Gas etablieren. Dabei richtet das Unternehmen seinen Blick auch auf Märkte außerhalb der RWE-Kernregionen, denn je größer und diversifizierter ein Portfolio aus Bezugs- und Lieferkontrakten ist, desto größer sind die Chancen, es kommerziell zu optimieren. RWE Supply & Trading nutzt ihr Know-how auch dazu, kurz- bis mittelfristige Investitionen in Energieanlagen oder Energieunternehmen zu tätigen, bei denen sich durch wertsteigernde Maßnahmen und anschließende Weiterveräußerung hohe Renditen erzielen lassen (sogenannte Principal Investments). Ende 2018 verfügte RWE Supply & Trading über ein Portfolio mit zehn Beteiligungen, davon ein Großteil in den USA. (4) Fortgeführte innogy-Aktivitäten. In diesem Segment erfassen wir jene Teile von innogy, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben: das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, die Gasspeicher und der 37,9 %-Anteil am österreichischen Energieversorger Kelag. Nach dem Erwerb unserer Mehrheitsbeteiligung an innogy wird E.ON die genannten Aktivitäten auf uns zurückübertragen. Auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien gehört innogy zu den führenden Unternehmen in Europa. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist das Unternehmen derzeit in Deutschland und Großbritannien am stärksten vertreten; es folgen Spanien, die Niederlande und Polen. Bei den Energiequellen liegt der Schwerpunkt auf Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore), gefolgt von Wasserkraft und Photovoltaik. Im vergangenen Jahr hat innogy ihre Erzeugungskapazität weiter vergrößert: Ein Meilenstein war die Einweihung des großen britischen Nordsee-Windparks Galloper, an dem innogy einen Anteil von 25 % hält. Daneben läutete das Unternehmen den weiteren Ausbau seiner Windkraftkapazitäten ein, indem es die landseitigen Arbeiten an Triton Knoll aufnahm, einem weiteren großen Windpark in der britischen Nordsee. Unsere Tochter ist mit 59 % daran beteiligt. Im vergangenen Jahr konnte sie außerdem ein Projektportfolio in den USA mit mehr als 2 GW erwerben und sich eine EEG-Förderung für das deutsche Offshore-Windkraftvorhaben Kaskasi sichern. Über die hier erwähnten Projekte berichten wir auf Seite 37 f. ausführlich. Mit ihrer Anfang 2017 erworbenen Tochtergesellschaft Belectric Solar & Battery ist innogy auch einer der großen internationalen Anbieter von Freiflächen-Solarkraftwerken und Batteriespeichern mit Präsenz in Europa, dem Nahen Osten, Nordafrika, Indien, Australien, Südamerika und den USA. Photovoltaik ist eine der am schnellsten wachsenden Technologien im Energiesektor und mittlerweile in vielen Märkten auch ohne finanzielle Förderung wirtschaftlich. Neben der Entwicklung und dem Bau von Freiflächen-Solarkraftwerken übernimmt Belectric auch deren Betrieb und Wartung. Das Unternehmen hat seit seiner Gründung im Jahr 2001 bereits Solarkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von rund 2 GW realisiert. Derzeit errichtet es in Australien eine solche Anlage, die bei ihrer Fertigstellung voraussichtlich die größte des Landes sein wird (siehe Seite 38). Mit der Entwicklung und dem Bau von Batteriespeichern leistet Belectric zudem einen wichtigen Beitrag zur dezentralen Stromversorgung und künftig auch verstärkt zur Stabilisierung der Stromnetze. Neben dem Geschäft mit den erneuerbaren Energien und der Stromspeicherung werden wir auch die Gasspeicheraktivitäten von innogy fortführen. Derzeit befinden sich elf Erdgasspeicher im Eigentum unserer Tochter, fünf in Deutschland mit einem Fassungsvermögen von insgesamt 1,6 Mrd. Kubikmetern und sechs in Tschechien mit insgesamt 2,5 Mrd. Kubikmetern. innogy vermietet die Kapazitäten an Unternehmen wie RWE Supply & Trading, die sie für zeitliche Arbitrage-Geschäfte nutzen: Sie lassen die Speicher in warmen Monaten befüllen, wenn wenig Gas zum Beheizen von Gebäuden gebraucht wird, und entnehmen das Gas wieder in der kalten Jahreszeit, wenn die Nachfrage groß ist. Dabei hängt es von den saisonalen Preisunterschieden bei Erdgas ab, welche Erträge sich durch solche Arbitrage-Geschäfte und damit auch durch die Verauktionierung der Speicherkapazitäten erwirtschaften lassen. Die Preisdifferenzen zwischen Sommer- und Wintergas sind heute wesentlich geringer als in der Vergangenheit. Allerdings glauben wir, dass in Zukunft wieder verstärkt mit Knappheitsphasen und Preisspitzen zu rechnen ist, u. a. wegen einer zunehmenden Nachfrage nach Kraftwerksgas. Daher sehen wir gute Chancen, im Gasspeichergeschäft wieder attraktivere Renditen erzielen zu können. Die Minderheitsbeteiligung von innogy an Kelag soll ebenfalls im RWE-Konzern verbleiben. Die Kelag mit Sitz in Klagenfurt (Kärnten) ist ein führender Energieversorger in Österreich. Ihre Gesellschaften decken alle Stufen der Wertschöpfungskette im Energiesektor ab: angefangen bei der Stromerzeugung über den Energiehandel und den Verteilnetzbetrieb bis hin zum Vertrieb von Strom, Gas und innovativen Energielösungen. Ihren Strom erzeugt Kelag vorrangig aus regenerativen Quellen wie Wasserkraft, Windkraft und Photovoltaik. Die Minderheitsbeteiligung an dem Unternehmen ist daher eine gute Ergänzung unserer zukünftigen Aktivitäten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien. Das Steuerungssystem der RWE AG. Im Mittelpunkt unserer Geschäftspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Für die Steuerung der Konzerngesellschaften nutzt die RWE AG ein konzernweites Planungs- und Controllingsystem, 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 unserer 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 die Budgetwerte für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr und Planzahlen für die Folgejahre. Der Vorstand legt die Planung 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 Prognosewerten 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 Geschäfts sind das bereinigte EBITDA, das bereinigte EBIT, das bereinigte Nettoergebnis und die Nettoschulden. Wie auf Seite 40 näher beschrieben, sind die Geschäftsaktivitäten unserer Tochter innogy in den Zahlen entweder ganz oder teilweise enthalten, obwohl wir das Unternehmen als reine Finanzbeteiligung einstufen. Zu Steuerungszwecken nutzen wir daher auch Kennzahlen, die abweichend von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen ermittelt werden: Unsere Mehrheitsbeteiligung an innogy erfassen wir dabei in der Bilanz unter "Übrige Finanzanlagen" und berücksichtigen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausschließlich die erhaltene Dividende. Nähere Angaben dazu finden Sie auf Seite 58. Das bereinigte EBITDA ist definiert als das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Um seine Aussagekraft im Hinblick auf den ordentlichen Geschäftsverlauf zu verbessern, bereinigen wir es um nicht operative oder aperiodische Effekte, die im neutralen Ergebnis erfasst werden. Herausgerechnet werden Veräußerungsgewinne oder -verluste, vorübergehende Ergebniseffekte aus der Marktbewertung von Derivaten, Firmenwertabschreibungen und sonstige wesentliche Sondersachverhalte. Zieht man vom bereinigten EBITDA die betrieblichen Abschreibungen ab, erhält man das bereinigte EBIT. Eine wichtige operative Kennzahl ist auch das um wesentliche Sondereffekte korrigierte Nettoergebnis ("bereinigtes Nettoergebnis"), das wir bis zum Abschluss der Transaktion mit E.ON aber ausschließlich nach der von IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichenden Methode ermitteln. Das bereinigte EBIT und das bereinigte Nettoergebnis sind wesentliche Bestimmungsgrößen für die variable Vergütung von Vorstand und Führungskräften (siehe auch Seite 63 ff.). Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, nutzen wir in erster Linie den internen Zinsfuß (Internal Rate of Return). Die Finanzlage des Konzerns analysieren wir u. a. anhand des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit. Besonderes Augenmerk legen wir auch auf die Entwicklung des Free Cash Flow. Er ergibt sich, wenn man vom Mittelzufluss aus laufender Geschäftstätigkeit die Ausgaben für Investitionen abzieht und die Einnahmen aus Desinvestitionen und Anlagenabgängen hinzurechnet. Ein weiterer Indikator für die Finanzkraft von RWE sind die Nettoschulden. Dabei handelt es sich um die Nettofinanzschulden zuzüglich der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, für die Entsorgung im Kernenergiebereich, für bergbaubedingte Verpflichtungen (z. B. die Rekultivierung von Tagebauflächen) 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 unsere unternehmerische Verantwortung (Corporate Responsibility, kurz: CR) wahrnehmen und uns so die Akzeptanz der Gesellschaft sichern. Um dabei die richtigen Akzente zu setzen, pflegen wir den Dialog mit unseren Anspruchsgruppen, z. B. Anteilseignern, Arbeitnehmern, Kunden, Politikern, Verbänden und Nichtregierungsorganisationen. Die Erkenntnisse aus diesem Austausch nutzen wir derzeit für eine Überarbeitung unserer CR-Strategie. Dabei analysieren wir, welches aktuell unsere wichtigsten Herausforderungen auf dem Gebiet der Nachhaltigkeit sind und wie wir sie bewältigen können. Eine zentrale Aufgabe sehen wir unverändert darin, durch fortgesetzte Emissionssenkungen zum Erreichen nationaler und internationaler Klimaschutzziele beizutragen. In den vergangenen sechs Jahren ist unser CO2-Ausstoß kontinuierlich gesunken, u. a. weil wir Kohlekraftwerke vom Netz genommen haben. Dieser Trend dürfte sich fortsetzten. Darüber hinaus haben wir uns zum Ziel gesetzt, treibende Kraft bei der Schaffung eines nachhaltigen Energiesystems zu sein, indem wir den Ausbau der erneuerbaren Energien vorantreiben. Weitergehende Informationen zu unseren Maßnahmen auf dem Gebiet der CR finden Sie in unserem gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB, der im April 2019 innerhalb unseres CR-Berichts veröffentlicht wird und nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist. Der CR-Bericht mit dem Titel "Unsere Verantwortung" kann im Internet unter www.rwe.com/cr-bericht abgerufen werden. 1.2 INNOVATION Wer innovativ ist, braucht Veränderung nicht zu fürchten. Das gilt auch für Unternehmen in einem sich wandelnden Marktumfeld - Unternehmen wie RWE. In einer Vielzahl von Forschungs- und Entwicklungsprojekten suchen wir nach neuen technischen Lösungen. Wir wollen Tagebaue wirtschaftlicher und Kraftwerke emissionsärmer machen, und wir wollen zukunftsorientierte Nutzungen von Braunkohle und CO2erarbeiten und weiterentwickeln. Darüber hinaus fördern wir junge Unternehmen und erhalten durch die Zusammenarbeit mit ihnen wichtige Impulse für unser Geschäft. Im betrieblichen Alltag profitieren wir vom Einfallsreichtum und unternehmerischen Mitdenken unserer Beschäftigten. Sie hatten 2018 wieder zahlreiche gute Ideen, mit denen wir viele Millionen Euro einsparen werden. Mit rund 520 Erfindungen in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. RWE ist in vielfältiger Weise innovativ. Was uns antreibt, ist das Ziel, in einem sich stark wandelnden Umfeld wettbewerbsfähig zu bleiben und selbst ein Motor des Wandels zu sein. Mit rund 1.760 Patenten und Patentanmeldungen, die auf etwa 520 Erfindungen basieren, befindet sich der RWE-Konzern in der Spitzengruppe der europäischen Versorger. In diesen Daten mitberücksichtigt sind die gesamten Aktivitäten unserer Tochter innogy SE. Im vergangenen Jahr haben wir an ca. 360 Projekten auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung (F & E) gearbeitet. Bei vielen Projekten kooperieren wir mit Unternehmen oder Forschungseinrichtungen und müssen i. d. R. nur einen Teil der Kosten tragen. Der betriebliche F & E-Aufwand des RWE-Konzerns belief sich 2018 inklusive innogy auf 116 Mio. € (Vorjahr: 182 Mio. €). Rund 600 Mitarbeiter waren ausschließlich oder teilweise mit F & E-Aufgaben befasst. RWE AG: Lösungen für wirtschaftlichere Tagebaue, geringere Emissionen und neue Wege der CO2-Nutzung. Die RWE AG verantwortet die F & E-Aktivitäten in den von ihr gesteuerten Konzernbereichen. Ihre Maßnahmen sind daher vorrangig auf dem Gebiet der konventionellen Stromerzeugung angesiedelt. Sie zielen darauf ab, den Betrieb der Tagebaue und Kraftwerke wirtschaftlicher zu gestalten und die Emissionen zu senken. Ein weiteres großes Forschungsfeld ist die Nutzung von Braunkohle und CO2durch Umwandlung in Grundstoffe für die chemische Industrie. Außerdem arbeiten wir mit jungen Unternehmen zusammen, deren Ideen uns weiter voranbringen können. F & E-Aktivitäten auf den Gebieten der erneuerbaren Energien, Netze und Vertrieb liegen seit 2016 in der Zuständigkeit von innogy. Im Folgenden präsentieren wir eine kleine Auswahl wichtiger F & E-Projekte der RWE AG, erläutern unsere Zusammenarbeit mit jungen Unternehmen, geben einen knappen Einblick in die Innovationstätigkeit von innogy und stellen anhand eines Beispiels dar, wie wertvoll Mitarbeiterideen für uns sein können. Bergbau im Wandel: Zunehmend automatisiert und digital. Der Braunkohletagebau ist ein komplexer, mehrstufiger Prozess, bei dem zahlreiche Großgeräte zum Einsatz kommen: Riesige Schaufelradbagger tragen in den terrassenförmig angelegten Tagebauen die Kohle und die darüber liegende Deckschicht - den Abraum - ab und verladen beides auf zum Teil kilometerlange Förderbänder. Die Kohle gelangt so zur Zwischenlagerung in den Kohlebunker und wird mit der Werksbahn oder per Band in die umliegenden Kraftwerke und Veredlungsbetriebe transportiert. Gleichzeitig wird der Abraum auf die ausgekohlte Seite des Tagebaus verbracht, wo ihn sogenannte Absetzer dazu nutzen, die durch die Kohlegewinnung entstandene Senke aufzufüllen. Durch Automatisierung und Digitalisierung lassen sich die beschriebenen Abläufe erheblich einfacher und effizienter gestalten. Bereits in den 1990er Jahren haben wir mit der Automatisierung erster Komponenten der Großgeräte begonnen und sind dabei inzwischen weit vorangekommen. Auch bei der Digitalisierung machen wir gute Fortschritte. Beispielsweise arbeiten wir derzeit an einer digitalen dreidimensionalen Darstellung des Tagebaubetriebs. Ähnlich wie bei einem Navigationsgerät im Auto ermittelt dabei ein Satellit die aktuelle Position der Großgeräte, während Sensoren den Materialfluss auf den Förderbändern überwachen. Diese Transparenz hat viele Vorteile: Die Mitarbeiter in der Leitstelle erhalten präzise Informationen über den Standort und die Arbeitsfortschritte der Großgeräte im Gelände und haben damit eine verlässliche Basis für die Einsatzplanung; der Baggerführer bekommt auf einem Display die genauen Einsatzdaten angezeigt und kann sein Großgerät somit optimal steuern. Zudem sind die Kollegen am Absetzer genau über den Abraum informiert, der auf dem Förderband zu ihnen unterwegs ist, und können so ihre Arbeit vorausschauend planen; die 3D-Visualisierung der Arbeitsumgebung erleichtert ihnen darüber hinaus das Einhalten der vorgegebenen Höhen für die Verfüllung und Modellierung der Flächen zur Rekultivierung. Mit den beschriebenen Maßnahmen heben wir unsere Tagebaue auf eine neue Technologiestufe und schaffen damit eine wichtige Voraussetzung dafür, dass wir sie auch in Zukunft wirtschaftlich betreiben können. Neue Möglichkeiten der CO2-Nutzung: Aus Kohlendioxid wird Methanol. Schon seit Längerem arbeiten wir an Verfahren, mit denen Kohlendioxid aus dem Rauchgas von Kraftwerken abgetrennt werden kann (sogenannte CO2-Wäsche). Im Innovationszentrum Kohle in Niederaußem haben wir mit BASF und Linde eine der weltweit führenden Technologien auf diesem Gebiet entwickelt. Getestet wurde sie in einer Pilotanlage, die seit 2009 in mehr als 70.000 Betriebsstunden und bei CO2-Abscheidungsgraden von 90 % ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt hat. Nun gehen wir einen Schritt weiter: Das CO2aus der Pilotanlage nutzen wir zur Herstellung von Treibstoffen und Grundstoffen für die chemische Industrie, mit denen sich fossile Energieträger wie Erdöl oder Erdgas ersetzen lassen. Wir tun dies im Rahmen von vier Projekten, die von der EU gefördert werden. Eines davon ist MefCO2(Methanol from CO2). Hier wollen wir unter großtechnischen Bedingungen zeigen, wie Methanol aus CO2, Wasser und Strom hergestellt werden kann; traditionell wird es aus Erdgas oder Kohle gewonnen. Methanol ist Ausgangsstoff für verschiedenste chemische Produkte und eine der meistproduzierten Chemikalien weltweit. Zudem eignet es sich als chemischer Langzeitspeicher für erneuerbare Energien. Der Nutzen der Umwandlung geht damit über die Verringerung industrieller CO2-Emissionen weit hinaus. Neun Partner aus sieben europäischen Ländern sind an MefCO2beteiligt, darunter Industrieunternehmen, Universitäten und Forschungsinstitute. Das Projekt wurde 2014 gestartet. Wir sind 2017 eingestiegen, als ein Kraftwerksstandort für eine Demonstrationsanlage zur Umwandlung von CO2in Methanol gesucht wurde. Die Anlage steht nun in Niederaußem und hat Anfang 2019 den Betrieb aufgenommen. Sie kann pro Tag etwa eine Tonne Methanol erzeugen. Damit ist sie eine der größten Anlagen zur CO2-Nutzung in Europa. Der Weg zu CO2-neutralen Wirtschaftskreisläufen: Chance für die Kohlereviere. Nach Meinung vieler Experten lässt sich der menschliche Einfluss auf das Klima nur dann wirksam begrenzen, wenn das globale Gesellschafts- und Wirtschaftssystem auf weitgehend geschlossene Kohlenstoffkreisläufe umgestellt wird. Idealerweiser gelangt dann nur noch so viel Kohlenstoff (in Form von Treibhausgasen) in die Atmosphäre, wie durch andere Prozesse in derselben Zeit gebunden wird. Die Herausforderung dabei: Auch in Zukunft brauchen wir Strom und wollen in warmen Wohnungen leben; und die Industrie ist weiterhin auf Energieträger und Rohstoffe auf Basis von Kohlenstoff angewiesen. Der Übergang zur Kohlenstoff-Kreislaufwirtschaft ist eine Herkulesaufgabe, die ohne Innovationen nicht zu bewältigen ist. RWE kooperiert seit September 2018 mit dem Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (Fraunhofer UMSICHT) in Oberhausen und mit der Ruhr-Universität Bochum, um die technischen und systemischen Voraussetzungen für eine zirkuläre Kohlenstoffwirtschaft zu erarbeiten. Unser Ziel ist der Aufbau eines virtuellen Zentrums für die Kohlenstoffumwandlung, in dem Know-how, Anlagen und Komponenten sowie Forschungsarbeiten gebündelt werden. Dabei richten wir unseren Blick auf jene Regionen, in denen der Ausstieg aus CO2-intensiven Technologien zum Wegbrechen etablierter industrieller Strukturen führen wird. Das künftige Zentrum mit dem Namen ITZ CC (Innovations- und Technologiezentrum Carbon Conversion) soll mit Technologien und Know-how rund um die Kohlenstoffnutzung den Strukturwandel im rheinischen Braunkohlerevier und im Ruhrgebiet anregen. Wir wollen damit eine Brücke schlagen von der traditionellen zur innovativen Kohlenstoffnutzung und dazu beitragen, dass neue an die Stelle alter Industrien treten. Ein Schlüsselverfahren für den Einstieg in die Kohlenstoff-Kreislaufwirtschaft ist die Vergasung kohlenstoffhaltiger Materialien. Im Innovationszentrum Niederaußem wollen wir uns diesem Verfahren intensiv widmen. Wir tun dies im Rahmen einer Initiative des Fraunhofer-Instituts mit dem Namen "Kohlenstoff-Ketten (IK2)". Das Vorhaben stützt sich auf die Erkenntnis, dass Kohle und andere kohlenstoffhaltige Materialien durch Vergasung für die Produktion von Grundstoffen für die chemische Industrie und für Treibstoffe verwendet werden können. Die Besonderheit des Verfahrens: Im Verbrennungsprozess entstehen nicht Kohlendioxid und Wasserdampf, sondern Kohlenmonoxid und Wasserstoff. Letztere sind Bausteine eines Synthesegases, das bereits heute als Basisrohstoff für die Herstellung von Treibstoffen, Kunststoffen und Feinchemikalien verwendet wird. Ab 2020 sollen Versuchsanlagen in Niederaußem errichtet werden, um geeignete Vergasungs-, Aufbereitungs- und Synthesetechniken zu entwickeln. Als Basisrohstoff verwenden wir Braunkohle, die als Energieträger für die Stromerzeugung zunehmend an Bedeutung verliert. Durch ihre Nutzung zur Produktion von Grundstoffen eröffnen sich langfristig interessante Perspektiven für das rheinische Revier. Daneben können auch Abfallstoffe, Reststoffe und Biomasse durch Vergasung umgewandelt werden. Auf diese Weise würden bislang ungenutzte Kohlenstoffquellen in die Versorgung der Industrie mit Rohstoffen eingebunden. Geringere Quecksilber-Emissionen dank Herdofenkoks. Wir wollen unsere Kraftwerke möglichst umweltverträglich betreiben. Der Gesetzgeber macht uns dazu strenge Vorgaben, etwa im Hinblick auf Quecksilber-Emissionen. Für diese werden ab 2021 neue EU-Grenzwerte gelten, die den Rahmen für den Betrieb unserer Braunkohlekraftwerke noch enger stecken. Schon heute gelingt es uns, den größten Teil des Quecksilbers aus dem Rauchgas abzuscheiden und aufzufangen. Dadurch unterschreiten unsere Anlagen die aktuellen Obergrenzen deutlich. Unabhängig davon forschen wir seit Jahren intensiv daran, wie wir die Quecksilber-Emissionen zu vertretbaren Kosten weiter reduzieren können. Unser besonderes Augenmerk gilt dabei einem Verfahren, bei dem aus Braunkohle gewonnener Herdofenkoks zum Einsatz kommt. Diesen Stoff nutzen wir bereits zur Abscheidung von Quecksilber in unseren Veredlungsanlagen, mit denen wir Braunkohle zu Briketts oder zu Braunkohlestaub für die Zement- und Kalkindustrie weiterverarbeiten. Dass sich Herdofenkoks auch zur Senkung der Emissionen von Kraftwerken verwenden lässt, zeigen Tests in einer Pilotanlage im Innovationszentrum Kohle am Kraftwerk Niederaußem. Dort haben wir fein gemahlenen Herdofenkoks mit Wasser vermengt und das Gemisch in den Rauchgaskanal eines Kraftwerksblocks eingedüst (Nasseindüsung). Ergebnis: Das Quecksilber lagert sich an den feinen Herdofenkokspartikeln an; beides wird im Elektrofilter aufgefangen und anschließend entsorgt. Die Versuche lassen eine deutliche Senkung der Quecksilberemissionen erwarten. Die gewonnenen Erkenntnisse sind in die Konstruktion einer größeren Demonstrationsanlage, ebenfalls in Niederaußem, eingeflossen, die Anfang 2019 in Betrieb gegangen ist. Hier soll die Nasseindüsung im direkten Vergleich mit einem alternativen Verfahren, der Trockeneindüsung, im Langzeitbetrieb getestet werden. Das geeignetere der beiden Verfahren wollen wir dann in weiteren Braunkohlekraftwerken einsetzen. Ausführliche Informationen zu diesen und weiteren F & E-Projekten von RWE finden Sie unter www.rwe.com/innovation. Förderung junger Unternehmen und ihrer Ideen. Neben der Arbeit an eigenen Forschungsprojekten fördern wir auch junge, innovative Unternehmen (sogenannte Start-ups). Seit 2017 ist RWE am dritten High-Tech Gründerfonds (HTGF III) beteiligt. Der HTGF ist der größte deutsche Start-up-Finanzierer. Er unterstützt Firmen, die technologischen Fortschritt wirtschaftlich verwerten. Seit 2005 hat er in mehr als 500 Unternehmen investiert - und damit zahlreiche Erfolgsgeschichten mitgeschrieben. Der HTGF ist eine Public Private Partnership: Zum Investorenkreis gehören das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW), die Fraunhofer-Gesellschaft sowie zahlreiche Unternehmen. Bereits seit 2006 investiert RWE in Venture-Capital-Fonds. Dadurch werden wir leichter auf Start-ups aufmerksam, deren Ideen für unser Geschäft von Bedeutung sein könnten. Um den Kontakt zur Gründerszene zu vertiefen und mögliche Kooperationen anzubahnen, haben wir 2018 zu unserem ersten "Start-up Day" eingeladen. Einen Großteil der Teilnehmer konnten wir über unsere Beteiligung am HTGF gewinnen. Die wertvollen Gespräche und Kontakte, die sich durch die Veranstaltung ergeben haben, ermutigen uns, 2019 mindestens einen weiteren Start-up Day zu organisieren. Innovationen bei innogy: Beiträge zum Gelingen der Energiewende. Unsere Tochter innogy verfolgt ein breites Spektrum von Innovationsvorhaben, die zum Gelingen der Energiewende beitragen sollen; sie sind unter www.innogy.com/innovation näher beschrieben. Beispiel für ein besonders gelungenes Projekt ist die Entwicklung des Smart Windfarm Output Controller (kurz: SWOC), einer Fernsteuerung für Onshore-Windparks. SWOC ist ein quadratischer Schaltkasten, kaum größer als eine Tortenbox, mit integrierter Software. Mit ihm können Windkraftanlagen, gleich welchen Typs, von mehreren Stellen aus gesteuert werden. Die Betreiber der Netze, in die der Strom eingespeist wird, sind dank SWOC in der Lage, die Produktion zu drosseln und so die Stromleitungen vor Überlastung zu schützen. Auch Händler, die den Windstrom direkt vermarkten, können nun selbst die Anlagen herunterfahren, etwa wenn an der Börse zu viel Strom angeboten wird und der Preis negativ ist. Die Steuerbox macht den Betrieb von Windkraftanlagen flexibler und effizienter. innogy setzt sie bereits in ihren deutschen und niederländischen Windparks ein und will künftig auch Solarparks mit den intelligenten Schaltkästen ausrüsten. Wir nutzen die Erfahrung und das Know-how unserer Mitarbeiter. Ein weiterer wichtiger Nährboden für gute Ideen ist der betriebliche Alltag. Viele unserer Mitarbeiter bringen ihre Erfahrungen aus dem täglichen Geschäft ein, damit das Unternehmen vorankommt. Im vergangenen Jahr haben Beschäftigte des Konzerns rund 2.000 Verbesserungsvorschläge bei den zuständigen Ideenmanagern ihrer Gesellschaften eingereicht. Den wirtschaftlichen Nutzen ihrer Ideen veranschlagen wir für das erste Jahr der Umsetzung auf 2,6 Mio. €. Mitunter sorgen die Anregungen nicht nur für effizientere, sondern auch für umweltfreundlichere Betriebsabläufe, die zudem weniger Gefahren bergen. Beispielsweise war Mitarbeitern im rheinischen Braunkohlerevier aufgefallen, dass Fahrzeuge oder Maschinen viel zu umständlich betankt wurden: Die Tankwagenfahrer kletterten mit dem Schlauch in der Hand auf den Tank, um ihn am oben gelegenen Einfüllstutzen mit einer herkömmlichen Zapfpistole zu füllen. Das war nicht nur unfallträchtig, sondern führte auch dazu, dass immer wieder kleine Restmengen des Treibstoffs ausliefen und ins Erdreich gelangten. Die Mitarbeiter regten deshalb eine Umrüstung auf Druckbetankung an. Vorteile dieser Lösung: Die Einfüllstutzen können dort angebracht sein, wo sie bequemer zu erreichen sind. Da es eine feste Verbindung zwischen Schlauch und Tank gibt, kann der Kraftstoff außerdem nicht mehr überlaufen. Und das Tanken braucht wesentlich weniger Zeit. Diese Argumente waren so überzeugend, dass der Idee schon bald Taten folgten. Bis Anfang 2019 sind im rheinischen Tagebau alle Kettenfahrzeuge, bei denen es technisch möglich und sinnvoll war, und teilweise auch die Notstromaggregate der Großgeräte auf Druckbetankung umgerüstet worden. 1.3 WIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN Der globale Wirtschaftsaufschwung setzte sich 2018 fort, verlor allerdings im Jahresverlauf etwas an Kraft. Die konjunkturelle Entwicklung belebte die Nachfrage nach Rohstoffen und trug dazu bei, dass die Preise der Energieträger Erdgas und Steinkohle über denen des Vorjahres lagen. Eine Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgte zudem für eine massive Verteuerung von CO2-Zertifikaten. Aufgrund dieser Entwicklungen haben die Stromgroßhandelspreise ihren Anfang 2016 eingeschlagenen Erholungskurs fortgesetzt. Auf die Ertragslage von RWE hatte das allerdings noch keinen großen Einfluss. Denn unsere Stromerzeugung für 2018 hatten wir größtenteils bereits in Vorjahren auf Termin verkauft, als die Preise noch deutlich unter dem heutigen Niveau lagen. Wirtschaft der Eurozone um 2 % gewachsen. Der weltweite wirtschaftliche Aufschwung setzte sich 2018 fort, büßte im Jahresverlauf aber etwas an Dynamik ein. Eine Rolle spielte dabei der Handelskonflikt zwischen den USA und anderen Industrienationen, allen voran China. Nach ersten Schätzungen war die weltweite Wirtschaftsleistung im vergangenen Jahr dennoch um stattliche 3 % höher als im Vorjahr. Die Eurozone dürfte ein Wachstum von ca. 2 % erreicht haben. Deutschland, die größte Volkswirtschaft des Währungsraums, kam wohl nur auf ein Plus von 1,5 %, während die Niederlande mit 2,5 % Wachstum einen vorderen Platz unter den Euroländern einnahmen. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, stieg das Bruttoinlandsprodukt um knapp 1,5 %. Der bevorstehende Brexit und die damit verbundenen Risiken erwiesen sich als Bremsklotz für die Konjunktur des Landes. Stabiler Stromverbrauch in Deutschland. Das wirtschaftliche Wachstum hatte belebenden Einfluss auf die Stromnachfrage, während der Trend zur sparsameren Nutzung von Energie gegenläufig wirkte. Nach ersten Berechnungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) war der deutsche Stromverbrauch 2018 etwa so hoch wie im Vorjahr. Aktuell vorliegende Daten für Großbritannien deuten darauf hin, dass auch dort keine wesentliche Veränderung gegenüber 2017 eingetreten ist. In den Niederlanden wird dagegen ein Anstieg des Stromverbrauchs um 2 % veranschlagt. Eine wichtige Rolle dürfte dort das überdurchschnittliche Wirtschaftswachstum gespielt haben. Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTF in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: Bloomberg Ein-Jahres-Terminpreise für Steinkohlelieferungen nach Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen in US$/Tonne (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Steinkohle- und Gasnotierungen über Vorjahresniveau. Ein wesentlicher Bestimmungsfaktor für den Einsatz unserer Kraftwerke ist neben der Stromnachfrage die Entwicklung der Brennstoffkosten. Die für uns wichtigsten frei handelbaren Energieträger, Gas und Steinkohle, haben sich im zurückliegenden Geschäftsjahr deutlich verteuert. Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lagen die Spotnotierungen für Erdgas bei durchschnittlich 23 €/MWh und damit 6 € über dem Preisniveau von 2017. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2019) mit 21 €/MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2018 waren im Vorjahr noch 17 € bezahlt worden. Die Preise für Erdgas wurden u. a. von den Ölnotierungen beeinflusst, die über dem Niveau von 2017 lagen. Daneben kamen positive Konjunktureffekte zum Tragen. Im Handel mit Steinkohle zeigte sich folgendes Bild: Importe über die sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) wurden 2018 am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung mit durchschnittlich 92 US$/Tonne (78 €) abgerechnet. Das sind 8 US$ mehr als 2017. Der Forward 2019 (Index API 2) handelte mit 87 US$/Tonne (74 €) und damit 13 US$ über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Zurückzuführen ist das u. a. auf die wirtschaftliche Dynamik im asiatisch-pazifischen Raum und ihren belebenden Einfluss auf die Kohlenachfrage. Terminpreise für CO2-Emissionsrechte (European Union Allowances) in €/Tonne CO2 (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Reform des europäischen Emissionshandelssystems sorgt für rasanten Preisanstieg bei CO2-Zertifikaten. Ein wichtiger Kostenfaktor für fossil befeuerte Kraftwerke ist die Beschaffung von Emissionsrechten. Der Preis für eine European Union Allowance (EUA), die zum Ausstoß einer Tonne CO2berechtigt, hat sich im Laufe des vergangenen Jahres auf 25 € verdreifacht. Der Durchschnittswert lag 2018 bei 16 € und damit 10 € über dem von 2017. Die Preisangaben beziehen sich auf Terminkontrakte, die im Dezember des jeweiligen Folgejahres fällig werden. Zwar sind nach wie vor wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als die Unternehmen zur Abdeckung ihres CO2-Ausstoßes benötigen. Allerdings hat die EU inzwischen ein Maßnahmenpaket verabschiedet, das es ihr ermöglicht, den Überschuss an Zertifikaten ab 2019 deutlich zu reduzieren (siehe Seite 32). Das hat offenbar bei vielen Marktteilnehmern die Erwartung ausgelöst, dass Emissionsrechte knapper und damit teurer werden, und sie dazu veranlasst, sich frühzeitig mit Zertifikaten einzudecken. Die EUA-Preise haben sich deshalb bereits vor der Umsetzung des Reformpakets erhöht. Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading Aufwärtstrend der Stromgroßhandelspreise setzt sich fort. Die Verteuerung von Brennstoffen und Emissionsrechten spiegelte sich in der Entwicklung der Stromgroßhandelspreise wider. Diese tendierten weiter nach oben. Im vergangenen Jahr kostete Grundlaststrom am deutschen Spotmarkt durchschnittlich 44 €/MWh und damit 10 € mehr als 2017. Deutliche Preissteigerungen gab es auch in den beiden anderen großen Erzeugungsmärkten von RWE: In Großbritannien erhöhten sich die Spotnotierungen um 12 auf 57 £/MWh (65 €) und in den Niederlanden um 14 auf 53 €/MWh. An den Terminmärkten zeigte sich folgende Entwicklung: Der deutsche Grundlast-Forward 2019 notierte im vergangenen Jahr mit durchschnittlich 44 €/MWh; das sind 12 € mehr, als 2017 für den Forward 2018 gezahlt wurde. In Großbritannien verteuerte sich Grundlaststrom in Terminkontrakten für das Folgejahr um 10 auf 54 £/MWh (61 €) und in den Niederlanden um 13 auf 49 €/MWh. Clean Dark Spreads1im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Steinkohle und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 40 %; inkl. CO2-Steuer in Großbritannien Clean Spark Spreads1im Terminhandel in €/MWh (Wochendurchschnittswerte) Quelle: RWE Supply & Trading 1 Grundlast-Strompreis abzüglich der Kosten für Gas und CO2-Emissionsrechte bei einer angenommenen Kraftwerkseffizienz von 50 %; inkl. CO2-Steuer in Großbritannien Anstieg der Erzeugungsmargen in Deutschland. Die Kraftwerksmargen ergeben sich, indem man vom Preis je produzierter Einheit Strom die Kosten (inkl. 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. Bei Steinkohlekraftwerken werden die Margen als Clean Dark Spreads bezeichnet und bei Gaskraftwerken als Clean Spark Spreads. Die beiden Abbildungen oben zeigen, wie sich diese Spreads in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten seit 2016 entwickelt haben. Abgestellt wird auf Termintransaktionen für das jeweils nächste Jahr. In Deutschland und den Niederlanden haben die Clean Dark Spreads und die Clean Spark Spreads nach einem mäßigen ersten Halbjahr etwas angezogen; im Gesamtjahr konnten sie das Niveau von 2017 damit leicht übertreffen. In Großbritannien lagen die Clean Spark Spreads dagegen geringfügig und die Clean Dark Spreads deutlich unter den jeweiligen Vorjahresdurchschnittswerten. Die Brennstoffkosten der Braunkohle- und Kernkraftwerke sind dagegen relativ stabil, da wir Uran auf Basis langfristiger Verträge zu festen Konditionen beschaffen und Braunkohle in eigenen Tagebauen fördern. Der Anstieg der Großhandelsstrompreise hatte zur Folge, dass sich die in der Kernenergie erzielbaren Margen deutlich erhöhten; nur geringfügig verbessert haben sich dagegen die Deckungsbeiträge der Braunkohlekraftwerke, weil neben den Stromnotierungen auch die Preise für CO2-Emissionsrechte gestiegen sind. Rückläufige Erträge der RWE-Kraftwerke. 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. Unsere Stromerlöse im Berichtsjahr waren somit von den Konditionen bestimmt, zu denen wir Terminkontrakte für 2018 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen haben. Für unsere Braunkohle- und Kernkraftwerke, die überwiegend die Grundlast abdecken, haben wir solche Verkäufe bereits relativ früh getätigt und dabei niedrigere Preise erzielt als in Kontrakten für 2017; bei nahezu stabilen Erzeugungskosten haben sich die Margen dieser Anlagen dementsprechend verringert. Terminverkäufe von Strom aus Steinkohle- und Gaskraftwerken tätigen wir typischerweise mit geringerem zeitlichen Vorlauf. Dadurch haben wir stärker von der Preiserholung im Stromgroßhandel profitiert. Allerdings mussten wir auch deutlich mehr für Brennstoffe bezahlen. Die bei Terminkontrakten realisierten Margen haben sich daher auch für diese Anlagen insgesamt verschlechtert. Unterdurchschnittliche Windverhältnisse in Mitteleuropa und Großbritannien. Bei den erneuerbaren Energien wird die Verfügbarkeit und Profitabilität der Erzeugungsanlagen in hohem Maße von den Wetterbedingungen beeinflusst. Für innogy ist vor allem das Windaufkommen von Bedeutung. Dieses lag an den mitteleuropäischen und britischen Erzeugungsstandorten des Unternehmens deutlich unter dem Durchschnitt der vergangenen 30 Jahre, während es in Italien und Spanien genau dem langfristigen Mittel entsprach. Verglichen mit 2017 wiesen alle innogy-Standorte ein Winddefizit auf. Bei Laufwasserkraftwerken hängt die Auslastung in starkem Maße von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. In Deutschland, der Hauptregion unserer Stromerzeugung aus Wasserkraft, lagen diese Mengen unter dem langfristigen Durchschnitt und unter dem Niveau von 2017. 1.4 POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN Das Thema Klimaschutz dominiert weiterhin die energiepolitische Agenda. Die Europäische Union hat das Europäische Emissionshandelssystem grundlegend reformiert und sich ein ambitioniertes Ziel für den Ausbau der erneuerbaren Energien bis 2030 gesetzt. In Deutschland und den Niederlanden werden zudem die Weichen für einen vorzeitigen Kohleausstieg gestellt. Die Regierung in Den Haag hat dazu bereits im Mai 2018 einen ersten Gesetzentwurf vorgelegt. Berlin will bald nachziehen und sich dabei an den Vorschlägen einer von der Regierung einberufenen Kommission orientieren. Diese hat sich Anfang 2019 dafür ausgesprochen, dass Deutschland bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Bereits bis 2022 soll der Bestand an Kohlekraftwerken im Markt deutlich verringert werden. Es ist absehbar, dass die Vorschläge gravierende Folgen für das Braunkohlegeschäft von RWE haben werden. Reform des europäischen Emissionshandels beschlossen. Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben im Februar bzw. März 2018 eine grundlegende Reform des Europäischen Emissionshandelssystems (ETS) verabschiedet. Vorausgegangen waren sogenannte Trilog-Gespräche von Vertretern der beiden Gremien und der EU-Kommission. Mit der Reform, die im April 2018 in Kraft getreten ist, soll das ETS gestärkt und auf das europäische Treibhausgasminderungsziel für 2030 ausgerichtet werden. Bis 2030 müssen die Wirtschaftssektoren, die am ETS teilnehmen, ihre Emissionen gegenüber 2005 um insgesamt 43 % reduziert haben. Die Zahl der an den Markt ausgegebenen CO2-Zertifikate soll deshalb während der vierten Emissionshandelsperiode von 2021 bis 2030 um jährlich 2,2 % gesenkt werden. Bis dahin liegt der Reduktionsfaktor noch bei 1,74 %. Mit der ETS-Novelle will man außerdem den hohen Zertifikatüberschuss im Markt abbauen. Verglichen mit der alten Rechtslage können nun wesentlich mehr Emissionsrechte in die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt werden. Bei der MSR, die ab 2019 zum Einsatz kommt, handelt es sich um ein Instrument, mit dem das Angebot von Zertifikaten flexibler an die Nachfrage angepasst werden kann. Die Neuregelung sieht vor, dass die Anzahl der Zertifikate, die per Versteigerung in den Markt gegeben werden, von 2019 bis 2023 pro Jahr um 24 % des Zertifikatüberschusses gekürzt wird und die einbehaltenen Zertifikate in die MSR überführt werden. Ab 2023 sollen Emissionsrechte aus dem Bestand der MSR gelöscht werden, soweit dieser die Versteigerungsmenge des Vorjahres übersteigt. Den Mitgliedstaaten wird überdies erlaubt, nationale Maßnahmen, die zur Schließung von Kraftwerken und damit niedrigeren Emissionen führen, mit der Löschung entsprechender Zertifikatmengen zu flankieren. EU-Winterpaket: Neue Ziele für die Energieeffizienz und den Ausbau der erneuerbaren Energien. Das Europäische Parlament und der Ministerrat haben Ende 2018 Neufassungen der Richtlinien zu den erneuerbaren Energien und zur Energieeffizienz sowie eine Verordnung zur Kontrolle der Fortschritte in der Klima- und Energiepolitik verabschiedet. Nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der EU sind die Rechtsakte am 24. Dezember in Kraft getreten. Sie gehören zum Legislativpaket "Saubere Energie für alle Europäer" (sogenanntes "Winterpaket"), das nun bereits zum großen Teil verabschiedet worden ist. Die EU hat sich darin ein ambitioniertes Ziel zum Ausbau der erneuerbaren Energien gesetzt: Diese sollen bis 2030 mindestens 32 % der Energienachfrage decken. Derzeit strebt die EU an, bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 20 % zu erreichen. Ehrgeizig ist auch das Ziel zur Energieeffizienz: Die EU will ihren Primärenergieverbrauch bis 2030 um 32,5 % gegenüber einer zugrunde gelegten Referenzentwicklung senken. Die Mitgliedstaaten werden darüber hinaus verpflichtet, bis Ende 2019 nationale Energie- und Klimapläne für die Zeit bis 2030 vorzulegen sowie Langfriststrategien zum Klimaschutz zu entwickeln. Deutschland hat diese Vorgabe bereits erfüllt. EU schränkt Teilnahme von Kohlekraftwerken an Kapazitätsmechanismen ein. Einen Durchbruch erzielte die EU auch bei der Novelle der Strommarktrichtlinie und der Strommarktverordnung, die ebenfalls Teil des Winterpakets sind. Das Europäische Parlament und der Ministerrat konnten sich im Dezember auf eine gemeinsame Position dazu verständigen. Beide Gremien wollen die Strommarktverordnung um Regelungen ergänzen, an die sich nationale Regierungen halten müssen, falls sie Kapazitätsmechanismen einführen oder dies bereits getan haben. Kraftwerke mit CO2-Emissionen von mehr als 550 g/kWh dürfen künftig nur sehr eingeschränkt an solchen Mechanismen teilnehmen. Voraussetzung dafür ist, dass sie pro Jahr nicht mehr als 350 kg CO2je Kilowatt installierter Leistung emittieren. Ein modernes Braunkohlekraftwerk erreicht diese Grenze nach maximal 375 Stunden im Volllastbetrieb, ein modernes Steinkohlekraftwerk nach höchstens 470 Stunden. Konkret heißt das, dass Kohlekraftwerke nicht mit voller Auslastung an einem allgemeinen Kapazitätsmarkt teilnehmen können, wohl aber an Reserveregelungen, die nur wenige Betriebsstunden vorsehen. Ein Beispiel für solche Regelungen ist die bestehende Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft, die nach den neuen EU-Regeln auch in Zukunft möglich wäre. Die Obergrenze von 550 Gramm soll für neue Kraftwerke am 1. Januar 2020 wirksam werden. Für Bestandsanlagen gilt eine Übergangsregelung bis Mitte 2025. Bereits existierende Kapazitätsverträge und solche, die im laufenden Jahr abgeschlossen werden, bleiben von den Grenzwerten gänzlich unberührt. Damit kam die EU insbesondere Polen entgegen: Das Land hat bereits einen allgemeinen Kapazitätsmarkt eingeführt, in den Kohlekraftwerke einbezogen sind. Das Europäische Parlament und der Ministerrat müssen die Novelle der Strommarktrichtlinie und der Strommarktverordnung noch formal beschließen, ehe sie in Kraft treten kann. Dies wird voraussichtlich in der ersten Jahreshälfte 2019 geschehen. Strukturwandel-Kommission schlägt Fahrplan für deutschen Kohleausstieg vor. In Deutschland, unserem wichtigsten Erzeugungsmarkt, zeichnet sich ein beschleunigter Ausstieg aus der Kohleverstromung ab. Im Januar 2019 hat die von der Bundesregierung eingerichtete Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" nach langen Beratungen ein Konzept vorgelegt, wie das Land seine Klimaschutzziele im Energiesektor erreichen kann, ohne dass es zu Strukturbrüchen, sozialen Härten oder einer Gefährdung der Versorgungssicherheit kommt. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften, Wissenschaft, Verbänden, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen empfiehlt, dass Deutschland bis spätestens 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Allerdings soll 2032 geprüft werden, ob dieses Ziel erreichbar ist und ob das Enddatum sogar auf 2035 vorgezogen werden kann. Darüber hinaus legt die Kommission Etappenziele für den Kohleausstieg fest: Durch Stilllegungen oder Umrüstungen soll der Bestand an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken im Markt bis Ende 2022 auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung gesenkt werden. Gegenüber Ende 2017 entspricht das einem Rückgang von mindestens 12,5 GW, davon annähernd 5 GW aus Braunkohle und 7,7 GW aus Steinkohle. In den Zahlen enthalten sind Stilllegungen, die zwischenzeitlich stattgefunden haben oder schon angekündigt sind. Ebenfalls miterfasst sind Braunkohleblöcke, die Ende 2017 noch nicht in die Sicherheitsbereitschaft überführt worden waren. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein (ohne Reserven). Ferner rät die Kommission, in Höhe der zusätzlich eingesparten CO2-Mengen Emissionsrechte aus dem nationalen Versteigerungsbudget zu löschen. Die für die stillgelegten Kraftwerke nicht mehr benötigten Zertifikate stünden sonst anderen Teilnehmern am Europäischen Emissionshandelssystem zur Verfügung und würden ihnen zusätzliche Emissionen erlauben. Die Kommission schlägt der Bundesregierung außerdem vor, in den Jahren 2023, 2026 und 2029 die bis dahin umgesetzten Maßnahmen einer Überprüfung zu unterziehen. Dabei sollen u. a. die Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, das Strompreisniveau, den Klimaschutz und die Strukturentwicklung in den betroffenen Regionen analysiert und nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen in die Wege geleitet werden. Außerdem wird der Politik empfohlen, den Stilllegungsfahrplan im Einvernehmen mit den Betreibern umzusetzen und diesen angemessene Entschädigungsleistungen zu gewähren. Die Kommission hält es ferner für wünschenswert, dass der Hambacher Forst erhalten bleibt. Im Hinblick auf die Umsiedlungen in den Tagebauregionen werden die Länder aufgefordert, in einen Dialog mit den Betroffenen zu treten, um soziale und wirtschaftliche Härten zu vermeiden. Betriebsbedingte Kündigungen sowie unbillige soziale und ökonomische Nachteile für die Beschäftigten sollen verhindert werden, u. a. durch ein staatliches Anpassungsgeld. Die Vorschläge der Kommission sind bei Politikern und Interessenverbänden überwiegend auf Zustimmung gestoßen. Positiv hervorgehoben wurde, dass nun ein breiter Konsens gefunden sei, der für die Politik die Basis sein kann, um Planungssicherheit für Unternehmen, Beschäftigte und Regionen zu schaffen. Beobachter gehen deshalb davon aus, dass die Bundesregierung das Konzept der Kommission in den wesentlichen Punkten umsetzen wird. Für unser rheinisches Braunkohlegeschäft hätte das gravierende Konsequenzen. RWE hat im Rahmen der Sicherheitsbereitschaft bereits vier Kraftwerksblöcke vorzeitig vom Netz genommen und wird Ende September 2019 einen weiteren Block folgen lassen. Zusätzliche Stilllegungen sind deshalb umso schwieriger und führen zu Belastungen, die weit über die entgangenen Stromerlöse hinausgehen. Beispielsweise müssten wir kurzfristig in erheblichem Umfang Stellen abbauen und Sozialprogramme für die betroffenen Beschäftigten auflegen. Bei einer frühzeitigen Schließung von Tagebauen müssten neue Rekultivierungskonzepte erarbeitet und die Bergbaurückstellungen wegen der früheren Inanspruchnahme nach oben angepasst werden. Zusätzliche Kosten entstünden bei einem Erhalt des Hambacher Forstes, sofern dieser überhaupt technisch möglich ist. Des Weiteren sind erhebliche Investitionen erforderlich, um Tagebaue und Kraftwerke auf ein neues Betriebskonzept umzustellen. Welche Belastungen insgesamt auf uns zukommen, können wir erst dann verlässlich abschätzen, wenn die Bundesregierung konkrete Pläne vorgelegt und Gespräche mit uns aufgenommen hat. Positiv werten wir, dass die Kommission die Notwendigkeit angemessener Entschädigungsleistungen für Kraftwerksbetreiber anerkannt hat und dabei ausdrücklich auch die Folgekosten für die Tagebaue einbezieht. Niederlande planen Ausstieg aus der Kohleverstromung. Auch in den Niederlanden kündigt sich ein frühzeitiger Kohleausstieg an. lm Mai hat die Regierung einen entsprechenden Gesetzentwurf verabschiedet. Danach darf in Kraftwerken aus den 1990er Jahren ab 2025 keine Steinkohle mehr eingesetzt werden. Für Anlagen jüngeren Baudatums soll das Verbot fünf Jahre später in Kraft treten. Somit würde in den Niederlanden ab 2030 keine Kohle mehr verstromt. Diese Zielvorgabe steht auch im Koalitionsvertrag, den die vier Regierungsparteien unter der Führung von Ministerpräsident Mark Rutte im Oktober 2017 geschlossen haben. Nach einer öffentlichen Konsultation im Sommer 2018 hat die Regierung den Gesetzentwurf überarbeitet und eine bislang nicht veröffentlichte Neufassung dem Raad van State (niederländischen Staatsrat) vorgelegt, einem Verfassungsorgan, das die Regierung berät. Im Frühjahr 2019 soll dann das Parlament über den Entwurf entscheiden. Derzeit sind in den Niederlanden noch fünf Steinkohlekraftwerke in Betrieb. Zwei davon gehören uns, Amer 9 und Eemshaven. Die erstgenannte Anlage verfügt über 631 MW Nettoleistung und ist 1993 ans Netz gegangen. Nach dem Gesetzentwurf vom Mai müsste sie Ende 2024 die Kohleverstromung einstellen. Das Kraftwerk Eemshaven ist ein Doppelblock mit 1.554 MW, den wir seit 2014 betreiben. Für ihn würde das spätere Ausstiegsdatum gelten, also Ende 2029. Amer 9 und Eemshaven müssten entweder stillgelegt oder mit anderen Brennstoffen betrieben werden. Derzeit rüsten wir beide Anlagen für die Beifeuerung von Biomasse um. Dafür erhalten wir Fördermittel, mit denen wir die Investitionsausgaben und den Mehraufwand bei der Brennstoffbeschaffung finanzieren. Eine Umrüstung auf 100-prozentige Biomassenutzung wäre mit erheblichen Zusatzbelastungen verbunden. Im Dialog mit der Politik treten wir für einen Ausgleich unserer finanziellen Nachteile aus dem geplanten Kohleausstieg ein und werden nötigenfalls auch rechtliche Schritte einleiten. Niederländische Regierung will Mindestpreis für CO2-Emissionen im Stromsektor einführen. Die Regierung in Den Haag will darüber hinaus das europäische Emissionshandelssystem durch eine nationale CO2-Steuer im Stromsektor flankieren. Damit soll erreicht werden, dass die Gesamtkosten je ausgestoßener Tonne Kohlendioxid auch bei niedrigen Zertifikatpreisen nicht unter ein vorab definiertes Minimum sinken. Die Einführung der Abgabe ist Bestandteil eines nationalen Klima-Abkommens, das voraussichtlich im laufenden Jahr verabschiedet wird. Darin will die Regierung in Abstimmung mit Umweltverbänden, Gewerkschaften und Energieunternehmen Maßnahmen festlegen, mit denen das Land seine ambitionierten Emissionsminderungsziele erreichen kann. Nach ersten Plänen sollte die Abgabe bei ihrer Einführung im Jahr 2020 einen Mindestpreis von 18 € je Tonne CO2garantieren und dieser Wert bis 2030 schrittweise auf 43 € angehoben werden. Damit stieß die Regierung allerdings auf Kritik. Eine von ihr in Auftrag gegebene Studie kam zu dem Ergebnis, dass die Reform nur wenig zur Emissionsminderung beitragen werde und die Sicherheit der Stromversorgung beeinträchtigen könne. Aus den gleichen Gründen hatte sich auch der Energiesektor gegen die Abgabe ausgesprochen und dabei auf das inzwischen stark erhöhte Preisniveau im europäischen Emissionshandel hingewiesen. Trotzdem wollte die Politik nicht gänzlich von dem Vorhaben abrücken. Nach Gesprächen mit den Energieunternehmen und Umweltverbänden wurde ein Mindestpreispfad festgelegt, der deutlich unter dem ursprünglich geplanten liegt. Er startet 2020 mit 12,30 € und erhöht sich schrittweise auf 31,90 € im Jahr 2030. Dem Pfad liegen Schätzungen zur künftigen Preisentwicklung im europäischen Emissionsrechtehandel zugrunde. Angenommen wird, dass die Zertifikatnotierungen stark ansteigen und durchgehend über den vorgegebenen CO2-Mindestpreisen liegen werden. 1.5 WESENTLICHE EREIGNISSE 2018 war für uns ein ereignisreiches Jahr. Durch eine mit E.ON getroffene Vereinbarung über den Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen haben wir die Weichen gestellt für eine neue RWE, die zu Europas führenden Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien gehören wird. Unsere Tochter innogy hat zudem weitere Meilensteine beim Ausbau ihrer Windkraft- und Solarkapazitäten erreicht. Für unser Braunkohlegeschäft war das vergangene Jahr weniger erfreulich: Das Oberverwaltungsgericht Münster hat einen vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst angeordnet, der unsere Tagebauaktivitäten beeinträchtigen und Einbußen bei der Stromproduktion verursachen wird. Im Folgenden stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2018 und Anfang 2019 eingetreten sind. Dabei konzentrieren wir uns auf Vorgänge, die nicht bereits an anderer Stelle im Lagebericht ausführlich erläutert werden. Ereignisse im Berichtsjahr Umfassendes Tauschgeschäft vereinbart: E.ON wird innogy übernehmen, RWE steigt zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien auf. Die Energieversorger RWE und E.ON haben gemeinsam die Weichen für eine grundlegende Neuaufteilung ihrer Geschäftsaktivitäten gestellt. RWE wird damit zu Europas Nr. 3 bei den erneuerbaren Energien, während E.ON seine Netz- und Vertriebsaktivitäten ausbaut. Dies wollen die beiden Unternehmen mit einem umfassenden Tauschgeschäft erreichen, das sie am 12. März 2018 vertraglich vereinbart haben. Demnach wird E.ON den von RWE gehaltenen 76,8 %-Anteil an der innogy SE erwerben. Im Gegenzug erhält RWE folgende Geschäftsteile und Vermögenswerte: (1) eine Beteiligung von 16,67 % an E.ON, die durch eine Sachkapitalerhöhung aus genehmigtem Kapital geschaffen wird; (2) nahezu das gesamte Erneuerbare-Energien-Geschäft von E.ON und innogy; (3) die Minderheitsbeteiligungen der E.ON-Tochter PreussenElektra an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland in Höhe von 25 % bzw. 12,5 %; (4) das Gasspeichergeschäft von innogy und (5) den 37,9 %-Anteil von innogy am österreichischen Energieversorger Kelag. Daneben wird RWE eine Zahlung von 1,5 Mrd. € an E.ON leisten. Die Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen sollen mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Der Transaktion lag bei Vertragsabschluss eine Bewertung unseres 76,8 %-Anteils an innogy von 40 € je Aktie zugrunde. Das entspricht einer Prämie von 28 % auf den Schlusskurs der innogy-Aktie zum 22. Februar (31,29 €) - den letzten Wert, der von Übernahmespekulationen noch weitgehend unbeeinflusst war. In den 40 € sind die Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 enthalten, die RWE weiter zustehen. RWE steigt durch die Transaktion zum Allrounder der Stromerzeugung auf, der mit seinen flexiblen Kraftwerken einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet und zugleich den Umbau des Energiesektors in Richtung einer klimaschonenden Stromproduktion vorantreibt. Dadurch stellen wir uns nicht nur operativ breiter, sondern auch finanziell robuster auf. Das Geschäft mit den erneuerbaren Energien zeichnet sich durch einen hohen Anteil stabiler regulierter Erträge aus. Nach Abschluss der Transaktion dürfte es mehr als die Hälfte zum bereinigten EBITDA des RWE-Konzerns beitragen. Unser Verschuldungsfaktor, der das Verhältnis der Nettoschulden zum bereinigten EBITDA wiedergibt, wird dann voraussichtlich bei unter 3,0 liegen. Ausführliche Informationen zu den Auswirkungen der Transaktion auf unser Geschäftsmodell finden Sie auf Seite 18 f. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft bis Ende 2019 abschließen zu können. Vollzogen wird es in mehreren Etappen, von denen einige bereits hinter uns liegen: ― Zunächst hat E.ON den Minderheitsaktionären von innogy am 27. April 2018 ein freiwilliges öffentliches Angebot zur Übernahme ihrer Anteile unterbreitet. Mit 40 € je Aktie abzüglich der innogy-Dividenden für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 entsprach der Angebotspreis den Konditionen, die der Transaktion zwischen E.ON und uns zugrunde liegen. Bei Ablauf der Annahmefrist am 25. Juli 2018 waren E.ON 9,4 % der innogy-Aktien angedient worden. ― Am 18. Juli haben RWE und innogy sowie E.ON und innogy Vereinbarungen zur Kooperation bei der Umsetzung der Transaktion getroffen. Das Management von innogy sagt darin zu, die Umsetzung des Tauschgeschäfts zu unterstützen, auch gegenüber dem Kapitalmarkt. Angestrebt wird ein transparenter Integrationsprozess, bei dem die Mitarbeiter möglichst gleich behandelt werden, unabhängig davon, welchem Unternehmen sie derzeit angehören. Außerdem soll den Stärken der einzelnen Gesellschaften Rechnung getragen werden. Mit der Vereinbarung besteht die Möglichkeit, die Integrationsmaßnahmen frühzeitig gemeinsam zu planen und die Transaktion zügiger abzuschließen. ― Am 22. Januar 2019 haben wir den Erwerb der für uns bestimmten Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen bei der Europäischen Kommission angemeldet und erhielten am 26. Februar die Freigabe aus Brüssel. Vorausgegangen war eine mehrmonatige Vorprüfung, durch die sich die Kommission schon frühzeitig ein genaues Bild von den wettbewerblichen Auswirkungen der Transaktion machen konnte. E.ON hat die Übernahme von innogy am 31. Januar 2019 bei der Kommission angemeldet. Darüber hinaus müssen Genehmigungen nationaler Wettbewerbsbehörden eingeholt werden. Dies betrifft u. a. den Erwerb der Finanzbeteiligung an E.ON. Die Erlaubnis dafür haben wir am 28. Januar 2019 beim Bundeskartellamt und am 25. Februar 2019 bei der britischen Competition and Markets Authority (CMA) beantragt. Bereits am 26. Februar, dem Tag der Freigabe durch die Kommission, hat uns das Bundeskartellamt grünes Licht gegeben. Sobald alle erforderlichen Genehmigungen der zuständigen Kartell- und Aufsichtsbehörden vorliegen, soll die Transaktion in zwei Schritten abgeschlossen werden: Zunächst erhält E.ON unsere 76,8 %-Beteiligung an innogy und die vereinbarte Zahlung von 1,5 Mrd. €, während wir die 16,67 %-Beteiligung an E.ON sowie die Minderheitsanteile an den Kernkraftwerken Gundremmingen und Emsland übernehmen. Im zweiten Schritt wird uns E.ON die eigenen und die zu innogy gehörenden Erneuerbare-Energien-Aktivitäten, das Gasspeichergeschäft von innogy und den Kelag-Anteil überlassen. Gericht beschließt vorläufigen Stopp der Rodung im Hambacher Forst - RWE erwartet Ergebniseinbußen durch Beeinträchtigung des Tagebaubetriebs. Am 5. Oktober hat das Oberverwaltungsgericht (OVG) Münster per Eilverfahren beschlossen, dass RWE Power den Hambacher Forst (bei Köln) vorerst nicht roden darf. Dies wird zu einer massiven Beeinträchtigung der Braunkohleförderung im Tagebau Hambach führen. Wir rechnen im Mittelfristzeitraum (2019 bis 2021) mit jährlichen Mengeneinbußen von 10 bis 15 Mio. Tonnen. Das bereinigte EBITDA wird dadurch um voraussichtlich 100 bis 200 Mio. € pro Jahr niedriger ausfallen. Die Rodung des Hambacher Forstes ist Teil des Hauptbetriebsplans 2018-2020. Dieser war im März 2018 von der zuständigen Bezirksregierung mit Anordnung des Sofortvollzugs zugelassen worden. Daraufhin hatte der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland e. V. (BUND) eine Aufhebung des Sofortvollzugs beantragt, die das Verwaltungsgericht (VG) Köln aber ablehnte. Einer Beschwerde des BUND gegen den Kölner Beschluss ist vom OVG Münster im Oktober insoweit stattgegeben worden, als es die Rodung des Hambacher Forstes zunächst gestoppt hat, während die übrigen Tagebauaktivitäten fortgesetzt werden können. Das Gericht begründete seine Entscheidung damit, dass die Rechtslage wegen ihrer Komplexität nicht im Eilverfahren geklärt werden könne. Ob und wann der Hambacher Forst gerodet werden kann, muss nun im Hauptsacheverfahren entschieden werden, das beim VG Köln anhängig ist. Im Kern geht es dabei um die Frage, ob die ca. 200 Hektar große Restfläche des Forstes den europäischen Schutzbestimmungen für Flora-Fauna-Habitat-Gebiete (FFH-Gebiete) unterliegt. Nach einem Anfang 2018 veröffentlichten Gutachten des Kieler Instituts für Landschaftsökologie ist dies nicht der Fall. Zur gleichen Einschätzung war das VG Köln in einem früheren vom BUND angestrengten Verfahren gekommen, bei dem es u. a. um den Rahmenbetriebsplan 2020-2030 ging. Die Klage war am 24. November 2017 abgewiesen worden. Das OVG Münster hat am 5. Oktober 2018 die Berufung des BUND gegen dieses Urteil zugelassen. Somit ist neben dem VG Köln nun auch das OVG Münster in einem Hauptsacheverfahren mit der Klärung der FFH-Thematik befasst. Wann eine finale Entscheidung dazu vorliegt, ist offen. Möglicherweise wird dies nicht vor Ende 2020 der Fall sein. Allerdings ist nicht auszuschließen, dass das Thema vorher auf die Agenda der Bundesregierung kommt. Im Abschlussbericht der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" vom 26. Januar 2019 wird der Erhalt des Hambacher Forstes als wünschenswert bezeichnet. Über die Empfehlungen der Kommission an die Bundesregierung informieren wir auf Seite 33 ausführlich. Der mit Hambacher Braunkohle erzeugte Strom entspricht rund 15 % des Bedarfs in Nordrhein-Westfalen. An den Tagebau angeschlossen sind nicht nur Kraftwerke in Neurath und Niederaußem, sondern auch Veredlungsbetriebe, die viele kleine und mittelständische Unternehmen mit Braunkohleprodukten für deren Strom- und Wärmeerzeugung versorgen. Derzeit sind rund 4.600 RWE-Mitarbeiter im Hambacher Abbaugebiet und in den nachgelagerten Kraftwerken und Betrieben tätig; hinzu kommen zahlreiche Beschäftigte bei Zulieferern. EU-Gericht legt britischen Kapazitätsmarkt auf Eis. Das Gericht der Europäischen Union hat Mitte November die von der EU-Kommission erteilte Genehmigung für den britischen Kapazitätsmarkt für unwirksam erklärt. Nach Auffassung der Richter hätte die Kommission zunächst eine umfassende Untersuchung durchführen müssen, bevor sie grünes Licht für die staatlichen Beihilfen gab. Seit dem Urteil befindet sich der britische Kapazitätsmarkt in einer Stillhaltephase. Das heißt, dass keine Kapazitätszahlungen im Rahmen bestehender Vereinbarungen geleistet und keine neuen Kapazitätsauktionen durchgeführt werden dürfen, bis die Kommission die Beihilfen erneut genehmigt hat. Die Prämienzahlungen, die wir im Berichtsjahr erhalten haben, fielen dadurch um ca. 50 Mio. € niedriger aus als erwartet. Das britische Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS) hat erklärt, dass es alles in seiner Macht Stehende tun werde, um möglichst bald wieder die Genehmigung für den Kapazitätsmarkt zu erhalten. Dies könnte noch im laufenden Jahr der Fall sein. Die EU-Kommission hat inzwischen eine eingehende Untersuchung eingeleitet, mit der sie klären will, ob der britische Kapazitätsmarkt den EU-Vorschriften für staatliche Beihilfen entspricht. Sollte die Kommission dem ursprünglichen britischen Genehmigungsersuchen erneut stattgeben, könnten wieder Kapazitätsprämien gewährt werden. Obwohl wir zuversichtlich sind, dass der britische Kapazitätsmarkt in der bisherigen Form fortgeführt werden kann, haben wir für das laufende Jahr erst einmal keine Zahlungen eingeplant. Bei früheren Auktionen waren uns für 2019 rund 180 Mio. € zugesagt worden. Braunkohleblöcke Niederaußem E und F in Sicherheitsbereitschaft überführt. Am 30. September haben wir die beiden 300-MW-Blöcke E und F des Braunkohlekraftwerks Niederaußem planmäßig vom Netz genommen. Die Anlagen sind in die sogenannte Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft überführt worden und können bei Engpässen in der Stromversorgung binnen zehn Tagen reaktiviert werden. Die Regelungen zur Sicherheitsbereitschaft waren 2016 aus Klimaschutzgründen gesetzlich verankert worden. Danach müssen im Zeitraum von 2016 bis 2019 acht Braunkohleblöcke mit einer Leistung von insgesamt 2,7 GW vom Markt genommen und jeweils vier Jahre lang bis zur endgültigen Stilllegung für die letzte Absicherung der Stromversorgung bereit gehalten werden. Fünf der acht Anlagen mit zusammen 1,5 GW gehören RWE. Bereits 2017 hatten wir - ebenfalls Ende September -die Blöcke P und Q des Kraftwerks Frimmersdorf in die Sicherheitsbereitschaft überführt. 