innogy SE

Essen

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2018 bis zum 31.12.2018

An unsere Aktionäre

Auf einen Blick

innogy-Konzern		2018	2017	+/-in %
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien	Mrd. kWh	9,6	10,2	-5,9
Außenabsatz Strom ¹	Mrd. kWh	255,1	262,4	-2,8
Außenabsatz Gas	Mrd. kWh	224,4	227,5	-1,4
Außenumsatz ²	Mio. €	36.984	43.139	-14,3
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	4.097	4.331	-5,4
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.630	2.816	-6,6
Ergebnis vor Steuern	Mio. €	333	1.648	-79,8
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der innogy SE	Mio. €	-653	778	-183,9
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	1.026	1.224	-16,2
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	Mio. €	2.565	2.654	-3,4
Nettoinvestitionen	Mio. €	1.759	1.921	-8,4
Investitionen	Mio. €	2.688	2.138	25,7
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen	Mio. €	-299	-281	-6,4
Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter) ³	Mio. €	-630	64	-
Free Cash Flow ⁴	Mio. €	806	733	10,0
Angepasstes Ergebnis je Aktie ⁵	€	-1,18	1,40	-
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie ⁵	€	1,85	2,20	-15,9
Dividende je Aktie	€	1,40 ⁶	1,60	-12,5
		31.12.2018	31.12.2017
Marktkapitalisierung	Mrd. €	22,4	18,2	23,1
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien	Tsd. Stück	555.555	555.555
Nettoschulden	Mio. €	16.985	15.637	8,6
Verschuldungsfaktor ⁷		4,1	3,6
Mitarbeiter ⁸		42.904	42.393	1,2

¹ 2018 war erstmals der Rechnungslegungsstandard IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" neu anzuwenden: Seit Q4/2018 müssen die durchgeleiteten Mengen nach demErneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) saldiert werden und sind daher nicht mehr im Absatz und auf der Bezugsseite ausgewiesen.
² Nicht enthalten in den Werten für 2018 sind aufgrund erstmaliger Anwendung von IFRS 15 im Jahr 2018 Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten (in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen enthalten) und durchgeleitete Vergütungen nach dem EEG (bislang brutto in Umsatzerlösen und Materialaufwand ausgewiesen).
³ Ab Q3/2018 haben wir die Definition der Nettoinvestitionen geändert. Hier weisen wir die Kapitalveränderungen als Bestandteil unserer Kapitalflussrechnung aus.
⁴ Angepasste Definition des Free Cash Flow, siehe Erläuterungen auf Seite 47
⁵ Bezogen auf die im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende
⁶ Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der innogy SE, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 30. April 2019
⁷ Verhältnis von Nettoschulden zu bereinigtem EBITDA
⁸ Umgerechnet in Vollzeitstellen

Fragen an den Vorstand

#1 Wo steht innogy heute?

Uwe Tigges: Wir haben ein aufregendes Jahr hinter uns. Unseren Minderheitsaktionären wurde im Frühling ein freiwilliges öffentliches Übernahmeangebot von E.ON unterbreitet. In Verbindung damit steht die von E.ON geplante Übernahme des 76,79%-igen Anteils von RWE an innogy und ein weitreichender Tausch von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen zwischen den beiden Unternehmen. Als Übernahmeziel in dieser Transaktion geht es uns in erster Linie um eine faire Behandlung aller Stakeholder, vor allem aber um unsere Mitarbeiter und Aktionäre. Vor diesem Hintergrund haben wir uns im Juli letzten Jahres mit E.ON und RWE auf faire Integrationsprozesse und eine Unterstützung der Transaktion durch innogy geeinigt. So konnten wir eine konstruktive Zusammenarbeit für die Integration absichern und haben das Bestmögliche für unsere Stakeholder herausgeholt.

Bernhard Günther: Operativ war es ein herausforderndes Jahr Das Ziel, unser britisches Vertriebsgeschäft mit dem von SSE zusammenzulegen, haben wir leider verfehlt und das wird unser Ergebnis vor allem in 2019 negativ beeinflussen. Auch insgesamt stehen wir im europäischen Strom- und Gasvertrieb vor einigen Herausforderungen, die wir bereits aktiv angegangen sind. Bei den Erneuerbaren hingegen war das Jahr von externen Einflussfaktoren, vor allem der Witterung, geprägt. Hier sehen wir aber mit Blick auf unser schon bestehendes Erzeugungsportfolio und den Projekten in unserer Pipeline eine solide Entwicklung. Nicht zu vergessen unsere wichtigste Ertragssäule: innogys Netzgeschäft. Hier konnten wir unser Bestandsgeschäft sichern und - etwa mit Breitbandinvestitionen - identifiziertes Wachstumspotenzial weiter erschließen.

#2 Was sind die Herausforderungen für 2019?

Bernhard Günther: Natürlich wissen wir, dass 2019 operativ wieder ein dynamisches Jahr für innogy wird. Nicht zuletzt zeigt sich dies in unserem Geschäftsausblick. Konkret heißt das: weiter Kosten senken, Prozesse effizienter aufstellen, Digitalisierung vorantreiben, erfolgreiche Partnerschaften eingehen und besser als die Konkurrenz werden. Daran werden wir unseren Erfolg messen.

Uwe Tigges: Gleichzeitig arbeiten wir weiter gemeinsam mit E.ON und RWE an der Vorbereitung der Integration unserer Geschäftsaktivitäten in die beiden Konzerne. Das wird für alle Beteiligten ein Spagat, denn unser operatives Geschäft läuft weiter und hier müssen wir auch in 2019 unsere Ziele erreichen.

#3 Wie geht es für die Mitarbeiter weiter?

Uwe Tigges: 2019 ist ein entscheidendes Jahr, es werden die Weichen für die Zukunft gestellt. Wir können die Integration in gewissem Umfang mitgestalten, und das sollte auch jeder einzelne Mitarbeiter von innogy tun. Nicht zuletzt der abgeschlossene Tarifvertrag, der aus einer tarifpolitischen Absichtserklärung heraus entstanden ist, ist ein Schritt in diese Richtung. Nun arbeiten wir am Tarifvertrag zur Beschäftigungssicherung. Dieser soll die Grundlage für die anstehende Integration bilden. Außerdem gehen wir weiter davon aus, dass es praktisch zu keinen betriebsbedingten Kündigungen kommt. Ich möchte an dieser Stelle meinen ausdrücklichen Dank an alle Mitarbeiter des innogy-Konzerns aussprechen, die trotz dieser Sondersituation weiterhin jeden Tag ihr Bestes geben und dazu beitragen, innogy noch erfolgreicher zu machen.

#4 Was kommt 2019 auf die innogy Aktionäre zu?

Bernhard Günther: Vor dem Hintergrund des Übernahmeangebots befinden wir uns in einer besonderen Situation. Ein relevanter Meilenstein wird dieses Jahr voraussichtlich die erwartete behördliche Freigabe der Übernahme als Voraussetzung für den Vollzug der Transaktion sein. Wird dieser Schritt erreicht, gehen die Aktien aus dem RWEBesitz und die Aktien der Minderheitsaktionäre, die das Angebot angenommen haben, mit einem Schlag in den Besitz von E.ON über und die angekündigte Barabfindung für die angedienten Aktien würde ausgezahlt werden. Zur gleichen Zeit würde E.ON die Stimmrechtsmehrheit an innogy besitzen und kann damit die Grundlagen für die eigentliche Integration der Geschäfte von innogy in E.ON schaffen. Bevor es aber soweit ist, steht allen innogy Aktionären unsere ordentliche Dividende zu. Für das abgelaufene Geschäftsjahr schlagen Aufsichtsrat und Vorstand der Hauptversammlung eine Dividende in Höhe von 1,40 € je Aktie vor Damit liegen wir bezüglich der Ausschüttungsquote in der Mitte unseres anvisierten Zielkorridors von 70% bis 80% des bereinigten Nettoergebnisses. An diesem wollen wir auch für 2019 festhalten.

Das Vorstandsteam

Uwe Tigges

Vorstandsvorsitzender

(seit 12/2017)

Personalvorstand

(04/2016 bis 04/2018)

Arbeitsdirektor

(02/2017 bis 04/2018)

Ressorts:

―	Corporate Procurement
―	Diversity Office
―	Group Security
―	Legal & Compliance
―	Mergers & Acquisitions
―	Public Affairs/Communications
―	Strategy & Technology

Arno Hahn

Personalvorstand und Arbeitsdirektor

(seit 05/2018)

Ressorts:

―	Health, Safety and Environment
―	Human Resources & Executive Management
―	Infrastructure
―	Labour Law
―	Tariff/Works Council Relationship

Dr. Hans Bünting

Vorstand Erneuerbare Energien

(seit 04/2016)

Zusätzliches Ressort:

―	Innovation & Business Transformation

Dr. Bernhard Günther

Finanzvorstand

(seit 04/2016)

Ressorts:

―	Accounting
―	Controlling & Risk
―	Finance
―	Information Technology
―	Internal Audit
―	Investor Relations
―	Performance Management Corporate Services/Digital@Finance
―	Tax

Martin Herrmann

Vorstand Vertrieb

(seit 04/2016)

Zusätzliche Ressorts:

―	eMobility
―	New Ways of Working/Applied Excellence

Hildegard Müller

Vorstand Netz & Infrastruktur

(seit 05/2016)

Zusätzliches Ressort:

―	Groupwide Coordination Digital (seit 12/2017)

Bericht des Aufsichtsrats

Sehr geehrte Aktionärinnen und Aktionäre,

sehr geehrte Damen und Herren,

auch im abgelaufenen Geschäftsjahr 2018 hat der Aufsichtsrat die Geschäftsführung des Vorstands kontinuierlich überwacht und diesen bei der Leitung des Unternehmens beraten. Zugleich war der Aufsichtsrat in alle grundlegenden Entscheidungen eingebunden. Der Aufsichtsrat hat sämtliche Aufgaben wahrgenommen, die ihm nach Gesetz, Satzung und Geschäftsordnung obliegen. Der Vorstand berichtete dem Aufsichtsrat schriftlich und mündlich über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung - regelmäßig, umfassend und zeitnah. Ebenso gründlich wurde der Aufsichtsrat über die aktuelle Ertragssituation sowie die Risiken und deren Management informiert. Der Vorstandsvorsitzende hat den Aufsichtsratsvorsitzenden darüber hinaus fortlaufend über die aktuelle Entwicklung der Geschäftslage, wesentliche Geschäftsvorfälle, anstehende Entscheidungen sowie langfristige Perspektiven und Überlegungen zu sich anbahnenden Entwicklungen informiert und diese mit ihm erörtert.

Allgemeine Ausführungen.

Im vergangenen Jahr kam der Aufsichtsrat auch im Hinblick auf die von der RWE AG und der E.ON SE angekündigte Transaktion, mit der E.ON den Mehrheitsanteil von RWE AG an innogy SE in Höhe von 76,79% im Wege eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen übernehmen soll, zu mehreren Sitzungen zusammen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats haben sich insoweit für konfligiert erklärt. Schon deshalb haben nicht alle Mitglieder des Aufsichtsrats an allen Sitzungen teilgenommen. Insgesamt kam der Aufsichtsrat zu fünf ordentlichen und fünf außerordentlichen Aufsichtsratssitzungen zusammen. An vier Sitzungen nahmen alle, an einer Sitzung 19, an zwei Sitzungen 17, an zwei Sitzungen 16 und an einer Sitzung 15 Mitglieder des Gremiums teil. Eine individualisierte Übersicht über die Sitzungspräsenz finden Sie in der nachfolgenden Tabelle. Die Mitglieder des Vorstands haben an den Aufsichtsratssitzungen teilgenommen, soweit der Aufsichtsratsvorsitzende nichts anderes bestimmt hatte.

Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 2018 ¹	Aufsichtsrat	Präsidium	Prüfungsausschuss
Dr. Erhard Schipporeit, Vorsitzender	10/10	1/1
Frank Bsirske ², stellv. Vorsitzender	6/10	1/1
Ulrich Grillo	10/10	1/1
Maria van der Hoeven	10/10
Michael Kleinemeier	6/10
Martina Koederitz	6/10
Dr. Markus Krebber ²	6/10	1/1	7/8
Monika Krebber	10/10
Robert Leyland	9/10	1/1
Stefan May (seit 7. Juni 2018)	5/5
Meike Neuhaus	10/10
Dr. Rolf Pohlig	10/10	1/1	8/8
Rene Pöhls	10/10		7/8
Pascal van Rijsewijk	10/10	1/1	8/8
Gabriele Sassenberg	10/10		8/8
Dr. Dieter Steinkamp ²	8/10
Markus Sterzl	10/10	1/1
Marc Tüngler	10/10
Särka Vojfkova	10/10
Jürgen Wefers (bis 20. Mai 2018)	5/5
Deborah Wilkens	9/10		8/8

Präsenz der Aufsichtsratsmitglieder bei Sitzungen im Geschäftsjahr 2018 ¹	Personalausschuss	Strategieausschuss	Übernahmeausschuss
Dr. Erhard Schipporeit, Vorsitzender	7/7	1/1	11/11
Frank Bsirske ², stellv. Vorsitzender	5/7	1/1
Ulrich Grillo			11/11
Maria van der Hoeven
Michael Kleinemeier	6/7
Martina Koederitz		1/1
Dr. Markus Krebber ²
Monika Krebber	7/7	1/1
Robert Leyland			10/11
Stefan May (seit 7. Juni 2018)			5/5
Meike Neuhaus
Dr. Rolf Pohlig			11/11
Rene Pöhls	7/7
Pascal van Rijsewijk			10/11
Gabriele Sassenberg
Dr. Dieter Steinkamp ²		1/1
Markus Sterzl			11/11
Marc Tüngler	7/7
Särka Vojfkova		1/1
Jürgen Wefers (bis 20. Mai 2018)			6/6
Deborah Wilkens			10/10

¹ Präsenz = Zahl der Sitzungen, an denen das Aufsichtsratsmitglied teilgenommen hat/Gesamtzahl der Sitzungen
² Die Nichtteilnahmen sind auf die im Text erläuterten Interessenkonflikte zurückzuführen.

Die Aufsichtsratsmitglieder haben ihre Entscheidungen auf Grundlage umfassender Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands getroffen. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen des Aufsichtsrats mit den Berichten und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Der Vorstand hat den Aufsichtsrat über Projekte und Vorgänge, die von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit waren, auch außerhalb der Sitzungen umfassend informiert. Der Aufsichtsrat hat alle nach Gesetz oder Satzung erforderlichen Beschlüsse gefasst sofern geboten, im Umlaufverfahren. Der Aufsichtsratsvorsitzende stand auch zwischen den Gremiensitzungen in einem engen und regelmäßigen Informations- und Gedankenaustausch mit dem Vorstand. Ereignisse von außerordentlicher Bedeutung für die Lage und Entwicklung des Konzerns konnte der Aufsichtsrat somit ohne Zeitverzug erörtern.

Beratungsschwerpunkte.

Nach dem Bekanntwerden des Abschlusses von Transaktionsvereinbarungen zwischen der E.ON SE und der RWE AG im März 2018 und der anschließenden Veröffentlichung der Absicht von E.ON, ein freiwilliges öffentliches Übernahmeangebot an die Aktionäre der innogy abzugeben, das im April 2018 veröffentlicht wurde, war die Tätigkeit des Aufsichtsrats wesentlich von der Übernahmesituation geprägt. Der Aufsichtsrat hat sich in seinen ordentlichen und außerordentlichen Sitzungen intensiv mit den die Übernahmesituation betreffenden Fragestellungen befasst und den Vorstand eng beraten. Zur Bewältigung von Interessenkonflikten und zur Schaffung einer erhöhten Reaktionsgeschwindigkeit bildete der Aufsichtsrat aus seiner Mitte einen Übernahmeausschuss. Wesentliche Aufgabe dieses Ausschusses war die Vorbereitung der Stellungnahme gemäß § 27 WpÜG. Dabei wurde insbesondere das öffentliche Übernahmeangebot geprüft und plausibilisiert, vorwiegend die Art und Höhe des Angebotspreises sowie die Auswirkungen der Annahme/ Nichtannahme des Übernahmeangebots auf die Gesellschaft, die Arbeitnehmer und die Aktionäre. Auf Empfehlung des Übernahmeausschusses hat der Aufsichtsrat nach Prüfung der ökonomischen und rechtlichen Grundlagen des Übernahmeangebots, zu der der Aufsichtsrat auch externe Berater hinzuzog, seine Stellungnahme nach § 27 WpÜG -gemeinsam mit dem Vorstand - abgegeben.

Des Weiteren wurde im Übernahmeausschuss ausführlich über den Abschluss der Rahmenvereinbarungen mit E.ON einerseits und RWE andererseits beraten und dieser im Aufsichtsrat beschlossen.

Darüber hinaus hat sich der Aufsichtsrat mit dem Vorstand regelmäßig über die strategische Ausrichtung des Unternehmens ausgetauscht, insbesondere in der Strategiesitzung des Aufsichtsrats am 20. September 2018. Der Vorstand berichtete dem Aufsichtsrat regelmäßig über die finanzielle Lage des Konzerns sowie weitere wesentliche Angelegenheiten, auch über die rechtlichen Risiken. Des Weiteren ist der Aufsichtsrat vom Vorstand ausführlich über die Entwicklungen in der Energiepolitik, regulatorische Änderungen, den aktuellen Stand von Gesetzgebungsverfahren sowie das ökonomische Umfeld informiert worden. Zudem ist dem Aufsichtsrat laufend die operative Entwicklung in den Unternehmensbereichen erläutert worden, z. B. die Kundenentwicklung, der Stand aktueller Bauprojekte, das Konzessionsgeschäft in Deutschland, sowie die aktuellen Entwicklungen bei der Elektromobilität. Umfassend wurde der Aufsichtsrat über das Thema Cybersicherheit informiert. Intensiv hat sich der Aufsichtsrat mit der Entwicklung des britischen Vertriebsgeschäfts befasst.

Im Umlaufverfahren hat der Aufsichtsrat dem Erwerb von 100% der Anteile an der Limondale Sun Farm Pty Ltd. zugestimmt und im weiteren Jahresverlauf auch die finale Investitionsentscheidung für das Solarkraftwerk Limondale freigegeben. Zudem wurde der Investitionsentscheidung für den Windpark Scioto Ridge zugestimmt. Ebenso hat der Aufsichtsrat seine Zustimmung zum Verkauf von Beteiligungen in Höhe von 41% an der Triton Knoll HoldCo Ltd. erteilt.

Des Weiteren hat sich der Aufsichtsrat u. a. intensiv mit der vom Vorstand vorgelegten Planung für das Geschäftsjahr 2019 und der Vorschau auf die beiden Folgejahre befasst. Abweichungen von zuvor festgesetzten Planwerten und Zielen hat der Vorstand dem Aufsichtsrat eingehend erläutert. Der Aufsichtsrat hat der Planung nach intensiver Diskussion zugestimmt und die Vorschau zur Kenntnis genommen.

Generell berieten sich die Anteilseigner- und die Arbeitnehmervertreter über die Tagesordnungspunkte der Plenumssitzungen auch in getrennten Vorgesprächen.

Interessenkonflikte.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind gehalten, unverzüglich offenzulegen, wenn bei ihnen Interessenkonflikte auftreten. In Bezug auf die E.ON/RWE-Transaktion haben die Aufsichtsratsmitglieder Dr. Erhard Schipporeit und Monika Krebber (zugleich Mitglieder im Aufsichtsrat der RWE AG) ihren Doppelmandaten dadurch Rechnung getragen, dass sie ihr Aufsichtsratsmandat bei innogy weiterhin uneingeschränkt wahrnehmen, aber an Beratungen und Beschlussfassungen des Aufsichtsrats der RWE oder seiner Ausschüsse, welche die Transaktion betreffen, nicht teilnehmen. Demgegenüber haben Frank Bsirske (zugleich Mitglied im Aufsichtsrat der RWE AG) und Dr. Markus Krebber (zugleich Mitglied im Vorstand der RWE AG) ihren Doppelmandaten dadurch Rechnung getragen, dass sie ihre jeweiligen Funktionen bei RWE weiterhin wahrnehmen, aber an Beratungen und Beschlussfassungen des Aufsichtsrats der innogy oder seiner Ausschüsse, welche die Transaktion betreffen, nicht teilnehmen. Das Aufsichtsratsmitglied Herr Markus Sterzl (zugleich Mitglied im Aufsichtsrat der RWE Generation SE, einer zur RWE Gruppe gehörenden Gesellschaft) hat seinem Doppelmandat dadurch Rechnung getragen, dass er sein Aufsichtsratsmandat bei innogy weiterhin uneingeschränkt wahrnimmt, aber an Beratungen und Beschlussfassungen des Aufsichtsrats der RWE Generation SE, welche die Transaktion betreffen, nicht teilnimmt. Die Aufsichtsratsmitglieder Monika Krebber, Rene Pöhls und Jürgen Wefers sind Mitglieder des Konzernbetriebsrats der RWE, das Aufsichtsratsmitglied Frau Gabriele Sassenberg Mitglied des IT-Ausschusses des Konzernbetriebsrats der RWE, die Aufsichtsratsmitglieder Frau Monika Krebber, Frau Särka Vojikovä, Herr Robert Leyland, Herr Pascal van Rijsewijk, Herr Jürgen Wefers und Herr Rene Poehls sind Mitglieder des Europäischen Betriebsrats der RWE; sie alle nehmen (im Fall von Herrn Wefers bis zu dessen Ausscheiden aus dem Aufsichtsrat der innogy SE) vorsorglich nicht an Beratungen und Beschlussfassungen dieser Gremien teil, soweit sie die Transaktion betreffen. Das Aufsichtsratsmitglied Dr. Dieter Steinkamp (zugleich Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG und der GEW Köln AG) hat der Tatsache, dass aufgrund der zwischen der innogy SE und der GEW Köln AG bestehenden konsortialvertraglichen Vereinbarungen im Hinblick auf ihre gemeinsame Beteiligung an der RheinEnergie AG infolge der Durchführung der Transaktion Andienungs- oder Rückübertragungsrechte der GEW Köln AG in Bezug auf innogys Beteiligung an der RheinEnergie AG bestehen könnten, dadurch Rechnung getragen, dass er, solange nicht einvernehmlich geklärt ist, dass solche Rechte nicht bestehen, nicht an Sitzungen des Aufsichtsrats der innogy bzw. seiner Ausschüsse teilnimmt, welche die Transaktion betreffen. In sämtlichen Fällen wurden und werden organisatorische Vorkehrungen getroffen, um die Umsetzung der vorgenannten Vorgehensweise zu gewährleisten.

Corporate Governance.

Der Aufsichtsrat hat sich auch 2018 mit der Umsetzung der Vorschriften des Deutschen Corporate Governance Kodex befasst und gemeinsam mit dem Vorstand einen Corporate-Governance-Bericht erstellt, der auf der Website von innogy unter www.innogy.com/corporate-governance veröffentlicht wurde. Außerdem hat der Aufsichtsrat am 11. Dezember 2018 eine Entsprechenserklärung abgegeben, die auf derselben Internetseite abgerufen werden kann. Die innogy SE erfüllt alle Empfehlungen des Kodex auch in der aktuellen Fassung, die am 24. April 2017 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers veröffentlicht wurde.

Ausschüsse.

Im Geschäftsjahr 2018 gab es fünf ständige Ausschüsse des Aufsichtsrats sowie den seit März tätigen Übernahmeausschuss. Eine Übersicht über die ständigen Ausschüsse und deren Mitglieder ist auf Seite 7 aufgeführt. In den Ausschüssen werden die anstehenden Themen und Beschlüsse der jeweiligen Aufsichtsratssitzungen vorbereitet. Mitunter nehmen die Ausschüsse auch Entscheidungsbefugnisse wahr, die ihnen der Aufsichtsrat übertragen hat. Über die Arbeit der Ausschüsse haben deren Vorsitzende den Aufsichtsrat regelmäßig und umfassend informiert.

Die Mitglieder des Präsidiums kamen im Berichtsjahr 2018 zu einer Sitzung zusammen. Im Fokus standen die Vorarbeiten für die Beratungen des Aufsichtsrats über die Planung des Geschäftsjahres 2019 sowie die Vorschau bis 2021.

Der Prüfungsausschuss tagte im Berichtsjahr achtmal. Der Abschlussprüfer und der Finanzvorstand bzw. sein Vertreter nahmen regelmäßig an den Sitzungen teil. Der Prüfungsausschuss befasste sich unter Berücksichtigung des jeweiligen Berichts des Abschlussprüfers mit dem Jahresabschluss und den Zwischenberichten der innogy und hat diese jeweils vor Veröffentlichung mit dem Vorstand erörtert.

Darüber hinaus befasste sich der Ausschuss mit dem Abhängigkeitsbericht der innogy SE und der nichtfinanziellen Berichterstattung der innogy SE sowie des innogy-Konzerns. Er hat den zusammengefassten gesonderten nichtfinanziellen Bericht für die innogy SE und den innogy-Konzern, der von PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC) geprüft worden war, seinerseits geprüft und die Beratung des Aufsichtsrats dazu vorbereitet.

Im Rahmen der Prüfung des Jahresabschlusses hat sich der Ausschuss insbesondere auch mit den besonders wichtigen Prüfungssachverhalten (Key Audit Matters) als Teil des Bestätigungsvermerks für den innogy-Konzernabschluss auseinandergesetzt.

Der Prüfungsausschuss gab dem Aufsichtsrat eine Empfehlung für den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2018 und bereitete außerdem die Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer einschließlich der Honorarvereinbarung vor.

Weiterhin ist der Prüfungsausschuss über die Risikosituation sowie die rechtlichen Risiken des Konzerns informiert worden. Insbesondere hat er sich über die Risiken aus der E.ON/RWE-Transaktion bzw. aus der Übernahmesituation ausführlich informieren lassen.

Auf den Tagesordnungen der Sitzungen des Prüfungsausschusses standen eine Vielzahl weiterer Themen, u. a. Fragen der Compliance, der Prüfungsplan und die Feststellungen der Internen Revision, die finanzielle Situation und das Rating des innogy-Konzerns, die Ergebnisse des Goodwill-Impairment-Tests, die Cybersicherheit, die EU-Datenschutzgrundverordnung, die steuerliche Situation des Konzerns sowie das interne Kontrollsystem. Des Weiteren hat der Prüfungsausschuss die Investitions- und Finanzplanung intensiv vorberaten und dem Aufsichtsrat seine Empfehlung mitgeteilt.

Zu einzelnen Themen haben in den Prüfungsausschusssitzungen auch Leiter der Konzernfunktionen für Berichte und Fragen zur Verfügung gestanden.

Der Strategieausschuss trat im Geschäftsjahr 2018 einmal zusammen. Er befasste sich in dieser Sitzung eingehend mit dem Thema Digitalisierung.

Der Personalausschuss tagte 2018 siebenmal. Er bereitete u. a. die Beschlussfassungen des Aufsichtsrats zu den Vorstandspersonalien vor. Des Weiteren befasste er sich im Berichtsjahr mit den Tantiemen sowie der aktienkursbasierten Vergütung der Vorstandsmitglieder. In diesem Zusammenhang gab er Empfehlungen zur Bemessung und Festlegung der Zielwerte und -kriterien.

Der Nominierungsausschuss wurde im Geschäftsjahr 2018 nicht einberufen.

Der Übernahmeausschuss hat im Geschäftsjahr 2018 elfmal getagt. Dabei hat er sich regelmäßig mit allen anstehenden Fragen und Entscheidungen im Zusammenhang mit dem Übernahmeangebot beschäftigt und die notwendigen Beschlüsse des Aufsichtsrats vorbereitet. Darüber hinaus hat er sich zwischen den Sitzungen regelmäßig vom Vorstand über die aktuelle Situation berichten lassen.

Jahresabschluss 2018.

Der vom Vorstand nach den Regeln des Handelsgesetzbuchs (HGB) aufgestellte Jahresabschluss 2018 der innogy SE, der auf Basis des § 315e HGB nach IFRS aufgestellte Konzernabschluss sowie der zusammengefasste Lagebericht für die innogy SE und den Konzern wurden von PwC unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Zudem hat PwC festgestellt, dass der Vorstand ein geeignetes Risikofrüherkennungssystem eingerichtet hat und dieses seine Aufgabe erfüllt. PwC war von der Hauptversammlung am 24. 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 rechtzeitig zur Prüfung erhalten. In der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 7. März 2019 hat der Vorstand die Unterlagen erläutert. Die Abschlussprüfer berichteten in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse der Prüfung und standen für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Prüfungsausschuss hatte sich bereits in seiner Sitzung am 6. März 2019 in Gegenwart der Abschlussprüfer eingehend mit den Jahresabschlüssen der innogy SE und des Konzerns sowie den Prüfungsberichten befasst; er hat dem Aufsichtsrat über seine Ergebnisse berichtet und ihm empfohlen, die Abschlüsse zu billigen und dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands zuzustimmen.

In der Sitzung am 7. März 2019 hat der Aufsichtsrat den Jahresabschluss der innogy SE, den Konzernabschluss, den zusammengefassten Lagebericht für die innogy SE und den Konzern, den Abhängigkeitsbericht für die innogy SE, den nichtfinanziellen Bericht für die innogy SE und den innogy-Konzern sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns eingehend geprüft und keine Einwendungen erhoben. Wie vom Prüfungsausschuss empfohlen, stimmte er dem Ergebnis der Prüfung beider Abschlüsse zu und billigte den Jahresabschluss der innogy SE und des Konzerns. Der Jahresabschluss 2018 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, der eine Dividende von 1,40 € je Aktie vorsieht.

Abhängigkeitsbericht für das Geschäftsjahr 2018.

Nach Verschmelzung der RWE Downstream Beteiligungs GmbH auf die GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der RWE AG, hält die GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung 76,79% der Anteile an der innogy SE. Da zwischen dieser Gesellschaft und der innogy SE kein Beherrschungs- und/oder Ergebnisabführungsvertrag besteht, hat der Vorstand der innogy SE nach § 312 Aktiengesetz (AktG) für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2018 einen Bericht über die Beziehungen der Gesellschaft zu verbundenen Unternehmen ("Abhängigkeitsbericht") erstellt. Der Abhängigkeitsbericht wurde vom Abschlussprüfer der Gesellschaft geprüft. Dieser hat keine Einwendungen erhoben und gemäß § 313 AktG den folgenden Vermerk erteilt: "Auftragsgemäß haben wir den Bericht des Vorstands nach § 312 AktG über die Beziehungen zu verbundenen Unternehmen gemäß § 313 AktG für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2018 geprüft. Da nach dem abschließenden Ergebnis unserer Prüfung keine Einwendungen zu erheben sind, erteilen wir nach § 313 Abs. 3 Satz 1 AktG folgenden Bestätigungsvermerk: Nach unserer pflichtmäßigen Prüfung und Beurteilung bestätigen wir, dass 1. die tatsächlichen Angaben des Berichts richtig sind, 2. bei den im Bericht aufgeführten Rechtsgeschäften die Leistung der Gesellschaft nicht unangemessen hoch war, 3. bei den im Bericht aufgeführten Maßnahmen keine Umstände für eine wesentlich andere Beurteilung als die durch den Vorstand sprechen."

Der Abhängigkeitsbericht und der Prüfbericht des Abschlussprüfers lagen dem Prüfungsausschuss und dem Aufsichtsrat vor. Die Überprüfung ergab keine Beanstandungen. Ebenso wurden vom Aufsichtsrat keine Einwendungen gegen die Erklärungen des Vorstands über die Beziehungen zu verbundenen Unternehmen erhoben.

Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat.

Mit Ablauf des 20. Mai 2018 ist Jürgen Wefers aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Als sein Nachfolger wurde Stefan May durch gerichtlichen Beschluss mit Wirkung ab dem 7. Juni 2018 bestellt. Der Aufsichtsrat dankt Herrn Wefers für die engagierte und konstruktive Mitarbeit und für seinen Einsatz zum Wohl des Unternehmens.

Personelle Veränderung im Vorstand.

Der Aufsichtsrat hat in seiner Sitzung am 24. April 2018 auf Empfehlung des Personalausschusses Uwe Tigges zum Vorsitzenden des Vorstands der innogy SE ernannt. Des Weiteren hat der Aufsichtsrat in der gleichen Sitzung Arno Hahn zum Mitglied des Vorstands bestellt und zum Arbeitsdirektor ernannt.

Dank für Engagement und Loyalität. Im Namen des Aufsichtsrats danke ich dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für die im Geschäftsjahr 2018 geleistete Arbeit, die gerade wegen der Übernahmesituation eine besondere Herausforderung darstellte. Mit ihrem großen Engagement und ihrer Loyalität haben sie maßgeblich zum Unternehmenserfolg beigetragen.

Essen, 7. März 2019

Für den Aufsichtsrat

Dr. Erhard Schipporeit, Vorsitzender

Unsere Aktie

2018 war ein turbulentes Aktienjahr mit dem größten Verlust an den Aktienmärkten seit der Finanzkrise. Globale Handelskonflikte, die Brexit-Verhandlungen oder auch die sich weiter zuspitzende Dieselkrise beeinflussten die Stimmung an den Kapitalmärkten. Eine Zinswende blieb 2018 wider Erwarten aus, in Europa gingen die Renditen sogar noch weiter zurück. Unter all diesen Entwicklungen litt auch der deutsche Leitindex DAX: Im Jahresverlauf verlor er 18%. Der europäische Versorgersektor hingegen zeigte 2018 als einzige Branche eine positive Entwicklung, von der auch die deutschen Versorger profitierten. Die Gesamtperformance der innogy-Aktie war 2018 erheblich von der geplanten Übernahme durch E.ON und RWE bestimmt. Seit Bekanntwerden der Transaktion im März notierte sie über dem Niveau des formalen Angebotspreises und lag zum Jahresende sogar über 10% darüber.

Performance der innogy-Aktie ggü. DAX und STOXX Europe 600 Utilities

Indizierte Werte, in % (Tagesschlusskurse)

Schwaches Börsenjahr 2018 - DAX mit erheblichen Verlusten.

Einer der Hauptgründe für den rückläufigen Trend an den Kapitalmärkten im vergangenen Jahr waren internationale politische Turbulenzen, die auch die konjunkturzyklischen Exportwerte des DAX in Mitleidenschaft zogen. Die geopolitische Situation wirkte sich auf die Anleihenmärkte aus. Auch das Zinsniveau war rückläufig, die zehnjährige Bundesanleihe rentierte zum Jahreswechsel nur noch mit 0,25%.

Zum Jahresende 2018 ging der DAX mit 10.559 Punkten aus dem Handel und verzeichnete damit ein Minus von 18% gegenüber dem Schlusskurs des Jahres 2017. Der STOXX Europe 600 Utilities, in dem die größten europäischen Unternehmen aus dem Energiesektor gelistet sind, entwickelte sich verglichen mit dem DAX stabiler und erreichte zum Jahresende 817 Punkte und damit ein Plus gegenüber dem Vorjahr von 2%.

Europäische Zentralbank hält an Nullzinspolitik fest.

Während die US-Notenbank im Jahr 2018 vier Leitzinserhöhungen vollzog, blieb die Europäische Zentralbank (EZB) bei ihrer Zins- und Kreditpolitik.

Auf dem Währungsmarkt zeigten sich folgende Entwicklungen: Der Euro verlor gegenüber dem US-Dollar im Jahresverlauf an Wert, hatte seinen Tiefpunkt bei 1,12 US$/€ und beendete das Jahr bei 1,15 US$/€. Das britische Pfund schwankte gegenüber dem Euro 2018 mit den Meldungen zum erwarteten Brexit zwischen 0,87 £/€ und 0,91 £/€. Zum Jahresende pendelte sich das Pfund wieder auf 0,90 £/€ ein. Die tschechische Krone blieb im Jahresverlauf relativ stabil und stand am Jahresende bei 25,72 CZK/€.

Performance der innogy-Aktie ggü. den Aktien von RWE und E.ON

Indizierte Werte, in % (Tagesschlusskurse)

Entwicklung der innogy-Aktie.

Die innogy-Aktie erreichte am 6. Februar 2018 ihren Jahrestiefstkurs von 29,36 € und entwickelte sich bis zum 11. März - dem Bekanntwerden der E.ON/RWE-Transaktion - leicht positiv. Am 12. März 2018, dem ersten Handelstag nach der Ankündigung, bewegte sich die Aktie direkt über dem Niveau des formalen Angebotspreises, den E.ON in dem freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebot den Minderheitsaktionären von innogy, in Höhe von 36,76 € angeboten hatte. Nach Veröffentlichung der Kooperationsvereinbarungen zwischen den involvierten Unternehmen und im weiteren Jahresverlauf zeigte die Aktie eine weitere positive Entwicklung bis auf ein Niveau von über 41,00 €. Nach dem 11. März hat sich der Aktienkurs von operativen Nachrichten der innogy weitgehend abgekoppelt und zeigt sich seitdem unbeeindruckt von fundamentalen Entwicklungen. Seit Mai 2018, mit Beginn der Annahmeperiode, werden die angedienten innogy-Aktien, also die Aktien, deren Eigentümer das Übernahmeangebot angenommen haben, als eigenständige Aktie gehandelt. Der Kurs der angedienten Aktie verlief im verbliebenen Geschäftsjahr sehr stabil auf Höhe des Angebotspreises von 36,76 € und zeigte zum Jahresende eine leicht positive Performance.

Ende Dezember 2018 ging die Aktie mit einem Xetra-Schlusskurs von 40,73 € aus dem Handel. Die Gesamtperformance unserer Aktie, also die Rendite aus Aktienkursentwicklung plus gezahlter Dividende, lag 2018 bei rund 30% und hat damit die Indizes DAX und STOXX Europe 600 Utilities bei weitem übertroffen. Die Marktkapitalisierung von innogy betrug am 28. Dezember, dem letzten Handelstag 2018, rund 22,4 Mrd. €.

Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018.

innogy verfolgt eine langfristige und verlässliche Dividendenpolitik, die in Einklang mit unserer Unternehmensentwicklung und einer robusten Finanzstruktur steht. Als Basis für die Dividendenausschüttung dient daher das bereinigte Nettoergebnis. Es unterscheidet sich vom Nettoergebnis dadurch, dass das durch nicht operative oder aperiodische Einmal- oder Sondereffekte geprägte neutrale Ergebnis und gegebenenfalls weitere Sondereinflüsse herausgerechnet werden (siehe Seite 47). Für die Ausschüttungsquote haben wir einen Zielkorridor von 70% bis 80% definiert.

Vorstand und Aufsichtsrat der innogy SE werden der Hauptversammlung am 30. April 2019 vorschlagen, für das Geschäftsjahr 2018 eine Dividende in Höhe von 1,40 € je dividendenberechtigter Stückaktie auszuschütten. Das entspricht einer Ausschüttungsquote von 76% bezogen auf das bereinigte Nettoergebnis. Die Dividendenrendite beträgt, basierend auf dem Xetra-Schlusskurs vom 28. Dezember 2018, rund 3,4%.

Kennzahlen der innogy-Aktie ¹		2018	2017
Angepasstes Ergebnis je Aktie	€	-1,18	1,40
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie	€	1,85	2,20
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit je Aktie	€	4,62	4,78
Dividende je Aktie	€	1,40 ²	1,60
Ausschüttung	Mio. €	777,8 ³	888,9
Ausschüttungsquote	%	76 ³	73
Dividendenrendite ⁴	%	3,4	4,9
Börsenkurse der regulären Aktie
Kurs zum Ende des Geschäftsjahres	€	40,73	32,68
Höchstkurs	€	41,16	42,31
Tiefstkurs	€	29,36	30,94
		31.12.2018	31.12.2017
Marktkapitalisierung	Mrd. €	22,4 ⁵	18,2
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien	Tsd. Stück	555.555	555.555

¹ Bezogen auf die im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende
² Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der innogy SE, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 30. April 2019
³ Bezogen auf den Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der innogy SE, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 30. April 2019
⁴ Quotient aus Dividende je Aktie und Aktienkurs zum Ende des Geschäftsjahres
⁵ Summe aus Marktkapitalisierung der regulären und angedienten Aktien

Aktionärsstruktur innogy

Institutionelle Anleger nach Regionen (ohne RWE)

Breite internationale Aktionärsbasis ¹.

Das Grundkapital der innogy SE ist eingeteilt in 555.555.000 Aktien. Die RWE AG hielt Ende 2018 über ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH 76,79% der innogy-Aktien und ist damit größter Einzelaktionär.

Nach Beendigung der weiteren Annahmefrist im Rahmen des freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebots an die Aktionäre der innogy SE am 25. Juli 2018 hat E.ON bekanntgegeben, dass 9,4% der Aktien im Streubesitz das E.ON Angebot angenommen haben. Damit beläuft sich die Gesamtzahl der Aktien, für die das Übernahmeangebot angenommen wurde, inklusive dem Anteil der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, auf insgesamt 86,2% des Grundkapitals der innogy SE.

Da das Übernahmeangebot an die innogy Aktionäre am 31. Dezember 2018 noch nicht vollzogen war, berücksichtigen die Grafiken keine Unterteilung in reguläre und angediente Aktien. Ohne Berücksichtigung der innogy-Aktien, die von der RWE AG mittelbar gehalten werden, ergibt sich folgende regionale Aufteilung: Knapp die Hälfte der institutionellen Investoren kommen aus Nordamerika, Großbritannien und Irland. In Kontinentaleuropa werden ca. 53% der Aktien gehalten, davon ca. 13% in Deutschland.

Börsenkürzel der innogy-Aktie	Reguläre Aktie	Angediente Aktie
Reuters: Xetra	IGY.DE	IGYB.DE
Reuters: Börse Frankfurt	IGY.F	IGYB.F
Bloomberg: Xetra	IGY GY	IGYB GY
Bloomberg: Börse Frankfurt	IGY GR	IGYB GR
Wertpapierkennnummer (WKN) in Deutschland	A2AADD	A2LQ2L
International Securities Identification Number (ISIN)	DE000A2AADD2	DE000A2LQ2L3

¹ Die Datenbasis wurde von Q4 Inc. erhoben.

1 Zusammengefasster Lagebericht

1.1 Unsere Strategie

Der Energiemarkt wandelt sich grundlegend und damit auch unser Wettbewerbsumfeld. Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Digitalisierung - das sind die drei wesentlichen Trends, die den Umbau des Energiesystems bestimmen. Wir verstehen diese Veränderungen als Ansporn und wollen als einer der führenden Akteure den europäischen Energiemarkt gestalten. Wir nutzen die Chancen unseres Geschäftsmodells - durch Investitionen in Erzeugungskapazitäten auf Basis regenerativer Energien, in intelligente Netze und in innovative Produkte, die auf die Bedürfnisse unserer Kunden zugeschnitten sind.

Energie ist innogy.

Unser Unternehmensname innogy kombiniert die Begriffe Innovation, Energie und Technologie. innogy will die Gestaltung einer nachhaltigen, dezentralen und digitalisierten Energielandschaft als Schrittmacher der Energiewende vorantreiben. Unsere Produkte, intelligenten Lösungen und Dienstleistungen sind auf die neue Energiewelt zugeschnitten. Dadurch können wir unsere Aktivitäten noch besser auf die Erfordernisse der verschiedenen Märkte ausrichten sowie bedarfsgerechte und zukunftsfähige Angebote für unsere Kunden entwickeln.

Konsequente Weiterverfolgung der Unternehmensstrategie von innogy.

Die drei großen Trends - Dekarbonisierung, Dezentralisierung, Digitalisierung - wollen wir für uns nutzen, indem wir unsere Position im bestehenden Wettbewerb stärken, Neugeschäft erschließen und weitere Optionen durch Innovation in allen Unternehmensbereichen schaffen. Dazu leiten wir für jede strategische Geschäftseinheit anhand unserer klar definierten Ansprüche an Position, Performance, Portfolio und Partnerschaft ("4P-Strategie") konsequent Maßnahmen ab. Eine umfassendere Darstellung der drei großen Trends und der hierauf aufbauenden Strategie von innogy finden Sie im Strategiekapitel des Geschäftsberichts 2017. Im Folgenden stellen wir konkrete Maßnahmen zur Umsetzung unserer Strategie vor; weitere Ausführungen dazu siehe die Kapitel "Wesentliche Ereignisse" und "Geschäftsverlauf".

Unsere fokussierte Wachstums- und Investitionsstrategie.

Der Schwerpunkt unseres Investitionsprogramms liegt weiterhin auf dem Kerngeschäft unserer drei Unternehmensbereiche Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur und Vertrieb und umfasst auch deren jeweilige Wachstumsfelder. Ein wichtiges Element ist hier, dass wir die Unternehmensbereiche mit zahlreichen Initiativen fit für die digitale Zukunft machen. Die Stammregion von innogy ist Europa; im Hinblick auf künftiges Wachstum setzen wir jedoch auch auf Opportunitäten außerhalb unserer unternehmerischen Heimat, insbesondere in Nordamerika. So standen beispielsweise die USA beim Ausbau unserer eMobility-Aktivitäten im vergangenen Jahr im Fokus.

Im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien wollen wir unsere Erzeugungskapazitäten in den kommenden Jahren werthaltig erhöhen. Wie viel wir im Einzelnen investieren, hängt u. a. davon ab, ob wir bei ausgeschriebenen Auktionen den Zuschlag für einzelne Projekte erhalten. 2018 waren wir bei Auktionen in Deutschland und Polen erfolgreich. Wir haben für unser deutsches Offshore-Windprojekt Kaskasi mit einer Erzeugungskapazität von 325 MW den Zuschlag erhalten sowie für zwei polnische Onshore-Windprojekte mit einer Erzeugungskapazität von insgesamt rund 85 MW. Neben der Stromerzeugung aus Windkraft sind wir auch im Solargeschäft tätig. Derzeit errichten wir ein Freiflächen-Solarkraftwerk mit einer Kapazität von über 349 MW in Australien, weitere Projekte in Nordamerika sind in Planung.

Ein Großteil unserer Investitionen fließt in den Erhalt, den Ausbau und die Modernisierung unserer Netze. Im Vordergrund steht neben der Substanzerhaltung auch der Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen ans Netz sowie insbesondere der Netzausbau im Rahmen der Energiewende, zunehmend aber auch die Digitalisierung der Netze. Im Projekt Designetz wird unter der Führung von innogy ein Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das Versorgungsnetz erarbeitet. Nähere Informationen hierzu erhalten Sie im Kapitel "Innovation" auf Seite 23. Zudem forcieren wir den glasfaserbasierten Breitbandausbau (FTTx), um in diesem Markt eine führende Rolle zu übernehmen. Wir realisieren bereits in verschiedenen Regionen Deutschlands geförderte Breitbandprojekte mit Fokus auf den ländlichen Raum. Auch in Tschechien verfolgen wir dieses Ziel und sind bereits in sechs Regionen präsent.

Im Unternehmensbereich Vertrieb haben folgende Themen Priorität: Absicherung des Kerngeschäfts durch Effizienzsteigerung, Erhöhung der Kundenzufriedenheit, Ausbau des Kerngeschäfts durch die Erweiterung unserer werthaltigen Kundenbasis sowie durch attraktive Angebote für Privat- und Geschäftskunden, insbesondere "Energy+"-Produkte. 2018 haben wir unsere Angebotspalette für Privat- und Geschäftskunden durch gezielte Akquisitionen gestärkt. Hierzu zählt beispielsweise der Erwerb der Unternehmen EnergieWonen und ZON7 in den Niederlanden. Die beiden Unternehmen vertreiben Solaranlagen für Hausbesitzer, sowohl direkt als auch über das Internet oder telefonisch. Die Installation der Solarpaneele übernimmt die ebenfalls neu akquirierte niederländische Gesellschaft EWIS. Auch in Osteuropa haben wir unsere Aktivitäten rund um den Vertrieb von Solaranlagen ausgeweitet, und zwar indem wir unsere Beteiligung an dem polnischen Unternehmen Foton Technik ausgebaut haben.

Unser Bereich eMobility ist 2018 international stark gewachsen. Als Technologieprovider bieten wir Geschäftskunden, Flottenbetreibern, Energieversorgern und auch Privatkunden ein breites Produktportfolio an Lösungen rund um das Thema Laden: von der Ladeinfrastruktur über zentral gesteuerte Servicedienstleistungen bis hin zu komfortablen Abrechnungsmodellen und intuitiven Anwendungen. Wir treiben den Ausbau der Ladeinfrastruktur in Deutschland weiter voran und elektrifizieren auch unseren eigenen Fuhrpark.

Mit Nachhaltigkeit langfristig Wert schaffen.