2019 wird Block C des Kraftwerks Neurath folgen. RWE verkauft Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra. RWE und der Energieversorger EnBW haben gemeinsam ihre Beteiligungen von 51 % bzw. 21,7 % am ungarischen Stromerzeuger Mátrai Erőmű ZRt. (kurz: Mátra) verkauft. Die Transaktion wurde im März 2018 abgeschlossen. Erwerber ist ein Konsortium aus der tschechischen EP Holding und dem ungarischen Investor Lőrinc Mészáros. Mátra ist auf die Förderung und Verstromung von Braunkohle spezialisiert. Ende 2017 beschäftigte das Unternehmen etwas mehr als 2.000 Mitarbeiter und verfügte über eine Nettoerzeugungskapazität von rund 840 MW. Die Gesellschaft hat für uns strategisch an Bedeutung verloren, weil wir uns bei der konventionellen Stromerzeugung auf die Kernmärkte Deutschland, Großbritannien und Benelux konzentrieren wollen. Niederländisches Gaskraftwerk Claus C wird wieder ans Netz gehen. Unser vorübergehend stillgelegtes Gaskraftwerk Claus C im niederländischen Maasbracht wird die Stromproduktion wieder aufnehmen. Das hat der Vorstand der RWE Generation im Oktober beschlossen. Die Anlage verfügt über eine Nettoleistung von 1.304 MW und erfüllt mit einem Wirkungsgrad von 58 % höchste Effizienzstandards. Sie war 2012 in Betrieb gegangen und zwei Jahre später wegen mangelnder Wirtschaftlichkeit vom Netz genommen worden. Gründe für ihre Reaktivierung sind verbesserte Marktbedingungen und eine zunehmende Nachfrage nach steuerbarer Erzeugungsleistung. Kommerzielle Chancen ergeben sich auch dadurch, dass Belgien aus der Kernenergie aussteigen will und daher zusätzliche Erzeugungskapazitäten benötigt. Durch seine grenznahe Lage könnte Claus C direkt an das belgische Stromnetz angeschlossen werden. Allerdings wird das Kraftwerk wohl erst im Herbst 2020 voll einsatzbereit sein, u. a. weil noch umfangreiche Wartungsarbeiten durchgeführt werden müssen. Im Gegensatz zu Claus C wird das benachbarte Gaskraftwerk Claus A keinen Strom mehr produzieren. Die Anlage mit 610 MW Nettoleistung ist bereits seit März 2012 nicht mehr am Netz und wurde 2018 endgültig stillgelegt. Aufgrund ihres technischen Zustands hätte sich eine Reaktivierung nicht gelohnt. Darüber hinaus haben wir das Gaskraftwerk Moerdijk 1 zum 1. Februar 2018 vorläufig vom Netz genommen. Diese Entscheidung war 2016 aus wirtschaftlichen Gründen getroffen worden. Moerdijk 1 liegt südlich von Rotterdam in der niederländischen Provinz Nordbrabant und verfügt über eine Nettoleistung von 348 MW. Britischer Offshore-Windpark Galloper fertiggestellt. Unsere Tochter innogy hat ihre Stromerzeugungskapazität auf Basis erneuerbarer Energien weiter ausgebaut. Mit Galloper konnte ein großer Windpark in der britischen Nordsee fertiggestellt werden, dessen 56 Turbinen auf eine Gesamtleistung von 353 MW kommen. innogy ist mit 25 % an dem Windpark beteiligt, betreibt ihn und war hauptverantwortlich für die Entwicklung und den Bau. Seit März 2018 ist Galloper mit voller Kapazität am Netz. Sein Strom deckt rein rechnerisch den Bedarf von rund 380.000 britischen Haushalten. Die Investitionssumme betrug 1,5 Mrd. £. RWE-Tochter innogy gewinnt Partner für Offshore-Windkraftprojekt Triton Knoll. Entsprechend ihrer Strategie, große Windkraftvorhaben gemeinsam mit Partnern zu verwirklichen, hat innogy den japanischen Energiekonzernen J-Power und Kansai Electric Power Anteile von 25 % bzw. 16 % am Offshore-Projekt Triton Knoll verkauft. innogy hält damit weiterhin die Mehrheit an Triton Knoll (59 %). Die Transaktion wurde im August vertraglich vereinbart und konnte im September abgeschlossen werden. Triton Knoll ist ein Windpark mit ca. 860 MW Gesamtleistung, der in der Nordsee vor der Küste Englands entstehen soll. innogy und die neuen Partner werden hier gemeinsam etwa 2 Mrd. £ investieren. Mit 1,75 Mrd. £ wird ein Großteil dieses Betrags von einem internationalen Bankenkonsortium bereitgestellt. innogy hat Triton Knoll entwickelt und wird auch für den Bau, den Betrieb und die Instandhaltung des Windparks zuständig sein. Nachdem die Projektfinanzierung gesichert war, starteten im September die Arbeiten am landseitigen Netzanschluss. Bei planmäßigem Projektfortschritt könnten die insgesamt 90 Windturbinen ab 2021 sukzessive in Betrieb gehen. Für ihre Stromeinspeisung ins Netz garantiert der Staat eine Vergütung von 74,75 £/MWh. Der Förderzeitraum beträgt 15 Jahre. Übernahme einer großen Windkraft-Projektpipeline in den USA. Wachstum bei den erneuerbaren Energien strebt innogy auch außerhalb Europas an. Diesem Ziel ist unsere Tochter 2018 ein gutes Stück näher gekommen. Im Juli hat sie ein Portfolio von Onshore-Windkraftprojekten in den USA übernommen. Die projektierten Anlagen haben eine Gesamtleistung von über 2 GW. Verkäufer ist die britische Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners. Das übernommene Portfolio umfasst mehr als 20 Einzelvorhaben, die sich auf acht US-Bundesstaaten verteilen und unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Bei einem der Projekte hat innogy bereits die finale Investitionsentscheidung getroffen: Im November 2018 gab unsere Tochter grünes Licht für den Bau des Windparks Scioto Ridge im US-Bundesstaat Ohio, der Ende 2020 mit seiner vollen Kapazität von 242 MW am Netz sein soll. Rein rechnerisch kann er dann rund 60.000 Haushalte in Ohio mit grünem Strom versorgen. Fördermittel für deutschen Nordsee-Windpark gesichert. Im Frühjahr 2018 hat innogy die Weichen für ein weiteres attraktives Offshore-Windkraftprojekt gestellt: Bei einer Auktion konnte das Unternehmen eine Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz für den Windpark Kaskasi sichern. Über den Bau von Kaskasi soll 2020 entschieden werden. Der Windpark mit einer geplanten Erzeugungskapazität von 325 MW könnte dann im Jahr 2022 den Betrieb aufnehmen. Sein Standort unweit von Helgoland zeichnet sich durch gute Windverhältnisse und moderate Wassertiefen aus. Vorteilhaft ist auch die Nähe zum bestehenden innogy-Windpark Nordsee Ost. innogy beschließt Bau von Australiens größtem Solarkraftwerk. Im September hat innogy beschlossen, im australischen Bundesstaat New South Wales das Freiflächen-Solarkraftwerk Limondale zu errichten. Die Anlage soll bei ihrer Inbetriebnahme Mitte 2020 über eine Leistung von 349 MW verfügen. Sie wäre damit nach heutigem Stand das größte Solarkraftwerk Australiens. Zuständig für den Bau ist die Anfang 2017 von innogy akquirierte Gesellschaft Belectric, die auch den Betrieb und die Wartung übernehmen wird. Solarentwickler Birdseye gewährt innogy Exklusivrechte an Projekten in den USA. innogy wird künftig mit dem amerikanischen Unternehmen Birdseye Renewable Energy bei der Entwicklung von Solarprojekten zusammenarbeiten. Dies wurde im Juni 2018 vereinbart. Die Partnerschaft umfasst 13 Projekte mit rund 440 MW Gesamtkapazität, die von Birdseye initiiert wurden und unterschiedlich weit fortgeschritten sind. Durch die Vereinbarung sichert sich innogy das Vorrecht, Projekte aus der Pipeline zu erwerben, sobald diese die Baureife erlangt haben. innogy und Birdseye wollen zudem weitere Möglichkeiten der Zusammenarbeit prüfen. Ereignisse nach Ablauf des Berichtsjahres Strukturwandel-Kommission gibt Empfehlungen für deutschen Kohleausstieg bekannt. Im Januar 2019 hat die von der Bundesregierung eingesetzte Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" ihren Abschlussbericht vorgelegt. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften, Verbänden, Wissenschaft, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen spricht sich darin für einen schrittweisen Ausstieg aus der deutschen Kohleverstromung bis 2038 aus. Bereits bis Ende 2022 soll der Bestand an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken im Markt durch Stilllegungen oder Umrüstungen auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung gesenkt werden. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein. Die Bundesregierung will nun auf der Basis der Empfehlungen ein Gesetzespaket zum Klimaschutz vorlegen und Gespräche mit den betroffenen Unternehmen führen. Über die Empfehlungen der Kommission und ihre möglichen Folgen für RWE informieren wir auf Seite 33 ausführlich. STEAG erwirbt Mehrheitsbeteiligung von RWE am Steinkohlekraftwerk Bergkamen. Mit Wirkung zum 1. Januar 2019 haben wir unseren 51 %-Anteil am Steinkohlekraftwerk Bergkamen an den Essener Energieversorger STEAG abgegeben. Dieser war zuvor bereits mit 49 % an der Anlage beteiligt und machte nun von einem vertraglichen Kaufrecht Gebrauch. Hinsichtlich der Höhe des Preises ist Vertraulichkeit vereinbart worden. Das Kraftwerk ist seit 1981 in Betrieb und verfügt über eine Erzeugungsleistung von 720 MW. RWE war für die kaufmännische Verwaltung zuständig, während STEAG die technische Betriebsführung verantwortete. Mit dem Anteilsverkauf endete auch ein Vertrag, der uns zum Bezug des Stroms der Anlage verpflichtete. RWE trennt sich von belgischem Heizkraftwerk. Mit dem Verkauf des belgischen Heizkraftwerks Inesco an den britischen Chemiekonzern INEOS konnten wir Ende Februar 2019 eine weitere Desinvestition abschließen. Die elf Jahre alte Anlage befindet sich auf dem Gelände eines von INEOS betriebenen Chemieparks bei Antwerpen. Sie wird mit Gas befeuert und verfügt über eine elektrische Nettoleistung von 133 MW. Neben Strom liefert sie auch Dampf und demineralisiertes Wasser an die im Chemiepark ansässigen Unternehmen. Ein Grund für unsere Verkaufsentscheidung war die enge Einbindung des Kraftwerks in die Geschäftsaktivitäten von INEOS. Bund übernimmt von RWE die Standort-Zwischenlager für hochradioaktive Abfälle. Zum 1. Januar 2019 haben wir die Zwischenlager für hochradioaktive Abfälle an den Standorten unserer Kernkraftwerke Emsland, Biblis und Gundremmingen an die bundeseigene Gesellschaft für Zwischenlagerung (BGZ) übertragen. Rechtliche Grundlage dafür ist das Ende 2016 verabschiedete Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung, mit dem der Staat die Zuständigkeit für die Abwicklung und Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung radioaktiver Abfälle übernommen hat. Die deutschen Kernkraftwerksbetreiber haben dem Bund dafür 24,1 Mrd. € bereitgestellt. Die Mittel sind Mitte 2017 in einen öffentlich-rechtlichen "Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung" eingezahlt worden. Die Verantwortung für die Stilllegung und den sicheren Rückbau der Kraftwerke liegt weiterhin bei den Unternehmen. Ebenso obliegt ihnen, die radioaktiven Abfälle fachgerecht zu verpacken, ehe diese an die BGZ übergeben werden. Zum 1. Januar 2019 sind insgesamt elf dezentrale Zwischenlager von den Kernkraftwerksbetreibern an die BGZ übergegangen. Anfang 2020 sollen die Zwischenlager für schwach- und mittelradioaktive Abfälle folgen, darunter zwei am RWE-Standort Biblis. RWE kündigt Hybridanleihe über 750 Mio. £. Anfang Februar 2019 haben wir bekannt gegeben, dass wir unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £ zum 20. März 2019 kündigen werden, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Die Anleihe war sieben Jahre zuvor begeben worden. Sie hat einen Kupon von 7 % und eine theoretisch unbegrenzte Laufzeit. Wir machen vom erstmaligen Kündigungsrecht Gebrauch. Damit berücksichtigen wir die solide Finanzlage von RWE und die deutlich verbesserten Ertragsperspektiven durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON. RWE erwirbt tschechische Netz-Beteiligung von innogy zum Weiterverkauf an E.ON. Ende Februar 2019 hat RWE die Mehrheitsbeteiligung der innogy SE am tschechischen Gasnetzbetreiber innogy Grid Holding (IGH) erworben. Das hatten wir im Rahmen des mit E.ON vereinbarten Tausches von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen zugesagt. Ebenso hatten wir uns dazu verpflichtet, die IGH-Beteiligung an E.ON weiterzuverkaufen. Den zwischenzeitlichen Erwerb finanzieren wir mit Barmitteln und einer eigens dafür gesicherten Bankenkreditlinie. innogy war mit 50,04 % an IGH beteiligt. Die übrigen Anteile werden vom australischen Finanzdienstleister und Infrastrukturinvestor Macquarie gehalten. 1.6 ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE Der mit E.ON vereinbarte Tausch von Geschäftsteilen und Beteiligungen macht schon vor seiner Umsetzung methodische Anpassungen der Finanzberichterstattung erforderlich. Nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir jene Aktivitäten von innogy, die im Zuge der Transaktion den RWE-Konzern verlassen werden, bei der Darstellung des Geschäftsverlaufs gesondert ausweisen. Welche Konsequenzen dies im Einzelnen hat, stellen wir im Folgenden näher dar. Außerdem gehen wir darauf ein, wie sich die neuen Rechnungslegungsstandards IFRS 9 und IFRS 15 auf unseren Konzernabschluss auswirken. Neue Darstellung der innogy-Aktivitäten. Wie auf Seite 19 ff. dargelegt, orientiert sich unsere Finanzberichterstattung an einer Konzernstruktur mit vier Segmenten: Während die ersten drei Segmente (Braunkohle & Kernenergie, Europäische Stromerzeugung, Energiehandel) gegenüber 2017 unverändert sind, ist das vierte wegen des mit E.ON vereinbarten Tauschgeschäfts neu abgegrenzt worden. Bislang hatten wir innogy dort in Gänze erfasst. Nun berücksichtigen wir nur noch jene Teile der Gesellschaft, die langfristig im RWE-Konzern verbleiben. Der neue Segmentname lautet dementsprechend "Fortgeführte innogy-Aktivitäten". Die übrigen Teile von innogy, die auf E.ON übergehen werden, stellen wir außerhalb des Segments als "nicht fortgeführte Aktivitäten" dar. Dies betrifft in erster Linie die Verteilnetze und den Vertrieb. Der Ausweis "nicht fortgeführter Aktivitäten" hat erhebliche Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung, die Bilanz und die Kapitalflussrechnung: ― In der Gewinn- und Verlustrechnung zeigen wir das E.ON zuzuordnende innogy-Geschäft nur noch verdichtet im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten. In den Konzernzahlen für Umsatz, bereinigtes EBITDA, bereinigtes EBIT, neutrales Ergebnis, Finanzergebnis und Ertragsteuern wird es nicht mehr berücksichtigt. Die Vorjahreswerte passen wir entsprechend an. ― In der Konzernbilanz werden die nicht fortgeführten Aktivitäten unter den Posten "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" zusammengefasst. Bei den Bilanzwerten des Vorjahres halten wir gemäß IFRS an der bisherigen Darstellungsweise fest. ― In der Kapitalflussrechnung des Konzernabschlusses weisen wir die Cash Flows der nicht fortgeführten Aktivitäten für die Berichts- und die Vorjahreszeiträume in gesonderten Positionen aus. Bei der verkürzten Kapitalflussrechnung im Lagebericht gehen wir anders vor: Hier zeigen wir ausschließlich die Cash Flows fortgeführter Aktivitäten. Durch die Umstellung der Berichtsweise sind unsere Prognosen für 2018, die wir im Geschäftsbericht 2017 auf Seite 83 ff. veröffentlicht haben, teilweise gegenstandslos geworden. Dies betrifft u. a. unsere Aussagen zum bereinigten EBITDA und zu den Investitionen. Im Bericht über das erste Halbjahr 2018 haben wir diese Prognosen auf die neue Berichtsweise umgestellt. Auch der Ausblick zum bereinigten Nettoergebnis hat sich überholt: Diese Kennzahl wird vorläufig nicht mehr ermittelt, da sie in der Übergangszeit bis zum Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON nur begrenzt aussagefähig ist. Im Geschäftsbericht 2017 haben wir auch Prognosen zu Kennzahlen gemacht, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist und nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft. Diese Kennzahlen basieren nicht auf IFRS-Vorgaben. Wie sie berechnet werden, erläutern wir auf Seite 58. Methodische Anpassungen sind hier bis zum Abschluss des Tauschgeschäfts mit E.ON nicht erforderlich. Daher konnten wir auch unsere Prognosen aufrechterhalten, die sich auf das bereinigte EBITDA und das - in dieser Abgrenzung weiterhin ermittelte -bereinigte Nettoergebnis bezogen. Geänderter Umsatzausweis durch Anwendung von IFRS 15. Im Geschäftsjahr 2018 haben wir erstmals den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" angewendet. Eine Folge davon ist, dass Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten, die vor der Realisierung der Kontrakte eintreten, nicht mehr als Umsatz oder Materialaufwand, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis berücksichtigt werden. Unsere Erlöse von 2018 sind deshalb niedriger ausgefallen, insbesondere im Gasgeschäft. Die Vorjahreszahlen haben wir nicht angepasst. Höhere Ergebniswirksamkeit von Finanzinstrumenten wegen IFRS 9. Ebenfalls seit 2018 setzen wir den neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 "Finanzinstrumente" um. Dies führt zu Änderungen bei der Klassifizierung und Bewertung von Finanzinstrumenten sowie bei der Erfassung von Wertminderungen aufgrund erwarteter Zahlungsausfälle. Auf eine Anpassung der Vorjahreszahlen haben wir auch hier verzichtet. Veränderungen der Marktwerte bestimmter Wertpapiere, die bisher ergebnisneutral waren, sind 2018 erstmals in der Gewinn- und Verlustrechnung berücksichtigt worden. Überdies minderte die Erfassung erwarteter Kreditverluste unser Vermögen; die Nettoschulden fielen daher geringfügig höher aus. Zukunftsbezogene Aussagen. Dieser Geschäftsbericht enthält Aussagen, die sich auf die künftige Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen beziehen. Diese Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen, die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Dokuments zur Verfügung standen. Sollten die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten, können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Für die Aussagen können wir daher keine Gewähr übernehmen. Verweise. Inhalte von Internetseiten oder Publikationen, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Davon ausgenommen ist die Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. 1.7 GESCHÄFTSENTWICKLUNG Der RWE-Konzern hat sein operatives Ergebnisziel für 2018 erreicht: Das bereinigte EBITDA lag mit 1,5 Mrd. € innerhalb der prognostizierten Bandbreite. Dabei mussten wir einige unerwartete Belastungen verkraften. Beispielsweise führte die vorläufige Aussetzung des britischen Kapazitätsmarktes zum Wegfall vertraglich zugesagter Prämienzahlungen. Außerdem waren die Windparks von innogy wetterbedingt nur schwach ausgelastet. Am stärksten wirkte sich der marktbedingte Rückgang unserer Erzeugungsmargen aus, den wir in der Prognose aber bereits berücksichtigt hatten. Mit effizienzverbessernden Maßnahmen konnten wir die Ergebniseinbußen etwas abfedern. Auch der fortgesetzte Ausbau der Windkraftkapazitäten von innogy machte sich positiv bemerkbar. Ergebnisentwicklung 2018: Was wir prognostiziert und was wir erreicht haben Prognose-Ist-Vergleich scroll Ist 2017 Prognose für 20181 Ist 2018 Prognose eingetreten? in Mio. € Bereinigtes EBITDA 2.149 1.500-1.800 1.538 ja Braunkohle & Kernenergie 671 350-450 356 ja Europäische Stromerzeugung 463 300-400 334 ja Energiehandel 271 100-300 183 ja Fortgeführte innogy-Aktivitäten 785 700-800 699 Ist < Prognose 1 Siehe Geschäftsbericht 2017, Seite 83 f., und Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018, Seite 26 Stromerzeugung 12% unter Vorjahr. Der RWE-Konzern hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 176,0 Mrd. kWh Strom erzeugt. Davon entfielen 38 % auf den Energieträger Braunkohle, 27 % auf Gas, 16 % auf Steinkohle, 12 % auf Kernenergie und 6 % auf regenerative Quellen. Unsere Stromproduktion war um 12 % geringer als im Vorjahr. Bei allen Erzeugungstechnologien verzeichneten wir Rückgänge. Ausschlaggebend in der Kernenergie (- 8,5 TWh) war, dass wir Ende 2017 den Kraftwerksblock Gundremmingen B (1.284 MW) im Rahmen des deutschen Atomausstiegs vom Netz nehmen mussten. Bei der Braunkohleverstromung (- 7,0 TWh) führte der Verkauf unserer Mehrheitsbeteiligung an Mátra in Ungarn zu Mengeneinbußen. Außerdem machte sich bemerkbar, dass wir im rheinischen Braunkohlerevier vier Blöcke der 300-MW-Klasse abgeschaltet und in die gesetzliche Sicherheitsbereitschaft überführt haben, zwei am 30. September 2017 und zwei am 30. September 2018. Bei unseren Gaskraftwerken (- 5,7 TWh) führten ungünstige Marktbedingungen zu niedrigeren Produktionsmengen. Außerdem haben wir Moerdijk 1 in den Niederlanden aus wirtschaftlichen Gründen vorübergehend stillgelegt. Dass wir weniger Steinkohle verstromt haben (- 1,9 TWh), liegt u. a. an der Schließung des Doppelblocks Voerde A/B (1.390 MW) zum 1. April 2017. Im Übrigen war unser britisches Steinkohlekraftwerk Aberthaw marktbedingt nur noch gelegentlich im Einsatz. Bei den erneuerbaren Energien (- 0,5 TWh) führte das ungewöhnlich schwache Windaufkommen in Großbritannien und Mitteleuropa zu Mengeneinbußen. Dem standen positive Effekte aus der Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen gegenüber. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen Anbietern. Im Berichtsjahr beliefen sich diese Bezüge auf 49,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 36,6 Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug ergeben zusammen ein Stromaufkommen von 225,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 236,8 Mrd. kWh). Stromerzeugung scroll Gas Braunkohle Steinkohle in Mrd. kWh 2018 2017 2018 2017 2018 2017 Braunkohle & Kernenergie - - 67,2 74,2 - Europäische Stromerzeugung 47,2 52,9 - - 27,4 29,3 Davon: Deutschland1 5,5 7,4 - - 13,0 13,3 Großbritannien 33,2 32,4 - - 0,5 2,6 Niederlande/Belgien 5,5 9,3 - - 13,9 13,4 Fortgeführte innogy-Aktivitäten - - - - - - RWE-Konzern 47,2 52,9 67,2 74,2 27,4 29,3 scroll Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Sonstige in Mrd. kWh 2018 2017 2018 2017 2018 2017 Braunkohle & Kernenergie 21,8 30,3 - - 0,2 0,7 Europäische Stromerzeugung - - 1,1 1,1 2,3 2,4 Davon: Deutschland1 - - 0,7 0,7 2,3 2,4 Großbritannien - - 0,4 0,4 - - Niederlande/Belgien - - - - - - Fortgeführte innogy-Aktivitäten - - 8,8 9,3 - - RWE-Konzern 21,8 30,3 9,9 10,4 2,5 3,1 scroll Gesamt in Mrd. kWh 2018 2017 Braunkohle & Kernenergie 89,2 105,2 Europäische Stromerzeugung 78,0 85,7 Davon: Deutschland1 21,5 23,8 Großbritannien 34,1 35,4 Niederlande/Belgien 19,4 22,7 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 8,8 9,3 RWE-Konzern 176,0 200,2 1 Inkl. Strombezüge aus Erzeugungsanlagen, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; 2018 waren dies 5,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 6,3 Mrd. kWh), davon 2,3 Mrd. kWh (Vorjahr: 3,5 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken. Mit 41,7 GW Erzeugungskapazität einer der größten Stromproduzenten Europas. Ende 2018 verfügten wir über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 41,7 GW. Damit nehmen wir in Europa eine führende Marktposition ein. In der Kapazitätszahl mit berücksichtigt sind Kraftwerke, die aus wirtschaftlichen Gründen vorübergehend vom Netz genommen wurden, und unsere vier in die Sicherheitsbereitschaft überführten Braunkohleblöcke. Im Laufe des vergangenen Jahres hat sich unsere Erzeugungskapazität um 1,6 GW verringert. Hintergrund ist, dass wir unsere Mehrheitsbeteiligungen am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra verkauft und das niederländische Gaskraftwerk Claus A stillgelegt haben (siehe Seite 37). Positiven Einfluss hatte, dass innogy im vergangenen Jahr neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat, vor allem in Großbritannien. Bezogen auf die Erzeugungskapazität ist Gas unser wichtigster Energieträger. Sein Anteil belief sich Ende 2018 auf 34 %. Mit 25 % lag Braunkohle an zweiter Stelle, gefolgt von Steinkohle mit 17 %. Die erneuerbaren Energien kommen auf 10 % und die Kernenergie auf 7 %. Regionaler Schwerpunkt unseres Erzeugungsgeschäfts ist Deutschland: Hier befinden sich 61 % unserer installierten Leistung. Großbritannien und die Niederlande nehmen mit 23 % bzw. 12 % die beiden folgenden Plätze ein. Stromerzeugungskapazität scroll Stand: 31.12.2018, in MW Gas Braunkohle Steinkohle Kernenergie Erneuerbare Energien Pumpwasser, Sonstige Braunkohle & Kernenergie 400 10.255 - 2.770 7 27 Europäische Stromerzeugung 13.686 - 7.210 - 331 2.679 Davon: Deutschland1 3.767 - 3.6752 - 55 2.375 Großbritannien 6.676 - 1.560 - 55 304 Niederlande/Belgien 2.456 - 1.975 - 221 - Türkei 787 - - - - - Fortgeführte innogy-Aktivitäten 235 - 10 - 3.955 137 RWE-Konzern 14.321 10.255 7.220 2.770 4.293 2.8443 scroll Stand: 31.12.2018, in MW Gesamt Gesamt 31.12.2017 Braunkohle & Kernenergie 13.459 14.297 Europäische Stromerzeugung 23.906 24.727 Davon: Deutschland1 9.872 10.125 Großbritannien 8.595 8.541 Niederlande/Belgien 4.652 5.274 Türkei 787 787 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 4.337 4.245 RWE-Konzern 41.7033 43.269 1 Inkl. Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; Ende 2018 kamen diese Anlagen zusammen auf eine Nettoleistung von 2.986 MW, darunter Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 783 MW. 2 Das Steinkohlekraftwerk Bergkamen (720 MW) ist in der Zahl noch enthalten; unseren 51 %-Anteil an der Anlage haben wir zum 1. Januar 2019 verkauft (siehe Seite 39). 3 Inkl. geringer Kapazitäten bei RWE Supply & Trading Deutlicher Rückgang der CO2-Emissionen. Im vergangenen Jahr emittierten unsere Kraftwerke 118,0 Mio. Tonnen Kohlendioxid. Gegenüber 2017 haben sich unsere CO2-Emissionen um 13,8 Mio. Tonnen bzw. 10 % verringert. Das ergibt sich aus dem Rückgang unserer Stromproduktion aus Kohle und Gas. Die spezifischen Emissionen, also der CO2-Ausstoß je erzeugter Megawattstunde Strom, ist dagegen von 0,66 auf 0,67 Tonnen gestiegen. Hauptgrund dafür war, dass wir wegen der Stilllegung von Gundremmingen B deutlich weniger CO2-freien Strom aus Kernenergie erzeugt haben. Die von uns benötigten Emissionsrechte kaufen wir größtenteils am Markt ein. Denn seit Beginn der dritten Emissionshandelsperiode zum 1. Januar 2013 teilen die Staaten Westeuropas den Energieversorgern nur noch in Ausnahmefällen CO2-Zertifikate kostenfrei zu. Von unseren Emissionen in EU-Ländern (116,9 Mio. Tonnen) konnten wir im Berichtsjahr nur 1,3 Mio. Tonnen durch solche staatlichen Zuteilungen abdecken. Emissionsbilanz scroll CO2-Ausstoß Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten in Mio. Tonnen CO2 2018 2017 2018 2017 2018 2017 Braunkohle & Kernenergie 79,4 88,5 0,7 0,7 78,7 87,8 Europäische Stromerzeugung1 38,6 43,3 0,6 0,6 36,9 41,3 Davon: Deutschland2 13,0 14,1 0,6 0,6 12,4 13,5 Großbritannien 12,4 14,0 - - 12,4 14,0 Niederlande/Belgien 12,1 13,8 - - 12,1 13,8 Fortgeführte innogy-Aktivitäten - - - - - - RWE-Konzern 118,0 131,8 1,3 1,3 115,6 129,1 1 Darin enthalten ist der CO2-Ausstoß unseres Gaskraftwerks im türkischen Denizli, der sich 2018 auf 1,1 Mio. Tonnen belief (Vorjahr: 1,4 Mio. Tonnen). Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für diese Mengen keine Emissionsrechte. 2 Inkl. Zahlen für Erzeugungskapazitäten, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über die wir aber aufgrund langfristiger Nutzungsverträge verfügen können; 2018 emittierten diese Anlagen 2,0 Mio. Tonnen CO2(Vorjahr: 3,1 Mio. Tonnen). 86,3 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 Abbaugebiet westlich von Köln haben wir im vergangenen Jahr 86,3 Mio. Tonnen gefördert (Vorjahr: 91,3 Mio. Tonnen). Davon wurden 74,2 Mio. Tonnen in unseren Kraftwerken verstromt. Die übrigen Mengen haben wir zur Herstellung von Veredlungsprodukten (z. B. Braunkohlebriketts) und in geringem Umfang auch zur Erzeugung von Prozessdampf und Fernwärme verwendet. Stromabsatz 5 % niedriger, Gasabsatz 5 % höher als 2017. Der RWE-Konzern hat mit seinen fortgeführten Aktivitäten 216,1 Mrd. kWh Strom und 67,0 Mrd. kWh Gas an externe Kunden abgesetzt. Die Mengen sind größtenteils dem Segment Energiehandel zuzuordnen. Beim Strom verzeichneten wir einen Rückgang um 5 %, der u. a. darauf beruht, dass RWE Supply & Trading weniger Strom aus RWE-Kraftwerken am Großhandelsmarkt abgesetzt hat. Auch der Verkauf des ungarischen Braunkohleverstromers Mátra, der seine Erzeugung selbst vermarktete, führte zu Mengeneinbußen. Positiv wirkte, dass RWE Supply & Trading neue Industrie- und Geschäftskunden gewinnen konnte. Dies beeinflusste nicht nur den Strom-, sondern auch den Gasabsatz und war ausschlaggebend dafür, dass Letzterer 5 % höher war als im Vorjahr. Außenumsatz scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 1.132 1.259 -10,1 Europäische Stromerzeugung 925 923 0,2 Energiehandel 10.190 10.517 -3,1 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 1.124 1.087 3,4 Sonstige, Konsolidierung 17 36 -52,8 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 13.388 13.822 -3,1 Erdgas-/Stromsteuer 141 131 7,6 RWE-Konzern 13.529 13.953 -3,0 Außenumsatz nach Produkten1 scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in % Stromerlöse 10.090 10.430 -3,3 Davon: Braunkohle & Kernenergie 303 451 -32,8 Europäische Stromerzeugung 542 594 -8,8 Energiehandel 8.447 8.628 -2,1 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 799 755 5,8 Gaserlöse 1.565 1.795 -12,8 Davon: Energiehandel 1.502 1.738 -13,6 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 47 48 -2,1 Sonstige Erlöse 1.733 1.597 8,5 RWE-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer) 13.388 13.822 -3,1 1 Wegen Geringfügigkeit nicht gesondert ausgewiesen sind Stromerlöse unter "Sonstige, Konsolidierung" und Gaserlöse im Segment Europäische Stromerzeugung. Außenumsatz um 3 % unter Vorjahr. Im Berichtsjahr haben wir einen konzernexternen Umsatz (ohne Erdgas- und Stromsteuer) von 13.388 Mio. € erwirtschaftet. Gegenüber 2017 ist das ein Minus von 3 %. Unsere Stromerlöse sind um ebenfalls 3 % auf 10.090 Mio. € gesunken. Dabei kam der verringerte Absatz zum Tragen. Der Gasumsatz des Konzerns ging um 13 % auf 1.565 Mio. € zurück. Er entwickelte sich damit gegenläufig zu den Liefermengen, was u. a. auf niedrigere Erlöse aus der Realisierung von Sicherungsgeschäften zurückzuführen ist. Außerdem hat die Erstanwendung von IFRS 15 zur Folge, dass bestimmte Sachverhalte nicht mehr im Umsatz erfasst werden (siehe Erläuterung auf Seite 40). Bereinigtes EBITDA scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 356 671 -46,9 Europäische Stromerzeugung1 334 463 -27,9 Energiehandel 183 271 -32,5 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 699 785 -11,0 Sonstige, Konsolidierung -34 -41 17,1 RWE-Konzern 1.538 2.149 -28,4 1 Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien 102 Mio. € (Vorjahr: 205 Mio. €). Bereinigtes EBITDA mit 1,5 Mrd. € im Rahmen der Erwartungen. Unser bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (bereinigtes EBITDA) belief sich auf 1.538 Mio. €. Damit bestätigte sich unser Ausblick, den wir im August 2018 gegeben haben und der eine Bandbreite von 1,5 bis 1,8 Mrd. € vorsah (siehe Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2018, Seite 26). Wie auf Seite 40 erläutert, hatten wir unsere im Geschäftsbericht 2017 veröffentlichte 2018er-Prognose unterjährig anpassen müssen, weil das mit E.ON vereinbarte Tauschgeschäft eine Umstellung der Berichtsweise erforderlich machte. Gegenüber 2017 hat sich das bereinigte EBITDA um 28 % verringert. Hauptgrund dafür waren Margen- und Mengenrückgänge in der konventionellen Stromerzeugung. Aber auch der Energiehandel und die fortgeführten innogy-Aktivitäten lieferten niedrigere Ergebnisbeiträge. In den Segmenten zeigte sich folgende Entwicklung: ― Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA lag hier bei 356 Mio. € und damit im prognostizierten Korridor von 350 bis 450 Mio. €. Gegenüber dem Vorjahr ist es um 47 % gesunken. Eine wesentliche Rolle spielte dabei, dass wir für den Strom unserer Braunkohle- und Kernkraftwerke einen niedrigeren Großhandelspreis erzielt haben als 2017. Die Erzeugung dieser Anlagen hatten wir bereits in Vorjahren nahezu vollständig auf Termin verkauft. Negativ wirkte sich auch die Tatsache aus, dass Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen aufgrund seiner Stilllegung zum Jahresende 2017 nicht mehr zum Ergebnis beitrug. Mit Einsparungen im Rahmen unseres Effizienzsteigerungsprogramms konnten wir die genannten Belastungen etwas abfedern. ― Europäische Stromerzeugung: In diesem Segment erzielten wir ein bereinigtes EBITDA von 334 Mio. €. Unsere Prognose, die eine Bandbreite von 300 bis 400 Mio. € vorsah, hat sich damit bestätigt. Im Vergleich zu 2017 verzeichneten wir einen Rückgang um 28 %. Ein Grund dafür war, dass das Vorjahresergebnis Buchgewinne aus dem Verkauf ehemaliger Betriebsgrundstücke enthielt. Außerdem verringerten sich die Margen unserer Gas- und Steinkohlekraftwerke. Wegen der vorläufigen Aussetzung des britischen Kapazitätsmarktes lagen die Prämien, die wir für die Verfügbarkeit unserer Anlagen erhielten, deutlich unter Plan. Mit 47 Mio. € waren sie aber höher als im Vorjahr (16 Mio. €). Effizienzsteigernde Maßnahmen schlugen sich positiv im Ergebnis nieder. ― Energiehandel: Das bereinigte EBITDA lag hier bei 183 Mio. € und damit im Prognoseintervall von 100 bis 300 Mio. €. Gegenüber 2017 hat es sich um 32 % verschlechtert. Ursache dafür war eine schwächere Handelsperformance. Außerdem mussten wir eine Wertberichtigung auf eine Beteiligung vornehmen, die RWE Supply & Trading im Rahmen ihrer Principal Investments (siehe Seite 21) erworben hatte. Im Gasgeschäft konnten wir erfreulicherweise an das sehr gute Vorjahresergebnis anknüpfen. ― Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Das bereinigte EBITDA des bei RWE verbleibenden innogy-Geschäfts belief sich auf 699 Mio. €. Die prognostizierte Bandbreite von 700 bis 800 Mio. € wurde somit minimal unterschritten. Eine Rolle spielte dabei die unerwartet niedrige Stromproduktion infolge der ungünstigen Windverhältnisse. Gegenüber 2017 hat sich das bereinigte EBITDA um 11 % verringert. Neben den Wetterbedingungen machte sich der Wegfall eines Ertrags aus dem Vorjahr bemerkbar, der sich durch eine Neubewertung des innogy-Anteils am Offshore-Windkraftprojekt Triton Knoll ergeben hatte. Im Berichtsjahr fielen zudem Vorlaufkosten für Projekte an, die erst später zu Erlösen führen werden. Positiven Einfluss hatte, dass innogy neue Windkraftanlagen in Betrieb genommen hat und höhere Preise für Strom und Grünstromzertifikate realisierte. Bereinigtes EBIT scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 77 399 -80,7 Europäische Stromerzeugung1 37 155 -76,1 Energiehandel 177 265 -33,2 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 349 398 -12,3 Sonstige, Konsolidierung -21 -47 55,3 RWE-Konzern 619 1.170 -47,1 1 Im Berichtsjahr entfielen auf Großbritannien - 48 Mio. € (Vorjahr: 40 Mio. €). Überleitung zum Nettoergebnis durch Wegfall von Sondererträgen aus 2017 geprägt. Die Überleitung vom bereinigten EBITDA zum Nettoergebnis war 2017 noch dadurch gekennzeichnet, dass wir in Deutschland hohe Sondererträge aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer erzielten, während 2018 keine positiven Effekte in dieser Größenordnung eintraten. Dies führte zu einer deutlichen Verschlechterung beim neutralen Ergebnis und beim Finanzergebnis. Das bereinigte EBIT des RWE-Konzerns hat sich erwartungsgemäß deutlich verringert, und zwar um 47 % auf 619 Mio. €. Vom bereinigten EBITDA unterscheidet es sich durch die betrieblichen Abschreibungen, die 919 Mio. € betrugen (Vorjahr: 979 Mio. €). Neutrales Ergebnis scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in Mio. € Veräußerungsergebnis -25 107 -132 Ergebniseffekte aus Derivaten -146 -480 334 Sonstige 10 1.322 -1.312 Neutrales Ergebnis -161 949 -1.110 Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, betrug - 161 Mio. € (Vorjahr: 949 Mio. €). Seine Einzelpositionen entwickelten sich wie folgt: ― Veräußerungen von Beteiligungen und Vermögenswerten führten per saldo zu einem Buchverlust von 25 Mio. €, nachdem im Vorjahr noch ein Gewinn von 107 Mio. € angefallen war. Der Verlust stand im Zusammenhang mit dem Verkauf unserer 51 %-Beteiligung am ungarischen Braunkohleverstromer Mátra im März 2018. Dadurch wurden Aufwendungen ergebniswirksam, die aus der Währungsumrechnung des Mátra-Abschlusses in Euro resultierten und bis zur Transaktion im Eigenkapital erfasst waren. Buchgewinne aus Grundstücksverkäufen konnten diesen Effekt nicht ausgleichen. ― Die Ergebniseffekte aus Derivaten beliefen sich auf -146 Mio. €, gegenüber -480 Mio. € im Vorjahr. Mit den Derivaten sichern wir uns gegen Preisrisiken ab. Gemäß IFRS sind solche Finanzinstrumente mit ihren Marktwerten am jeweiligen Stichtag zu bilanzieren, während diejenigen Geschäfte, die mit ihnen abgesichert werden, erst später bei ihrer Realisierung erfolgswirksam erfasst werden dürfen. Die Folge sind temporäre Ergebniswirkungen, die sich im Laufe der Zeit aufheben. ― Das unter der Position "Sonstige" ausgewiesene Ergebnis lag mit 10 Mio. € deutlich unter dem hohen Vorjahreswert (1.322 Mio. €), der durch die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer geprägt war. Ein positiver Effekt im Berichtsjahr ergab sich dadurch, dass innogy eine Zuschreibung auf ihre polnischen Windparks vorgenommen hat, weil die Preise für Strom und Grünstromzertifikate gestiegen sind und sich deshalb die Ertragsperspektiven der Anlagen verbessert haben. Dem standen kleinere Belastungen gegenüber, die u. a. auf die Bildung von Rückstellungen für Altersteilzeitmaßnahmen und Kosten der Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON zurückzuführen sind. Außerdem haben wir eine Abschreibung auf das britische Gaskraftwerk Staythorpe vorgenommen, weil die erwarteten Ergebnisbeiträge der Anlage etwas nach unten korrigiert werden mussten. Finanzergebnis scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in Mio. € Zinserträge 166 197 -31 Zinsaufwendungen -180 -298 118 Zinsergebnis -14 -101 87 Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen -264 -226 -38 Übriges Finanzergebnis -131 264 -395 Finanzergebnis -409 -63 -346 Unser Finanzergebnis verschlechterte sich um 346 Mio. € auf -409 Mio. €. Im Einzelnen ergaben sich folgende Veränderungen: ― Das Zinsergebnis verbesserte sich um 87 Mio. € auf -14 Mio. €, vor allem wegen niedrigerer Zinsaufwendungen. Eine Ursache dafür war, dass wir im Vorjahr Hybridanleihen gekündigt oder zurückgekauft hatten (siehe Geschäftsbericht 2017, Seite 54). ― Die Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen belasteten das Ergebnis mit 264 Mio. € und damit stärker als 2017 (-226 Mio. €). Hier kam zum Tragen, dass sich der Diskontsatz verringert hat, den wir für die Berechnung der Kernenergierückstellungen verwenden. Die dadurch verursachte Anhebung der Verpflichtungsbarwerte wurde zum Teil als Aufwand in den Zinsanteilen berücksichtigt. ― Das "Übrige Finanzergebnis" lag mit -131 Mio. € deutlich unter dem Vorjahreswert (264 Mio. €). Dieser war außergewöhnlich hoch ausgefallen, weil er die Verzinsung enthielt, die uns für die bis 2016 geleisteten und danach rückerstatteten Kernbrennstoffsteuerzahlungen zugesprochen worden war. Im Berichtsjahr sind zudem Kursverluste bei Wertpapieren eingetreten, die wegen der auf Seite 41 erläuterten Erstanwendung von IFRS 9 ergebniswirksam abgebildet wurden; im Vorjahr waren solche Marktwertveränderungen noch erfolgsneutral erfasst worden. Entlastend wirkte, dass niedrigere Verluste aus Wertpapierverkäufen anfielen. Überleitung zum Nettoergebnis scroll 2018 2017 in % Bereinigtes EBITDA Mio. € 1.538 2.149 -28,4 Betriebliche Abschreibungen Mio. € -919 -979 6,1 Bereinigtes EBIT Mio. € 619 1.170 -47,1 Neutrales Ergebnis Mio. € -161 949 -117,0 Finanzergebnis Mio. € -409 -63 -549,2 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern Mio. € 49 2.056 -97,6 Ertragsteuern Mio. € -103 -333 69,1 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten Mio. € -54 1.723 -103,1 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten Mio. € 1.127 592 90,4 Ergebnis Mio. € 1.073 2.315 -53,7 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter Mio. € 679 373 82,0 Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Mio. € 59 42 40,5 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 335 1.900 -82,4 Ergebnis je Aktie € 0,54 3,09 -82,5 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (Jahresdurchschnitt) Mio. Stück 614,7 614,7 - Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern war mit 49 Mio. € deutlich niedriger als 2017 (2.056 Mio. €). Die Ertragsteuern beliefen sich auf 103 Mio. €. Die Steuerquote lag damit weit über dem theoretischen Normalniveau. Hintergrund ist, dass wir im Organkreis der RWE AG keine latenten Steuern aktiviert haben, soweit ihnen nicht latente Steuerverbindlichkeiten gegenüberstanden, denn wir können die latenten Steueransprüche wohl auf absehbare Zeit nicht nutzen. Dies wäre nur unter der Voraussetzung möglich, dass in kommenden Geschäftsjahren steuerliche Gewinne anfallen, mit denen die Ansprüche verrechnet werden können. Für den Organkreis der RWE AG gibt es dafür zurzeit aber keine hinreichende Sicherheit. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von - 54 Mio. € (Vorjahr: 1.723 Mio. €). Der Ergebnisbeitrag der nicht fortgeführten Aktivitäten belief sich auf 1.127 Mio. €. Gegenüber 2017 (592 Mio. €) hat er sich deutlich erhöht. Das ergibt sich im Wesentlichen aus den IFRS-Rechnungslegungsvorschriften: Danach dürfen wir bei den nicht fortgeführten Aktivitäten seit Beginn ihres gesonderten Ausweises zum 30. Juni 2018 keine Abschreibungen mehr berücksichtigen. Das Vorjahresergebnis enthielt dagegen noch die planmäßigen Abschreibungen für volle zwölf Monate und war zudem durch eine Firmenwertabschreibung im britischen Vertriebsgeschäft belastet. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter stiegen um 306 Mio. € auf 679 Mio. €. Im Vorjahr hatten außerplanmäßige Abschreibungen beim ungarischen Stromerzeuger Mátra zu Ergebniseinbußen bei uns und den Miteigentümern geführt, die nun weggefallen sind. Außerdem weisen wir für innogy im RWE-Konzernabschluss ein deutlich höheres Ergebnis aus; dementsprechend sind auch die Ergebnisanteile gestiegen, die den mit insgesamt 23,2 % beteiligten Minderheitsaktionären unserer Tochtergesellschaft zuzurechnen sind. Die Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber von RWE beliefen sich auf 59 Mio. € (Vorjahr: 42 Mio. €). Der Betrag entspricht den Finanzierungskosten für unsere Hybridanleihe über 750 Mio. £. Diese inzwischen gekündigte Anleihe hatte keine vorab festgelegte Laufzeitbegrenzung; daher waren die Mittel, die wir durch sie vereinnahmt haben, gemäß IFRS als Eigenkapital zu klassifizieren. Das übrige Hybridkapital von RWE wird den Schulden zugerechnet; seine Verzinsung erfassen wir im Finanzergebnis. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2017 stark verringertes Nettoergebnis von 335 Mio. € (Vorjahr: 1.900 Mio. €). Bei 614,7 Mio. ausstehenden RWE-Aktien beträgt das Ergebnis je Aktie 0,54 € (Vorjahr: 3,09 €). Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in Mio. € Braunkohle & Kernenergie 230 269 -39 Europäische Stromerzeugung 245 147 98 Energiehandel 13 7 6 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 592 285 307 Sonstige, Konsolidierung -1 -2 1 RWE-Konzern 1.079 706 373 Investitionen in Finanzanlagen scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in Mio. € Braunkohle & Kernenergie - 1 -1 Europäische Stromerzeugung 4 1 3 Energiehandel 37 30 7 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 141 153 -12 Sonstige, Konsolidierung -1 11 -12 RWE-Konzern 181 196 -15 Deutlich höhere Investitionen in erneuerbare Energien. Im zurückliegenden Geschäftsjahr hat RWE Investitionen in Höhe von 1.260 Mio. € getätigt. Das sind 358 Mio. € bzw. 40 % mehr als 2017. Für Sachanlagen setzten wir 1.079 Mio. € ein, was einem Plus von 53 % entspricht. Der deutliche Anstieg ist in erster Linie den fortgeführten innogy-Aktivitäten zuzuordnen und hier vor allem den Großprojekten Triton Knoll und Limondale, über die wir auf Seite 38 berichten. Im Segment Europäische Stromerzeugung führte die Umrüstung der niederländischen Steinkohlekraftwerke Amer 9 und Eemshaven für die Mitverbrennung von Biomasse zu erhöhten Investitionen. Außerdem fielen Mehrausgaben für Instandhaltungsmaßnahmen an. Unsere Investitionen in Finanzanlagen beliefen sich auf 181 Mio. € und waren damit um 8 % niedriger als 2017. Ein Großteil der Mittel wurde von innogy dafür verwendet, ein Portfolio von Onshore-Windkraftprojekten in den USA zu erwerben (siehe Seite 38). Mitarbeiter1 scroll 31.12.2018 31.12.2017 +/- in % Braunkohle & Kernenergie 11.292 13.132 - 14,0 Europäische Stromerzeugung 2.738 2.656 3,1 Energiehandel 1.267 1.156 9,6 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 2.192 1.952 12,3 Sonstige2 259 210 23,3 RWE-Konzern 17.748 19.106 -7,1 1 Umgerechnet in Vollzeitstellen 2 Die Position umfasst ausschließlich die Beschäftigten der Holdinggesellschaft RWE AG. Weniger Mitarbeiter wegen Veräußerung von Mátra. Zum 31. Dezember 2018 beschäftigte der RWE-Konzern mit seinen fortgeführten Aktivitäten 17.748 Mitarbeiter, davon 15.101 an deutschen und 2.647 an ausländischen Standorten. Bei der Ermittlung dieser Zahlen wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Gegenüber Ende 2017 hat sich der Personalbestand in Deutschland um 582 Mitarbeiter erhöht. Im Ausland sind dagegen 1.940 Stellen weggefallen, vor allem wegen des Verkaufs unserer Mehrheitsbeteiligung am ungarischen Stromerzeuger Mátra (siehe Seite 37). Rein operativ, also ohne solche Konsolidierungseffekte, ist die Zahl unserer Mitarbeiter um 702 gestiegen. Im Personalbestand nicht erfasst sind unsere Auszubildenden. Ende 2018 erlernten bei uns 666 junge Menschen einen Beruf; ein Jahr zuvor waren es 615 gewesen. Auch diese Angaben beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten des RWE-Konzerns. 1.8 FINANZ- UND VERMÖGENSLAGE Trotz der schwierigen Rahmenbedingungen in unserem Geschäft ist die Finanz- und Vermögenslage von RWE grundsolide. Ein Beleg dafür sind die Bonitätseinstufungen durch Moody's und Fitch: Beide Agenturen haben ihr Investment-Grade-Rating für RWE im vergangenen Jahr bekräftigt. Eine Rolle spielten dabei die guten operativen und finanziellen Perspektiven, die sich uns durch die geplante Übernahme des Erneuerbare-Energien-Geschäfts von E.ON und innogy eröffnen. Im Geschäftsjahr 2018 haben wir einen sehr hohen operativen Cash Flow von 4,6 Mrd. € erwirtschaftet, was aber größtenteils auf temporäre Effekte zurückzuführen ist. Die Nettoschulden des Konzerns sind auf 19,3 Mrd. € zurückgegangen. Ohne die zur Veräußerung stehenden innogy-Aktivitäten lagen sie bei nur 4,4 Mrd. €. Verantwortlichkeit für die Mittelbeschaffung. Die Zuständigkeit für die Finanzierung im RWE-Konzern liegt bei der Muttergesellschaft RWE AG und ihrer operativ eigenständigen Tochter innogy. Die beiden Unternehmen beschaffen die Mittel für das jeweils von ihnen kontrollierte Geschäft. Sie agieren dabei unabhängig voneinander. Gesellschaften, die von der RWE AG oder der innogy SE gesteuert werden, nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kreditmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist. Gehen sie Haftungsverhältnisse ein, übernehmen die RWE AG bzw. die innogy SE die Koordination. Auf diese Weise können Finanzrisiken zentral gesteuert und überwacht werden. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden. Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital. Die RWE AG und die innogy SE verfügen über eine breite Palette von Instrumenten, die sie - zusätzlich zu ihren Mittelzuflüssen aus dem operativen Geschäft - zur Deckung des Finanzbedarfs einsetzen können: ― Mit ihren Debt-Issuance-Programmen (DIP) haben sie sich Spielraum für die langfristige Fremdfinanzierung am Kapitalmarkt geschaffen. Ein DIP ist ein Rahmenprospekt für die flexible Begebung von Anleihen. Das aktuelle Programm der RWE AG erlaubt uns Emissionen mit einem nominalen Gesamtwert von 10 Mrd. €. Das DIP von innogy deckt ein Finanzierungsvolumen von bis zu 20 Mrd. € ab. ― Für die kurzfristige Refinanzierung verfügt die RWE AG über ein Commercial-Paper-Programm, das es ihr erlaubt, Mittel im Gegenwert von bis zu 5 Mrd. US$ am Geldmarkt zu beschaffen. Im Berichtsjahr haben wir diesen Spielraum zeitweise bis zu einer Höhe von 0,8 Mrd. € ausgeschöpft. Auch innogy hat ein Commercial-Paper-Programm aufgelegt. Der Finanzierungsrahmen liegt hier bei 3 Mrd. €; davon wurden im abgelaufenen Geschäftsjahr bis zu 1,1 Mrd. € in Anspruch genommen. ― Zur Absicherung der Liquidität können die RWE AG und die innogy SE auf syndizierte Kreditlinien zurückgreifen, die ihnen internationale Bankenkonsortien eingeräumt haben. Der RWE AG steht eine solche Kreditlinie über 3 Mrd. € zur Verfügung, die bis März 2021 läuft. Sie ist bislang nicht in Anspruch genommen worden. Gleiches gilt für die Kreditlinie von innogy, mit der unsere Tochter einen Finanzbedarf von bis zu 2 Mrd. € decken kann. Die Ursprungslaufzeit reicht hier bis Oktober 2022 und kann mit Zustimmung der Banken zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Eine erste Verlängerung bis Oktober 2023 ist innogy bereits von nahezu dem gesamten Bankenkonsortium bewilligt worden. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, den Kreditrahmen um 1 Mrd. € aufzustocken. Auch in diesem Fall bedarf es der Zustimmung durch die Konsortialbanken. Anleihevolumen auf 15,2 Mrd. € gestiegen. Ende 2018 standen auf Konzernebene (inkl. innogy) Anleihen mit einem nominalen Gesamtvolumen von umgerechnet 15,2 Mrd. € aus - gegenüber 14,0 Mrd. € im Jahr zuvor. Die insgesamt 26 Titel lauten auf Euro, Pfund Sterling, US-Dollar und Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Bezieht man solche Transaktionen mit ein, war der RWE-Konzern am Bilanzstichtag zu 66 % in Euro und zu 34 % in Pfund Sterling verschuldet. Die ausstehenden Senior-Anleihen hatten Ende 2018 eine durchschnittliche Restlaufzeit von 8,5 Jahren. Das Volumen der Anleihen, die wirtschaftlich und rechtlich der RWE AG zuzuordnen sind, belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 1,9 Mrd. €. Gegenüber dem Vorjahr blieb es nahezu unverändert. Die langfristige Fremdfinanzierung der RWE AG basiert im Wesentlichen auf vier Hybridanleihen mit ausstehenden Volumina von 750 Mio. £ (Kupon: 7 %; frühestmögliche Tilgung: März 2019), 539 Mio. € (2,75 %; Oktober 2020), 282 Mio. € (3,5 %; April 2025) und 317 Mio. US$ (6,625 %; März 2026). Die erstgenannte Anleihe über 750 Mio. £ werden wir am 20. März 2019 ablösen, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen (siehe Seite 39). Die Begebung von Senior-Anleihen ist vorerst nicht geplant. Anleihen des RWE-Konzerns: Fälligkeiten/frühestmögliche Kündigung (Stand: 31.12.2018) Die ausstehenden Anleihen von innogy hatten Ende 2018 ein Gesamtvolumen von 13,3 Mrd. €. Das sind 1,2 Mrd. € mehr als ein Jahr zuvor. Bei den Papieren handelt es sich um insgesamt 21 Senior-Anleihen in den Währungen Euro (13), Pfund Sterling (6), US-Dollar (1) und Yen (1). innogy hat im abgelaufenen Geschäftsjahr drei Neuemissionen getätigt. Zunächst begab das Unternehmen im Januar eine Anleihe über 1 Mrd. € mit einer Laufzeit von 11,5 Jahren und einem Kupon von 1,5 %. Im Mai folgten zwei weitere Emissionen: eine über 500 Mio. € mit achtjähriger Laufzeit und einem Kupon von 1,625 % und eine über ebenfalls 500 Mio. € mit 4,5-jähriger Laufzeit und einem Kupon von 0,75 %. Die letztgenannte Anleihe ist kurze Zeit später auf 750 Mio. € aufgestockt worden. Den Emissionen stand im Juli 2018 die Tilgung einer 15-jährigen Anleihe mit einem Nominalvolumen von 980 Mio. € und einem Kupon von 5,125 % gegenüber. Kurz nach Ablauf des Berichtsjahres hat innogy das günstige Zinsumfeld genutzt, um eine weitere Anleihe zu begeben. Ende Januar 2019 platzierte die Gesellschaft Papiere mit einem nominalen Volumen von 750 Mio. €, einer Laufzeit von 4,5 Jahren und einem Kupon von 0,75 %. Die Emission dient u. a. der Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten. Fremdkapitalkosten der RWE AG spiegeln Rückgang der Refinanzierung mit Commercial Paper wider. Der Kostensatz für die Fremdfinanzierung der RWE AG lag bei 3,4 %, gegenüber 2,5 % im Vorjahr. Die Werte beziehen sich auf den jeweiligen Jahresendbestand aller der Konzernholding zuzurechnenden Verbindlichkeiten aus Anleihen, Commercial Paper und Bankkrediten. Von den Hybridanleihen wurden nur jene berücksichtigt, die gemäß International Financial Reporting Standards als Schulden einzustufen sind. Der Anstieg des Kostensatzes beruht hauptsächlich darauf, dass wir die kurzfristige Refinanzierung über niedrig verzinsliche Commercial Paper wegen hoher operativer Cash Flows bis Ende 2018 auf null zurückfahren konnten. Bei innogy hat sich der Kostensatz für das Fremdkapital von 4,1 % auf 3,6 % verringert. Eine Rolle spielte dabei, dass die im Berichtsjahr neu begebenen Anleihen wegen der Marktzinsentwicklung vergleichsweise niedrige Kupons aufweisen, während die getilgte Anleihe noch wesentlich höher verzinst wurde. Kreditrating der RWE AG (Stand: 31.12.2018) scroll Moody's Fitch Langfristige Finanzschulden Senior-Anleihen Baa3 BBB Nachrangige Anleihen (Hybridanleihen) Ba2 BB+ Kurzfristige Finanzschulden P-3 F2 Ausblick stabil stabil Ratingagenturen bestätigen Investment Grade Rating von RWE. Wie hoch unsere Fremdfinanzierungskosten sind, hängt u. a. davon ab, wie unabhängige Ratingagenturen unsere Kreditwürdigkeit beurteilen. Bei RWE nehmen zurzeit Moody's und Fitch solche Bonitätseinstufungen vor. Eine weitere führende Agentur, Standard & Poor's, hatte ihr RWE-Rating im Februar 2018 auf unseren Wunsch zurückgezogen. Hintergrund ist, dass nach dem Schuldentransfer zu innogy so gut wie keine Senior-Anleihen von RWE mehr ausstehen und wir deshalb die Ratings von Moody's und Fitch für ausreichend halten. Vor Beendigung des Ratings hatte Standard & Poor's uns für die langfristige Refinanzierung die Bonitätsnote BBB- gegeben - eine Einstufung, die im Bereich Investment Grade liegt. In dieser Kategorie bewegen sich auch die Beurteilungen durch unsere aktuellen Ratinganbieter: Moody's benotet uns mit Baa3 und Fitch mit BBB. Nach Bekanntwerden unseres geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON haben die beiden Agenturen 2018 eine Überprüfung unserer Bonität vorgenommen und ihre Einschätzungen bekräftigt, jeweils mit stabilem Ausblick. Für unsere kurzfristigen Finanzschulden hat Fitch das Rating sogar um eine Stufe auf F2 angehoben. Für innogy werden dagegen weiterhin von allen drei genannten Agenturen Ratings vergeben. Diese liegen jeweils eine Stufe über denen von RWE, bei stabilem Ausblick: Standard & Poor's bewertet die langfristige Kreditwürdigkeit unserer Tochter mit BBB, Moody's mit Baa2 und Fitch mit BBB+ (bei Senior-Anleihen sogar A-). Die gute Benotung erklärt sich u. a. dadurch, dass innogy wegen des hohen Anteils regulierten Geschäfts ein vergleichsweise stabiles Ertragsprofil aufweist. Detaillierte Informationen zu ihrem Kreditrating gibt die Gesellschaft in ihrem Geschäftsbericht 2018. Kapitalflussrechnung1 scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in Mio. € Funds from Operations 138 -3.971 4.109 Veränderung des Nettoumlaufvermögens 4.473 200 4.273 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 4.611 -3.771 8.382 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -2.999 3.750 -6.749 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -1.559 -997 -562 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel 13 -19 32 Veränderung der flüssigen Mittel 66 -1.037 1.103 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 4.611 -3.771 8.382 Abzüglich Investitionen2 -1.246 -902 -344 Zuzüglich Desinvestitionen/Anlagenabgänge2 74 234 -160 Free Cash Flow 3.439 -4.439 7.878 1 Sämtliche Positionen beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. 2 Erfasst sind nur zahlungswirksame Vorgänge. Außergewöhnlich hoher operativer Cash Flow wegen erhaltener Sicherheitsleistungen. Im Berichtsjahr haben wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten einen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit von 4.611 Mio. € erzielt. Damit lagen wir deutlich über dem negativen Vorjahreswert (- 3.771 Mio. €), der eine hohe Einmalbelastung aus der Dotierung des deutschen Kernenergiefonds enthielt. Aber auch ohne diesen Effekt hat sich unser operativer Cash Flow verbessert. Eine wesentliche Rolle spielt dabei, dass wir 2018 hohe Variation Margins erhalten haben, die Termingeschäfte mit Strom, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten betrafen. Bei Variation Margins handelt es sich um Zahlungen, mit denen Transaktionspartner untereinander Gewinn- oder Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Kontrakte aufgedeckt werden. Ihr Einfluss auf den Cash Flow ist aber nur vorübergehender Natur und kehrt sich mit der Realisierung der Transaktionen um. Durch die Investitionstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten sind 2.999 Mio. € abgeflossen. Neben den auf Seite 50 erläuterten Investitionen haben Wertpapierkäufe dazu beigetragen, während Einnahmen aus der Veräußerung von Sach- und Finanzanlagen gegenläufig wirkten. Im Vorjahr hatte es noch einen hohen Mittelzufluss gegeben (3.750 Mio. €), der großenteils aus dem Verkauf von Wertpapieren stammte; mit den Einnahmen haben wir den Kernenergiefonds dotiert. Aus der Finanzierungstätigkeit unserer fortgeführten Aktivitäten ergab sich in Summe ein Mittelabfluss von 1.559 Mio. € (Vorjahr: 997 Mio. €). Davon entfielen 1,0 Mrd. € auf Ausschüttungen, die wir an RWE-Aktionäre, Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und Hybridkapitalgeber geleistet haben. Im Berichtszeitraum haben wir Finanzschulden in Höhe von 2,8 Mrd. € getilgt und in Höhe von 1,6 Mrd. € neu aufgenommen. Hinzu kamen Einnahmen aus dem Verkauf von Minderheitsanteilen am Offshore-Windkraftprojekt Triton Knoll (siehe Seite 37 f.). Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere liquiden Mittel per saldo um 66 Mio. € erhöht. Die erwähnten hohen Variation Margins schlugen sich auch im Free Cash Flow nieder, der bei 3.439 Mio. € lag. Der Vorjahreswert (- 4.439 Mio. €) war dagegen noch von der Dotierung des Kernenergiefonds geprägt. Nettoschulden1 scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 +/- in Mio. € Flüssige Mittel 3.523 3.933 -410 Wertpapiere 3.863 5.131 -1.268 Sonstiges Finanzvermögen 2.809 1.863 946 Finanzvermögen 10.195 10.927 -732 Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper 1.657 15.099 -13.442 Währungskurssicherung von Anleihen 12 27 -15 Sonstige Finanzverbindlichkeiten 1.107 2.102 -995 Finanzverbindlichkeiten 2.776 17.228 -14.452 Nettofinanzvermögen 7.419 -6.301 13.720 Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 3.287 5.420 -2.133 Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen -213 -103 -110 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 5.944 6.005 -61 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.516 2.322 194 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks 362 359 3 Korrektur Hybridkapital -88 -77 -11 Zuzüglich 50 % des als Eigenkapital ausgewiesenen Hybridkapitals 470 470 - Abzüglich 50 °% des als Fremdkapital ausgewiesenen Hybridkapitals -558 -547 -11 Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten 4.389 - - Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten 14.950 - - Nettoschulden 19.339 20.227 -888 1 Zum Bilanzstichtag sind die nicht fortgeführten Aktivitäten im Sammelposten "Nettoschulden nicht fortgeführter Aktivitäten" erfasst, während sie Ende 2017 noch in den Einzelposten der Tabelle enthalten waren. Nettoschulden etwas niedriger als 2017. Unsere Nettoschulden lagen zum 31. Dezember 2018 bei 19,3 Mrd. €. Davon entfielen 4,4 Mrd. € auf die fortgeführten und der Rest auf die nicht fortgeführten Aktivitäten. Für das Vorjahr werden nur Zahlen für den Konzern insgesamt ausgewiesen. Gegenüber 2017 haben sich die Nettoschulden um 0,9 Mrd. € verringert. Unsere Prognose von März 2018, die einen moderaten Anstieg vorsah, hat sich damit nicht bestätigt. Ausschlaggebend dafür sind die unerwartet hohen Zuflüsse aus Variation Margins. Während die operativen Cash Flows der fortgeführten Aktivitäten (4,6 Mrd. €) und der nicht fortgeführten Aktivitäten (2,0 Mrd. €) die Nettoschulden minderten, gingen von den Investitionen (1,2 bzw. 1,7 Mrd. €) und den Ausschüttungen (1,0 bzw. 0,5 Mrd. €) gegenläufige Wirkungen aus. Darüber hinaus erhöhten sich die Pensionsrückstellungen um 0,8 bzw. 0,7 Mrd. €. Ein Grund dafür ist, dass sich das Planvermögen, mit dem der Großteil der Pensionsverpflichtungen abgedeckt wird, aufgrund negativer Marktentwicklungen verringert hat. Leicht erhöhte außerbilanzielle Verpflichtungen aus dem Einkauf von Strom und Brennstoffen. 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 27,9 Mrd. € bei Brennstoffen (Vorjahr: 25,8 Mrd. €) und 7,8 Mrd. € bei Strom (Vorjahr: 6,8 Mrd. €). Den Werten liegen Annahmen über die voraussichtliche Entwicklung der Commodity-Preise zugrunde. Weitere Informationen über unsere außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 151 im Anhang. Konzernbilanzstruktur scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € in % in Mio. € in % Aktiva Langfristiges Vermögen 18.595 23,2 45.694 66,2 Davon: Immaterielle Vermögenswerte 2.193 2,7 12.383 17,9 Sachanlagen 12.409 15,5 24.9471 36,1 Kurzfristiges Vermögen 61.513 76,8 23.365 33,8 Davon: Forderungen und sonstige Vermögenswerte2 12.254 15,3 12.487 18,1 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 40.496 50,6 128 0,2 Gesamt 80.108 100,0 69.059 100,0 Passiva Eigenkapital 14.257 17,8 11.991 17,4 Langfristige Schulden 20.007 25,0 36.774 53,3 Davon: Rückstellungen 15.863 19,8 19.249 27,9 Finanzverbindlichkeiten 1.998 2,5 14.414 20,9 Kurzfristige Schulden 45.844 57,2 20.294 29,3 Davon: Rückstellungen 2.615 3,3 5.137 7,4 Finanzverbindlichkeiten 766 1,0 2.787 4,0 Sonstige Verbindlichkeiten3 9.667 12,1 12.259 17,8 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 32.796 40,9 111 0,2 Gesamt 80.108 100,0 69.059 100,0 1 Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von Investment Property zu den Sachanlagen 2 Inkl. Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche 3 Inkl. Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuerverbindlichkeiten Eigenkapitalquote: Leichter Anstieg auf 17,8 %. Zum Abschlussstichtag weisen wir eine Bilanzsumme von 80,1 Mrd. € aus, gegenüber 69,1 Mrd. € zum 31. Dezember 2017. Für das laufende Jahr erfassen wir die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy gesondert in den Positionen "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" (40,5 Mrd. €) und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" (32,8 Mrd. €). Eine entsprechende Anpassung der Vorjahreswerte haben wir gemäß IFRS nicht vorgenommen. Dies hat maßgeblich dazu beigetragen, dass sich einzelne Bilanzposten stark verringert haben: Auf der Aktivseite liegen die immateriellen Vermögenswerte nun um 10,2 Mrd. € und die Sachanlagen um 12,5 Mrd. € unter den Werten des Vorjahres; auf der Passivseite sind die Finanzverbindlichkeiten um 14,4 Mrd. € und die Rückstellungen um 5,9 Mrd. € gesunken. Keinen Einfluss hatte die Ausweisänderung auf die Entwicklung der Bilanzsumme. Dass diese um 11,0 Mrd. € höher war als 2017, beruht in erster Linie auf Wertzuwächsen bei Commodity-Derivaten. Das Eigenkapital des RWE-Konzerns ist um 2,3 Mrd. € auf 14,3 Mrd. € gestiegen. Sein Anteil an der Bilanzsumme (Eigenkapitalquote) hat sich ebenfalls erhöht, und zwar um 0,4 Prozentpunkte auf 17,8 %. 1.9 ERLÄUTERUNGEN ZUM JAHRESABSCHLUSS DER RWE AG (HOLDING) Der Einzelabschluss der RWE AG wird maßgeblich vom Geschäftsverlauf bei den Tochterunternehmen beeinflusst. Im vergangenen Jahr haben sich die realisierten Strommargen unserer Erzeugungsgesellschaften RWE Power und RWE Generation insgesamt verringert. Außerdem ist ein positiver Einmaleffekt weggefallen, der sich 2017 aus der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer ergeben hatte. Der Jahresüberschuss der RWE AG war daher stark rückläufig. Mit 0,5 Mrd. € bietet er uns aber ausreichend Spielraum für eine attraktive Dividende. Vorstand und Aufsichtsrat der RWE AG werden der Hauptversammlung im Mai eine Ausschüttung für das Geschäftsjahr 2018 von 0,70 € je Aktie vorschlagen. Jahresabschluss. Die RWE AG stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (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/berichte zur Verfügung. Bilanz der RWE AG (Kurzfassung) scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Aktiva Finanzanlagen 25.166 24.901 Forderungen gegen verbundene Unternehmen 3.669 4.811 Übrige Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 479 505 Wertpapiere und flüssige Mittel 4.864 3.951 Gesamt 34.178 34.168 Passiva Eigenkapital 5.654 6.104 Rückstellungen 2.700 2.368 Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen 23.169 22.623 Übrige Verbindlichkeiten 2.655 3.073 Gesamt 34.178 34.168 Gewinn- und Verlustrechnung der RWE AG (Kurzfassung) scroll in Mio. € 2018 2017 Ergebnis aus Finanzanlagen 1.091 2.268 Zinsergebnis -391 -339 Sonstige Erträge und Aufwendungen -227 -345 Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -1 -172 Jahresüberschuss 472 1.412 Einstellung in andere Gewinnrücklagen -42 -490 Bilanzgewinn 430 922 Vermögenslage. Die RWE AG wies zum 31. Dezember 2018 eine Bilanzsumme von 34,2 Mrd. € aus. Das ist genauso viel wie im Vorjahr. Wesentliche Veränderungen auf der Aktivseite der Bilanz ergaben sich u. a. bei den Forderungen gegen verbundene Unternehmen, die sich verringert haben. Eine Rolle spielte dabei, dass RWE Power ihr Ergebnis von 2017 an uns abgeführt hat und dieses Ergebnis wegen der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer durch den Bund außergewöhnlich hoch war. Gestiegen sind die Bestände an Wertpapieren und flüssigen Mitteln. Eine Rolle spielte dabei, dass unsere Tochtergesellschaft RWE Supply & Trading hohe Sicherheitsleistungen erhalten hat, die Termingeschäfte mit Strom, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten betrafen (siehe Seite 53). Auf der Passivseite der Bilanz erhöhten sich die Pensionsrückstellungen. Hier kam zum Tragen, dass die zur Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte verwendeten Diskontierungssätze nach unten angepasst werden mussten und dass wir Wertberichtigungen auf das Deckungsvermögen für die Pensionsverpflichtungen vorgenommen haben. Gestiegen sind auch die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen, die sich aus unserer Verpflichtung ergeben, die Verluste dieser Gesellschaften zu übernehmen. Die sonstigen Verbindlichkeiten waren dagegen rückläufig, u. a. weil wir die kurzfristige Refinanzierung über Commercial Paper zum Bilanzstichtag auf null zurückgefahren haben. Das Eigenkapital verringerte sich ebenfalls - und bei konstanter Bilanzsumme dementsprechend auch die Eigenkapitalquote: Diese lag zum 31. Dezember 2018 bei 16,5 %, gegenüber 17,9 % im Vorjahr. Zum Rückgang trug bei, dass die RWE AG für das Geschäftsjahr 2017 eine Sonderdividende von 1 € je Aktie gezahlt hat. Finanzlage. Die RWE AG ist finanziell solide aufgestellt und verfügt über eine Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente. Das spiegelt sich in unseren langfristigen Kreditratings wider, die im Bereich Investment Grade liegen. Ausführliche Informationen über die Finanzlage von RWE und über unsere Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr finden Sie auf Seite 51ff. Ertragslage. Verglichen mit 2017 hat sich die Ertragslage der RWE AG verschlechtert. Maßgeblich dafür waren Faktoren, die sich im Ergebnis aus Finanzanlagen niederschlugen. Dieses ist um 1.177 Mio. € auf 1.091 Mio. € gesunken. Wie bereits dargelegt, hatte RWE Power im Geschäftsjahr 2017 von der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer profitiert. Dieser Einmaleffekt ist nun weggefallen. Außerdem haben sich die Margen in der konventionellen Stromerzeugung und im Energiehandel verringert. Das Zinsergebnis verschlechterte sich um 52 Mio. € auf -391 Mio. €. Ausschlaggebend dafür waren die erwähnten Wertberichtigungen auf das Deckungsvermögen für die Pensionsverpflichtungen. Der Saldo aus sonstigen Erträgen und Aufwendungen hat sich um 118 Mio. € auf -227 Mio. € verbessert, weil Aufwendungen aus der Auflösung von Abgrenzungsposten aus dem Vorjahr weggefallen sind. Belastungen im Berichtsjahr ergaben sich u. a. aus Projektkosten im Zusammenhang mit dem anstehenden Tauschgeschäft mit E.ON, über das wir auf Seite 35 f. informieren. Bei einem Steueraufwand von 1 Mio. € (Vorjahr: 172 Mio. €) kommt die RWE AG für 2018 auf einen Jahresüberschuss von 472 Mio. € (Vorjahr: 1.412 Mio. €). Der Bilanzgewinn in Höhe von 430 Mio. € entspricht der geplanten Ausschüttung an unsere Aktionäre. Aufsichtsrat und Vorstand der RWE AG werden der Hauptversammlung am 3. Mai 2019 eine Dividende für das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 0,70 € je Aktie vorschlagen. Ausblick 2019. Die Ertragsperspektiven der RWE AG hängen maßgeblich vom Geschäftsverlauf ihrer Tochtergesellschaften ab. Unsere aktuellen Einschätzungen dazu stimmen uns zuversichtlich, 2019 einen Jahresüberschuss erzielen zu können, der etwas über dem von 2018 liegt. Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB. Der Vorstand der RWE AG hat am 15. Februar 2019 eine Erklärung zur Unternehmensführung nach §§ 289f und 315d HGB abgegeben. Sie ist veröffentlicht unter www.rwe.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung. 1.10 DARSTELLUNG DES RWE-KONZERNS MIT INNOGY ALS REINER FINANZBETEILIGUNG Seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 kann unsere Tochter innogy ihre Geschäftstätigkeit eigenständig ausüben. Für uns hat sie daher den Status einer reinen Finanzbeteiligung. Bei der Unternehmensplanung orientieren wir uns daher auch an Konzernzahlen, die diesen Status besser widerspiegeln, als es die IFRS-Konsolidierungsgrundsätze erlauben. Wir ermitteln diese Zahlen, indem wir innogy in der Bilanz unter den Finanzanlagen und in der Gewinn- und Verlustrechnung mit der an uns gezahlten Dividende berücksichtigen. Für 2018 ergibt sich so ein bereinigtes EBITDA von 1,5 Mrd. €. Der Wert liegt im Rahmen unserer Erwartungen. Die Nettoschulden belaufen sich auf 2,3 Mrd. € und sind damit niedriger, als wir zunächst angenommen hatten. Vollkonsolidierung gibt Status der RWE-Beteiligung an innogy nur eingeschränkt wieder. Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) müssen wir Gesellschaften, die von der RWE AG mittel- oder unmittelbar beherrscht werden, im Konzernabschluss vollkonsolidieren. Das heißt, die betroffenen Aktivitäten gehen mit ihren Erlösen, Aufwendungen, Cash Flows, Vermögenswerten, Schulden etc. in die Konzernzahlen ein. Anzuwenden ist diese Vorgehensweise auch im Fall unserer 76,8 %-Beteiligung an innogy, wobei wir jene Geschäftsteile der Gesellschaft, die durch das Tauschgeschäft mit E.ON den Konzern verlassen werden, seit 2018 als "nicht fortgeführte Aktivitäten" gesondert erfassen. Diese Darstellungsform korrespondiert aber nur eingeschränkt mit der Art und Weise, wie wir innogy steuern. Die Gesellschaft hat für uns den Status einer reinen Finanzbeteiligung. Dokumentiert wird dies durch eine Grundlagenvereinbarung, nach der innogy unternehmerisch eigenständig agieren kann und die RWE AG ihren Einfluss ausschließlich über die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und Hauptversammlung ausübt. Angepasstes Zahlenwerk. Für Planungszwecke nutzen wir daher eine von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen abweichende Darstellungsweise, die dem tatsächlichen Verhältnis der RWE AG zu innogy besser entspricht. Dabei gehen wir so vor, dass wir die innogy-Beteiligung in der Bilanz den "übrigen Finanzanlagen" zuordnen. Der dabei verwendete Wertansatz ergibt sich aus der Anzahl unserer innogy-Aktien, multipliziert mit einem Stückpreis von 38,40 €, der sich aus den Konditionen des bevorstehenden Verkaufs an E.ON ergibt. In den Ergebniszahlen des Konzerns ist innogy ausschließlich mit der Dividende für RWE berücksichtigt, die sich 2018 auf 683 Mio. € belief. Daneben wirkt sich die geänderte Bilanzierung auch indirekt auf unser Zahlenwerk aus, weil Geschäfte des Restkonzerns mit innogy fiktiv wie Geschäfte mit Dritten behandelt werden. Bereinigtes EBITDA im Rahmen der Erwartungen. Die folgende Übersicht stellt einige wesentliche Finanzkennzahlen dar, die sich nach der oben beschriebenen Methodik ergeben. Das bereinigte EBITDA betrug 1.521 Mio. € (Vorjahr: 2.066 Mio. €) und das bereinigte Nettoergebnis 591 Mio. € (Vorjahr: 973 Mio. €). Die Ist-Zahlen lagen damit in den jeweiligen Prognosebandbreiten von 1,4 bis 1,7 Mrd. € bzw. 0,5 bis 0,8 Mrd. € (siehe Geschäftsbericht 2017, Seite 85). Die Nettoschulden in Höhe von 2.280 Mio. € (Vorjahr: 4.510 Mio. €) waren dagegen niedriger als geplant. Für sie hatten wir zu Jahresbeginn einen leichten Anstieg vorausgesagt. Der deutliche Rückgang ist auf unerwartet hohe Mittelzuflüsse aus Sicherheitsleistungen zurückzuführen (siehe Seite 53). Kennzahlen für den RWE-Konzern unter Einbeziehung von innogy als nicht vollkonsolidierte Finanzbeteiligung1 scroll in Mio. € 2018 2017 +/- in % Bereinigtes EBITDA 1.521 2.066 -26,4 Bereinigtes EBIT 953 1.474 -35,3 Ergebnis vor Steuern 305 2.320 -86,9 Nettoergebnis 265 2.160 -87,7 Bereinigtes Nettoergebnis 591 973 -39,3 Nettofinanzvermögen 9.266 6.070 52,7 Nettoschulden 2.280 4.510 -49,4 1 Die Zahlen sind abweichend von IFRS-Vorgaben ermittelt worden. Neben der Erfassung von innogy als Finanzbeteiligung betrifft dies u. a. die folgenden Punkte: Liefer- und Leistungsverträge des Restkonzerns mit innogy sind durchweg als schwebende Geschäfte bilanziert worden, auch wenn sie gegebenenfalls mit dem beizulegenden Zeitwert zu bewerten gewesen wären. Rückstellungen für eventuell drohende Verluste aus diesen Geschäften haben wir nicht gebildet. Für Liefer- und Leistungsbeziehungen mit externen Dritten und damit verbundenen Rückstellungen ist die Bilanzierung aus dem IFRS-Konzernabschluss übernommen worden. Gleiches gilt für die bilanziellen Effekte von Sicherungsbeziehungen und für latente Steuern. 1.11 ÜBERNAHMERECHTLICHE ANGABEN Gegenstand dieses Kapitels sind die Angaben nach §§ 315a Abs. 1 und 289a Abs. 1 des Handelsgesetzbuchs sowie nach § 176 Abs. 1 Satz 1 Aktiengesetz. Dargestellt werden gesellschaftsspezifische Regelungen, die u. a. die Anpassung der Kapitalstruktur durch den Vorstand oder den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle betreffen. Bei RWE entsprechen all diese Bestimmungen den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen. Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals. Das gezeichnete Kapital der RWE AG besteht aus 575.745.499 nennbetragslosen Stammaktien und 39.000.000 nennbetragslosen Vorzugsaktien ohne Stimmrecht, die jeweils auf den Inhaber lauten. Das entspricht Anteilen von 93,7 % bzw. 6,3 % am gezeichneten Kapital. Die Inhaber der Vorzugsaktien haben Vorrang bei der Verteilung des Bilanzgewinns. Dieser wird gemäß Satzung in folgender Reihenfolge verwendet: 1) zur Nachzahlung etwaiger Rückstände von Gewinnanteilen auf die Vorzugsaktien aus den Vorjahren, 2) zur Zahlung eines Vorzugsgewinnanteils von 0,13 € je Vorzugsaktie, 3) zur Zahlung eines Gewinnanteils auf die Stammaktien von bis zu 0,13 € je Stammaktie, 4) zur gleichmäßigen Zahlung etwaiger weiterer Gewinnanteile auf die Stamm- und Vorzugsaktien, soweit die Hauptversammlung keine andere Verwendung beschließt. Die Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals sowie die Ausgestaltung der Rechte und Pflichten der Aktionäre entsprechen den gesetzlichen und satzungsmäßigen Vorgaben. Kapitalbeteiligungen von mehr als 10 % der Stimmrechte. Zum 31. Dezember 2018 gab es keine Beteiligung an der RWE AG, die bei über 10 % der Stimmrechte lag. Beschränkungen bei der Übertragung von Aktien. Im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms der RWE AG sind im abgelaufenen Geschäftsjahr 196.560 RWE-Stammaktien an Mitarbeiter ausgegeben worden. Diese Titel unterliegen bis zum 31. Dezember 2019 einer Verfügungsbeschränkung. Im vergangenen Jahr sind erstmals auch in Großbritannien Belegschaftsaktienprogramme aufgelegt worden. Teilnahmeberechtigt waren Mitarbeiter von RWE Generation UK plc, RWE Technology UK Limited und RWE Supply & Trading GmbH UK Branch. Im Rahmen der Programme wurden insgesamt 29.452 RWE-Stammaktien erworben. Diese Titel unterliegen einer Verfügungsbeschränkung von fünf Jahren ab dem Tag der Zuteilung. Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen. Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands ist durch §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG) in Verbindung mit § 31 Mitbestimmungsgesetz geregelt. Satzungsänderungen richten sich nach §§ 179 ff. AktG in Verbindung mit § 16 Abs. 6 der Satzung der RWE AG. Der genannte Satzungsparagraph sieht vor, dass Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Mehrheit der abgegebenen Stimmen und, soweit außerdem eine Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Mehrheit des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals gefasst werden, falls nicht das Gesetz oder die Satzung etwas anderes vorschreibt. 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. Befugnis der RWE AG zum Erwerb eigener Aktien. Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 wurde die RWE AG ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls der 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 eingezogen werden. Ferner dürfen sie 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 26. April 2018 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 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 es jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats 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 zustehen. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats den weiteren Inhalt der Aktienrechte und die Bedingungen der Aktienausgabe festzulegen. Insgesamt darf das Grundkapital durch Ausgabe neuer Aktien unter Bezugsrechtsausschluss um nicht mehr als 20 % erhöht werden. Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung. Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change of Control) beziehen. Bezüglich der Senior-Anleihe, die im Zuge der Schuldenübertragung auf innogy mit einem Restbetrag bei der RWE AG verblieben ist, gibt es 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. Für unsere nachrangigen Hybridanleihen gilt in einem solchen Fall, dass die RWE AG sie innerhalb des festgelegten Kontrollwechselzeitraums kündigen kann. Geschieht das nicht, erhöht sich die jährliche Vergütung, die für die Hybridanleihen zu gewähren ist, um 500 Basispunkte. Auch die syndizierte Kreditlinie der RWE AG über 3 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 entsprechende Regelung gilt für die Kreditlinie, die uns im Zusammenhang mit dem vorübergehenden Erwerb des 50,04 %-Anteils an der innogy Grid Holding eingeräumt wurde (siehe Seite 39). 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 sich dadurch wesentliche Nachteile für sie ergeben können. In diesem Fall steht es ihnen frei, ihr Amt innerhalb eines halben Jahres nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle aus wichtigem Grund niederzulegen, wobei eine Frist von drei Monaten einzuhalten ist. Zusätzlich können sie die Beendigung des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen. Die Höhe der Einmalzahlung entspricht den Bezügen, die bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit angefallen wären, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Aktienbasierte Vergütungen sind hier nicht eingerechnet. Diese Regelung entspricht den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex. Im Strategic Performance Plan, den wir auf Seite 64 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, aber 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 in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis dahin pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig zugeteilten Performance Shares verfallen ersatz- und entschädigungslos. 1.12 VERGÜTUNGSBERICHT Eine leistungsorientierte und transparente Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gilt als Grundvoraussetzung für eine gute Unternehmensführung. Gerade institutionelle Anleger messen ihr große Bedeutung bei. Im Folgenden erläutern wir die Struktur und die Höhe der Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats und des Vorstands der RWE AG. Neben den Vorgaben des deutschen Aktien- und Handelsrechts berücksichtigen wir dabei auch alle Empfehlungen, die der Deutsche Corporate Governance Kodex zur Ausgestaltung und Darstellung der Vergütungssysteme macht. Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats Grundlegendes. Die Vergütung des Aufsichtsrats ist in der Satzung der RWE AG geregelt. Danach steht dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats pro Geschäftsjahr eine Festvergütung von 300 Tsd. € zu. Seinem Stellvertreter werden 200 Tsd. € gewährt. Die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten 100 Tsd. € und darüber hinaus eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten, die wie folgt geregelt ist: Die Mitglieder des Prüfungsausschusses bekommen ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 bzw. 40 Tsd. € gezahlt - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses, dessen Mitglieder kein Zusatzentgelt erhalten. 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 diese Aktien für die Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG halten. Im vergangenen Jahr sind alle Mitglieder, die ihre Vergütung nicht abführen, der Selbstverpflichtung bezüglich ihrer Vergütung für 2017 nachgekommen. Für jene Mitglieder, die 2018 neu in das Gremium aufgenommen wurden, gilt die Selbstverpflichtung erstmals für die Anfang 2019 ausgezahlte Vergütung für das Geschäftsjahr 2018. Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats Vergütung für das Geschäftsjahr 2018. Die Gesamtvergütung der Aufsichtsratsmitglieder (ohne Auslagen) summierte sich für das Geschäftsjahr 2018 auf 3.480 Tsd. € (Vorjahr: 3.637 Tsd. €). Davon entfielen 460 Tsd. € (Vorjahr: 459 Tsd. €) auf Vergütungen für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats und 720 Tsd. € (Vorjahr: 877 Tsd. €) auf Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften. Die folgende Tabelle zeigt die Aufsichtsratsvergütung für alle Personen, die dem Gremium in den Jahren 2017 und/oder 2018 angehörten. Vergütung des Aufsichtsrats1 scroll Feste Vergütung Ausschussvergütung Mandatsvergütung bei Tochtergesellschaften2 in Tsd. € 2018 2017 2018 2017 2018 2017 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 300 300 - - - 300 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 200 200 - - 200 200 Michael Bochinsky (seit 01.08.2018) 42 - 17 - - - Reiner Böhle 100 100 20 20 - 120 Sandra Bossemeyer 100 100 20 20 - - Martin Bröker (seit 01.09.2018) 33 - - - - - Ute Gerbaulet (seit 27.04.2017) 100 68 - - - - Reinhold Gispert (27.04.2017 bis 31.07.2018) 58 68 23 26 - 14 Arno Hahn (bis 27.04.2017) - 32 - 13 - 18 Andreas Henrich (bis 31.08.2018) 67 100 - - - - Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 100 100 20 20 - - Dr. h.c. Monika Kircher 100 100 - - - - Martina Koederitz (20.04.2016 bis 27.04.2017) - 32 - - - 38 Monika Krebber 100 100 20 20 120 67 Harald Louis 100 100 20 20 20 40 Dagmar Mühlenfeld 100 100 20 20 - - Peter Ottmann 100 100 20 20 - - Günther Schartz 100 100 20 20 - - Dr. Erhard Schipporeit 100 100 80 80 300 - Dr. Wolfgang Schüssel 100 100 40 40 - - Ullrich Sierau 100 100 40 40 - - Ralf Sikorski 100 100 40 40 50 50 Marion Weckes 100 100 40 40 - - Leonhard Zubrowski 100 100 20 20 30 30 Gesamt3 2.300 2.301 460 459 720 877 scroll Gesamtbezüge3 in Tsd. € 2018 2017 Dr. Werner Brandt, Vorsitzender 300 600 Frank Bsirske, stellv. Vorsitzender 400 400 Michael Bochinsky (seit 01.08.2018) 59 - Reiner Böhle 120 240 Sandra Bossemeyer 120 120 Martin Bröker (seit 01.09.2018) 33 - Ute Gerbaulet (seit 27.04.2017) 100 68 Reinhold Gispert (27.04.2017 bis 31.07.2018) 81 108 Arno Hahn (bis 27.04.2017) - 63 Andreas Henrich (bis 31.08.2018) 67 100 Prof. Dr. Hans-Peter Keitel 120 120 Dr. h.c. Monika Kircher 100 100 Martina Koederitz (20.04.2016 bis 27.04.2017) - 71 Monika Krebber 240 187 Harald Louis 140 160 Dagmar Mühlenfeld 120 120 Peter Ottmann 120 120 Günther Schartz 120 120 Dr. Erhard Schipporeit 480 180 Dr. Wolfgang Schüssel 140 140 Ullrich Sierau 140 140 Ralf Sikorski 190 190 Marion Weckes 140 140 Leonhard Zubrowski 150 150 Gesamt3 3.480 3.637 1 Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung. 2 Mandatsvergütungen bei Tochtergesellschaften sind nur insoweit einbezogen, als sie auf Zeiträume der Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der RWE AG entfallen. 3 Die kaufmännische Rundung von Einzelwerten kann dazu führen, dass sich diese in der Tabelle nicht exakt aufaddieren. Struktur der Vergütung des Vorstands Grundlegendes. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der RWE AG festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind. Das im Folgenden erläuterte Vergütungssystem wird seit dem 1. Oktober 2016 angewendet. Es besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten. Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsabhängigen Komponenten zählen die Tantieme und als langfristiger Vergütungsbestandteil eine aktienbasierte Vergütung. Empfänger der Vorstandsvergütung. Im zurückliegenden Geschäftsjahr erhielten Dr. Rolf Martin Schmitz und Dr. Markus Krebber Leistungen für Vorstandstätigkeiten bei der RWE AG. Rolf Martin Schmitz ist seit 1. Mai 2009 Mitglied des Vorstands und seit 15. Oktober 2016 dessen Vorsitzender. Seine Bestellung in den Vorstand endet am 30. Juni 2021. Markus Krebber wurde zum 1. Oktober 2016 für zunächst drei Jahre in das Gremium berufen und verantwortet seit dem 15. Oktober 2016 das Finanzressort. Im Dezember 2018 ist seine Bestellung um fünf Jahre bis zum 30. September 2024 verlängert worden. Erfolgsunabhängige Vergütung des Vorstands Festgehalt und Versorgungsentgelt. Die Mitglieder des Vorstands der RWE AG beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausbezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht ihnen für jedes Dienstjahr ein individuell festgelegter Betrag als Versorgungsentgelt zu, sofern sie nicht - wie im Fall von Rolf Martin Schmitz - bereits vor Einführung des Versorgungsentgelts dem Vorstand angehörten und deshalb eine Pensionszusage erhalten haben (siehe Seite 67). Das Versorgungsentgelt wird wahlweise bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat RWE eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Regelaltersgrenze erreichen Vorstandsmitglieder der RWE AG mit 63 Jahren. Danach ist eine Wiederbestellung für jeweils ein Jahr möglich, maximal jedoch bis zur Vollendung des 65. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können beim Wechsel in den Ruhestand zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten sie oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit im Rahmen früherer Tätigkeiten im RWE-Konzern Ruhegeldansprüche erworben wurden, bleiben diese unverändert bestehen. Sach- und sonstige Bezüge. Zu den erfolgsunabhängigen Vergütungsbestandteilen gehören auch die Sach- und sonstigen Bezüge. Sie bestehen im Wesentlichen aus der Dienstwagennutzung und den Prämien zur Unfallversicherung. Erfolgsabhängige Vergütung des Vorstands Tantieme. Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung des Unternehmens als auch von der Erreichung individueller und kollektiver Ziele des Vorstands abhängt. Ausgangspunkt für ihre Ermittlung ist die sogenannte Unternehmenstantieme, die von der Höhe des bereinigten EBIT (EBIT abzüglich des neutralen Ergebnisses) abhängt und auf die im Folgenden beschriebene Weise ermittelt wird. Der Aufsichtsrat legt zu Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres einen Zielwert sowie eine Unter- und eine Obergrenze für das bereinigte EBIT fest. Nach Ablauf des Geschäftsjahres wird das tatsächlich erreichte bereinigte EBIT mit diesem Zielwert verglichen. Stimmen die Werte überein, beträgt die Zielerreichung 100 %. Die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Liegt das bereinigte EBIT exakt an der vorab definierten Untergrenze, beträgt die Zielerreichung 50 %; liegt es an der Obergrenze, beträgt die Zielerreichung 150 %. Im dazwischen liegenden Wertebereich wird die Zielerreichung linear angepasst. Ist das bereinigte EBIT niedriger als die Untergrenze, wird keine Unternehmenstantieme gezahlt. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zielerreichung von 150 %. Die Regelungen des Vorstands-Vergütungssystems sehen vor, dass der Aufsichtsrat Anpassungen am bereinigten EBIT vornehmen kann. Solche Anpassungen können u. a. Veräußerungsergebnisse, Rückstellungsveränderungen, außerplanmäßige Abschreibungen und deren Folgewirkungen betreffen. Die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser kann zwischen 0,8 und 1,2 liegen. Welcher Wert erreicht wird, hängt von folgenden Kriterien ab, die jeweils mit einem Drittel gewichtet werden: (1) der Erreichung individueller Ziele, (2) der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands sowie (3) Leistungen auf dem Gebiet der Corporate Responsibility (CR) und der Mitarbeitermotivation. Der Erfolg auf dem Gebiet der CR hängt von der Erreichung ökologischer und gesellschaftlicher Ziele ab und wird in unserer Nachhaltigkeitsberichterstattung dokumentiert. Die Mitarbeitermotivation messen wir anhand eines Motivationsindex, der sich auf anonyme Befragungen zur Leistungsbereitschaft und zur Zufriedenheit unserer Mitarbeiter stützt. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die Leistung der Vorstandsmitglieder in den drei genannten Kriterien und bestimmt so ihren individuellen Leistungsfaktor. Dies geschieht nach Maßgabe der Ziele und Zielwerte, die er zu Anfang des Geschäftsjahres verbindlich festgelegt hat. Die so ermittelte Tantieme wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Die Zielgröße des bereinigten EBIT, das zur Bestimmung der Unternehmenstantieme verwendet wird, ist per Aufsichtsratsbeschluss vom September 2018 umgestellt worden. In der Vergangenheit war die innogy SE, an der wir mit 76,8 % beteiligt sind, bei der EBIT-Ermittlung gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) als vollkonsolidierte Tochtergesellschaft berücksichtigt worden. Wie auf Seite 40 erläutert, hat das geplante Tauschgeschäft mit E.ON methodische Anpassungen der Rechnungslegung erforderlich gemacht, sodass ein bereinigtes EBIT nach alter Definition nicht mehr vorliegt. Für die Performance-Messung verwenden wir nun ein bereinigtes EBIT, das die aktuelle Situation von RWE besser widerspiegelt und weiterhin ermittelt wird. innogy wird dabei abweichend von den IFRS-Konsolidierungsgrundsätzen als reine Finanzbeteiligung erfasst. Nähere Informationen zu dieser Vorgehensweise finden Sie auf Seite 58. Wegen der geänderten Abgrenzung des bereinigten EBIT musste der Zielwert für die Performance-Messung nachträglich angepasst werden. Dies ist vom Aufsichtsrat der RWE AG im September 2018 entschieden worden. Der Deutsche Corporate Governance Kodex (DCGK) empfiehlt, dass nachträgliche Änderungen der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter ausgeschlossen sein sollen (Ziffer 4.2.3, Absatz 2, Satz 8). In unserer am 21. September 2018 veröffentlichten Entsprechenserklärung haben wir angegeben, dass wir dem Kodex in diesem Punkt nicht gefolgt sind. Allerdings gehen wir davon aus, dass wir nicht gegen die Grundintention der Empfehlung verstoßen haben, da die Aktualisierung der Zielwerte methodisch begründet und aktienrechtlich geboten war. Aktienbasierte Vergütung. Den Mitgliedern des Vorstands wird außerdem eine aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (kurz: SPP) der RWE AG gewährt. Der SPP honoriert das Erreichen langfristiger Ziele. Maßgeblich für den Erfolg sind hier die Höhe des bereinigten Nettoergebnisses und die Performance der RWE-Stammaktie (Rendite aus Kursentwicklung und Dividende) über einen Zeitraum von mehreren Jahren. Durch die Verknüpfung der Vergütung mit der langfristigen Aktienkursentwicklung wird der Vorstand darin bestärkt, bei seinen Entscheidungen die Perspektive der Unternehmenseigentümer einzunehmen. Der SPP basiert auf bedingt zugeteilten Performance Shares. Diese werden jeweils zum 1. Januar eines Geschäftsjahres gewährt. Die Planbedingungen des SPP sehen eine Übergangstranche im Einführungsjahr 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für 2017, 2018 und 2019 vor. Die Vorstandsmitglieder erhalten je Tranche ein Zuteilungsschreiben, in dem ihr individueller Brutto-Zuteilungsbetrag aufgeführt ist. Die -noch vorläufige - Anzahl der Performance Shares ergibt sich, indem dieser Betrag durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt wird. Die Performance Shares haben eine Laufzeit von vier Jahren (Vesting-Periode). Nach Ablauf des ersten Jahres wird die Anzahl der endgültig zugeteilten Performance Shares festgestellt. Sie hängt vom bereinigten Nettoergebnis ab, das RWE in diesem Jahr erzielt hat. Dabei wird der Ist-Wert mit einem vorab definierten Zielwert verglichen. Das Vorgehen ist ähnlich wie bei der Bestimmung der Unternehmenstantieme. Der Aufsichtsrat legt im Vorfeld einen Zielwert, eine Untergrenze und eine Obergrenze für das bereinigte Nettoergebnis fest, wobei er sich an der genehmigten Mittelfristplanung orientiert. Entspricht der Ist-Wert exakt dem Zielwert, werden 100 % der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Liegt das bereinigte Nettoergebnis exakt an der Untergrenze, werden 50 % der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt, liegt es an der Obergrenze, beträgt die endgültige Zuteilung 150 %. Unterschreitet das bereinigte Nettoergebnis die Untergrenze, verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Wird die Obergrenze überschritten, bleibt es bei der maximalen Zuteilung von 150 %. Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode werden die final festgeschriebenen Performance Shares vollständig und in bar an die Mitglieder des Vorstands ausbezahlt. Der Auszahlungsbetrag hängt von der Performance der RWE-Stammaktie ab. Er entspricht der Anzahl der final zugeteilten Performance Shares, multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der RWE-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode und den Dividenden, die während der Haltefrist ausgezahlt worden sind. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Aktienperformance ist die Auszahlung auf höchstens 200 % des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt. Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, 25 % des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in RWE-Aktien zu reinvestieren. Die Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden. Nach dem Ausscheiden eines Vorstandmitglieds am Ende der Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden am Ende der Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen alle Performance Shares, die noch nicht das Ende der Planlaufzeit erreicht haben. Der SPP enthält überdies eine sogenannte Malus-Regelung. Danach kann der Aufsichtsrat ein Fehlverhalten von Vorstandsmitgliedern, z. B. gravierende Verstöße gegen den Verhaltenskodex der Gesellschaft, mit einer Kürzung oder vollständigen Streichung laufender SPP-Tranchen ahnden. Der Aufsichtsrat hat 2016 für alle vorgesehenen Tranchen des SPP (2016 bis 2019) Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis festgelegt. Dabei sind auch die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Die Planbedingungen des SPP sehen vor, dass der Aufsichtsrat die Ziel- und Grenzwerte nur in sehr begrenztem Umfang und in abschließend definierten Fällen nachträglich anpassen darf. Solche Anpassungen sind zulässig, wenn damit Auswirkungen von Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen und regulatorischen Änderungen berücksichtigt werden, die bei der Festlegung der Werte noch nicht bekannt oder absehbar waren. Wie bereits in den Ausführungen zur Tantieme dargelegt, haben wir 2018 wegen des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON einen Methodenwechsel bei der Erhebung der Zahlen vorgenommen. Dies betraf auch das bereinigte Nettoergebnis, das wir in der Vergangenheit aus dem IFRS-Nettoergebnis abgeleitet hatten und nun in der auf Seite 58 erläuterten Weise ermitteln, d. h. unter Berücksichtigung von innogy als reiner Finanzbeteiligung. Dementsprechend sind auch die Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis bei den SPP-Tranchen für 2018 und 2019 nachträglich angepasst worden. In der bereits erwähnten Entsprechenserklärung am 21. September 2018 haben wir die Öffentlichkeit auch über diese Abweichung vom DCGK informiert. 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 zu 100 % erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur: Das Festgehalt macht rund 30 % der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung, also die Tantieme, entfällt ein Anteil von etwa 30 %. Der SPP als langfristige Vergütungskomponente deckt rund 40 % der Gesamtvergütung ab. Begrenzung der Vorstandsvergütung. Wie bereits erläutert, sind die variablen Vergütungsbestandteile nach oben begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150 % des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (0,8 bis 1,2), werden höchstens 180 % des Tantiemebudgets erreicht. Für die aktienbasierte Vergütung nach dem SPP gilt, dass die Auszahlung der Performance Shares nach Ablauf der Vesting-Periode bei maximal 200 % des Zuteilungsbudgets liegen kann. Wegen der genannten Maximalwerte gibt es auch eine Obergrenze für die Gesamtvergütung (siehe Schaubild auf der nächsten Seite). Bandbreite der Vorstandsvergütung Auszahlungszeitpunkte. Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausbezahlt, soweit es nicht in eine Versorgungszusage überführt worden ist. Nach Ablauf eines Geschäftsjahres stellt der Aufsichtsrat die Zielerreichung für die Unternehmenstantieme fest und bestimmt den individuellen Leistungsfaktor. Die Tantieme kommt im Monat der Hauptversammlung zur Auszahlung, die sich mit dem Jahresabschluss der RWE AG befasst. Nach Beendigung der vierjährigen Planlaufzeit werden die Performance Shares aus dem SPP ausbezahlt, und zwar im Monat der ordentlichen Hauptversammlung des Folgejahres. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25 % des Auszahlungsbetrags in RWE-Stammaktien investieren und dürfen die Titel erst liquidieren, wenn nach der vierjährigen Vesting-Periode drei weitere Kalenderjahre vergangen sind. Somit dauert es insgesamt sieben Jahre, bis die Vorstandsmitglieder über ihre volle Vergütung verfügen können. Zeitliches Auszahlungsprofil der Vorstandsvergütung für ein Geschäftsjahr Regelung zur Altersversorgung. Bis zur Einführung des bereits beschriebenen Versorgungsentgelts am 1. Januar 2011 ist den Mitgliedern des Vorstands eine Pensionszusage erteilt worden. Von den Vorstandsmitgliedern des Jahres 2018 betrifft dies Rolf Martin Schmitz; seine bereits 2009 erteilte Pensionszusage wird unverändert fortgeführt. Sie gewährt ihm einen Anspruch auf ein lebenslanges Ruhegeld, das bei Ausscheiden aus dem Vorstand der RWE AG nach Erreichung des 60. Lebensjahres, dauerhafter Arbeitsunfähigkeit oder einer von der Gesellschaft ausgehenden vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags gezahlt 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 Dienstjahre ergibt. Wechsel der Unternehmenskontrolle. Sollte der Fall eintreten, dass Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und sich daraus wesentliche Nachteile für die Vorstandsmitglieder ergeben, haben diese ein Sonderkündigungsrecht. Sie können ihr Amt innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und die Beendigung ihres 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 vereinen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch dann 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 Wertes 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 nach dem SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausbezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos. Vorzeitige Beendigung der Vorstandstätigkeit und Abfindungsobergrenze. Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des DCGK eine Vereinbarung, dass im Falle einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrags vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze). Höhe der Vergütung des Vorstands Gesamtbetrag und Einzelbestandteile der Vergütung für 2018. Im Folgenden wird die Vergütung dargestellt, die den Mitgliedern des Vorstands der RWE AG für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2018 gewährt worden ist. Ermittelt wurde sie nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB). Die Gesamtvergütung des Vorstands für das zurückliegende Geschäftsjahr belief sich auf 6.880 Tsd. €. Der Vorjahreswert hatte bei 7.274 Tsd. € gelegen; darin enthalten sind noch Bezüge von Uwe Tigges, der Ende April 2017 aus dem Vorstand ausgeschieden ist. Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten, also das Festgehalt der Vorstandsmitglieder, die Sach- und sonstigen Bezüge und das Versorgungsentgelt, summierten sich 2018 auf 2.246 Tsd. € (Vorjahr: 2.342 Tsd. €). Nach HGB zählt der jährliche Dienstzeitaufwand für die Pensionszusage an Rolf Martin Schmitz nicht zur Vergütung, wohl aber das an Markus Krebber ausbezahlte Versorgungsentgelt in Höhe von 300 Tsd. € (Vorjahr: 255 Tsd. €). Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile betrugen 2018 insgesamt 4.634 Tsd. € (Vorjahr: 4.932 Tsd. €). Davon entfielen 2.284 Tsd. € (Vorjahr: 2.365 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2018 und 2.350 Tsd. € (Vorjahr: 2.567 Tsd. €) auf die Zuteilung von Performance Shares aus dem SPP. Wie auf Seite 64 dargelegt, ermitteln wir das für die Höhe der Tantieme maßgebliche bereinigte EBIT seit dem vergangenen Jahr nach einer neuen Methode, bei der innogy als reine Finanzbeteiligung berücksichtigt wird. Deshalb ist der Zielwert für 2018 nachträglich angepasst worden, und zwar auf 831 Mio. € (Zielerreichung von 100 %) bei einer Untergrenze von 131 Mio. € (Zielerreichung von 50 %) und einer Obergrenze von 1.531 Mio. € (Zielerreichung von 150 %). Die neuen Werte sind ebenfalls aus der 2017 erstellten Mittelfristplanung abgeleitet worden. Tatsächlich erreicht haben wir ein bereinigtes EBIT von 953 Mio. €. Die in diesem Jahr vorgenommenen Anpassungen des bereinigten EBIT-Wertes um insgesamt -49 Mio. € auf 904 Mio. € betreffen Effekte aus veränderten Abschreibungszeiträumen bei einzelnen Vermögenswerten und Bewertungseffekte bei Rückstellungen. Nach der Anpassung ergibt sich für die Unternehmenstantieme ein Zielerreichungswert von 105 %. Ermittlung der Unternehmenstantieme 2018 scroll Bereinigtes EBIT in Mio. € Zielerreichung in % Zielwert 831 100 Untergrenze 131 50 Obergrenze 1.531 150 Ist-Wert 953 - Anpassungen1 -49 - Angepasster Ist-Wert 904 105 1 Siehe Erläuterung im Text oben Die sich aufgrund dieser Zielerreichung ergebende Unternehmenstantieme wird, wie oben beschrieben, mit einem persönlichen Leistungsfaktor multipliziert. Aufgrund der Bewertung der individuellen Ziele, der kollektiven Leistung des Gesamtvorstands und der Ziele auf dem Gebiet der Corporate Responsibility und Mitarbeitermotivation hat der Aufsichtsrat sowohl für Rolf Martin Schmitz als auch Markus Krebber den Leistungsfaktor auf 1,2 festgesetzt. Daraus ergibt sich eine Tantieme in Höhe von 126 % des vertraglich vereinbarten Budgets. Der Aufsichtsrat bescheinigte dem Vorstand, dass er bei der Umsetzung der vorab festgelegten Strategie- und Finanzziele besser als erwartet vorangekommen sei. Gewürdigt wurde vor allem der große Fortschritt bei der Transformation von RWE hin zu einem führenden Erneuerbare-Energien-Unternehmen. Die Resonanz des Kapitalmarktes auf die eingeleitete Transformation des Unternehmens ist durchweg positiv. Die jährliche Mitarbeiterbefragung zeigt eine weiter verbesserte Motivation der Beschäftigten auf bereits hohem Niveau in einem insgesamt herausfordernden Umfeld. Die für das Geschäftsjahr 2018 gewährten kurzfristigen Vergütungen gemäß HGB sind in der folgenden Übersicht zusammengefasst. Kurzfristige Vorstandsvergütung scroll Dr. Rolf Martin Schmitz Dr. Markus Krebber Uwe Tigges bis 30.04.2017 in Tsd. € 2018 2017 2018 2017 2018 2017 Erfolgsunabhängige Vergütung Festgehalt 1.160 960 750 750 - 250 Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) 20 15 16 20 - 7 Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) - - 300 255 - 85 Summe 1.180 975 1.066 1.025 - 342 Erfolgsbezogene Vergütung Unmittelbar ausgezahlte Tantieme 1.271 1.168 718 643 - 213 Mandatseinkünfte1 115 138 180 203 - - Tantieme 1.386 1.306 898 846 - 213 Gesamt 2.566 2.281 1.964 1.871 - 555 scroll Gesamt in Tsd. € 2018 2017 Erfolgsunabhängige Vergütung Festgehalt 1.910 1.960 Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung) 36 42 Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt) 300 340 Summe 2.246 2.342 Erfolgsbezogene Vergütung Unmittelbar ausgezahlte Tantieme 1.989 2.024 Mandatseinkünfte1 295 341 Tantieme 2.284 2.365 Gesamt 4.530 4.707 1 Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate wurden 2018 vollständig auf die Tantieme angerechnet. Aktienkursbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan. Im Geschäftsjahr 2018 wurden Rolf Martin Schmitz und Markus Krebber Performance Shares nach dem SPP der RWE AG zugeteilt (siehe folgende Übersicht). Ausschlaggebend für das Verhältnis der vorläufig zugeteilten zu den endgültig zugeteilten Performance Shares war das bereinigte Nettoergebnis von 2018. Der Zielwert (49 Mio. €) wurde aus der Mittelfristplanung von 2016 abgeleitet und entspricht einer Zuteilung von 100 %. Die Untergrenze beträgt - 351 Mio. € und die Obergrenze 449 Mio. €. Ähnlich wie beim bereinigten EBIT ist der tatsächlich erreichte Wert (591 Mio. €) nach unten angepasst worden, und zwar auf 233 Mio. €. Die Zuteilung betrug dementsprechend 123 %. Die Anpassungen ergaben sich aus den Planbedingungen zum SPP und dienten der Bereinigung ungeplanter Sondereffekte. Beispielweise haben wir im Konzernabschluss 2016 hohe Wertberichtigungen auf Kraftwerke vorgenommen, die in der damaligen Mittelfristplanung noch nicht enthalten waren und dazu führten, dass die planmäßigen Abschreibungen nun deutlich niedriger ausfallen; diesen Einfluss auf die Abschreibungen haben wir eliminiert. Ermittlung der Tranche 2018 des Strategic Performance Plan scroll Bereinigtes Nettoergebnis in Mio. € Zielerreichung in % Zielwert 49 100 Untergrenze -351 50 Obergrenze 449 150 Ist-Wert 591 - Anpassungen1 -358 - Angepasster Ist-Wert 233 123 1 Siehe Erläuterung im Text oben Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Plan scroll Dr. Rolf Martin Schmitz Tranche Jahr 2018 2017 2016 Gesellschaft RWE AG RWE AG RWE AG Zuteilungsdatum 01.01.2018 01.01.2017 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 1.250 1.250 769 Aktienkurs (Durchschnitt) € 18,80 11,62 13,78 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 66.489 107.573 55.787 Bewertungsdatum 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bereinigtes Nettoergebnis % 123 1,5 115 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 81.781 123.709 64.155 Ende der Vesting-Periode 31.12.2021 31.12.2020 31.12.2019 scroll Dr. Markus Krebber Tranche Jahr 2018 2017 2016 Gesellschaft RWE AG RWE AG RWE AG Zuteilungsdatum 01.01.2018 01.01.2017 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € 1.100 988 247 Aktienkurs (Durchschnitt) € 18,80 11,62 13,78 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück 58.511 84.983 17.915 Bewertungsdatum 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bereinigtes Nettoergebnis % 123 115 115 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück 71.969 97.730 20.602 Ende der Vesting-Periode 31.12.2021 31.12.2020 31.12.2019 Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Plan scroll Uwe Tigges bis 30.04.2017 Tranche Jahr 2018 2017 2016 Gesellschaft innogy SE innogy SE innogy SE Zuteilungsdatum 01.01.2018 01.01.2017 01.01.2016 Zuteilungswert Tsd. € - 329 706 Aktienkurs (Durchschnitt) € - 32,07 37,13 Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares Stück - 10.264 19.021 Bewertungsdatum - 31.12.2017 31.12.2017 Zielerreichung bereinigtes Nettoergebnis % - 88 88 Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares Stück - 9.032 16.738 Ende der Vesting-Periode - 31.12.2020 31.12.2019 Die Tabelle unten gibt an, in welcher Höhe Rückstellungen für Verpflichtungen aus der aktienbasierten Vergütung nach dem SPP zugeführt worden sind. Zuführung zu Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung scroll in Tsd. € 2018 2017 Dr. Rolf Martin Schmitz 1.413 592 Dr. Markus Krebber 934 393 Uwe Tigges (bis 30.04.2017) - 124 Summe 2.347 1.109 Verpflichtungen aus der Altregelung zur Altersversorgung. Der Dienstzeitaufwand (Service Cost) für Pensionsverpflichtungen gegenüber Rolf Martin Schmitz lag 2018 bei 536 Tsd. € (Vorjahr: 538 Tsd. €). Hierbei handelt es sich um keinen Vergütungsbestandteil gemäß HGB. Der nach IFRS ermittelte Barwert der Gesamtverpflichtung (Defined Benefit Obligation) betrug zum Jahresende 13.370 Tsd. € (Vorjahr: 12.391 Tsd. €). Der Barwert der Pensionsverpflichtung nach HGB belief sich auf 10.534 Tsd. € (Vorjahr: 9.287 Tsd. €). Im Jahr 2018 erhöhte sich die Pensionsverpflichtung um 1.248 Tsd. € (Vorjahr: -607 Tsd. €). Nach Maßgabe der ruhegeldfähigen Bezüge zum 31. Dezember 2018 beträgt das voraussichtliche jährliche Ruhegeld für Rolf Martin Schmitz bei planmäßigem Ausscheiden aus der Gesellschaft zum Ablauf seiner Bestellung 556 Tsd. € (unverändert gegenüber dem Vorjahr). Darin enthalten sind Ruhegeldansprüche gegenüber früheren Arbeitgebern, die auf die RWE AG übertragen wurden. Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex Nach DCGK in der Fassung vom 7. Februar 2017 besteht die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder aus den monetären Vergütungsbestandteilen, den Versorgungszusagen, den sonstigen Zusagen, Nebenleistungen jeder Art und Leistungen von Dritten, die im Hinblick auf die Vorstandstätigkeit gewährt werden. In Ziffer 4.2.5 Abs. 3 des Kodex wird benannt, welche Vergütungskomponenten offengelegt werden sollen. Abweichend von den Vorgaben des HGB gehört nach DCGK auch der jährliche Dienstzeitaufwand für Pensionszusagen zur Gesamtvergütung. Der DCGK konkretisiert die empfohlene Darstellung der Vorstandsvergütung anhand von Mustertabellen, in denen zwischen der Gewährung und dem Zufluss unterschieden wird: ― Nach dem DCGK gelten Zuwendungen oder Vergütungen als gewährt, wenn sie den Mitgliedern des Vorstands verbindlich zugesagt wurden. Abweichend vom HGB ist es dabei irrelevant, in welchem Umfang das Vorstandsmitglied die vergütete Arbeitsleistung bereits erbracht hat. ― Der Begriff "Zufluss" stellt darauf ab, in welchem Umfang die Vorstandsmitglieder Zahlungen erhalten haben. Dabei kommt es nicht auf den Termin der Auszahlung an, sondern darauf, ab wann die Zahlung hinreichend sicher ist. Die im Kodex getroffene Abgrenzung sei am Beispiel der Tantieme verdeutlicht: Als "gewährt" gilt hier das für das jeweilige Geschäftsjahr vertraglich vereinbarte und zugesagte Tantiemebudget. In der Zufluss-Tabelle ist dagegen der Betrag auszuweisen, der mit hoher Wahrscheinlichkeit tatsächlich zufließen wird. Dass die Zahlung erst im Folgejahr geleistet wird, ist dabei irrelevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt bereits als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit der Tantieme) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher ist die Vorstandstantieme bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen. Im Folgenden stellen wir die Vorstandsvergütung der RWE AG anhand der vom DCGK empfohlenen Mustertabellen dar. Gewährte Zuwendungen scroll Dr. Rolf Martin Schmitz Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016 in Tsd. € 2017 2018 2018 (Min.) 2018 (Max.) Festvergütung 960 1.160 1.160 1.160 Versorgungsentgelt - - - - Nebenleistungen 15 20 20 20 Summe Festvergütung 975 1.180 1.180 1.180 Einjährige variable Vergütung 1.100 1.100 0 1.980 Tantieme 1.100 1.100 0 1.980 Mehrjährige variable Vergütung 1.250 1.250 0 2.500 SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017 - 2020) 1.250 - - - SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018 - 2021) - 1.250 0 2.500 Summe variable Vergütung 2.350 2.350 0 4.480 Summe 3.325 3.530 1.180 5.660 Versorgungsaufwand 538 536 536 536 Gesamtvergütung 3.863 4.066 1.716 6.196 scroll Dr. Markus Krebber Finanzvorstand seit 15.10.2016 in Tsd. € 2017 2018 2018 (Min.) 2018 (Max.) Festvergütung 750 750 750 750 Versorgungsentgelt 255 300 300 300 Nebenleistungen 20 16 16 16 Summe Festvergütung 1.025 1.066 1.066 1.066 Einjährige variable Vergütung 713 713 0 1.283 Tantieme 713 713 0 1.283 Mehrjährige variable Vergütung 988 1.100 0 2.200 SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017 - 2020) 988 - - - SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018 - 2021) - 1.100 0 2.200 Summe variable Vergütung 1.701 1.813 0 3.483 Summe 2.726 2.879 1.066 4.549 Versorgungsaufwand - - - - Gesamtvergütung 2.726 2.879 1.066 4.549 Zufluss scroll Dr. Rolf Martin Schmitz Vorstandsvorsitzender seit 15.10.2016 Dr. Markus Krebber Finanzvorstand seit 15.10.2016 in Tsd. € 2018 2017 2018 2017 Festvergütung 1.160 960 750 750 Versorgungsentgelt - - 300 255 Nebenleistungen 20 15 16 20 Summe Festvergütung 1.180 975 1.066 1.025 Einjährige variable Vergütung 1.386 1.306 898 846 Tantieme1 1.386 1.306 898 846 Mehrjährige variable Vergütung 0 0 0 0 Summe variable Vergütung 1.386 1.306 898 846 Summe 2.566 2.281 1.964 1.871 Versorgungsaufwand 536 538 - - Gesamtvergütung 3.102 2.819 1.964 1.871 1 Die Tantieme berücksichtigt Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate; siehe auch Seite 68, Tabelle "Kurzfristige Vorstandsvergütung". 1.13 ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCEN Die Risikolage von RWE wird in hohem Maße durch Veränderungen des regulatorischen Rahmens im Energiesektor bestimmt. Staatliche Eingriffe zur Minderung der Treibhausgasemissionen könnten uns hart treffen: Beispielsweise müssen wir in Deutschland wahrscheinlich weitere Braunkohlekraftwerke vorzeitig stilllegen. Allerdings rechnen wir in diesem Fall mit angemessenen Entschädigungen. Durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON wollen wir unsere operative Ertragslage stärken und stabilisieren. Aber schon heute steht RWE auf einem soliden Fundament - finanziell und organisatorisch. Ein wichtiger Teil dieses Fundaments ist unser über viele Jahre erprobtes Risikomanagement, mit dem wir Risiken und Chancen systematisch erfassen, bewerten und steuern. Zuständigkeit für das Risikomanagement bei RWE. Die Verantwortung für das Risikomanagement im RWE-Konzern ist bei zwei Gesellschaften angesiedelt: Zum einen bei der RWE AG, die die Risiken der ihr nachgeordneten Unternehmen steuert, die nicht zum innogy-Teilkonzern gehören; zum anderen bei der innogy SE, die seit ihrem Börsengang im Oktober 2016 für die Steuerung ihrer eigenen Risiken und die ihrer Tochtergesellschaften zuständig ist. Bis zum Verkauf unserer innogy-Beteiligung an E.ON, den wir im laufenden Jahr abschließen wollen, besteht diese Aufgabenteilung fort. Neu ist allerdings die Art und Weise, wie wir Risiken erfassen, die sich durch innogy für die RWE AG ergeben. Bis Anfang 2018 sahen wir ein großes Risiko darin, dass unser 76,8 %-Anteil an dem Unternehmen durch Aktienkurseinbußen an Wert verliert. Wegen der mit E.ON vereinbarten Übernahme unserer innogy-Beteiligung zu einem vertraglich fixierten Preis stellen solche Kursverluste kein nennenswertes Risiko mehr für uns dar. Ändern könnte sich das nur bei einem Scheitern der Transaktion. Dieses Szenario birgt zwar hohes Schadenspotenzial, ist aber unwahrscheinlich. Im Folgenden stellen wir das Risikomanagement der RWE AG näher dar. Entsprechende Angaben für unsere Tochter innogy finden Sie in deren aktuellem Geschäftsbericht. 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 leitet aus den vom Vorstand festgelegten Risikoobergrenzen detaillierte Limite für die einzelnen Geschäftsfelder und operativen Einheiten ab. Zu seinen Aufgaben gehört es auch, die erhobenen Risiken auf Vollständigkeit und Plausibilität zu prüfen und zu aggregieren. Dabei unterstützt ihn der Risikomanagement-Ausschuss, der sich aus den Leitern folgender fünf Bereiche der RWE AG zusammensetzt: Controlling & Risikomanagement (Vorsitz), Finanzen & Kreditrisiko, Rechnungswesen, Recht und Unternehmensentwicklung. 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. ― Der ebenfalls dem Finanzvorstand zugeordnete Bereich Rechnungswesen hat die Aufgabe, das Risiko materieller Falschaussagen in der Finanzberichterstattung zu begrenzen. Dazu nutzt er ein rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem. Unsere Aktivitäten zur Sicherung der Qualität der Finanzberichterstattung werden von einem Komitee begleitet, das aus Verantwortlichen des Rechnungswesens und weiterer rechnungslegungsrelevanter Bereiche besteht. Nähere Erläuterungen dazu finden Sie auf Seite 82. ― Der Bereich Interne Revision & Compliance wacht darüber, dass der RWE-Verhaltenskodex eingehalten wird. Dabei achtet er besonders auf die Vermeidung von Korruptionsrisiken. 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 Gasgeschäft betreffen, von RWE Supply & Trading überwacht. ― Strategien, die der Begrenzung von Marktrisiken aus dem Erzeugungsgeschäft dienen, sind vom Commodity-Management-Komitee zu genehmigen. Dabei handelt es sich um ein Expertengremium, das aktuell mit dem Finanzvorstand der RWE AG, den Mitgliedern der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading und einem Vertreter des Bereichs Controlling & Risikomanagement besetzt ist. ― Über die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Finanzanlagen (einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e. V.) bestimmt das Asset-Management-Komitee. 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 und Controlling & Risk sowie der Finanzvorstand des Bereichs Netz & Infrastruktur. Unter fachlicher Führung der genannten Organisationseinheiten sind die RWE AG und ihre operativen Tochtergesellschaften dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, richtig bewertet und nach zentralen Vorgaben gesteuert werden. Die Qualität und die Funktionsfähigkeit des Risikomanagementsystems werden regelmäßig von der Internen Revision begutachtet. Risikomatrix für die RWE AG scroll Möglicher Schaden1 Ergebnisrisiken2 Verschuldungs-/Liquiditäts-/Eigenkapitalrisiken2 Mögliche Auswirkung auf das Nettoergebnis - quantifiziert in Prozent vom bereinigten EBITDA3und/oder vom Eigenkapital4 Mögliche Auswirkung auf die Nettoschulden und das Eigenkapital Kategorie V ≥ 50 % vom Eigenkapital ≥ 8 Mrd. € Kategorie IV ≥ 100 % vom bereinigten EBITDA und < 50 % vom Eigenkapital ≥ 4 Mrd. € und < 8 Mrd. € Kategorie III ≥ 40 % und < 100 % vom bereinigten EBITDA ≥ 2 Mrd. € und < 4 Mrd. € Kategorie II ≥ 20 % und < 40 % vom bereinigten EBITDA ≥ 1 Mrd. € und < 2 Mrd. € Kategorie I < 20 % vom bereinigten EBITDA < 1 Mrd. € 1 Aggregierter Wert für die Jahre 2019 bis 2021 2 In den Kennzahlen ist innogy nicht als vollkonsolidierte Gesellschaft, sondern als reine Finanzbeteiligung berücksichtigt (siehe Seite 58). 3 Aus der Mittelfristplanung abgeleiteter Durchschnittswert für die Jahre 2019 bis 2021 4 Eigenkapital zum 30. September 2018 (18.918 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 quartalsweise 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 die Nettoschulden und das Eigenkapital. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie nach Möglichkeit zu einem einzigen Risiko zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix dar: Wir erfassen sie dort mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit und der möglichen Nettoschadenshöhe, die sich unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen, z. B. Hedge-Transaktionen, ergibt. Je nachdem, in welches Matrixfeld ein Risiko einzuordnen ist, gilt es als gering, mittel oder hoch. Mithilfe dieser Analyse können wir feststellen, ob Handlungsbedarf besteht, und gegebenenfalls gegensteuernde Maßnahmen einleiten. Auswirkungen, die Risiken auf das Nettoergebnis haben können, bestimmen wir in Prozentwerten vom bereinigten EBITDA und vom Eigenkapital. Bei der Ermittlung dieser Kennzahlen nutzen wir die auf Seite 58 erläuterte, nicht IFRS-konforme Methodik, bei der innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst wird. Potenzielle Einflüsse von Risiken auf die Nettoschulden und das Eigenkapital klassifizieren wir anhand fester Schwellenwerte. Risikoklassen scroll Einstufung des höchsten Einzelrisikos 31.12.2018 31.12.2017 Marktrisiken mittel mittel Regulatorische und politische Risiken hoch hoch Rechtliche Risiken mittel mittel Operative Risiken mittel mittel Finanzwirtschaftliche Risiken mittel hoch Bonität von Geschäftspartnern mittel mittel Sonstige Risiken hoch gering 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 entscheidet das höchste Einzelrisiko darüber, welches Risiko der gesamten Klasse beigemessen wird. Einzelrisiken von innogy, über die wir uns im Halbjahresrhythmus berichten lassen, sind hier nicht erfasst. Gegenwärtig bewerten wir zwei Klassen von Risiken als "hoch". Dies betrifft zum einen die regulatorischen und politischen Risiken, deren Gesamteinschätzung sich gegenüber dem Vorjahr damit nicht verändert hat. Zum anderen betrifft es die sonstigen Risiken, die im Vorjahr noch gering waren und damit deutlich an Bedeutung gewonnen haben. Letzteres erklärt sich dadurch, dass wir unter den sonstigen Risiken seit 2018 auch das mögliche Scheitern des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON erfassen. Wir halten es für unwahrscheinlich, dass dieser Fall eintritt, sehen aber ein großes Schadenspotenzial. Deshalb stufen wir das Risiko als hoch ein. In den Hintergrund getreten ist dafür das Marktwertrisiko unserer Finanzbeteiligung an innogy. Dieses war im Vorjahr noch als "hoch" eingestuft worden - und damit auch die finanzwirtschaftlichen Risiken insgesamt. Inzwischen erreichen die höchsten Risiken dieser Klasse nur noch die Kategorie "mittel". Im Folgenden erläutern wir unsere wesentlichen Risiken und Chancen und zeigen auf, mit welchen Maßnahmen wir der Gefahr negativer Entwicklungen begegnen. • Marktrisiken. In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung gekennzeichnet. Fallende Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten können dazu führen, dass Kraftwerke oder zu Fixpreisen abgeschlossene Strombezugsverträge an Wirtschaftlichkeit einbüßen und gegebenenfalls sogar unrentabel werden. Möglicherweise müssen wir dann außerplanmäßige Abschreibungen vornehmen oder Rückstellungen bilden. Die Stromgroßhandelspreise in unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten Deutschland, Großbritannien und Niederlande haben sich seit 2016 wieder deutlich erhöht. Ausschlaggebend dafür war eine Erholung der Preise für Rohstoffe, insbesondere für Steinkohle und Gas. Auch CO2-Emissionsrechte sind wesentlich teurer geworden. Nicht ausgeschlossen werden kann, dass der Trend abbricht und sich Strom wieder stark verbilligt. Zugleich sehen wir aber auch die Chance, dass die Stromgroßhandelspreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Neben den Brennstoffkosten sind auch die Stromnachfrage und die Höhe der zu ihrer Deckung verfügbaren Erzeugungskapazitäten maßgeblich für die Entwicklung der Stromgroßhandelspreise. Eine zunehmende Nutzung von Batterien könnte dazu führen, dass sich Haushalte mit Photovoltaikanlagen immer häufiger selbst mit Energie versorgen und dadurch der Bedarf an konventionell erzeugtem Strom sinkt. Eine Elektrifizierung des Wärme- und des Transportsektors würde dagegen zusätzliche Nachfrage schaffen. Auf der Angebotsseite wird der fortgesetzte Ausbau der erneuerbaren Energien die Stromgroßhandelspreise unter Druck setzen. Allerdings dürfte sich die gesicherte Erzeugungsleistung weiter verringern. Daher erwarten wir, dass es immer häufiger zu Knappheitsphasen mit hohen Strompreisen kommt, insbesondere in Deutschland. Unsere Preisrisiken auf den Beschaffungs- und Absatzmärkten bewerten wir anhand aktueller Notierungen im Terminhandel und erwarteter Volatilitäten. 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. Wir wollen so die Folgen negativer Preisentwicklungen eindämmen. Beim Management von Commodity-Preisrisiken übernimmt RWE Supply & Trading eine zentrale Rolle. Die Gesellschaft ist die Schnittstelle des Konzerns zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Strom und Energierohstoffe. Sie vermarktet große Teile unserer Erzeugungsposition und kauft die für die Stromproduktion notwendigen Brennstoffe und CO2-Zertifikate ein. Die Funktion von RWE Supply & Trading als interner Transaktionspartner erleichtert es uns, Risiken aus Preisschwankungen auf Energiemärkten einzugrenzen. Die Handelsgeschäfte dienen allerdings nicht ausschließlich der Risikominderung. In einem durch Risikolimite begrenzten 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 damit verbundenen Risiken 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. Der VaR für Preisrisiken von Commodity-Positionen im Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading darf höchstens 40 Mio. € betragen. Im vergangenen Jahr belief er sich auf durchschnittlich 12 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €); der höchste Tageswert lag bei 19 Mio. € (Vorjahr: 15 Mio. €). Daneben gibt es Limite für die einzelnen Handelstische, die wir aus der oben genannten VaR-Obergrenze abgeleitet haben. Außerdem loten wir in Stresstests Extremszenarien aus, ermitteln deren möglichen Folgen auf die Ertragslage und steuern gegen, wenn wir Risiken als zu hoch erachten. Das Management unseres Gasportfolios und das Geschäft mit verflüssigtem Erdgas (LNG) ist seit Mitte 2017 in einer neuen Organisationseinheit bei der RWE Supply & Trading gebündelt. Für diese Aktivitäten haben wir eine VaR-Obergrenze von 12 Mio. € festgelegt; 2018 kamen wir auf einen Durchschnittswert von 4 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €); der höchste Tageswert lag bei 7 Mio. € (Vorjahr: 4 Mio. €). Mithilfe des VaR-Konzepts messen wir auch, wie stark sich Commodity-Preisrisiken, denen wir außerhalb des Handelsgeschäfts ausgesetzt sind, auf das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns auswirken können. Dazu ermitteln wir aus den Commodity-Risikopositionen der Einzelgesellschaften ein Gesamtrisiko. Dieses ergibt sich für RWE hauptsächlich aus der Stromproduktion. Da der Großteil unserer Erzeugungsposition für 2019 bereits vollständig abgesichert ist, verbleiben für dieses Jahr nur geringe Marktpreisrisiken. Chancen auf zusätzliche Erträge bieten sich dadurch, dass wir den Einsatz unserer Kraftwerke flexibel an kurzfristige Marktentwicklungen anpassen können. Finanzinstrumente, die zur Absicherung von Commodity-Positionen dienen, werden teilweise durch den Ausweis bilanzieller Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss berücksichtigt. Dies gilt auch für Finanzinstrumente, mit denen wir Zins- und Währungsrisiken begrenzen. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 142 ff. im Anhang. Im britischen Erzeugungsgeschäft hängt unsere Ertragslage nicht nur von der Entwicklung der Preise für Strom, Brennstoffe und Emissionsrechte ab, sondern auch von der Höhe der Prämien, die uns für die Teilnahme am nationalen Kapazitätsmarkt gezahlt werden. Die Kapazitätsvergütungen werden in jährlichen Auktionen ermittelt. Je nach Angebot und Nachfrage können sie erhebliche Unterschiede aufweisen. Bei den bisherigen Auktionen lag die Spanne zwischen 6,95 £/kW (2017/2018) und 22,50 £/kW (2020/2021; vor Inflationsanpassung). Wie auf Seite 36 f. erläutert, ist der britische Kapazitätsmarkt allerdings vorerst ausgesetzt und muss von der EU-Kommission neu genehmigt werden. Unsere größten Marktrisiken liegen unverändert in der Kategorie "mittel". • Regulatorische und politische Risiken. Die Energieversorgung ist ein langfristiges Geschäft, und wer es betreibt, ist auf stabile, verlässliche Rahmenbedingungen angewiesen. Striktere Emissionsobergrenzen für den Stromsektor können zu massiven Ertragsausfällen führen, wenn die Übergangszeiträume zu kurz sind und Kraftwerke vorzeitig vom Netz genommen werden müssen. In der Braunkohlewirtschaft wären dann auch negative Auswirkungen auf die vorgelagerten Tagebaue möglich. Solche Risiken ergeben sich u. a. durch den deutschen Klimaschutzplan 2050. Danach muss der Energiesektor seine Emissionen bis 2030 um mehr als 60 % unter das Niveau von 1990 absenken. Dazu, wie dies im Einzelnen geschehen soll, hat die von der Bundesregierung eingesetzte Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" im Januar 2019 Empfehlungen vorgelegt (siehe Seite 33). Das Gremium spricht sich dafür aus, dass Deutschland bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigt. Bereits bis Ende 2022 sollen zusätzliche Anlagen stillgelegt oder für die Nutzung eines anderen Brennstoffs umgerüstet werden. Wir erwarten, dass die Bundesregierung die Kommissionsvorschläge aufgreift und die Schließung weiterer Braunkohleblöcke von uns verlangen wird. Prognosen über die Höhe und den zeitlichen Anfall der Belastungen, die dadurch auf uns zukommen, können wir erst machen, wenn die Bundesregierung nach Gesprächen mit uns konkrete Pläne vorlegt. Wann das der Fall sein wird, ist noch unklar. Wir gehen allerdings fest davon aus, adäquat für die Erlöseinbußen und zusätzlichen Kosten entschädigt zu werden. Darüber hinaus sehen wir die Chance, dass die Rahmenbedingungen für die Braunkohlewirtschaft verlässlicher werden. In den Niederlanden strebt die neue Regierung einen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2030 an und hat dazu im Mai 2018 einen Gesetzesentwurf vorgelegt (siehe Seite 34). Demnach müssten wir unsere Kraftwerke Amer 9 und Eemshaven spätestens Ende 2024 bzw. Ende 2029 stilllegen oder vollständig auf die Verbrennung von Biomasse umrüsten. Eine parlamentarische Entscheidung darüber steht noch aus. Sollten die Regierungspläne umgesetzt werden, wäre mit erheblichen Ergebniseinbußen zu rechnen. Wir würden dann darauf hinwirken, dass uns eine angemessene Entschädigung gewährt wird, und gegebenenfalls rechtliche Schritte einleiten. Neben dem Kohleausstieg beabsichtigt die niederländische Regierung die Einführung einer CO2-Steuer (siehe Seite 34). Die Abgabe soll das Europäische Emissionshandelssystem ergänzen und sicherstellen, dass die Bepreisung des Kohlendioxid-Ausstoßes von Kraftwerken ein bestimmtes Mindestniveau hat. Für die niederländischen Kraftwerksbetreiber können sich daraus erhebliche Nachteile ergeben. Außerdem besteht die Gefahr einer Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit. Im Dialog mit der Politik haben die Energieunternehmen auf diese Gefahren und das bereits hohe Preisniveau im europäischen Emissionsrechtehandel hingewiesen. Trotzdem ließ sich die Politik nicht von dem Vorhaben abbringen. Allerdings will sie nun niedrigere Preisuntergrenzen festlegen. Auch in Deutschland, wo das Thema zurzeit nicht auf der politischen Agenda steht, treten wir dafür ein, dass auf Zusatzbelastungen der Versorger durch nationale CO2-Abgaben verzichtet wird. Risiken sind wir auch in der Kernenergie ausgesetzt, allerdings in wesentlich geringerem Umfang als früher. Seit wir Mitte 2017 den deutschen Kernenergiefonds dotiert haben, trägt der Staat die Gesamtverantwortung für die Zwischen- und Endlagerung. Aus den Entsorgungsaufgaben, die in unserem Zuständigkeitsbereich verblieben sind, ergeben sich für uns aber weiterhin Kostenrisiken. Beispielsweise lässt sich nicht ausschließen, dass der Rückbau der Kernkraftwerke teurer wird als veranschlagt und wir dementsprechend höhere Rückstellungen bilden müssen. Ebenso sehen wir aber auch die Chance von Synergien und Kosteneinsparungen. Ein weiteres Risiko besteht darin, dass verschärfte Sicherheitsanforderungen eine rentable Weiterführung der noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke erschweren oder unmöglich machen. Da die bestehenden Regelungen in Deutschland bereits sehr streng sind, halten wir dies aber für unwahrscheinlich. Im November 2018 hat das Gericht der Europäischen Union die von der EU-Kommission erteilte Genehmigung für den britischen Kapazitätsmarkt aufgehoben, weil ihr keine umfassende Untersuchung vorausgegangen war. Bis diese nachgeholt worden ist, dürfen keine Kapazitätszahlungen mehr geleistet werden, auch nicht im Rahmen bestehender Vereinbarungen. Wir mussten dadurch 2018 eine EBITDA-Einbuße von rund 50 Mio. € hinnehmen und planen für 2019 erst einmal keine Kapazitätsprämien ein. Theoretisch möglich ist, dass die Zahlungen nicht oder nur mit großer Verzögerung wieder aufgenommen werden. Ebenso besteht die Chance, dass die EU-Kommission ihre Untersuchung noch im laufenden Jahr abschließen kann und den Kapazitätsmarkt nachträglich genehmigt. Im günstigsten Fall würden die Kapazitätszahlungen unverzüglich wieder aufgenommen und die ausgefallenen Prämien rückwirkend erstattet. Auch innerhalb des bestehenden regulatorischen Rahmens sind wir Risiken ausgesetzt, z. B. bei Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Produktionsanlagen. Dies betrifft vor allem unsere Tagebaue und Kraftwerke. Hier besteht die Gefahr, dass Genehmigungen verspätet oder gar nicht erteilt werden und dass bereits erteilte Genehmigungen vorübergehend oder endgültig entzogen werden. Ein Beispiel dafür ist der vom Oberverwaltungsgericht Münster verfügte vorläufige Stopp der Rodung des Hambacher Forstes. Wie auf Seite 36 dargelegt, wird das unsere Ertragslage in der Braunkohleverstromung voraussichtlich auf mehrere Jahre hinaus belasten. Wir setzen uns dafür ein, dass die anhängigen Verfahren möglichst schnell abgeschlossen und die Verzögerungen im Tagebaubetrieb in Grenzen gehalten werden. Allerdings ist inzwischen damit zu rechnen, dass sich die Bundesregierung einschaltet und eine politische Lösung anstrebt. Damit würde sie an den Abschlussbericht der Kommission "Wachstum, Beschäftigung und Strukturwandel" anknüpfen, die den Erhalt des Hambacher Forstes als wünschenswert bezeichnet hat. Unsere regulatorischen und politischen Risiken stufen wir unverändert als "hoch" ein. Die größte Bedeutung messen wir dabei den möglichen Belastungen bei, die durch einen beschleunigten Kohleausstieg, die Einführung von CO2-Steuern und ein längeres oder dauerhaftes Rodungsverbot im Hambacher Forst auf uns zukommen können. • Rechtliche Risiken. Einzelne Gesellschaften des RWE-Konzerns sind durch ihren Geschäftsbetrieb oder durch Unternehmenskäufe in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert. Es werden mitunter auch außergerichtliche Ansprüche gegen sie geltend gemacht. Darüber hinaus sind Unternehmen des RWE-Konzerns an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für mögliche Verluste aus schwebenden Verfahren vor ordentlichen Gerichten und Schiedsgerichten haben wir Rückstellungen gebildet. Risiken können sich auch aus Freistellungen und Garantien ergeben, die wir Erwerbern beim Verkauf von Beteiligungen eingeräumt haben. Durch Freistellungen wird erreicht, dass der Verkäufer für Risiken aufkommt, die im Rahmen der vorvertraglichen Unternehmensprüfung erkannt wurden, bei denen aber unklar ist, ob sie eintreten werden. Im Gegensatz dazu decken Garantien auch Risiken ab, die zum Veräußerungszeitpunkt noch unbekannt sind. Die beschriebenen Absicherungsinstrumente sind beim Verkauf von Gesellschaften und Beteiligungen Standard. Unsere rechtlichen Risiken bewegen sich maximal in der Kategorie "mittel". Gegenüber dem Vorjahr hat sich diesbezüglich keine Veränderung ergeben. • Operative Risiken. RWE betreibt technologisch komplexe und vernetzte Produktionsanlagen. Bei Bau- oder Modernisierungsmaßnahmen können Verzögerungen entstehen und die Kosten unplanmäßig steigen, z. B. infolge von Unfällen, Materialfehlern, verspäteten Zulieferungen oder zeitaufwendigen Genehmigungsverfahren. Dem begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Darüber hinaus prüfen und warten wir regelmäßig unsere Anlagen. Dennoch lässt sich nicht verhindern, dass es vereinzelt zu Ausfällen kommt. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir Versicherungen ab. Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte besteht das Risiko, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Vermögenswerte gezahlte Preis rückblickend als zu hoch erweisen. Möglicherweise sind die Rückflüsse aus Investitionen aber auch höher als ursprünglich angenommen. Mithilfe umfassender Analysen versuchen wir, die finanziellen und strategischen Auswirkungen von Transaktionen realitätsnah abzubilden. Außerdem gibt es bei RWE differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse, die einzuhalten sind, wenn Investitionsentscheidungen vorbereitet und umgesetzt werden. Unsere Geschäftsprozesse werden durch sichere Informationsverarbeitungssysteme unterstützt. Gleichwohl können wir nicht ausschließen, dass Mängel bei der Verfügbarkeit der IT-Infrastruktur und bei der Datensicherheit auftreten. Hohe Sicherheitsstandards sollen dem vorbeugen. Darüber hinaus investieren wir regelmäßig in die Modernisierung von Hard- und Software. Unsere operativen Risiken stufen wir wie im Vorjahr als "mittel" ein. • Finanzwirtschaftliche Risiken. Die Entwicklung von Marktzinsen, Währungs- und Aktienkursen sowie Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften können erheblichen Einfluss auf unsere Finanzlage haben. Wie bereits dargelegt, bestand unser größtes finanzwirtschaftliches Risiko bis Anfang 2018 darin, dass sich der Marktwert unseres Aktienpakets an innogy deutlich verringert. Durch den vereinbarten Verkauf der Beteiligung an E.ON zu einem vertraglich fixierten Preis hat dieses Risiko erheblich an Bedeutung verloren. Für die übrigen Aktien in unserem Finanzportfolio besteht die Gefahr von Wertverlusten allerdings uneingeschränkt fort. Der VaR für das Kursrisiko bei diesen Papieren (ohne innogy) betrug 2018 durchschnittlich 5 Mio. € (Vorjahr: 2 Mio. €). Zinsrisiken sind wir in mehrfacher Hinsicht ausgesetzt. Beispielsweise kann ein Anstieg der Marktzinsen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren in unserem Bestand sinken. Dies gilt in erster Linie für festverzinsliche Anleihen. Der VaR für das zinsbedingte Kursrisiko von Kapitalanlagen der RWE AG lag bei durchschnittlich 3 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Steigen die Zinsen, dann 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. Der CFaR der RWE AG belief sich 2018 wie im Vorjahr auf durchschnittlich 3 Mio. €. Das Marktzinsniveau beeinflusst außerdem die Höhe unserer Rückstellungen, da sich an ihm die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte orientieren. Das heißt: Unter sonst gleichen Bedingungen steigen die Rückstellungen, wenn die Marktzinsen fallen, und sie verringern sich, wenn die Marktzinsen steigen. Wechselkursrisiken ergeben sich für uns vor allem wegen unserer Geschäftstätigkeit in Großbritannien. Außerdem werden Energieträger wie Kohle und Öl in US-Dollar gehandelt. Gesellschaften, die operativ von der RWE AG geführt werden, lassen von ihr auch die Währungsrisiken steuern. Die Konzernmutter aggregiert die Risiken zu einer Nettofinanzposition je Währung und sichert diese nötigenfalls ab. Der VaR für die Fremdwährungsposition der RWE AG lag 2018 im Durchschnitt bei unter 1 Mio. €. Auch der Vorjahreswert unterschritt diese Marke. Sicherheiten, die bei Termintransaktionen zu stellen sind, können unsere Liquidität stark beeinflussen. Ihre Höhe wird dadurch bestimmt, wie stark die vertraglich vereinbarten Preise von den aktuellen Marktnotierungen abweichen. Diese Differenzen können erheblich sein, insbesondere in volatilen Märkten. Zuletzt waren bei einigen der für uns wichtigen Commodities deutliche Marktpreisschwankungen zu beobachten, insbesondere bei CO2-Emissionsrechten. Diese Entwicklung birgt Risiken für uns. Allerdings steigt dadurch auch die Chance, hohe Sicherheitsleistungen von Kontraktpartnern zu erhalten - verbunden mit einer temporären Erhöhung des Eigenkapitals von RWE. 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 überwacht. Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt u. a. davon ab, welche Bonität uns internationale Ratingagenturen bescheinigen. Wie auf Seite 53 erläutert, sehen Moody's und Fitch unsere langfristige Kreditwürdigkeit in der Kategorie "Investment Grade", bei stabilem Ausblick. Allerdings besteht immer die Möglichkeit, dass die Agenturen ihre Einschätzungen ändern und unsere Bonitätsnote senken. Dadurch könnten zusätzliche Kosten anfallen, wenn wir Fremdkapital aufnehmen. Auch die Besicherung von Termingeschäften würde sich dadurch wahrscheinlich verteuern. Wir ordnen unsere finanzwirtschaftlichen Risiken in die Kategorie "mittel" ein, gegenüber "hoch" im Vorjahr. Die Herabstufung ergibt sich aus der erläuterten Verringerung des Kurswertrisikos bei unserer innogy-Beteiligung. • 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. Bei außerbörslichen Handelsgeschäften vereinbaren wir Sicherheitsleistungen. Außerdem greifen wir auf Rahmenverträge zurück, z. B. den der European Federation of Energy Traders (EFET). Bei Finanzderivaten nutzen wir den Deutschen Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte oder den Rahmenvertrag der International Swaps and Derivatives Association (ISDA). Unsere Risiken aus der Bonität von Geschäftspartnern gehen nach wie vor nicht über die Kategorie "mittel" hinaus. • Sonstige Risiken. Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken und Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen. Ferner zählt dazu die Möglichkeit, dass geplante Akquisitionen oder Desinvestitionen nicht zustande kommen, etwa wegen regulatorischer Hürden. Unser größtes Einzelrisiko in dieser Risikoklasse besteht derzeit in einem möglichen Scheitern des geplanten Tauschgeschäfts mit E.ON. Durch intensiven Dialog mit den beteiligten Parteien und sorgfältige Vorbereitung und Begleitung der Genehmigungsprozesse wirken wir darauf hin, dass die Transaktion wie geplant zustande kommt. Auch nach Abschluss des Tauschgeschäfts sind negative Entwicklungen möglich. Beispielsweise könnte sich die Integration der Geschäftsteile, die wir von E.ON übernehmen oder aus dem innogy-Portfolio zurückerhalten, schwieriger gestalten als angenommen. Daneben besteht die Möglichkeit, dass die operative Entwicklung dieser Aktivitäten hinter den Erwartungen zurückbleibt. Wir wirken schon jetzt im Rahmen des rechtlich Möglichen darauf hin, dass die Integration der neuen Geschäftsteile in den RWE-Konzern gelingt, und haben bereits die ersten personellen und organisatorischen Weichen dafür gestellt, dass die Aktivitäten auch künftig erfolgreich geführt werden. Trotz rechtlicher und wirtschaftlicher Unwägbarkeiten halten wir es für unwahrscheinlich, dass das Tauschgeschäft mit E.ON scheitert. Sollte dieser Fall dennoch eintreten, hätte dies erhebliche negative Konsequenzen. Daher bewerten wir das Transaktionsrisiko als hoch - und damit auch die "sonstigen Risiken" insgesamt (Vorjahr: "gering"). • Risiken der fortgeführten innogy-Aktivitäten. Wie bereits erläutert, steuert unsere Tochter innogy ihre Risiken in eigener Regie. Die Konzernmutter RWE AG wird von ihr im Halbjahresrhythmus über die Risikolage informiert. Bei einem plangemäßen Vollzug des Tauschgeschäfts mit E.ON haben Risiken und Chancen, die die für E.ON bestimmten Geschäftsteile von innogy betreffen, keine Auswirkungen mehr auf RWE, weil die Aktivitäten mit ökonomischer Rückwirkung zum 1. Januar 2018 übertragen werden. Weiterhin von Bedeutung für uns sind Entwicklungen bei innogy, die das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, den Gasspeichern und der Minderheitsbeteiligung an der österreichischen Kelag betreffen. Die Ertragslage im Geschäft mit den erneuerbaren Energien hängt in hohem Maße von den staatlichen Fördersystemen ab. Hier besteht das Risiko, dass sich die erzielbaren Vergütungen verringern und neue Projekte nicht mehr attraktiv sind. Investitionsvorhaben müssen dann möglicherweise abgebrochen werden. Bei bestehenden Erzeugungseinheiten lässt sich nicht gänzlich ausschließen, dass die Förderung nachträglich gekürzt wird. Soweit die Erlöse dieser Anlagen von den Stromgroßhandelspreisen mitbestimmt werden, unterliegen sie auch dem Risiko ungünstiger Marktentwicklungen. Dies betrifft u. a. Windparks, deren Förderung ausgelaufen ist. Bei Eintreten solcher Risiken ist es möglich, dass Anlagen außerplanmäßig abgeschrieben oder unter Buchwert veräußert werden. Allerdings könnten sie bei steigenden Stromgroßhandelspreisen auch unerwartet hohe Renditen erwirtschaften. Im Gasspeichergeschäft hängen die erzielbaren Margen u. a. von saisonalen Unterschieden beim Gaspreis ab. Sind die Unterschiede groß, lassen sich hohe Erträge erzielen. Dagegen können rückläufige Preisdifferenzen zu Ergebniseinbußen und außerplanmäßigen Abschreibungen führen. innogy beobachtet diese und ihre übrigen Risiken kontinuierlich und ergreift nötigenfalls gegensteuernde Maßnahmen. In ihrem aktuellen Geschäftsbericht stellt die Gesellschaft ihr Risikomanagementsystem dar und informiert über ihre wesentlichen Risiken und Chancen. Risiko- und Chancensituation von RWE: Gesamtbeurteilung durch die Unternehmensleitung. Wie die Ausführungen in diesem Kapitel zeigen, ist die Risikolage von RWE maßgeblich von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der Umsetzung des Tauschgeschäfts mit E.ON geprägt. Regulatorische Risiken ergeben sich u. a. aus den Empfehlungen der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung". Wir gehen davon aus, dass die Bundesregierung die Vorschläge aufgreifen wird und dass wir deshalb weitere Braunkohleblöcke vorzeitig stilllegen müssen. Allerdings gehen wir fest davon aus, adäquat für die wirtschaftlichen Belastungen entschädigt zu werden. Darüber hinaus sehen wir die Chance, dass die Rahmenbedingungen für die Braunkohlewirtschaft verlässlicher werden. Regulatorische Risiken bestehen auch außerhalb Deutschlands. Zu nennen ist hier die Unsicherheit über die Fortführung des britischen Kapazitätsmarktes. Auch die Pläne der niederländischen Regierung, in der kommenden Dekade aus der Kohleverstromung auszusteigen und nationale CO2-Mindestpreise festzulegen, bergen Risiken für uns. Im Dialog mit der Politik sensibilisieren wir für die Folgen solcher Eingriffe und treten für einen verlässlichen regulatorischen Rahmen ein. Wesentliche Risiken aus dem bevorstehenden EU-Austritt Großbritanniens sehen wir für RWE derzeit nicht, auch nicht bei einem ungeordneten Brexit. Erheblichen Einfluss auf unsere Ertragslage haben die Marktbedingungen in der Stromerzeugung. Die deutschen Stromgroßhandelspreise liegen heute deutlich über dem Rekordtief zu Beginn des Jahres 2016, u.a. weil sich Brennstoffe wie Steinkohle und Erdgas verteuert haben. Sollten sich diese Trends wieder umkehren und die Strompreise erneut stark nachgeben, sind erhebliche Ertragseinbußen möglich, eventuell verbunden mit Herabstufungen unseres Kreditratings und zusätzlichen Kosten für die Besicherung von Handelsgeschäften. Allerdings besteht auch die Chance, dass die Strompreise weiter steigen und sich die Kraftwerksmargen verbessern. Eine solche Entwicklung kann in Deutschland auch dann eintreten, wenn der Kernenergieausstieg und weitere Kraftwerksschließungen dazu führen, dass die zuverlässig verfügbaren Erzeugungskapazitäten knapper werden. Durch das geplante Tauschgeschäft mit E.ON werden wir uns operativ breiter aufstellen und können damit Risiken in der konventionellen Stromerzeugung besser abfedern. Die Transaktion macht uns auch finanziell schlagkräftiger. Ihr Scheitern wäre deshalb negativ zu bewerten. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft noch im laufenden Jahr abschließen zu können. Mit ehrgeizigen Effizienzsteigerungsprogrammen, strikter Investitionsdisziplin und dem Börsengang von innogy haben wir den RWE-Konzern auf ein solides finanzielles Fundament gestellt. Indem wir die Auswirkungen von Risiken auf unsere Liquidität analysieren und eine konservative Finanzierungsstrategie verfolgen, gewährleisten wir, 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 das Debt-Issuance-Programm, das Commercial-Paper-Programm und die syndizierte 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 §§ 289 Abs. 4 und 315 Abs. 4 HGB. In der Finanzberichterstattung besteht das Risiko, dass die Jahres-, Konzern- und Zwischenabschlüsse Falschdarstellungen enthalten, die einen wesentlichen Einfluss auf die Entscheidungen ihrer Adressaten haben. Unser rechnungslegungsbezogenes internes Kontrollsystem (kurz: IKS) zielt darauf ab, Fehler und Falschdarstellungen zu vermeiden, die sich aus der Nichteinhaltung von Rechnungslegungsvorschriften ergeben können. Fundament des IKS sind die im RWE-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie unsere konzernweit geltenden Richtlinien. Darauf aufbauend sollen Mindestanforderungen an die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden. Der RWE AG obliegt es, das IKS auszugestalten und zu überwachen. Diese Aufgaben werden vom Rechnungswesen wahrgenommen. Außerdem gibt es dazu ein konzernweit gültiges Regelwerk. Überdies haben wir ein IKS-Komitee eingerichtet, das darauf hinwirkt, dass das IKS im gesamten Konzern mit hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz und nach einheitlichen Grundsätzen "gelebt" wird. Die Mitglieder dieses Komitees sind Vertreter der Bereiche Rechnungswesen, Controlling & Risikomanagement und Interne Revision & Compliance sowie Verantwortliche aus den Funktionen Personal, Einkauf, Handel, Finanzen, Steuern und IT, die eine wichtige Rolle für die Rechnungslegung spielen. Jedes Jahr unterziehen wir das IKS einer umfassenden Prüfung. 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. Beziehen sich die IKS-Prüfungen auf rechnungslegungsbezogene Prozesse, z. B. den Eingang und die Bearbeitung von Rechnungen in unserem Dienstleistungszentrum in Krakau, die Aufstellung von Einzelabschlüssen oder die Konsolidierung, werden sie von Mitarbeitern aus dem Rechnungswesen durchgeführt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, Handel und IT dokumentieren die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Darüber hinaus sind die Interne Revision und externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften in die IKS-Prüfung eingebunden. Die Ergebnisse der Untersuchungen werden in einem Bericht an den Vorstand der RWE AG dokumentiert. Bei der Überprüfung, die wir 2018 vorgenommen haben, hat sich das IKS erneut als wirksam erwiesen. Unsere IKS-Prüfungen beziehen sich auf den RWE-Konzern ohne die innogy SE und ihre Tochtergesellschaften. Allerdings wenden diese den oben beschriebenen Prozess analog an. Die dabei erzielten Ergebnisse fließen in die Einschätzung des IKS der RWE AG ein. 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 Abschlüsse 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 dazu vor. 1.14 PROGNOSEBERICHT Im Geschäftsjahr 2019 werden sich die Margen unserer Kraftwerke voraussichtlich etwas verbessern. Außerdem ist mit einer deutlich höheren Stromerzeugung aus Windkraft zu rechnen - und damit einem deutlichen Ergebnisanstieg im Erneuerbare-Energien-Geschäft unserer Tochter innogy. Allerdings erwarten wir auch Belastungen, u. a. durch den vorläufigen Rodungsstopp im Hambacher Forst und die Aussetzung der Zahlungen im britischen Kapazitätsmarkt. Nach aktueller Planung wird unser diesjähriges bereinigtes EBITDA bei 1,4 bis 1,7 Mrd. € liegen. Diese Prognose bezieht sich auf die fortgeführten Aktivitäten von RWE. Wir sind zuversichtlich, das Tauschgeschäft mit E.ON im laufenden Jahr abschließen zu können. Potenzielle Ergebniseffekte aus dem Vollzug der Transaktion haben wir im Ausblick aber noch nicht berücksichtigt. Experten rechnen mit schwächerem Wachstum. Nach ersten Prognosen wird das globale Wirtschaftswachstum 2019 ca. 2,5 % betragen und damit niedriger sein als im vergangenen Jahr. Auch im Euroraum haben sich die Konjunkturaussichten eingetrübt: Die Wirtschaftsleistung soll hier um etwa 1,5 % steigen. Für Deutschland rechnen Experten mit einem ähnlichen Wert, während das Wachstum in den Niederlanden wohl erneut über dem Durchschnitt der Euroländer liegen dürfte. Die Entwicklung des Bruttoinlandsprodukts von Großbritannien hängt stark davon ab, ob es einen geordneten Brexit gibt. Falls ja, könnte das Land ein Plus von 1,5 % erreichen. Stromverbrauch in Deutschland und Großbritannien voraussichtlich stabil. Unsere Prognose zum diesjährigen Stromverbrauch leitet sich aus der angenommenen konjunkturellen Entwicklung ab. Sollte die Wirtschaft im erwarteten Ausmaß wachsen, dürfte die Stromnachfrage in Deutschland und Großbritannien in etwa stabil bleiben. Den positiven Konjunkturimpulsen stehen dabei voraussichtlich wieder dämpfende Effekte aus Energieeinsparungen gegenüber. Für die Niederlande erwarten wir wegen des etwas stärkeren Wirtschaftswachstums einen leichten Anstieg des Stromverbrauchs. Stromproduktion für 2019 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft. Die künftige Entwicklung der Commodity-Preise hängt von einer Vielzahl kaum prognostizierbarer Faktoren ab. Auf unsere diesjährige Ertragslage hätte sie ohnehin nur geringen Einfluss, denn wir haben unsere Stromproduktion für 2019 bereits nahezu vollständig auf Termin verkauft und die dafür benötigten Brennstoffe und CO2-Emissionsrechte preislich abgesichert. Diese Transaktionen sind mit bis zu dreijährigem Vorlauf getätigt worden. Die dabei realisierten Stromnotierungen spiegeln das heutige, gegenüber 2016 stark erhöhte Marktpreisniveau deshalb noch nicht wider. Für den Strom unserer deutschen Braunkohle- und Kernkraftwerke, den wir besonders früh auf Termin verkauft haben, liegt der für 2019 realisierte Preis geringfügig über dem Vorjahreswert. Ausblick zum bereinigten EBITDA scroll in Mio. € Ist 2018 Prognose 2019 RWE-Konzern 1.538 1.400-1.700 Davon: Braunkohle & Kernenergie 356 300-400 Europäische Stromerzeugung 334 250-350 Energiehandel 183 100-300 Fortgeführte innogy-Aktivitäten 699 800-900 Bereinigtes EBITDA 2019: Bandbreite von 1,4 bis 1,7 Mrd. € erwartet. Der Aufwärtstrend bei den realisierten Strompreisen wird die Ertragslage 2019 positiv beeinflussen. Im Erneuerbare-Energien-Geschäft ist mit zusätzlichen Erträgen durch die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten zu rechnen; bei einer Normalisierung der Windverhältnisse würde sich auch der Ergebnisbeitrag der bestehenden Anlagen erhöhen. Belastungen ergeben sich aus den Gerichtsentscheidungen zum Hambacher Forst und zum britischen Kapazitätsmarkt (siehe Seite 36 f.). Nach unserer aktuellen Planung für 2019 wird das bereinigte EBITDA des RWE-Konzerns in einer Bandbreite von 1,4 bis 1,7 Mrd. € liegen (Vorjahr: 1,5 Mrd. €). Bei Abschreibungen von voraussichtlich rund 1 Mrd. € ergibt sich für das bereinigte EBIT eine Größenordnung von 0,4 bis 0,7 Mrd. €. Wie schon an anderer Stelle erwähnt, werden bei der Bereinigung von EBITDA und EBIT wesentliche nicht operative und aperiodische Effekte herausgerechnet. Diese ordnen wir dem neutralen Ergebnis zu, über dessen Einzelkomponenten wir in der Ist-Berichterstattung auf Seite 47 informieren. Die genannten Prognosewerte beziehen sich ausschließlich auf die fortgeführten Aktivitäten. Potenzielle Ergebniseffekte aus dem erwarteten Vollzug der Transaktion mit E.ON, der noch 2019 stattfinden soll, sind hier nicht berücksichtigt. Das Veräußerungsergebnis aus dieser Transaktion würden wir im neutralen Ergebnis erfassen. Ebenfalls außer Betracht gelassen haben wir einen möglichen Kohleausstiegsbeschluss der Bundesregierung, denn die Auswirkungen können derzeit nicht verlässlich abgeschätzt werden. Im Übrigen unterstellen wir, dass die Prämienzahlungen im britischen Kapazitätsmarkt im laufenden Jahr (noch) nicht wieder aufgenommen werden. Auf Ebene der Segmente erwarten wir folgende Ergebnisentwicklung: ― Braunkohle & Kernenergie: Das bereinigte EBITDA dürfte sich hier in einer Bandbreite von 300 bis 400 Mio. € bewegen. Wie schon erwähnt, haben wir unsere diesjährige Stromerzeugung bereits größtenteils am Markt platziert. Die dabei erzielten Margen sind insgesamt etwas höher als die für 2018. Dagegen wird der vorläufige Rodungsstopp im Hambacher Forst das Ergebnis mindern: Für den Zeitraum von 2019 bis 2021 veranschlagen wir Belastungen von 100 bis 200 Mio. € pro Jahr. Dank optimierter Betriebsabläufe sind wir zuversichtlich, dass die Ergebniseinbuße 2019 am unteren Ende der genannten Spanne liegen wird. ― Europäische Stromerzeugung: Das bereinigte EBITDA des Segments veranschlagen wir auf 250 bis 350 Mio. €. Dabei unterstellen wir, dass wir in Großbritannien im gesamten Jahr keine Kapazitätsprämien erhalten werden. Bei früheren Auktionen waren uns für 2019 rund 180 Mio. € zugesagt worden, die wir wegen der Aussetzung des Kapazitätsmarktes nun nicht mehr einplanen. ― Energiehandel: Wir gehen davon aus, in diesem Segment auf lange Sicht ein durchschnittliches bereinigtes EBITDA in der Größenordnung von 200 Mio. € pro Jahr erzielen zu können. Mit hoher Wahrscheinlichkeit wird dabei ein Korridor von 100 bis 300 Mio. € eingehalten. Das ist auch unsere Erwartung für 2019. ― Fortgeführte innogy-Aktivitäten: Das bereinigte EBITDA dieses Segments wird voraussichtlich zwischen 800 und 900 Mio. € liegen. Gegenüber dem Vorjahreswert (699 Mio. €) wäre das ein deutliches Plus, das im Wesentlichen dem Erneuerbare-Energien-Geschäft zuzuordnen ist. Unter der Voraussetzung, dass die Windverhältnisse 2019 dem langjährigen Durchschnitt entsprechen, werden die britischen und mitteleuropäischen Windparks wesentlich besser ausgelastet sein als 2018. Auch die Fertigstellung neuer Erzeugungskapazitäten wird sich positiv auf die Ertragslage auswirken. Erneuerbare-Energien-Anlagen, die nicht mit festen Einspeisevergütungen gefördert werden, dürften zudem von den gestiegenen Notierungen im Stromgroßhandel profitieren. Investitionen für 2019 deutlich über Vorjahr. Nach aktueller Planung werden die Investitionen im laufenden Geschäftsjahr wohl deutlich höher ausfallen als 2018 (1,3 Mrd. €). Einen deutlichen Anstieg erwarten wir bei den fortgeführten innogy-Aktivitäten (Vorjahr: 0,7 Mrd. €); hier wird der Bau des britischen Offshore-Windparks Triton Knoll und des australischen Solarkraftwerks Limondale zu Mehrausgaben führen. In der konventionellen Stromerzeugung veranschlagen wir Sachanlageinvestitionen in einer Größenordnung von 0,5 Mrd. €, die in erster Linie der Instandhaltung und Modernisierung von Kraftwerken und Tagebauen dienen. Ein kleinerer Teil der Mittel ist auch für Wachstumsprojekte bestimmt, z. B. die Umrüstung unserer niederländischen Steinkohlekraftwerke für die Mitverbrennung von Biomasse. Deutlicher Anstieg der Nettoschulden erwartet. Die Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten des RWE-Konzerns, die Ende 2018 bei 4,4 Mrd. € lagen, werden sich im laufenden Geschäftsjahr voraussichtlich deutlich erhöhen. Wie auf Seite 53 erläutert, war das vergangene Jahr durch hohe Mittelzuflüsse aus Sicherheitsleistungen geprägt, die Termingeschäfte mit CO2-Zertifikaten und anderen Commodities betrafen. Mit der Realisierung der Kontrakte, die zum Teil 2019 fällig werden, kehren sich die Effekte wieder um. Auch die verstärkte Investitionstätigkeit wird sich in den Nettoschulden widerspiegeln. Prognose für den RWE-Konzern mit innogy als reiner Finanzbeteiligung. Für Steuerungszwecke nutzen wir auch Konzernzahlen, in denen innogy als reine Finanzbeteiligung erfasst ist. In der Gewinn- und Verlustrechnung ist unsere Tochter dabei lediglich mit der RWE zustehenden Dividende berücksichtigt. Nähere Angaben dazu, wie diese Zahlen berechnet werden, finden Sie auf Seite 58. Unser bereinigtes EBITDA wird sich bei Anwendung dieser Methode im Geschäftsjahr 2019 auf voraussichtlich 1,2 bis 1,5 Mrd. € belaufen (Vorjahr: 1,5 Mrd. €); das um aperiodische und nicht operative Effekte bereinigte Nettoergebnis veranschlagen wir auf 0,3 bis 0,6 Mrd. € (Vorjahr: 0,6 Mrd. €). 2 VERSICHERUNG DER GESETZLICHEN VERTRETER Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind. Essen, 27. Februar 2019 Der Vorstand Schmitz Krebber 3 Konzernabschluss 3.1 Gewinn- und Verlustrechnung scroll in Mio. € (s. Anhang) 2018 20171 Umsatzerlöse (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) (1) 13.529 13.953 Erdgas-/Stromsteuer (1) 141 131 Umsatzerlöse (1) 13.388 13.822 Sonstige betriebliche Erträge (2) 931 3.256 Materialaufwand (3) 10.237 10.029 Personalaufwand (4) 1.895 1.848 Abschreibungen (5), (10) 948 1.330 Sonstige betriebliche Aufwendungen (6) 950 1.909 Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen (7), (12) 211 137 Übriges Beteiligungsergebnis (7) -42 20 Finanzerträge (8) 472 1.545 Finanzaufwendungen (8) 881 1.608 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 49 2.056 Ertragsteuern (9) 103 333 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten -54 1.723 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten 1.127 592 Ergebnis 1.073 2.315 Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter 679 373 Davon: Ergebnisanteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 59 42 Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG 335 1.900 Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie in € (25) 0,54 3,09 Davon: aus fortgeführten Aktivitäten in € -0,32 2,77 Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten in € 0,86 0,32 1 Angepasste Vorjahreswerte 3.2 GESAMTERGEBNISRECHNUNG scroll Beträge nach Steuern - in Mio. € (s. Anhang) 2018 2017 Ergebnis 1.073 2.315 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen -1.183 1.346 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen (12) 13 -85 Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten -105 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind -1.275 1.261 Unterschied aus der Währungsumrechnung (20) -8 174 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten (26) 44 Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten -18 Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung (26) 3.170 818 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen (12), (20) -1 -15 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind 3.143 1.021 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) 1.868 2.282 Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 2.941 4.597 Davon: auf Aktionäre der RWE AG entfallend 2.350 3.996 Davon: auf Hybridkapitalgeber der RWE AG entfallend 59 42 Davon: auf andere Gesellschafter entfallend 532 559 3.3 Bilanz Aktiva scroll in Mio. € (s. Anhang) 31.12.2018 31.12.2017 Langfristiges Vermögen Immaterielle Vermögenswerte (10) 2.193 12.383 Sachanlagen (11) 12.409 24.9471 At-Equity-bilanzierte Beteiligungen (12) 1.467 2.846 Übrige Finanzanlagen (13) 400 1.109 Finanzforderungen (14) 110 359 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (15) 946 1.187 Ertragsteueransprüche 246 236 Latente Steuern (16) 824 2.627 18.595 45.694 Kurzfristiges Vermögen Vorräte (17) 1.631 1.924 Finanzforderungen (14) 2.782 1.745 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 1.963 5.405 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte (15) 7.408 4.892 Ertragsteueransprüche 101 445 Wertpapiere (18) 3.609 4.893 Flüssige Mittel (19) 3.523 3.933 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 40.496 128 61.513 23.365 80.108 69.059 Passiva in Mio. € (s. Anhang) 31.12.2018 31.12.2017 Eigenkapital (20) Anteile der Aktionäre der RWE AG 8.736 6.759 Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG 940 940 Anteile anderer Gesellschafter 4.581 4.292 14.257 11.991 Langfristige Schulden Rückstellungen (22) 15.863 19.249 Finanzverbindlichkeiten (23) 1.998 14.414 Übrige Verbindlichkeiten (24) 508 2.393 Latente Steuern (16) 1.638 718 20.007 36.774 Kurzfristige Schulden Rückstellungen (22) 2.615 5.137 Finanzverbindlichkeiten (23) 766 2.787 Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 2.429 5.077 Ertragsteuerverbindlichkeiten 38 100 Übrige Verbindlichkeiten (24) 7.200 7.082 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 32.796 111 45.844 20.294 80.108 69.059 1 Angepasster Wert aufgrund der Zurechnung von Investment Property (Buchwert zum 31.12.2017: 43 Mio. €) zu den Sachanlagen 3.4 KAPITALFLUSSRECHNUNG scroll in Mio. € (s. Anhang, 29) 2018 20171 Ergebnis -54 1.723 Abschreibungen/Zuschreibungen 958 968 Veränderung der Rückstellungen -418 -6.878 Veränderung der latenten Steuern -97 81 Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren -6 -90 Sonstige zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen -245 225 Veränderung des Nettoumlaufvermögens 4.473 200 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 4.611 -3.771 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten 2.037 2.017 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 6.648 -1.754 Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen Investitionen -1.050 -685 Einnahmen aus Anlagenabgängen 35 168 Akquisitionen/Beteiligungen Investitionen -196 -217 Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen 39 66 Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen -1.704 4.442 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (vor Erst-/Nachdotierung von Planvermögen) -2.876 3.774 Erst-/Nachdotierung von Planvermögen -123 -24 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen) -2.999 3.750 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten -1.405 -1.059 Cash Flow aus der Investitionstätigkeit (nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen) -4.404 2.691 Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter) 721 -5 Dividenden/Ausschüttungen an RWE-Aktionäre und andere Gesellschafter -1.025 -159 Aufnahme von Finanzschulden 1.580 130 Tilgung von Finanzschulden -2.835 -963 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -1.559 -997 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten 569 -539 Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit -990 -1.536 Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel 1.254 -599 Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel 13 -19 Veränderung der flüssigen Mittel 1.267 -618 Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums 3.958 4.576 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen 25 Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz 3.933 4.576 Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums 5.225 3.958 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen 1.702 25 Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz 3.523 3.933 1 Angepasste Vorjahreswerte 3.5 VERÄNDERUNG DES EIGENKAPITALS scroll Veränderung des Eigenkapitals Gezeichnetes Kapital der RWE AG Kapitalrücklage der RWE AG Gewinnrücklage und Bilanzgewinn in Mio. € (s. Anhang, 20) Stand: 01.01.2017 1.574 2.385 -652 Kapitalauszahlung Dividendenzahlungen2 -5 Ergebnis 1.900 Other Comprehensive Income 1.110 Total Comprehensive Income 3.010 Übrige Veränderungen 14 Stand: 31.12.2017 1.574 2.385 2.367 Erstanwendung IFRS 9 47 Erstanwendung IFRS 15 -21 Stand: 01.01.2018 1.574 2.385 2.393 Kapitalauszahlung Dividendenzahlungen2 -922 Ergebnis 335 Other Comprehensive Income -1.126 Total Comprehensive Income -791 Übrige Veränderungen 459 Stand: 31.12.2018 1.574 2.385 1.139 scroll Veränderung des Eigenkapitals Accumulated Other Comprehensive Income in Mio. € Unterschied aus der Währungsumrechnung Marktbewertung von Finanzinstrumenten (s. Anhang, 20) Zur Veräußerung verfügbar1/ Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente In Sicherungsbeziehung Stand: 01.01.2017 165 59 -777 Kapitalauszahlung Dividendenzahlungen2 Ergebnis Other Comprehensive Income 139 34 813 Total Comprehensive Income 139 34 813 Übrige Veränderungen Stand: 31.12.2017 304 93 36 Erstanwendung IFRS 9 -62 Erstanwendung IFRS 15 Stand: 01.01.2018 304 31 36 Kapitalauszahlung Dividendenzahlungen2 Ergebnis Other Comprehensive Income -19 -14 3.174 Total Comprehensive Income -19 -14 3.174 Übrige Veränderungen 126 Stand: 31.12.2018 285 17 3.336 scroll Veränderung des Eigenkapitals in Mio. € Anteile der Aktionäre der RWE AG Anteile der Hybridkapitalgeber der RWE AG Anteile anderer Gesellschafter Gesamt (s. Anhang, 20) Stand: 01.01.2017 2.754 942 4.294 7.990 Kapitalauszahlung -45 -45 Dividendenzahlungen2 -5 -60 -480 -545 Ergebnis 1.900 42 373 2.315 Other Comprehensive Income 2.096 186 2.282 Total Comprehensive Income 3.996 42 559 4.597 Übrige Veränderungen 14 16 -36 -6 Stand: 31.12.2017 6.759 940 4.292 11.991 Erstanwendung IFRS 9 -15 -4 -19 Erstanwendung IFRS 15 -21 -5 -26 Stand: 01.01.2018 6.723 940 4.283 11.946 Kapitalauszahlung -29 -29 Dividendenzahlungen2 -922 -60 -506 -1.488 Ergebnis 335 59 679 1.073 Other Comprehensive Income 2.015 -147 1.868 Total Comprehensive Income 2.350 59 532 2.941 Übrige Veränderungen 585 1 301 887 Stand: 31.12.2018 8.736 940 4.581 14.257 1 Letztmaliger Ausweis von Veränderungen der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" gemäß IAS 39 im Geschäftsjahr 2017. Seit dem Geschäftsjahr 2018 werden aufgrund der Anwendung von IFRS 9 stattdessen Veränderungen der Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente" ausgewiesen. 2 Nach Umgliederung von nicht beherrschenden Anteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß IAS 32 bzw. in die zur Veräußerung bestimmten Verbindlichkeiten 3.6 Anhang Allgemeine Grundlagen Die RWE AG mit Sitz in der Altenessener Straße 35 in 45141 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern"). RWE ist ein Strom- und Gasanbieter in Europa. Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 ist am 27. Februar 2019 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 § 315e 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 2018. 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. Assoziierte Unternehmen sind solche Gesellschaften, bei denen die RWE AG aufgrund einer Stimmrechtsquote von 20 % bis 50 % oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen einen maßgeblichen Einfluss ausübt. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder als Gemeinschaftsunternehmen werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände berücksichtigt, insbesondere Lieferbeziehungen zwischen der gemeinsamen Vereinbarung und den daran beteiligten Parteien. Anteile an Tochterunternehmen, an Gemeinschaftsunternehmen, an gemeinschaftlichen Tätigkeiten oder an assoziierten Unternehmen, die aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung sind, werden nach IFRS 9 bilanziert. Der Anteilsbesitz des Konzerns gemäß § 313 Abs. 2 HGB wird auf Seite 160 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 scroll Inland Ausland Gesamt Stand: 01.01.2018 142 199 341 Erstkonsolidierungen 6 63 69 Entkonsolidierungen -3 -10 -13 Verschmelzungen -4 -37 -41 Stand: 31.12.2018 141 215 356 Anzahl at-Equity-bilanzierter Unternehmen scroll Inland Ausland Gesamt Stand: 01.01.2018 72 18 90 Erwerbe 2 2 Sonstige Veränderungen -63 -8 -71 Stand: 31.12.2018 9 12 21 Die Anzahl der at-Equity-bilanzierten Unternehmen verringert sich im Wesentlichen aufgrund des mit E.ON vereinbarten Tauschgeschäfts und der damit verbunden Zuordnung zu den "nicht fortgeführte Aktivitäten". Zudem werden sechs (Vorjahr: sechs) Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. Davon ist Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Großbritannien, eine wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit für den RWE-Konzern. Greater Gabbard unterhält einen 500-MW-Offshore-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). Der Windpark ist ein wesentlicher Bestandteil des Offshore-Portfolios des Segments Fortgeführte innogy-Aktivitäten. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen. Insgesamt wurden durch Anteilsverkäufe, die zu einem Wechsel im Beherrschungsstatus führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von - 46 Mio. € im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst (Vorjahr: 19 Mio. €). Davon entfielen im Vorjahr 14 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 27 Mio. € (Vorjahr: 159 Mio. €) entrichtet und Verkaufspreise in Höhe von 13 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) erzielt. Die Verkaufspreise wurden wie im Vorjahr ausschließlich in Zahlungsmitteln entrichtet. Die Kaufpreise wurden im Berichtsjahr vollständig in Zahlungsmitteln entrichtet. Im Vorjahr wurden die Kaufpreise in Höhe 134 Mio. € in Zahlungsmitteln entrichtet; in Höhe von 25 Mio. € wurden Verbindlichkeiten übernommen. Damit verbunden wurden im Vorjahr flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "Zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") in Höhe von 25 Mio. € erworben und in Höhe von 5 Mio. € veräußert. Veräußerungen Mátra Mitte Dezember 2017 hat RWE Power die ungarische Gesellschaft Mátrai Erőmű ZRt. (Mátra) an ein Konsortium verkauft. Die Transaktion wurde im März 2018 abgeschlossen. Mátra war dem Segment Braunkohle & Kernenergie zugeordnet. Zum 31. Dezember 2017 wurden die Vermögenswerte und Schulden dieser Gesellschaft als "Zur Veräußerung bestimmt" in der Bilanz ausgewiesen. Der Entkonsolidierungsverlust beträgt 46 Mio. € und wurde in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst. Triton Knoll Am 13. September 2018 hat innogy 41 % der Anteile an dem britischen Offshore-Windprojekt Triton Knoll veräußert, an dem innogy bis zu diesem Zeitpunkt als Alleineigentümer beteiligt war. Die Veräußerung führte zu einer Erhöhung des Eigenkapitals der Aktionäre der RWE AG um 472 Mio. €. Nach der Anteilsveräußerung hält innogy 59 % der Anteile und hat damit unverändert Beherrschung über das Projekt. Triton Knoll ist dem Segment Fortgeführte innogy-Aktivitäten zugeordnet. Nicht fortgeführte Aktivitäten Tauschgeschäft mit E.ON Die RWE AG und die E.ON SE haben am 12. März 2018 vertraglich vereinbart, im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsteilen und Beteiligungen den von RWE gehaltenen Mehrheitsanteil von 76,8 % an innogy auf E.ON zu übertragen. Die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy werden seit dem 30. Juni 2018 als "nicht fortgeführte Aktivitäten" ausgewiesen. Dies betrifft im Wesentlichen das Netz- und Vertriebsgeschäft, das bisher dem Segment innogy zugeordnet war. Demgegenüber behält RWE aufgrund vertraglicher Vereinbarungen die Verfügungsgewalt über die maßgeblichen Tätigkeiten der langfristig bei RWE verbleibenden Geschäftsaktivitäten von innogy (das Erneuerbare-Energien-Geschäft, das Gasspeichergeschäft und die Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag). RWE steht außerdem die Wertentwicklung dieser Geschäftsaktivitäten zu. Daher werden sie weiterhin von RWE vollkonsolidiert und in der Segmentberichterstattung als Fortgeführte innogy-Aktivitäten ausgewiesen. Bei der Transaktion wird der von RWE an innogy gehaltene Anteil von 76,8 % inklusive der Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 von insgesamt 3,24 € je Aktie, die RWE weiter zustehen, mit 40,00 € je Aktie bewertet. Das Transaktionsvolumen beträgt damit rund 17,1 Mrd. €. Der Aufsichtsrat der RWE AG hat der Veräußerung zugestimmt. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen. Sie wird voraussichtlich bis Ende des Jahres 2019 abgeschlossen. Bei den bisher konzerninternen Lieferungen und Leistungen, die nach der Entkonsolidierung der zu übertragenden Teile von innogy entweder mit diesen oder mit Dritten fortgeführt werden, wurden die Eliminierungsbuchungen im Rahmen der Aufwands- und Ertragskonsolidierung vollständig den nicht fortgeführten Aktivitäten zugeordnet. In den folgenden Tabellen sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten dargestellt: Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten scroll in Mio. € 31.12.2018 Langfristige Vermögenswerte Immaterielle Vermögenswerte 10.716 Sachanlagen 14.000 Sonstige langfristige Vermögenswerte 5.363 30.079 Kurzfristige Vermögenswerte 10.417 Langfristige Schulden Rückstellungen 4.557 Finanzverbindlichkeiten 14.147 Sonstige langfristige Verbindlichkeiten 3.065 21.769 Kurzfristige Schulden 11.027 Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten scroll in Mio. € 2018 2017 Umsatzerlöse1 34.077 39.060 Sonstige Erträge2 1.503 1.088 Aufwendungen3 33.877 39.148 Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten vor Steuern 1.703 1.000 Ertragsteuern 576 409 Ergebnis der nicht fortgeführten Aktivitäten 1.127 591 1 Inkl. Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 2.570 Mio. € (Vorjahr: 2.283 Mio. €) 2 Inkl. Erträge mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 266 Mio. € (Vorjahr: 409 Mio. €) 3 Inkl. Aufwendungen mit fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 13.835 Mio. € (Vorjahr: 11.282 Mio. €) Im Rahmen der Erstanwendung von IFRS 15 wurden vereinzelte Sachverhalte identifiziert, in denen sich Unternehmen der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten nach IFRS 15 - anders als nach IAS 18 -als Agent und nicht als Prinzipal qualifizieren. Hintergrund dafür ist insbesondere, dass nach IFRS 15 das Kreditrisiko kein Indikator mehr für eine Prinzipalstellung ist. Vom Übertragungsnetzbetreiber erhaltene Vergütungen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz-Direktvermarktungs- und Einspeisemodell sind daher nach IFRS 15 nicht mehr als Umsatzerlöse auszuweisen. Dies führte im Geschäftsjahr 2018 zu einer Verringerung der Umsatzerlöse und des Materialaufwands innerhalb des Ergebnisses nicht fortgeführter Aktivitäten in Höhe von 5,1 Mrd. €. Eine Ergebniswirkung resultiert hieraus nicht. Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betrugen - 773 Mio. € (Vorjahr: - 730 Mio. €). Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) entfallen 2.267 Mio. € (Vorjahr: 4.159 Mio. €) auf fortgeführte Aktivitäten und 83 Mio. € (Vorjahr: - 163 Mio. €) auf nicht fortgeführte Aktivitäten. Der gemäß IFRS 5 für die nicht fortgeführten Aktivitäten als Gesamtheit durchgeführte Werthaltigkeitstest zum 31. Dezember 2018 hat zu keinem Wertberichtigungsbedarf geführt. 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. Drei Tochtergesellschaften (Vorjahr: drei) haben mit dem 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre haben steuerliche Gründe oder sind auf 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, werden die Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge nach der Abnahmequote erfasst. 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 berücksichtigt. Als Umrechnungsverfahren für Abschlüsse von Gesellschaften außerhalb der Eurozone wird die funktionale Währungsumrechnung angewendet. Da die in den Konzernabschluss einbezogenen wesentlichen Auslandsgesellschaften ihr Geschäft selbstständig in ihrer Landeswährung betreiben, werden ihre Bilanzposten im Konzernabschluss zu Tagesmittelkursen am Bilanzstichtag in Euro umgerechnet. Dies gilt auch für die Geschäfts- oder Firmenwerte, die als Vermögenswerte der wirtschaftlich selbstständigen ausländischen Teileinheiten betrachtet werden. Differenzen gegenüber der Vorjahresumrechnung weisen wir als erfolgsneutrale Veränderung im Other Comprehensive Income aus. Aufwands- und Ertragsposten werden mit Jahresdurchschnittskursen umgerechnet. Bei der Umrechnung der Eigenkapitalfortschreibung ausländischer Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert werden, gehen wir entsprechend vor. Für die Währungsumrechnung wurden u. a. folgende Wechselkurse zugrunde gelegt: Wechselkurse scroll Durchschnitt Stichtag in € 2018 2017 31.12.2018 31.12.2017 1 US-Dollar 0,85 0,88 0,87 0,83 1 Pfund Sterling 1,13 1,14 1,12 1,13 100 tschechische Kronen 3,89 3,80 3,89 3,92 1 polnischer Zloty 0,23 0,24 0,23 0,24 Rechnungslegungsmethoden Immaterielle Vermögenswerte werden mit den fortgeführten Anschaffungs- oder Herstellungskosten bilanziert. Sämtliche immaterielle Vermögenswerte mit Ausnahme von Geschäfts- oder Firmenwerten weisen eine bestimmbare Nutzungsdauer auf und werden planmäßig linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Software für kaufmännische und technische Anwendungen wird über drei bis fünf Jahre abgeschrieben. Die Summe der zum Betrieb einer Kraftwerksanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right oder Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Kraftwerksanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft laufen i. d. R. über einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben. Geschäfts- oder Firmenwerte werden nicht planmäßig abgeschrieben, sondern einmal im Jahr sowie bei Vorliegen von Anhaltspunkten für eine Wertminderung einem Werthaltigkeitstest 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. Charakteristisch für einen qualifizierten Vermögenswert ist, dass ein beträchtlicher Zeitraum erforderlich ist, um ihn in seinen beabsichtigten gebrauchs- oder verkaufsfähigen Zustand zu versetzen. Die Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen enthalten gegebenenfalls 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. Die Abschreibungsmethoden werden jährlich überprüft. Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde, die ebenfalls jährlich überprüft werden: Nutzungsdauer in Jahren scroll Gebäude 9 - 54 Technische Anlagen Thermische Kraftwerke 10 - 40 Windkraftanlagen Bis zu 23 Stromnetze 20 - 45 Wasserleitungsnetze 20 - 80 Gas- und Wasserspeicher 10 - 60 Gasverteilungsanlagen 10 - 40 Anlagen im Bergbau 3 - 25 Grubenaufschlüsse im Bergbau 44 - 52 Sonstige regenerative Anlagen 4 - 50 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 Leasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist RWE Leasinggeber, werden die Leasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst. Die außerplanmäßige Abschreibung und Zuschreibung von Sachanlagen folgt 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 Zugangsbewertung der unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte findet zum Erfüllungstag statt. Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen oder Gemeinschaftsunternehmen werden ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet, sofern dieser verlässlich ermittelbar ist. Die übrigen Beteiligungen werden ebenfalls zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für einen Teil dieser Eigenkapitalinstrumente wird die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes im Other Comprehensive Income in Anspruch genommen. Die langfristigen Wertpapiere werden zum beizulegenden Zeitwert bilanziert und Wertänderungen abhängig von ihrer Klassifikation ergebniswirksam oder ergebnisneutral ausgewiesen. Bei Veräußerung von Eigenkapitalinstrumenten, für die die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes im Other Comprehensive Income angewendet wird, verbleiben etwaige Gewinne oder Verluste innerhalb des Eigenkapitals und werden nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert. Für Fremdkapitalinstrumente, die ergebnisneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, wird eine Wertminderung in Höhe der erwarteten Kreditverluste ergebniswirksam erfasst. 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 abzüglich einer Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste bewertet. 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 abzüglich einer Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste 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 in Spezialfonds werden erfolgswirksam oder erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet. 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 abhängig von der zugrunde liegenden Bewertungskategorie erfolgswirksam oder erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Für Fremdkapitalinstrumente, die erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, wird eine Wertminderung in Höhe der erwarteten Kreditverluste erfolgswirksam erfasst. Die im Other Comprehensive Income ausgewiesenen Änderungen werden bei Abgang dieser Instrumente erfolgswirksam erfasst. 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 innerhalb der nächsten zwölf Monate sehr wahrscheinlich ist. Dabei kann es sich um einzelne langfristige Vermögenswerte, um Gruppen von Vermögenswerten (Veräußerungsgruppen) oder um Geschäftsbereiche (nicht fortgeführte Aktivitäten) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als zur Veräußerung bestimmte Schulden gesondert ausgewiesen. Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung nicht fortgeführter Aktivitäten und aus bestimmten Vermögenswerten einer nicht fortgeführten Aktivität, die nicht unter die Bewertungsvorschriften gemäß IFRS 5 fallen, werden im Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten erfasst. Die 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 gegebenenfalls 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 des zeitlichen Anfalls oder der 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 diesem Verfahren 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 2018 G von Klaus Heubeck, im Vorjahr die Richttafeln 2005 G von Klaus Heubeck, für Großbritannien Standard SAPS Table S2PA des laufenden Jahres 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, 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 vollumfänglich bezogen auf den jeweiligen Abbaustand gebildet. Bewertet werden sie mit den zu erwartenden Vollkosten bzw. den geschätzten Schadenersatzleistungen. In wesentlichen Teilen basieren die Kostenschätzungen auf externen Gutachten. 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 mit 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 sich über die Perioden ein konstanter Zinssatz bezogen auf die verbliebene Schuld ergibt. Im Vorjahr zählten zu den übrigen Verbindlichkeiten von Versorgungsbetrieben passivierte Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die grundsätzlich über die Laufzeit der korrespondierenden Vermögenswerte ergebniswirksam aufgelöst werden. Des Weiteren sind im Vorjahr 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. Zudem werden unter den übrigen Verbindlichkeiten auch Vertragsverbindlichkeiten ausgewiesen. Als Vertragsverbindlichkeit wird die Verpflichtung des Konzerns ausgewiesen, Güter oder Dienstleistungen auf einen Kunden zu übertragen, für die wir bereits eine Gegenleistung erhalten haben bzw. für die die Gegenleistung bereits fällig ist. 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: Änderungen der beizulegenden Zeitwerte des Sicherungsgeschäfts und des gesicherten Teils des dazugehörigen Grundgeschäfts werden 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. beim 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 (Net Investment Hedges) 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. Bilanzielle Sicherungsbeziehungen müssen ausführlich dokumentiert sein und die nachfolgend aufgeführten Effektivitätsanforderungen erfüllen: ― Zwischen dem Grundgeschäft und dem Sicherungsgeschäft besteht ein wirtschaftlicher Zusammenhang. ― Die Wertänderung der Sicherungsbeziehung wird nicht durch das Kreditrisiko dominiert. ― Das Absicherungsverhältnis basiert auf den tatsächlich im Rahmen des Risikomanagements verwendeten Mengen. 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 werden abhängig von den vertraglichen Zahlungsströmen und vom angewendeten Geschäftsmodell klassifiziert. Während die vertraglichen Zahlungsströme durch die Ausstattungsmerkmale des Finanzinstruments vorgegeben sind, ergibt sich das Geschäftsmodell auf Basis konzerninterner Vorgaben für die verschiedenen Portfolien von Finanzinstrumenten. ― Bei Vermögenswerten, die veräußert werden sollen, ist zu bestimmen, ob sie in ihrem aktuellen Zustand veräußert werden können und ob ihre Veräußerung innerhalb der nächsten zwölf Monate sehr wahrscheinlich ist. Ist beides der Fall, sind die Vermögenswerte und gegebenenfalls 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. Für finanzielle Vermögenswerte im Anwendungsbereich der Wertberichtigungsvorschriften des IFRS 9 ist die Höhe der erwarteten Kreditverluste zu bestimmen. Die Höhe der Wertberichtigung ergibt sich auf Basis konzerninterner und konzernexterner Informationen. 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. Auswirkungen könnten sich allerdings ergeben, wenn die Bundesregierung das Konzept der Kommission "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" in den wesentlichen Punkten umsetzt. Sollten Tagebaue frühzeitig geschlossen werden, müssten neue Rekultivierungskonzepte erarbeitet und die Bergbaurückstellungen wegen der früheren Inanspruchnahme nach oben angepasst werden. Kapitalmanagement. Im Vordergrund der Finanzpolitik des RWE-Konzerns steht die Gewährleistung des permanenten Zugangs zum Kapitalmarkt. Ziel ist, jederzeit die fälligen Schulden refinanzieren zu können und die Finanzierung des operativen Geschäfts zu gewährleisten. Diesem Ziel dienen ein solides Rating und ein positiver operativer Cash Flow. Die Steuerung der Kapitalstruktur von RWE orientiert sich an den Nettoschulden. Diese werden ermittelt, indem zu den Nettofinanzschulden die wesentlichen langfristigen Rückstellungen addiert werden und das aktivisch ausgewiesene Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen abgezogen wird. Die für die Nettoschulden relevanten Verbindlichkeiten von RWE bestehen größtenteils aus Hybridanleihen und Rückstellungen für Pensionen, Kernenergie und Bergbau. Die Kapitalstruktur des RWE-Konzerns hat sich im Berichtsjahr deutlich verändert. Ursächlich hierfür ist zum einen der separate Ausweis der Nettoschulden der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten. Zum anderen wurden die Nettoschulden der fortgeführten Aktivitäten durch den Zufluss von Variation Margins aus Termingeschäften mit Strom, Rohstoffen und CO2-Zertifikaten deutlich positiv beeinflusst. Bei Variation Margins handelt es sich um Zahlungen, mit denen Transaktionspartner untereinander Gewinn- und Verlustpositionen ausgleichen, die durch die tägliche Neubewertung laufender Verträge entstehen. Der Einfluss von Variation Margins auf den Cash Flow ist jedoch nur vorübergehend und endet mit der Realisierung der Transaktion. Beide genannten Effekte haben zu einer deutlichen Erhöhung des Finanzvermögens geführt und zu einem Ausweis von Nettofinanzvermögen der fortgeführten Aktivitäten in Höhe von 7,4 Mrd. € zum 31. Dezember 2018 beigetragen. In den Vorjahreszahlen sind noch die Nettofinanzschulden der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten enthalten; hier bestanden Nettofinanzschulden in Höhe von 6,3 Mrd. €. Des Weiteren verringerten sich die nettoschuldenrelevanten Rückstellungen um 2,1 Mrd. € auf 11,9 Mrd. € (Vorjahr: 14,0 Mrd. €). Die Rückstellungen weisen im Durchschnitt eine sehr lange Duration auf; ihre Höhe wird insbesondere durch externe Faktoren wie das allgemeine Zinsniveau bestimmt. Die genaue Berechnung der Nettoschulden bzw. der Nettofinanzschulden findet sich auf Seite 54 des Lageberichts. Das Kreditrating von RWE 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 wirken sich positiv auf unser Rating aus. Die führenden Ratingagenturen Moody's und Fitch stufen Hybridkapital in Teilen als Eigenkapital ein. Die Bonität von RWE wird derzeit von Moody's mit "Baa3" und von Fitch mit "BBB" bewertet. Damit bewegt sich das Rating von RWE weiterhin im Bereich "Investment Grade". Die kurzfristigen Bonitätsnoten für RWE lauten "P-3" bzw. "F2". Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften Das International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben neue IFRS und Änderungen bei bestehenden IFRS sowie eine neue Interpretation verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 verpflichtend anzuwenden sind: 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 geringfügige Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. Darüber hinaus enthält er Regelungen zu Wertminderungen, die erstmals auf erwartete Ausfälle abstellen. Die neuen Regelungen zur Bilanzierung von Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting) sollen dazu führen, Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. In Übereinstimmung mit den Übergangsregelungen des IFRS 9 werden die Vorjahreszahlen nicht angepasst. Die Anwendung der neuen Klassifizierungs- und Bewertungsvorschriften und die Erfassung der damit verbundenen Umstellungseffekte geschehen durch Anpassung der Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten sowie der Gewinnrücklagen zum 1. Januar 2018. IFRS 9 enthält geänderte Regelungen zur Klassifizierung finanzieller Vermögenswerte. Diese sehen vier Bewertungskategorien vor: ― Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente, ― Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente, deren Wertänderungen zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind, ― Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente, ― Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente, deren Wertänderungen zukünftig nicht erfolgswirksam umzugliedern sind. Die nachfolgenden Tabellen fassen die Auswirkungen der neuen Klassifizierungs- und Wertminderungsvorschriften für finanzielle Vermögenswerte auf die einzelnen Bilanzposten sowie die jeweiligen Bewertungskategorien zum Zeitpunkt der Umstellung zusammen: Reklassifizierung nach IFRS 9 je Bilanzposten scroll in Mio. € Bewertungskategorie nach IAS 39 Bewertungskategorie nach IFRS 9 Buchwert nach IAS 39 Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9 Buchwert nach IFRS 9 Übrige Finanzanlagen Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 73 73 Vermögenswerte Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 77 77 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 959 959 Finanzforderungen Kredite und Forderungen Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 2.069 18 2.051 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 35 35 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Kredite und Forderungen Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 5.405 8 5.397 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte Kredite und Forderungen Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 244 1 243 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 2.807 2.807 Wertpapiere Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 11 11 Vermögenswerte Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 1.306 18 1.3061 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 796 796 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 2.780 2.780 Flüssige Mittel Kredite und Forderungen Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 3.933 3.933 20.495 45 20.4681 1 Zusätzliche Wertminderungen nach IFRS 9 bei erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Fremdkapitalinstrumenten führen zu keiner Verringerung des Buchwertes, da die Wertminderungen bereits durch die vormalige Bewertung zum beizulegenden Zeitwert im Eigenkapital berücksichtigt sind. Ein Teil der Wertpapiere, die gemäß IAS 39 der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" zugeordnet wurden, wird aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet, da die Zahlungsströme aus diesen Finanzinstrumenten nicht ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen. Ein Teil der übrigen Finanzanlagen sowie der Wertpapiere wird von der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" in die Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte Fremdkapitalinstrumente" zugeordnet, da die Zahlungsströme aus diesen Finanzinstrumenten ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen und das jeweilige Geschäftsmodell sowohl die Vereinnahmung von Zahlungsströmen als auch die Veräußerung von Finanzinstrumenten vorsieht. Zudem sind in diesen Positionen Eigenkapitalinstrumente enthalten, für die konzernweit keine Handelsabsicht besteht. Die Inanspruchnahme des Wahlrechts, Marktwertänderungen erfolgsneutral zu erfassen, wird je Eigenkapitaltitel einzeln überprüft. Darauf basierend werden diese entweder der Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente" oder der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet. Finanzforderungen, die gemäß IAS 39 der Kategorie "Kredite und Forderungen" zugeordnet wurden, werden aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 vereinzelt der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet, da die Zahlungsströme aus diesen Finanzinstrumenten nicht ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen. Einzelne Wertpapiere wurden aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 aus der Bewertungskategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" in die Kategorie "Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente" reklassifiziert. Wären diese Finanzinstrumente nicht reklassifiziert worden, hätten sich 2018 keine Gewinne oder Verluste aus der Bewertung dieser Finanzinstrumente zum beizulegenden Zeitwert ergeben. Der Buchwert zum 31. Dezember 2018 entspricht dem beizulegenden Zeitwert der Finanzinstrumente in Höhe von 3 Mio. €. Über die genannten Auswirkungen hinaus wurden aktive latente Steuern in Höhe von 7 Mio. € erfasst. Reklassifizierung nach IFRS 9 - je Bewertungskategorie scroll Bewertungskategorie nach IAS 39 in Mio. € Bewertungskategorie nach IFRS 9 Buchwert nach IAS 39 Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9 Buchwert nach IFRS 9 Kredite und Forderungen Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 11.651 27 11.624 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 35 35 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 11 11 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 1.379 18 1.379 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 873 873 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 3.739 3.739 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 2.807 2.807 20.495 45 20.468 In der nachfolgenden Tabelle ist die Überleitung vom Schlusssaldo der Wertberichtigungen nach IAS 39 auf den Eröffnungsbilanzsaldo der Wertberichtigungen nach IFRS 9 dargestellt: Überleitung der Risikovorsorge nach IFRS 9 scroll in Mio. € Risikovorsorge nach IAS 39 Zusätzliche Risikovorsorge nach IFRS 9 Risikovorsorge nach IFRS 9 Übrige Finanzanlagen 179 179 Finanzforderungen 241 18 259 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 397 8 405 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte 2 1 3 Wertpapiere 18 18 819 45 864 Neben den neuen Vorschriften zur Bilanzierung finanzieller Vermögenswerte umfasst IFRS 9 geringfügige Änderungen im Hinblick auf die Bilanzierung finanzieller Verbindlichkeiten. Für den RWE-Konzern ergeben sich aus diesen Änderungen keine Auswirkungen. Ferner enthält IFRS 9 neue Regelungen zur Sicherungsbilanzierung, die dazu führen sollen, Risikomanagement-Aktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. Dazu erweitert IFRS 9 u. a. den Umfang der für das Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und sieht einen neuen Ansatz für die Effektivitätsbeurteilung vor. RWE führt bereits bestehende bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IFRS 9 fort. Bei der Sicherungsbilanzierung für Fremdwährungsrisiken ergeben sich künftig Änderungen bei der Behandlung von Fremdwährungs-Basis-Spreads. Sofern diese Komponente als Teil der Sicherungsbeziehung designiert wird, führt dies tendenziell zu einer höheren Ineffektivität bestehender Sicherungsbeziehungen. Wird die Forward-Komponente eines Termingeschäfts oder Fremdwährungs-Basis-Spreads von der Sicherungsbilanzierung ausgeschlossen, werden auf diese Komponenten entfallende Wertänderungen im RWE-Konzern erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Durch diese Umstellung ergeben sich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzern. Neue Sicherungsbeziehungen wurden zum Zeitpunkt der Umstellung nicht designiert. Die Fair-Value-Option für Eigenverbrauchverträge sowie die Möglichkeit, die Zeitwertkomponente von Optionen bei Sicherungsbeziehungen auszuschließen, werden im RWE-Konzern nicht angewendet. Insgesamt haben die neuen Vorschriften zur Sicherungsbilanzierung keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss. IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2014) einschließlich Änderungen an IFRS 15: "Zeitpunkt des Inkrafttretens von IFRS 15" (2015) und Klarstellungen zu IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (2016) ersetzen seit dem 1. Januar 2018 sowohl die Inhalte des IAS 18 "Umsatzerlöse" als auch des IAS 11 "Fertigungsaufträge" sowie der korrespondierenden Interpretationen. Der neue Standard unterscheidet nicht zwischen unterschiedlichen Auftrags- und Leistungsarten, sondern definiert einheitliche Kriterien, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- oder zeitraumbezogen zu realisieren sind. Umsatzerlöse sind dann zu erfassen, wenn der Kunde die Verfügungsgewalt über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann. RWE hat die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung zum 1. Januar 2018 angewendet. Die Vorjahreszahlen wurden nicht angepasst. Die Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 sind im Eigenkapital erfasst, wodurch sich die Gewinnrücklagen um 21 Mio. € reduziert haben. Die Erstanwendung von IFRS 15 hat folgende Auswirkungen auf das Eigenkapital zu Beginn des Geschäftsjahres 2018 sowie auf die Gewinn- und Verlustrechnung des Geschäftsjahres 2018: ― Zum 1. Januar 2018 hat RWE Vertragsverbindlichkeiten für im Voraus von Kunden erhaltene Grundgebühren in Höhe von 12 Mio. € erfasst. Zudem wurden nach IAS 18 aktivierte Aufwendungen für gratis ausgegebene Zugaben oder Waren in Höhe von 26 Mio. € aufgelöst. Darüber hinaus wurden in Höhe von 8 Mio. € Kosten der Vertragsanbahnung aktiviert. Ferner wurden aktive latente Steuern in Höhe von 2 Mio. € und passive latente Steuern in Höhe von 7 Mio. € erfasst. ― Mit der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 hat RWE den Ausweis unrealisierter Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten geändert. Seit dem 1. Januar 2018 werden sie nicht mehr als Umsatzerlöse oder Materialaufwendungen, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis ausgewiesen. Die Umstellung führt bei sonst unveränderten Parametern zu einer Stabilisierung der Umsatzerlöse und wirkt sich nicht auf das Ergebnis aus. Im Geschäftsjahr 2018 wurden für unrealisierte Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten 55 Mio. € im sonstigen betrieblichen Aufwand sowie 352 Mio. € im sonstigen betrieblichen Ertrag erfasst. Im Geschäftsjahr 2018 hatte die Anwendung von IFRS 15 die folgenden Auswirkungen auf die Bilanz sowie auf die Gewinn- und Verlustrechnung: Anwendungseffekte IFRS 15 scroll in Mio. € Wert gemäß IFRS 15 Wert gemäß IAS 18/IAS 11 Anwendungseffekt Bilanzposten Vertragsverbindlichkeiten 76 76 Posten der Gewinn- und Verlustrechnung Umsatzerlöse 13.388 13.740 -352 Materialaufwand 10.237 10.292 -55 Sonstige betriebliche Erträge 931 579 352 Sonstige betriebliche Aufwendungen 950 895 55 Die folgenden für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 anzuwendenden Änderungen an Standards und neuen Interpretationen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss: ― Änderungen an IFRS 4 "Anwendung von IFRS 9 Finanzinstrumente gemeinsam mit IFRS 4 Versicherungsverträge" (2016), ― Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards, Zyklus 2014 - 2016 (2016), ― Änderungen an IAS 40 "Übertragungen in den und aus dem Bestand der als Finanzinvestition gehaltenen Immobilien" (2016), ― Änderungen an IFRS 2 "Einstufung und Bewertung anteilsbasierter Vergütungen" (2016), ― IFRIC 22 "Fremdwährungstransaktionen und im Voraus erbrachte oder erhaltene Gegenleistungen" (2016). Neue Rechnungslegungsvorschriften Der IASB hat weitere Standards verabschiedet, die in der Europäischen Union (EU) im Geschäftsjahr 2018 noch nicht verpflichtend anzuwenden waren. Die wichtigsten Neuerungen und die auf Basis des aktuellen Stands der Implementierung erwarteten Auswirkungen sind im Folgenden dargestellt. IFRS 16 "Leasingverhältnisse" (2016) ersetzt zukünftig die Inhalte des IAS 17 "Leasingverhältnisse" sowie die zugehörigen Interpretationen IFRIC 4, SIC-15 und SIC-27. Nach dem neuen Leasingstandard sind - abgesehen von kurzfristigen Leasingverhältnissen (bis zu zwölf Monate) und Leasingverhältnissen über geringwertige Vermögenswerte - alle Leasingverhältnisse in der Bilanz zu erfassen. Daher hat der Leasingnehmer für sämtliche geleaste Vermögenswerte ein Nutzungsrecht für den Vermögenswert zu aktivieren und eine entsprechende 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 als Finanzierungs- oder Operating-Leasing-Verhältnisse - 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. Beim Übergang auf die neuen Vorschriften zur Leasingbilanzierung wendet RWE die modifiziert retrospektive Methode an. Die Vergleichsinformationen für das Geschäftsjahr 2018 werden im Konzernabschluss 2019 nicht angepasst. Zum Zeitpunkt des Übergangs werden die folgenden Wahlrechte und Ausnahmeregelungen in Anspruch genommen: ― Verzicht auf eine Beurteilung, ob bereits vor dem Erstanwendungszeitpunkt bestehende Verträge ein Leasingverhältnis gemäß IFRS 16 enthalten, ― Ansatz des Nutzungsrechts und Bewertung in Höhe der Leasingverbindlichkeit, angepasst um bereits erfasste aktivisch oder passivisch abgegrenzte Leasingzahlungen, ― Anpassung des Nutzungsrechts um den Betrag, der in der Bilanz zum 31. Dezember 2018 als Rückstellung für belastende Leasingverhältnisse ausgewiesen ist, ― Bewertung des Nutzungsrechts zum Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung ohne Berücksichtigung anfänglicher direkter Kosten, ― Leasingverhältnisse, deren Laufzeit innerhalb der ersten zwölf Monate nach dem Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung enden, werden als kurzfristige Leasingverhältnisse behandelt. RWE macht von den Ausnahmeregelungen Gebrauch, kurzfristige oder geringwertige Vermögenswerte betreffende Leasingverhältnisse nicht als Nutzungsrechte in der Bilanz zu erfassen. Für die fortgeführten Aktivitäten erwartet RWE im Rahmen der Umsetzung des IFRS 16 eine Erhöhung der Abschreibungen im Bereich von 25 Mio. € bis 50 Mio. €, während die für das Finanzergebnis erwartete Belastung 10 Mio. € bis 20 Mio. € betragen wird. Im Gegenzug ergibt sich eine Entlastung des sonstigen betrieblichen Aufwands etwa in Höhe der beiden zuvor genannten Bandbreiten, sodass sich keine wesentlichen Auswirkungen auf das Nettoergebnis ergeben. Zudem erwartet RWE für die fortgeführten Aktivitäten eine Erhöhung der Nettofinanzschulden im Bereich von 400 Mio. € bis 500 Mio. €. Unter Berücksichtigung der nicht fortgeführten Aktivitäten erwarten wir durch die erstmalige Anwendung von IFRS 16 eine Erhöhung der Bilanzsumme um rund 2,3 Mrd. €. In der Kapitalflussrechnung führt die Umstellung der Leasingbilanzierung zu einer Entlastung des Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, während der Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit stärker belastet wird, da ein wesentlicher Teil der Zahlungen der Leasingraten künftig als Tilgung der Leasingverbindlichkeiten dargestellt werden. Der Zinsanteil wird weiterhin im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit ausgewiesen. Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss haben: ― Amendments to IFRS 9 "Prepayment Features with Negative Compensation" (2017), ― Amendments to IAS 28 "Long-term Interests in Associates and Joint Ventures" (2017), ― Annual Improvements to IFRS Standards 2015-2017 Cycle (2017); der Sammelstandard beinhaltet Änderungen und Klarstellungen von IFRS 3 und IFRS 11 sowie IAS 12 und IAS 23, ― IFRS 17 "Insurance contracts" (2017), ― Amendments to IAS 19 "Plan Amendment, Curtailment or Settlement" (2018), ― Amendments to References to the Conceptual Framework in IFRS Standards (2018), ― Amendments to IFRS 3 "Business Combinations" (2018), ― Amendments to IAS 1 and IAS 8 "Definition of Material" (2018), ― IFRIC 23 "Uncertainty over Income Tax Treatments" (2017). Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung (1) Umsatzerlöse Umsatzerlöse werden erfasst, wenn der Kunde die Beherrschung über Güter oder Dienstleistungen erlangt hat. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir die Energiehandelsumsätze netto aus, d. h. mit der realisierten Rohmarge. Energiehandelsumsätze werden im Segment Energiehandel getätigt. Die Umsatzerlöse mit Endkunden zeigen wir dagegen auf Bruttobasis. Die Bruttoumsätze (inkl. Energiehandelsumsätze) summierten sich im Geschäftsjahr 2018 auf 76.345 Mio. € (Vorjahr: 60.788 Mio. €). Im Berichtsjahr hat RWE mit den nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten Bruttoumsätze in Höhe von 13.752 Mio. € (Vorjahr: 10.937 Mio. €) erzielt. Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 151 ff. nach Unternehmensbereichen, Regionen und Produkten aufgegliedert. Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer. Zum Ende des Geschäftsjahres bestehen im RWE-Konzern noch nicht bzw. noch nicht vollständig erfüllte Leistungsverpflichtungen. Die Vereinnahmung der auf diese Leistungsverpflichtungen entfallenden Umsatzerlöse in Höhe von 4.650 Mio. € wird in den folgenden drei Jahren erwartet. Die Vereinnahmung hängt vom zeitlichen Ablauf der Erfüllung der Leistungsverpflichtungen gegenüber dem Kunden ab. Die erwarteten zukünftigen Umsatzerlöse aus Verträgen mit einer ursprünglichen Vertragslaufzeit von zwölf Monaten oder weniger sind darin nicht enthalten. (2) Sonstige betriebliche Erträge Sonstige betriebliche Erträge scroll in Mio. € 2018 2017 Erträge aus aktivierten Eigenleistungen 45 51 Auflösung von Rückstellungen 57 111 Kostenumlagen/-erstattungen 63 258 Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten (ohne Wertpapiere) 4 2 Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierungen 103 531 Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten 408 159 Ersatz- und Versicherungsleistungen 26 25 Vermietung und Verpachtung 20 85 Währungskursgewinne 11 Übrige 205 2.023 931 3.256 Im Berichtsjahr wurden im Segment Fortgeführte innogy-Aktivitäten Zuschreibungen in Höhe von 38 Mio. € auf Onshore-Windparks in Polen vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €). Im Wesentlichen ist dies durch gestiegene Preise für Strom und Grünstromzertifikate begründet. Von den Zuschreibungen entfielen 36 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 2 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights. Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wurde mittels eines Unternehmensbewertungsmodells auf Basis von Cash-Flow-Planungen sowie eines Diskontierungszinssatzes nach Steuern von 5,5 % ermittelt. Die zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandels- und Endverbraucherpreise von Strom sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen. Aufgrund der Verwendung interner Planungsannahmen ist der ermittelte beizulegende Zeitwert der Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie zuzuordnen. Im Vorjahr war in der Position "Übrige" die Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 1.797 Mio. € erfasst, die auf einer Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts vom 7. Juni 2017 beruhte. Die bis zum 31. Dezember 2016 erhobene Kernbrennstoffsteuer war nicht mit den verfassungsrechtlichen Regeln vereinbar und daher rückwirkend nichtig. Der Rückzahlungsbetrag enthielt den wirtschaftlich E.ON zuzurechnenden Anteil von 100 Mio. €. 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. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir unrealisierte Marktwertveränderungen aus Commodity-Derivaten im sonstigen betrieblichen Aufwand oder Ertrag netto aus. Die Bruttoerträge summierten sich im Geschäftsjahr 2018 auf 493 Mio. €. (3) Materialaufwand Materialaufwand scroll in Mio. € 2018 2017 Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren 8.716 8.118 Aufwendungen für bezogene Leistungen 1.521 1.911 10.237 10.029 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 62.817 Mio. € (Vorjahr: 46.835 Mio. €) mit dem Materialaufwand verrechnet. (4) Personalaufwand Personalaufwand scroll in Mio. € 2018 2017 Löhne und Gehälter 1.487 1.433 Sozialabgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung 408 415 1.895 1.848 Anzahl Mitarbeiter scroll 2018 2017 Tarif- und sonstige Mitarbeiter 45.333 46.757 Außertarifliche Mitarbeiter 13.108 12.576 58.441 59.333 Die angegebene Anzahl der Mitarbeiter enthält die den nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten zugeordneten 32.232 Tarif- und sonstigen Mitarbeiter (Vorjahr: 31.897) sowie 8.614 außertarifliche Mitarbeiter (Vorjahr: 8.294). 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 2.031 (Vorjahr: 1.998) Auszubildende beschäftigt. Davon sind 1.452 (Vorjahr: 1.448) den nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten zugeordnet. Die Auszubildenden sind in den Mitarbeiterzahlen nicht enthalten. (5) Abschreibungen Abschreibungen scroll in Mio. € 2018 2017 Immaterielle Vermögenswerte 26 36 Sachanlagen 922 1.294 948 1.330 Außerplanmäßige Abschreibungen scroll in Mio. € 2018 2017 Immaterielle Vermögenswerte 9 Sachanlagen 47 373 47 382 Im Berichtsjahr wurden im Segment Europäische Stromerzeugung außerplanmäßige Abschreibungen auf das britische Kraftwerk Staythorpe in Höhe von 29 Mio. € vorgenommen. Es ist zu erwarten, dass dessen Ergebnisbeiträge etwas unter den bisherigen Erwartungen liegen werden (erzielbarer Betrag: 0,3 Mrd. €). Im Vorjahr hatte die Aufspaltung des ehemaligen Segments Konventionelle Stromerzeugung in die beiden neuen Segmente Braunkohle & Kernenergie sowie Europäische Stromerzeugung aufgrund der damit einhergehenden neuen Steuerung eine Aufteilung der bisherigen Zahlungsmittel generierenden Einheit für den deutschen Kraftwerkspark zur Folge. Der aus diesem Anlass im Vorjahr vorgenommene Werthaltigkeitstest ergab für die neue Zahlungsmittel generierende Einheit Braunkohle & Kernenergie eine Zuschreibung in Höhe von 401 Mio. €, die im Vorjahr in den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst wurde (erzielbarer Betrag: 1,4 Mrd. €). Gegenläufig wurden im Vorjahr in Höhe von 321 Mio. € in der neuen Zahlungsmittel generierenden Einheit für den deutschen Kraftwerkspark im Segment Europäische Stromerzeugung außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen und Rückstellungen für drohende Verluste gebildet (erzielbarer Betrag: 0,0 Mrd. €). Diese Effekte resultierten aus entfallenen Kompensationseffekten durch Aufspaltung der Zahlungsmittel generierenden Einheit. Im Vorjahr wurden im Segment Braunkohle & Kernenergie außerplanmäßige Abschreibungen auf das als zur Veräußerung bestimmt ausgewiesene Sachanlagevermögen der inzwischen veräußerten ungarischen Gesellschaft Mátrai Erőmű ZRt. (Mátra) in Höhe von 301 Mio. € vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,0 Mrd. €). Im Vorjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf Gasspeicher in Höhe von 16 Mio. € im Segment Fortgeführte innogy-Aktivitäten (davon 12 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 4 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte) vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,0 Mrd. €), im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen. Darüber hinaus entfielen im Vorjahr im Segment Fortgeführte innogy-Aktivitäten aufgrund nachhaltiger Wertminderungen außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 20 Mio. € auf Sachanlagen zur Errichtung von Offshore-Windparks (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €). Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen und geänderten Preiserwartungen vorgenommen. Die erzielbaren Beträge werden auf Basis beizulegender Zeitwerte abzüglich Veräußerungskosten ermittelt. Die Zeitwerte werden mithilfe von Bewertungsmodellen unter Zugrundelegung von Cash-Flow-Planungen hergeleitet. Im Geschäftsjahr lag dem Bewertungsmodell für das britische Kraftwerk Staythorpe ein Diskontierungszinssatz in Höhe von 4,75 % zugrunde. Im Vorjahr basierten die Bewertungsmodelle auf Diskontierungszinssätzen in einer Bandbreite von 4,25 % 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 scroll in Mio. € 2018 2017 Aufwendungen aus Bestandsveränderung der Erzeugnisse 5 10 Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen 465 500 Rückstellungszuführungen/-auflösungen -196 402 Struktur- und Anpassungsmaßnahmen 33 26 Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung 166 148 Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren) 8 7 Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung 56 73 Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen 59 58 Allgemeine Verwaltungskosten 56 52 Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten 45 166 Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten 48 49 Gebühren und Beiträge 61 72 Währungskursverluste 3 Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern) 27 175 Übrige 114 171 950 1.909 Im Vorjahr enthielt die Position "Übrige" den wirtschaftlich E.ON zuzurechnenden Anteil von 100 Mio. € aus der Rückzahlung der in früheren Perioden gezahlten Kernbrennstoffsteuer. Um die Geschäftsentwicklung zutreffender darzustellen, weisen wir unrealisierte Marktwertveränderungen aus Commodity-Derivaten im sonstigen betrieblichen Aufwand oder Ertrag netto aus. Die Bruttoaufwendungen summierten sich im Geschäftsjahr 2018 auf 196 Mio. €. (7) Beteiligungsergebnis Das Beteiligungsergebnis enthält sämtliche Erträge und Aufwendungen, die im Zusammenhang mit den betrieblich veranlassten Beteiligungen entstanden sind. Es umfasst das Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen und das übrige Beteiligungsergebnis. Beteiligungsergebnis scroll in Mio. € 2018 2017 Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 211 137 Ergebnis aus nicht konsolidierten Tochterunternehmen -45 -30 Davon: Abschreibungen auf Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen -31 Ergebnis aus übrigen Beteiligungen -6 -2 Davon: Abschreibungen auf Anteile an übrigen Beteiligungen -16 Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen 50 Ergebnis aus Ausleihungen an Beteiligungen 9 2 Übriges Beteiligungsergebnis -42 20 169 157 (8) Finanzergebnis Finanzergebnis scroll in Mio. € 2018 2017 Zinsen und ähnliche Erträge 166 197 Andere Finanzerträge 306 1.348 Finanzerträge 472 1.545 Zinsen und ähnliche Aufwendungen 180 298 Zinsanteile an Zuführungen zu Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen) 45 57 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich und bergbaubedingten Rückstellungen 183 146 sonstigen Rückstellungen 36 23 Andere Finanzaufwendungen 437 1.084 Finanzaufwendungen 881 1.608 -409 -63 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 rechnerischen 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 9 Mio. € (Vorjahr: 1 Mio. €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten aktiviert. Der dabei zugrunde gelegte Finanzierungskostensatz bewegte sich zwischen 4,4 % und 4,8 % (Vorjahr: 3,8 % und 4,4 %). Zinsergebnis scroll 2018 2017 in Mio. € Zinsen und ähnliche Erträge 166 197 Zinsen und ähnliche Aufwendungen 180 298 -14 -101 Das Zinsergebnis resultiert aus finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten, die im Berichtsjahr den Bewertungskategorien nach IFRS 9 zugeordnet sind und im Vorjahr den Bewertungskategorien nach IAS 39 zugeordnet waren: Zinsergebnis nach Bewertungskategorien scroll in Mio. € 2018 2017 Kredite und Forderungen 169 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 28 Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 108 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente 30 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 14 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 14 Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten -180 -298 -14 -101 Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 6 Mio. € (Vorjahr: 50 Mio. €). Im Vorjahr sind hier auch die Zinserträge auf Teile der von RWE gezahlten und im Jahr 2017 erstatteten Kernbrennstoffsteuer in Höhe von 257 Mio. € enthalten. Davon entfallen 243 Mio. € auf RWE-Aktionäre. Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 13 Mio. € (Vorjahr: 71 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren. (9) Ertragsteuern Ertragsteuern scroll in Mio. € 2018 2017 Tatsächliche Ertragsteuern 122 203 Latente Steuern -19 130 103 333 Von den latenten Steuern entfallen -2 Mio. € (Vorjahr: 72 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Im Berichtsjahr ergaben sich Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern in Höhe von -73 Mio. € (Vorjahr: 110 Mio. €). In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per saldo Aufwendungen von 30 Mio. € (Vorjahr: Erträge von 111 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen. Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen verminderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern um 28 Mio. € (Vorjahr: 189 Mio. €). Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern scroll in Mio. € 2018 2017 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten -3 Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten 7 Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung -1.442 8 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen1 410 -171 -1.025 -166 1 Inkl. Wertberichtigung Steuern in Höhe von - 61 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €) werden direkt mit dem Eigenkapital verrechnet. Steuerüberleitungsrechnung scroll in Mio. € 2018 2017 Ergebnis vor Steuern 49 2.056 Theoretischer Steueraufwand 16 668 Unterschied zu ausländischen Steuersätzen -28 -15 Steuereffekte auf steuerfreie inländische Dividenden -31 -31 steuerfreie ausländische Dividenden -7 -2 sonstige steuerfreie Erträge -21 -16 steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen 42 45 Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen) -24 -3 nicht nutzbare Verlustvorträge, Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen, Abschreibungen auf Verlustvorträge, Latenzierung von Verlustvorträgen -14 - 105 Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen 12 -2 Steuersatzänderungen im Ausland -3 30 sonstige Wertberichtigungen latenter Steuern im Organkreis der RWE AG 172 Sonstiges -11 -236 Effektiver Steueraufwand 103 333 Effektiver Steuersatz in % 210,2 16,2 Zur Ermittlung des theoretischen Steueraufwands wird der für die RWE AG gültige Steuersatz in Höhe von 32,6 % (Vorjahr: 32,5 %) 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 scroll in Mio. € Entwicklungsausgaben Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte Kundenbeziehungen und ähnliche Werte Geschäfts- oder Firmenwerte Geleistete Anzahlungen Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2018 837 3.054 2.810 11.671 31 18.403 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -821 -890 -2.812 -9.929 -3 -14.455 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen -821 -999 -2.812 -9.929 -3 -14.564 Zugänge 42 37 6 85 Umbuchungen 2 29 -25 6 Währungsanpassungen 1 -15 3 -24 -35 Abgänge 25 1 26 Stand: 31.12.2018 36 2.214 1 1.718 9 3.978 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2018 489 2.493 2.564 474 6.020 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -460 -792 -2.579 -475 -4.306 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen -460 -792 -2.579 -475 -4.306 Abschreibungen des Berichtsjahres 29 63 13 105 Währungsanpassungen -10 3 1 -6 Abgänge 25 1 26 Zuschreibungen 2 2 Stand: 31.12.2018 33 1.751 1 1.785 Buchwerte Stand: 31.12.2018 3 463 1.718 9 2.193 Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2017 1.047 2.816 2.915 11.664 6 18.448 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises 3 143 4 17 167 Zugänge 74 92 8 29 203 Umbuchungen -29 39 3 -4 9 Währungsanpassungen -30 -3 -83 -10 -126 Abgänge 228 33 37 298 Stand: 31.12.2017 837 3.054 2.810 11.671 31 18.403 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2017 630 2.410 2.658 1 5.699 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises 3 -2 1 Abschreibungen des Berichtsjahres 104 107 27 479 717 Umbuchungen -5 5 Währungsanpassungen -18 4 -84 -6 -104 Abgänge 225 31 37 293 Stand: 31.12.2017 489 2.493 2.564 474 6.020 Buchwerte Stand: 31.12.2017 348 561 246 11.197 31 12.383 Für Forschung und Entwicklung hat der RWE-Konzern im Berichtsjahr 116 Mio. € (Vorjahr: 182 Mio. €) aufgewendet. Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen: Geschäfts- oder Firmenwerte scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Netz & Infrastruktur Deutschland 2.736 Netz & Infrastruktur Osteuropa 1.159 Vertrieb Niederlande/Belgien 2.704 Vertrieb Deutschland 923 Vertrieb Großbritannien 1.525 Vertrieb Osteuropa 429 Erneuerbare Energien 712 715 Energiehandel 1.006 1.006 1.718 11.197 Die im Vorjahr in den Zahlungsmittel generierenden Einheiten "Netz & Infrastruktur" und "Vertrieb" ausgewiesenen Geschäfts- oder Firmenwerte werden als Teil der zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerte der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten ausgewiesen. Regelmäßig im dritten Quartal wird ein Werthaltigkeitstest (Impairment-Test) durchgeführt, um einen möglichen Abschreibungsbedarf bei Geschäfts- oder Firmenwerten zu ermitteln. Dabei werden die Geschäfts- oder Firmenwerte den Zahlungsmittel generierenden Einheiten zugeordnet. Im Vorjahr sind aus Erstkonsolidierungen Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 53 Mio. € zugegangen. 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. Für die Wertermittlung wird ein Unternehmensbewertungsmodell auf Basis von Cash-Flow-Planungen herangezogen. 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 "Energiehandel" bei 5,25 % und für "Erneuerbare Energien" bei 4,25 % (Vorjahr: Bandbreite von 3,25 % bis 5,50 %) nach Steuern. Bei der Extrapolation der Cash Flows über den Detailplanungszeitraum hinaus legen wir keine Wachstumsraten zugrunde. Grundsätzlich wird die Wachstumsrate bereichsspezifisch aus Erfahrungen und Zukunftserwartungen abgeleitet und überschreitet nicht die langfristigen durchschnittlichen Wachstumsraten der jeweiligen Märkte, in denen die Konzernunternehmen tätig sind. Im jährlichen Cash Flow für die Jahre über den Detailplanungszeitraum hinaus sind Investitionsausgaben in der zur Aufrechterhaltung des Geschäftsumfangs benötigten Höhe jeweils mindernd enthalten. Die erzielbaren Beträge der Zahlungsmittel generierenden Einheiten, die jeweils als beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ermittelt wurden, lagen zum Bilanzstichtag alle über deren Buchwerten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und der Cash Flows in der ewigen Rente. Die Zahlungsmittel generierende Einheit "Energiehandel" wies von allen Zahlungsmittel generierenden Einheiten die geringste Überdeckung des Buchwertes durch den erzielbaren Betrag auf. Der erzielbare Betrag lag um 1,2 Mrd. € über dem Buchwert. Ein Wertminderungsbedarf hätte sich ergeben, wenn bei der Bewertung ein um mehr als 3,1 Prozentpunkte höherer Diskontierungszinssatz nach Steuern von über 8,4 %, eine um mehr als 3,6 Prozentpunkte reduzierte Wachstumsrate von unter - 3,6 % oder ein um mehr als 74 Mio. € reduzierter Cash Flow in der ewigen Rente angesetzt worden wäre. (11) Sachanlagen Sachanlagen scroll in Mio. € Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten inkl. Bauten auf fremden Grundstücken Technische Anlagen und Maschinen Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau Summe Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2018 7.325 74.280 2.123 2.317 86.045 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -2.740 -30.747 -1.238 -845 -35.570 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen -2.738 -30.708 -1.238 -859 -35.543 Zugänge 65 665 74 1.014 1.818 Umbuchungen 45 283 -2 -332 -6 Währungsanpassungen -42 -294 -7 -10 -353 Abgänge 109 478 35 69 691 Stand: 31.12.2018 4.544 43.709 915 2.075 51.243 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2018 4.555 54.187 1.505 851 61.098 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -1.455 -20.646 -803 -1 -22.905 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen -1.453 -20.580 -803 -1 -22.837 Abschreibungen des Berichtsjahres 66 1.209 93 7 1.375 Umbuchungen 1 -1 Währungsanpassungen -20 -149 -4 -173 Abgänge 69 352 35 65 521 Zuschreibungen 5 34 1 40 Stand: 31.12.2018 3.073 34.214 756 791 38.834 Buchwerte Stand: 31.12.2018 1.471 9.495 159 1.284 12.409 Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten Stand: 01.01.2017 7.544 74.257 2.152 1.708 85.661 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -149 -950 -6 162 -943 Zugänge 92 1.477 138 825 2.532 Umbuchungen 34 237 1 -273 -1 Währungsanpassungen 41 -121 8 -10 -82 Abgänge 237 620 170 95 1.122 Stand: 31.12.2017 7.325 74.280 2.123 2.317 86.045 Kumulierte Abschreibungen Stand: 01.01.2017 4.581 54.126 1.521 915 61.143 Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises -149 -890 -11 -8 -1.058 Abschreibungen des Berichtsjahres 225 1.829 142 27 2.223 Währungsanpassungen 20 -53 4 -29 Abgänge 116 421 151 83 771 Zuschreibungen 6 404 410 Stand: 31.12.2017 4.555 54.187 1.505 851 61.098 Buchwerte Stand: 31.12.2017 2.770 20.093 618 1.466 24.947 Sachanlagen in Höhe von 504 Mio. € (Vorjahr: 82 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte, Sicherungsübereignungen und sonstigen Beschränkungen. Vom Gesamtbuchwert der Sachanlagen entfielen 241 Mio. € (Vorjahr: 248 Mio. €) auf im Wege des Finanzierungsleasings gemietete Vermögenswerte. Dabei handelte es sich im Wesentlichen um technische Anlagen und Maschinen. Die Abgänge von Sachanlagen ergaben sich durch Veräußerung oder Stilllegung. (12) 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 scroll Amprion GmbH, Dortmund KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG/ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), Klagenfurt (Österreich) in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2018 31.12.2017 Bilanz1 Langfristige Vermögenswerte 4.192 3.607 1.630 1.626 Kurzfristige Vermögenswerte 2.906 2.609 373 370 Langfristige Schulden 1.401 1.092 857 874 Kurzfristige Schulden 3.555 3.238 276 277 Proportionaler Anteil am Eigenkapital2 538 474 365 354 Geschäfts- und Firmenwert 198 198 Buchwert 538 474 563 552 Gesamtergebnisrechnung1 Umsatzerlöse 13.495 12.418 1.172 1.0653 Ergebnis 372 142 79 90 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) -17 -25 -1 -4 Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 355 117 78 86 Dividende (anteilig) 25 28 15 20 RWE-Anteilsquote 25 % 25 % 49 % 49 % 1 Zahlen basieren auf einem Anteilsbesitz von 100 % an der KEH 2 Zahlen basieren auf dem proportionalen Eigenkapitalanteil an der KEH und der Kelag 3 Angepasster Wert aufgrund der Umstellung von einer Brutto- zu einer Nettodarstellung der Energiehandelsaktivitäten 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 einen Anteil von 49 % an der Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), die der größte Anteilseigner der Kelag und den fortgeführten innogy-Aktivitäten zugeordnet ist. Nicht wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen scroll Assoziierte Unternehmen Gemeinschaftsunternehmen in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 31.12.2018 31.12.2017 Anteiliges Ergebnis 27 7 56 59 Anteilig direkt im Eigenkapital erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) 8 -78 -22 Summe der anteilig erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 35 -71 56 37 Buchwerte 142 1.317 224 503 Der RWE-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 3 Mio. € (Vorjahr: 97 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund kreditvertraglicher Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen oder Bedingungen für die Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen. (13) Übrige Finanzanlagen Übrige Finanzanlagen scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Nicht konsolidierte Tochterunternehmen 72 254 Übrige Beteiligungen 74 617 Langfristige Wertpapiere 254 238 400 1.109 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 31 Mio. € bzw. 4 Mio. € (Vorjahr: 87 Mio. € bzw. 12 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der RWE AG als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften. (14) Finanzforderungen Finanzforderungen scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen 82 1 237 5 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 2.458 1.051 Sonstige Finanzforderungen Zinsabgrenzungen 89 117 Übrige sonstige Finanzforderungen 28 234 122 572 110 2.782 359 1.745 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 bestand im Vorjahr in Höhe von 260 Mio. € eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von drei Unternehmen, die den nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten zuzuordnen sind. (15) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Derivate 704 6.567 1.014 3.249 Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen 213 103 Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen 137 217 CO2-Emissionsrechte 329 121 Übrige sonstige Vermögenswerte 29 375 70 1.305 946 7.408 1.187 4.892 Davon: finanzielle Vermögenswerte 924 6.684 1.127 3.483 Davon: nicht finanzielle Vermögenswerte 22 724 60 1.409 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. (16) 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 2018 wurden auf den Unterschiedsbetrag zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in Höhe von 618 Mio. € (Vorjahr: 441 Mio. €) keine passiven latenten Steuern gebildet, da in absehbarer Zeit wahrscheinlich keine Ausschüttungen erfolgen oder sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht auflösen werden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 5.335 Mio. € bzw. 6.254 Mio. € (Vorjahr: 4.135 Mio. € bzw. 3.572 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert. Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen: Latente Steuern scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Aktiv Passiv Aktiv Passiv Langfristige Vermögenswerte 815 938 1.525 1.619 Kurzfristige Vermögenswerte 2.101 3.009 1.401 2.312 Steuerliche Sonderposten 58 748 Langfristige Schulden Pensionsrückstellungen 139 41 932 11 Sonstige langfristige Schulden 289 194 1.252 325 Kurzfristige Schulden 3.234 3.245 2.734 1.260 6.578 7.485 7.844 6.275 Verlustvorträge Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern) 77 328 Gewerbesteuer 16 12 Bruttobetrag 6.671 7.485 8.184 6.275 Saldierung -5.847 -5.847 -5.557 -5.557 Nettobetrag 824 1.638 2.627 718 Zum 31. Dezember 2018 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 56 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 417 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 1.463 Mio. € bzw. 490 Mio. € (Vorjahr: 2.513 Mio. € bzw. 344 Mio. €). Die körperschaftsteuerlichen Verlustvorträge, für die keine latenten Steueransprüche angesetzt wurden, werden in Höhe von 1.183 Mio. € innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Die übrigen Verlust-vorträge sind im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt, jedoch wird eine Nutzung überwiegend nicht erwartet. Zum 31. Dezember 2018 betrugen die temporären Differenzen, für die keine aktiven latenten Steuern angesetzt wurden, 11.180 Mio. € (Vorjahr: 12.185 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden latente Steueraufwendungen aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet. (17) Vorräte Vorräte scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe inkl. Kernbrennelemente und Vorabraum des Braunkohlebergbaus 723 998 Unfertige Erzeugnisse/Leistungen 37 200 Fertige Erzeugnisse und Waren 872 719 Geleistete und erhaltene Anzahlungen -1 7 1.631 1.924 Die zum Zweck der Weiterveräußerung erworbenen Vorräte hatten einen Buchwert von 33 Mio. € (Vorjahr: 58 Mio. €). Davon entfielen auf Gasvorräte 29 Mio. € (Vorjahr: 44 Mio. €) und auf Kohlevorräte 4 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €). Im Vorjahr entfielen hierauf zudem Biomassevorräte in Höhe von 4 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. API#2) ermittelt. 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. (18) Wertpapiere Von den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 3.226 Mio. € (Vorjahr: 4.065 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 383 Mio. € (Vorjahr: 828 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert. (19) Flüssige Mittel Flüssige Mittel scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Kasse und Bankguthaben 3.521 3.924 Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten) 2 9 3.523 3.933 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 oder Fitch sowie ihr Eigenkapital und Preise für Credit Default Swaps. Die Verzinsung der flüssigen Mittel bewegte sich 2018 wie im Vorjahr auf Marktniveau. (20) Eigenkapital Die Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 92 dargestellt. Das gezeichnete Kapital der RWE AG ist wie folgt strukturiert: Gezeichnetes Kapital scroll 31.12.2018 Stückzahl 31.12.2017 Stückzahl 31.12.2018 Buchwert 31.12.2017 Buchwert in Tsd. in % in Tsd. in % in Mio. € in Mio. € Stammaktien 575.745 93,7 575.745 93,7 1.474 1.474 Vorzugsaktien 39.000 6,3 39.000 6,3 100 100 614.745 100,0 614.745 100,0 1.574 1.574 Bei den Stamm- und den 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. Der Vorstand wurde durch Beschluss der Hauptversammlung vom 26. April 2018 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 25. April 2023 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 26. April 2018 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 25. April 2023 Aktien der Gesellschaft, gleich welcher Gattung, im Umfang von bis zu 10 % des Grundkapitals im Zeitpunkt der Beschlussfassung 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 2018 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand. Im Geschäftsjahr 2018 wurden von der RWE AG 196.604 RWE-Stammaktien zu einem Anschaffungspreis von 3.626.221,16 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf sie entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 503.306,24 € (0,03 % des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der RWE AG und der Tochterunternehmen erhielten im Rahmen des Belegschaftsaktienprogramms zur Vermögensbildung insgesamt 196.560 Stammaktien sowie anlässlich von Dienstjubiläen 44 Stammaktien. Hieraus ergab sich ein Gesamterlös von 3.617.602,33 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet. Nach IAS 32 ist die folgende durch Konzerngesellschaften begebene Hybridanleihe als Eigenkapital zu klassifizieren: Hybridanleihe scroll Emittent Nominalvolumen Erster Kündigungstermin Kupon in % p.a.1 RWE AG 750 Mio. £ 2019 7,0 1 Bis zum ersten Kündigungstermin Das aufgenommene Kapital wurde vermindert um Kapitalbeschaffungskosten und unter Berücksichtigung von Steuern in das Eigenkapital eingestellt. Die Zinszahlungen an die Anleiheinhaber werden, vermindert um Ertragsteuern, direkt gegen das Eigenkapital gebucht. Sie können von der Gesellschaft ausgesetzt werden; sie sind aber unter bestimmten Voraussetzungen nachzuholen, etwa wenn Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung vorschlagen, eine Dividende zu zahlen. Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Konzerneigenkapital um insgesamt 491 Mio. € (Vorjahr: -4 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um insgesamt 258 Mio. € (Vorjahr: -15 Mio. €). Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Fremdkapitalinstrumente, der Cash Flow Hedges und der Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten sowie die Währungsdifferenzen bei der Umrechnung ausländischer Abschlüsse erfasst. Zum 31. Dezember 2018 betrug der auf at-Equity-bilanzierte Beteiligungen entfallende Anteil am Accumulated Other Comprehensive Income -7 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €). Im Berichtsjahr wurden Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung in Höhe von 48 Mio. €, die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Aufwand realisiert (Vorjahr: Ertrag von 13 Mio. €). Gewinnverwendungsvorschlag Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der RWE AG für das Geschäftsjahr 2018 wie folgt zu verwenden: Ausschüttung einer Dividende von 0,70 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. scroll Dividende 430.321.849,30 € Gewinnvortrag 59.392,54 € Bilanzgewinn 430.381.241,84 € Die für das Geschäftsjahr 2017 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der RWE AG vom 26. April 2018 auf 0,50 € je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie. Zusätzlich wurde eine Sonderdividende in Höhe von 1,00 € aus rückerstatteter Kernbrennstoffsteuer je dividendenberechtigter Stamm- und Vorzugsaktie gezahlt. Die Ausschüttung an die Aktionäre der RWE AG betrug 922 Mio. €. Anteile anderer Gesellschafter Unter dieser Position ist der Anteilsbesitz Dritter an den Konzerngesellschaften erfasst. Von den direkt im Eigenkapital erfassten Erträgen und Aufwendungen (Other Comprehensive Income - OCI) entfallen die folgenden Anteile auf andere Gesellschafter: Anteile anderer Gesellschafter am OCI scroll in Mio. € 2018 2017 Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen -134 165 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen -2 -14 Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten -13 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind -149 151 Unterschied aus der Währungsumrechnung 11 35 Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten 5 Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten -4 Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung -5 -2 Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen -3 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind 2 35 -147 186 Wesentliche Anteile anderer Gesellschafter entfielen im Vorjahr auf den innogy-Konzern, der im Berichtsjahr in Teilen als nicht fortgeführte Aktivitäten bilanziert wird: Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter scroll Fortgeführte innogy-Aktivitäten innogy-Konzern in Mio. € 31.12.2018 31.12.2018 31.12.2017 Bilanz Langfristige Vermögenswerte 8.133 37.229 36.502 Kurzfristige Vermögenswerte 4.313 12.645 10.312 Langfristige Schulden 1.524 24.980 22.913 Kurzfristige Schulden 8.092 14.980 12.649 Gesamtergebnisrechnung Umsatzerlöse 1.505 35.063 41.119 Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income) 88 -576 722 Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income) 360 -862 1.871 Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 538 2.565 2.654 Anteile anderer Gesellschafter 951 4.442 4.135 Dividenden an andere Gesellschafter 237 501 469 Ergebnisanteile anderer Gesellschafter 67 663 492 Anteilsquote anderer Gesellschafter an der innogy SE 23,2 % 23,2 % Neben der angegebenen Anteilsquote von 23,2 % anderer Gesellschafter an der innogy SE halten andere Gesellschafter auch Anteile an Tochterunternehmen der innogy SE. (21) Aktienkursbasierte Vergütungen Für Führungskräfte der RWE AG und der innogy SE sowie nachgeordneter verbundener Unternehmen gibt es Long-Term-Incentive-Pläne (LTIP) als aktienkursbasierte Vergütungssysteme mit der Bezeichnung "Strategic Performance Plan" (SPP) und das auslaufende Vorgängermodell "Beat 2010". Die Aufwendungen daraus werden von den Konzerngesellschaften getragen, bei denen die Bezugsberechtigten beschäftigt sind. Der LTIP SPP wurde 2016 eingeführt. Er 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 bedingt zugeteilte virtuelle Aktien (Performance Shares). Die finale Anzahl der virtuellen Aktien einer Tranche wird nach einem Jahr anhand der Zielerreichung des bereinigten Nettoergebnisses ermittelt. Die jeweils begebenen Tranchen aus dem LTIP SPP haben eine Laufzeit von vier Jahren vor einer möglichen Auszahlung. Voraussetzung für die Teilnahme an dem Programm war der Verzicht auf noch nicht verfallene Optionen des Vorgängermodells Beat 2010. Die Verzichtserklärungen sind weitaus überwiegend erfolgt. Das Programm ist bis auf unwesentliche Restbestände erloschen. SPP RWE AG scroll Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Laufzeitbeginn 01.01.2016 01.01.2017 01.01.2018 Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares 486.436 1.338.027 883.974 Laufzeit 4 Jahre 4 Jahre 4 Jahre Erfolgsziel Bereinigtes Nettoergebnis Bereinigtes Nettoergebnis Bereinigtes Nettoergebnis Obergrenze/Stückzahl Performance Shares 150 % 150 % 150 % Obergrenze/Auszahlungsbetrag 200 % 200 % 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 eines im Handel an die 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 der 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 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 Übernahmegesetzes (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 wurde 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 Wertes 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 Barvergütung Barvergütung Auszahlungszeitpunkt 2020 2021 2022 SPP innogy SE scroll Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Laufzeitbeginn 01.01.2016 01.01.2017 01.01.2018 Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares 352.834 1.178.133 1.108.599 Laufzeit 4 Jahre 4 Jahre 4 Jahre Erfolgsziel Bereinigtes Nettoergebnis Bereinigtes Nettoergebnis Bereinigtes Nettoergebnis Obergrenze/Stückzahl Performance Shares 150 % 150 % 150 % Obergrenze/Auszahlungsbetrag 200 % 200 % 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 eines im Handel an die 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 der 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 Übernahmegesetzes (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 wurde 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 Wertes der innogy SE. 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 Barvergütung Barvergütung Auszahlungszeitpunkt 2020 2021 2022 Der beizulegende Zeitwert der im Rahmen des SPP bedingt zugeteilten Performance Shares umfasste zum Zeitpunkt der Zuteilung die nachfolgend aufgeführten Beträge: Performance Shares aus dem SPP der RWE AG scroll in € Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Beizulegender Zeitwert pro Stück 13,78 11,62 18,80 Performance Shares aus dem SPP der innogy SE scroll in € Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Beizulegender Zeitwert pro Stück 37,13 32,07 36,78 Die beizulegenden Zeitwerte der Tranchen des SPP der RWE AG ergeben sich aus dem aktuellen Aktienkurs der RWE AG bzw. der innogy SE zuzüglich der Dividenden pro Aktie, die während der Laufzeit der jeweiligen Tranche bereits an die Aktionäre ausgezahlt wurden. Die begrenzte Auszahlung je SPP wurde über eine verkaufte Call-Option abgebildet. Der über das Black-Scholes-Modell ermittelte Optionswert wurde abgezogen. Bei der Optionspreisermittlung wurden die in den Programmbedingungen festgelegten maximalen Auszahlungsbeträge je bedingt zugeteilten SPP (= Strike der Option), die restlaufzeitbezogenen Diskontierungszinssätze, die Volatilitäten und die erwarteten Dividenden der RWE AG bzw. der innogy SE berücksichtigt. Die beizulegenden Zeitwerte der Tranchen des SPP der innogy SE werden durch das im März 2018 verkündete Tauschgeschäft mit E.ON dahingehend beeinflusst, dass sich die vorstehend erläuterten Regelungen für den Fall eines Kontrollwechsels in der Bewertung niederschlagen. Der erwartete Auszahlungsbetrag wird auf Basis des durchschnittlichen innogy-Aktienkurses der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem 11. März 2018 zuzüglich ausgezahlter Dividenden ermittelt. Entsprechend den Auszahlungsbestimmungen aufgrund eines Kontrollwechsels wird eine Auszahlung nach dem Abschluss der Transaktion erfolgen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben sich die Performance Shares wie folgt entwickelt: Performance Shares aus dem SPP der RWE AG scroll Stück Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres 446.035 1.338.027 Zugesagt 883.974 Veränderung (zugeteilt/verfallen) 82.172 290.364 Ausgezahlt Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres 528.207 1.628.391 883.974 Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres Performance Shares aus dem SPP der innogy SE scroll Stück Tranche 2016 Tranche 2017 Tranche 2018 Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres 460.572 1.178.133 Zugesagt 1.108.599 Veränderung (zugeteilt/verfallen) -432.696 -1.122.921 -1.052.053 Davon: den nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten zugeordnet -367.338 -975.733 -1.042.949 Ausgezahlt Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres 27.876 55.212 56.546 Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres Aus dem aktienkursbasierten Vergütungssystem ergaben sich im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 20 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €). Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 32 Mio. € (Vorjahr: 25 Mio. €). (22) Rückstellungen Rückstellungen scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Gesamt Langfristig Kurzfristig Gesamt Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 3.287 3.287 5.420 5.420 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 5.659 285 5.944 5.725 280 6.005 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.460 56 2.516 2.263 60 2.323 11.406 341 11.747 13.408 340 13.748 Sonstige Rückstellungen Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) 378 446 824 723 844 1.567 Verpflichtungen aus Restrukturierungen 109 23 132 234 83 317 Steuerrückstellungen 1.497 43 1.540 1.620 349 1.969 Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen 905 92 997 1.208 321 1.529 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks 358 4 362 359 1 360 Sonstige Rückbau- und Nachrüstungsverpflichtungen 528 52 580 587 78 665 Umweltschutzverpflichtungen 90 7 97 108 38 146 Zinszahlungsverpflichtungen 261 1 262 398 11 409 Rückgabeverpflichtungen für CO2-Emissionsrechte/ Zertifikate alternativer Energien 885 885 1.600 1.600 Übrige sonstige Rückstellungen 331 721 1.052 604 1.472 2.076 4.457 2.274 6.731 5.841 4.797 10.638 15.863 2.615 18.478 19.249 5.137 24.386 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 23 Mio. € (Vorjahr: 45 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 wie für eine beitragsorientierte Versorgungszusage, obwohl es sich um einen leistungsorientierten Pensionsplan handelt. Der Pensionsplan für Arbeitnehmer in den Niederlanden wird von der Stichting Pensioenfonds ABP (vgl. 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 2019 voraussichtlich Arbeitgeberbeiträge in Höhe von ca. 8 Mio. € (Vorjahr: 20 Mio. €) eingezahlt. Die Beiträge werden für die Gesamtheit der Begünstigten verwendet. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls RWE den ABP-Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung verlangen. Deren Höhe ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2018 betrug die Anzahl unserer aktiven Planteilnehmer rund 600 (Vorjahr: ca. 2.000). Die Vorjahresangaben schließen noch Angaben von Unternehmensteilen der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten ein. RWE hat zur Finanzierung der Pensionszusagen für deutsche Konzerngesellschaften 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. In Großbritannien ist es gesetzlich vorgeschrieben, dass leistungsorientierte Versorgungspläne mit ausreichenden und angemessenen Vermögenswerten zur Deckung der Pensionsverpflichtungen ausgestattet werden. Die betriebliche Altersvorsorge erfolgt über den branchenweiten Electricity Supply Pension Scheme (ESPS), in dem RWE und innogy jeweils eigene zweckgebundene und voneinander unabhängige Sektionen besitzen. Diese werden von Treuhändern verwaltet, die von den Mitgliedern der Pensionspläne gewählt bzw. von den Trägerunternehmen ernannt werden. Die Treuhänder sind für das Management der Pensionspläne verantwortlich. Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Die Pensionspläne umfassen jeweils die zugehörigen Versorgungsverpflichtungen und das zugehörige Planvermögen für Tochterunternehmen des innogy-Konzerns und des RWE-Konzerns. Es ist gesetzlich vorgeschrieben, dass alle drei Jahre eine technische Bewertung der erforderlichen Finanzierung der Pensionspläne durchgeführt wird. Dabei werden die Versorgungsverpflichtungen auf Basis konservativer Annahmen bewertet, die von den Vorgaben nach IFRS abweichen. Die zugrunde liegenden versicherungsmathematischen Annahmen beinhalten im Wesentlichen die unterstellte Lebenserwartung der Mitglieder der Pensionspläne ebenso wie Annahmen zu Inflation, Rechnungszinssätzen und Marktrenditen des Planvermögens. Die letzten technischen Bewertungen für die RWE- und innogy-Sektionen des ESPS wurden zum 31. März 2016 durchgeführt. In Summe ergab sich ein technisches Finanzierungsdefizit von 574,6 Mio. £. RWE, innogy und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan für 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. In der Folge wurden die Einzahlungspläne der RWE- und innogy-Sektionen unter Beibehaltung der jährlichen Beträge zeitlich bis zum Jahr 2022 bzw. 2029 verlängert. 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 technischen Bewertung zuzustimmen. 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 scroll 31.12.2018 31.12.2017 in % Inland Ausland1 Inland Ausland1 Abzinsungsfaktor 1,70 2,70 2,00 2,30 Gehaltssteigerungsrate 2,35 3,30 2,35 3,20 Rentensteigerungsrate 1,00, 1,60 bzw. 1,75 2,20 bzw. 3,10 1,00, 1,60 bzw. 1,75 2,10 bzw. 3,00 1 Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des RWE-Konzerns in Großbritannien Für die zum 31. Dezember 2018 in den zur Veräußerung bestimmten Schulden ausgewiesenen Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen der nicht fortgeführten innogy-Aktivitäten werden die folgenden Rechnungsannahmen zugrunde gelegt: Rechnungsannahmen scroll 31.12.2018 in % Inland Ausland1 Abzinsungsfaktor 1,80 2,80 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) scroll 31.12.2018 in Mio. € Inland1 Davon: Level 1 nach IFRS 13 Ausland2 Davon: Level 1 nach IFRS 13 Aktien, börsengehandelte Fonds 1.396 1.375 469 208 Zinstragende Titel 3.245 4 3.720 1.641 Immobilien 4 Mischfonds3 613 229 613 324 Alternative Investments 689 406 784 2 Sonstiges4 72 68 308 7 6.019 2.082 5.894 2.182 scroll 31.12.2017 in Mio. € Inland1 Davon: Level 1 nach IFRS 13 Ausland2 Davon: Level 1 nach IFRS 13 Aktien, börsengehandelte Fonds 3.559 1.699 662 254 Zinstragende Titel 6.874 4.793 2.109 Immobilien 17 Mischfonds3 1.326 364 Alternative Investments 1.412 544 922 Sonstiges4 241 102 193 8 13.429 2.709 6.570 2.371 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 Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen. Grundlage unserer Kapitalanlagepolitik in Deutschland sind eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen und deren Verhältnis zueinander mit dem Ziel, 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 bei RWE liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein geringeres 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, deren Erträge wie die von Rentenanlagen schwanken, die aber dennoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sogenannte Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedgefonds). In Großbritannien berücksichtigen wir bei der Kapitalanlage die Struktur der Pensionsverpflichtungen sowie Liquiditäts- und Risikoaspekte. Dabei ist es das Ziel der Anlagestrategie, den Kapitaldeckungsgrad der Pensionspläne zu erhalten und die vollständige Finanzierung der Pensionspläne über den Zeitablauf sicherzustellen. Um die Finanzierungskosten zu mindern und Überschussrenditen zu erzielen, nehmen wir auch Anlagen mit einem höheren Risiko in unser Portfolio. Der Schwerpunkt der Kapitalanlage liegt auf Staats- und Unternehmensanleihen. Die Pensionsrückstellungen für Versorgungsansprüche haben sich folgendermaßen verändert: Veränderung der Pensionsrückstellungen scroll in Mio. € Barwert der Versorgungsansprüche Zeitwert des Planvermögens Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen Gesamt Stand: 01.01.2018 25.316 19.999 103 5.420 Laufender Dienstzeitaufwand 210 210 Zinsaufwand/Zinsertrag 413 340 73 Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente -788 788 Gewinne/Verluste aus Veränderung demografischer Annahmen 44 44 Gewinne/Verluste aus Veränderung finanzieller Annahmen 380 380 Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste -71 -71 Währungsanpassungen -45 -46 -1 Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds 8 8 Arbeitgeberbeiträge an die Fonds1 259 -259 Rentenzahlungen der Fonds2 -907 -852 -55 Änderungen des Konsolidierungskreises/Umbuchungen -10.376 -7.001 -106 -3.481 Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen -10.461 -7.005 -106 -3.562 Nachverrechneter Dienstzeitaufwand 15 15 Allgemeine Verwaltungskosten -6 6 Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens 217 217 Stand: 31.12.2018 14.987 11.913 213 3.287 Davon: Inland 9.208 6.019 3.189 Davon: Ausland 5.779 5.894 213 98 1 Davon 138 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen und 121 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 2 Enthalten im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit Veränderung der Pensionsrückstellungen scroll in Mio. € Barwert der Versorgungsansprüche Zeitwert des Planvermögens Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen Gesamt Stand: 01.01.2017 26.334 19.602 29 6.761 Laufender Dienstzeitaufwand 325 325 Zinsaufwand/Zinsertrag 501 381 120 Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente 744 -744 Gewinne/Verluste aus Veränderung demografischer Annahmen -145 -145 Gewinne/Verluste aus Veränderung finanzieller Annahmen -528 -528 Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste -89 -89 Währungsanpassungen -246 -233 -13 Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds 12 12 Arbeitgeberbeiträge an die Fonds1 476 -476 Rentenzahlungen der Fonds2 -1.069 -980 -89 Änderungen des Konsolidierungskreises 278 3 275 Nachverrechneter Dienstzeitaufwand -57 -57 Allgemeine Verwaltungskosten -6 6 Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens 74 74 Stand: 31.12.2017 25.316 19.999 103 5.420 Davon: Inland 18.613 13.429 103 5.287 Davon: Ausland 6.703 6.570 133 1 Davon 190 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Planvermögen und 286 Mio. € im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit 2 Enthalten im Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit Veränderungen der versicherungsmathematischen Annahmen würden zu folgenden Veränderungen des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen führen: Sensitivitätsanalyse Pensionsrückstellungen scroll Veränderungen des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Veränderung des Rechnungszinses um + 50/- 50 Basispunkte - Inland -644 728 -1.370 1.554 - Ausland -373 420 -485 554 Veränderung des Gehaltstrends um - 50/+ 50 Basispunkte - Inland -49 51 -151 158 - Ausland -29 32 -61 71 Veränderung des Rententrends um - 50/+ 50 Basispunkte - Inland -442 484 -937 1.027 - Ausland -267 298 -350 394 Erhöhung der Lebenserwartung um ein Jahr - Inland 425 772 - Ausland 202 245 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, steigende Marktzinsen hingegen vermindern i. d. R. das Planvermögen. Der Barwert der Versorgungsverpflichtungen abzüglich des beizulegenden Zeitwertes des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsverpflichtungen. Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche betrug am Bilanzstichtag 2.826 Mio. € (Vorjahr: 3.694 Mio. €) bzw. 461 Mio. € (Vorjahr: 1.726 Mio. €). Im Geschäftsjahr 2018 betraf der nachzuverrechnende Dienstzeitaufwand aufgrund eines Urteils zur Angleichung von Mindestrentenansprüchen um geschlechtsspezifische Faktoren sowie aufgrund von Abfindungsleistungen überwiegend Pensionsverpflichtungen in Großbritannien. Zudem wurde im Fall von deutschen Vorruhestandsregelungen der Anspruch des Mitarbeiters auf die Zahlung eines Nachteilsausgleichs teilweise neu bewertet. Im Vorjahr beruhte der nachverrechnete Dienstzeitaufwand im Wesentlichen auf Effekten im Zusammenhang mit Restrukturierungsmaßnahmen sowie der Neubewertung einer Ruhegeldordnung, jeweils in Deutschland. 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 höher sein können als die Anpassung gemäß der gesetzlichen Anpassungspflicht. Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit für RWE zu höheren Rentenzahlungen führen. Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) betrug im Inland 15 Jahre (Vorjahr: 16 Jahre) und im Ausland 14 Jahre (Vorjahr: 16 Jahre). Im Geschäftsjahr 2019 wird RWE für leistungsorientierte Pläne der fortgeführten Aktivitäten voraussichtliche Zahlungen in Höhe von 220 Mio. € (geplant Vorjahr: 400 Mio. €) als unmittelbare Rentenleistungen und Einzahlungen in das Planvermögen tätigen. Rückstellungen im Kernenergie- und Bergbaubereich scroll in Mio. € Stand: 01.01.2018 Zuführungen Auflösungen Zinsanteil Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen Inanspruchnahmen Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 6.005 48 135 -244 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.323 127 -56 96 77 -51 8.328 175 -56 231 77 -295 scroll in Mio. € Stand: 31.12.2018 Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich 5.944 Bergbaubedingte Rückstellungen 2.516 8.460 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. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich werden nahezu ausschließlich als langfristige Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bilanziert. Nach heutigem Stand der Planung werden wir die Rückstellungen größtenteils bis 2045 in Anspruch nehmen. Der auf Basis des aktuellen Marktzinsniveaus für risikolose Geldanlagen ermittelte Diskontierungssatz betrug zum Bilanzstichtag 0,4 % (Vorjahr: 0,6 %), die auf Basis von Erwartungen zu den allgemeinen Lohn- und Preissteigerungen und dem Produktivitätsfortschritt abgeleitete Eskalationsrate 1,5 % (Vorjahr: 1,5 %). Der kernenergiespezifische Realabzinsungssatz, also die Differenz zwischen Diskontierungszinssatz und Eskalationsrate, betrug damit - 1,1 % (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 48 Mio. €. Neben mengenbedingten Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens beruhen die Rückstellungszuführungen darauf, dass aktuelle Schätzungen per saldo zu einer Erhöhung der erwarteten Entsorgungskosten geführt haben. Der Zinsanteil an der Zuführung zu den Rückstellungen beträgt 135 Mio. €. Von den Rückstellungsveränderungen wurden 74 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 8 Mio. €. Im Berichtsjahr haben wir überdies Rückstellungen in Höhe von 171 Mio. € für die Stilllegung von Kernkraftwerken in Anspruch genommen. Hierfür waren ursprünglich Stilllegungs- und Rückbaukosten in entsprechender Höhe aktiviert worden, und zwar bei den Anschaffungskosten der betreffenden Kernkraftwerke. Gemäß den Regelungen des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung verbleibt die Zuständigkeit für die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sowie die Verpackung der radioaktiven Abfälle bei den Unternehmen. Der Stilllegungs- und Rückbauprozess umfasst dabei alle Tätigkeiten nach der endgültigen Einstellung des Leistungsbetriebs des Kernkraftwerks bis zur Entlassung des Kraftwerksstandorts aus dem Regelungsbereich des Atomgesetzes. Der eigentliche Rückbau beginnt, nachdem die Brennelemente, die Betriebsmedien und die radioaktiven Betriebsabfälle aus der Anlage entfernt und die Rückbauplanung und das Genehmigungsverfahren abgeschlossen wurden. 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. Wir untergliedern die Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich deshalb nach dem im Rahmen der Kraftwerksstilllegung anfallenden Restbetrieb, dem Abbau von Kernkraftwerksanlagen sowie den Kosten für die Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung der radioaktiven Abfälle. Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Restbetrieb 2.515 2.577 Abbau 1.810 1.766 Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung 1.619 1.662 5.944 6.005 Die Rückstellung für den Restbetrieb von Kernkraftwerksanlagen umfasst alle Aktivitäten, die weitgehend unabhängig von Abbau und Entsorgung anfallen, aber für einen sicheren bzw. genehmigungskonformen Anlagenzustand notwendig bzw. behördlich gefordert sind. Neben der Betriebsüberwachung und dem Objektschutz gehören hierzu im Wesentlichen die Wartung, wiederkehrende Prüfungen, Instandhaltung, der Strahlen- und Brandschutz sowie die Infrastrukturanpassung. In der Rückstellung für den Abbau der Kernkraftwerksanlagen sind alle Maßnahmen zur Demontage von Anlagen, Anlagenteilen, Systemen und Komponenten sowie von Gebäuden enthalten, die im Rahmen des Atomgesetzes zurückgebaut werden müssen. Des Weiteren ist hier der konventionelle Rückbau von Kernkraftwerksanlagen berücksichtigt, sofern dafür gesetzliche oder sonstige Verpflichtungstatbestände vorliegen. Die Rückstellung für Reststoffbearbeitung und Abfallbehandlung umfasst sowohl die Kosten für die Bearbeitung der radioaktiven Reststoffe, um sie schadlos zu verwerten, als auch die Kosten für die Behandlung der radioaktiven Abfälle, die während des laufenden Betriebs entstanden sind bzw. beim Abbau entstehen. Darin enthalten sind die verschiedenen Verfahren der Konditionierung, das fachgerechte Verpacken der schwach- und mittelradioaktiven Abfälle in geeignete Behälter sowie deren Transport an die vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragte BGZ Gesellschaft für Zwischenlagerung mbH (BGZ). Darüber hinaus sind auch die Kosten für die Rückführung der aus der Wiederaufarbeitung stammenden Abfälle sowie die Kosten für die fachgerechte Verpackung abgebrannter Brennelemente, d. h. Kosten für Beladung und Anschaffung von Transport- und Zwischenlagerbehältern, enthalten. Im Auftrag des Kernkraftwerksbetreibers bewertet die international renommierte NIS Ingenieurgesellschaft mbH (NIS), Alzenau, jährlich die voraussichtlichen Restbetrieb- 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 Rückbauprojekten. Darüber hinaus fließen in die Kostenberechnungen aktuelle Entwicklungen ein. Darin eingeschlossen sind auch die Kosten für die Konditionierung und das fachgerechte Verpacken der beim Abbau entstehenden radioaktiven Abfälle sowie deren Transport an die vom Bund mit der Zwischenlagerung beauftragte BGZ. Weitere Kostenschätzungen für die Entsorgung radioaktiver Abfälle 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. Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich lassen sich nach ihrer vertraglichen Konkretisierung wie folgt aufgliedern: Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen 4.462 4.453 Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen 1.482 1.552 5.944 6.005 Die Rückstellung für noch nicht vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen umfasst die Kosten des Restbetriebs der laufenden Anlagen sowie die Kosten des Abbaus, der Reststoffbearbeitung und der Abfallbehandlung der Stilllegungsabfälle. Die Rückstellung für vertraglich konkretisierte nukleare Verpflichtungen enthält sämtliche Verpflichtungen, deren Bewertung durch zivilrechtliche Verträge konkretisiert ist. In den Verpflichtungen enthalten sind u. a. die zu erwartenden restlichen Kosten der Wiederaufarbeitung und der Rücknahme der daraus resultierenden radioaktiven Abfälle. 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 fachgerechte Verpackung radioaktiver Betriebsabfälle sowie die im Restbetrieb anfallenden Eigenpersonalkosten der endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen. Auch die bergbaubedingten Rückstellungen sind größtenteils langfristig und decken das am Bilanzstichtag verursachte Verpflichtungsvolumen vollständig ab. Sie werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag angesetzt. Davon wird über die kontinuierliche Rekultivierung der Tagebauflächen hinaus ein Großteil der Inanspruchnahmen zur Wiedernutzbarmachung der Braunkohletagebaue für den Zeitraum von 2030 bis 2100 erwartet. Die Kostenschätzungen basieren in wesentlichen Teilen auf externen Gutachten. 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 im Berichtsjahr 2018 von 4,2 % auf 4,1 % gesenkt. Die Eskalationsrate, in der sowohl künftig erwartete Preis- und Kostensteigerungen als auch ein Risikozuschlag berücksichtigt sind, verringerte sich in gleichem Maße von 2,9 % auf 2,8 %. 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 70 Mio. € verringern (erhöhen). Im Berichtsjahr wurden den bergbaubedingten Rückstellungen 127 Mio. € aufgrund mengenbedingter Erhöhungen des Verpflichtungsvolumens zugeführt, von denen 109 Mio. € unter dem Posten "Sachanlagen" aktiviert wurden. Die Rückstellungsauflösungen in Höhe von 56 Mio. € ergeben sich u. a. dadurch, dass aktuelle Schätzungen zu einer Absenkung der erwarteten Kosten der Wiedernutzbarmachung geführt haben. Der Zinsanteil erhöhte die bergbaubedingten Rückstellungen um 96 Mio. €. Sonstige Rückstellungen scroll in Mio. € Stand: 01.01.2018 Zuführungen Auflösungen Zinsanteil Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) 1.567 640 -21 3 -689 -745 Verpflichtungen aus Restrukturierungen 317 47 -45 3 -172 -127 Steuerrückstellungen 1.969 125 -10 -379 -369 Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen 1.529 171 -309 8 -225 -224 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks 360 4 -1 1 -1 Sonstige Rückbau- und Nachrüstungsverpflichtungen 665 11 -6 12 -88 -87 Umweltschutzverpflichtungen 146 8 -1 -5 -47 -47 Zinszahlungsverpflichtungen 409 7 -154 -26 Rückgabeverpflichtungen für CO2-Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien 1.600 1.339 -9 -1.069 -1.066 Übrige sonstige Rückstellungen 2.076 490 -113 13 -1.034 -1.096 10.638 2.842 -515 35 -3.858 -3.787 scroll in Mio. € Inanspruchnahmen Stand: 31.12.2018 Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen) -676 824 Verpflichtungen aus Restrukturierungen -18 132 Steuerrückstellungen -165 1.540 Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen -177 997 Rückstellungen für den Rückbau von Windparks -1 362 Sonstige Rückbau- und Nachrüstungsverpflichtungen -14 580 Umweltschutzverpflichtungen -4 97 Zinszahlungsverpflichtungen 262 Rückgabeverpflichtungen für CO2-Emissionsrechte/Zertifikate alternativer Energien -976 885 Übrige sonstige Rückstellungen -380 1.052 -2.411 6.731 Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern. Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umfassen im Wesentlichen Rückstellungen für Altersteilzeitregelungen, Abfindungen, ausstehenden Urlaub und Jubiläen sowie erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile. Auf Basis aktueller Erwartungen gehen wir für die Mehrheit von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2019 bis 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 2019 bis 2025 aus. Dabei werden Beträge für Personalmaßnahmen aus der Rückstellung für Verpflichtungen aus Restrukturierungen in Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umgegliedert, sobald die zugrunde liegende Restrukturierungsmaßnahme konkretisiert ist. Dies ist der Fall, wenn individuelle Verträge zum sozialverträglichen Personalabbau von betroffenen Mitarbeitern unterschrieben wurden. Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften. Aus heutiger Sicht erwarten wir den Großteil der Inanspruchnahme der Rückstellungen für den Rückbau von Windparks in den Jahren 2020 bis 2038 und der sonstigen Rückbau- und Nachrüstungsverpflichtungen in den Jahren 2019 bis 2060. (23) Finanzverbindlichkeiten Finanzverbindlichkeiten scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Anleihen1 1.103 12.059 990 Commercial Paper 456 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 473 81 1.333 261 Sonstige Finanzverbindlichkeiten Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 533 389 Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten 422 152 1.022 691 1.998 766 14.414 2.787 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 523 Mio. € (Vorjahr: 12.633 Mio. €) verzinslich. Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen Anleihen des RWE-Konzerns, wie sie sich zum 31. Dezember 2018 darstellten: Ausstehende Anleihen scroll Emittent Ausstehender Betrag Buchwert in Mio. € Kupon in % Fälligkeit RWE AG/innogy SE 480 Mio. €1 12 3,5 Oktober 2037 RWE AG 539 Mio. €2 537 2,75 April 2075 RWE AG 282 Mio. €2 281 3,5 April 2075 RWE AG 317 Mio. US$2 273 6,625 Juli 2075 Anleihen 1.103 1 Davon entfallen 12 Mio. € auf die RWE AG und 468 Mio. € auf die innogy SE. 2 Gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierende Hybridanleihe In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing enthalten. Die Leasingverträge betreffen insbesondere Investitionsgüter im Stromgeschäft. Die Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen haben folgende Fälligkeiten: Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing-Verträgen scroll Fälligkeiten der Mindestleasingzahlungen 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Nominalwert Abzinsungsbetrag Barwert Nominalwert Abzinsungsbetrag Barwert Fällig im Folgejahr 10 10 11 11 Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren 39 39 41 1 40 Fällig nach über 5 Jahren 192 192 197 197 241 241 249 1 248 Von den Finanzverbindlichkeiten sind 72 Mio. € (Vorjahr: 85 Mio. €) durch Grundpfandrechte gesichert. (24) Übrige Verbindlichkeiten Übrige Verbindlichkeiten scroll 31.12.2018 31.12.2017 in Mio. € Langfristig Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Verbindlichkeiten aus Steuern 105 725 Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit 2 14 6 66 Derivate 362 6.698 975 3.282 Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse 1.168 168 Sonstige übrige Verbindlichkeiten 144 383 244 2.841 508 7.200 2.393 7.082 Davon: finanzielle Schulden 379 6.877 1.033 5.337 Davon: nicht finanzielle Schulden 129 323 1.360 1.745 Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen. In den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten sind Vertragsverbindlichkeiten in Höhe von 76 Mio. € enthalten. Der Anfangsbestand zum 1. Januar 2018 in Höhe von 1.314 Mio. € reduzierte sich im Wesentlichen durch den Ausweis von 1.274 Mio. € als "Zur Veräußerung bestimmte Schulden". Zudem entfielen von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten 56 Mio. € (Vorjahr: 8 Mio. €) auf Investitionszuwendungen der öffentlichen Hand, die im Wesentlichen im Zusammenhang mit dem Bau von Windparks und der Modernisierung eines Kraftwerks gewährt worden sind. Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfielen im Vorjahr 1.451 Mio. € auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung nicht beherrschender Anteile (Put-Optionen). Sonstige Angaben (25) 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 in Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Auf Stammaktien und auf Vorzugsaktien entfällt das gleiche Ergebnis je Aktie. Ergebnis je Aktie scroll 2018 2017 Nettoergebnis für die Aktionäre der RWE AG Mio. € 335 1.900 Davon: aus fortgeführten Aktivitäten -196 1.702 Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten 531 198 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) Tsd. Stück 614.745 614.745 Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Stamm- und Vorzugsaktie € 0,54 3,09 Davon: aus fortgeführten Aktivitäten -0,32 2,77 Davon: aus nicht fortgeführten Aktivitäten 0,86 0,32 Dividende je Stammaktie € 0,701 1,50 Dividende je Vorzugsaktie € 0,701 1,50 1 Vorschlag für das Geschäftsjahr 2018 (26) 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 sind abhängig von ihrer Klassifizierung mit den fortgeführten Anschaffungskosten oder dem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Finanzinstrumente werden für Zwecke der Bilanzierung den nachfolgenden Kategorien zugeordnet: ― Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente: Die vertraglichen Geldflüsse bestehen ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag und für das Finanzinstrument besteht eine Halteabsicht bis zur Endfälligkeit. ― Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente: Die vertraglichen Geldflüsse bestehen ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag und für das Finanzinstrument besteht sowohl eine Halte- als auch eine Veräußerungsabsicht. ― Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente: Von der Option, Änderungen des beizulegenden Zeitwertes direkt im Eigenkapital auszuweisen, wird Gebrauch gemacht. ― Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte: Die vertraglichen Geldflüsse aus Fremdkapitalinstrumenten bestehen nicht ausschließlich aus Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag, oder die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwertes von Eigenkapitalinstrumenten direkt im Eigenkapital wird nicht angewendet. Auf der Passivseite bestehen die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Verbindlichkeiten. Die Bewertung von zum beizulegenden Zeitwert angesetzten Finanzinstrumenten erfolgt anhand des veröffentlichten Börsenkurses, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden. Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Fremd- 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 IFRS 9 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 Notierungen nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Energiewirtschaftliche und volkswirtschaftliche Annahmen werden in einem umfangreichen Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten ermittelt. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner 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 wie folgt definiert: ― Stufe 1: Bewertung mit (unverändert übernommenen) Preisen identischer Finanzinstrumente, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben, ― Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen, ― Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen. Fair-Value-Hierarchie scroll in Mio. € Summe 2018 Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Übrige Finanzanlagen 400 93 159 148 Derivate (aktiv) 7.271 7.115 156 Davon: in Sicherungsbeziehungen 1.644 1.644 Wertpapiere 3.606 1.618 1.988 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 4.031 1.755 1.472 804 Derivate (passiv) 7.060 7.025 35 Davon: in Sicherungsbeziehungen 1.134 1.134 Zur Veräußerung bestimmte Schulden 1.343 1.343 scroll in Mio. € Summe 2017 Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Übrige Finanzanlagen 1.109 80 208 821 Derivate (aktiv) 4.263 4.230 33 Davon: in Sicherungsbeziehungen 1.456 1.456 Wertpapiere 4.893 3.168 1.725 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte Derivate (passiv) 4.257 4.253 4 Davon: in Sicherungsbeziehungen 643 643 Zur Veräußerung bestimmte Schulden Aufgrund der erhöhten Anzahl von Preisquotierungen an aktiven Märkten wurden Wertpapiere mit einem beizulegenden Zeitwert von 14 Mio. € von Stufe 2 nach Stufe 1 umgegliedert. Gegenläufig wurden wegen einer verminderten Anzahl von Preisquotierungen finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert von 12 Mio. € von Stufe 1 nach Stufe 2 umgegliedert. Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2018 scroll Stand: 01.01.2018 Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges Veränderungen in Mio. € Erfolgswirksam Erfolgsneutral (OCI) Zahlungswirksam Übrige Finanzanlagen 821 -741 -42 12 98 Finanzforderungen 35 -35 Derivate (aktiv) 33 140 -17 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 736 30 -1 39 Derivate (passiv) 4 36 -5 scroll Stand: 31.12.2018 in Mio. € Übrige Finanzanlagen 148 Finanzforderungen Derivate (aktiv) 156 Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte 804 Derivate (passiv) 35 Finanzinstrumente der Stufe 3: Entwicklung im Jahr 2017 scroll Stand: 01.01.2017 Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges Veränderungen Stand: 31.12.2017 in Mio. € Erfolgswirksam Erfolgsneutral (OCI) Zahlungswirksam Übrige Finanzanlagen 789 -48 -6 86 821 Derivate (aktiv) 37 1 15 -20 33 Derivate (passiv) 10 4 -10 4 Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe 3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste scroll in Mio. € Gesamt 2018 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden Gesamt 2017 Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden Umsatzerlöse 25 25 16 16 Materialaufwand -24 -24 -4 -4 Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen 96 96 Beteiligungsergebnis -45 -45 -22 -22 Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten 40 48 15 21 92 100 5 11 Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugs- und Rohstoffverträge, die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Strom- und Gaspreise abhängig. Bei steigenden Marktpreisen erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert, bei sinkenden Marktpreisen verringert er sich. Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/- 10 % würde zu einem Anstieg des Marktwertes um 41 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 41 Mio. € führen. Für die in den übrigen Finanzanlagen enthaltenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten Unternehmen oder Gemeinschaftsunternehmen sowie für die übrigen Beteiligungen, deren beizulegender Zeitwert nicht verlässlich bestimmbar ist, werden die Anschaffungskosten als Näherungswert herangezogen. Für diese Finanzinstrumente kann daher keine Sensitivitätsberechnung bereitgestellt werden. Auf die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden im Vorjahr gemäß IAS 39 die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen: Wertberichtigung für finanzielle Vermögenswerte scroll in Mio. € Übrige Finanzanlagen Finanzforderungen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte Gesamt Stand: 01.01.2017 127 233 469 11 840 Zuführungen 54 24 157 235 Umbuchungen 9 -2 8 -2 13 Währungsanpassungen -4 -4 Abgänge 11 14 233 7 265 Stand: 31.12.2017 179 241 397 2 819 Im Vorjahr lagen gemäß IAS 39 im Anwendungsbereich von IFRS 7 nicht wertberichtigte überfällige Forderungen in folgender Höhe vor: Überfällige Forderungen scroll Bruttowert 31.12.2017 Wertberichtigte überfällige Forderungen in Mio. € Finanzforderungen 2.345 18 Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 5.808 474 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte 4.509 3 12.662 495 scroll Nicht wertberichtigte in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen in Mio. € bis 30 Tage 31 bis 60 Tage 61 bis 90 Tage 91 bis 120 Tage über 120 Tage Finanzforderungen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 343 40 33 25 138 Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte 4 343 40 33 25 142 Die Angaben zu den Wertminderungen gemäß IFRS 9 für das aktuelle Geschäftsjahr werden unter den Kreditrisiken (siehe Seite 147 ff.) erläutert. Die finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten lassen sich im Berichtsjahr in die Bewertungskategorien nach IFRS 9 (Vorjahr: IAS 39) mit den folgenden Buchwerten untergliedern: Buchwerte nach Bewertungskategorien scroll in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte 11.128 2.807 Davon: zu Handelszwecken gehalten 2.807 Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet - fortgeführte Aktivitäten 8.483 Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet - zur Veräußerung bestimmt 2.645 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 6.002 Kredite und Forderungen 11.692 Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 14.757 Davon: zur Veräußerung bestimmt 6.244 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 1.715 Davon: zur Veräußerung bestimmt 975 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 817 Davon: zur Veräußerung bestimmt 408 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten 7.258 3.614 Davon: zu Handelszwecken gehalten 3.614 Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet - fortgeführte Aktivitäten 5.926 Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet - zur Veräußerung bestimmt 1.332 Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete Verbindlichkeiten 20.621 19.754 Davon: zur Veräußerung bestimmt 15.545 Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei den Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert beträgt 2.764 Mio. € (Vorjahr: 17.201 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 2.842 Mio. € (Vorjahr: 19.167 Mio. €). Davon entfallen 1.080 Mio. € (Vorjahr: 14.774 Mio. €) auf Stufe 1 und 1.762 Mio. € (Vorjahr: 4.393 Mio. €) auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie. Finanzinstrumente wurden in der Gewinn- und Verlustrechnung je nach Bewertungskategorie (2018 nach IFRS 9; 2017 nach IAS 39) mit folgenden Nettoergebnissen gemäß IFRS 7 erfasst: Nettoergebnis je Bewertungskategorie scroll in Mio. € 2018 2017 Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten 362 -178 Davon: zu Handelszwecken gehalten -178 Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet 362 Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte 8 Kredite und Forderungen 1.926 Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente 186 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente 25 Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente 14 Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete Verbindlichkeiten -236 -5 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 Vorjahr Wertänderungen in Höhe von 74 Mio. € nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Darüber hinaus wurden im Vorjahr ursprünglich erfolgsneutral gebuchte Wertänderungen von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten in Höhe von 30 Mio. € als Ertrag realisiert. Für einen Teil der Investitionen in Eigenkapitalinstrumente wird die Option ausgeübt, Änderungen des beizulegenden Zeitwertes im Other Comprehensive Income auszuweisen. Hierbei handelt es sich um strategische Investitionen und andere langfristige Beteiligungen sowie Wertpapiere in Spezialfonds. Beizulegender Zeitwert von erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Eigenkapitalinstrumenten scroll in Mio. € 31.12.2018 Wertpapiere in Spezialfonds 378 Nordsee One GmbH 31 Im Berichtsjahr 2018 wurden Dividendenerträge aus diesen Finanzinstrumenten in Höhe von 13 Mio. € erfasst, von denen 4 Mio. € auf Eigenkapitalinstrumente entfallen, die im selben Jahr veräußert wurden. Im Berichtsjahr wurden außerdem erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente aufgrund der bestehenden Anlagestrategie veräußert. Deren beizulegender Zeitwert bei Ausbuchung belief sich auf 312 Mio. €. Der daraus entstandene Verlust betrug 2 Mio. €. Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen. Die saldierten finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten umfassen im Wesentlichen täglich fällige Sicherheitsleistungen für Börsengeschäfte. Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2018 scroll Angesetzte Bruttobeträge Saldierung Ausgewiesene Nettobeträge Zugehörige nicht saldierte Beträge Nettobetrag in Mio. € Finanzinstrumente Erhaltene/ geleistete Barsicherheiten Derivate (aktiv) 14.915 -14.232 683 -400 283 Derivate (passiv) 10.532 -10.101 431 -186 -245 Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2017 scroll Angesetzte Bruttobeträge Saldierung Ausgewiesene Nettobeträge Zugehörige nicht saldierte Beträge Nettobetrag in Mio. € Finanzinstrumente Erhaltene/ geleistete Barsicherheiten Derivate (aktiv) 8.204 -7.419 785 -305 480 Derivate (passiv) 8.291 -7.264 1.027 -118 -318 591 Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus zu erbringende Sicherheitsleistungen. 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 führt das vollkonsolidierte Tochterunternehmen innogy SE als Finanzbeteiligung und übt ihre Kontrolle über die innogy SE durch die gesetzlichen Organe Aufsichtsrat und den Mehrheitseinfluss in der Hauptversammlung aus. Eine Folge davon ist, dass RWE und innogy jeweils ein eigenes unabhängiges Management der Zins-, Währungs-, Liquiditäts- und Kreditrisiken betreiben. Risikokennzahlen aus diesen Bereichen werden somit für den jeweiligen Teilkonzern ausgewiesen. Wegen der internationalen Präsenz des RWE-Konzerns kommt dem Währungsmanagement große Bedeutung zu. Das britische Pfund und der US-Dollar sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Brennstoffe notieren u. a. 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 zum 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. Die an die innogy SE übertragenen Finanzschulden und zinstragenden Anleihen werden ausschließlich von der innogy SE gesteuert. Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der langfristigen Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement zentral von der 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. innogy hält keine Derivate zu Handelszwecken. Risiken aus Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche Risiken (Fremdwährungsrisiken, Zinsrisiken, Risiken aus Wertpapieranlagen) werden bei RWE u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein Cash Flow at Risk (CFaR) ermittelt. innogy steuert ausschließlich finanzwirtschaftliche Risiken u. a. über diese Kennzahlen. Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen RWE und innogy 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 und innogy unterscheiden bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem RWE- und dem innogy-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt. Dieser betrug zum Bilanzstichtag 2,3 Mio. € für RWE (Vorjahr: 2,7 Mio. €) und 3,4 Mio. € für innogy (Vorjahr: 3,2 Mio. €). Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2018 bei 5,9 Mio. € für RWE (Vorjahr: 3,7 Mio. €) und 11,0 Mio. € für innogy (Vorjahr: 10,8 Mio. €). RWE ermittelt den CFaR unter der Annahme einer Refinanzierung fälliger Schulden, während innogy den planerischen Finanzierungsbedarf unterstellt. Der VaR für Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2018 für RWE bei 1,1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €) und für innogy bei unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €). Er entspricht der zur internen Steuerung verwendeten Kennzahl, in die auch die Grundgeschäfte aus Cash-Flow-Hedge-Beziehungen eingehen. Abweichend gegenüber dem Vorjahr bildet der VaR zusätzlich das Risiko zeitlicher Inkongruenzen ab. Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im RWE-Portfolio lag zum 31. Dezember 2018 bei 6,9 Mio. € für RWE (Vorjahr: 2,7 Mio. €) und 4,7 Mio. € für innogy (Vorjahr: 3,0 Mio. €). Bei der RWE Supply & Trading sind zentrale interne Steuerungsgrößen für Commodity-Positionen der VaR für das Handelsgeschäft und der VaR für das gebündelte Geschäft mit Gas und verflüssigtem Erdgas (LNG). Der VaR darf hierbei maximal 40 Mio. € bzw. 12 Mio. € betragen. Zum 31. Dezember 2018 belief sich der VaR im Handelsgeschäft auf 12,4 Mio. € (Vorjahr: 7,9 Mio. €) bzw. für das gebündelte Gas- und LNG-Geschäft auf 5,1 Mio. € (Vorjahr: 2,2 Mio. €). Im Handels- und gebündelten LNG- und Gasgeschäft der RWE Supply & Trading werden zudem auf monatlicher Basis Stresstests durchgeführt, um die Auswirkungen von Commodity-Preisänderungen auf die Ertragslage zu simulieren und gegebenenfalls 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 gegebenenfalls risikomindernde Maßnahmen erwogen. Die Commodity-Risiken der stromerzeugenden Konzerngesellschaften der Segmente Braunkohle & Kernenergie sowie Europäische Stromerzeugung werden gemäß Konzernvorgaben basierend auf der verfügbaren Marktliquidität zu Marktpreisen auf das Segment Energiehandel 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 der Segmente Braunkohle & Kernenergie sowie Europäische Stromerzeugung gemäß einer Konzernvorgabe nicht berechtigt, wesentliche Risikopositionen zu halten. Commodity-Preisrisiken können bei innogy in Bezug auf die Erzeugungspositionen aus erneuerbaren Energien, im Gasspeichergeschäft und im Vertriebsgeschäft abseits von Fixpreisprodukten bestehen. Zum 31. Dezember 2018 belief sich das aggregierte Commodity-Preisrisiko bei innogy, das aus den noch nicht gesicherten Commodity-Risikopositionen der Unternehmensbereiche von innogy ermittelt wurde, bezogen auf das Jahr 2019 auf 90 Mio. € (Vorjahr: 20 Mio. €). Zu den wichtigsten Instrumenten für die Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Termin- und Optionsgeschäfte mit Devisen, Zinsswaps, Zins-Währungs-Swaps sowie Termin-, Options-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Die Laufzeit der Zins-, Währungs-, Aktien-, Index- und Commodity-Derivate als Sicherungsgeschäft orientiert sich an der Laufzeit der jeweiligen Grundgeschäfte und liegt damit überwiegend im kurz- bis mittelfristigen Bereich. Bei der Absicherung des Fremdwährungsrisikos von Auslandsbeteiligungen betragen die Laufzeiten bis zu 20 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 IFRS 9 dienen in erster Linie der Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Marktpreisrisiken von Commodities, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Währungs- und Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften. Fair Value Hedges haben den Zweck, Marktpreisrisiken von CO2-Emissionsrechten zu begrenzen. Bei Fair Value Hedges wird sowohl das Derivat als auch das abgesicherte Grundgeschäft (Letzteres hinsichtlich des abgesicherten Risikos) erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert erfasst. Zum Abschlussstichtag des Vorjahres betrug der beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Fair Value Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente 10 Mio. €. Aus der Buchwertanpassung der Grundgeschäfte hinsichtlich des abgesicherten Risikos entstanden im Vorjahr Gewinne in Höhe von 17 Mio. €, während Wertänderungen der Sicherungsinstrumente zu Verlusten in Höhe von 17 Mio. € führten, die jeweils im Finanzergebnis erfasst wurden. Zum 31. Dezember 2018 hat RWE zur Absicherung des beizulegenden Zeitwertes von Rohstoffpreisrisiken die folgenden Sicherungsinstrumente gehalten: Sicherungsinstrumente in Fair Value Hedges scroll Fälligkeit 1- 6 Monate 7 - 12 Monate >12 Monate CO2-Derivate Nominalvolumen (in Mio. €) 39 Gesicherter Durchschnittspreis (in €/Tonne) 5,57 Cash Flow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten sowie Währungs- und Preisrisiken aus Absatz- und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Termin-, Swap- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen sowie Termin-, Future- und Swapgeschäfte mit Commodities. Änderungen des beizulegenden Zeitwertes der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, so lange im Other Comprehensive Income berücksichtigt, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Der ineffektive Teil der Wertänderung wird erfolgswirksam erfasst. Bei der Absicherung von Commodities basieren Grund- und Sicherungsgeschäfte auf demselben Preisindex. Hieraus entsteht grundsätzlich keine Ineffektivität. Bei der Absicherung von Fremdwährungsrisiken kann eine Ineffektivität aus dem zeitlichen Versatz zwischen der Entstehung des Grund- und dem Abschluss des Sicherungsgeschäfts entstehen. Ebenso kann es zu Ineffektivitäten kommen, wenn die Sicherungsgeschäfte wesentliche Fremdwährungs-Basis-Spreads enthalten. Bei Realisation des Grundgeschäfts geht der Erfolgsbeitrag des Sicherungsgeschäfts aus dem Accumulated Other Comprehensive Income in die Gewinn- und Verlustrechnung ein oder wird mit dem erstmaligen Wertansatz eines Vermögenswerts oder einer Verbindlichkeit verrechnet. Im Vorjahr betrug der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cash Flow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente 478 Mio. €. Zum 31. Dezember 2018 hat RWE zur Absicherung von künftigen Zahlungsströmen bei Fremdwährungsrisiken die folgenden Sicherungsinstrumente gehalten: Sicherungsinstrumente in Cash Flow Hedges scroll Fälligkeit 1- 6 Monate 7 - 12 Monate >12 Monate Devisenterminkontrakte - Käufe Nominalvolumen (in Mio. €) 1.534 135 738 Durchschnittskurs EUR/USD 1,20 1,19 Durchschnittskurs EUR/GBP 0,90 0,91 0,92 Durchschnittskurs EUR/CAD 1,57 1,58 1,55 Devisenterminkontrakte - Verkäufe Nominalvolumen (in Mio. €) -1.743 -339 -217 Durchschnittskurs EUR/USD 1,23 1,28 1,17 Durchschnittskurs EUR/GBP 0,90 0,91 0,91 Durchschnittskurs EUR/CAD 1,53 Zum 31. Dezember 2018 hat RWE zur Absicherung von künftigen Zahlungsströmen bei Zinsrisiken die folgenden Sicherungsinstrumente gehalten: Sicherungsinstrumente in Cash Flow Hedges scroll Fälligkeit 1- 6 Monate 7 - 12 Monate >12 Monate Zinsswaps Nominalvolumen (in Mio. £) 1.642 Gesicherter Durchschnittszins (in %) 1,56 Die kommerzielle Optimierung des Kraftwerkportfolios basiert auf einer dynamischen Sicherungsstrategie. Basierend auf Änderungen von Marktpreisen, der Marktliquidität und dem Absatzgeschäft mit Endkunden erfolgt eine fortwährende Anpassung der Grund- und Sicherungsgeschäfte. Eine Sicherung von Commodity-Preisen erfolgt dann, wenn hierdurch ein positiver Deckungsbeitrag erzielt wird. Der proprietäre Handel mit Commodities ist im Risikomanagement hiervon strikt getrennt. Im Vorjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cash Flow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von 950 Mio. € nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Ineffektivitäten aus Cash Flow Hedges betrugen im Vorjahr 0 Mio. €. Darüber hinaus wurden im Vorjahr Wertänderungen aus Cash Flow Hedges in Höhe von 148 Mio. € nach Steuern, die ursprünglich erfolgsneutral gebucht worden waren, als Ertrag realisiert. Zudem erhöhten im Vorjahr erfolgsneutral im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen aus Cash Flow Hedges die Anschaffungskosten nicht finanzieller Vermögenswerte um 208 Mio. €. Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten (Net Investment Hedges) 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 beizulegende Zeitwert der sichernden Zins-Währungs-Swaps, wird dies in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt. Zum 31. Dezember 2018 hat RWE zur Absicherung von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten die folgenden Sicherungsinstrumente gehalten: Sicherungsinstrumente in Net Investment Hedges scroll Fälligkeit 1- 6 Monate 7 - 12 Monate >12 Monate Anleihen und Devisenterminkontrakte - Käufe Nominalvolumen (in Mio. €) 56 Durchschnittskurs EUR/GBP 0,89 Anleihen und Devisenterminkontrakte - Verkäufe Nominalvolumen (in Mio. €) -1.576 -4.370 Durchschnittskurs EUR/AUD 1,58 Durchschnittskurs EUR/GBP 0,89 0,85 Durchschnittskurs EUR/USD 1,23 Im Fall von Anleihen, die als Sicherungsinstrumente für Net Investment Hedges eingesetzt werden, wurde für die Berechnung der Durchschnittskurse der Wechselkurs zum Zeitpunkt der Designation der Sicherungsbeziehung verwendet. Die in Sicherungsbeziehungen designierten Sicherungsinstrumente hatten zum 31. Dezember 2018 folgende Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage: Sicherungsinstrumente - Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage scroll Nominalwert Buchwert Änderung des beizulegenden Zeitwertes in der laufenden Erfasste Ineffektivität in Mio. € Aktiv Passiv Periode Fair Value Hedges Rohstoffpreisrisiken 39 146 -126 Cash Flow Hedges Zinsrisiken 1.642 42 -26 Fremdwährungsrisiken 108 39 63 -18 -11 Rohstoffpreisrisiken 4.5161 1.056 861 4.611 Net Investment Hedges Fremdwährungsrisiken -5.890 7 4.070 37 -3 1 Der angegebene Nettonominalwert setzt sich zusammen aus Käufen in Höhe von 7.904 Mio. € und Verkäufen in Höhe von 3.388 Mio. €. Die Buchwerte der Sicherungsinstrumente sind in den Bilanzpositionen "Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte" und "Übrige Verbindlichkeiten" ausgewiesen. Die in Sicherungsbeziehungen designierten Grundgeschäfte haben zum 31. Dezember 2018 folgende Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage: Fair Value Hedges scroll Buchwert Davon kumulierte Anpassungen des beizulegenden Zeitwertes Änderung des beizulegenden Zeitwertes des in Mio. € Aktiv Passiv Aktiv Passiv Berichtsjahres Rohstoffpreisrisiken 185 146 126 Cash Flow Hedges und Net Investment Hedges scroll in Mio. € Änderung des beizulegenden Zeitwertes in der laufenden Periode Rücklage für laufende Sicherungsbeziehungen Rücklage für bereits beendete Sicherungsbeziehungen Cash Flow Hedges Zinsrisiken 26 -158 Fremdwährungsrisiken 6 13 Rohstoffpreisrisiken 4.611 5.004 Net Investment Hedges Fremdwährungsrisiken -19 1.380 171 Die Buchwerte der Grundgeschäfte bei Fair Value Hedges sind in der Bilanzposition "Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte" ausgewiesen. Realisationen aus dem OCI sowie etwaige Ineffektivitäten werden in der Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der Positionen ausgewiesen, in denen auch die Grundgeschäfte ergebniswirksam erfasst werden. Dies sind bei Realisationen aus dem OCI die Positionen Umsatzerlöse und Materialaufwand, während Ineffektivitäten in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen erfasst werden. Realisationen und etwaige Ineffektivitäten aus der Sicherung von Zinsrisiken werden in der Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der Positionen Finanzerträge und Finanzaufwendungen ausgewiesen. Für das Geschäftsjahr 2018 ergibt sich folgende Überleitung der Veränderung der Rücklage für Sicherungsbeziehungen bezogen auf die verschiedenen Risikokategorien der bilanziellen Sicherungsbeziehungen: Rücklage für Sicherungsbeziehungen scroll in Mio. € Stand: 01.01.2018 43 Cash Flow Hedges Effektiver Teil der Marktwertänderungen 5.085 Zinsrisiken -26 Fremdwährungsrisiken 12 Rohstoffpreisrisiken 5.099 Aus OCI in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliederter Gewinn oder Verlust -Realisation Grundgeschäfte -473 Rohstoffrisiken -473 Als Anpassung der Anschaffungskosten erfasster Gewinn oder Verlust 187 Zinsrisiken 31 Fremdwährungsrisiken -15 Rohstoffrisiken 171 Steuerlicher Effekt der Rücklagenveränderung -1.502 Net Investment Hedges Effektiver Teil der Marktwertänderungen 57 Fremdwährungsrisiken 57 Verrechnung mit Währungsanpassungen -57 Stand: 31.12.2018 3.340 Kreditrisiken. Im Finanz- und Commodity-Bereich unterhalten RWE und innogy Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken mit guter Bonität und zu anderen Handelspartnern mit überwiegend guter Bonität. Zusätzlich unterhält innogy im Rahmen von Großprojekten - wie dem Bau von Windparks - Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Geschäftspartnern mit guter Bonität. Bei RWE und innogy werden Kontrahentenrisiken vor Vertragsabschluss geprüft. Beide Unternehmen begrenzen solche Risiken, indem sie Limite festlegen und diese im Laufe der Geschäftsbeziehung anpassen, sofern sich die Bonität von Geschäftspartnern ändert. Kontrahentenrisiken werden kontinuierlich überwacht, damit bei Bedarf frühzeitig Gegenmaßnahmen eingeleitet werden können. Zudem sind RWE und innogy Kreditrisiken ausgesetzt, weil Kunden möglicherweise ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen. Wir identifizieren diese Risiken durch regelmäßige Analysen der Bonität unserer Kunden und leiten bei Bedarf Gegenmaßnahmen ein. Um Kreditrisiken zu verringern, verlangen RWE und innogy u. a. die Gewährung von Garantien, Barsicherheiten und sonstigen Sicherheitsleistungen. Außerdem schließen wir Kreditversicherungen gegen Zahlungsausfälle ab. Als Sicherheiten erhaltene Bankgarantien stammen von Finanzinstituten, die i. d. R. von Ratingagenturen mit einem Rating von mindestens "A-/A3" bewertet werden. Sicherheiten von Kreditversicherungen werden von Versicherern mit einem Rating im Investment-Grade-Bereich gestellt. Das maximale bilanzielle Ausfallrisiko ergibt sich aus den Buchwerten der in der Bilanz angesetzten finanziellen Vermögenswerte. Bei Derivaten entsprechen die Ausfallrisiken ihren positiven beizulegenden Zeitwerten. Risiken können sich auch aus finanziellen Garantien und Kreditzusagen ergeben, durch die wir für den Ausfall eines bestimmten Schuldners gegenüber konzernfremden Gläubigern einstehen müssen. Zum 31. Dezember 2018 betrugen diese Verpflichtungen 223 Mio. € (Vorjahr: 161 Mio. €). Den Ausfallrisiken standen zum 31. Dezember 2018 Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 1,3 Mrd. € (Vorjahr: 1,4 Mrd. €) gegenüber. Davon entfallen 0,2 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, 0,3 Mrd. € (Vorjahr: 0,4 Mrd. €) auf Derivate in Sicherungsbeziehungen, 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) auf sonstige Derivate und 0 Mrd. € auf "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte". Weder im Geschäftsjahr 2018 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen. Bei finanziellen Vermögenswerten wird die Risikovorsorge im RWE-Konzern auf Grundlage der erwarteten Kreditverluste bestimmt. Diese werden auf Basis der Ausfallwahrscheinlichkeit, der Verlustquote und der Forderungshöhe bei Ausfall bestimmt. Bei der Ermittlung der Ausfallwahrscheinlichkeit und der Verlustquote stützen wir uns auf historische Daten und zukunftsgerichtete Informationen. Die Forderungshöhe zum Zeitpunkt des Ausfalls finanzieller Vermögenswerte ist der Bruttobuchwert am Bilanzstichtag. Der auf dieser Basis ermittelte erwartete Kreditverlust finanzieller Vermögenswerte entspricht der mit dem ursprünglichen Effektivzinssatz diskontierten Differenz zwischen den vertraglich vereinbarten und den von RWE erwarteten Zahlungen. Bei Leasingforderungen werden die vertraglich vereinbarten Zahlungen nach den Vorgaben des IAS 17 ermittelt. Die Zuordnung zu einer der unten erläuterten Stufen hat einen Einfluss auf die Höhe der erwarteten Verluste und der zu erfassenden effektiven Zinserträge. ― Stufe 1 - erwarteter Zwölf-Monats-Kreditverlust: Finanzielle Vermögenswerte werden bei Zugang grundsätzlich dieser Stufe zugeordnet - ausgenommen jene, die bereits bei Erwerb oder Ausgabe wertgemindert waren und daher separat betrachtet werden. Die Höhe der Wertminderung ergibt sich aus den für die Gesamtlaufzeit des Finanzinstruments erwarteten Zahlungsströmen, multipliziert mit der Wahrscheinlichkeit eines Ausfalls innerhalb von zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag. Der für die Bewertung verwendete Effektivzins wird auf Basis des Buchwertes vor Wertminderung (brutto) bestimmt. ― Stufe 2 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit (brutto): Hat sich das Ausfallrisiko in der Zeit zwischen dem Erstansatz und dem Abschlussstichtag wesentlich erhöht, ist der finanzielle Vermögenswert dieser Stufe zuzuordnen. Im Unterschied zu Stufe 1 werden bei der Ermittlung der Wertminderung auch solche Ausfallereignisse berücksichtigt, von denen erwartet wird, dass sie mehr als zwölf Monate nach dem Abschlussstichtag eintreten werden. Der für die Bewertung verwendete Effektivzins wird weiterhin auf den Buchwert vor Wertminderung (brutto) angewendet. ― Stufe 3 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit (netto): Sofern neben den Kriterien für Stufe 2 ein objektiver Hinweis auf eine Wertminderung vorliegt, ist der finanzielle Vermögenswert der Stufe 3 zuzuordnen. Die Berechnung der Wertminderung erfolgt analog zur Stufe 2. Jedoch wird in diesem Fall der für die Bewertung verwendete Effektivzins auf den Buchwert nach Wertminderung (netto) angewendet. Im RWE-Konzern werden Risikovorsorgen für finanzielle Vermögenswerte der folgenden Kategorien gebildet: ― Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente, ― Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente. Bei Fremdkapitalinstrumenten, für die kein wesentlicher Anstieg des Kreditrisikos seit Erstansatz vorliegt, wird eine Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Zwölf-Monats-Kreditverluste (Stufe 1) gebildet. Zusätzlich wird ein Finanzinstrument der Stufe 1 des Wertminderungsmodells zugeordnet, wenn das absolute Kreditrisiko zum Bilanzstichtag gering ist. Das Kreditrisiko wird als gering eingestuft, wenn das interne oder externe Rating des Schuldners im Investment-Grade-Bereich liegt. Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen entspricht die Risikovorsorge den über die Restlaufzeit erwarteten Kreditverlusten (Stufe 2). Um festzulegen, ob ein Finanzinstrument der Stufe 2 des Wertminderungsmodells zuzuordnen ist, muss am Bilanzstichtag bestimmt werden, ob sich das Kreditrisiko seit der erstmaligen Erfassung des Finanzinstruments wesentlich erhöht hat. Für die Beurteilung ziehen wir quantitative und qualitative Informationen heran, die sich auf unsere Erfahrungen und Annahmen über künftige Entwicklungen stützen. Besondere Bedeutung wird dabei der Branche beigemessen, in der die Schuldner des RWE-Konzerns tätig sind. Unsere Erwartungen stützen sich u. a. auf Studien und Daten von Finanzanalysten und staatlichen Stellen. Besonderes Augenmerk gilt dabei den folgenden Entwicklungen: ― wesentliche Verschlechterung des internen oder externen Ratings des Finanzinstruments, ― ungünstige Veränderungen von Risikoindikatoren wie Credit Spreads oder schuldnerbezogenen Credit Default Swaps, ― negative Entwicklungen im regulatorischen, technologischen oder wirtschaftlichen Umfeld des Schuldners, ― Gefahr eines ungünstigen Geschäftsverlaufs mit deutlich verringerten operativen Erträgen. Unabhängig davon wird ein wesentlicher Anstieg des Kreditrisikos und damit eine Zuordnung des Finanzinstruments zur Stufe 2 angenommen, wenn die vertraglich vereinbarten Zahlungen mehr als 30 Tage überfällig sind und keine Informationen vorliegen, die diese Annahme widerlegen. Aus Daten des internen Kreditrisikomanagements leiten wir Schlussfolgerungen über den möglichen Ausfall einer Gegenpartei ab. Deuten interne oder externe Informationen darauf hin, dass die Gegenpartei ihre Verpflichtungen nicht erfüllen kann, werden die betreffenden Forderungen als uneinbringlich eingestuft und der Stufe 3 des Wertminderungsmodells zugeordnet. Beispiele für solche Informationen sind: ― Der Schuldner der Forderung hat offenkundig finanzielle Schwierigkeiten. ― Der Schuldner ist bereits vertragsbrüchig geworden, indem er Zahlungen nicht oder verspätet geleistet hat. ― Dem Kreditnehmer mussten bereits Zugeständnisse gemacht werden. ― Eine Insolvenz oder ein sonstiges Sanierungsverfahren droht. ― Der Markt für den finanziellen Vermögenswert ist nicht mehr aktiv. ― Ein Verkauf ist nur mit einem hohen Abschlag möglich, der die verringerte Bonität des Schuldners widerspiegelt. Ein Zahlungsausfall und eine damit verbundene Zuordnung des finanziellen Vermögenswertes zur Stufe 3 wird ebenfalls dann angenommen, wenn die vertraglich vereinbarten Zahlungen mehr als 90 Tage überfällig sind und keine Informationen vorliegen, die die Annahme eines Zahlungsausfalls widerlegen. Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gehen wir auf Basis unserer Erfahrungen in der Regel davon aus, dass diese Annahme nicht einschlägig ist. Ein finanzieller Vermögenswert wird abgeschrieben, wenn Hinweise über ernsthafte finanzielle Schwierigkeiten der Gegenpartei vorliegen und eine Besserung der Lage unwahrscheinlich ist. Auch im Falle einer Abschreibung ergreifen wir möglicherweise rechtliche und sonstige Maßnahmen, um die vertraglich vereinbarten Zahlungen durchzusetzen. Für die unter den folgenden Bilanzposten ausgewiesenen finanziellen Vermögenswerte im Anwendungsbereich von IFRS 7 wurden die nachstehenden Wertberichtigungen vorgenommen: Wertberichtigung finanzieller Vermögenswerte scroll in Mio. € Stufe 1 - erwarteter Zwölf-Monats-Kreditverlust Stufe 2 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit Stufe 3 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit Bei Erwerb oder Ausgabe wertgemindert Summe Finanzforderungen Stand 01.01.2018 53 16 71 140 Neubewertung aufgrund geänderter Bewertungsparameter 1 1 2 Neu erworbene/ausgegebene finanzielle Vermögenswerte 1 1 Zurückgezahlte oder ausgebuchte finanzielle Vermögenswerte -1 -1 Änderung des Konsolidierungskreises -10 -71 -81 Umbuchungen -21 -21 Stand: 31.12.2018 23 17 40 Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen wird der erwartete Kreditverlust mithilfe eines vereinfachten Ansatzes unter Berücksichtigung der Gesamtlaufzeit der Finanzinstrumente ermittelt. Im RWE-Konzern existieren keine Fälle, in denen aufgrund von gehaltenen Sicherheiten der Ansatz einer Risikovorsorge für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen unterblieben ist. Die folgende Tabelle zeigt die Entwicklung der Risikovorsorge für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen: Risikovorsorge für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen scroll in Mio. € Stand: 01.01.2018 (gemäß IFRS 9) 405 Zuführung 85 Abgang -81 Währungsumrechnung -2 Änderungen Konsolidierungskreis -390 Umbuchungen 10 Stand: 31.12.2018 27 Die folgende Tabelle stellt die Bruttobuchwerte der Finanzinstrumente im Anwendungsbereich des Wertminderungsmodells dar: Bruttobuchwerte finanzieller Vermögenswerte zum 31.12.2018 scroll in Mio. € Äquivalent zu S&P-Skala Stufe 1 - erwarteter Zwölf-Monats-Kreditverlust Stufe 2 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit Stufe 3 - erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Summe Klasse 1 - 5: geringes Risiko AAA bis BBB- 7.228 1.611 8.839 Klasse 6 - 9: mittleres Risiko BB+ bis BB- 68 11 297 376 Klasse 10: erhöhtes Risiko B+ bis B- 5 13 65 83 Klasse 11: zweifelhaft CCC bis C 6 6 Klasse 12: Verlust D 1 20 21 7.301 24 1 1.999 9.325 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 2019 werden Anleihen mit einem Volumen von rund 0,8 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €) und Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 0,1 Mrd. € (Vorjahr: 0,3 Mrd. €) fällig. Zusätzlich sind kurzfristige Schulden zu begleichen. Am 31. Dezember 2018 belief sich der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren auf 7.132 Mio. € (Vorjahr: 8.826 Mio. €). Die innogy SE verfügt seit Anfang Oktober 2017 über eine eigene syndizierte Kreditlinie von 2 Mrd. € bis Oktober 2022. Diese kann zweimal um jeweils ein Jahr verlängert werden. Darüber hinaus ist eine Aufstockung des Kreditrahmens um 1 Mrd. € möglich. Die Kreditlinie der RWE AG wurde im Oktober 2017 auf 3 Mrd. € abgesenkt. Sie läuft noch bis März 2021. Das Commercial-Paper-Programm der RWE AG über 5 Mrd. US$ (Vorjahr: 5 Mrd. US$) war zum Bilanzstichtag mit 0 Mrd. € (Vorjahr: 0,5 Mrd. €) in Anspruch genommen. Die innogy SE verfügte zum 31. Dezember 2018 über ein Commercial-Paper-Programm in Höhe von 3 Mrd. €, das jedoch nicht in Anspruch genommen war. Darüber hinaus kann sich die RWE AG in Höhe von 10 Mrd. € und die innogy SE in Höhe von 20 Mrd. € im Rahmen eines Debt-Issuance-Programms finanzieren; die ausstehenden Anleihen aus diesem Programm summierten sich zum Bilanzstichtag auf 0 Mrd. € (Vorjahr: 0 Mrd. €) bei der RWE AG und 13,3 Mrd. € (Vorjahr: 12,1 Mrd. €) bei der innogy SE. 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 scroll Tilgungszahlungen in Mio. € Buchwerte 31.12.2018 2019 2020 bis 2023 ab 2024 Anleihen1 1.103 539 564 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 554 87 90 413 Verbindlichkeiten aus Leasing 241 10 39 192 Übrige Finanzverbindlichkeiten 333 155 13 170 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 7.060 6.681 100 282 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 533 533 Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 2.553 2.549 8 4 scroll Zinszahlungen Zinszahlungen in Mio. € 2019 2020 bis 2023 ab 2024 Anleihen1 102 129 81 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 13 51 31 Verbindlichkeiten aus Leasing Übrige Finanzverbindlichkeiten 7 27 428 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 26 58 143 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen unter Berücksichtigung des frühestmöglichen Kündigungszeitpunkts Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten scroll Tilgungszahlungen in Mio. € Buchwerte 31.12.2017 2018 2019 bis 2022 ab 2023 Anleihen1 13.049 990 4.495 7.677 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.594 262 810 522 Verbindlichkeiten aus Leasing 248 11 41 197 Übrige Finanzverbindlichkeiten 1.464 712 92 684 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 4.257 3.429 385 447 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte 389 389 Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten 1.451 1.451 Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 5.601 5.525 30 74 scroll Zinszahlungen in Mio. € 2018 2019 bis 2022 ab 2023 Anleihen1 666 1.912 3.189 Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 35 84 3 Verbindlichkeiten aus Leasing Übrige Finanzverbindlichkeiten 12 28 434 Derivative finanzielle Verbindlichkeiten 41 105 296 Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten 1 Inkl. gemäß IFRS als Fremdkapital zu klassifizierender Hybridanleihen unter Berücksichtigung des frühestmöglichen Kündigungszeitpunkts Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2018 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger in Höhe von insgesamt 145 Mio. € (Vorjahr: 90 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 78 Mio. € gegeben (Vorjahr: 71 Mio. €), die im Jahr 2019 abrufbar sind. Weitere Angaben zu den Risiken des RWE-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements finden sich auf Seite 73 ff. im Lagebericht. (27) Eventualschulden und finanzielle Verpflichtungen Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 2.396 Mio. € (Vorjahr: 489 Mio. €). Dabei handelt es sich im Wesentlichen um Investitionen in Sachanlagevermögen. Im Vorjahr bestanden nicht angesetzte Verpflichtungen zur Bereitstellung von Darlehen oder anderen Finanzmitteln an Gemeinschaftsunternehmen in Höhe von 10 Mio. €. Die Verpflichtungen aus Operating-Leasing-Verhältnissen betreffen überwiegend Pachtverträge für Stromerzeugungs- und Versorgungsanlagen sowie Miet- und Leasingverträge für Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur: Operating-Leasing scroll Nominalwert in Mio. € 31.12.2018 31.12.2017 Fällig in bis zu 1 Jahr 59 265 Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren 159 685 Fällig nach über 5 Jahren 354 1.261 572 2.211 Für die Beschaffung von Brennstoffen, insbesondere Erdgas, sind wir langfristige vertragliche Abnahmeverpflichtungen eingegangen. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Beschaffungsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2018 auf 27,9 Mrd. € (Vorjahr: 25,8 Mrd. €), wovon 0,8 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 0,9 Mrd. €). Die Gasbeschaffung des RWE-Konzerns basiert teilweise auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen. Die Konditionen dieser Kontrakte - die Laufzeiten reichen im Einzelfall bis 2036 - werden in gewissen Abständen von den Vertragspartnern nachverhandelt, woraus sich Änderungen der angegebenen Zahlungsverpflichtungen ergeben können. Der Berechnung der aus den Beschaffungsverträgen resultierenden Zahlungsverpflichtungen liegen Parameter der internen Planung zugrunde. Weiterhin hat RWE langfristige finanzielle Verpflichtungen durch Strombezüge. Die aus den wesentlichen Bezugsverträgen resultierenden Mindestzahlungsverpflichtungen beliefen sich zum 31. Dezember 2018 auf 7,8 Mrd. € (Vorjahr: 6,8 Mrd. €); davon werden 0,8 Mrd. € innerhalb eines Jahres fällig (Vorjahr: 0,4 Mrd. €). Darüber hinaus bestehen langfristige Bezugs- und Dienstleistungsverträge für Uran, Konversion, Anreicherung und Fertigung. Aus der Mitgliedschaft in verschiedenen Gesellschaften, die u. a. im Zusammenhang mit Kraftwerksobjekten, mit Ergebnisabführungsverträgen und zur Abdeckung des nuklearen Haftpflichtrisikos bestehen, ergibt sich für uns eine gesetzliche bzw. vertragliche Haftung. Mit einer Solidarvereinbarung haben sich die RWE AG und die anderen Muttergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber verpflichtet, zur Erfüllung einer Deckungsvorsorge in Höhe von rund 2.244 Mio. € die haftenden Kernkraftwerksbetreiber im nuklearen Schadensfall finanziell so auszustatten, dass diese ihren Zahlungsverpflichtungen nachkommen können. Vertragsgemäß beträgt der auf die RWE AG entfallende Haftungsanteil ab dem 1. Januar 2019 23,259 % (bis zum 31. Dezember 2018: 21,347 %) zuzüglich 5 % für Schadensabwicklungskosten. Die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften sind im Zusammenhang mit ihrem Geschäftsbetrieb in behördliche, regulatorische und kartellrechtliche Verfahren, Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert bzw. von deren Ergebnissen betroffen. Mitunter werden auch außergerichtliche Ansprüche geltend gemacht. RWE erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des RWE-Konzerns. (28) Segmentberichterstattung RWE ist in vier Segmente untergliedert, die nach funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind. Im Segment Braunkohle & Kernenergie berichten wir über die deutsche Stromerzeugung aus den Energieträgern Braunkohle und Kernkraft. Dazu gehört auch der rheinische Braunkohletagebau. Das Segment Europäische Stromerzeugung umfasst das deutsche, britische, niederländische/belgische und türkische Stromerzeugungsgeschäft durch Gas- und Steinkohlekraftwerke, das schottische Biomassekraftwerk Markinch und die auf Projektmanagement und Ingenieurdienstleistungen spezialisierte RWE Technology International. Ergänzt wird das Segment durch Wasserkraftwerke in Deutschland und Luxemburg. Im Segment Energiehandel sind der Energie- und Rohstoffhandel, die Vermarktung und Absicherung der Stromposition des RWE-Konzerns sowie das Gas-Midstream-Geschäft zusammengefasst. Verantwortet wird es von RWE Supply & Trading, die auch einige große Industrie- und Geschäftskunden mit Strom und Gas beliefert. Das Segment Fortgeführte innogy-Aktivitäten umfasst jene Teile von innogy, die vor dem Hintergrund des mit E.ON vereinbarten Tauschgeschäfts langfristig im RWE-Konzern verbleiben werden. Dabei handelt es sich um das Geschäft mit den erneuerbaren Energien, die Gasspeicher von innogy, die in Deutschland und Tschechien angesiedelt sind, und die Beteiligung am österreichischen Energieversorger Kelag. Die Aktivitäten auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien beinhalten neben der Stromproduktion auch die Entwicklung und Realisierung von Projekten zum Kapazitätsausbau. Bei der Erzeugungstechnologie dominieren Wind- und Wasserkraft. Die wichtigsten Erzeugungsstandorte liegen in Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden, Polen, Spanien und Italien. Die im Vorjahr im Segment innogy enthaltenen Netz- und Vertriebsaktivitäten sowie die Holding und internen Dienstleister werden nunmehr als "nicht fortgeführte Aktivitäten" ausgewiesen und sind in der Segmentberichterstattung nicht mehr enthalten. Unter "Sonstige, Konsolidierung" werden Konsolidierungseffekte und die RWE AG erfasst, ferner die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche. Dazu gehört im Wesentlichen unsere Minderheitsbeteiligung am deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2018 scroll in Mio. € Braunkohle & Kernenergie Europäische Stromerzeugung Energiehandel Fortgeführte innogy-Aktivitäten Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 1.144 926 10.317 1.124 18 13.529 Konzern-Innenumsatz 2.340 3.768 3.434 386 -9.9281 Gesamtumsatz 3.484 4.6942 13.751 1.510 -9.910 13.529 Bereinigtes EBIT 77 37 177 349 -21 619 Betriebliches Beteiligungsergebnis 58 7 -44 61 94 176 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 58 6 53 94 211 Betriebliche Abschreibungen 279 297 6 350 -13 919 Außerplanmäßige Abschreibungen 14 29 4 47 Bereinigtes EBITDA 356 334 183 699 -34 1.538 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 60 125 3 740 539 1.467 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 230 245 13 592 -1 1.079 1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -9.929 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 1 Mio. € 2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 2.213 Mio. € Regionen 2018 scroll EU Übriges Europa Sonstige RWE-Konzern in Mio. € Deutschland Großbritannien Übrige EU Außenumsatz1, 2 4.531 4.358 3.130 984 385 13.388 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 5.882 5.286 3.004 430 14.602 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer 2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde Segmentberichterstattung Unternehmensbereiche 2017 scroll in Mio. € Braunkohle & Kernenergie Europäische Stromerzeugung Energiehandel Fortgeführte innogy-Aktivitäten Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) 1.271 926 10.632 1.087 37 13.953 Konzern-Innenumsatz 2.898 3.967 3.419 377 -10.6611 Gesamtumsatz 4.169 4.8932 14.051 1.464 -10.624 13.953 Bereinigtes EBIT 399 155 265 398 -47 1.170 Betriebliches Beteiligungsergebnis 63 10 -16 29 35 121 Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen 63 -2 32 44 137 Betriebliche Abschreibungen 272 308 6 387 6 979 Außerplanmäßige Abschreibungen 311 26 39 6 382 Bereinigtes EBITDA 671 463 271 785 -41 2.149 Buchwerte at-Equity-bilanzierter Beteiligungen 64 105 3 2.214 460 2.846 Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 269 147 7 285 -2 706 1 Davon Konsolidierung Innenumsatz -10.679 Mio. € und Innenumsatz der sonstigen Gesellschaften 18 Mio. € 2 Davon Gesamtumsatz der Stromerzeugung in Großbritannien 2.166 Mio. € Regionen 2017 scroll EU Übriges Europa Sonstige RWE-Konzern in Mio. € Deutschland Großbritannien Übrige EU Außenumsatz1, 2, 3 4.995 4.593 2.915 849 470 13.822 Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 18.660 6.930 11.418 322 37.330 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer 2 Aufteilung entsprechend der Region, in der die Leistung erbracht wurde 3 Angepasste Vorjahreswerte Außenumsatz nach Produkten 2018 scroll in Mio. € Braunkohle & Kernenergie Europäische Stromerzeugung Energiehandel Fortgeführte innogy-Aktivitäten Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz1 1.132 925 10.190 1.124 17 13.388 Davon: Strom 303 542 8.447 799 -1 10.090 Davon: Gas 17 1.502 47 -1 1.565 Davon: Sonstige Erlöse 829 366 241 278 19 1.733 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer Außenumsatz nach Produkten 2017 scroll in Mio. € Braunkohle & Kernenergie Europäische Stromerzeugung Energiehandel Fortgeführte innogy-Aktivitäten Sonstige, Konsolidierung RWE-Konzern Außenumsatz1 1.259 923 10.517 1.087 36 13.822 Davon: Strom 451 594 8.628 755 2 10.430 Davon: Gas 11 1.738 48 -2 1.795 Davon: Sonstige Erlöse 808 318 151 284 36 1.597 1 Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer Erläuterungen zu den Segmentdaten. Als Innenumsätze des RWE-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu gleichen Bedingungen abgerechnet wie mit externen Kunden. Das bereinigte EBITDA 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 scroll in Mio. € 2018 2017 Bereinigtes EBITDA 1.538 2.149 - Betriebliche Abschreibungen -919 -979 Bereinigtes EBIT 619 1.170 + Neutrales Ergebnis -161 949 + Finanzergebnis -409 -63 Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern 49 2.056 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 scroll 2018 2017 in Mio. € Veräußerungsergebnis -25 107 Ergebniseffekte aus Derivaten -146 -480 Sonstige 10 1.322 Neutrales Ergebnis -161 949 Weitere Ausführungen zum neutralen Ergebnis finden sich auf Seite 47. (29) 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 166 Mio. € (Vorjahr: 166 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 176 Mio. € (Vorjahr: 341 Mio. €), ― gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) in Höhe von 321 Mio. € (Vorjahr: 409 Mio. €), ― das um nicht zahlungswirksame Effekte - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 107 Mio. € (Vorjahr: 137 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 922 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €), Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 43 Mio. € (Vorjahr: 88 Mio. €) und Ausschüttungen an Hybridkapitalgeber in Höhe von 60 Mio. € (Vorjahr: 60 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 687 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten. In der folgenden Tabelle sind die Veränderungen der Verbindlichkeiten aus Finanzierungstätigkeiten dargestellt: Finanzverbindlichkeitenspiegel scroll in Mio. € 01.01.2018 Aufnahme/ Tilgung Änderungen des Konsolidierungskreises Davon: als "Zur Veräußerung bestimmt" ausgewiesen Währungseffekte Marktwertänderungen Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 2.787 -196 -2.845 -2.779 32 -58 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 14.414 435 -13.840 -13.840 4 1 Sonstige Posten -1.494 scroll in Mio. € Sonstige Veränderungen 31.12.2018 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 1.046 766 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 984 1.998 Sonstige Posten Finanzverbindlichkeitenspiegel scroll in Mio. € 01.01.2017 Aufnahme/ Tilgung Änderungen des Konsolidierungskreises Währungseffekte Marktwertänderungen Sonstige Veränderungen Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 2.142 -209 -39 175 -144 862 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 16.041 -322 -13 -377 -915 Sonstige Posten -338 scroll in Mio. € 31.12.2017 Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten 2.787 Langfristige Finanzverbindlichkeiten 14.414 Sonstige Posten Der in der Zeile "Sonstige Posten" angegebene Betrag enthält zahlungswirksame Änderungen aus Finanzderivaten und Marginzahlungen, die innerhalb der Kapitalflussrechnung im Cash Flow aus der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen werden. Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 38 Mio. €). (30) 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. (31) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die RWE AG und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Dazu gehören auch assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die als nahestehende Unternehmen des Konzerns gelten. In diese Kategorie fallen insbesondere wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen des RWE-Konzerns. Mit wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen wurden Geschäfte getätigt, die zu folgenden Abschlussposten bei RWE führten: Abschlussposten aus Geschäften mit assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen scroll Assoziierte Unternehmen Gemeinschaftsunternehmen in Mio. € 2018 2017 2018 2017 Erträge 1.855 3.553 79 90 Aufwendungen 3.193 2.992 48 74 Forderungen 140 247 64 145 Verbindlichkeiten 191 168 8 8 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: 7 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 56 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 142 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 165 Mio. € (Vorjahr: 285 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 166 Mio. € (Vorjahr: 139 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 578 Mio. € (Vorjahr: 1.426 Mio. €). Darüber hinaus hat der RWE-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt. Für das Geschäftsjahr 2018 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. Die folgenden Angaben beziehen sich auf die Gesamtvergütungen nach IAS 24. Das Management in Schlüsselpositionen (Vorstände und Aufsichtsräte) erhielt für das Geschäftsjahr 2018 kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 19.721 Tsd. € (Vorjahr: 22.121 Tsd. €). Außerdem betrugen die aktienbasierten Vergütungen im Rahmen des LTIP SPP 7.479 Tsd. € (Vorjahr: 3.183 Tsd. €) und der Dienstzeitaufwand für Pensionen 536 Tsd. € (Vorjahr: 538 Tsd. €). Für Verpflichtungen gegenüber dem Management in Schlüsselpositionen sind insgesamt 36.052 Tsd. € (Vorjahr: 32.624 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 6.880 Tsd. € (Vorjahr: 7.274 Tsd. €). Hierin enthalten ist eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des LTIP SPP mit einem Ausgabezeitwert von 2.350 Tsd. € (125.000 RWE-Performance-Shares). Im Vorjahr wurde eine aktienbasierte Vergütung mit einem Ausgabezeitwert von 2.567 Tsd. € (192.556 RWE- und 10.264 innogy-Performance-Shares) gewährt. Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich inklusive der Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften im Geschäftsjahr 2018 auf 3.480 Tsd. € (Vorjahr: 3.637 Tsd. €). Für die Arbeitnehmervertreter im Aufsichtsrat bestehen Arbeitsverträge mit den jeweiligen Konzerngesellschaften. Die Auszahlung der Vergütungen erfolgt entsprechend den dienstvertraglichen Regelungen. Im Berichtsjahr wurden keine Kredite oder Vorschüsse an Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats gewährt. Ehemalige Mitglieder des Vorstands und ihre Hinterbliebenen erhielten 10.802 Tsd. € (Vorjahr: 10.699 Tsd. €), davon 940 Tsd. € (Vorjahr: 918 Tsd. €) von Tochtergesellschaften. Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 146.721 Tsd. € (Vorjahr: 146.430 Tsd. €). Davon entfielen 8.516 Tsd. € (Vorjahr: 8.601 Tsd. €) auf Tochtergesellschaften. Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 196 ff. aufgeführt. (32) Honorare des Abschlussprüfers Die Honorare für Abschlussprüfungen beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der RWE AG und ihrer Tochterunternehmen sowie die prüferische Durchsicht von Zwischenabschlüssen. Zu den anderen Bestätigungsleistungen, die vergütet wurden, zählen die Prüfung des internen Kontrollsystems und Aufwendungen im Zusammenhang mit gesetzlichen oder gerichtlichen Vorgaben. Die Honorare für Steuerberatungsleistungen umfassen insbesondere Vergütungen für die Beratung bei der Erstellung von Steuererklärungen und in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten sowie die Prüfung von Steuerbescheiden. In den sonstigen Leistungen sind im Wesentlichen Vergütungen für Beratungen im Zusammenhang mit IT-Projekten enthalten. RWE hat für Dienstleistungen, die der Abschlussprüfer des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC), und andere Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks erbrachten, folgende Honorare als Aufwand erfasst: Honorare des PwC-Netzwerks scroll 2018 2017 in Mio. € Gesamt Davon: Deutschland Gesamt Davon: Deutschland Abschlussprüfungsleistungen 17,7 11,0 17,5 10,9 Andere Bestätigungsleistungen 5,1 4,7 3,4 3,2 Steuerberatungsleistungen 0,7 0,6 0,3 0,3 Sonstige Leistungen 3,8 1,8 3,2 0,8 27,3 18,1 24,4 15,2 (33) Nutzung der Befreiungsvorschrift gemäß § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2018 in Teilen von der Befreiungsvorschrift gemäß § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht: ― BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen, ― GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, ― Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems), ― KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen, ― Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln, ― Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim, ― RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln, ― RWE Technology International GmbH, Essen, ― RWE Trading Services GmbH, Essen. (34) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Im Zeitraum vom 1. Januar 2019 bis zur Aufstellung des Konzernabschlusses am 27. Februar 2019 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten: Empfehlung Strukturwandel-Kommission Im Januar 2019 hat die von der Bundesregierung eingerichtete Kommission mit der Bezeichnung "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" ihren Abschlussbericht vorgelegt. Das Gremium aus Vertretern von Industrie, Gewerkschaften, Wissenschaft, Bürgerinitiativen und Umweltorganisationen spricht sich darin für einen schrittweisen Ausstieg aus der deutschen Kohleverstromung bis 2038 aus. Bereits bis Ende 2022 soll der Bestand an Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken im Markt durch Stilllegungen oder Umrüstungen auf jeweils 15 GW Erzeugungsleistung gesenkt werden. Im Jahr 2030 sollen dann nur noch Braunkohlekraftwerke mit insgesamt 9 GW und Steinkohlekraftwerke mit insgesamt 8 GW am Markt sein. Die Bundesregierung will nun auf der Basis der Empfehlungen ein Gesetzespaket zum Klimaschutz vorlegen und Gespräche mit den betroffenen Unternehmen aufnehmen. Über die Empfehlungen der Kommission und ihre möglichen Folgen für RWE informieren wir auf Seite 33 ausführlich. Verkauf Heizkraftwerk Mit dem Verkauf des belgischen Heizkraftwerks Inesco an den britischen Chemiekonzern INEOS konnten wir Ende Februar 2019 eine weitere Desinvestition abschließen. Die elf Jahre alte Anlage befindet sich in einem von INEOS betriebenen Chemiepark bei Antwerpen. Kündigung Hybridanleihe Am 6. Februar 2019 haben wir bekannt gegeben, eine Hybridanleihe über 750 Mio. £ zum 20. März 2019 zu kündigen, ohne sie durch neues Hybridkapital zu ersetzen. Nach IAS 32 war die Hybridanleihe zum Bilanzstichtag als Eigenkapital klassifiziert. Erwerb Netz-Beteiligung Ende Februar hat RWE die Mehrheitsbeteiligung der innogy SE am tschechischen Verteilnetzbetreiber innogy Grid Holding (IGH) erworben. Das hatten wir im Rahmen des mit E.ON vereinbarten Tausches von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen zugesagt. Ebenso hatten wir uns dazu verpflichtet, die IGH-Beteiligung an E.ON weiterzuverkaufen. innogy war mit 50,04 % an IGH beteiligt. Die übrigen Anteile werden vom australischen Finanzdienstleister und Infrastrukturinvestor Macquarie gehalten. Der Erwerb der IGH ist eine konzerninterne Transaktion, die im RWE-Konzernabschluss zu einer Verminderung der Anteile anderer Gesellschafter führen wird. (35) Erklärung gemäß § 161 AktG Für die RWE AG und die innogy SE sind die nach § 161 AktG vorgeschriebenen Erklärungen zum Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der RWE AG1bzw. der innogy SE2dauerhaft und öffentlich zugänglich gemacht worden. Essen, 27. Februar 2019 Der Vorstand Schmitz Krebber 1 www.rwe.com/entsprechenserklaerung-2018 2 www.innogy.com/entsprechenserklaerung-2018 3.7 AUFSTELLUNG DES ANTEILSBESITZES (TEIL DES ANHANGS) Aufstellung des Anteilsbesitzes gemäß § 285 Nr. 11 und Nr. 11a und § 313 Abs. 2 (i.V.m. § 315 e I) HGB zum 31.12.2018 I. Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande 100 172.445 -9.306 Alte Haase Bergwerks-Verwaltungs-Gesellschaft mbH, Dortmund 100 -66.665 -1.462 An Suidhe Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 21.926 837 Andromeda Wind s.r.l., Bozen/Italien 51 8.903 3.387 Artelis S.A., Luxemburg/Luxemburg 90 38.900 2.898 A/V/E GmbH, Halle (Saale) 76 1.754 -1.604 Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, Gundremmingen 100 27.208 763 Bayerische Elektrizitätswerke Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Augsburg 100 24.728 1 Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 62 57.581 3.128 Belectric Australia Pty. Limited, Southbank/Australien 100 -503 -36 Belectric France S.à r.l., Vendres/Frankreich 100 356 -182 Belectric Italia s.r.l., Latina/Italien 100 2.574 -160 Belectric Solar & Battery - Gruppe - (vorkonsolidiert) 40.347 -25.8202 Belectric Chile Energia Fotovoltaica LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 Belectric Espana Fotovoltaica S.L., Madrid/Spanien 100 BELECTRIC GmbH, Kolitzheim 100 Belectric Inversiones Latinoamericana S.L., Madrid/Spanien 100 Belectric Israel Ltd., Be'er Scheva/Israel 100 Belectric Photovoltaic India Private Limited, Mumbai/Indien 100 BELECTRIC PV Dach GmbH, Sömmerda 100 Belectric Solar & Battery GmbH, Kolitzheim 100 Belectric Solar Ltd., Slough/Großbritannien 100 hoch.rein Beteiligungen GmbH, Kolitzheim 100 Inversiones Belectric Chile LTDA, Santiago de Chile/Chile 100 Jurchen Technology India Private Limited, Mumbai/Indien 100 Solar Holding Poland GmbH, Kolitzheim 100 BGE Beteiligungs-Gesellschaft für Energieunternehmen mbH, Essen 100 100 4.317.938 1 Bilbster Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.313 335 Bristol Channel Zone Limited, Bristol/Großbritannien 100 -2.070 -100 Broadband TelCom Power, Inc., Santa Ana/USA 100 3 BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, Berlin 100 19.783 1 Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn 55 644.109 31.711 Carl Scholl GmbH, Köln 100 536 -101 Carnedd Wen Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -3.816 -373 Cegecom S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 10.705 805 Channel Energy Limited, Bristol/Großbritannien 100 -17.066 -780 Cloghaneleskirt Energy Supply Limited, Kilkenny City/Irland 100 0 0 Dromadda Beg Wind Farm Limited, Kilkenny City/Irland 100 1.421 -181 ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen 100 883 1 Electra Insurance Limited, Hamilton/Bermudas 100 28.541 -288 Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech 100 1.562 115 ELMU DSO Holding Korlátolt Felelösségu Társasäg, Budapest/Ungarn 100 692.199 32.842 ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn 100 738.577 26.885 ELMU-ÉMÁSZ Energiakereskedo Kft., Budapest/Ungarn 100 3.407 2.009 ELMU-ÉMÁSZ Energiaszolgáltató Zrt., Budapest/Ungarn 100 6.593 708 ELMU-ÉMÁSZ Energiatároló Kft., Budapest/Ungarn 100 69 60 ELMU-ÉMÁSZ Solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 -359 -370 ELMU-ÉMÁSZ Telco Kft., Budapest/Ungarn 100 105 7 ELMU-ÉMÁSZ Ügyfélszolgálati Kft., Budapest/Ungarn 100 1.113 1.107 ÉMÁSZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn 100 274.107 10.491 Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen 50 56.917 36.492 Energiedirect B.V., Waalre/Niederlande 100 -52.480 500 Energienetze Berlin GmbH, Berlin 100 25 1 Energies France S.A.S. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 31.329 1982 Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich 100 SAS Île de France S.A.S., Paris/Frankreich 100 Energiewacht Groep B.V. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 15.272 2.9342 Energiewacht Facilities B.V., Zwolle/Niederlande 100 Energiewacht Groep B.V., Meppel/Niederlande 100 GasWacht Friesland Facilities B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 Energiewacht N.V. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 28.546 2.2902 EGD-Energiewacht Facilities B.V., Assen/Niederlande 100 Energiewacht installatie B.V., Assen/Niederlande 100 Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande 100 Energiewacht West Nederland B.V., Assen/Niederlande 100 energis GmbH, Saarbrücken 72 128.852 14.832 energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken 100 33.002 1 Energy Resources B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 141.252 1.098 Energy Resources Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 38.055 -6.048 Energy Resources Ventures B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 23.867 -114 envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz 59 1.750.245 202.522 envia SERVICE GmbH, Cottbus 100 2.167 37 envia TEL GmbH, Markkleeberg 100 22.116 3.118 envia THERM GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 67.266 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, Chemnitz 100 56.366 1 enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, Essen 100 175.691 31.675 eprimo GmbH, Neu-Isenburg 100 4.600 1 Essent Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 99.503 4.323 Essent CNG Cleandrive B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -28 -17 Essent Energie Verkoop Nederland B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 98.220 -4.600 Essent EnergieBewust Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -4 -4 Essent Energy Group B.V., Arnhem/Niederlande 100 446 -20 Essent IT B.V., Arnhem/Niederlande 100 -275.174 -8.392 Essent Nederland B.V., Arnhem/Niederlande 100 723.500 8.300 Essent N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 6.981.400 -755.900 Essent Retail Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 842.220 149.900 Essent Rights B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 3 Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 328.482 55.654 Eszak-magyarorszagi Aramszolgáltató Nyrt., Miskolc/Ungarn 54 286.599 10.794 EuroSkyPark GmbH, Saarbrücken 51 828 495 EVIP GmbH, Bitterfeld-Wolfen 100 11.347 1 EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, Stolberg 54 53.527 17.181 FAMIS Gesellschaft für Facility Management und Industrieservice mbH, Saarbrücken 100 7.468 1.961 Fri-El Anzi Holding s.r.l., Bozen/Italien 51 7.368 1.161 Fri-El Anzi s.r.l., Bozen/Italien 100 7.652 2.221 Fri-El Guardionara Holding s.r.l., Bozen/Italien 51 10.184 2.463 Fri-El Guardionara s.r.l., Bozen/Italien 100 9.690 2.385 GasNet, s.r.o., Ústí nad Labem/Tschechien 100 908.842 177.895 GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 13.855.458 -19.392 Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande 100 17.700 1.600 Gemeinschaftskraftwerk Bergkamen A beschränkt haftende OHG, Bergkamen 51 5.929 556 Generación Fotovoltaica De Alarcos, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 3 0 Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA 100 59.014 1.018 Georgia Biomass LLC, Savannah/USA 100 40.061 16.548 GfV Gesellschaft für Vermögensverwaltung mbH, Dortmund 100 100 128.465 24.784 Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen 51 89.423 1.098 GridServices, s.r.o., Brno/Tschechien 100 38.266 32.536 GWG Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 60 24.683 2.545 Hardin Wind LLC, Chicago/USA 100 3 Harryburn Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -1.820 -410 Hof Promotion B.V., Eindhoven/Niederlande 100 -66 -337 Improvers B.V. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 1.002 5922 Certified B.V., Amsterdam/Niederlande 100 Improvers B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 Improvers Community B.V., Amsterdam/Niederlande 100 Konnektor B.V., Amsterdam/Niederlande 100 innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 233.106 1 innogy Benelux Holding B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 1.576.700 -1.413.500 innogy Bergheim Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Beteiligungsholding GmbH, Essen 100 3.895.026 1 innogy Brise Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 226 1 innogy Business Services Benelux B.V., Arnhem/Niederlande 100 -1.390 602 innogy Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen 100 5.156 1.252 Innogy Business Services UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 -797 -21.123 innogy Ceská republika a.s., Prag/Tschechien 100 2.153.310 254.531 innogy e-mobility US LLC, Delaware/USA 100 1.719 -536 innogy Energie, s.r.o., Prag/Tschechien 100 171.035 105.208 innogy Energo, s.r.o., Prag/Tschechien 100 21.434 -2.114 innogy Evendorf Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 25 1 innogy Finance B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 13.809 1.726 innogy Gas Storage NWE GmbH, Dortmund 100 350.087 1 innogy Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien 100 528.702 5.884 innogy Gastronomie GmbH, Essen 100 275 1 innogy Grid Holding, a.s., Prag/Tschechien 50 1.135.490 193.020 Innogy GyM 2 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -12.204 -1.067 Innogy GyM 3 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -12.204 -1.066 Innogy GyM 4 Limited, Swindon/Großbritannien 100 -36.635 -3.226 innogy Hörup Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hörup 100 26 1 innogy Hungária Tanácsadó Kft., Budapest/Ungarn 100 1.689 -694 innogy indeland Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Eschweiler 100 55.222 2.000 innogy Innovation Berlin GmbH, Berlin 100 3.868 1 INNOGY INNOVATION CENTER LTD, Tel Aviv/Israel 100 6.694 -831 innogy Innovation GmbH, Essen 100 180.038 1 innogy Innovation UK Ltd., London/Großbritannien 100 10 innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 9.316.100 -64.000 innogy IT Magyarország Kft. "v.a.", Budapest/Ungarn 100 1.141 63 innogy Italia s.p.a., Mailand/Italien 100 17.259 5.061 innogy Kaskasi GmbH, Hamburg 100 99 1 innogy Lengerich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Gersten 100 25 1 innogy Limondale Sun Farm Holding Pty. Ltd., Southbank/Australien 100 3 innogy Lüneburger Heide Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Walsrode 100 25 1 innogy Metering GmbH, Mülheim an der Ruhr 100 25 1 innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover 100 578 1 innogy Netze Deutschland GmbH, Essen 100 497.854 1 innogy New Ventures LLC, Palo Alto/USA 100 61.665 3.381 innogy Offshore Wind Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -2.983 -456 innogy Polska IT Support Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 innogy Polska S.A., Warschau/Polen 100 411.754 99.841 Innogy Renewables Australia Pty Ltd., Southbank/Australien 100 3 innogy Renewables Benelux B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -22.813 -4.877 innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Dortmund 100 7.350 1 Innogy Renewables Ireland Limited, Kilkenny City/Irland 100 0 -956 innogy Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 195.301 -7.235 Innogy Renewables UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.023.560 100.676 Innogy Renewables UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.791.052 174.766 Innogy Renewables US LLC, Dover/USA 100 72.477 -6.601 innogy Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 57.865 1 innogy SE, Essen 77 8.926.111 907.605 innogy Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen 100 11.140 -2.245 innogy Slovensko s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 8.240 7.841 Innogy Solutions Ireland Limited, Dublin/Irland 100 5.271 571 innogy solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 891 -1.004 innogy Solutions s.r.o., Banská Bystrica/Slowakei 100 1.177 147 innogy Sommerland Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Sommerland 100 26 1 innogy South East Europe s.r.o., Bratislava/Slowakei 100 1.058 -54 innogy Spain, S.A.U. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 132.941 1.8432 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 0 8.346 innogy Stoen Operator Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 656.499 45.674 innogy Süderdeich Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Süderdeich 100 106 1 innogy TelNet GmbH, Essen 100 25 1 innogy Titz Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Essen 100 25 1 innogy Ventures GmbH, Essen 100 75.704 1 innogy Wind Onshore Deutschland GmbH, Hannover 100 77.373 1 innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 51 80.613 4.843 innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 -34.615 1.631 innogy Zákaznické služby, s.r.o., Ostrava/Tschechien 100 2.468 2.044 innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 1.720.555 1 Installatietechniek Totaal B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 1.114 340 INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert) 19.054 2.6922 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 IRUS Solar Development LLC, Dover/USA 100 3 IRUS Solar Holdings LLC, Dover/USA 100 3 IRUS Wind Development LLC, Dover/USA 100 3 IRUS Wind Holdings LLC, Dover/USA 100 3 IsoFitters BVBA, Herentals/Belgien 100 617 331 Isoprofs België BVBA, Hasselt/Belgien 100 -96 -157 Isoprofs B.V., Meijel/Niederlande 100 68 -110 iSWITCH GmbH, Essen 100 25 1 It's a beautiful world B.V., Amersfoort/Niederlande 100 4.987 2.625 Jurchen Technology GmbH, Kitzingen 100 2.665 -1.702 Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, Gundremmingen 75 90.464 8.343 Kernkraftwerk Lingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 100 20.034 1 Kernkraftwerke Lippe-Ems Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Lingen (Ems) 99 432.269 1 KMG Kernbrennstoff-Management Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 100 696.225 1 Knabs Ridge Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 9.485 663 Koprivnica Opskrba d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 112 111 Koprivnica Plin d.o.o., Koprivnica/Kroatien 75 8.857 489 Kraftwerksbeteiligungs-OHG der RWE Nuclear GmbH und der PreussenElektra GmbH, Lingen/Ems 88 144.433 6.204 Lechwerke AG, Augsburg 90 501.772 78.205 Leitungspartner GmbH, Düren 100 100 1 LEW Anlagenverwaltung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Gundremmingen 100 295.990 13.873 LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 461.243 10.154 LEW Netzservice GmbH, Augsburg 100 87 1 LEW Service & Consulting GmbH, Augsburg 100 1.250 1 LEW TelNet GmbH, Neusäß 100 8.548 7.289 LEW Verteilnetz GmbH, Augsburg 100 139.816 1 Licht Groen B.V., Amsterdam/Niederlande 100 192 101 Limondale Sun Farm Pty. Ltd., Southbank/Australien 100 3 Little Cheyne Court Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 59 48.751 4.668 MI-FONDS 178, Frankfurt am Main 100 753.875 5.415 MI-FONDS F55, Frankfurt am Main 100 573.856 3.967 MI-FONDS G50, Frankfurt am Main 100 100 1.738.989 -17.193 MI-FONDS G55, Frankfurt am Main 100 277.938 1.333 MI-FONDS J55, Frankfurt am Main 100 15.185 -440 MI-FONDS K55, Frankfurt am Main 100 121.755 -2.856 MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Halle (Saale) 75 129.988 38.032 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, Halle (Saale) 100 25 1 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, Halle (Saale) 100 4.171 1 Mittlere Donau Kraftwerke AG, München 408 5.113 0 ML Wind LLP, Swindon/Großbritannien 51 77.984 9.050 Montcogim - Plinara d.o.o., Sveta Nedelja/Kroatien 100 14.712 424 Nederland Isoleert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 1.921 1.782 Nederland Schildert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -293 -174 Nederland Schildert Rijnmond B.V., Amersfoort/Niederlande 100 -2 -4 Nederland Verkoopt B.V., Amersfoort/Niederlande 100 189 176 NEW AG, Mönchengladbach 404 175.895 59.552 NEW Netz GmbH, Geilenkirchen 100 95.699 17.896 NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, Mönchengladbach 100 15.587 41.904 NEW NiederrheinWasser GmbH, Viersen 100 46.613 11.501 NEW Tönisvorst GmbH, Tönisvorst 98 13.961 2.022 NEW Viersen GmbH, Viersen 100 13.330 4.139 Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen 90 9.943 1.855 Npower Business and Social Housing Limited, Swindon/Großbritannien 100 4.647 701 Npower Commercial Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 6.879 5.673 Npower Direct Limited, Swindon/Großbritannien 100 58.278 -43.143 Npower Financial Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 -157 15 Npower Gas Limited, Swindon/Großbritannien 100 -216.413 -2.303 Npower Group Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.087 -283 Npower Limited, Swindon/Großbritannien 100 275.006 -34.991 Npower Northern Limited, Swindon/Großbritannien 100 -1.256.531 -117.388 Npower Yorkshire Limited, Swindon/Großbritannien 100 -784.395 -26.653 Npower Yorkshire Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRW Pellets GmbH, Erndtebrück 100 312 1 Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien 100 2.420 0 OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein 100 9.081 1 Padcon GmbH, Kitzingen 100 1.980 1 Piecki Sp. z o.o., Warschau/Polen 51 18.548 -730 Plus Shipping Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 26.639 -426 Powerhouse B.V., Almere/Niederlande 100 56.718 7.900 Primus Projekt GmbH & Co. KG, Hannover 100 0 -1.013 PS Energy UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 -3.961 -3.023 Recargo Inc., El Segundo/USA 100 3 Regionetz GmbH, Aachen 494 269.214 0 Rheinbraun Brennstoff GmbH, Köln 100 82.619 1 Rheinische Baustoffwerke GmbH, Bergheim 100 9.236 1 Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen 77 31.817 1.757 Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg 100 20.774 1 rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln 67 139.972 25.788 Rhenas Insurance Limited, Sliema/Malta 100 100 59.174 942 Rhyl Flats Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 158.966 15.566 RL Besitzgesellschaft mbH, Gundremmingen 100 115.086 14.683 RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, Gundremmingen 100 356.579 27.991 RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien 100 91 -256 RV Rheinbraun Handel und Dienstleistungen GmbH, Köln 100 36.694 1 RWE & Turcas Güney Elektrik Üretim A.S., Ankara/Türkei 70 222.050 -6.911 RWE Aktiengesellschaft, Essen 5.653.514 472.184 RWE Cogen UK (Hythe) Limited, Swindon/Großbritannien 100 12.153 1.204 RWE Cogen UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 163.508 511 RWE Eemshaven Holding II B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 -57.873 -4.451 RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 719 -1.068 RWE Generation Belgium N.V., Antwerpen/Belgien 100 73.949 2.943 RWE Generation NL B.V., Arnhem/Niederlande 100 167.713 -61.783 RWE Generation NL Corner Participations B.V., Geertruidenberg/Niederlande 100 45.241 9.982 RWE Generation NL Participations B.V., Arnhem/Niederlande 100 -12.700 -16.300 RWE Generation NL Personeel B.V., Arnhem/Niederlande 100 11.825 -327 RWE Generation SE, Essen 100 100 264.673 1 RWE Generation UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 3.049.658 14.673 RWE Generation UK plc, Swindon/Großbritannien 100 1.817.722 182.854 RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 8.185 -3.222 RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien 100 94 -3.263 RWE Markinch Limited, Swindon/Großbritannien 100 52.282 155.115 RWE Nuclear GmbH, Essen 100 100 100.000 1 RWE Personeel B.V., Arnhem/Niederlande 100 -40 -40 RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien 100 266 -798 RWE Power Aktiengesellschaft, Köln und Essen 100 100 2.037.209 1 RWE Supply & Trading Asia-Pacific PTE. LTD., Singapur/Singapur 100 14.381 17.579 RWE Supply & Trading CZ, a.s., Prag/Tschechien 100 1.128.683 63.846 RWE Supply & Trading CZ GmbH, Essen 100 100.983 314 RWE Supply & Trading GmbH, Essen 100 100 446.778 1 RWE Supply & Trading (India) Private Limited, Mumbai/Indien 100 642 53 RWE Supply & Trading Participations Limited, London/Großbritannien 100 15.817 5.994 RWE Supply & Trading Switzerland S.A., Genf/Schweiz 100 32.241 3.085 RWE Technology International GmbH, Essen 100 12.463 1 RWE Technology Tasarim ve Mühendislik Danismanlik Ticaret Limited Sirketi, Istanbul/Türkei 100 722 105 RWE Technology UK Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.819 393 RWE Trading Americas Inc., New York City/USA 100 16.318 6.268 RWE Trading Services GmbH, Essen 100 5.735 1 RWEST Middle East Holdings B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 6.544 2.396 RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, Mülheim an der Ruhr 80 77.574 5.094 SARIO Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Würzburg KG, Düsseldorf 8 -9.640 462 Sofia Offshore Wind Farm Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Sofia Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 SRS EcoTherm GmbH, Salzbergen 90 12.052 2.891 Stadtwerke Düren GmbH, Düren 504 27.378 5.414 Südwestsächsische Netz GmbH, Crimmitschau 100 1.400 283 Süwag Energie AG, Frankfurt am Main 78 649.555 67.850 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 The Hollies Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 508 17 Transpower Limited, Dublin/Irland 100 3.528 -1.048 Triton Knoll HoldCo Limited, Swindon/Großbritannien 59 3 Triton Knoll Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 -18.089 -2.504 Überlandwerk Krumbach GmbH, Krumbach 75 6.015 1.088 Verteilnetz Plauen GmbH, Plauen 100 25 1 VKB-GmbH, Neunkirchen 50 43.002 3.427 Volta Energycare N.V., Houthalen-Helchteren/Belgien 100 -310 -68 Volta Limburg B.V., Schinnen/Niederlande 100 44.800 5.800 Volta Service B.V., Schinnen/Niederlande 100 98 0 Volta Solar B.V., Heerlen/Niederlande 95 370 0 Volta Solar VOF, Heerlen/Niederlande 60 1.377 1.143 VSE Aktiengesellschaft, Saarbrücken 51 211.743 17.879 VSE NET GmbH, Saarbrücken 100 14.817 2.731 VSE Verteilnetz GmbH, Saarbrücken 100 3.109 1 VWS Verbundwerke Südwestsachsen GmbH, Lichtenstein/Sa. 98 25.989 1.325 Východoslovenská distribucná, a.s., Kosice/Slowakei 100 600.975 30.626 Východoslovenská energetika a.s., Kosice/Slowakei 100 59.243 1.870 Východoslovenská energetika Holding a.s., Kosice/Slowakei 494 576.445 15.824 Wendelsteinbahn Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Brannenburg 100 2.882 164 Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, Brannenburg 100 38 1 Westerwald-Netz GmbH, Betzdorf-Alsdorf 100 9.875 1 Westnetz GmbH, Dortmund 100 281.306 1 Wind Farm Deliceto s.r.l., Bozen/Italien 100 24.203 746 Windpark Eekerpolder B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Windpark Kattenberg B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 367 161 Windpark Nordsee Ost GmbH, Helgoland 100 256 1 Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 9.930 -855 WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover 100 1.366 228 WTTP B.V., Arnhem/Niederlande 100 12.254 300 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt MEAG Halle KG, Düsseldorf 8 -538 0 2. CR-Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. KG Cottbus, Düsseldorf 8 -966 473 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden II. Verbundene Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Adensis GmbH, Dresden 100 381 59 Agenzia Carboni S.R.L., Genua/Italien 100 317 33 Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen 50 100 5.113 0 Alvarado Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 Baron Winds LLC, Chicago/USA 100 9 Belectric Inc., San Mateo/USA 100 121 603 Belectric International GmbH, Kolitzheim 100 89 44 BELECTRIC JV GmbH, Kolitzheim 100 14 -5 Belectric Mexico Fotovoltaica S.de R.L. de C.V., Bosques de las Lomas/Mexiko 100 -490 6 Belectric Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -144 -44 Belectric PV 10 (SARL), Vendres/Frankreich 100 -6 -1 Belectric PV 5 (SARL), Vendres/Frankreich 100 -9 -1 Belectric PV 9 (SARL), Vendres/Frankreich 100 -5 -6 BELECTRIC Solar Power, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Beteiligungsgesellschaft Werl mbH, Essen 51 1.281 0 bildungszentrum energie GmbH, Halle (Saale) 100 768 270 Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, Bad Wimpfen 51 2.314 210 Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, Bad Wimpfen 100 33 1 Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co. KG, Anhausen 51 192 26 Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, Anhausen 100 33 1 Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, Schwalmtal 66 631 -57 Biogasanlage Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 99 49 4 Biomasseheizkraftwerk Schameder GmbH, Essen 100 3 Blueberry Hills LLC, Chicago/USA 100 9 Bowler Flats Energy Hub LLC, Chicago/USA 100 9 Buckeye Wind LLC, Chicago/USA 100 9 Burgar Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Cassadaga Wind LLC, Chicago/USA 100 9 Catalina-Cypress Holding Limited, Swindon/Großbritannien 100 92 0 Causeymire Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 CERBEROS s.r.o., Prag/Tschechien 100 3 Champaign Wind LLC, Chicago/USA 100 9 Ciriè Centrale PV s.a.s. (s.r.l.), Rom/Italien 100 -5 0 Clavellinas Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 -6 -9 Climagy Photovoltaikprojekt Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy PV-Sonnenanlage GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -27 -2 Climagy PV-Sonnenanlage Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Climagy Sonneneinstrahlung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -18 -2 Climagy Sonneneinstrahlung Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Climagy Sonnenkraft Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy Sonnenstrom GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Climagy Sonnenstrom Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Climagy Stromertrag GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -16 -2 Climagy Stromertrag Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Clocaenog Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 CNGvitall s.r.o., Ostrava/Tschechien 100 3 COMCO MCS S.A., Luxemburg/Luxemburg 100 438 300 Conjoule GmbH, Essen 64 9 Curns Energy Limited, Kilkenny City/Irland 70 -234 -232 Decadia GmbH, Essen 50 100 3 DigiKoo GmbH, Essen 100 -369 -469 E & Z Industrie-Lösungen GmbH, Essen 100 19.759 1.619 easyOptimize GmbH, Essen 100 -2.771 -4.795 Edgware Energy Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Eko-En 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 175 -1.101 El Algarrobo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Chañar (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Navajo Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -9 El Pimiento (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Solar (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 El Tamarugo (SpA), Santiago de Chile/Chile 100 1 0 Enchant Solar 1 Inc., Vancouver/Kanada 100 3 Enchant Solar 2 Inc., Vancouver/Kanada 100 3 Enchant Solar 3 Inc., Vancouver/Kanada 100 3 Enchant Solar 4 Inc., Vancouver/Kanada 100 3 Energenti plus d.o.o., Cerknica/Slowenien 100 -17 -372 Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co. KG, Leimen 75 198 13 Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, Leimen 75 29 1 EnergieRevolte GmbH, Düren 100 3 Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co. KG, Timmendorfer Strand 51 3.198 156 Energiewerken B.V., Almere/Niederlande 100 3 Energy Ventures GmbH, Saarbrücken 100 501 -5 enervolution GmbH, Bochum 100 48 1 Ense Netz Verwaltung GmbH, Ense 100 25 0 enviaM Erneuerbare Energien Verwaltungsgesellschaft mbH, Markkleeberg 100 37 2 enviaM Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale) 100 30 4 enviaM Zweite Neue Energie Management GmbH, Halle (Saale) 100 24 -1 Eólica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien 52 1.579 -22 ESK GmbH, Dortmund 100 128 1.645 EverPower Maine LLC, Chicago/USA 100 9 EverPower Ohio LLC, Chicago/USA 100 9 EverPower Solar LLC, Chicago/USA 100 9 EverPower Wind Development, LLC, Chicago/USA 100 9 EWIS BV, Ede/Niederlande 100 3 Fernwärmeversorgung Saarlouis- Steinrausch Investitionsgesellschaft mbH, Saarlouis 100 7.567 1 "Finelectra" Finanzgesellschaft für Elektrizitäts-Beteiligungen AG, Hausen/Schweiz 100 7.962 130 Free Electrons LLC, Palo Alto/USA 100 9 Fresh Energy GmbH, Berlin 62 9 FUCATUS Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Recklinghausen Kommanditgesellschaft, Düsseldorf 94 0 0 Fundacja innogy w Polsce, Warschau/Polen 100 39 37 Gasnetzgesellschaft Warburg GmbH & Co. KG, Warburg 49 25 0 Gasnetzgesellschaft Windeck mbH & Co. KG, Siegburg 100 100 0 Gazules I Fotovoltaica, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 Gazules II Solar, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 GBV Achtunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 3 GBV Dreiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 GBV Einunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 30 1 GBV Fünfunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 3 GBV Sechsunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 3 GBV Siebenunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 3 GBV Siebte Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 1 GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen 100 100 25 1 Gemeindewerke Windeck GmbH & Co. KG, Siegburg 100 100 0 GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, Cottbus 100 252 - 16 Goole Fields II Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Green Gecco Verwaltungs GmbH, Essen 51 38 1 GWG Kommunal GmbH, Grevenbroich 100 1.100 -560 Heizungs- und Sanitärbau WIJA GmbH, Bad Neuenahr-Ahrweiler 100 300 - 178 HELIOS MB s.r.o., Prag/Tschechien 100 3 Highfield Storage Limited, Dublin/Irland 100 -4 -4 Highland III LLC, Chicago/USA 100 9 Horse Thief Wind Project LLC, Chicago/USA 100 9 Infraestructuras de Aldehuelas, S.A., Barcelona/Spanien 100 428 -97 Infrastrukturgesellschaft Netz Lübz mit beschränkter Haftung, Hannover 100 16 -16 innogy Charge Tech GmbH, Dortmund 100 22 -1 innogy Commodity Markets GmbH, Essen 100 25 1 innogy Consulting & Ventures Americas, LLC, Boston/USA 100 10 innogy Consulting GmbH, Essen 100 5.761 4.267 innogy Direkt GmbH, Essen 100 25 1 innogy Dreizehnte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 3 innogy Elfte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 3 innogy e-Mobility Limited, London/Großbritannien 100 10 innogy eMobility Solutions GmbH, Dortmund 100 3 Innogy Energy Marketing LLC, Wilmington/USA 100 9 Innogy Energy Services LLC, Wilmington/USA 100 9 innogy Hillston Sun Farm Holding Pty. Ltd., Southbank/Australien 100 3 innogy indeland Windpark Eschweiler Verwaltungs GmbH, Eschweiler 100 41 6 innogy Middle East & North Africa Ltd., Dubai/Ver. Arab. Emirate 100 -7.654 -5.550 innogy Neunte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 3 innogy Offshore Wind Netherlands Participations I B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations II B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations III B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Offshore Wind Netherlands Participations IV B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Polska Development Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 innogy Polska Operations Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 3 innogy Polska Solutions Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 134 -10 innogy Renewables Canada Inc., Vancouver/Kanada 100 2.469 -2.036 innogy Seabreeze II Verwaltungs GmbH, Essen 100 59 6 innogy Solar Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 innogy Solar Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 28 -10 innogy Stiftung für Energie und Gesellschaft gGmbH, Essen 100 51.602 -3.366 innogy TelNet Holding, s.r.o., Prag/Tschechien 100 9.995 25 Innogy US Renewable Projects LLC, Dover/USA 100 0 0 innogy Ventures Vermögensverwaltung 6 GmbH, Essen 100 9 innogy Vierzehnte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 3 innogy Windpark Bedburg Verwaltungs GmbH, Bedburg 51 43 2 innogy Windpark Garzweiler GmbH & Co. KG, Essen 51 284 -16 Innogy Windpark Jüchen A44n Verwaltungs GmbH, Essen 100 34 8 innogy Zehnte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen 100 3 Jerez Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 Jurchen Technology USA Inc., Newark/USA 100 3 -5 Kieswerk Kaarst GmbH & Co. KG, Bergheim 51 1.544 436 Kieswerk Kaarst Verwaltungs GmbH, Bergheim 51 30 0 Kiln Pit Hill Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Kimberly Run LLC, Chicago/USA 100 9 Korproject Energy Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 10 KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, Saarbrücken 100 282 87 Lampasas Wind LLC, Chicago/USA 100 9 Las Vaguadas I Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 Las Vaguadas II Solar S.L., Barcelona/Spanien 100 3 -30 Lech Energie Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 100 1 8 Lech Energie Verwaltung GmbH, Augsburg 100 25 0 Lemonbeat GmbH, Dortmund 100 9.952 -3.169 Livisi GmbH, Essen 100 3 Lochelbank Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, Lößnitz 100 7 -3 Lößnitz Netz Verwaltungs GmbH, Lößnitz 100 27 0 Magnalink, a.s., Hradec Králové/Tschechien 85 3 Mahanoy Mountain, LLC, Chicago/USA 100 9 Mason Dixon Wind LLC, Chicago/USA 100 9 Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, Halle (Saale) 100 25 1 Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, Chemnitz 100 21 0 MONTCOGIM-KARLOVAC d.o.o., Karlovac/Kroatien 100 2 -2 MONTCOGIM-SISAK d.o.o., Sisak/Kroatien 100 26 1 MotionWerk GmbH, Essen 60 9 Mud Springs Wind Project LLC, Chicago/USA 100 9 Netzwerke Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 100 50 1 NEW b_gas Eicken GmbH, Schwalmtal 100 -871 8 NEW Re GmbH, Mönchengladbach 95 9.863 -172 NEW Smart City GmbH, Mönchengladbach 100 825 136 NEW Windenergie Verwaltung GmbH, Mönchengladbach 100 28 3 NEW Windpark Linnich GmbH & Co. KG, Mönchengladbach 100 3.935 -149 NEW Windpark Viersen GmbH & Co. KG, Mönchengladbach 100 20 -6 Novar Two Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 Npower Northern Supply Limited, Swindon/Großbritannien 100 0 0 NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, Halle (Saale) 100 174 32 Oer-Erkenschwick Netz Verwaltung GmbH, Oer-Erkenschwick 100 25 0 Oranje Wind Power B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Oranje Wind Power C.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Oschatz Netz GmbH & Co. KG, Oschatz 75 518 174 Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, Oschatz 100 26 0 Parc Ynni Cymunedol Alwen Cyfyngedig, Swindon/Großbritannien 100 3 Park Wiatrowy Dolice Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -2.408 -3.444 Park Wiatrowy Elk Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 602 1 Park Wiatrowy Gaworzyce Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 -266 -1.348 Park Wiatrowy Msciwojów Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 202 -60 Park Wiatrowy Smigiel I Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 605 -51 Pe Ell North LLC, Chicago/USA 100 3 Peg Project #1 Pty Ltd, Southbank/Australien 100 3 Peg Project #2 Pty Ltd, Southbank/Australien 100 3 Photovoltaikkraftwerk Götz Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur GmbH & Co. KG, Templin 100 -16 -1 Photovoltaikkraftwerk Groß Dölln Infrastruktur Verwaltungs-GmbH, Templin 100 28 0 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -30 -2 Photovoltaikkraftwerk Reinsdorf Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 30 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -27 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm Netzanschluss Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -17 -2 Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 27 0 Photovoltaikkraftwerk Tramm Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 30 0 PI E&P Holding Limited, George Town/Cayman Islands 100 26.030 -15 PI E&P US Holding LLC, New York City/USA 100 25.966 -37 Plum Energie S.A.S., Saint-Denis La Plaine/Frankreich 51 3 Powerhouse Energy Solutions S.L., Madrid/Spanien 100 45 18 Proyecto Rio Putaendo S.p.A., Santiago de Chile/Chile 100 3 Proyecto Tabalongo Solar S.p.A., Santiago de Chile/Chile 100 3 Proyectos Solares Iberia I, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Proyectos Solares Iberia II, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Proyectos Solares Iberia III, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Proyectos Solares Iberia IV, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Proyectos Solares Iberia V, S.L., Barcelona/Spanien 100 3 Pryor Caves Wind Project LLC, Chicago/USA 100 9 PT Rheincoal Supply & Trading Indonesia, PT, Jakarta/Indonesien 100 269 16 Qualitas-AMS GmbH, Siegen 100 -1.127 -1.015 Quintana Fotovoltaica SLU, Madrid/Spanien 100 -2 0 RD Hanau GmbH, Hanau 100 0 0 Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen 100 5.369 1 RHENAGBAU Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Köln 100 4.058 1 Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien 100 0 0 RWE & Turcas Dogalgaz Ithalat ve Ihracat A.S., Istanbul/Türkei 100 774 53 RWE Australia Pty. Ltd., Brisbane/Australien 100 63 99 RWE Belgium BVBA, Brüssel/Belgien 100 3 RWE Enerji Toptan Satis A.S., Istanbul/Türkei 100 4.482 -165 RWE Ingenlus Limited, Swindon/Großbritannien 100 10.923 -1.147 RWE NSW PTY LTD, Sydney/Australien 100 32.625 -19 RWE Nuclear Beteiligungs-GmbH, Essen 100 25 1 RWE Pensionsfonds AG, Essen 100 100 3.839 82 RWE Power Climate Protection China GmbH, Essen 100 25 1 RWE Power Climate Protection Clean Energy Technology (Beijing) Co., Ltd., Beijing/China 100 2.066 13 RWE Power Climate Protection GmbH, Essen 100 23 1 RWE Power Climate Protection Southeast Asia Co., Ltd., Bangkok/Thailand 100 2.806 44 RWE Power International Ukraine LLC, Kiew/Ukraine 100 0 0 RWE Supply & Trading Asia-Pacific Holdings PTE. Ltd., Singapur/Singapur 100 3 RWE Supply & Trading China Holdings PTE. Ltd., Singapur/Singapur 100 3 RWE Supply and Trading (Shanghai) Co. Ltd, Shanghai/China 100 3 RWE SUPPLY TRADING TURKEY ENERJI ANONIM SIRKETI, Istanbul/Türkei 100 995 -14 RWE Trading Services Limited, Swindon/Großbritannien 100 1.252 35 RWE-EnBW Magyarország Energiaszolgáltató Korlátolt Felelösségü Társaság, Budapest/Ungarn 70 399 20 RWEST PI Bras Limited, London/Großbritannien 100 3 RWEST PI FRE Holding LLC, New York City/USA 100 0 -9.908 RWEST PI LNG 1 LLC, New York City/USA 100 635 498 RWEST PI WALDEN HOLDING LLC, New York City/USA 100 12.310 -46 RWEST PI WALDEN 1 LLC, New York City/USA 100 12.284 -17 Santa Severa Centrale PV s.a.s. (s.r.l.), Rom/Italien 100 -151 0 Scarcroft Investments Limited, Swindon/Großbritannien 100 10 10 Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Scharbeutz 51 4.399 227 SchlauTherm GmbH, Saarbrücken 75 312 71 SEG Solarenergie Guben Management GmbH, Halle (Saale) 100 24 -1 SOLARENGO Energia, Unipessoal, Lda., Cascais/Portugal 100 -81 -81 Solarkraftwerk Herlheim GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Solarkraftwerk Herlheim Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 Solarkraftwerk Meuro GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Solarkraftwerk Meuro Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 28 0 Solarkraftwerk Oberspiesheim GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -29 -2 Solarkraftwerk Oberspiesheim Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 29 0 SP Solarprojekte 1 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 10 SP Solarprojekte 1 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 2 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 0 SP Solarprojekte 2 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 3 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 3 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 4 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 4 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 5 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 5 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 6 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 6 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 SP Solarprojekte 7 GmbH & Co. KG, Kolitzheim 100 -2 -3 SP Solarprojekte 7 Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim 100 25 0 Stadtwerke Korschenbroich GmbH, Mönchengladbach 100 40 -6 STAWAG Abwasser GmbH, Aachen 100 25 0 STAWAG Infrastruktur Monschau GmbH & Co.KG, Monschau 100 3.162 0 STAWAG Infrastruktur Monschau Verwaltungs GmbH, Monschau 100 29 0 STAWAG Infrastruktur Simmerath GmbH & Co.KG, Simmerath 100 3.485 0 STAWAG Infrastruktur Simmerath Verwaltungs GmbH, Simmerath 100 29 0 Storage Facility 1 Ltd., Slough/Großbritannien 100 0 0 Stromnetzgesellschaft Windeck mbH & Co. KG, Siegburg 100 100 0 Sun Data GmbH, Kolitzheim 100 74 70 Sunpow 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 10 Sunrise Energy Generation Pvt. Ltd., Mumbai/Indien 100 70 3 Sunrise Wind Holdings, LLC, Chicago/USA 100 9 Süwag Vertrieb Management GmbH, Frankfurt am Main 100 28 1 SVFR 12 (SAS), Vendres/Frankreich 100 -112 -2 Terrapin Hills LLC, Chicago/USA 100 9 Trireme Energy Development III, LLC, Wilmington/USA 100 9 TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 51 1.697 -2.523 ucair GmbH, Berlin 95 9 Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, Karlstein am Main 80 573 31 Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, Timmendorfer Strand 51 28 1 Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, Scharbeutz 51 28 1 VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, Saarbrücken 100 2.800 161 VSE - Windpark Merchingen VerwaltungsGmbH, Saarbrücken 100 64 1 VSE Agentur GmbH, Saarbrücken 100 229 171 VSE Call centrum, s.r.o., Kosice/Slowakei 100 26 -29 VSE Ekoenergia, s.r.o., Kosice/Slowakei 100 184 -59 VSE-Stiftung Gemeinnützige Gesellschaft zur Förderung von Bildung, Erziehung, Kunst und Kultur mbH, Saarbrücken 100 2.568 -3 Wärmeversorgung Schwaben GmbH, Augsburg 100 -456 -543 Wärmeversorgung Würselen GmbH, Würselen 100 1.511 62 Warsun Project Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 10 WEK Windenergie Kolkwitz GmbH & Co.KG, Kolkwitz 100 6.180 446 WGK Windenergie Großkorbetha GmbH & Co.KG, Lützen 90 8.093 217 Windkraft Hochheim GmbH & Co. KG, Hochheim 90 3.194 363 Windpark Büschdorf GmbH, Perl 100 2.325 -100 Windpark Eschweiler Beteiligungs GmbH, Stolberg 59 10.118 -576 Windpark Oostpolderdijk B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 0 0 Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, Lützen 100 37 6 Windpark Wadern-Felsenberg GmbH, Wadern 100 4.123 48 WK Solar Project Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 10 WKH Windkraft Hochheim Management GmbH, Halle (Saale) 100 24 -1 ZonnigBeheer B.V., Lelystad/Niederlande 100 3 2. CR Immobilien-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Naumburg KG, Düsseldorf 8 0 0 4Motions GmbH, Leipzig 100 10 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, Bad Camberg 49 29.903 1.757 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 4.211 1.155 Gas-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 25 3.656 1.167 Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Reading/Großbritannien 50 1.160.950 84.316 Netzgesellschaft Südwestfalen mbH & Co. KG, Netphen 49 12.548 11 N.V. Elektriciteits-Produktiemaatschappij Zuid-Nederland EPZ, Borssele/Niederlande 30 64.729 9.142 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € EnergieRegion Taunus - Goldener Grund Verwaltungsgesellschaft mbH, Bad Camberg 100 28 1 Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen 100 33 2 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden V. Assoziierte Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € B.V. NEA, Arnhem/Niederlande 28 71.498 706 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VI. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen 515 39.914 5.335 C-Power N.V., Oostende/Belgien 27 227.455 18.081 Galloper Wind Farm Holding Company Limited, Swindon/Großbritannien 25 -132.797 -8.149 Gwynt y Môr Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 50 -1.029 -936 Innogy Venture Capital GmbH, Dortmund 755 595 123 Société Electrique de l'Our S.A., Luxemburg/Luxemburg 40 5.697 5.1372 TCP Petcoke Corporation, Dover/USA 50 22.139 10.7462 URANIT GmbH, Jülich 50 71.317 98.284 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VII. Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg 50 95.950 10.936 BEW Netze GmbH, Wipperfürth 615 11.410 438 Budapesti Disz- es Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn 50 30.694 1.567 Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall 33 13.691 4.579 FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen 50 33.007 11.445 Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein 675 29.032 5.257 PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mit beschränkter Haftung, Neuss 50 165 -13 Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain 705 6.165 525 SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien 50 568 156 Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, Dülmen 50 27.020 4.260 Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems) 40 13.971 11 Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, Friedberg 49 35 0 Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, Gersthofen 49 431 0 Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, Günzburg 49 2.999 113 SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, Stadtlohn 30 25.340 1.123 Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien 48 221.901 24.383 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden VIII. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Amprion GmbH, Dortmund 25 25 1.717.100 173.700 ATBERG - Eólicas do Alto Tâmega e Barroso, Lda., Ribeira de Pena/Portugal 40 4.583 315 Belectric Gulf Limited, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 49 4.664 3.962 Bray Offshore Wind Limited, Kilkenny City/Irland 50 -71 -1 GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, Essen 28 47.872 24.1822 Grosskraftwerk Mannheim Aktiengesellschaft, Mannheim 40 120.788 6.647 HIDROERG - Projectos Energéticos, Lda., Lissabon/Portugal 32 11.730 586 Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Dortmund 785 16.362 -1.070 Kish Offshore Wind Limited, Kilkenny City/Irland 50 -91 -1 Mingas-Power GmbH, Essen 40 6.742 6.073 PEARL PETROLEUM COMPANY LIMITED, Road Town/Britische Jungferninseln 107 2.027.129 198.287 Schluchseewerk Aktiengesellschaft, Laufenburg Baden 50 62.148 2.809 Vliegasunie B.V., De Bilt/Niederlande 605 12.608 2.660 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden IX. Assoziierte Unternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Dortmunder Energie- und Wasserversorgung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Dortmund 40 188.831 11 EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf 49 6.296 2.066 Energieversorgung Guben GmbH, Guben 45 17.338 1.246 Energieversorgung Hürth GmbH, Hürth 25 4.960 11 Energieversorgung Oberhausen Aktiengesellschaft, Oberhausen 106 34.345 13.323 ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers 20 35.915 11 e-regio GmbH & Co. KG, Euskirchen 43 89.342 15.624 EWR Aktiengesellschaft, Worms 16 74.307 12.896 EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms 25 147.781 0 EWR GmbH, Remscheid 20 83.816 0 Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), Freiberg 30 11.429 2.192 Gas- und Wasserwerke Bous - Schwalbach GmbH, Bous 49 14.161 2.424 Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich 49 871.074 79.2572 KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich 136 855.527 81.400 Kemkens B.V., Oss/Niederlande 49 37.941 8.411 KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung Aktiengesellschaft, Neunkirchen 29 73.736 10.522 MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen 47 40.371 12.539 medl GmbH, Mülheim an der Ruhr 39 21.829 11 Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf 20 5.971 812 PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT, Ludwigshafen am Rhein 27 261.971 30.285 Projecta 14 GmbH, Saarbrücken 50 38.127 1.902 Propan Rheingas GmbH & Co Kommanditgesellschaft, Brühl 30 9.813 2.076 Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Recklinghausen 50 16.044 1.125 RheinEnergie AG, Köln 20 896.918 145.309 Rhein-Main-Donau GmbH, München 22 110.112 0 Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, Siegen 25 25.335 4.613 SpreeGas Gesellschaft für Gasversorgung und Energiedienstleistung mbH, Cottbus 33 34.554 5.783 SSW - Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co KG., St. Wendel 50 20.215 2.147 Stadtwerke Aschersleben GmbH, Aschersleben 35 17.536 2.577 Stadtwerke Bernburg GmbH, Bernburg (Saale) 45 32.759 5.815 Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, Bitterfeld-Wolfen 40 20.239 1.802 Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, Duisburg 20 193.636 48.754 Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein 25 12.115 11 Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen 29 132.112 0 Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern 49 13.408 2.923 Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach 25 39.925 11 Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort 49 14.607 3.417 Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn/Nahe 49 2.137 232 Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane 24 14.048 2.202 Stadtwerke Meerbusch GmbH, Meerbusch 40 24.310 5.106 Stadtwerke Merseburg GmbH, Merseburg 40 25.092 3.000 Stadtwerke Merzig Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Merzig 50 15.906 253 Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss 25 88.344 19.852 Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald 50 6.627 2.607 Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen 25 58.756 4.835 Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, Reichenbach im Vogtland 24 14.056 1.551 Stadtwerke Saarlouis GmbH, Saarlouis 49 38.022 4.074 Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert 30 82.005 11 Stadtwerke Weißenfels Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Weißenfels 24 25.254 4.029 Stadtwerke Willich Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Willich 25 13.981 24.221 Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz 24 21.420 3.041 SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 33 36.640 4.642 Tankey B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 42 3 WVW Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel Gesellschaft mit beschränkter Haftung, St. Wendel 28 23.778 1.818 Xelan SAS, Saint-Denis La Plaine/Frankreich 34 1.015 -770 Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., Zagreb/Kroatien 31 3.376 3.371 Zwickauer Energieversorgung GmbH, Zwickau 27 44.360 12.106 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden X. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Abwasser-Gesellschaft Knapsack, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Hürth 33 443 213 Ascent Energy LLC, Wilmington/USA 50 48.307 -2.962 CARBON Climate Protection GmbH, Langenlois/Österreich 50 3.130 2.283 CARBON Egypt Ltd., Kairo/Ägypten 49 -1.773 -341 DBO Projectos e Participacoes S.A., Leblon/Brasilien 30 9 0 Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, Gorleben 31 1.384 873 Elsta B.V., Middelburg/Niederlande 25 40.154 32.683 EMDO S.A.S., Paris/Frankreich 30 -4.984 -4.999 Fassi Coal Pty. Ltd., Newcastle-Rutherford/Australien 47 -9.816 -3.021 First River Energy LLC, Denver/USA 40 -1.384 -7.211 Focal Energy Photovoltaic Holdings Limited, Nicosia/Zypern 50 1.476 -4 Gemeinschaftswerk Hattingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Essen 52 2.045 -506 GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, Essen 33 59 3 Kraftwerk Buer GbR, Gelsenkirchen 50 5.113 0 KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, Essen 33 589 26 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb GmbH & Co. Kommanditgesellschaft, Bergheim 50 33 -8 KÜCKHOVENER Deponiebetrieb Verwaltungs-GmbH, Bergheim 50 39 0 LDO Coal Pty. Ltd., Ruthersford/Australien 47 -99 78 Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien 51 3.540 -16 Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven 25 668 -30 PV Projects GmbH & Co. KG (i.L.), Kolitzheim 50 377 285 PV Projects Komplementär GmbH (i.L.), Kolitzheim 50 24 0 TetraSpar Demonstrator ApS, Kopenhagen/Dänemark 33 3 The Bristol Bulk Company Limited, London/Großbritannien 25 1 0 Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien 33 1.619 693 Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Oldenburg 25 0 -179 WALDEN GREEN ENERGY LLC, New York City/USA 74 11.978 -826 Windesco Inc, Boston/USA 22 86 -1.172 Windpark Paffendorf GmbH & Co. KG, Essen 49 4.474 -27 WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich 38 2.276 118 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden XI. Assoziierte und Gemeinschaftsunternehmen von untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns, die in den Geltungsbereich des IFRS 5 fallen scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Alt Han Company Limited, London/Großbritannien 21 0 0 AWOTEC Gebäude Servicegesellschaft mit beschränkter Haftung, Saarbrücken 48 114 14 Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert mbH, St. Ingbert 49 90 4 Balve Netz GmbH & Co. KG, Balve 25 3.284 590 Basking Automation GmbH, Berlin 46 9 Bayerische Ray Energietechnik GmbH, Garching 49 1.255 5 Biogas Wassenberg GmbH & Co. KG, Wassenberg 32 1.323 76 Biogas Wassenberg Verwaltungs GmbH, Wassenberg 32 38 1 Breitband-Infrastrukturgesellschaft Cochem-Zell mbH, Cochem 21 0 141 bremacon GmbH, Bremen 48 -18 103 Brüggen.E-Netz GmbH & Co. KG, Brüggen 25 3.780 530 Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, Brüggen 25 31 2 Centralny System Wymiany Informacji Sp. z o.o., Poznan/Polen 20 10 DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, Schmalkalden 33 282 2 Dii GmbH, München 20 288 24 Discovergy GmbH, Aachen 24 3.643 -2.170 Dorsten Netz GmbH & Co. KG, Dorsten 49 5.744 772 EfD Energie-für-Dich GmbH, Potsdam 49 1.134 1.105 ELE - GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, Gelsenkirchen 49 84 59 ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, Bottrop 50 44 9 ELE-Scholven-Wind GmbH, Gelsenkirchen 30 843 318 Energie BOL GmbH, Ottersweier 50 39 3 Energie Mechernich GmbH & Co. KG, Mechernich 49 3.618 225 Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, Mechernich 49 33 2 Energie Nordeifel Beteiligungs-GmbH, Kall 33 25 0 Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg 44 30 1 energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, Siegburg 44 115 3 Energienetze Holzwickede GmbH, Holzwickede 25 25 0 Energiepartner Dörth GmbH, Dörth 49 36 4 Energiepartner Elsdorf GmbH, Elsdorf 40 72 16 Energiepartner Hermeskeil GmbH, Hermeskeil 20 71 20 Energiepartner Kerpen GmbH, Kerpen 49 47 20 Energiepartner Niederzier GmbH, Niederzier 49 16 -9 Energiepartner Projekt GmbH, Essen 49 26 1 Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, Kreuztal 40 23 -1 Energiepartner Wesseling GmbH, Wesseling 30 25 -2 Energie-Service-Saar GmbH, Völklingen 50 -1.796 0 Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, Bad Bentheim 25 2.909 556 Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, Bad Bentheim 25 33 2 Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, Beckum 34 5.701 3.470 Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum 34 61 2 Energieversorgung Horstmar/Laer GmbH & Co. KG, Horstmar 49 4.386 275 Energieversorgung Kranenburg Netze GmbH & Co. KG, Kranenburg 25 1.698 206 Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs GmbH, Kranenburg 25 29 2 Energieversorgung Marienberg GmbH, Marienberg 49 3.007 1.231 Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, Niederkassel 49 2.745 127 Energotel, a.s., Bratislava/Slowakei 20 6.805 1.293 energy4u GmbH & Co. KG, Siegburg 49 25 -154 enermarket GmbH, Frankfurt am Main 60 3 ENERVENTIS GmbH & Co. KG, Saarbrücken 25 1.090 227 Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, Leipzig 50 252 2 Erdgasversorgung Schwalmtal GmbH & Co. KG, Viersen 50 3.109 1.496 Erdgasversorgung Schwalmtal Verwaltungs-GmbH, Viersen 50 10 Erneuerbare Energien Rheingau-Taunus GmbH, Bad Schwalbach 25 526 57 eShare.one GmbH, Dortmund 25 78 -58 Esta VOF, Ridderkerk/Niederlande 50 993 -79 evm Windpark Höhn GmbH & Co. KG, Höhn 33 -763 -108 EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, Baesweiler 45 2.404 873 EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, Baesweiler 45 31 1 FAMOS - Facility Management Osnabrück GmbH, Osnabrück 49 105 5 Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH (FVZ), Zwönitz 50 3.320 17.434 Foton Technik Sp. z o.o., Warschau/Polen 50 -1.264 -917 FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen 50 64 0 Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken 49 4.405 588 Gas-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 49 2.012 454 Gas-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf 25 1.538 439 Gasnetzgesellschaft Mettmann GmbH & Co. KG, Mettmann 25 3.211 351 Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück 49 1.930 819 Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück 49 26 1 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, Saulheim 49 2.143 724 Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltung mbH, Saulheim 49 33 2 Gemeindewerke Bad Sassendorf Gasnetz GmbH & Co. KG, Bad Sassendorf 25 25 0 Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze GmbH & Co. KG, Bad Sassendorf 25 1.837 301 Gemeindewerke Bad Sassendorf Netze Verwaltung GmbH, Bad Sassendorf 25 31 2 Gemeindewerke Bissendorf Netze GmbH & Co. KG, Bissendorf 49 2.756 482 Gemeindewerke Bissendorf Netze Verwaltungs-GmbH, Bissendorf 49 27 1 Gemeindewerke Everswinkel GmbH, Everswinkel 45 6.871 210 Gemeindewerke Namborn, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Namborn 49 811 -3 GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, Idar-Oberstein 20 20 7 Gichtgaskraftwerk Dillingen GmbH & Co. KG, Dillingen 25 32.685 3.696 GISA GmbH, Halle (Saale) 24 9.958 2.566 GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, Köln 50 56 1 G&L Gastro-Service GmbH, Augsburg 35 28 3 GNEE Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, Freisen 49 690 4 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, Troisdorf 21 49.843 2.110 GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, Troisdorf 21 40 1 GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, Stolberg 49 707 30 Green Solar Herzogenrath GmbH, Herzogenrath 45 3.788 327 Greenergetic GmbH, Bielefeld 35 4.126 606 Greenplug GmbH, Hamburg 49 605 -5 HaseNetz GmbH & Co. KG, Gehrde 25 2.293 469 HCL Netze GmbH & Co. KG, Herzebrock-Clarholz 25 3.402 589 Heizkraftwerk Zwickau Süd GmbH & Co. KG, Zwickau 40 1.000 362 Hennef (Sieg) Netz GmbH & Co. KG, Hennef 49 61 -14 hmstr GmbH, Saarbrücken 25 106 14 Hochsauerland Netze GmbH & Co. KG, Meschede 25 6.236 2.045 Hochsauerland Netze Verwaltung GmbH, Meschede 25 28 1 innogy International Middle East, Dubai/Ver. Arab. Emirate 49 -2.069 0 innogy.C3 GmbH, Essen 25 15 0 Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt 50 794 0 KAWAG AG & Co. KG, Pleidelsheim 49 15.412 854 KAWAG Netze GmbH & Co. KG, Abstatt 49 2.328 149 KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Abstatt 49 30 1 KDT Kommunale Dienste Tholey GmbH, Tholey 49 1.348 41 KEN Geschäftsführungsgesellschaft mbH, Neunkirchen 50 51 0 KEN GmbH & Co. KG, Neunkirchen 46 2.887 42 KEVAG Telekom GmbH, Koblenz 50 2.438 602 Kiwigrid GmbH, Dresden 22 3.350 -5.952 KlickEnergie GmbH & Co. KG, Neuss 65 -1.597 -664 KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, Neuss 65 20 -2 KnGrid, Inc., Laguna Hills/USA 42 9 Kommunale Dienste Marpingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Marpingen 49 2.747 75 Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, Steinheim a. d. Murr 49 4.966 346 Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, Rudersberg 50 3.082 8 Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, Rudersberg 50 26 1 Kraftwerk Wehrden Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Völklingen 33 102 9 KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, Püttlingen 40 187 67 KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, Köln 75 230 176 Mainzer Wärme PLUS GmbH, Mainz 45 7.632 1.620 MeteringSüd GmbH & Co. KG, Augsburg 34 447 44 MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, Lüdinghausen 25 19.599 2.000 MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, Lüdinghausen 25 27 2 Murrhardt Netz AG & Co. KG, Murrhardt 49 2.790 240 Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz 25 159 0 Netzgesellschaft Bedburg Verwaltungs-GmbH, Bedburg 49 29 4 Netzgesellschaft Betzdorf GmbH & Co. KG, Betzdorf 49 1.833 151 Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, Bühlertal 50 2.296 175 Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, Elsdorf 49 37 4 Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, Grimma 49 7.670 501 Netzgesellschaft Horn-Bad Meinberg GmbH & Co. KG, Horn-Bad Meinberg 49 10 Netzgesellschaft Hüllhorst GmbH & Co. KG, Hüllhorst 49 1.998 165 Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, Korb 50 1.415 98 Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, Korb 50 29 1 Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, Bergheim 49 34 4 Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, Lauf 50 819 60 Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, Leutenbach 50 1.524 101 Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, Leutenbach 50 28 1 Netzgesellschaft Maifeld GmbH & Co. KG, Polch 49 6.098 581 Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, Polch 49 31 2 Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, Ottersweier 50 2.027 159 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, Rheda-Wiedenbrück 49 2.465 337 Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, Rheda-Wiedenbrück 49 31 2 NFPA Holdings Limited, Newcastle upon Tyne/Großbritannien 25 2.000 269 NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, Kevelaer 51 6.158 498 NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, Kevelaer 51 36 2 Novenerg limited liability company for energy activities, Zagreb/Kroatien 50 65 0 pear.ai Inc., San Francisco/USA 40 9 Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, Peißenberg 50 5.739 -166 Placense Ltd., Tel Aviv/Israel 20 10 prego services GmbH, Saarbrücken 50 -1.894 730 Propan Rheingas GmbH, Brühl 28 53 2 Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen 49 28 1 Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich 30 21 -1 Rhegio Natur Dienstleistungen GmbH, Rhede 25 10 Rhein-Ahr-Energie Netz GmbH & Co. KG, Grafschaft 25 3 RIWA GmbH Gesellschaft für Geoinformationen, Kempten 33 1.350 458 RURENERGIE GmbH, Düren 30 12.667 -130 RWE Dhabi Union Energy LLC, Abu Dhabi/Ver. Arab. Emirate 49 3 Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, Sandersdorf-Brehna 49 4.826 250 SEG Solarenergie Guben GmbH & Co. KG, Guben 25 3.264 105 Selm Netz GmbH & Co. KG, Selm 25 4.198 521 SHS Ventures GmbH & Co. KGaA, Völklingen 50 1.219 34 SolarProjekt Mainaschaff GmbH, Mainaschaff 50 32 -12 SPX, s.r.o., Zilina/Slowakei 33 153 11 SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, St. Wendel 50 128 4 Stadtentwässerung Schwerte GmbH, Schwerte 48 51 0 Städtische Werke Borna GmbH, Borna 37 4.740 795 Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, Eschweiler 25 3.439 1.230 Stadtwerk Verl Netz GmbH & Co. KG, Verl 25 3.991 491 Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, Plauen 49 5.906 1.384 Stadtwerke Ahaus GmbH, Ahaus 36 11.336 3.113 Stadtwerke Aue GmbH, Aue 24 13.412 2.061 Stadtwerke Dillingen/Saar GmbH, Dillingen 49 4.951 -479 Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, Dülmen 50 29 0 Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher 25 3.304 608 Stadtwerke Geseke Netze GmbH & Co. KG, Geseke 25 3.605 563 Stadtwerke Geseke Netze Verwaltung GmbH, Geseke 25 28 2 Stadtwerke Goch Netze GmbH & Co. KG, Goch 25 2.867 0 Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, Goch 25 29 2 Stadtwerke Haan GmbH, Haan 25 20.778 1.003 Stadtwerke Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 10 Stadtwerke Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen 25 10 Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld 20 9.251 2.863 Stadtwerke Oberkirch GmbH, Oberkirch 33 7.192 804 Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, Dessau-Roßlau 49 1.586 406 Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, Schwarzenberg/Erzgeb. 28 14.225 774 Stadtwerke Siegburg GmbH & Co. KG, Siegburg 49 8.439 386 Stadtwerke Steinfurt Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Steinfurt 33 11.465 2.750 Stadtwerke Unna GmbH, Unna 24 15.838 4.244 Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho 25 4.897 131 Stadtwerke Wadern GmbH, Wadern 49 1.800 -2.578 Stadtwerke Waltrop Netz GmbH & Co. KG, Waltrop 25 2.778 234 Stadtwerke Weilburg GmbH, Weilburg 20 8.010 464 Stadtwerke Werl GmbH, Werl 25 7.435 2.687 STEAG Windpark Ullersdorf GmbH & Co. KG, Jamlitz 21 19.127 1.355 Stromnetz Diez GmbH & Co. KG, Diez 25 1.546 103 Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, Diez 25 31 1 Stromnetz Euskirchen GmbH & Co. KG, Euskirchen 25 4.358 840 Stromnetz Günzburg Verwaltungs GmbH, Günzburg 49 29 0 Stromnetz Hofheim GmbH & Co. KG, Hofheim am Taunus 49 3.590 270 Stromnetz Hofheim Verwaltungs GmbH, Hofheim am Taunus 49 28 1 Stromnetz Neckargemünd GmbH, Neckargemünd 50 10 Stromnetz Pulheim GmbH & Co. KG, Pulheim 25 10 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen GmbH & Co. KG, Katzenelnbogen 49 2.278 177 Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen Verwaltungsgesellschaft mbH, Katzenelnbogen 49 30 1 Stromnetz VG Diez GmbH & Co. KG, Altendiez 49 2.407 179 STROMNETZ VG DIEZ Verwaltungsgesellschaft mbH, Altendiez 49 30 1 Strom-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg 49 3.420 384 Stromnetzgesellschaft Bramsche mbH & Co. KG, Bramsche 25 6.256 378 Strom-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, Elsdorf 49 3.565 373 Stromnetzgesellschaft Gescher GmbH & Co. KG, Gescher 25 1.000 253 Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 4.587 452 Strom-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 49 6.910 690 Stromnetzgesellschaft Mettmann mbH & Co. KG, Mettmann 25 3.156 195 Stromnetzgesellschaft Neuenhaus mbH & Co. KG, Neuenhaus 49 3.330 315 Stromnetzgesellschaft Neuenhaus Verwaltungs-GmbH, Neuenhaus 49 26 1 Stromnetzgesellschaft Neunkirchen-Seelscheid mbH & Co. KG, Neunkirchen-Seelscheid 49 2.601 289 Stromnetzgesellschaft Schwalmtal mbH & Co. KG, Schwalmtal 51 3.553 557 Stromverwaltung Schwalmtal GmbH, Schwalmtal 51 32 2 Südwestfalen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Netphen 49 28 1 SWL-energis Netzgesellschaft mbH & Co. KG, Lebach 50 3.239 177 SWL-energis-Geschäftsführungs-GmbH, Lebach 50 37 1 SWT trilan GmbH, Trier 26 1.330 530 SWTE Netz Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 33 29 2 Technische Werke Naumburg GmbH, Naumburg (Saale) 47 11.125 3.101 TEPLO Votice s.r.o., Votice/Tschechien 20 103 3 TNA Talsperren- und Grundwasser-Aufbereitungs- und Vertriebsgesellschaft mbH, Nonnweiler 23 1.132 65 TRANSELEKTRO, s.r.o., Kosice/Slowakei 26 627 -51 TWE Technische Werke der Gemeinde Ensdorf GmbH, Ensdorf 49 2.133 166 TWL Technische Werke der Gemeinde Losheim GmbH, Losheim 50 5.098 -1.631 TWM Technische Werke der Gemeinde Merchweiler Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Merchweiler 49 2.139 77 TWN Trinkwasserverbund Niederrhein GmbH, Grevenbroich 33 138 -5 TWRS Technische Werke der Gemeinde Rehlingen-Siersburg GmbH, Rehlingen Siersburg 35 4.718 193 Untere Iller Aktiengesellschaft, Landshut 40 1.176 41 Untermain EnergieProjekt AG & Co. KG., Kelsterbach 49 1.996 77 Untermain Erneuerbare Energien GmbH, Raunheim 25 16 -19 Veiligebuurt B.V., Enschede/Niederlande 50 9 VEM Neue Energie Muldental GmbH & Co. KG, Markkleeberg 50 51 7 Verteilnetze Energie Weißenhorn GmbH & Co. KG, Weißenhorn 35 906 312 Verwaltungsgesellschaft Dorsten Netz mbH, Dorsten 49 31 2 Verwaltungsgesellschaft Energie Weißenhorn GmbH, Weißenhorn 35 26 0 Verwaltungsgesellschaft GKW Dillingen mbH, Dillingen 25 187 7 Visualix GmbH, Berlin 50 9 VOLTARIS GmbH, Maxdorf 50 2.946 575 Wadersloh Netz GmbH & Co. KG, Wadersloh 25 3.626 401 Wadersloh Netz Verwaltungs GmbH, Wadersloh 25 27 2 Wärmeversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn 50 461 6 Wärmeversorgung Mücheln GmbH, Mücheln 49 929 109 Wärmeversorgung Wachau GmbH, Markkleeberg OT Wachau 49 93 4 Wasser-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 10 Wasserverbund Niederrhein Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Moers 38 11.789 851 Wasserversorgung Main-Taunus GmbH, Frankfurt am Main 49 144 8 Wasserzweckverband der Gemeinde Nalbach, Nalbach 49 1.776 19 WeAre GmbH, Essen 50 9 Werne Netz GmbH & Co. KG, Werne 49 10 WEV Warendorfer Energieversorgung GmbH, Warendorf 25 1.023 1.884 Windenergie Briesensee GmbH, Neu Zauche 31 1.616 368 Windenergie Frehne GmbH & Co. KG, Marienfließ 41 5.596 100 Windenergie Merzig GmbH, Merzig 20 3.907 491 Windenergie Schermbeck-Rüste GmbH & Co. KG, Schermbeck 20 2.763 0 Windenergiepark Heidenrod GmbH, Heidenrod 45 12.766 1.480 Windkraft Jerichow-Mangelsdorf I GmbH & Co. KG, Burg 25 4.167 703 Windpark Losheim-Britten GmbH, Losheim 50 1.901 -71 Windpark Nohfelden-Eisen GmbH, Nohfelden 50 3.530 82 Windpark Oberthal GmbH, Oberthal 35 4.685 186 Windpark Perl GmbH, Perl 42 7.987 252 WLN Wasserlabor Niederrhein GmbH, Mönchengladbach 45 521 21 WVG-Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, Warstein 25 8.676 1.547 WVL Wasserversorgung Losheim GmbH, Losheim am See 50 5.236 382 WWS Wasserwerk Saarwellingen GmbH, Saarwellingen 49 3.887 345 WWW Wasserwerk Wadern GmbH, Wadern 49 3.892 299 xtechholding GmbH, Berlin 26 9 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden XII. Sonstige Beteiligungen scroll Beteiligungsanteil in % Eigenkapital Ergebnis Direkt Insgesamt in Tsd. € in Tsd. € Abel & Co., Tilburg/Niederlande 1 10 Adom Intelligent Transport Ltd., Tel Aviv-Jaffa/Israel 16 9 aiPod Inc, Pasadena/USA 8 9 AKSELOS S.A., Lausanne/Schweiz 16 9 APEP Dachfonds GmbH & Co. KG, München 36 36 254.921 84.767 AutoGrid Systems Inc., Wilmington/USA 5 9 BeeRides Gepjarmü-kölcsönzö Kft., Székesfehérvár/Ungarn 18 9 BEW Bergische Energie- und Wasser-GmbH, Wipperfürth 19 32.014 5.700 BFG-Bernburger Freizeit GmbH, Bernburg (Saale) 1 10.397 -1.229 BIDGELY Inc., Sunnyvale/USA 7 9.678 -4.897 BigchainDB GmbH, Berlin 2 9 Blackhawk Mining LLC, Lexington/USA 6 -314.857 108.180 Bootstraplabs VC Follow-On Fund 2016, San Francisco/USA 11 9 Bootstraplabs VC Seed Fund 2016 L.P., San Francisco/USA 6 9 Buildots Ltd., Tel Aviv/Israel 5 9 Bürgerenergie Untermain eG, Kelsterbach 4 108 14 CALIPSA LIMITED, London/Großbritannien 7 9 Chrysalix Energy II U.S. Limited Partnership, Vancouver/Kanada 6 8.988 -7 Chrysalix Energy III U.S. Limited Partnership, Vancouver/Kanada 11 114.962 -1.230 Cryptowerk Corp., San Mateo/USA 7 9 DCUSA Ltd., London/Großbritannien 10 0 0 Deutsches Forschungszentrum für Künstliche Intelligenz GmbH, Kaiserslautern 3 18.441 1.542 Die BürgerEnergie eG, Dortmund 0 1.802 76 Doozer Real Estate Systems GmbH, Berlin 12 9 Dry Bulk Partners 2013 LP, Grand Cayman/Cayman Islands 23 4.704 1.699 eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz 9 467.844 82.386 eluminocity GmbH, München 18 10 Energías Renovables de Ávila, S.A., Madrid/Spanien 17 595 0 Energie Rur-Erft GmbH & Co. KG, Kall 0 1.227 1.147 Energie Rur-Erft Verwaltungs-GmbH, Kall 0 30 0 Energieagentur Region Trier GmbH, Trier 14 0 -39 Energiegenossenschaft Chemnitz - Zwickau eG, Chemnitz 7 1.140 16 Energiehandel Saar GmbH & Co. KG, EHS, Neunkirchen 1 391 -5 Energiehandel Saar Verwaltungs-GmbH, Neunkirchen 2 25 0 Energieversorgung Limburg GmbH, Limburg an der Lahn 10 28.327 4.290 Entwicklungsgesellschaft Neu-Oberhausen mbH-ENO, Oberhausen 2 134 -523 ESV-ED GmbH & Co. KG, Buchloe 4 370 59 FirstPoint Mobile Guard Ltd., Tel Aviv/Israel 6 9 Focal Energy Solar Three Ltd., Nicosia/Zypern 8 5.430 -4 Fractal Blockchain GmbH, Berlin 5 9 GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, Straelen 10 67 2 GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen 10 99.888 58.888 Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Arnsberg GmbH, Arnsberg 8 1.429 -36 Gemserv Limited, London/Großbritannien 14 8.136 1.791 Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg 1 721 25 GETAWAY GmbH, Berlin 9 9 Glenrothes Paper Limited, Glenrothes/Großbritannien 0 852 0 Globus Steel & Power Pvt. Limited, New Delhi/Indien 18 -1.344 -916 gridX GmbH, Aachen 14 9 Gründerfonds Ruhr GmbH & Co. KG, Essen 1 9 Heliatek GmbH, Dresden 13 8.414 -7.701 High-Tech Gründerfonds II GmbH & Co. KG, Bonn 1 100.631 0 HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK Gesellschaft mit beschränkter Haftung (HKG) Gemeinsames Europäisches Unternehmen, Hamm 31 0 0 Holo-Light GmbH, Westendorf/Österreich 7 9 Hubject GmbH, Berlin 13 9.040 -1.957 INDI Energie B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 30 8 30 INS Insider Navigation Systems GmbH, Wien/Österreich 12 9 Intertrust Technologies Corporation, Sunnyvale/USA 13 73.927 -17.007 iTy Labs Corp., Dover/USA 9 9 IWW Rheinisch-Westfälisches Institut für Wasserforschung gemeinnützige GmbH, Mülheim an der Ruhr 6 904 4 IZES gGmbH, Saarbrücken 8 406 -74 KEV Energie, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Kall 2 457 2.320 Kreis-Energie-Versorgung Schleiden, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Kall 2 16.098 2.221 LEW Bürgerenergie e.G., Augsburg 0 1.770 34 LIBRYO LTD, London/Großbritannien 8 9 ME SolShare International PTE. LTD., Singapur/Singapur 11 9 Moj.io Inc., Vancouver/Kanada 3 9 Move24 Group GmbH, Berlin 9 7.964 -1.628 MRA Service Company Limited, London/Großbritannien 3 0 0 Neckar-Aktiengesellschaft, Stuttgart 12 10.179 0 Neue Energie Ostelbien eG, Arzberg 29 10 Neustromland GmbH & Co. KG, Saarbrücken 5 2.759 129 Nordsee One GmbH, Oststeinbek 15 71.977 33.713 Nordsee Three GmbH, Oststeinbek 15 80 -42 Nordsee Two GmbH, Oststeinbek 15 80 -42 Ökostrom Saar Geschäftsführungsgesellschaft mbH & Co. Biogas Losheim KG, Merzig 10 66 82 OPPENHEIM PRIVATE EQUITY Institutionelle Anleger GmbH & Co. KG, Köln 29 29 442 295 Oriient New Media Ltd., Tel Aviv/Israel 5 9 Parque Eólico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien 10 50 71 Parque Eólico Escorpio, S.A., Oviedo/Spanien 10 518 0 Parque Eólico Leo, S.L., Oviedo/Spanien 10 126 0 PEAG Holding GmbH, Dortmund 12 12 17.933 2.007 People Power Company, Redwood City/USA 12 877 -2.194 PIO Security GmbH, Berlin 8 9 pro regionale energie eG, Diez 1 1.861 57 Promocion y Gestion Cáncer, S.L., Oviedo/Spanien 10 62 91 PSI Software AG, Berlin 18 85.020 5.007 QMerit Inc., Irvine/USA 11 9 REV LNG LLC, Ulysses/USA 5 8.324 854 ROSOLA Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Alzenau KG, Düsseldorf 100 3.036 423 Rydies GmbH, Hannover 15 9 SALUS Grundstücks-Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Leipzig KG, Düsseldorf 100 17 -3 ScanTrust SA, Lausanne/Schweiz 7 9 Sdruzení k vytvorení a vyuzívání digitální technické mapy mesta Pardubic, Pardubice/Tschechien 12 2 1 SE SAUBER ENERGIE GmbH & Co. KG, Köln 17 1.978 389 SE SAUBER ENERGIE Verwaltungs-GmbH, Köln 17 142 7 Segasec Labs Ltd., Tel Aviv/Israel 19 9 SET Fund II C.V., Amsterdam/Niederlande 13 31.868 -467 SkenarioLabs Oy, Espoo/Finnland 10 9 Smart Energy Code Company Limited, London/Großbritannien 7 0 0 Solarpark Freisen: "Auf der Schwann" GmbH, Freisen 15 382 70 Solarpark St. Wendel GmbH, St. Wendel 15 1.190 154 SolarRegion RengsdorferLAND eG, Rengsdorf 2 315 13 Solidified Technologies LLC, Garland/USA 12 9 SPAA Ltd, London/Großbritannien 10 15 0 St. Clements Services Limited, London/Großbritannien 12 1.844 -91 Stadtmarketing-Gesellschaft Gelsenkirchen mbH, Gelsenkirchen 2 98 14 Stadtwerke Delitzsch GmbH, Delitzsch 18 16.072 2.878 Stadtwerke Detmold GmbH, Detmold 12 31.495 0 Stadtwerke Ostmünsterland GmbH & Co. KG, Telgte 10 27.483 4.380 Stadtwerke Porta Westfalica Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Porta Westfalica 12 16.438 259 Stadtwerke Sulzbach/Saar GmbH, Sulzbach 15 11.431 1.487 Stadtwerke Tecklenburger Land Energie GmbH, Ibbenbüren 15 0 -451 Stadtwerke Tecklenburger Land GmbH & Co. KG, Ibbenbüren 1 1.006 687 Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen 18 16.387 1.818 Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH, Völklingen 18 7.301 3.400 Stem Inc., Milbrae/USA 7 -47.097 -52.279 Sustainable Energy Technology Fund C.V., Amsterdam/Niederlande 50 16.742 -810 SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier 19 55.225 3.920 SWTE Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren 1 25 2 Technologiezentrum Jülich GmbH, Jülich 5 1.593 162 TechSee Augmented Vision Ltd., Herzliya/Israel 9 9 Telecom Plus plc, London/Großbritannien 1 221.660 35.8642 Transport- und Frischbeton-Gesellschaft mit beschränkter Haftung & Co. Kommanditgesellschaft Aachen, Aachen 17 390 118 T-REX Group Inc., New York City/USA 6 9 Trianel Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG, Aachen 2 64.750 -1.112 Trianel GmbH, Aachen 3 85.442 1.504 Trinkaus Secondary GmbH & Co. KGaA, Düsseldorf 43 43 1.822 139 Umspannwerk Lübz GbR, Lübz 18 57 9 Union Group, a.s., Ostrava/Tschechien 2 89.401 0 Westly Capital Partners Fund III, L.P., Dover/USA 8 1.203 -262 WiN Emscher-Lippe Gesellschaft zur Strukturverbesserung mbH, Herten 2 254 -212 Windenergie Schermbeck-Rüste Verwaltungsgesellschaft m.b.H., Schermbeck 14 28 1 Windpark Jüchen GmbH & Co. KG, Roth 15 2.110 216 Windpark Mengerskirchen GmbH, Mengerskirchen 15 3.013 297 Windpark Saar GmbH & Co. Repower KG, Freisen 10 7.474 718 Windpark Saar 2016 GmbH & Co. KG, Freisen 12 4.204 -368 1 Ergebnisabführungsvertrag 2 Daten aus dem Konzernabschluss 3 Neu, 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 9 Unwesentlich 10 Jahresabschluss nicht verfügbar 11 Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2018 in % Anteil 31.12.2017 in % Veränderung Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Broadband TelCom Power, Inc., Santa Ana/USA 100 100 Business Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Certified B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Charity Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Deal Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Dealmakers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Dealmakers Community B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Dealmakers Contract B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 DealmakersNetwork B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 ELMU-ÉMÁSZ Solutions Kft., Budapest/Ungarn 100 100 Energy Dealmakers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Energy Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Essent Rights B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 Facility Dealmakers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Finance Dealmakers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 FlexQuarters B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Generación Fotovoltaica De Alarcos, S.L.U., Barcelona/Spanien 100 100 Hardin Wind LLC, Chicago/USA 100 100 Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Improvers B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 100 100 Improvers Community B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Improvers Concepts B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Improvers Contracts B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Improvers Network B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 innogy Limondale Sun Farm Holding Pty. Ltd., Southbank/Australien 100 100 innogy Polska IT Support Sp. z o.o., Warschau/Polen 100 100 Innogy Renewables Australia Pty Ltd., Southbank/Australien 100 100 innogy Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen 100 100 Installatietechniek Totaal B.V., Leeuwarden/Niederlande 100 100 IRUS Solar Development LLC, Dover/USA 100 100 IRUS Solar Holdings LLC, Dover/USA 100 100 IRUS Wind Development LLC, Dover/USA 100 100 IsoFitters BVBA, Herentals/Belgien 100 100 Isoprofs België BVBA, Hasselt/Belgien 100 100 Konnektor B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Licht Groen B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Limondale Sun Farm Pty. Ltd., Southbank/Australien 100 100 Lottery Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Media Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Montcogim - Plinara d.o.o., Sveta Nedelja/Kroatien 100 100 Nederland Isoleert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 100 Nederland Schildert B.V., Amersfoort/Niederlande 100 100 Nederland Schildert Rijnmond B.V., Amersfoort/Niederlande 100 100 Nederland Verkoopt B.V., Amersfoort/Niederlande 100 100 Recargo Inc., El Segundo, CA/USA 100 100 Regionetz GmbH, Aachen 491 49 1 Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung scroll Anteil 31.12.2018 in % Anteil 31.12.2017 in % Veränderung Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind RomeoDelta B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Telecom Dealmakers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Telecom Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande 100 100 Triton Knoll HoldCo Limited, Swindon/Großbritannien 59 59 Wind Farm Deliceto s.r.l., Bozen/Italien 100 100 Zugänge assoziierter Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind Bray Offshore Wind Limited, Kilkenny City/Irland 50 50 Kish Offshore Wind Limited, Kilkenny City/Irland 50 50 Zugänge assoziierter Unternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind Tankey B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande 43 43 Wechsel von Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind, zu verbundenen Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Sofia Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien 100 25 75 Wechsel von verbundenen Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, Friedberg 49 100 -51 Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind ÉMÁSZ DSO Holding Korlátolt Felelosségu Társaság, Miskolc/Ungarn 100 -100 Great Yarmouth Power Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Immobilien-Vermietungsgesellschaft Schumacher GmbH & Co. Objekt Kundenzentren KG, Düsseldorf 1 innogy Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 -100 innogy Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen 100 -100 Mátrai Erömü Zártkörüen Müködö Részvénytársaság, Visonta/Ungarn 51 -51 Regenesys Holdings Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 Regenesys Technologies, Swindon/Großbritannien 100 -100 RegioTemp GmbH, Eschweiler 100 -100 RWE Cogen UK Trading Limited, Swindon/Großbritannien 100 -100 RWE East, s.r.o., Prag/Tschechien 100 -100 RWE Energie S.R.L., Bukarest/Rumänien 100 -100 1 Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12 Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatus scroll Anteil 31.12.2018 in % Anteil 31.12.2017 in % Veränderung Verbundene Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen 90 100 -10 Assoziierte Unternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind EWR Aktiengesellschaft, Worms 1 2 -1 EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms 25 50 -25 Nebelhornbahn- Aktiengesellschaft, Oberstdorf 20 27 -7 Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert 30 50 -20 Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund der Anwendung von IFRS 5 nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain 70 75 -5 Gemeinschaftliche Tätigkeiten Gas- Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen 25 49 -24 Gas- Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim 25 49 -24 3.8 ORGANE (TEIL DES AnhangS) Stand: 28. Februar 2019 Aufsichtsrat (Amtszeitende: Hauptversammlung 2021) Dr. Werner Brandt Bad Homburg Vorsitzender Vorsitzender des Aufsichtsrats der ProSiebenSat.1 Media SE Geburtsjahr: 1954 Mitglied seit: 18. April 2013 Mandate: ♦ ProSiebenSat.1 Media SE (Vorsitz)1 ♦ Siemens AG1 Frank Bsirske 2 Berlin Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft Geburtsjahr: 1952 Mitglied seit: 9. Januar 2001 Mandate: ♦ DB Privat- und Firmenkundenbank AG ♦ Deutsche Bank AG1 ♦ innogy SE1, 3 Michael Bochinsky 2 Grevenbroich Stellvertretender Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 1. August 2018 Reiner Böhle 2 Witten Referent Sonderaufgaben und Projektarbeiten Geburtsjahr: 1960 Mitglied seit: 1. Januar 2013 Sandra Bossemeyer 2 Duisburg Betriebsratsvorsitzende der RWE AG Schwerbehindertenvertreterin Geburtsjahr: 1965 Mitglied seit: 20. April 2016 Martin Bröker 2 Bochum Leiter HR & Business Functions IT der RWE Generation SE Geburtsjahr: 1966 Mitglied seit: 1. September 2018 Ute Gerbaulet Düsseldorf Persönlich haftende Gesellschafterin, Bankhaus Lampe KG Geburtsjahr: 1968 Mitglied seit: 27. April 2017 Mandate: ♦ Gerry Weber International AG1 ◊ NRW.Bank AöR Reinhold Gispert 2, 4 Worms Ehem. Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1960 Mitglied vom 27. April 2017 bis 31. Juli 2018 Andreas Henrich 2, 4 Mülheim an der Ruhr Ehem. Leiter Personal der RWE AG Geburtsjahr: 1956 Mitglied vom 20. April 2016 bis 31. August 2018 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: ♦ National-Bank AG ♦ Voith GmbH & Co. KGaA (Vorsitz) Mag. Dr. h. c. Monika Kircher Krumpendorf, Österreich Beraterin Geburtsjahr: 1957 Mitglied seit: 15. Oktober 2016 Mandate: ◊ Andritz AG1 ◊ Austrian Airlines AG ◊ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (Vorsitz)3 ◊ KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG3 ◊ Siemens AG Österreich Monika Krebber 2 Mülheim an der Ruhr Stellvertretende Gesamtbetriebsratsvorsitzende der innogy SE Stellvertretende Konzernbetriebsratsvorsitzende der RWE AG Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ innogy SE1, 3 Harald Louis 2 Jülich Gesamtbetriebsratsvorsitzender der RWE Power AG Geburtsjahr: 1967 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RWE Power AG3 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 i. L. Peter Ottmann Nettetal Geschäftsführer des Verbands der kommunalen RWE-Aktionäre GmbH Rechtsanwalt, Landrat a. D. Kreis Viersen Geburtsjahr: 1951 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RW Holding AG i. L. Günther Schartz Wincheringen Landrat des Landkreises Trier-Saarburg Geburtsjahr: 1962 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ RW Holding AG i. L. ◊ A.R.T. Abfallberatungs- und Verwertungsgesellschaft mbH (Vorsitz) ◊ Kreiskrankenhaus St. Franziskus Saarburg GmbH (Vorsitz) ◊ LBBW-RheinLand-Pfalz-Bank Verwaltungsrat (stv. Mitglied) ◊ Sparkassenverband Rheinland-Pfalz ◊ Sparkasse Trier ◊ Trierer Hafengesellschaft mbH ◊ Zweckverband Abfallwirtschaft Region Trier Dr. Erhard Schipporeit Hannover Selbstständiger Unternehmensberater Geburtsjahr: 1949 Mitglied seit: 20. April 2016 Mandate: ♦ BDO AG ♦ Fuchs Petrolub SE1 ♦ Hannover Rück SE1 ♦ HDI V. a. G. ♦ innogy SE1, 3(Vorsitz) ♦ SAP SE1 ♦ Talanx AG1 Dr. Wolfgang Schüssel Wien, Österreich Bundeskanzler a. D. der Republik Österreich Geburtsjahr: 1945 Mitglied seit: 1. März 2010 Mandate: ◊ Adenauer Stiftung (Vorsitzender des Kuratoriums) ◊ Mobile TeleSystems PJSC1 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) ♦ Dortmunder Stadtwerke Holding GmbH (Vorsitz) ♦ KEB Holding AG (Vorsitz) ◊ KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH ◊ Schüchtermann-Schiller'sche Kliniken Bad Rothenfelde GmbH & Co. KG ◊ Sparkasse Dortmund (Vorsitz) Ralf Sikorski 2 Hannover Mitglied des geschäftsführenden Hauptvorstands der IG Bergbau, Chemie, Energie Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ♦ Chemie Pensionsfonds AG (Vorsitz) ♦ KSBG Kommunale Verwaltungsgesellschaft GmbH, Essen ♦ Lanxess AG1 ♦ Lanxess Deutschland GmbH ♦ RAG AG ♦ RWE Generation SE3 ♦ RWE Power AG3 Marion Weckes 2 Dormagen Referatsleiterin, Institut für Mitbestimmung und Unternehmensführung, Hans-Böckler-Stiftung Geburtsjahr: 1975 Mitglied seit: 20. April 2016 Leonhard Zubrowski 2 Lippetal Konzernbetriebsratsvorsitzender der RWE AG Geburtsjahr: 1961 Mitglied seit: 1. Juli 2014 Mandate: ♦ RWE Generation SE3 _ ♦ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG ◊ Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG 1 Börsennotiertes Unternehmen 2 Vertreter der Arbeitnehmer 3 Konzerninternes Mandat 4 Die Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens. Ausschüsse des Aufsichtsrats Präsidium des Aufsichtsrats Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Sandra Bossemeyer Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Monika Krebber Dagmar Mühlenfeld Dr. Wolfgang Schüssel Leonhard Zubrowski Vermittlungsausschuss nach § 27 Abs. 3 MitbestG Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Dr. Wolfgang Schüssel Ralf Sikorski Personalausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Reiner Böhle Harald Louis Peter Ottmann Dr. Wolfgang Schüssel Prüfungsausschuss Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz) Michael Bochinsky Dr. Wolfgang Schüssel Ullrich Sierau Ralf Sikorski Marion Weckes Nominierungsausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Peter Ottmann Strategieausschuss Dr. Werner Brandt (Vorsitz) Frank Bsirske Prof. Dr. Hans-Peter Keitel Günther Schartz Ralf Sikorski Leonhard Zubrowski Vorstand Dr. Rolf Martin Schmitz (Vorstandsvorsitzender) Vorsitzender des Vorstands der RWE AG seit dem 15. Oktober 2016 Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Mai 2009, bestellt bis zum 30. Juni 2021 Arbeitsdirektor der RWE AG seit dem 1. Mai 2017 Mandate: ♦ Amprion GmbH3 ♦ RWE Generation SE3(Vorsitz) ♦ RWE Power AG3(Vorsitz) ♦ RWE Supply & Trading GmbH3 ♦ TÜV Rheinland AG1 ◊ Jaeger-Gruppe (Vorsitz) ◊ Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH3 ◊ KELAG-Kärntner Elektrizitäts AG1, 3 Dr. Markus Krebber (Finanzvorstand) Mitglied des Vorstands der RWE AG seit dem 1. Oktober 2016, bestellt bis zum 30. September 2024 Mandate: ♦ innogy SE1 ,3 ♦ RWE Generation SE3 ♦ RWE Pensionsfonds AG3 ♦ RWE Power AG3 ♦ RWE Supply & Trading GmbH3(Vorsitz) ___ ♦ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten i. S. d. § 125 AktG ◊ Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen i. S. d. § 125 AktG 1 Börsennotiertes Unternehmen 3 Konzerninternes Mandat 3.9 Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers An die RWE Aktiengesellschaft, Essen Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts Prüfungsurteile Wir haben den Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2018, der Gewinn- und Verlustrechnung, der Gesamtergebnisrechnung, der Kapitalflussrechnung und der Veränderung des Eigenkapitals für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 sowie dem Anhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden -geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der RWE Aktiengesellschaft, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Konzernlageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft. Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse ― entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2018 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 und ― vermittelt der beigefügte Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser Konzernlagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des Konzernlageberichts. Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat. Grundlage für die Prüfungsurteile Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Konzernabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen. Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Konzernabschlusses 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 2018 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. Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung: 1 Bilanzierung nicht fortgeführter Aktivitäten 2 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte 3 Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert: 1 Sachverhalt und Problemstellung 2 Prüferisches Vorgehen und Erkenntnisse 3 Verweis auf weitergehende Informationen Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar: 1 Bilanzierung nicht fortgeführter Aktivitäten 1 Am 12. März 2018 haben die RWE Aktiengesellschaft und die E.ON SE (E.ON) einen umfassenden Tausch von Geschäftsbereichen vereinbart. Unter anderem wird dabei Folgendes geregelt: RWE AG wird zunächst sämtliche Anteile an der innogy SE (76,8 %) auf E.ON übertragen. Im Weiteren erhält der Konzern insbesondere das Erneuerbare Energien-Geschäft der innogy zurück sowie das Erneuerbare Energien-Geschäft von E.ON. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen und wird nach Einschätzung des Vorstands im Laufe des Jahres 2019 abgeschlossen. Seit dem 30. Juni 2018 bilanziert die RWE Aktiengesellschaft die langfristig auf E.ON zu übertragenden Teile von innogy - im Wesentlichen das Netz- und Vertriebsgeschäft - als nicht fortgeführte Aktivitäten gemäß IFRS 5. Die geänderte Bilanzierung der nicht fortgeführten Aktivitäten führte zu umfangreichen Anpassungen am Konsolidierungssystem des Konzerns. Diese Anpassungen berücksichtigen auch das ausgeübte Wahlrecht zur Zuordnung der Eliminierungsbuchungen auf die nicht fortgeführten Aktivitäten. Der Ausweis der zu übertragenden Teile erfolgt als "nicht fortgeführte Aktivitäten" in der Gewinn- und Verlustrechnung und in der Kapitalflussrechnung sowie als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" bzw. "Zur Veräußerung bestimmte Schulden" in der Bilanz. Die Bewertung dieser Bilanzposten richtet sich nach den besonderen Vorschriften des IFRS 5, die grundsätzlich eine Bewertung mit dem niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten vorsehen. Im Rahmen des zum Umstellungszeitpunkts seitens der Gesellschaft durchgeführten Wertminderungstests wurde kein Wertminderungsbedarf identifiziert. Die Anpassung von Ausweis und Bewertung nach den Vorschriften des IFRS 5 war aufgrund der wesentlichen Bedeutung der nicht fortgeführten Aktivitäten von besonderem Belang für unsere Prüfung. 2 Im Rahmen unserer Prüfung haben wir zunächst beurteilt, ob und welche Geschäftsaktivitäten unter den Anwendungsbereich des IFRS 5 "Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche" fallen. Zu diesem Zweck haben wir die in den vertraglichen Vereinbarungen mit E.ON enthaltenen Regelungen ausgewertet und Informationen zum Ablauf der Verfahren bei den Kartellbehörden eingeholt. Auf dieser Grundlage haben wir beurteilt, ob die Voraussetzungen vorliegen, das Netz- und Vertriebsgeschäft der innogy nunmehr als nicht fortgeführte Aktivitäten zu bilanzieren, und ob das Erneuerbare Energien-Geschäft der innogy zutreffend unverändert als fortgeführte Aktivitäten gezeigt wird. Wir haben uns zudem die Angemessenheit des der geänderten Bilanzierung zugrundeliegenden IT-Konzepts beurteilt und die Umsetzung der Änderungen im Konsolidierungssystem nachvollzogen. Darüber hinaus haben wir den zum Umstellungszeitpunkt durchgeführten Wertminderungstest für die nicht fortgeführten Aktivitäten nachvollzogen. Außerdem haben wir die Vollständigkeit und Richtigkeit der von IFRS 5 geforderten Anhangangaben sowie die vorgeschriebene Anpassung der Vorjahreswerte in der Gewinn- und Verlustrechnung und in der Kapitalflussrechnung beurteilt. Die der bilanziellen Abbildung der auf E.ON zu übertragenden Teile der innogy zugrunde liegenden Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter sind aus unserer Sicht hinreichend dokumentiert sowie begründet und führen insgesamt zu einer sachgerechten Abbildung im Konzernabschluss. 3 Die nach IFRS 5 geforderten Angaben sind im Konzernanhang im Abschnitt "Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations)" enthalten. Ergänzend dazu finden sich Angaben des Konzerns zu der Transaktion im Allgemeinen im Abschnitt "Strategie und Struktur" des Konzernlageberichts. 2 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte 1 Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Immaterielle Vermögenswerte" Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 1,7 Mrd. € (2 % der Konzernbilanzsumme) (im Vorjahr 11,2 Mrd. € bzw. 16 % der Konzernbilanzsumme) ausgewiesen. Der Posten enthält seit dem Geschäftsjahr 2018 nur noch die Geschäfts- oder Firmenwerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten Erneuerbare Energien und Energiehandel. Die übrigen bis zum Vorjahr unter den immateriellen Vermögenswerten gezeigten Geschäfts- oder Firmenwerte werden in der Bilanz als "Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" ausgewiesen und nach den Vorschriften für "nicht fortgeführte Aktivitäten" bewertet. Geschäfts- oder Firmenwerte werden jährlich oder anlassbezogen einem Werthaltigkeitstest ("Impairment Test") unterzogen, um einen möglichen Abschreibungsbedarf zu ermitteln. Im Rahmen der Impairment Tests wird der Buchwert der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten inklusive des Geschäfts- oder Firmenwerts dem entsprechenden erzielbaren Betrag gegenübergestellt. Die Ermittlung des erzielbaren Betrags erfolgt grundsätzlich auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich Kosten der Veräußerung. Die Impairment Tests erfolgen auf Ebene derjenigen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten bzw. Gruppen zahlungsmittelgenerierender 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. Als Ergebnis des Impairment Tests wurde kein Wertminderungsbedarf festgestellt. Das Ergebnis dieser Bewertungen ist in hohem Maße abhängig davon, wie die gesetzlichen Vertreter die künftigen Zahlungsmittelzuflüsse der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten einschätzen sowie von den jeweils verwendeten Diskontierungszinssätzen, Wachstumsraten und weiteren Annahmen. Die Bewertung ist daher mit erheblichen Unsicherheiten behaftet. Vor diesem Hintergrund und aufgrund der zugrunde liegenden Komplexität der Bewertung war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung. 2 Bei unserer Prüfung haben wir unter anderem das methodische Vorgehen zur Durchführung der Impairment Tests nachvollzogen und die Ermittlung der durchschnittlichen gewichteten Kapitalkosten beurteilt. Zudem haben wir beurteilt, ob die den Bewertungen zugrunde liegenden künftigen Zahlungsmittelzuflüsse im Zusammenhang mit den angesetzten gewichteten Kapitalkosten insgesamt eine sachgerechte Grundlage für die Impairment Tests bilden. Die Angemessenheit der bei den Berechnungen verwendeten künftigen Zahlungsmittelzuflüsse haben wir unter anderem durch Abgleich dieser Angaben mit der Mittelfristplanung des Konzerns sowie durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen beurteilt. Dabei haben wir auch die sachgerechte Berücksichtigung von Kosten für Konzernfunktionen in der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit beurteilt. 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, haben wir auch die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter beurteilt und das Berechnungsschema nachvollzogen. Ferner haben wir ergänzend die von der Gesellschaft durchgeführten Sensitivitätsanalysen gewürdigt, um ein mögliches Wertminderungsrisiko (höherer Buchwert im Vergleich zum erzielbaren Betrag) bei einer für möglich gehaltenen Änderung einer wesentlichen Annahme der Bewertung einschätzen zu können. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen stimmen insgesamt mit unseren Erwartungen überein und liegen auch innerhalb der aus unserer Sicht vertretbaren Bandbreiten. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Geschäfts- oder Firmenwerten sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(10) Immaterielle Vermögensgegenstände" enthalten. 3 Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen 1 Im Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft werden unter dem Bilanzposten "Rückstellungen", Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen ausgewiesen. Die Pensionsrückstellungen setzen sich zusammen aus Verpflichtungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen in Höhe von 15,0 Mrd. €, Planvermögen in Höhe von 11,9 Mrd. € und aktivisch ausgewiesenem Nettovermögen in Höhe von 0,2 Mrd. €. Die Bewertung der Verpflichtungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen erfolgt nach der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected Unit Credit Method). Dabei sind insbesondere Annahmen über die langfristigen Gehalts- und Rententrends, die durchschnittliche Lebenserwartung und die Fluktuation zu treffen. Für die durchschnittliche Lebenserwartung werden zum 31. Dezember 2018 im Inland erstmals die neuen Richttafeln der Heubeck-Richttafeln GmbH (Heubeck-Richttafeln RT 2018 G) verwendet. Der Effekt aus der Erstanwendung der Richttafeln beträgt - 105 Mio. €. Der Abzinsungssatz ist aus der Rendite hochwertiger, währungskongruenter Unternehmensanleihen mit vergleichbaren Laufzeiten abzuleiten. Dabei müssen regelmäßig Extrapolationen vorgenommen werden, da nicht ausreichend viele langfristige Unternehmensanleihen existieren. Die Bewertung des Planvermögens erfolgt zum beizulegenden Zeitwert, der wiederum mit Schätzungsunsicherheiten verbunden ist. Aus unserer Sicht waren diese Sachverhalte im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung, da der Ansatz und die Bewertung dieses betragsmäßig bedeutsamen Postens in einem wesentlichen Maß auf Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft basieren. 2 Im Rahmen unserer Prüfung haben wir zunächst das Vorliegen der Voraussetzungen für die Bilanzierung als leistungs- bzw. beitragsorientierte Versorgungszusagen beurteilt sowie die eingeholten versicherungsmathematischen Gutachten und die fachliche Qualifikation der externen Gutachter gewürdigt. Ferner haben wir uns unter anderem mit den spezifischen Besonderheiten der versicherungsmathematischen Berechnungen befasst und das Mengengerüst, die versicherungsmathematischen Parameter sowie das den Bewertungen zugrunde liegende Bewertungsverfahren auf Standardkonformität und Angemessenheit überprüft. Zudem wurde die Entwicklung der Verpflichtung und der Aufwandskomponenten gemäß versicherungsmathematischem Gutachten vor dem Hintergrund der eingetretenen Änderungen in den Bewertungsparametern und im Mengengerüst analysiert und plausibilisiert. Für die Prüfung des beizulegenden Zeitwerts des Planvermögens haben wir Bank- und Fondsbestätigungen eingeholt sowie die der jeweiligen Bewertung zugrunde liegenden Verfahren und die angewandten Bewertungsparameter überprüft. Auf Basis unserer Prüfungshandlungen konnten wir uns davon überzeugen, dass die von den gesetzlichen Vertretern vorgenommenen Einschätzungen und getroffenen Annahmen begründet und hinreichend dokumentiert sind. 3 Die Angaben der Gesellschaft zu den Pensionsrückstellungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(22) Rückstellungen" enthalten. Sonstige Informationen Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Konzernlageberichts: ― die in Abschnitt 1.8 des Konzernlageberichts enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f HGB und § 315d HGB ― den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht nach § 315b Abs. 3 HGB Die sonstigen Informationen umfassen zudem die übrigen Teile des Geschäftsberichts - ohne weitergehende Querverweise auf externe Informationen -, mit Ausnahme des geprüften Konzernabschlusses, des geprüften Konzernlageberichts sowie unseres Bestätigungsvermerks. Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab. Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen ― wesentliche Unstimmigkeiten zum Konzernabschluss, zum Konzernlagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder ― anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen. Falls wir auf Grundlage der von durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten. Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen 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 Darstellungen 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, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, 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. Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen 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 anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können. Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts. Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - falschen Darstellungen ist, und 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 deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet. Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen 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 und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus ― identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter - falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist bei Verstößen höher als bei Unrichtigkeiten, da Verstöße betrügerisches Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können. ― gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des Konzernlageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme 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 des von den gesetzlichen Vertretern angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit 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 und im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges 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 § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. ― holen wir ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Überwachung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile. ― beurteilen wir den Einklang des Konzernlageberichts mit dem Konzernabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Konzerns. ― führen wir Prüfungshandlungen zu den von den gesetzlichen Vertretern dargestellten zukunftsorientierten Angaben im Konzernlagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen 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. Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen. Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen. Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus. Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO Wir wurden von der Hauptversammlung am 26. April 2018 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 27. April 2018 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2001 als Konzernabschlussprüfer der RWE Aktiengesellschaft, Essen, tätig. Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Ralph Welter. Essen, den 28. Februar 2019 PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer 3.10 INFORMATIONEN ZUM ABSCHLUSSPRÜFER Der Konzernabschluss der RWE AG und ihrer Tochtergesellschaften für das Geschäftsjahr 2018 - bestehend aus Konzernbilanz, Konzerngewinn- und -verlustrechnung und Konzerngesamtergebnisrechnung, Konzerneigenkapitalveränderungsrechnung, Konzernkapitalflussrechnung und Konzernanhang - wurde von der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüft. Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer bei der Pricewaterhouse-Coopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft für RWE ist Herr Ralph Welter. Herr Welter hat diese Funktion bisher in fünf Abschlussprüfungen wahrgenommen. FÜNFJAHRESÜBERSICHT scroll Eckdaten des RWE-Konzerns1 2018 2017 2016 2015 2014 Außenumsatz (ohne Erdgas-/Stromsteuer) Mio. € 13.388 13.822 43.590 45.848 46.149 Ergebnis Bereinigtes EBITDA Mio. € 1.538 2.149 5.403 7.017 7.131 Bereinigtes EBIT Mio. € 619 1.170 3.082 3.837 4.017 Ergebnis vor Steuern Mio. € 49 2.056 -5.807 -637 2.246 Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der RWE AG Mio. € 335 1.900 -5.710 -170 1.704 Ergebnis je Aktie € 0,54 3,09 -9,29 -0,28 2,77 Cash Flow/Investitionen/Abschreibungen Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit Mio. € 4.611 -3.771 2.352 3.339 5.556 Free Cash Flow Mio. € 3.439 -4.439 809 441 2.311 Free Cash Flow je Aktie € 5,59 -7,22 1,32 0,72 3,76 Vermögens-/Kapitalstruktur Langfristiges Vermögen Mio. € 18.595 45.694 45.911 51.453 54.224 Kurzfristiges Vermögen Mio. € 61.513 23.365 30.491 27.881 32.092 Bilanzielles Eigenkapital Mio. € 14.257 11.991 7.990 8.894 11.772 Langfristige Schulden Mio. € 20.007 36.774 39.646 45.315 46.324 Kurzfristige Schulden Mio. € 45.844 20.294 28.766 25.125 28.220 Bilanzsumme Mio. € 80.108 69.059 76.402 79.334 86.316 Eigenkapitalquote % 17,8 17,4 10,5 11,2 13,6 Nettoschulden Mio. € 19.339 20.227 22.709 25.463 30.972 Nettoschulden fortgeführter Aktivitäten Mio. € 4.389 - - - - Mitarbeiter Mitarbeiter zum Jahresende2 17.748 59.547 58.652 59.762 59.784 Forschung & Entwicklung Betriebliche F & E-Aufwendungen Mio. € 116 182 165 101 110 Emissionsbilanz CO2-Ausstoß Mio. Tonnen 118,0 131,8 148,3 150,8 155,2 Kostenlos zugeteilte CO2-Zertifikate Mio. Tonnen 1,3 1,3 4,5 5,6 5,8 Unterausstattung mit CO2-Zertifikaten3 Mio. Tonnen 115,6 129,1 142,6 143,9 148,3 Spezifische CO2-Emissionen Tonnen/MWh 0,670 0,658 0,686 0,708 0,745 1 Die Vergleichbarkeit der Zahlen unterschiedlicher Geschäftsjahre ist zum Teil durch Anpassungen der Berichtsweise beeinträchtigt (siehe Seite 40). 2 Umgerechnet in Vollzeitstellen 3 Da die Türkei nicht am europäischen Emissionshandel teilnimmt, benötigen wir für unseren dortigen CO2-Ausstoß keine Emissionsrechte. IMPRESSUM RWE Aktiengesellschaft Altenessener Straße 35 45141 Essen Telefon +49 201 12-00 Telefax +49 201 12-15199 E-Mail [email protected] Investor Relations: Telefon +49 201 5179-3112 Telefax +49 201 12-15033 Internet www.rwe.com/ir E-Mail [email protected] Konzernkommunikation: Telefon +49 201 12-23986 Telefax +49 201 12-22115 Geschäftsberichte, Zwischenberichte und Zwischenmitteilungen sowie weitere Informationen über RWE finden Sie im Internet unter www.rwe.com. Dieser Geschäftsbericht ist am 14. März 2019 veröffentlicht worden. Er liegt auch in englischer Sprache vor. Satz und Produktion: MPM Corporate Communication Solutions, Mainz, Düsseldorf www.mpm.de Fotografie: Andre Laaks, Essen Lektorat: Textpertise Heike Virchow, Hamburg Druck: D+L Printpartner GmbH, Bocholt RWE ist Mitglied im DIRK - Deutscher Investor Relations Verband e. V. Weitere Informationen Weitere Informationen Finanzkalender 2019/2020 scroll 3. Mai 2019 Hauptversammlung 8. Mai 2019 Dividendenzahlung 15. Mai 2019 Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2019 14. August 2019 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2019 14. November 2019 Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2019 12. März 2020 Bericht über das Geschäftsjahr 2019 28. April 2020 Hauptversammlung 4. Mai 2020 Dividendenzahlung 14. Mai 2020 Zwischenmitteilung über das erste Quartal 2020 13. August 2020 Zwischenbericht über das erste Halbjahr 2020 12. November 2020 Zwischenmitteilung über die ersten drei Quartale 2020 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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