Gute Unternehmensführung, die Wahrnehmung gesellschaftlicher und sozialer Verantwortung sowie die Bewahrung der natürlichen Lebensgrundlagen sind für innogy essenziell, um langfristig einen nachhaltigen wirtschaftlichen Wert zu generieren. Wir fühlen uns den Prinzipien des UN Global Compact verbunden und unterstützen die Umsetzung der Sustainable Development Goals (SDGs - nachhaltige Entwicklungsziele) der Vereinten Nationen, die den Rahmen für nachhaltiges Wirtschaften auf ökonomischer, ökologischer und gesellschaftlicher Ebene setzen. Hierbei sehen wir für innogy einen maßgeblichen Einfluss zur Zielerreichung bei den SDGs 7, 9 und 13: Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher und nachhaltiger Energie, Aufbau einer belastbaren und nachhaltigen Infrastruktur und Bekämpfung des Klimawandels. Um unsere Anstrengungen bei diesen Aspekten zu verstärken, waren wir 2018 mit Stakeholdern zu verschiedenen Aspekten im Austausch. Beispielsweise haben wir aktiv an der ersten Phase des Monitorings für den Nationalen Aktionsplan Menschenrechte teilgenommen und unser Bekenntnis in diesem Bereich mit der Verabschiedung einer neuen menschenrechtlichen Erklärung gestärkt. Zum Thema Menschenrechte und zu weiteren wesentlichen Themen im nichtfinanziellen Bereich berichten wir über Konzepte, Ziele, wesentliche Kennzahlen und unseren Fortschritt in unserem Nachhaltigkeitsbericht 2018 unter www.innogy.com/nachhaltigkeitsbericht-2018. Die Inhalte basieren dabei auf einer Analyse der wichtigen Themen für unsere Geschäftstätigkeit und für unsere Stakeholder. Der im Nachhaltigkeitsbericht enthaltene gesonderte zusammengefasste nichtfinanzielle Bericht nach § 315c in Verbindung mit § 289c HGB enthält Angaben zu besonders wesentlichen Themen bei den Aspekten Umwelt, Arbeitnehmer, soziale Belange, Achtung der Menschenrechte und Bekämpfung von Korruption und Bestechung. Die vom Aufsichtsrat festgelegten Berichtsthemen sind Emissionen, Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz, Beschäftigung, Verfügbarkeit und Zuverlässigkeit, Marketing und Kennzeichnung, die soziale Bewertung unserer Lieferanten sowie Korruptionsbekämpfung. Mit der betriebswirtschaftlichen Prüfung zur Erlangung begrenzter Sicherheit (Limited Assurance) des nichtfinanziellen Berichts 2018 wurde PricewaterhouseCoopers GmbH WPG (PwC) beauftragt. Der Nachhaltigkeitsbericht ist nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts.

innogy in ESG-Ratings.

Unser Unternehmen wird mit Blick auf ökologische und soziale Aspekte sowie die Art der Unternehmensführung (Environmental, Social, Governance - ESG) bewertet. Im Geschäftsjahr 2018 hat innogy im MSCI ESG Rating erneut ein "A"-Score erzielt. Im Rating von ISS Oekom hat innogy weiterhin mit einem Score von B-Prime-Status. Sustainalytics bewertet innogy weiterhin mit 71 Punkten von 100 Punkten.

innogy unterstützt die Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosure des Financial Stability Board.

Mit unseren Aktivitäten tragen wir maßgeblich dazu bei, den Weg in eine emissionsarme und nachhaltige Welt zu bereiten. Damit unterstützen wir die weltweiten Anstrengungen gegen den Klimawandel. Das Rahmenwerk der Task Force on Climate-related Financial Disclosure (TCFD) hilft Unternehmen, Risiken und Chancen des Klimawandels anhand von vier übergeordneten Aspekten ganzheitlich zu betrachten und in ihr Geschäft zu integrieren, und es unterstützt sie bei der konsistenten Berichterstattung gegenüber Investoren und weiteren Stakeholdern. innogy wird künftig weitere Empfehlungen der TCFD umsetzen, um die eigene Berichterstattung noch weiter zu verbessern.

Aspekte der TCFD-Empfehlungen	Veröffentlichungen und Fortschritte	Verweise
Governance	Der Vorstand misst dem Klimawandel und dessen Auswirkungen große Bedeutung bei. Innerhalb des Unternehmens lässt er sich regelmäßig und anlassbezogen insbesondere über gesellschaftliche und politische Entwicklungen und deren Auswirkungen informieren. Unter der Koordination der Abteilung Corporate Responsibility im Bereich Public Affairs & Communications arbeiten die Bereiche Strategie, Controlling & Risk und Investor Relations bei der Umsetzung und Berichterstattung zusammen. Corporate Responsibility ist darüber hinaus für die Berichterstattung über die klimarelevanten Kennzahlen verantwortlich und berichtet diese im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung an den Vorstand und externe Stakeholder.
Strategie	Der Klimawandel und seine Auswirkungen auf den politischen, wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Rahmen prägen die strategische Ausrichtung von innogy mit. innogy will als Schrittmacher der Energiewende die Gestaltung einer nachhaltigen, stärker dezentralen und digitalisierten Energielandschaft vorantreiben. Wir sehen daher den Klimawandel nicht nur als Risiko, sondern als Auftrag für uns, daraus auch Chancen für unternehmerisches Wachstum zu entwickeln. Mit dem Ausbau unserer Kapazitäten bei den Erneuerbaren Energien, unseren Netzinvestitionen, beispielsweise zum Anschluss emissionsfreier Anlagen, und der Entwicklung und Bereitstellung innovativer und effizienter Lösungen unterstützen wir konsequent den Weg in eine emissionsarme Welt und die Erreichung globaler Klimaziele.
Risikomanagement	Die Gesamtverantwortung für die Überwachung und Steuerung des Gesamtrisikos des Konzerns trägt der Vorstand von innogy. Er legt Regeln und Mindeststandards fest und entscheidet so über das Risikomanagementrahmenwerk und die Risikomanagementstrategie des innogy-Konzerns. Der Vorstand hat 2018 beschlossen, dass Klimarisiken im Rahmen der etablierten Risikomanagementprozesse identifiziert, bewertet, bezüglich Mitigationsmaßnahmen untersucht und an den Vorstand berichtet werden. Dazu haben wir unseren Risikokatalog, den wir zur Risikoidentifikation im Rahmen der Risikoerhebung nutzen, um mögliche klimabezogene Risiken ergänzt.	1.12 Chancen und Risiken (siehe Seite 97 ff.)
Kennzahlen und Ziele	Unser Nachhaltigkeitsbericht enthält wichtige Indikatoren für die Berichterstattung über klimabedingte Aspekte, einschließlich der Menge der Emissionen (Scope 1, 2 und 3), der Emissionsintensität und des Energieverbrauchs. innogy berichtet dort ebenfalls über den Umsetzungsstand der grünen Anleihe (Green Bond), mit der wir Investitionen in klimafreundliche Projekte refinanzieren.	Nachhaltigkeitsbericht 2018 unter www.innogy.com/nachhaltigkeitsbericht-2018

1.2 Innovation

innogy steht für Innovationen rund um die Themen Energie und Technologie, und unser Projekt heißt Zukunft: Wir gestalten die Veränderung des Energiesystems mit, etwa durch neue Geschäftsmodelle, die darauf abzielen, überzeugende, kreative Lösungen für Kunden in einer zunehmend digitalen Welt zu bieten. Und durch Projekte, in denen wir neue, auch potenziell disruptive Technologien identifizieren und bewerten oder selbst entwickeln und testen. Unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter tragen mit ihren Ideen dazu bei, dass unser Unternehmen weiterhin zu den innovativsten der Branche gehört.

Innovation Hub: Digitale Geschäftsmodelle für das Energiesystem von morgen

innogy ist ein Unternehmen, das Innovation lebt. Dabei sind Neugier und Offenheit zwei der wichtigsten Erfolgsfaktoren. Der innogy Innovation Hub - eine Innovationsplattform, die wir 2014 gegründet haben - besitzt hierfür die besten Voraussetzungen: Er ist sowohl Kapitalgeber als auch ein sogenannter Accelerator ("Beschleuniger"). In dieser Doppelfunktion unterstützt er junge Unternehmen, die innovative Technologien und Geschäftsmodelle entwickelt haben, mit finanziellen Mitteln und Know-how. Die Startups, die der Innovation Hub in sein Portfolio aufnimmt, erhalten Zugang zu den Netzwerken des innogy-Konzerns sowie zu Entscheidern der Unternehmensbereiche als potenzielle Kunden - und somit Impulse für eine schnellere Unternehmensentwicklung und die Verbesserung ihrer Wettbewerbsfähigkeit. innogy wiederum profitiert von der Zusammenarbeit durch Einbindung der Ideen der jungen Unternehmen in ihr Kerngeschäft.

Der Innovation Hub in Zahlen

Gründung:

2014

Start-up-Beteiligungen Ende 2018:

87 weltweit

Portfoliowert ¹:

162 Mio. €

¹ Der Portfoliowert setzt sich aus dem Beteiligungsbuchwert und den Finanzforderungen zusammen.

Fresh Energy: Energielösung bestehend aus Smart Meter und Smartphone-App. Verbrauchsgenaue monatliche Stromrechnung ohne Nachzahlung, Kontrolle des Energieverbrauchs einzelner Haushaltsgeräte per App, monatlich kündbar. 100% Transparenz, 100% Ökostrom. www.getfresh.energy

Zukunft gestalten - zusammen mit Start-ups.

Wir gehen davon aus, dass die Grenzen der bestehenden Branchen und Sektoren wie Energie, Telekommunikation, Mobilität und intelligente Immobilien mehr und mehr verschwimmen oder sich ganz auflösen werden. Ein Beispiel für diese Entwicklung ist das Stromnetz. Es ist schon heute keine Einbahnstraße mehr: Bis 2020 werden weltweit mehr als 50 Mrd. Geräte im Internet der Dinge angeschlossen sein. Sie werden Strom benötigen, zum Teil auch selbst erzeugen und in zunehmend integrierten Strom- und Datennetzen ihren Energiebedarf intelligent und in Kommunikation mit anderen Geräten managen. Zugleich werden Gebäude den selbst produzierten Strom speichern und nutzen und ihn auch an Elektrofahrzeuge weitergeben. Und das sind nur einige Beispiele. In der Zukunft werden verschiedene Systeme zusammenhängen und miteinander verknüpft sein.

Dadurch wird sich auch die Rolle der Energieversorger wandeln. Der Innovation Hub hält deshalb weltweit Ausschau nach Partnern, die über vielversprechende Geschäftsmodelle verfügen und die mit uns diese Zukunft gestalten können - indem sie fortschrittliche Technologien wie Block-chain, künstliche Intelligenz und Augmented Reality nutzen und neue Märkte entstehen lassen. Der innogy Innovation Hub hat seinen Hauptsitz in Berlin, mit europäischen Teams in London, Warschau und Essen sowie internationalen Teams in Kalifornien (Silicon Valley) und Israel (Tel Aviv). An all diesen Standorten wird gemeinsam mit Start-ups an neuen digitalen, datengetriebenen Geschäftsmodellen gearbeitet. Um Investitionen und Desinvestitionen zu tätigen, arbeitet der Innovation Hub zusammen mit der innogy Ventures GmbH, unserer Venture-Capital-Gesellschaft.

Wachstum fördern - Win-Win für Start-ups und Versorger.

Im vergangenen Jahr hat der Innovation Hub weltweit zehn Acceleratoren- und Partnerschaftsprogramme durchgeführt, um junge Unternehmen sowie ihre Technologien und Geschäftsmodelle für die digitale Zukunft aufzuspüren. Das weltweit erste und zugleich größte Start-up-Programm im Energiesektor ist "Free Electrons". Hier geht es um Ideen und Lösungen zu den Themen saubere Energie, Energieeffizienz, Elektromobilität, Digitalisierung und bedarfsgerechte Kundenservices. innogy arbeitet hier mit neun weiteren Energieversorgern - aus Irland, Portugal, den USA, den Vereinigten Arabischen Emiraten, Australien, Singapur, Hongkong und Japan -zusammen. Ziel von Free Electrons ist, die Unternehmen bei der Finanzierung zu unterstützen und sie mit den Energieversorgern zu vernetzen. Beide Seiten profitieren davon: Die Energieversorger, indem sie die neuen Technologien und Geschäftsmodelle in ihr Kerngeschäft integrieren, und die Start-ups, indem sie die Energieversorger als Kunden gewinnen. Die zehn Energieversorger, die an Free Electrons teilgenommen haben, sind zusammengenommen in mehr als 40 Ländern vertreten und haben über 73 Millionen Kunden - beste Voraussetzungen für die Start-ups, um neue Produkte zu echten Marktbedingungen zu testen und schließlich zu vermarkten.

TechSee: Kundendienst der nächsten Generation. Soforthilfe für die Bedienung von Geräten zu Hause und im Büro, telefonisch, per PC, Tablet oder Smartphone oder über den klassischen Außendienst. Rund um die Uhr. www.techsee.me

Aus den Wettbewerbsrunden von Free Electrons ging 2018 SOLshare in Bangladesh als Gewinner hervor und erhielt ein Preisgeld von 200.000 US$. Mit einer Anschubfinanzierung in Höhe von insgesamt 1,66 Mio. US$ fördert innogy zusammen mit anderen Versorgern die Weiterentwicklung des Unternehmens.

Weitere Informationen:

―	zu SOLshare: www.me-solshare.com
―	zu den Finalisten von Free Electrons 2018: www.innovationhub.innogy.com/free-electrons
―	zum Innovation Hub: www.innovationhub.innogy.com und in unserem Geschäftsbericht 2017 auf Seite 26 ff.
―	zu innogy Ventures: www.innogy.ventures

Bangladesh ist das Land mit den meisten installierten privaten Solaranlagen der Welt, rund fünf Millionen sind es. Bereits 2015 hatte SOLshare in einer abgelegenen Region von Bangladesh das erste Netz für den Handel von Solarstrom zwischen privaten Haushalten errichtet. Das Land bietet als ein sich entwickelnder Markt mit geringem Regulierungsgrad beste Voraussetzungen, um das Potenzial eines solchen Mini-Netzes zu testen. Dank der Anschubfinanzierung kann SOLshare nun sein Team erweitern und weiter wachsen: Zunächst will das Unternehmen in andere Regionen von Bangladesh vordringen, dann in den indischen Markt eintreten und anschließend sein Geschäft im asiatischen Raum noch ausweiten - einer Region, in der nach aktuellen Schätzungen 700 Millionen Menschen ohne Strom leben. Das heißt, in diesem Marktumfeld entsteht - zunächst in kleinem Maßstab, aber mit großem Potenzial - ein Energieversorger der Zukunft mit einem überzeugenden Angebot: digital, dezentral, für jeden verfügbar und klimaneutral.

Weitere Portfoliounternehmen:

―	Bidgely: www.bidgely.com
―	Big ChainDB: www.bigchaindb.com
―	GridX: www.gridx.de
―	Scantrust: www.scantrust.com
―	Placense: www.placense.com
―	Sterblue: www.sterblue.com/en
―	Libryo: www.libryo.com

F&E: Technologien für die Zukunft

Ein weiterer Schwerpunkt unserer Aktivitäten im Bereich Innovation betrifft neue Technologien: Im vergangenen Jahr haben wir an rund 230 Vorhaben auf dem Gebiet der Forschung und Entwicklung (F&E) gearbeitet, in denen wir bestehende Produkte und Verfahren verbessern und uns mit den Technologien von morgen befassen. F&E unterstützt die Transformation des europäischen Energiesystems: Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen soll nachhaltiger, effizienter und ertragreicher werden und das Verteilnetz intelligenter. Und wir wollen dafür sorgen, dass unseren Kunden bei der Erzeugung von Strom sowie der Nutzung und Speicherung von Energie komfortable Lösungen zur Verfügung stehen. Die F&E-Teams in unseren drei Geschäftsbereichen Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur sowie Vertrieb stellen sicher, dass Neuentwicklungen genau auf die Anforderungen der jeweiligen Märkte und Kunden zugeschnitten sind. Ein zentrales F&E-Team bearbeitet darüber hinaus konzernweite F&E-Themen und Prozesse, etwa die "Früherkennung" wegweisender neuer Technologien und unsere Unternehmenspatente. Unser betrieblicher F&E-Aufwand belief sich 2018 auf 141 Mio. € (Vorjahr: 169 Mio. €). Gleichzeitig haben wir Entwicklungskosten in Höhe von 106 Mio. € aktiviert (Vorjahr: 74 Mio. €). Von unseren Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern waren 410 ausschließlich oder teilweise mit F&E-Aufgaben befasst. Einige wichtige aktuelle F&E-Projekte stellen wir im Folgenden vor.

Windkraftanlagen mit Fernbedienung.

In den fast 60 Onshore-Windparks von innogy in Deutschland sorgt seit einiger Zeit ein quadratischer Kasten, der mit vollständigem Namen Smart Windfarm Output Controller (SWOC) heißt, dafür, dass diese ferngesteuert werden können. Der SWOC ist nicht viel größer als eine Tortenbox vom Konditor, aber deutlich schwerer und extrem leistungsstark. Die integrierte Software ermöglicht die Fernsteuerung gleich von mehreren Stellen aus: durch den Betreiber der Netze, in die der Strom eingespeist wird (er schützt diese so vor Überlastung), durch den sogenannten Direktvermarkter und vom Onshore-Kontrollraum der innogy. Der Direktvermarkter verkauft den erzeugten Strom für innogy an der Strombörse und kann z. B. die Produktion drosseln, wenn ein Strom-Überangebot an der Börse herrscht und deshalb der Strompreis negativ, der Stromverkauf somit unrentabel wird. Der Kontrollraum reduziert die Leistung der Parks, z. B. wenn die Umspannwerke, an denen der Windpark angeschlossen ist, gewartet werden sollen. Den regulatorischen Rahmen für die Fernsteuerung bildet das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das die Transformation des gesamten Energieversorgungssystems voranbringen soll: Für jede per Direktvermarktung verkaufte Kilowattstunde Strom aus ferngesteuerten Windparks erhält innogy vom Netzbetreiber einen Bonus. Auch für andere Märkte und Erzeugungsarten besitzt der SWOC viel Potenzial: In den Niederlanden wurden SWOCs installiert, um aktiv am dortigen Strommarkt teilzunehmen. Darüber hinaus wurden erste Solarparks schon damit ausgestattet.

Designetz entwickelt die Blaupause für die Energiewende.

Damit die Energiewende gelingt, müssen Wirtschaft, Wissenschaft und Kommunen eng zusammenarbeiten. Das geschieht im Projekt Designetz. Es ist im Januar 2017 gestartet und auf vier Jahre angelegt. Endergebnis des Projekts soll ein tragfähiges Gesamtkonzept zur Integration der erneuerbaren Energien in das deutsche Versorgungssystem sein. An dieser Aufgabe arbeitet ein Konsortium unter der Führung von innogy. Im Rahmen von Designetz werden bestehende und noch aufzubauende Einzellösungen, die zum Gelingen der Energiewende beitragen können, miteinander und über Regionen hinweg zu einem belastbaren Gesamtsystem verknüpft. Unter den 46 Konsortialpartnern sind Stadtwerke, namhafte Forschungsinstitute und große Technologieunternehmen. Mit ihnen arbeitet innogy in 30 innovativen Teilprojekten zusammen. Modellregionen sind Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Sie sollen zum Schaufenster der Energiewende werden - ein Vorbild für ganz Deutschland und andere Länder. Entlang einer "Route der Energie" macht Designetz die Energiewende für alle interessierten Bürgerinnen und Bürger erlebbar. Hier können sie an zehn Stationen bereits Bausteine des Stromnetzes der Zukunft besuchen und - unterstützt von einer interaktiven App - erleben. Einer dieser Bausteine ist ein Batteriespeicher, der 2018 im rheinland-pfälzischen Gödenroth im Rhein-Hunsrück-Kreis in Betrieb genommen wurde. Er soll das Stromnetz bei schwankenden Einspeisungen aus erneuerbaren Energien entlasten und dazu beitragen, dass Strom aus Erneuerbaren vor Ort genutzt werden kann. 2019 sollen zahlreiche weitere Stationen eröffnet werden. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie unterstützt Designetz im Rahmen seines Förderprogramms SINTEG ("Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende") mit rund 30 Mio. €. Designetz zählt zudem zu den 100 Preisträgern im Innovationswettbewerb "Deutschland - Land der Ideen", die im Juni 2018 unter rund 1.500 Einreichungen als "Ort im Land der Ideen" ausgewählt wurden. Stets aktuelle Informationen zum Projekt finden Sie unter www.designetz.de.

Ladepark mit Sonnenkraft.

In Großstädten haben Autofahrer häufig keinen festen Stellplatz und somit auch keine eigenen Lademöglichkeiten. Das hindert viele Menschen heute noch daran, sich ein Elektroauto anzuschaffen. Gerade in Ballungsräumen ist deshalb der Aufbau einer Schnellladeinfrastruktur eine wichtige Voraussetzung für die Verbreitung der schadstoffarmen und CO ₂-freien Elektromobilität. Hier setzt das innogy-Projekt "Elektromobilität in Metropolen - Schnelles Laden für den urbanen Alltag (Metro)" an. In Duisburg haben wir in Zusammenarbeit mit den dortigen Stadtwerken einen teilautonomen Ladepark errichtet, der die Netzbelastung dank Photovoltaikanlage und Speicher deutlich reduziert. Elektrofahrzeuge können hier innerhalb von nur 20 Minuten geladen werden. In dem Pilotprojekt wollen wir u. a. die optimale Größe des Ladeparks, der Solaranlage und des Speichers ermitteln sowie die Wirtschaftlichkeit und die Kundenakzeptanz untersuchen. Nach einer erfolgreichen Pilotphase soll aus dem Konzept dann ein Serienprodukt werden. Im Januar 2019 wurde der Ladepark in Duisburg von NRW-Ministerpräsident Armin Laschet eröffnet.

Ideen von Mitarbeitern: das interne Innovations-Ökosystem.

Bei den Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern von innogy verbinden sich Kreativität, Innovationsfreude und technisches Know-how mit einem großen Erfahrungsschatz und unternehmerischem Denken. Im Innovations-Ökosystem von innogy wird dieses Potenzial gebündelt, gefördert und genutzt. Hier werden neue Formen der Arbeit erprobt und neue Produkte, Dienstleistungen und Geschäftsmodelle entwickelt. Im Ideenlabor IdeaLab können Mitarbeiter ihre Ideen vorstellen, Ideen anderer bewerten und kommentieren oder anreichern und verbessern. 650 Ideen waren bis Ende 2018 beim IdeaLab eingegangen. Alle vielversprechenden Ideen werden von Experten geprüft und anschließend weiterentwickelt, bis sie - bei entsprechendem Potenzial - an die operativen Geschäftseinheiten übergeben werden. Um die Ideenfindung zu aktuellen Themen zu unterstützen, starten mehrmals im Jahr fokussierte "Kampagnen", in der Vergangenheit zum Beispiel zur Reduzierung des CO ₂-Fußabdrucks von innogy. Außerdem arbeiten Mitarbeiter und Studierende jeweils mehrere Wochen lang im Rahmen des Programms InnoYou gemeinsam an neuen Geschäftsmodellen; die Grundlage dafür sind ebenfalls themenbezogene Kampagnen. Ausgangspunkt sind hier Markttrends sowie konkrete Kundenthemen aus dem Kerngeschäft. Beim abschließenden Demo Day werden die neuen Konzepte und Prototypen vorgestellt. Im ersten Jahr haben 116 Mitarbeiter und 635 Studierende teilgenommen. Ein Beispiel für ein Produkt, das so entstanden ist, ist ein smartes Gerät, das Lecks in Wasserrohren erkennt und automatisch einen Alarm auslöst, bevor größere Schäden entstehen können. Ein weiterer Bestandteil des Innovations-Ökosystems von innogy ist das Greenhouse. Hier wachsen interne Start-ups, die z. B. aus dem IdeaLab oder InnoYou hervorgegangen sein können, dank strukturierter Unterstützung, bis sie reif sind, um als funktionierende Geschäftsmodelle in das operative Geschäft von innogy integriert zu werden. Ende 2018 befanden sich acht interne Start-ups im Greenhouse.

Mehr über Innovation und Technik bei innogy erfahren Sie unter www.innogy.com/innovation

1.3 Energiewirtschaftliches Umfeld

Die Wirtschaftsleistung in den Euroländern ist im vergangenen Geschäftsjahr gestiegen. Das gilt auch für die Großhandelspreise für Strom und Gas, die zum Teil erheblich anzogen. Die Witterung in unseren europäischen Kernmärkten war überwiegend milder als 2017, zugleich lag das Windaufkommen an unseren Hauptstandorten deutlich unter dem langjährigen Mittel.

Wirtschaft in der Eurozone um 2% gewachsen.

Der globale wirtschaftliche Aufschwung setzte sich 2018 fort, verlor im Jahresverlauf aber etwas an Dynamik. 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 rund 2% erreicht haben. Deutschland, die größte Volkswirtschaft des Währungsraums, kam auf ein Plus von knapp 1,5%, während die Niederlande mit ca. 2,5% Wachstum einen vorderen Platz unter den Euroländern einnahmen. In Großbritannien, unserem wichtigsten Markt außerhalb der Währungsunion, stieg das Bruttoinlandsprodukt (BIP) um knapp 1,5%. Der bevorstehende Brexit und die damit verbundenen Risiken erwiesen sich als Bremsklotz für die Konjunktur des Landes.

Wesentlich besser war die Konjunktur in unseren wichtigsten osteuropäischen Märkten. Aktuell verfügbare Daten lassen darauf schließen, dass sich das BIP in Polen und Ungarn um rund 5% erhöhte, in der Slowakei um 4% und in Tschechien um rund 3%.

Stromnachfrage leicht gestiegen, Gasverbräuche teilweise gesunken.

Das wirtschaftliche Wachstum hatte einen positiven Einfluss auf die Stromnachfrage, während der Trend, Energie sparsamer zu nutzen, 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% geschätzt. Eine wichtige Rolle dürfte hier das überdurchschnittliche Wirtschaftswachstum gespielt haben. In Osteuropa ergab sich folgendes Bild: In der Slowakei blieb der Stromverbrauch konstant, während er in Polen um über 1% und in Ungarn um rund 2 % anstieg.

Bei Gas hat sich die Nachfrage etwas stärker verändert. Nach vorläufigen BDEW-Daten verringerte sie sich in Deutschland um 7%. Ursachen für diesen Rückgang waren die warmen Temperaturen, die höhere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und die gestiegenen Gaspreise. Die Gasnachfrage in den Niederlanden lag 2018 in etwa auf dem Niveau des Jahresverbrauchs von 2017. In Tschechien ist auf Basis vorläufiger Daten von einem Verbrauchsrückgang um 6% auszugehen. In Großbritannien hingegen hat sich der Gasverbrauch um rund 1% erhöht.

Witterung meist wärmer als 2017.

Während sich bei Industrieunternehmen vor allem die wirtschaftliche Entwicklung auf den Energieverbrauch auswirkt, wird der Energieverbrauch der Haushalte in starkem Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je höher die Außentemperaturen, desto weniger Energie wird zum Heizen benötigt, allerdings steigt der Energiebedarf für Klimatisierung von Betrieben und Gebäuden. Ist es draußen kalt, laufen die Heizungen dagegen auf Hochtouren. 2018 lagen die Durchschnittstemperaturen in all unseren Kernmärkten insgesamt über dem jeweiligen Zehnjahresmittel. Diese Entwicklung gilt weitestgehend auch für den Vorjahresvergleich: Während die Durchschnittstemperaturen in Deutschland und Osteuropa die des Vorjahres weit überschritten, lagen sie in den Niederlanden und Belgien leicht im Plus. Lediglich in Großbritannien waren sie insgesamt unverändert gegenüber 2017.

Entwicklungen der	Deutschland		Großbritannien		Niederlande/Belgien
Durchschnittstemperaturen in Grad Celsius	2018 vs. 2017	2018 vs. 10-Jahres-Ø	2018 vs. 2017	2018 vs. 10-Jahres-Ø	2018 vs. 2017	2018 vs. 10-Jahres-Ø
Q1 2018	-1,1	-0,5	-1,9	-0,8	-1,4	-0,6
Q2 2018	2,2	2,3	0,2	1,0	1,4	2,0
Q3 2018	2,3	1,5	1,2	0,9	1,9	1,4
Q4 2018	0,4	0,9	0,5	0,5	0,2	0,5
Gesamtjahr 2018	0,9	1,1	0,0	0,4	0,5	0,9

Entwicklungen der	Osteuropa ¹
Durchschnittstemperaturen in Grad Celsius	2018 vs. 2017	2018 vs. 10-Jahres-Ø
Q1 2018	-0,3	-0,6
Q2 2018	2,2	1,9
Q3 2018	1,1	0,8
Q4 2018	0,4	0,7
Gesamtjahr 2018	0,8	0,7

¹ Tschechien, Polen, Ungarn und Slowakei

Quelle: Bloomberg, auf WSI-Daten (The Weather Company vormals Weather Services International) basierend

Windaufkommen in Europa

Mittlere Windgeschwindigkeit im Verhältnis zum 30-Jahres-Durchschnitt

Windaufkommen deutlich unterhalb des langjährigen Mittels.

Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen. Eine wichtige Rolle für innogy spielt das Windaufkommen, von dem die Auslastung unserer Windkraftanlagen maßgeblich abhängt. Im vergangenen Jahr lag es in Europa signifikant unter dem langjährigen Mittel. Sowohl die Windparks in Großbritannien, als auch in den Niederlanden, Polen und Deutschland verzeichneten geringere mittlere Windgeschwindigkeiten als im langfristigen Durchschnitt. Nur Italien und Spanien hatten im Vergleich zum langfristigen Durchschnitt nahe zu ein "100-Prozentjahr". Im Vergleich zu 2017 wiesen alle innogy-Standorte ein Winddefizit auf. Auch unsere Laufwasserkraftwerke, von denen sich der Großteil in Deutschland befindet, sind Wettereinflüssen ausgesetzt. Ihre Erzeugung hängt vor allem von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. Da diese in der zweiten Jahreshälfte - vor allem in Deutschland - geringer waren, lag die Erzeugung unserer Laufwasserkraftwerke 2018 unterhalb des langjährigen Durchschnitts und unter dem Niveau von 2017.

Ein-Jahres-Terminpreise für Gas am Großhandelsmarkt TTF

in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Gestiegene Notierungen im TTF-Gasgroßhandel.

Am niederländischen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) lag der Spotpreis für Erdgas bei durchschnittlich 23 € je MWh und damit rund 6 € über dem von 2017. Im TTF-Terminhandel wurden Lieferkontrakte für das folgende Kalenderjahr (Forward 2019) mit durchschnittlich rund 21 € je MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Für den Forward 2018 waren im Jahr 2017 noch 17 € bezahlt worden. Die Preise für Erdgas werden traditionell von den Ölnotierungen beeinflusst, die insgesamt über dem Niveau von 2017 lagen. Daneben kamen positive Konjunktureffekte zum Tragen.

Die Preise im Privatkundengeschäft folgen der Entwicklung am Großhandelsmarkt typischerweise mit zeitlicher Verzögerung. Sie waren 2018 teilweise noch durch die niedrigen Preise der vergangenen Jahre geprägt. Nach aktueller Datenlage vergünstigte sich Gas für deutsche Haushalte um 2%; in Tschechien blieben die Preise annähernd stabil. In den Niederlanden und Großbritannien schlugen die gestiegenen Gasgroßhandelspreise auf die Privatkundenpreise durch: Hier mussten Kunden rund 7% bzw. 4% mehr bezahlen als 2017.

Die Preise für Industriekunden folgen den Großhandelspreisen in der Regel mit einem geringeren Zeitversatz. In Deutschland und in den Niederlanden verteuerte sich Gas um jeweils rund 9%. In Großbritannien erhöhten sich die Preise um 18%, während sie in Tschechien um rund 1% anstiegen.

Ein-Jahres-Terminpreise für Grundlaststrom am Großhandelsmarkt

in €/MWh (Wochendurchschnittswerte)

Stromgroßhandelspreise weiter im Aufwärtstrend.

In unseren wichtigsten Erzeugungsmärkten hat sich der Aufwärtstrend des Vorjahres fortgesetzt. Eine wichtige Rolle spielte dabei der Preisanstieg im Markt für CO ₂-Emissionszertifikate, deren Preis sich im Laufe des Jahres 2018 von 8 € auf 25 € je Tonne verdreifachte. Dadurch erhöhten sich die Erzeugungskosten für Kohle- und Gaskraftwerke, insbesondere für die in Deutschland oft preissetzenden Steinkohlekraftwerke. Das Grundlastprodukt wurde 2018 am deutschen Spotmarkt mit durchschnittlich 44 € je MWh abgerechnet; das sind 10 € mehr als im Vorjahr. Auch im Terminhandel zogen die Preise deutlich an. Der Grund-last-Forward 2019 kostete im vergangenen Jahr durchschnittlich 44 € je MWh. Zum Vergleich: 2017 wurde der Forward 2018 mit 32 € je MWh gehandelt.

In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, sind die Notierungen im Stromgroßhandel typischerweise wesentlich höher als in Deutschland. Dort werden die Strompreise häufig von Gaskraftwerken mit höheren Erzeugungskosten gesetzt, was sich auf die Notierungen auswirkt. Der mittlere Spotpreis für Grundlaststrom lag dort im Berichtszeitraum bei 67 € je MWh (59 £ je MWh) und damit um 15 € höher als 2017. Der Forward 2019 kostete 62 € je MWh (54 £ je MWh); er war um 12 € teurer als im Vorjahr.

Stromerzeugung von innogy nur teilweise von der Preisentwicklung am Großhandelsmarkt abhängig.

Ein Teil unserer Stromerzeugungsanlagen im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien erhält über einen vordefinierten Zeitraum eine feste Einspeisevergütung und ist daher nicht von den Notierungen an den Stromgroßhandelsmärkten abhängig. Das gilt insbesondere für unsere Windkraftanlagen in Deutschland. Insgesamt erzielen wir rund 60% unseres Ergebnisses im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien aus quasireguliertem Geschäft.

In einigen Ländern, etwa in Großbritannien und Polen, sieht das Fördersystem dagegen vor, dass für jede erzeugte Megawattstunde zusätzlich zum Strompreis Grünstromzertifikate als Zuschuss gewährt werden. Mittlerweile haben die beiden Länder ihr Fördersystem für erneuerbare Energien von der bisherigen Subventionierung mit Grünstromzertifikaten durch ein auktionsgestütztes Verfahren ersetzt. Diese sogenannten Differenzkontrakte - Contracts for Difference (CfD) - dienen neuen Anlagen als primäre Finanzierungsquelle für die Förderung von CO ₂-armen Stromerzeugungstechnologien. In Polen hatten wir allerdings 2018 keine Anlagen am Netz, für die dieser CfD-Mechanismus gegriffen hätte; in Großbritannien werden solche Anlagen gerade erst in Betrieb genommen. Die übrige Stromerzeugung unterliegt Marktpreisrisiken, da wir sie am Stromgroßhandelsmarkt absetzen. Diese umfasst auch den Großteil der Erzeugung unserer deutschen Wasserkraftwerke. Um die Auswirkungen kurzfristiger Preisschwankungen zu begrenzen, verkaufen wir den in diesen Anlagen erzeugten Strom teilweise auf Termin bis zu drei Jahre im Voraus.

Im vergangenen Jahr haben wir für diesen Teil unserer Stromerzeugung über alle Märkte hinweg einen durchschnittlichen Großhandelspreis von 45 € je MWh erzielt (2017: 42 € je MWh). Die Preise entwickelten sich in unseren beiden Kernmärkten - Deutschland und Großbritannien - unterschiedlich: Die Stromerzeugung unserer deutschen Anlagen haben wir am Stromgroßhandelsmarkt zu durchschnittlich 29 € je MWh verkauft und lagen damit aufgrund hochpreisiger Mengenrückkäufe infolge des geringen Wasserdargebots um rund 1 € unter dem Preisniveau des Vorjahres, während der durchschnittliche Preis der britischen Anlagen mit 52 € je MWh (46 £ je MWh) den Vorjahreswert um rund 2 € übertraf.

Strompreise für Verbraucher zum Teil erheblich gestiegen.

Im deutschen Endkundengeschäft wird die Höhe der Stromrechnung in großem Maße durch Netzkosten, Umlagen und Steuern mitbestimmt, vor allem bei privaten Haushalten. Die Preise für Haushaltskunden in Deutschland lagen im vergangenen Jahr nur knapp über denen des Vorjahres. In unseren weiteren Kernmärkten stellten sich aufgrund der Strompreisanstiege am Großhandelsmarkt teilweise deutliche Preiserhöhungen ein. In Großbritannien stiegen die Privatkundentarife gegenüber 2017 um durchschnittlich rund 9% und in den Niederlanden um 16%. In Polen erhöhten sich die Privatkundenpreise um rund 5%, in der Slowakei und Ungarn um 6% bzw. 8%.

Im Industriesegment zeigten sich teilweise deutliche Strompreisanstiege. In Deutschland lagen die Preise um rund 7%, in Großbritannien um 5% und in den Niederlanden um 6% über denen des Vorjahres. In unseren osteuropäischen Kernregionen gab es teilweise noch deutlichere Preisanstiege: In Polen verteuerte sich Industriestrom um 4%, in der Slowakei um 15% und in Ungarn um 16%.

1.4 Politische Rahmenbedingungen

Auch 2018 standen in vielen Ländern, die für das Geschäft von innogy relevant sind, die Themen Energie und Klimaschutz weit oben auf der politischen Agenda. Auf europäischer Ebene haben sich EU-Parlament, Ministerrat und Kommission auf das "Clean Energy Package" und das "Clean Mobility Package" geeinigt. In Deutschland hat die neu aufgelegte Große Koalition mit dem Energiesammelgesetz erste energiepolitische Entscheidungen getroffen. Zudem hat die Bundesnetzagentur erstmals den sektoralen Produktivitätsfaktor für die Stromnetze ermittelt. In Großbritannien werden die Eingriffe in den Energiemarkt ausgeweitet und die Verhandlungen zum Brexit dauern unterdessen an. Die Niederlande kommen einem neuen nationalen Klimaabkommen näher und die Slowakei novelliert das Gesetz zur Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. In Tschechien sind die Verhandlungen für die nächste Regulierungsperiode für das Strom- und Gasnetz aufgenommen worden. In diesem Kapitel stellen wir die wichtigsten Veränderungen auf (energie-)politischer Ebene kurz vor.

Internationales

24. Conference of the Parties beschließt Regelwerk für die Begrenzung von Treibhausgasemissionen.

Im Dezember 2018 fand die 24. Weltklimakonferenz im polnischen Kattowitz statt. Erklärtes Ziel der internationalen Gemeinschaft war, die Umsetzung des 2015 in Kraft getretenen Pariser Klimaabkommens auf den Weg zu bringen. Die Delegierten aus über 190 Staaten einigten sich auf ein Regelwerk, dass die Realisierung des Pariser Abkommens gewährleisten soll. Dieses umfasst auch ambitioniertere Berichtsregeln zu den Treibhausgasemissionen: Industrieländer müssen ab 2022 und Schwellenländer ab 2024 die dort definierten Standards zur Erfassung von Emissionen anwenden. Dadurch entsteht Transparenz und sollen Anreize geschaffen werden, sich im Vergleich mit anderen Unterzeichnern im eigenen Land stärker für die Verminderung der Emissionen einzusetzen. Auch wurden konkretere Regeln für die Erfassung von Klimafolgeschäden und für die Finanzierung des Klimaschutzes in Entwicklungsländern festgelegt. Neue Klimaschutzziele wurden nicht verhandelt. Von den Ergebnissen der Klimakonferenz in Kattowitz könnten 2019 Impulse für die Aushandlung eines Klimaschutzgesetzes in Deutschland ausgehen.

"Paket für saubere Mobilität" ("Clean Mobility Package") der Europäischen Union verabschiedet.

Das Europäische Parlament und die Europäische Kommission haben sich im Dezember auf neue Grenzwerte für den CO ₂-Ausstoß im Straßenverkehr bezogen für die Jahre 2021 bis 2030 geeinigt: Der CO ₂-Ausstoß von neuen Pkw soll bis 2030 um 37,5% im Vergleich zu 2021 sinken, der Ausstoß leichter Nutzfahrzeuge um 31%. Als Zwischenziel soll in beiden Fahrzeugklassen bis 2025 eine Minderung der Emissionen um 15% erreicht sein. Bis zuletzt war stark um das Anspruchsniveau gerungen worden; die Befürworter und die Gegner strenger CO ₂-Vorgaben hatten seit mehr als einem Jahr in Brüssel miteinander diskutiert. Auch innogy hatte sich für ambitionierte Ziele eingesetzt und unterstützt den nun gefundenen Kompromiss. Nach Expertenschätzungen wird zur Erreichung dieser Ziele 2030 mindestens jedes dritte neu verkaufte Fahrzeug rein elektrisch fahren müssen.

"Saubere Energie für alle Europäer" ("Clean energy for all") - Richtlinien novelliert.

Ende 2016 legte die Europäische Kommission das sogenannte "Winterpaket" vor, ein umfassendes Reformpapier zum Thema "Saubere Energie für alle Europäer". Es soll u. a. sicherstellen, dass das vom Europäischen Rat beschlossene Klima- und Energieziel erreicht wird, den CO ₂-Ausstoß - gegenüber dem Stand von 1990 - bis 2030 um 40% zu reduzieren. Im Laufe des Jahres 2018 wurden, basierend auf den Reformen des "Winterpakets" und nach umfänglichen Trilogverhandlungen zwischen Kommission, Rat und Parlament eine Reihe von Richtlinien und Verordnungen novelliert. Davon betroffen waren die Erneuerbare Energien-Richtlinie, die Energieeffizienz-Richtlinie, die Governance-Verordnung sowie die Strommarktrichtlinie und -verordnung. Die Erneuerbare Energien-Richtlinie hat neue Grundregeln für den Ausbau regenerativer Energien definiert: Der Zielwert für den Anteil erneuerbarer Energien am Energiebedarf der EU bis 2030 wurde um fünf Prozentpunkte gegenüber dem ursprünglichen Kommissionsentwurf auf 32% angehoben; im Transportsektor soll ein Gesamtziel von 14% erreicht werden. Auch innerhalb der Energieeffizienzrichtlinie sind Vorgaben überarbeitet worden: Die EU strebt eine Verbesserung der Energieeffizienz um 32,5% anstatt der bisher anvisierten 30% an. Die Governance-Verordnung vereinfacht und erneuert die Berichtspflichten der europäischen Mitgliedsländer im Energiebereich. In Bezug auf die Strommarktrichtlinie und -verordnung wurden vorläufige Vereinbarungen zwischen Europäischem Rat, Parlament und Kommission getroffen, die 2019 in die offizielle Gesetzgebung überführt werden sollen. Die Strommarktrichtlinie stärkt die Rechte von Kunden, aber auch den Wettbewerb. So sollen z. B. sozial schwache Kunden durch staatlich administrierte Preise geschützt werden können, auch übergangsweise, wenn in einem Markt noch kein ausreichender Wettbewerb besteht. Darüber hinaus wird in dieser Richtlinie ein regulatorischer Rahmen für Marktteilnehmer und Netzbetreiber bestimmt.

Deutschland

Koalitionsvertrag Anfang 2018 geschlossen.

Im Koalitionsvertrag, den Union und SPD zu Beginn des vergangenen Jahres ausgehandelt haben, sind auch Ziele für die Energiepolitik enthalten. Die Parteien betonen die Bedeutung eines "weiteren zielstrebigen, effizienten, netzsynchronen und zunehmend marktorientierten Ausbaus der erneuerbaren Energien" für eine erfolgreiche Energiewende und Klimaschutzpolitik. Unter diesen Voraussetzungen strebt die Bundesregierung an, den Anteil der erneuerbaren Energien an der deutschen Stromproduktion bis 2030 auf etwa 65% zu erhöhen. Der Ausbau und die Modernisierung der Energienetze sollen weiterhin vorangetrieben und ökonomische Anreize für eine Optimierung der Strom- und Gasnetze geschaffen werden. "Unter Anerkennung der zunehmenden Verantwortung der Verteilnetzbetreiber", denen hiermit eine entscheidende Rolle beim Gelingen der Energiewende zugesprochen wird, soll der Regulierungsrahmen weiterentwickelt werden, um Investitionen in intelligente Lösungen zu ermöglichen.

Energiesammelgesetz.

Mit dem im Dezember 2018 verabschiedeten Energiesammelgesetz hat die Bundesregierung bereits einen ersten Meilenstein in der Umsetzung der energiepolitischen Ziele des Koalitionsvertrages erreicht. Zudem haben die Koalitionspartner im vergangenen Jahr zahlreiche Änderungen an energiewirtschaftlichen Gesetzen vorgenommen, um Auflagen der Europäischen Kommission zu erfüllen oder Fehler in bestehenden Gesetzen zu beheben. Zentrales Thema des Energiesammelgesetzes ist die Durchführung von Sonderausschreibungen für Photovoltaik- und Onshore-Windanlagen mit einer Leistung von jeweils 4 GW zwischen 2019 und 2021. Innovationsausschreibungen für erneuerbare Energien sollen 2019 mit einem Volumen von 1.150 MW starten. Des Weiteren wurde das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz bis 2025 verlängert und die bestehenden Eigenverbrauchsprivilegien der Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die Strom mit einer Leistung zwischen 1 MW und 10 MW produzieren können, auf 3.500 Volllaststunden eingeschränkt: Bei mehr als 3.500 Volllaststunden müssen die Betreiber der Anlagen einen progressiv steigenden Anteil der EEG-Umlage entrichten. Unter Eigenverbrauchsprivilegien versteht man die volle oder teilweise Befreiung dezentraler Erzeuger von Steuern, anderer Abgaben und Umlagen auf ihren selbst genutzten Strom. Im Zuge des Energiesammelgesetzes wurde ein Arbeitskreis "Akzeptanz" eingerichtet, der insbesondere untersuchen soll, mit welchen Maßnahmen die Akzeptanz des Ausbaus erneuerbarer Energieträger bis Ende März 2019 erhöht werden kann.

Netzausbaubeschleunigungsgesetz novelliert.

Im Dezember 2018 hat das Bundeskabinett einen Entwurf für die Novellierung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABeG) verabschiedet. Hauptanliegen der Gesetzesinitiative ist die Vereinfachung und Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für den Neubau, die Verstärkung und die Optimierung von Stromleitungen. Beispielsweise sollen bestimmte Ausbauvorhaben (etwa die Umbeseilung von 220 kV auf 380 kV) zukünftig gänzlich ohne Bundesfachplanung möglich sein. Ferner wird bei Erdkabeln die Genehmigung von Leerrohren im Planfeststellungsverfahren schon dann ermöglicht, wenn die Genehmigungsbehörde von einem entsprechenden Bedarf im Geltungszeitraum des Planfeststellungsbeschlusses ausgehen kann.

Ursprünglich waren im Zuge der Beratungen zum Energiesammelgesetz auch Fragen zur zukünftigen Ausgestaltung von Redispatch und Einspeisevorrang erörtert worden. Letztlich wurden diese jedoch aus dem Energiesammelgesetz herausgelöst und in den Entwurf der NABeG-Novelle überführt, die im Dezember 2018 vom Bundeskabinett beschlossen wurde und 2019 parlamentarisch beraten wird. Beim Redispatch wird der im Markt vorgesehene Einsatz von Kraftwerken für den Fall, dass er nicht mit den physikalischen Gegebenheiten des Stromnetzes vereinbar ist, durch die Netzbetreiber so modifiziert, dass er sich realisieren lässt. Die vorrangige Einspeisung für Strom aus erneuerbaren Energien und dezentrale Erzeuger soll dabei gelockert werden, um die Kosten für den Redispatch zu senken. In den vergangenen Jahren sind diese Kosten gestiegen, da der Netzausbau nicht mit dem Ausbau dezentraler Erzeugungskapazitäten Schritt halten konnte. Hierfür sollen Erzeugungsanlagen im Verteilnetz im Zuge des Redispatch geregelt werden dürfen, sofern sie stärker auf einen Engpass wirken als die bisher hierfür eingesetzten Großkraftwerke und sofern ein Abregeln der Erneuerbaren oder der dezentralen Erzeuger hilft, die gesamtwirtschaftlichen Kosten zu senken.

Kommission für Strukturwandel nimmt Arbeit auf.

Die Große Koalition hat im Sommer 2018 eine Kommission für "Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung" eingesetzt. Diese hat die Aufgabe, einen Fahrplan für einen Kohleausstieg zu entwerfen, der negative Effekte durch den Strukturwandel, insbesondere in den betroffenen Tagebauregionen, minimiert. Hiervon betroffen sind insbesondere das rheinische Revier sowie die Lausitz, mit tausenden Beschäftigten in Tagebauen und Kraftwerken. Ende Januar 2019 hat die Kohlekommission ihren Bericht vorgestellt. Demnach soll die Stromerzeugung aus Kohle bis spätestens 2038 auslaufen. Der Kohleausstieg geht einher mit zahlreichen komplementären Maßnahmen, die den daraus resultierenden Strukturwandel abfedern, Strompreisanstiege reduzieren und notwendige Ersatzinvestitionen anstoßen sollen. In Summe werden die Empfehlungen der Strukturwandelkommission nicht auf den Kraftwerksbereich und die betroffenen Regionen begrenzt sein, sondern können auch unmittelbare oder mittelbare Auswirkungen auf die Verteilnetze und die Endkundenpreise haben.

Bundesländer öffnen Flächen für Onshore-Windparks.

Mit den erhöhten Ausbauzielen für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien rücken auch die Themen Flächenverfügbarkeit und Nutzungskonflikte in den Fokus. Für Onshore-Wind sieht das Baurecht eine sogenannte Privilegierung im Außenbereich vor. Das bedeutet, dass die Auflagen für Windenergie geringer sind als für andere Eingriffe in das Landschaftsbild. Einzelne Länderinitiativen, wie beispielsweise aus Nordrhein-Westfalen, wollen hingegen die Mindestabstände zu Wohnsiedlungen deutlich vergrößert wissen. Große Photovoltaikanlagen hingegen sind laut Erneuerbare-Energien-Gesetz nur auf einer eingeschränkten Flächenkulisse vergütungsfähig. Beispielsweise müssen die Bundesländer erst eine Verordnung erlassen, damit diese auch auf benachteiligten Acker- und Grünflächen, das sind Flächen mit einer geringen landwirtschaftlichen Qualität, gebaut werden dürfen. Baden-Württemberg und Bayern haben die sogenannte Länderöffnungsklausel als erstes genutzt, Rheinland-Pfalz und Hessen folgten nach - mit dem Ergebnis, dass sie auf besagten Flächen jährlich weitere 50 MW bzw. 35 MW projektieren dürfen.

Festlegung des sektoralen Produktivitätsfaktors.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat im Dezember 2018 erstmals den sektoralen Produktivitätsfaktor (den sog. Xgen) für die Stromnetze auf 0,9% p. a. für die dritte Regulierungsperiode festgelegt. Der Xgen gibt den Netzbetreibern vor, um wie viel Prozent sie ihre Effizienz im Vergleich zur Gesamtwirtschaft in Deutschland verbessern bzw. ihre jährlichen Ausgaben reduzieren müssen. Ein Faktor größer als 0% unterstellt, dass die Netzbetreiber im Vergleich zur Gesamtwirtschaft eine höhere Effizienzsteigerung und Kostenreduzierung leisten können. Schon in den vergangenen elf Jahren war der Netzwirtschaft eine höhere Kostenreduzierung verglichen mit der Entwicklung innerhalb der Gesamtwirtschaft abverlangt worden. In der ersten Regulierungsperiode betrug der Faktor entsprechend den gesetzlichen Vorgaben fünf Jahre lang 1,25% und in der zweiten Regulierungsperiode - ebenfalls fünf Jahre lang - 1,5%. 2018 erfolgte die Festlegung erstmals auf Basis eigener Berechnungen durch die BNetzA. Die Berechnung der BNetzA ist aus Sicht der Branche nicht nachvollziehbar. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft BDEW etwa hat noch im November darauf hingewiesen, dass die von der BNetzA konsultierten Werte nicht plausibel und deutlich zu hoch sind, auch im Vergleich zum Xgen für Gasnetzbetreiber von 0,49%.

Europäisches Ausland

Neues nationales Klimaabkommen der Niederlande.

Nach langwierigen Verhandlungen zwischen den relevanten Interessengruppen aus Politik, Wirtschaft und Gesellschaft wurde im Dezember 2018 eine vorläufige Einigung über ein niederländisches Klimaabkommen erzielt. Bis 2030 soll eine Reduktion der CO ₂-Emissionen von mindestens 49% gegenüber 1990 erreicht werden. Bis 2050 haben sich die Niederlande eine Reduktion von 95% zum Ziel gesetzt. Ab 2019 muss die Regierung alle fünf Jahre eine Strategie vorlegen, wie diese Ziele zu erreichen sind. Die Berechnungen der Kosten und Auswirkungen, die das Erreichen der Klimaziele auf die niederländische Wirtschaft hat, sollen im Frühling 2019 vorgelegt werden. Die endgültige Fertigstellung eines Maßnahmenpakets soll Mitte 2019 erfolgen. Damit die avisierten Ziele erreicht werden können, muss jeder Wirtschaftssektor einen Beitrag leisten.

Mit mindestens 20,2 Mio. Tonnen erwartet den Stromsektor das größte Reduktionsziel. Im Vorfeld wurde schon ein Kohleausstieg bis 2030 festgelegt. Kernelement der CO ₂-Reduktion wird der Ausbau erneuerbarer Energien. Bis 2030 soll die Stromerzeugung aus regenerativen Energien auf mindestens 84 TWh steigen. Im Verkehrsbereich sollen die CO ₂-Emissionen bis 2030 um 7,2 Mio. Tonnen reduziert werden. 2019 ist hierfür ein entscheidendes Jahr, da der rechtliche Rahmen für den Übergang zur elektrischen Mobilität festgelegt wird. Zudem wird vermutlich im weiteren Konsultationsverlauf die Einführung eines CO ₂-Mindestpreises eine große Rolle spielen. Außerdem soll die Energiebesteuerung angepasst werden, um Anreize für energieeffizientes Verhalten zu schaffen, indem zum Beispiel Stromanwendungen weniger und Gasverbrauch stärker mit Abgaben belastet werden.

Parlamentswahlen in Ungarn.

In Ungarn fanden am 8. April 2018 Parlamentswahlen statt. Gesiegt hat das konservative Bündnis aus Fidesz und KDNP, das weiterhin über eine Zweidrittelmehrheit im Parlament verfügt. Kurz nach der Wahl begann das Ministerium für Innovation und Technologie damit, die nationale Energiestrategie zu überprüfen und eine neue integrierte Energie- und Klimapolitik zu erarbeiten. Die vier Hauptelemente der Strategie sind: die zentrale Rolle des Verbrauchers, die Energieversorgungssicherheit, die klimafreundliche Transformation des Energiesektors und die Nutzung von Innovationsmöglichkeiten mit wirtschaftlichem Entwicklungspotenzial.

Regulatorische Entwicklungen in Ungarn. Im Vertragsverletzungsverfahren gegen Ungarn wegen Nichteinhaltung des dritten Energiepakets hat sich die EU Kommission im Juli 2018 an den europäischen Gerichtshof gewandt. Nach Ansicht der Kommission entsprechen die ungarischen Rechtsnormen zur Festlegung der Netzentgelte nicht restlos dem dritten Energiepaket, da u. a. bestimmte Kostenarten von der Umwälzung in die Netzentgelte ausgeschlossen werden. Die Netztarife für 2019 liegen - aufgrund der allgemeinen Kostenentwicklung - um ca. 5% über denen des Vorjahres. Zusammen mit anderen Verteilnetzbetreibern sind die Netzgesellschaften von ELMÜ-EMASZ in einem konstruktiven Konsultationsprozess mit dem verantwortlichen ungarischen Ministerium, um eine Anpassung des energiegesetzlichen Rahmens zu erwirken. Erste Vorschläge der Verteilnetzbetreiber wurden bereits gesetzlich umgesetzt, z. B. die Möglichkeit der Appbasierten Zählerstandsübermittlung, anstatt der jährlichen Ablesung vor Ort.

Polnische Regierung greift in die Preisgestaltung ein.

Ziel der polnischen Regierung ist es, die Strompreise für 2019 auf dem Niveau von 2018 zu halten. Vor diesem Hintergrund wurde der neue Tarifantrag für 2019 bisher noch nicht genehmigt, sodass der letztjährige Netztarif vorläufig weiter seine Gültigkeit behält. Auch im Vertriebsgeschäft hat die polnische Regierung Preiseingriffe beschlossen, die im Augenblick noch in der detaillierten Ausgestaltung sind.

Zudem wurde am 31. Dezember 2018 eine Verordnung ergänzt, nach der der Verteilnetzbetreiber innogy STOEN Operator zu den sogenannten "geschützten Unternehmen" aufgenommen wurde. Dadurch unterliegt jeglicher Wechsel der Unternehmenskontrolle einer gesonderten Genehmigung.

Tschechien: Memorandum über Zusammenarbeit im Bereich komprimiertes Erdgas (compressed natural gas - CNG) unterzeichnet.

Vertreter von fünf tschechischen Ministerien, vier Erdgasgesellschaften, zu denen auch innogy gehört, und Verbänden haben im Mai 2018 ein Memorandum über die langfristige Zusammenarbeit im Erdgasbereich bis 2025 unterzeichnet. Demnach sollen angemessene Bedingungen, etwa für die Nutzung von Erdgas im Verkehr, weiterentwickelt werden. Dazu gehört auch die Beibehaltung einer geringeren Mehrwertsteuer für den Kraftstoff von Erdgasautos bis 2025 mit dem Ziel, die Emissionen im Straßenverkehr in der Tschechischen Republik zu reduzieren. Der Vorteil der Verbrennung von komprimiertem Erdgas ist, dass weder gesundheitsgefährdender Feinstaub noch Stickoxide entstehen.

Verhandlungen zur neuen Regulierungsperiode ab 2021 in Tschechien.

Die Verhandlungen zur fünften Regulierungsperiode für das Gas- und Stromnetz mit der tschechischen Energie-Regulierungsbehörde Energy Regulatory Office (ERO) wurden Anfang Oktober 2018 aufgenommen. Wesentliche Themen sind Methoden und Parameter für die Festlegung der Betriebskosten, der Regulierten Asset Base (RAB), der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (WACC) sowie der Abschreibungen. Die Verhandlungen werden voraussichtlich bis Ende Mai 2019 andauern. Anschließend ist ein öffentlicher Konsultationsprozess vorgesehen, und Ende 2019 soll der neue Regulierungsrahmen vom ERO-Rat verabschiedet werden.

Ende September 2018 waren die Parameter für das Jahr 2019, das noch innerhalb der aktuellen Regulierungsperiode liegt, bestimmt worden.

Slowakei reformiert Gesetz zur Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien und KWK.

Ende 2018 hat die Regulierungsbehörde der Slowakei das Gesetz zur Kompensierung von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungs(KWK)-Anlagen reformiert. Ab 2020 sind die Verteilnetzbetreiber nicht mehr zentraler Käufer für den eingespeisten Strom aus regenerativen Energien und aus KWK-Anlagen. Zukünftig übernimmt diese Rolle ein zentraler staatlicher Marktoperator. Damit erleidet innogy als Verteilnetzbetreiber nicht länger finanzielle Einbußen bei Abweichungen zwischen prognostizierten und tatsächlich eingespeisten Mengen. Bislang wurde diese Differenz zum Teil erst nach zwei Jahren rückerstattet.

Großbritannien und der Brexit.

Die Politik in Großbritannien wird derzeit stark durch die noch laufenden Verhandlungen zum bevorstehenden Austritt aus der EU - Brexit - geprägt. Die britische Premierministerin hat in 2018 einen Kompromiss mit der EU ausgehandelt, der einen für beide Seiten akzeptablen Weg für einen "weichen" Austritt Großbritanniens aus der EU hätte darstellen können. Im Nachgang zu diesem Kompromiss kam es innerhalb der an der Regierung beteiligten konservativen Fraktion zu einem Misstrauensvotum gegen Theresa May, das sie jedoch erfolgreich überstand. Ende 2018 versuchte May vergeblich, Vertreter der EU zu weiteren Zugeständnissen bei den Austrittsverhandlungen zu bewegen. Das britische Parlament hat in einer Abstimmung am 15. Januar 2019 den von May ausgehandelten Kompromiss abgelehnt. Des Weiteren hat eine Mehrheit im britischen Parlament beschlossen, dass die kritische Frage des Umgangs mit der Grenze zwischen Nordirland und der Republik Irland mit der EU nachverhandelt, und dass ein ungeordneter Brexit vermieden werden soll. innogy würde es begrüßen, dass die Europäische Union und das Vereinigte Königreich eine einvernehmliche Lösung finden, welche weiterhin gemeinsame wertstiftende wirtschaftliche und politische Standards etabliert und einen ungeordneten "harten Brexit" vermeidet und somit verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionen bestehen. Mögliche negative Auswirkungen wie Handelsbeschränkungen in Form von Einfuhrzöllen werden von innogy kontinuierlich analysiert. Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des vorliegenden Geschäftsberichts 2018 dauern die Verhandlungen weiter an.

Preisobergrenzen für Standardtarife in Großbritannien festgelegt.

Am 19. Juli 2018 hat das britische Parlament auf Verlangen der Regulierungsbehörde Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem) ein Gesetz zur Festlegung einer Preisobergrenze für Standardtarife für Gas und Strom verabschiedet. Die Regelung soll vorerst bis Ende 2020 gelten, mit der Option, die Laufzeit bis Ende 2023 jährlich zu verlängern. Am 6. November 2018 hat Ofgem die endgültige Entscheidung zur Methodik und zur anfänglichen Höhe der Preisobergrenze für Standardtarife veröffentlicht. Diese liegt während der ersten Deckelungsperiode von Januar bis März 2019 pro Haushalt mit Standardtarifen für die Strom- und Gasversorgung bei 1.137 £ p. a. - und damit 75 £ unterhalb der üblichen Durchschnittsrechnung. Wirksam geworden sind diese Tarife zum 1. Januar 2019. Bereits Anfang Februar 2019 hat Ofgem die Preisobergrenze für die nächste Periode (vom 1. April bis zum 30. September) um 117 £ auf insgesamt 1.254 £ p. a. pro Haushalt angehoben, um vor allem den gestiegenen Großhandelspreisen, den Netzentgelten sowie weiteren Kosten ("policy costs") Rechnung zu tragen.

1.5 Wesentliche Ereignisse

Im Geschäftsjahr 2018 haben wir viele Projekte auf den Weg gebracht, vor allem im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien. Wir haben mit unseren Windprojekten erfolgreich an Kapazitätsauktionen teilgenommen, neue Anlagen in Betrieb genommen, unsere Präsenz in den Kernmärkten weiter ausgebaut und unseren Geschäftsradius um die Märkte in Australien und Kanada vergrößert. Der Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur hat in Kroatien durch den Erwerb eines weiteren Gasversorgers seine Marktposition gestärkt. In Deutschland und Tschechien haben wir den Breitbandausbau vorangetrieben. Unser Konzessionsgeschäft haben wir werthaltig weiter entwickelt. Darüber hinaus haben wir viele Projekte und Aktivitäten im Zeichen der Energiewende auf den Weg gebracht, aus denen wir in Zukunft Wachstum generieren werden. Im Unternehmensbereich Vertrieb haben wir neue Kooperationen geschlossen und unser OnlineGeschäft ausgebaut. Durch gezielte Akquisitionen haben wir unsere Position - insbesondere im "Energy+"-Geschäft -gestärkt. Die Pläne für die Zusammenführung der britischen Vertriebsaktivitäten der innogy SE und dem der SSE plc in eine neue Gesellschaft sind schließlich Ende des Jahres beendet worden. Dies hatte zur Folge, dass wir unsere Prognose für 2018 im Dezember anpassen mussten. Darüber hinaus forcieren wir weiterhin den Ausbau der Ladeinfrastruktur für die Elektromobilität im In- und Ausland und haben unsere Präsenz in den USA durch Akquisitionen ausgeweitet. Wir haben drei Anleihen erfolgreich platziert und so unsere Finanzkraft gestärkt. Ein weiteres Thema, das uns 2018 beschäftigt hat, war die geplante E.ON/RWE-Transaktion. In diesem Kapitel stellen wir wesentliche Ereignisse dar, die 2018 und Anfang 2019 eingetreten sind.

Im Berichtszeitraum

Konzernebene

Anleihe mit einem Gesamtvolumen von 1 Mrd. € erfolgreich platziert.

Ende Januar 2018 hat die innogy Finance B.V. eine von der innogy SE garantierte Anleihe begeben. Die Laufzeit beträgt 11,5 Jahre. Bei einem jährlichen Kupon von 1,5% und einem Ausgabekurs von 98,785% beträgt die Rendite 1,617% p. a. Der Zufluss aus der Emission dient der Refinanzierung fälliger Verbindlichkeiten und allgemeiner Geschäftsaktivitäten.

Anschlag auf Finanzvorstand der innogy SE.

Anfang März wurde Dr. Bernhard Günther Opfer eines Säureanschlags.

Geplante Übernahme von innogy durch E.ON und RWE.

Die E.ON Verwaltungs SE hat am 12. März bekannt gegeben, den Aktionären der innogy SE ein freiwilliges öffentliches Übernahmeangebot zu unterbreiten. Zuvor hatte E.ON mit RWE einen Vertrag über die Übernahme des Mehrheitsanteils von RWE an der innogy SE von 76,79% im Wege eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen abgeschlossen.

Am 10. Mai haben Vorstand und Aufsichtsrat der innogy SE eine gemeinsame begründete Stellungnahme gemäß § 27 Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetz (WpÜG) zum freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebot der E.ON Verwaltungs SE ("E.ON") vom 27. April veröffentlicht. Nach ein gehender Prüfung der Angebotsunterlage gaben Vorstand und Aufsichtsrat keine Empfehlung an die innogy-Aktionäre ab. Beide Gremien hielten die von E.ON angebotene Gegenleistung der absoluten Höhe nach für angemessen, jedoch war eine abschließende Beurteilung der relativen Höhe des Angebots nicht möglich. Denn aufgrund der nichtöffentlichen Vereinbarungen ist es objektiv nicht nachvollziehbar, ob die zwischen E.ON und RWE vereinbarte Gegenleistung für den Erwerb von 76,79% der innogy-Aktien dem Angebotspreis entspricht oder höher oder niedriger ist. Die vollständige begründete Stellungnahme von innogy sowie weitere Informationen zum freiwilligen öffentlichen Übernahmeangebot sind auf der innogy-Website einzusehen: www.innogy.com/begruendete-stellungnahme.

Mitte Juli einigte sich innogy mit E.ON und RWE auf eine frühzeitige gemeinsame Planung von Integrationsmaßnahmen, die frühestens nach einem Vollzug der Transaktion wirksam werden. innogy hat einerseits mit E.ON und andererseits mit RWE je eine Rahmenvereinbarung zur geplanten Integration von innogy in E.ON und zur geplanten Integration des Geschäftsbereichs Erneuerbare Energien und des Gasspeichergeschäfts von innogy in RWE geschlossen. Demnach soll die geplante Integration in einem transparenten Prozess umgesetzt werden, bei dem alle Mitarbeiter fair und möglichst gleich behandelt werden - unabhängig davon, welchem Unternehmen sie bisher angehören. Essen soll als Sitz und Standort der Zentrale der neuen E.ON beibehalten werden. innogy wird die Umsetzung der geplanten Transaktion zwischen RWE und E.ON entsprechend der jeweiligen Rahmenvereinbarung positiv begleiten.

Aufsichtsrat der innogy SE ernennt Uwe Tigges zum Vorstandsvorsitzenden.

In seiner Sitzung am 24. April hat der Aufsichtsrat Uwe Tigges zum Vorstandsvorsitzenden der innogy SE ernannt. Den Vorstandsvorsitz hatte Uwe Tigges zunächst interimistisch übernommen, nachdem Peter Terium im Dezember 2017 aus dem Unternehmen ausgeschieden war. Zudem hat der Aufsichtsrat Arno Hahn zum 1. Mai 2018 für einen Zeitraum von drei Jahren als neues Mitglied des Vorstands bestellt. Arno Hahn hat von Uwe Tigges die Verantwortungsbereiche des Personalvorstands und des Arbeitsdirektors der innogy SE übernommen. Zuvor war er Geschäftsführer und Arbeitsdirektor der Westnetz GmbH.

Darüber hinaus gab der Aufsichtsrat bekannt, dass die Bestellungen von Dr. Hans Bünting, Martin Herrmann und Hildegard Müller jeweils bis zum 31. März 2022 verlängert werden. Uwe Tigges und Dr. Bernhard Günther sind jeweils bis zum 31. März 2021 bestellt.

Hauptversammlung der innogy SE bestätigt gerichtlich bestellte Aufsichtsratsmitglieder.

Die Hauptversammlung der innogy SE hat am 24. April in einer Einzelabstimmung Dr. Erhard Schipporeit, Unternehmensberater, als Vertreter der Anteilseigner mit 98,66% der abgegebenen Stimmen in den Aufsichtsrat der innogy SE gewählt. Zuvor hatte das Amtsgericht Essen Dr. Schipporeit mit Wirkung ab dem 1. Januar 2018 als Nachfolger von Dr. Werner Brandt, zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt.

Des Weiteren hat die Hauptversammlung die folgenden -ebenfalls zuvor vom Amtsgericht Essen zu Mitgliedern des Aufsichtsrats der innogy SE bestellten - Personen als Vertreter der Arbeitnehmer in den Aufsichtsrat der innogy SE bestellt: Monika Krebber (mit 99,53% der abgegebenen Stimmen gewählt), Markus Sterzl (mit 99,70% der abgegebenen Stimmen gewählt) und Jürgen Wefers (mit 99,70% der abgegebenen Stimmen gewählt).

Die Bestellung der vorgenannten Mitglieder des Aufsichtsrats erfolgte jeweils bis zur Beendigung der Hauptversammlung, die über die Entlastung der Aufsichtsratsmitglieder für das Geschäftsjahr 2021 beschließt. Bei der Hauptversammlung der innogy SE waren 498.064.658 Stammaktien vertreten, was einer Präsenz von 89,65% entspricht.

innogy begibt weitere Anleihen am Kapitalmarkt.

innogy hat Ende Mai erfolgreich zwei Anleihen mit einem Volumen von jeweils 500 Mio. € und Laufzeiten von 4,5 Jahren und acht Jahren platziert. Die Anleihen wurden von der innogy Finance B.V. unter der Garantie der innogy SE begeben. Bei der Anleihe mit achtjähriger Laufzeit beträgt der jährliche Kupon 1,625%, der Ausgabekurs 99,874% und die Rendite 1,642% p. a. Die zweite Anleihe wurde mit einem jährlichen Kupon von 0,75%, einem Ausgabekurs von 99,798% und einer Rendite von 0,796% p. a. platziert. Im Juli wurde diese Senioranleihe um 250 Mio. € aufgestockt.

Erlöse der ersten grünen Unternehmensanleihe von innogy werden Netzprojekten zugeordnet.

innogy hatte ihre erste grüne Unternehmensanleihe mit einem Nominalwert von 850 Mio. € im Oktober 2017 begeben, um einen Onshore- und vier Offshore-Windparks zu refinanzieren. Im Oktober 2018 beschloss das Green Bond Committee, die Emissionserlöse dieser Anleihe zu reallokieren und überwiegend Netzprojekten zuzuordnen. Hintergrund dieser Reallokation ist die geplante E.ON/RWE-Transaktion, in deren Zuge das Erneuerbare-Energien-Geschäft von innogy auf RWE übertragen werden soll, während die Anleihen von innogy von der neuen E.ON übernommen werden sollen. Wir vermeiden hierdurch mögliche Marktunsicherheiten.

In einem Assurance Letter hat die international anerkannte Nachhaltigkeitsberatung und Ratingagentur Sustainalytics im Oktober 2018 erneut das Regelwerk für grüne Anleihen von innogy aus dem Jahr 2017 bestätigt. Demnach erfüllen laut Sustainalytics Netzinvestitionen von innogy die Anforderungen einer grünen Anleihe und entsprechen den sogenannten Green Bond Principles der International Capital Market Association. Weitere Informationen finden Sie auf Seite 66.

Pläne für Zusammenführung der britischen Vertriebsaktivitäten von innogy SE und SSE plc in eine neue Gesellschaft beendet - Anpassung des Ausblicks für das Geschäftsjahr 2018.

Der im November 2017 vereinbarte und bekannt gegebene Plan, die innogy-Tochter npower mit dem Endkunden- und EnergiePlus-Geschäft von SSE plc ("SSE") in einer neuen Gesellschaft zusammenzuführen, wird nicht weiter verfolgt. Die Parteien konnten sich nicht auf eine Lösung hinsichtlich notwendig gewordener, substanzieller direkter und indirekter Finanzierungsbeiträge verständigen, die durch das verschlechterte Marktumfeld im britischen Vertriebsgeschäft und regulatorische Eingriffe in den britischen Energiemarkt, wie die Preisobergrenze, erforderlich wurden.

Zur Chronologie der Ereignisse: Im November 2017 hatten die innogy SE und die SSE plc vereinbart, innogys Tochtergesellschaft npower mit dem Endkunden- und EnergiePlusGeschäft von SSE in Großbritannien zusammenzuführen mit dem Ziel, das neue Energievertriebsunternehmen an die Londoner Börse zu bringen.

2018 wurden zunächst gute Fortschritte bei der Schaffung des neuen britischen Energievertriebsunternehmens erzielt: Auf der Hauptversammlung von SSE im Juli 2018 stimmten die Aktionäre von SSE der Transaktion zu. Des Weiteren konnten für die geplante neue Gesellschaft Katie Bickerstaffe als CEO, Gordon Boyd als CFO sowie Martin Read als Chairman gewonnen werden. Ende August erteilte die Wettbewerbsbehörde Competition & Markets Authority (CMA) zunächst die vorläufige, im Oktober dann die finale Genehmigung für das geplante neue britische Energievertriebsunternehmen.

Anfang November gaben die innogy SE und die SSE plc bekannt, über Anpassungen der geplanten Transaktion zu verhandeln. Diese waren wegen des sich verschlechternden Marktumfelds im britischen Vertriebsgeschäft und aufgrund regulatorischer Eingriffe wie der Preisobergrenze für Standardtarife für Strom und Gas, die erhebliche Auswirkungen auf die Ertragslage einer fusionierten Vertriebsgesellschaft gehabt hätten, erforderlich geworden. Daraufhin wurden Einzelheiten der Anpassungen untersucht und diskutiert, insbesondere erforderliche zusätzlich zu erbringende direkte oder indirekte Finanzierungsbeiträge für beide Vertragsparteien sowie deren Auswirkungen auf die Transaktionsstruktur und den Zeitplan.

Am 17. Dezember 2018 gaben die innogy SE und die SSE plc bekannt, dass sie die Verhandlungen über kommerzielle Anpassungen der geplanten Transaktion zur Zusammenlegung ihrer Vertriebsaktivitäten in Großbritannien ergebnislos beendet haben, da sie sich nicht über die erforderlichen Finanzierungsbeiträge verständigen konnten.

innogy prüft nun alternative Handlungsoptionen für ihr britisches Vertriebsgeschäft. Im dritten Quartal wurden die Vertriebsaktivitäten von npower als "nicht fortgeführte Aktivitäten" bilanziert. Da das britische Vertriebsgeschäft vorerst bei innogy verbleibt, wird npower in der Berichterstattung wieder als "fortgeführte Aktivitäten" ausgewiesen. Aus diesem Grund war eine Anpassung des im November kommunizierten Ausblicks für das Geschäftsjahr 2018 erforderlich (für weitere Informationen siehe Seite 48).

Unternehmensbereich Erneuerbare Energien

innogy baut Solargeschäft in Australien aus.

Im Februar hat innogy einen Vertrag mit Overland Sun Farming, einem der führenden australischen Projektentwickler, über den Erwerb eines Freiflächen-Solarentwicklungsprojekts in Australien geschlossen und somit den Ausbau ihres werthaltigen Solargeschäfts vorangetrieben. Das Projekt "Limondale" verfügt über eine Kapazität von über 349 MW und entsteht im Bundesstaat New South Wales.

Im September wurden die Projektrechte erfolgreich erworben und kurz darauf die finale Investitionsentscheidung für den Bau des Solarkraftwerks getroffen. Anfang Oktober wurden dann bereits die initialen Baumaßnahmen in die Wege geleitet. Die Anlage soll schrittweise in Betrieb genommen werden. Der Beginn des vollständigen kommerziellen Betriebs wird für Mitte 2020 erwartet. Die innogy Tochtergesellschaft BELECTRIC ist für alle Bauarbeiten verantwortlich und wird auch den Betrieb und die Wartung der Solaranlagen übernehmen. BELECTRIC ist ein erfahrenes Unternehmen auf dem internationalen Solarmarkt und hat weltweit Freiflächen-Solarkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von rund 2 GW realisiert, darunter auch bereits Projekte in Australien.

innogy erfolgreich in zweiter deutscher Offshore-Windauktion.

Im April sind innogy die Rechte zugesprochen worden, den Windpark "Kaskasi" in der deutschen Nordsee mit einer geplanten installierten Leistung von rund 325 MW zu bauen und zu betreiben. Damit hat die Bundesnetzagentur bestätigt, dass innogy eines der wettbewerbsfähigsten Gebote vorgelegt hat.

Der Standort verfügt über ausgewiesen gute Windkonditionen und moderate Wassertiefen von 18 Metern bis 25 Metern. Der Offshore-Windpark Kaskasi soll vor Helgoland im gleichen Netzanschluss-Cluster (HelWin-2) wie der benachbarte innogy-Windpark Nordsee Ost entstehen. Die für den Netzanschluss notwendige Konverterplattform ist bereits seit mehreren Jahren in Betrieb. Durch die Nähe zum Windpark Nordsee Ost können beim Betrieb und bei der Instandhaltung Synergien genutzt werden. Die Investitionsentscheidung für den Bau von Kaskasi ist für Frühjahr 2020 vorgesehen. Nach aktueller Planung soll der Windpark 2022 den Betrieb aufnehmen.

innogy sichert sich Exklusivrechte an Solarentwicklungsprojekten in den USA.

innogy treibt ihre Ausbaustrategie für erneuerbare Energien im US-amerikanischen Markt weiter voran. Mitte Juni 2018 hat das Unternehmen über seine US-Tochtergesellschaft vereinbart, mit dem amerikanischen Solar-Entwickler Birdseye Renewable Energy, LLC zusammenzuarbeiten. Ziel ist es, gemeinsam 13 Solarprojekte mit einer Gesamtkapazität von ca. 440 MW zu entwickeln. Die Projekte sind unterschiedlich weit entwickelt und befinden sich bezüglich des Ausbaus von erneuerbaren Energien in attraktiven regionalen Strommärkten der USA. Durch die unterzeichnete Vereinbarung sichert sich innogy das Vorrecht, Projekte aus der Pipeline zu erwerben, sobald sie Baureife erlangt haben. Die derzeitige Entwicklungspipeline beinhaltet drei Solarprojekte in einem weit fortgeschrittenen Entwicklungsstadium. Diese liegen in North Carolina und verfügen über eine Gesamtkapazität von etwa 20 MW sowie zugesicherte Abnahmevereinbarungen. Es ist geplant, dass die Bauarbeiten für diese Projekte im Laufe des Jahres 2019 beginnen können. In der Pipeline sind außerdem weitere zehn Solarprojekte in früheren Entwicklungsphasen. Diese Projekte mit einer Gesamtkapazität von ca. 420 MW befinden sich in den Staaten North Carolina, South Carolina, Georgia und Mississippi. Es wird erwartet, dass die südöstlichen Staaten der USA aufgrund ihrer hohen Sonneneinstrahlung, der wachsenden Nachfrage nach regenerativen Energien und den positiven gesamtwirtschaftlichen Aussichten künftig zu den Hotspots für die Elektrizitätsgewinnung aus Sonnenenergie zählen werden.

innogy findet neue Partner für Offshore-Windpark Triton Knoll.

Im August hat innogy über ihre Tochtergesellschaft Innogy Renewables UK Ltd. eine Vereinbarung zum Verkauf von 41% ihres Offshore-Windparks "Triton Knoll" unterzeichnet. innogy hält derzeit 59% der Anteile. Die neuen Gesellschafter sind Electric Power Development Co., Ltd. (aktiv unter dem Namen J-Power; 25%), über die Tochtergesellschaft JP Renewable Europe Company Limited (JPREC), sowie Kansai Electric Power Co., Inc. (16%), über das Tochterunternehmen KPIC Netherlands B.V. Die Development Bank of Japan Inc. beteiligt sich an der Finanzierung der JPREC mit Eigenkapital und erhält dafür Vorzugsanteile an dieser Gesellschaft.

Das geplante Investitionsvolumen für den Windpark beträgt insgesamt rund 2 Mrd. £ (umgerechnet rund 2,3 Mrd. € zum aktuellen Wechselkurs). Davon werden rund 1,75 Mrd. £ von einem Konsortium aus 15 internationalen Banken bereitgestellt.

Das Offshore-Windprojekt Triton Knoll soll 32 Kilometer vor der Küste von Lincolnshire im Osten Englands mit einer geplanten Kapazität von 860 MW entstehen. Herzstück des Windparks sind 90 Windenergieanlagen vom Typ V164 der Firma MHI Vestas. Diese Turbinen mit je 9,5 MW installierter Leistung zählen derzeit zu den leistungsstärksten und effizientesten Windkraftanlagen der Welt. innogy wird sowohl die Errichtung als auch den Betrieb und die Instandhaltung im Namen der Projektpartner steuern. Vorbereitende Arbeiten für die Bereitstellung des landseitigen Netzanschlusses, wie die Verlegung einer 57 Kilometer langen unterirdischen Kabeltrasse, die Errichtung von Anlandungsinfrastruktur sowie die Konstruktion einer neuen Onshore-Umspannanlage bei Bicker Fen in Lincolnshire, sind bereits angelaufen. Die Errichtung der Windkraftanlagen beginnt voraussichtlich Ende 2019/Anfang 2020, sodass die Inbetriebnahme 2021 anlaufen kann. Dann können rechnerisch rund 800.000 britische Haushalte jährlich mit grünem Strom versorgt werden.

Für den Offshore-Windpark Triton Knoll wurde ein Stromlieferungsvertrag (Power Purchase Agreement - PPA) über 15 Jahre mit 0rsted unterzeichnet. Auf dieser Basis wird das dänische Unternehmen 100% des im Windpark Triton Knoll erzeugten Stroms abnehmen. Der PPA ergänzt die Förderung, die Triton Knoll im Rahmen des sogenannten Contract for Difference erhält, mit dem Marktpreisrisiken während der ersten 15 Betriebsjahre des Windparks minimiert werden.

innogy bei erster polnischer Onshore-Windauktion erfolgreich.

innogy will ihr Portfolio in Osteuropa weiter ausbauen: Die polnische Regulierungsbehörde für Energie hat im November 2018 in der ersten polnischen Onshore-Windauktion für große Anlagen zur Förderung erneuerbarer Energien (Vergütungssystem: Contract for Difference) den Zuschlag für zwei Onshore-Entwicklungsprojekte von innogy erteilt. Der Windpark "Zukowice" (mit einer Kapazität von 33 MW) soll in Niederschlesien errichtet werden und der Windpark "Dolice" (mit einer Kapazität von 52,2 MW) in Westpommern. Die Investitionsentscheidung für beide Projekte soll Anfang 2019 getroffen werden. Darüber hinaus haben wir im Dezember 2018 die Erweiterung des Windparks "Nowy Staw" um 12,2 MW beschlossen.

Polen ist ein wichtiger Kernmarkt für innogy. Hier betreiben wir bereits acht Onshore-Windparks mit einer installierten Gesamtleistung von mehr als 240 MW. Die Windparks befinden sich in vier Regionen: Nowy Staw liegt in der Nähe von Danzig, "Opalenica" in der Region Posen, "Krzecin" und "Tychowo" in Westpommern. Im Nordosten Polens stehen die Windparks "Suwalki", "Piecki" und "Taciewo" in unmittelbarer Nachbarschaft zueinander.

Investitionsentscheidung für erstes Onshore-Windprojekt in den USA.

Im November hat innogy die finale Investitionsentscheidung für den Bau von "Scioto Ridge" getroffen, einem 242-MW-Windprojekt in Ohio. Kurz darauf haben wir den Vertrag mit Siemens Gamesa Renewable Energy über die Lieferung von 72 Turbinen für das Projekt unterzeichnet. Der Auftrag umfasst auch eine zehnjährige Service- und Betriebsführungsvereinbarung. Das Investitionsvolumen für das Projekt beläuft sich auf mehr als 300 Mio. US$. Die Stromproduktion von Scioto Ridge soll in den Großhandelsmarkt verkauft werden. Für einen Großteil des Stromvolumens sichert innogy den Strompreis zusätzlich über einen 13-jährigen PPA ab. Außerdem nutzen wir bei diesem Projekt die US-Förderung für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Form von Steuererleichterungen (Production Tax Credits).

Im Juli 2018 hatte innogy von der britischen Investmentgesellschaft Terra Firma Capital Partners das US-amerikanische Onshore-Wind-Entwicklungsgeschäft von EverPower Wind Holdings erworben. Damit gehören innogy in den USA nun Onshore-Windprojekte in der Entwicklung mit einer Gesamtleistung von mehr als 2.000 MW.

innogy baut spanisches Solarprojekt.

Im Dezember hat innogy final entschieden, in ein Photovoltaik-Solarkraftwerk in Spanien zu investieren. Das Projekt "Alarcos" soll über eine Kapazität von rund 50 MW verfügen und ohne staatliche Förderungen betrieben werden. Sowohl der Baubeginn als auch die vollständige Inbetriebnahme der Anlage ist für 2019 geplant. Das geplante Investitionsvolumen einschließlich des Erwerbs der Projektrechte für Alarcos beläuft sich auf insgesamt rund 40 Mio. €. Das Projekt Alarcos wurde vom spanischen Unternehmen Synergia Energy Solutions, S.L. entwickelt und bereits Mitte 2018 zu 100% an innogy veräußert. Nach Inbetriebnahme kann die Photovoltaikanlage, die südlich der Stadt Ciudad Real entstehen soll, ausreichend grünen Strom produzieren, um rechnerisch jährlich rund 25.000 Haushalte klimafreundlich zu versorgen.

Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur

innogy übernimmt weiteren Gasversorger in Kroatien.

Mit dem Erwerb der Netz- und Vertriebsgesellschaft Montcogim-Plinara im Januar 2018 baut innogy ihren Marktanteil auf dem kroatischen Gasmarkt weiter aus. Das Unternehmen mit Sitz in Sveta Nedelja ist in sechs Städten in der Region Zagreb tätig und besitzt ein rund 375 Kilometer langes Gasnetz, das eines der modernsten in Kroatien ist. Nach der Übernahme von Montcogim-Plinara hat innogy rund 35.000 Kunden im kroatischen Gasmarkt und ist damit der drittgrößte Versorger. Auf dem kroatischen Strommarkt sind wir bereits seit 2013 aktiv und mit derzeit rund 120.000 Kunden der zweitgrößte Anbieter des Landes.

innogy baut Breitbandgeschäft erfolgreich aus.

Schnelles Internet ist ein wichtiger Standortfaktor sowohl für Industrie und Gewerbetreibende als auch für Privathaushalte. Als Partner der Kommunen treibt innogy den Breitbandausbau mit gigabitfähigen Netzen voran, vor allem im ländlichen Raum. In verschiedenen Regionen realisieren wir geförderte Breitbandprojekte; weitere Förderprojekte sind derzeit in der Angebotsphase. Unser Tochterunternehmen innogy TelNet hat zusammen mit den regionalen Beteiligungen enviaTel (enviaM), LEW TelNet (LEW) und VSE Net (VSE) über eine Million Haushalte in mehr als 300 Gemeinden für das schnelle Internet mit Bandbreiten zwischen 50 Mbit/s und 300 Mbit/s erschlossen. Unsere Investitionen in den Breitbandausbau haben wir 2018 gemäß unserer Strategie auf rund 200 Mio. € verdoppelt.

Den Breitbandausbau treiben wir auch an unseren osteuropäischen Standorten voran. Wir sind bereits in sechs tschechischen Regionen präsent und wollen uns zu einem multiregionalen Anbieter von Breitband-Internetdiensten in der Tschechischen Republik entwickeln. Die Akquisitionen der Breitbandunternehmen Magnalink (Anteil von 85%) sowie Cerberos und Helios MB (je 100%) unterstreichen diese Strategie. innogy versorgt in der Tschechischen Republik bereits insgesamt rund 20.000 Endkunden mit schnellem Internet und betreibt dort ein 300 Kilometer langes Glasfasernetz. Auf Basis eines Kooperationsabkommens mit der Stadt Hradec Kralove, mit rund 100.000 Einwohnern eine der größten Städte Tschechiens, wollen wir über die Breitbandaktivitäten hinaus gemeinsam Smart-City-Projekte entwickeln und testen.

innogy baut Ladeinfrastruktur in Deutschland weiter aus.

Bereits 2017 erhielt innogy im Rahmen des "Bundesprogramms Ladeinfrastruktur" des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) einen Förderbescheid für den Ausbau von Ladeinfrastruktur im öffentlichen Raum. Daraufhin startete innogy 2018 mit der Umsetzung. Am Standort unserer Konzernzentrale in Essen haben wir damit begonnen, 85 neue Ladesäulen aufzustellen. Damit wollen wir die Voraussetzungen für den Durchbruch der Elektromobilität schaffen. Auch unseren eigenen Fuhrpark wollen wir weiter elektrifizieren: 2018 ist unsere Tochtergesellschaft Westnetz eine Partnerschaft mit StreetScooter, einem Hersteller von Elektrofahrzeugen in Aachen, eingegangen. In den kommenden Jahren sollen nach und nach 300 elektrische Nutzfahrzeuge von StreetScooter umweltfreundlich und ressourcenschonend für die Bewirtschaftung des Netzes eingesetzt werden.

innogy Metering treibt Smart-Meter-Rollout weiter voran.

Mit über fünf Millionen Strom- und Gaszählern ist die innogy Metering GmbH der größte Messstellenbetreiber in Deutschland. Entsprechend groß sind für uns die Herausforderungen, die mit dem sogenannten Smart-Meter-Rollout - dem gesetzlich vorgeschriebenen Austausch analoger Stromzähler durch digitale Messeinrichtungen - verbunden sind. Nachdem das erste Smart-Meter-Gateway, also die Schnittstelle für die intelligenten Messgeräte, vom Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik zertifiziert worden war, hat innogy Metering 2018 die ersten intelligenten Messeinrichtungen bei ausgewählten Kunden in mehreren Bundesländern, installiert. Wir kooperieren inzwischen mit 25 Stadtwerken sowie Netz- und Messstellenbetreibern, die uns ihre Gateway-Administration für intelligente Messsysteme anvertrauen. Bisher haben wir mehr als 350.000 moderne Messeinrichtungen, elektronische Zähler ohne Smart-Meter-Gateway, eingebaut.

innogy erfolgreich im Konzessionsgeschäft.

2018 konnte innogy über Konzessionserneuerungen, Beteiligungslösungen oder den Verzicht auf Sonderkündigungsoptionen die Versorgung von rund 730.000 Einwohnern in Deutschland sichern. Im Hinblick auf den zunehmenden Wettbewerb um Konzessionen unterstreichen die erzielten Vertragsabschlüsse die über Jahre gewachsene, vertrauensvolle Zusammenarbeit mit den Kommunen. Deutschlandweit versorgt innogy mehr als 14 Millionen Einwohner zuverlässig mit Strom und Gas.

innogy macht die Städte smarter.

So testet innogy z. B. mit dem Kooperationspartner Bochum als erster Großstadt in Deutschland eine intelligente Straßeninfrastruktur. In bestehende Straßenlaternen werden innovative Technologien, etwa intelligente Parking-Lösungen und WLAN-Router, integriert, die einzelne Stadtviertel in smarte Quartiere verwandeln und so fit für die Zukunft machen. Außer in Bochum testen wir die intelligente Straßenbeleuchtung (die sogenannten Smart Poles) in weiteren Pilotprojekten, z. B. in Traben-Trarbach im Landkreis Bernkastel-Wittlich und in Erndtebrück im Kreis Siegen-Wittgenstein. Als Partner der Kommunen verfügt innogy über jahrzehntelange Erfahrung im Bereich der Straßenbeleuchtung im städtischen und ländlichen Raum; das belegen die über eine Million Leuchtpunkte, die innogy europaweit betreibt. Wir konzentrieren uns bei der intelligenten Straßenbeleuchtung auf die Entwicklung von Sensoren, weil diese bei verschiedenen Anwendungen an Bedeutung gewinnen. Zukünftig können Smart Poles als Ladesäulen für Elektroautos dienen, gleichzeitig Umwelt- und Bewegungsdaten erheben sowie Parkrauminformationen liefern. Smart Poles von innogy werden künftig Städte effizienter und moderner machen.

innogy entwickelt deutschlandweit einmalige Systemlösung für vernetztes Gebäude.

innogy hat für die Gatter3 Technik GmbH eine integrierte Systemlösung entwickelt, die mit Hilfe einer intelligenten Regelungs- und Steuerungseinheit Anlagen und Geräte (wie Photovoltaikanlage, Brennstoffzellen, Smart Poles, Wärmepumpe, Batteriespeicher, Ladesäulen für E-Autos und E-Bikes) in der Betriebstätte der Gatter3-Gruppe in Holzwickede miteinander vernetzt. Mit der neuen Technologie ist Gatter3 in der Lage, die Energie im eigenen Stromnetz effizient und kostensparend zu nutzen. Solche Systemlösungen bilden die Grundlage für das vernetzte, dezentrale Energiesystem der Zukunft.

Ausbau des "Energy+"-Geschäfts in Ungarn und Polen.

Im August haben wir in Ungarn mit "ELMU-EMASZ Solutions" und in Polen mit "innogy Polska Solutions" Unternehmen gegründet, die das Wachstum von "Energy+"-Produkten sowie energienahen Dienstleistungen weiter vorantreiben. Die wachsende Nachfrage nach "Grid+"- und "Energy+"-Produkten kann von den beiden Unternehmen kundenorientiert aus einer Hand bedient werden, und Cross-Selling-Potenziale zwischen dem Netz- und Vertriebsbereich können erschlossen werden.

innogy zeigt Energienetz der Zukunft im Rhein-Hunsrück-Kreis.

Im September 2018 hat innogy gemeinsam mit Vertretern des Landkreises und des Bundeslands Rheinland-Pfalz einen neuen Batteriespeicher in Gödenroth eingeweiht und in Betrieb genommen. Dort soll durch ein automatisiertes Energiemanagement das Stromnetz entlastet und Strom aus erneuerbaren Energien möglichst vor Ort genutzt werden. Der Batteriespeicher ist Bestandteil der Energiewabe Rhein-Hunsrück-Kreis, die ein Teilprojekt von "Designetz" ist. Das Projekt Designetz integriert teils bestehende, teils noch zu entwickelnde innovative Energieprojekte in ein intelligentes Stromnetz. Aus vielen Bausteinen entsteht eine Blaupause für das Stromnetz der Zukunft und eine erfolgreiche Energiewende (weitere Informationen siehe auch auf Seite 23).

Unternehmensbereich Vertrieb

MediaMarktSaturn Deutschland und innogy kooperieren.

Seit Herbst 2018 bieten die Elektronikmärkte MediaMarkt und Saturn sowohl in allen Märkten bundesweit als auch in ihren Onlineshops Ökostrom- und Gastarife an. Für den Vertrieb des neuen Angebots setzt MediaMarktSaturn auf eine strategische Partnerschaft mit innogy. Kunden, die sich für einen neuen Strom- oder Gasliefervertrag von innogy oder deren Tochter eprimo entscheiden, profitieren von einem attraktiven Angebot sowie einem unkomplizierten Anbieterwechsel. Zudem gibt es pro Vertragsabschluss Prämien in Form von MediaMarkt- bzw. Saturn-Coupons im Wert von bis zu 180 €. Gemeinsam mit innogy als Partner will der Elektronikhändler künftig weitere innovative und nachhaltige Energiedienstleistungen für seine Kunden entwickeln, beispielsweise auf dem Gebiet der Elektromobilitätslösungen oder der smarten Steuerung von Energieverbräuchen im Haushalt. Die Kooperation war bereits 2018 ein großer operativer Erfolg für das Privatkundengeschäft: Allein im Zeitraum von September bis Dezember verbuchte innogy über diesen Vertriebskanal mehr als 20.000 Kundenaufträge.

innogy Direkt, der virtuelle Energieversorger, ist am Start.

Anfang November ist die innogy Direkt GmbH als eigenständiges Energieversorgungsunternehmen gestartet. Das Besondere: Vom Abschluss bis zur Rechnung werden ausschließlich Online-Services angeboten. Neben flexiblen Digitalangeboten bietet innogy Direkt den Kunden weitere Services, z. B. Preisvorteile gegenüber dem örtlichen Grundversorger, 100% Ökostrom, eine monatliche Kündigungsoption ohne Mindestlaufzeit und auf Wunsch sogar monatliche Abrechnungen. Die Resonanz der ersten Wochen nach dem Marktstart ist positiv. Bis Anfang Januar 2019 konnte innogy Direkt bereits 200 Neukunden gewinnen.

innogy entwickelt mit Metropolis innovatives Produkt für die Datenanalyse.

Die Analyse von Daten gehört im Vertrieb zum täglichen Geschäft und ist wichtig, um im Markt erfolgreich zu sein. "Metropolis" unterstützt die deutschen Vertriebsbereiche der innogy-Gruppe seit Ende 2018 bei der Datenanalyse. Das System beschafft konzernweit Markt- und Wettbewerbsdaten und teilt diese über Plattformen mit den verschiedenen Vertriebsbereichen. Auf diese Weise liefert Metropolis u. a. wertvolle Kundendaten für das Direktgeschäft und für die Regionalgesellschaften. Dank Metropolis erhält innogy bei der wertorientierten Marktbearbeitung einen maßgeblichen Vorsprung gegenüber dem Wettbewerb: Wir können unsere Angebote noch besser auf die Kundenbedürfnisse ausrichten und uns auf Online-Portalen effektiver und zu geringeren Kosten positionieren.

Erneute Auszeichnung für eprimo.

eprimo gehört zu den fairsten Energieversorgern in Deutschland. Das bestätigt die aktuelle Studie des Wirtschaftsmagazins Focus-Money und des Kölner Analyse- und Beratungsunternehmens ServiceValue von Dezember 2018. Focus-Money zeichnet den Energiediscounter bereits zum vierten Mal in Folge mit dem Qualitätssiegel "Fairster Gasversorger" aus. Mehr als 2.700 repräsentativ ausgewählte Kunden hatten in einer Online-Befragung von ServiceValue, die von Juli bis September 2018 durchgeführt wurde, die Fairness von 32 Gasanbietern in Deutschland bewertet. Die Kunden von eprimo gaben ihrem Energiediscounter in allen Bereichen Spitzennoten: fünfmal "sehr gut" - für das Preis-Leistungs-Verhältnis, die Produktleistung, den Kundenservice, die Kundenberatung und die Kundenkommunikation - sowie einmal "gut" für Nachhaltigkeit. Mit der Gesamtnote "sehr gut" verdiente sich eprimo den Titel "Fairster Gasversorger". Ebenfalls 2018 kürte das FAZ-Institut eprimo zur begehrtesten deutschen Strommarke.

innogy erwirbt Solarpanel-Installateure EnergieWonen und ZON7.

Über ihr niederländisches Tochterunternehmen Essent hat innogy im Dezember 2018 die beiden schnell wachsenden Unternehmen EnergieWonen und ZON7 übernommen. Diese liefern und installieren Solarpanelsysteme in den Niederlanden. Die Übernahme ist ein wichtiger strategischer Schritt für innogy, um ihre Leistungspalette mit Angeboten wie Sonnenkollektoren, Isolierungen, Wärmepumpen und Zentralheizungsanlagen auszubauen. Mit den Solarpanelen können Verbraucher ihre Häuser nachhaltiger gestalten, Energie effizienter nutzen und auch sparen und darüber hinaus einen Beitrag zum Erreichen der Klimaziele in den Niederlanden leisten: Das Land will bis 2030 die CO ₂-Emissionen im Vergleich zu 1990 um 49% reduzieren. Mit der Übernahme von EnergieWonen und ZON7 stärkt Essent landesweit sein Netz von Dienstleistungsunternehmen und baut seine Position als einer der Marktführer von Solarmodulen für Privatkunden weiter aus.

innogy erwirbt CNG-Tankstellennetz in Tschechien und wird Marktführer.

Im Zuge des Ausbaus unserer Aktivitäten auf dem tschechischen CNG-Markt (CNG - compressed natural gas) haben wir Ende 2018 CNGvitall, eine Tochtergesellschaft der Vitkovice-Gruppe, erworben. Damit baut innogy ihr CNG-Tankstellennetz weiter aus und wird zum größten Anbieter von CNG in Tschechien. Gleichzeitig erfüllt innogy ihre Zusagen im Rahmen eines Memorandums zur Förderung der CNG-Aktivitäten, das die Erdgasindustrie mit der tschechischen Regierung im Mai 2018 unterzeichnet hat (siehe auch "Politische Rahmenbedingungen", Seite 33).

Corporate/Neue Geschäftsfelder

eMobility

innogy übernimmt Anbieter von Elektromobilität in den USA und verstärkt Präsenz im US-Markt.

Im Juli 2018 hat die innogy e-mobility US LLC, eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der innogy SE, einen führenden Anbieter von Ladetechnologie für Elektroautos, BTCPower (Broadband TelCom Power, Inc.), übernommen. Durch die Transaktion verfügt innogy nun über ein komplettes Schnelllade-Produktportfolio für den nordamerikanischen Markt und hat Zugang zu Produktionskapazitäten mitsamt dem dazugehörigen Fachwissen. innogy und BTCPower vertreiben Ladelösungen für die zunehmende Zahl elektromobiler Fahrzeuge und haben bereits bei verschiedenen Pilotprojekten erfolgreich zusammengearbeitet.

innogy übernimmt Recargo Inc.

innogy e-mobility US LLC hat Anfang Oktober Recargo Inc., ein führendes Softwareunternehmen für Elektromobilität in den USA, übernommen. Mit der Akquisition erweitert innogy ihr Lösungsportfolio und stärkt ihre Position als Technologieanbieter im amerikanischen Markt. Neben profundem IT-Know-how erlangt innogy durch die Transaktion uneingeschränkten Zugang zur Elektromobilitäts-App "PlugShare" von Recargo. PlugShare ist eine netzwerkunabhängige LadepunktAnwendung; sie sorgt dafür, dass für Elektrofahrzeuge exakte Daten zum nächstgelegenen Ladepunkt - unabhängig von dessen Betreiber - vorliegen. Mit der App und der dazugehörigen Datenbank können wir weltweit eine Softwarelösung mit erweitertem Zugang zu Geoobjektdaten (POI - Point of Interest) anbieten und damit Elektromobilitätslösungen für innogy-Kunden verbessern.

innogy fährt mit Strom: Wir elektrifizieren unsere gesamte Flotte von rund 1.000 Fahrzeugen

innogy treibt Ausbau der Elektromobilität weiter voran.

innogy und der Mobilitätsdienstleister DKV wollen künftig im Rahmen des Joint Ventures Charge4Europe umfassende Versorgungslösungen für die Betreiber gewerblicher Elektroflotten in ganz Europa aus einer Hand anbieten. An Charge4Europe werden innogy und DKV mit je 50% beteiligt sein, einen entsprechenden Vertrag haben beide Partner im Dezember 2018 unterzeichnet. Die beiden Unternehmen haben sich zu diesem Schritt entschlossen, da der Bedarf an nutzerfreundlichen Gesamtlösungen und Services für E-Flotten in Zukunft steigen wird, insbesondere bei Gewerbekunden. Charge4Europe plant, ein europaweites Roaming-Netz öffentlicher Ladepunkte für E-Flotten aufzubauen.

innogy baut Ladeinfrastruktur bei Kunden weiter aus.

Als international positionierter Technologieanbieter liefert innogy Geschäfts- und Privatkunden Hardware- und Software-Produkte für Elektromobilität. Intelligente Ladetechnik spielt dabei die entscheidende Rolle. Schon heute haben wir insgesamt rund 25.500 Ladepunkte bei Kunden weltweit installiert. Dazu gehören rund 1.900 Ladestationen in den USA, für die wir den technischen Support übernommen haben, sowie rund 15.000 Ladepunkte an privaten oder gewerblichen Stellplätzen und mehrere tausend vernetzte Ladepunkte europaweit. Damit ist innogy einer der führenden Technologieanbieter für Ladeinfrastruktur in Europa. Zudem hat innogy mit 170 Stadtwerkepartnern einen der größten Ladeverbunde Deutschlands aufgebaut.

Sowohl in Deutschland als auch international konnten wir 2018 neue Kunden für unsere Produkte begeistern. In Italien haben wir beispielsweise zwei großvolumige Rahmenverträge über unsere Hard- und Softwareprodukte abgeschlossen. Für unseren Kunden BeCharge haben wir bereits die ersten 175 Ladesäulen installiert und planen einige Hundert weitere. Mit Power Station, einer Tochtergesellschaft von Unico Energia, haben wir einen Rahmenvertrag über die Installation mehrerer Hundert Ladestationen unterschrieben. Hier statten wir u. a. italienische Parkhäuser mit unserer Ladetechnologie aus. Auch in Großbritannien konnten wir wichtige Kunden gewinnen. Beispielsweise haben wir 2018 den Zuschlag für das Händlernetzwerk von Audi UK erhalten, Ladeinfrastruktur an verschiedenen Standorten zu installieren.

Durch das Wachstum des Online-Handels nimmt der Lieferverkehr zu. Hieraus ergeben sich auch gute Chancen für emissionsfreie, elektrische Transporter. Ein wichtiger Kunde in diesem Bereich ist die Deutsche Post/DHL. Hier haben wir ebenfalls einen wichtigen Rahmenvertrag abgeschlossen. Bis Jahresende haben wir schon rund 750 Ladepunkte in zehn Ländern projektiert und auf Betriebshöfen aufgebaut. Zahlreiche weitere Ladepunkte folgen 2019. Ein neuer Partner ist Amazon Logistics. Den Bochumer Standort haben wir im abgelaufenen Jahr mit hochmoderner Infrastruktur ausgestattet.

Nach Ablauf des Berichtszeitraums

innogy überführt Technologiesparte für Elektromobilität in eigene Gesellschaft.

Das Thema Elektromobilität gewinnt bei innogy zunehmend an Bedeutung. Um auch der Fokussierung als Technologieanbieter und der Abgrenzung zum Geschäftsmodell des Energieversorgers Rechnung zu tragen, wurden wesentliche eMobility-Aktivitäten in einer eigenen Gesellschaft gebündelt. Zum 1. Januar 2019 wurden unter dem Namen "innogy eMobility Solutions GmbH" die bisherigen Geschäftsaktivitäten im Bereich Elektromobilität zusammengefasst. Dies beinhaltet neben einem weitreichenden eMobility Hard- und Softwareproduktportfolio, auch die laufenden Kundenbeziehungen sowie aktuelle Projekte, die zu 100% auf die innogy-Tochtergesellschaft übergehen. Die Gesellschaft übernimmt zudem die internationalen Tochterunternehmen, wozu auch die jüngsten US-amerikanischen Zukäufe BTCPower, Produzent und Anbieter für Schnellladelösungen, sowie Recargo, Anbieter der führenden App PlugShare gehören. Sitz der innogy eMobility Solutions GmbH ist Dortmund.

innogy begibt Anleihe.

Am 31. Januar 2019 hat die innogy SE eine Anleihe mit einem Volumen von 750 Mio. € und einer Laufzeit von 4,5 Jahren platziert. Bei einem Kupon von 0,75% und einem Ausgabekurs von 99,658% beträgt die jährliche Rendite 0,828%. Der Zufluss der Emission dient der Refinanzierung von fälligen Verbindlichkeiten und allgemeinen Geschäftsaktivitäten.

npower kündigt Programm zur Kostensenkung an.

Im Dezember hatten die innogy SE und die SSE plc die Verhandlungen über eine mögliche Zusammenlegung ihrer Vertriebsaktivitäten in Großbritannien ergebnislos beendet (siehe Seite 37). Infolge des anhaltend schlechten Marktumfelds im britischen Vertriebsgeschäft und aufgrund regulatorischer Eingriffe wie der Preisobergrenze hat npower Ende Januar 2019 ein neues Programm zur Kostenreduzierung angekündigt. Das Unternehmen erwartet, dass im Laufe des Jahres rund 900 Stellen von den Kürzungen betroffen sein werden. Viele von ihnen sollen durch natürliche Fluktuation entfallen. Ende 2018 beschäftigte npower rund 6.050 Mitarbeiter. Seit Februar 2019 werden erste Gespräche mit Mitarbeitern und Gewerkschaften geführt.

Die britische Regulierungsbehörde Ofgem erwartet, dass fünf der "großen sechs" Energievertriebsunternehmen in Großbritannien aufgrund der Einführung der Preisobergrenze 2019 Verluste schreiben oder niedrigere Gewinne erwirtschaften werden. Auch npower rechnet im laufenden Jahr nach wie vor mit deutlichen Verlusten, trotz der bereits angekündigten Maßnahmen.

innogy setzt neue Maßstäbe bei SmartHome und eMobility.

Zur E-world, die Anfang Februar 2019 in Essen stattfand, hat innogy eine vollkommen neue Steuerzentrale für das smarte Wohnen auf den Markt gebracht. Als Innovationsführer bei digitalen Lösungen können wir unseren Kunden damit völlig neue Services anbieten. Unsere neue Steuerzentrale verbindet alle innogy-Produkte sowie integrierte Geräte von Drittherstellern und wird die Attraktivität des innogy SmartHome-Systems dadurch weiter steigern. Die Steuerzentrale ist die Basis unserer Plattform für das vernetzte Wohnen, das wir zusammen mit starken Partnern noch weiter ausbauen. Damit entstehen völlig neue, flexible Kooperationsmodelle und Services für die beteiligten Partnerunternehmen. Bereits heute sind u. a. der Amazon-Sprachdienst Alexa, Google Assistant, Philips Hue, Netatmo und Novoferm kompatibel. Künftig werden sich auch zahlreiche Smart-Home-Geräte von MEDION sowie der Produktlinie "Homematic IP" von eQ-3 mit dem vorhandenen Portfolio von innogy und der neuen Zentrale vernetzen lassen. Den Kunden eröffnen sich so noch mehr Optionen in puncto Produktvielfalt und Anwendungsmöglichkeiten. Auch zur E-world hat der Technologieprovider innogy eMobility Solutions erstmals seine neue Generation von Wallboxen aus eigener Entwicklung präsentiert. Das neue Produktportfolio zeichnet sich durch intuitive Bedienung, intelligente Vernetzung sowie absolute Sicherheit und Verlässlichkeit aus. Ein modulares Produktkonzept bietet Unternehmen, Ladenetzbetreibern, Stadtwerken oder auch Privatkunden eine auf ihre Bedürfnisse zugeschnittene Lösung.

innogy errichtet zwei Solarprojekte in Kanada ohne staatliche Förderung.

Im Februar hat innogy die endgültige Investitionsentscheidung für zwei Solarparks in Kanada mit einer Gesamtkapazität von 57 MW getroffen. Sowohl der Baubeginn als auch die Inbetriebnahme beider Anlagen sind für dieses Jahr vorgesehen. Das geplante Investitionsvolumen beläuft sich auf einen mittleren zweistelligen Millionen-Euro-Betrag. Die Projekte wurden von dem kanadischen Unternehmen Solar Krafte Utilities Inc. (Solar Krafte) entwickelt und die Projektrechte wurden im Februar 2019 an innogy übertragen. Die Solarparks Hull (Prairie Sunlight II, 30 MW) und Vauxhall (Prairie Sunlight III, 27 MW) werden in South Alberta entstehen, in der Nähe der Stadt Vauxhall. Für alle Bauarbeiten ist innogys Tochtergesellschaft BELECTRIC verantwortlich, diese wird auch Betrieb und Wartung der beiden Solaranlagen dienstleistend übernehmen.

innogy veräußert tschechisches Gasnetzgeschäft an RWE.

Im Februar 2019 hat innogy ihren Anteil von 50,04% an der innogy Grid Holding, a.s., mit Sitz in Prag, und damit ihr tschechisches Gasnetzgeschäft an RWE veräußert.

Aus Sicht von innogy wurde ein attraktiver Preis erzielt. Dies wird durch ein Gutachten bestätigt, das eine renommierte Wirtschaftsprüfungsgesellschaft auf der Grundlage allgemein anerkannter Bewertungsgrundsätze erstellt hat. Die Transaktion konnte direkt vollzogen werden, da eine Kartellfreigabe aufgrund des bestehenden Konzernverhältnisses zwischen den Vertragsparteien nicht erforderlich war.

1.6 Grundsätzliches zur Berichtsweise

innogy-Konzern

Konzernstruktur mit drei Unternehmensbereichen.

Unsere Finanzberichterstattung orientiert sich an unserer Konzernstruktur mit drei funktional voneinander abgegrenzten Unternehmensbereichen: Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur sowie Vertrieb. Wir berücksichtigen zusätzlich regionale Aspekte, indem wir diese in operative Segmente unterteilen. Gemäß IFRS 8.12 ist die Zusammenfassung operativer Segmente zu einem Unternehmensbereich bzw. Berichtssegment möglich, wenn die operativen Segmente ähnliche wirtschaftliche Merkmale aufweisen und u. a. hinsichtlich der Art der Produkte und der Kundengruppe vergleichbar sind.

Die drei Unternehmensbereiche umfassen folgende Aktivitäten:

―

Erneuerbare Energien. In diesem Unternehmensbereich berichten wir über unsere Aktivitäten rund um die Stromproduktion aus regenerativen Quellen. Neben dem Betrieb von Erneuerbare-Energien-Anlagen zählen dazu auch deren Bau und die Projektentwicklung. Unsere Schwerpunkte liegen derzeit auf Windkraft an Land (onshore) und auf dem Meer (offshore) sowie auf Solar/ Photovoltaik und Wasserkraft. Die wichtigsten Erzeugungsstandorte unserer Bestandsanlagen befinden sich in Deutschland, Großbritannien, Spanien, den Niederlanden, Polen und Italien. Beim Neugeschäft liegt der Fokus zusätzlich auf Nordamerika und Australien.

―

Netz & Infrastruktur. Der Unternehmensbereich umfasst unser Geschäft mit der Verteilung von Strom und Gas. Das Segment "Netz & Infrastruktur Deutschland" beinhaltet das deutsche Strom- und Gasverteilnetzgeschäft. Mit Ausnahme des Vertriebs sind darin auch die Aktivitäten der vollkonsolidierten Regionalversorger (u. a. Netzbetrieb, Stromerzeugung, Wassergeschäft) erfasst. Außerdem gehören unser Gasspeichergeschäft sowie Minderheitsbeteiligungen (z. B. an deutschen Stadtwerken und an der österreichischen KELAG) dazu. Ebenfalls diesem Segment zugeordnet sind unsere Aktivitäten rund um den Breitbandausbau. Das Segment "Netz & Infrastruktur Osteuropa" umfasst unser Gasverteilnetz- und Gasspeichergeschäft in Tschechien, unser Gasverteilnetzgeschäft in Kroatien sowie unser Stromverteilnetzgeschäft in Polen, Ungarn und der Slowakei.

―

Vertrieb. In diesem Unternehmensbereich zeigen wir unseren Energievertrieb, der neben dem Verkauf von Strom und Gas auch die Bereitstellung von innovativen, bedarfsgerechten Energielösungen beinhaltet. In regionaler Hinsicht unterscheiden wir die vier operativen Segmente "Vertrieb Deutschland", "Vertrieb Großbritannien", "Vertrieb Niederlande/Belgien" und "Vertrieb Osteuropa". Das letztgenannte Segment umfasst Aktivitäten in Tschechien, der Slowakei, Ungarn, Polen, Slowenien, Kroatien und bis Ende August 2018 auch Aktivitäten in Rumänien. Wir weisen in diesem Unternehmensbereich außerdem den geringen Stromerzeugungsanteil einzelner Vertriebsgesellschaften im In- und Ausland aus.

Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der drei Unternehmensbereiche unter der Position "Corporate/Neue Geschäftsfelder" dar. Dies gilt für die Konzernholding innogy SE, unsere internen Dienstleister sowie die Entwicklung neuer Geschäfte. Seit dem 1. Januar 2018 haben wir unsere Aktivitäten im Bereich eMobility umgegliedert und weisen diese nicht mehr im Unternehmensbereich Vertrieb aus, sondern unter "Corporate/Neue Geschäftsfelder". Die Vorjahreszahlen haben wir entsprechend angepasst. Innerhalb dieser Position weisen wir auch bestimmte Finanzkennzahlen der Aktivitäten für den Innovation Hub aus.

Alle Beträge werden - sofern erforderlich - kaufmännisch gerundet. Daher ist es möglich, dass die Summe der gerundeten Werte nicht der gerundeten Gesamtsumme entspricht.

Steuerungsgrößen und alternative Leistungskennzahlen (Nicht-IFRS-Kennzahlen)

Unsere Steuerungskennzahlen dienen der Beurteilung des wirtschaftlichen Erfolgs der Unternehmensbereiche und operativen Segmente sowie des innogy-Konzerns insgesamt. Die beiden für uns bedeutsamsten finanzwirtschaftlichen Steuerungsgrößen sind das bereinigte EBIT und das bereinigte Nettoergebnis, wobei das bereinigte Nettoergebnis nur für den innogy-Konzern insgesamt steuerungsrelevant ist. An diese Kennzahlen sind auch Elemente der Vergütung eines Teils der Belegschaft, insbesondere aber von Vorstand und Führungskräften, gekoppelt. Das bereinigte Nettoergebnis ist zudem die Bemessungsgrundlage für die Höhe der Dividende der innogy SE. Weitere wichtige, jedoch nicht zu den bedeutsamsten zählenden finanziellen Kennzahlen sind das bereinigte EBITDA und der Free Cash Flow. Die genannten Kennzahlen sind weder in den IFRS noch in anderen internationalen Rechnungslegungsvorschriften definiert; wir bezeichnen sie deshalb als alternative Leistungskennzahlen.

Die alternativen Leistungskennzahlen erläutern wir hier, da sie von der Unternehmensführung u. a. in Präsentationen für die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats verwendet werden, um die betriebliche Ertragslage und die Verschuldung darzustellen. Gleichzeitig dienen sie als Basis für die finanzwirtschaftliche Konzernplanung und Hochrechnung. Darüber hinaus werden die Kennzahlen unserer Kenntnis nach von einer Vielzahl von Investoren, Wertpapieranalysten und anderen Stakeholdern als ergänzende Informationen zur betrieblichen und finanziellen Lage erwartet und genutzt. Das EBITDA etwa verwenden viele Investoren, um die betriebliche Ertragslage von Unternehmen zu messen. Es beschreibt das Ergebnis vor Abschreibungen und beinhaltet u. a. weder Ertragsteuern noch das Finanzergebnis. Dies ist deshalb wichtig, weil die Abschreibungen nach IFRS zu einem gewissen Grad unternehmensabhängig sind und daher die Vergleichbarkeit von Unternehmen beeinflussen können.

Wir haben die für uns relevanten finanzwirtschaftlichen Kennzahlen wie folgt definiert:

Das bereinigte EBIT wird ermittelt, indem von den Umsatzerlösen der Materialaufwand, der Personalaufwand und die betrieblichen Abschreibungen abgezogen werden. Hinzugerechnet werden das sonstige betriebliche Ergebnis sowie das betriebliche Beteiligungsergebnis. Hierin nicht enthalten sind bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte, die aus unternehmerischer Sicht ungewöhnlich sind und die wir im neutralen Ergebnis erfassen. In der Regel kann das neutrale Ergebnis Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder sonstigen langfristigen Vermögenswerten, außerplanmäßige Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte sowie Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate umfassen. Auch in der regelmäßigen Berichterstattung für Vorstand und Aufsichtsrat gehört das bereinigte EBIT zu den wichtigsten finanziellen Kennzahlen, anhand derer die Geschäftsentwicklung der Unternehmensbereiche diskutiert und gesteuert wird.

Das bereinigte Nettoergebnis definieren wir als das um bestimmte Sondereffekte angepasste Nettoergebnis. Es unterscheidet sich vom Nettoergebnis dadurch, dass das neutrale Ergebnis und gegebenenfalls weitere Sondereinflüsse herausgerechnet werden. Als weitere Sondereinflüsse gelten insbesondere bestimmte Zins- und Währungseffekte, die im Finanzergebnis enthalten sind. Mit der Einführung von IFRS 9 zum 1. Januar 2018 sind erstmalig auch unrealisierte Ergebniseffekte aus festverzinslichen Wertpapieren im Finanzergebnis enthalten. Diesen Sondereffekt haben wir im Berichtsjahr bereinigt, um nur die entsprechend realisierten Ergebniseffekte im bereinigten Nettoergebnis auszuweisen. Um das bereinigte Nettoergebnis zu ermitteln, haben wir einen Zielkorridor für die normalisierte Steuerquote von 25% bis 30% festgelegt; im Berichtszeitraum legen wir eine normalisierte Steuerquote von 25% zugrunde.

Die hohe Relevanz des bereinigten Nettoergebnisses ergibt sich u. a. daraus, dass diese Ergebnisgröße die Bemessungsgrundlage für die Dividende der innogy SE ist. Wir wollen zwischen 70% und 80% unseres bereinigten Nettoergebnisses an unsere Aktionäre ausschütten. Darüber hinaus ist das bereinigte Nettoergebnis die wesentliche Bemessungsgrundlage für das neue langfristige Vergütungssystem der Vorstände und leitenden Angestellten von innogy. Daher gehört das bereinigte Nettoergebnis zu den wichtigsten Steuerungskennzahlen des innogy-Konzerns.

Das bereinigte EBITDA entspricht dem bereinigten EBIT vor betrieblichen Abschreibungen.

Der Free Cash Flow ist als Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit abzüglich Investitionen in Sachanlagen, immaterielle Vermögenswerte und Finanzanlagen zuzüglich der Erlöse aus Anlagenabgängen und Desinvestitionen sowie zuzüglich Einzahlungen bzw. abzüglich Auszahlungen aus Kapitalveränderungen definiert. Diese an die Zahlungsströme der Kapitalflussrechnung anknüpfende Definition gilt seit Mitte 2018. Die Einbeziehung der Kapitalveränderungen gewährleistet - dem Geschäftsmodell von innogy entsprechend -, dass die finanziellen Beiträge von Co-Investoren zu unseren Investitionen berücksichtigt und die Auswirkungen unserer Investitionstätigkeit auf unsere Nettoverschuldung somit zutreffend erfasst sind.

1.7 Geschäftsverlauf

Ein herausforderndes Geschäftsjahr liegt hinter uns. Wichtige Ereignisse waren die im März 2018 angekündigte Übernahme durch E.ON/RWE, das außergewöhnlich niedrige Windaufkommen in weiten Teilen Europas und das Scheitern der Zusammenlegung des britischen Vertriebsgeschäfts der innogy SE mit dem der SSE plc. Letztgenannter Effekt war verantwortlich dafür, dass das britische Vertriebsgeschäft mit seinem negativen Ergebnisbeitrag seit Dezember 2018 entgegen unserer Planung wieder in das bereinigte Konzernergebnis von innogy einbezogen wird und wir unsere ursprüngliche Prognose im selben Monat nach unten korrigieren mussten - obwohl die sonstige Entwicklung auf Konzernebene bis dahin im Wesentlichen erwartungsgemäß verlaufen war. Damit haben wir unsere ursprünglichen Ertragsziele mit einem bereinigten EBIT von 2.630 Mio. € sowie einem bereinigten Nettoergebnis von 1.026 Mio. € nicht erreicht.

Im Jahresverlauf haben wir auch unsere Ergebnisprognosen auf Ebene der Unternehmensbereiche angepasst. Im Geschäftsbereich Vertrieb waren die Wiedereinbeziehung des britischen Geschäfts sowie ein unerwarteter Anstieg der Commodity-Kosten infolge kalter Witterung und ein schwieriges, kompetitives Marktumfeld in den Niederlanden dafür verantwortlich, dass wir mit einem bereinigten EBIT von 654 Mio. € unsere ursprüngliche Prognose von rund 750 Mio. € verfehlt haben. Bei den Erneuerbaren Energien konnten wir die außergewöhnlich schlechten Witterungsverhältnisse nicht vorhersehen und das ursprünglich erwartete Niveau von 350 Mio. € mit einem Jahresendergebnis von 299 Mio. € nicht halten.

Im Gegensatz dazu entwickelte sich das Ergebnis bei Netz & Infrastruktur mit 1.962 Mio. € deutlich besser, als anfangs angenommen: Zum einen konnten wir Gerichtsverfahren in Bezug auf Kaufpreisvorbehalte aus dem Abgang von Konzessionen 2018 abschließen und damit entsprechende Rückstellungen auflösen, zum anderen haben wir ein höheres Beteiligungsergebnis als erwartet aus unseren Minderheitsbeteiligungen in Deutschland erzielt.

Vorstand und Aufsichtsrat von innogy werden der Hauptversammlung die Zahlung einer Dividende in Höhe von 1,40 € je Aktie vorschlagen.

Zielerreichung 2018 in Mio. €	Prognose für 2018 ¹	Angepasste Prognose 2018 ²	Ist 2018
Bereinigtes EBIT ³	rund 2.700	rund 2.600	2.630
Erneuerbare Energien	rund 350	rund 300	299
Netz & Infrastruktur	rund 1.850	rund 1.950	1.962
Vertrieb	rund 750	rund 650	654
Bereinigtes Nettoergebnis	über 1.100	über 1.000	1.026

¹ Prognose am 15. Mai 2018 aufgrund des Ausweises von eMobility unter "Corporate /Neue Geschäftsfelder" ab Q1/2018 (siehe Seite 10, Q1/2018-Mitteilung) angepasst.
² Prognose am 13. November 2018 für die drei Unternehmensbereiche und am 17. Dezember 2018 für den Unternehmensbereich Vertrieb, bereinigtes EBIT und bereinigtes Nettoergebnis angepasst.
³ "Corporate/Neue Geschäftsfelder" nicht separat ausgewiesen.

Stromerzeugungskapazität der Unternehmensbereiche ¹	Onshore Wind		Offshore Wind		Wasser
in MW	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erneuerbare Energien	2.101	2.013	925	925	538	542
Deutschland	628	624	295	295	380	380
Großbritannien	397	339	630	630	83	84
Spanien	447	447	-	-	12	12
Niederlande	289	295	-	-	-	-
Polen	242	242	-	-	-	-
Irland	10	-	-	-	-	-
Italien	90	67	-	-	-	-
Frankreich	-	-	-	-	47	50
Portugal	-	-	-	-	16	16
Belgien	-	-	-	-	-	-
Netz & Infrastruktur	98	95	-	-	184	184
Vertrieb	-	-	-	-	1	1
innogy-Konzern	2.199	2.108	925	925	723	727

Stromerzeugungskapazität der Unternehmensbereiche ¹	Sonstige erneuerbare Energien ²		Erneuerbare Energien gesamt		Nicht erneuerbare Energien ³
in MW	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erneuerbare Energien	7	7	3.572	3.487	-	-
Deutschland	7	7	1.310	1.306	-	-
Großbritannien	-	-	1.110	1.053	-	-
Spanien	-	-	459	459	-	-
Niederlande	-	-	289	295	-	-
Polen	-	-	242	242	-	-
Irland	-	-	10	-	-	-
Italien	-	-	90	67	-	-
Frankreich	-	-	47	50	-	-
Portugal	-	-	16	16	-	-
Belgien	-	-	-	-	-	-
Netz & Infrastruktur	36	34	318	313	306	306
Vertrieb	63	63	64	64	75	74
innogy-Konzern	107	104	3.955	3.864	381	380

Stromerzeugungskapazität der Unternehmensbereiche ¹	Gesamt
in MW	2018	2017
Erneuerbare Energien	3.572	3.487
Deutschland	1.310	1.306
Großbritannien	1.110	1.053
Spanien	459	459
Niederlande	289	295
Polen	242	242
Irland	10	-
Italien	90	67
Frankreich	47	50
Portugal	16	16
Belgien	-	-
Netz & Infrastruktur	624	619
Vertrieb	140	138
innogy-Konzern	4.336	4.244

¹ Werte jeweils zum Jahresende. Es sind nur Kapazitäten aus vollkonsolidierten Gesellschaften berücksichtigt.
² Darin enthalten sind Kapazitäten aus Biomasse- und Photovoltaikanlagen.
³ Darin enthalten sind Kapazitäten aus den Energieträgern Steinkohle (2018 10 MW), Gas (2018 235 MW) und Pumpwasser, Ol und Sonstige (2018 137 MW)

innogy einer der größten Stromproduzenten aus erneuerbaren Energien in Europa.

Ende 2018 verfügte innogy über Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 4.336 MW, davon 3.955 MW auf Basis erneuerbarer Energien. Diese Zahlen enthalten auch die Kapazitäten unserer vollkonsolidierten Tochtergesellschaften in den Unternehmensbereichen Netz & Infrastruktur und Vertrieb. Hiervon entfallen 382 MW auf Erneuerbare-Energien-Kapazitäten und 381 MW auf konventionelle Stromerzeugungskapazitäten.

Regionale Verteilung unserer Stromerzeugungskapazitäten im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien

Onshore- und Offshore-Wind sind mit 80% der Gesamtkapazität im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien unsere wichtigsten Technologien. Im Offshore-Bereich zählen wir mit einer installierten Kapazität von 925 MW zu den weltweit größten Betreibern von Windkraftanlagen. Ende März ist der Windpark Galloper vor der Südostküste Großbritanniens (innogy-Anteil: 25%, entspricht 88 MW) mit der vollen Kapazität ans Netz gegangen. Da wir an diesem Projekt Minderheitsanteile halten, fließt es nicht in die Berechnung der Gesamtkapazität ein. Auch bei der Onshore-Windkraft betreiben wir mit 2,2 GW eines der größten Portfolios Europas. Eine Übersicht der Windparks und Solarprojekte, die wir im Geschäftsjahr 2018 in Betrieb genommen haben, ist der folgenden Tabelle zu entnehmen. Insgesamt befanden sich Ende 2018 Onshore-Wind-parks mit einem Gesamtvolumen von rund 400 MW, das Offshore-Windprojekt Triton Knoll (innogy-Anteil: 59%, entspricht 507 MW) und Solarprojekte mit rund 350 MW im Bau.

Hinzugefügte Erzeugungkapazitäten ¹2018
Projekt	Kapazitäten	Region	Technologie	Typ
Krusemark D	1,0 MW	Deutschland	Onshore-Wind	Akquisition
Lembruch	0,8 MW	Deutschland	Solar	Neubauprojekt
Sommerland B	6,0 MW	Deutschland	Onshore-Wind	Repowering
Brechfa Forest West	57,4 MW	Großbritannien	Onshore-Wind	Neubauprojekt
Dromadda Beg	10,2 MW	Irland	Onshore-Wind	Neubauprojekt
Deliceto	23,0 MW	Italien	Onshore-Wind	Akquisition

¹ Werte jeweils zum Jahresende. Es sind nur Kapazitäten aus vollkonsolidierten Gesellschaften berücksichtigt.

Stromerzeugung geringer als im Vorjahr.

innogy hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 10,8 Mrd. kWh Strom produziert, 4% weniger als 2017. Der größte Teil davon, 9,6 Mrd. kWh oder 89%, entfiel auf erneuerbare Energien. Rund 11% stammten aus nicht erneuerbaren Stromerzeugungsanlagen, die wir über unsere vollkonsolidierten Tochterunternehmen mit ausweisen.

Die Stromerzeugung aus regenerativen Quellen ist in erheblichem Maße vom Wetter abhängig. Bei Windkraftanlagen spielt das Windaufkommen eine wichtige Rolle: Ist es gering, sind die Anlagen schlechter ausgelastet und die Stromproduktion geringer. 2018 lag das Windaufkommen an nahezu allen innogy-Standorten weit unterhalb des langjährigen Mittels, lediglich in Spanien und Italien entsprachen die Windgeschwindigkeiten diesem annähernd zu 100%. Die Erzeugung aus Laufwasser- und Speicherkraftwerken hängt vor allem von den Niederschlags- und Schmelzwassermengen ab. Da diese in der zweiten Jahreshälfte - vor allem in Deutschland - geringer waren, lag die Erzeugung unserer Laufwasserwerke 2018 unterhalb des langjährigen Durchschnitts.

Anteil der Technologien an der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Stromerzeugung der Unternehmensbereiche ¹	Onshore Wind		Offshore Wind		Wasser
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erneuerbare Energien	4,1	4,2	2,8	3,2	1,8	1,8
Deutschland	1,0	1,0	0,9	0,9	1,4	1,5
Großbritannien	0,8	0,8	2,0	2,2	0,2	0,2
Spanien	0,9	1,0	-	-	0,0	-
Niederlande	0,7	0,7	-	-	-	-
Polen	0,5	0,6	-	-	-	-
Irland	0,0	-	-	-	-	-
Italien	0,2	0,1	-	-	-	-
Frankreich	-	-	-	-	0,1	0,1
Portugal	-	-	-	-	0,0	0,0
Netz & Infrastruktur	0,1	0,1	-	-	0,6	0,6
Vertrieb	-	-	-	-	-	0,1
innogy-Konzern	4,2	4,3	2,8	3,2	2,4	2,5

Stromerzeugung der Unternehmensbereiche ¹	Sonstige erneuerbare Energien ²		Erneuerbare Energien gesamt		Nicht erneuerbare Energien
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erneuerbare Energien	0,1	-	8,8	9,2	-	-
Deutschland	0,1	-	3,4	3,4	-	-
Großbritannien	-	-	3,0	3,2	-	-
Spanien	-	-	1,0	1,0	-	-
Niederlande	-	-	0,7	0,7	-	-
Polen	-	-	0,5	0,6	-	-
Irland	-	-	0,0	-	-	-
Italien	-	-	0,2	0,1	-	-
Frankreich	-	-	0,1	0,1	-	-
Portugal	-	-	0,0	0,0	-	-
Netz & Infrastruktur	0,1	0,2	0,8	0,9	0,4	0,4
Vertrieb	-	-	-	0,1	0,8	0,7
innogy-Konzern	0,2	0,2	9,6	10,2	1,2	1,1

Stromerzeugung der Unternehmensbereiche ¹	Gesamt
in Mrd. kWh	2018	2017
Erneuerbare Energien	8,8	9,2
Deutschland	3,4	3,4
Großbritannien	3,0	3,2
Spanien	1,0	1,0
Niederlande	0,7	0,7
Polen	0,5	0,6
Irland	0,0	-
Italien	0,2	0,1
Frankreich	0,1	0,1
Portugal	0,0	0,0
Netz & Infrastruktur	1,2	1,3
Vertrieb	0,8	0,8
innogy-Konzern	10,8	11,3

¹ Kleinstmengen werden aufgrund von Rundungen über Nullwerte ausgewiesen.
² Darin enthalten sind Erzeugungsmengen aus Biomasse- und Photovoltaikanlagen.

CO ₂-Emissionen unserer Stromerzeugung erneut gesunken.

Nahezu 90% unseres erzeugten Stroms stammt aus regenerativen Quellen. Dadurch sind unsere spezifischen Emissionen, also der CO ₂-Ausstoß je erzeugte Megawattstunde Strom, mit 0,049 Tonnen CO ₂je MWh sehr gering (Vorjahr: 0,056 Tonnen CO ₂je MWh). Unsere konventionellen Erzeugungsanlagen emittierten mit 0,52 Mio. Tonnen CO ₂etwas weniger als im Vorjahr (0,63 Mio. Tonnen CO ₂). Direkte CO ₂-Emissionen entstehen bei der Stromerzeugung im Wesentlichen durch Kraftwerke, die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden. Im Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur verfügen wir über unsere vollkonsolidierten Tochterunternehmen in geringem Umfang über konventionelle Erzeugungskapazitäten. Den größten Anteil an unseren CO ₂-Emissionen hat der Energieträger Gas, da einige unserer Tochtergesellschaften hocheffiziente Gas- und Blockheizkraftwerke betreiben. Dabei ist zu beachten, dass sich die hier gezeigten Emissionswerte nur auf diejenigen Kraftwerke beziehen, die im EU-Emissionshandel erfasst sind. Weitere Angaben zu unseren direkten und indirekten Emissionen (Scope 1, 2 und 3) nach Greenhouse Gas Protocol enthält der Nachhaltigkeitsbericht 2018 unter www.innogy.com/nachhaltigkeitsbericht-2018.

Stromkunden nach Ländern	Gesamt		Davon: Privat- und Gewerbekunden
in Tsd.	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Deutschland	6.585	6.637	6.515	6.563
Großbritannien	2.453	2.817	2.435	2.799
Niederlande/Belgien	2.255	2.340	2.252	2.336
Ungarn	2.166	2.159	2.157	2.151
Polen	963	945	960	943
Tschechien	405	377	404	376
Sonstige ¹	659	626	655	621
innogy-Konzern	15.484	15.902	15.378	15.789

¹ Kunden in Kroatien, Rumänien (nur zum 31. Dezember 2017), der Slowakei und Slowenien

Anzahl der Stromkunden gegenüber Vorjahr rückläufig.

Ende 2018 versorgten die vollkonsolidierten Gesellschaften des innogy-Konzerns 15,5 Mio. Kunden mit Strom - rund 3% weniger als 2017. Den größten Kundenstamm haben wir nach wie vor in Deutschland, mit 6,6 Mio. Kunden. Aufgrund des hohen Wettbewerbsdrucks verzeichneten wir vor allem in Großbritannien Rückgänge (rund 13%). Leicht rückläufig waren die Kundenzahlen im Jahresvergleich auch in den Niederlanden/Belgien (rund 4%) und in Deutschland (rund 1%). Allerdings verzeichneten wir im zweiten Halbjahr eine erste Trendwende, da wir in Deutschland sowohl im dritten als auch im vierten Quartal Kunden hinzugewonnen haben und in den Niederlanden die Kundenbasis stabilisieren konnten. Zugewinne konnten wir 2018 auch in unseren osteuropäischen Märkten verzeichnen, vor allem in Tschechien, Kroatien und Slowenien.

Außenabsatz Strom	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erneuerbare Energien	-	-	-	-	8,4	8,3
Netz & Infrastruktur	0,3	0,3	0,4	0,5	1,5	11,7
Deutschland	0,3	0,3	0,4	0,5	1,5	11,7
Osteuropa	-	-	-	-	-	-
Vertrieb	48,9	50,1	68,0	70,2	127,6	121,3
Deutschland	18,9	19,8	24,4	25,7	124,0	117,2
Großbritannien	10,6	11,2	25,8	27,0	2,1	2,1
Niederlande/Belgien	8,8	8,7	5,6	5,1	-	-
Osteuropa	10,6	10,4	12,2	12,4	1,5	2,0
innogy-Konzern	49,2	50,4	68,4	70,7	137,5	141,3

Außenabsatz Strom	Gesamt
in Mrd. kWh	2018	2017
Erneuerbare Energien	8,4	8,3
Netz & Infrastruktur	2,2	12,5
Deutschland	2,2	12,5
Osteuropa	-	-
Vertrieb	244,5	241,6
Deutschland	167,3	162,7
Großbritannien	38,5	40,3
Niederlande/Belgien	14,4	13,8
Osteuropa	24,3	24,8
innogy-Konzern	255,1	262,4

Stromabsatz unter Vorjahr.

innogy hat im Berichtsjahr 255,1 Mrd. kWh Strom an externe Kunden abgesetzt und damit weniger als 2017. Die negative Absatzentwicklung, insbesondere bei den Weiterverteilern, ist hauptsächlich auf den Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur zurückzuführen. Hauptgrund hierfür ist eine Ausweisänderung aufgrund des erstmals ab 2018 neu anzuwendenden Rechnungslegungsstandard IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden", nach dem der aus erneuerbaren Quellen erzeugte und in unser Verteilnetz eingespeiste Strom sowie die Eigenverbräuche aus Kraftwärmekopplungsanlagen und gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) saldiert werden müssen. Demgegenüber konnten wir in Deutschland unsere Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren und zudem neue Abnehmer hinzugewinnen.

Leichte Absatzrückgänge verzeichneten wir in Summe bei den Privathaushalten und kleinen Gewerbebetrieben sowie den Industrie- und Geschäftskunden, insbesondere in Deutschland und Großbritannien. Zurückzuführen ist dies vor allem auf Kundenverluste und dem Trend hin zu einem sparsameren Energieeinsatz. Diesen Absatzeinbußen standen allerdings Mengengewinne in den Niederlanden/ Belgien und bei den Privat- und Gewerbekunden in Osteuropa gegenüber.

Gaskunden nach Ländern	Gesamt		Davon: Privat- und Gewerbekunden
in Tsd.	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Deutschland	1.283	1.268	1.270	1.256
Großbritannien	1.640	1.933	1.636	1.929
Niederlande/Belgien	1.936	2.016	1.934	2.012
Tschechien	1.191	1.255	1.183	1.248
Ungarn	5	4	3	1
Polen	1	1	0	1
Sonstige ¹	191	162	191	161
innogy-Konzern	6.246	6.638	6.218	6.608

¹ Kunden in Kroatien, Rumänien (nur zum 31. Dezember 2017), der Slowakei und Slowenien

Weniger Gaskunden als 2017.

Unsere vollkonsolidierten Gesellschaften belieferten zum Bilanzstichtag insgesamt 6,2 Mio. Kunden mit Gas, die meisten davon in den Niederlanden/Belgien, Großbritannien, Deutschland und Tschechien. Verglichen mit den Kundenzahlen Ende 2017 entspricht dies einem Rückgang von rund 6% bzw. 391 Tsd. Kunden.

Die größten Einbußen verzeichneten wir in unserer britischen Vertriebseinheit sowie in den Niederlanden/Belgien. Ursache hierfür ist - wie auch bei den Stromkunden - der gestiegene Wettbewerbsdruck. Leichte Zugewinne konnten wir in Deutschland, Kroatien und der Slowakei verzeichnen.

Außenabsatz Gas	Privat- und Gewerbekunden		Industrie- und Geschäftskunden		Weiterverteiler
in Mrd. kWh	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Netz & Infrastruktur	0,2	0,3	0,2	0,2	1,3	1,6
Deutschland	0,2	0,3	0,2	0,2	1,3	1,6
Osteuropa	-	-	-	-	-	-
Vertrieb	97,1	100,3	64,4	67,4	61,2	57,7
Deutschland	23,5	24,7	15,1	15,3	51,8	50,3
Großbritannien	28,7	28,9	3,6	3,4	6,8	6,5
Niederlande/Belgien	30,4	30,7	22,3	25,2	-	-
Osteuropa	14,5	16,0	23,4	23,5	2,6	0,9
innogy-Konzern	97,3	100,6	64,6	67,6	62,5	59,3

Außenabsatz Gas	Gesamt
in Mrd. kWh	2018	2017
Netz & Infrastruktur	1,7	2,1
Deutschland	1,7	2,1
Osteuropa	-	-
Vertrieb	222,7	225,4
Deutschland	90,4	90,3
Großbritannien	39,1	38,8
Niederlande/Belgien	52,7	55,9
Osteuropa	40,5	40,4
innogy-Konzern	224,4	227,5

Gasliefermengen etwas geringer als im Vorjahr.

Unser Gasabsatz lag 2018 mit 224,4 Mrd. kWh rund 1% unter den im Vorjahr gelieferten Gasmengen. Absatzeinbußen mussten wir bei den Privat- und Gewerbekunden sowie den Industrie- und Geschäftskunden hinnehmen. Der Grund hierfür waren Kundenverluste und Mengenrückgänge in Deutschland, in den Niederlanden/Belgien und in einigen osteuropäischen Ländern. Bei den Weiterverteilern konnten wir den Gasabsatz erhöhen, u. a. weil es uns in Deutschland und in einigen osteuropäischen Ländern gelungen ist, unsere Lieferbeziehungen mit Bestandskunden zu intensivieren und neue Abnehmer hinzuzugewinnen.

Außenumsatz nach Produkten	2018	2017	+/-
	in Mio. €		in %
Stromerlöse	26.163	32.069	-18,4
Erneuerbare Energien	623	617	1,0
Netz & Infrastruktur	4.923	9.336	-47,3
Deutschland	4.301	8.804	-51,1
Osteuropa	622	532	16,9
Vertrieb	20.616	22.114	-6,8
Deutschland	12.128	13.565	-10,6
Großbritannien	5.478	5.539	-1,1
Niederlande/Belgien	1.031	968	6,5
Osteuropa	1.979	2.042	-3,1
Gaserlöse	8.905	9.133	-2,5
Netz & Infrastruktur	1.038	959	8,2
Deutschland	626	561	11,6
Osteuropa	412	398	3,5
Vertrieb	7.866	8.174	-3,8
Deutschland	2.868	3.144	-8,8
Großbritannien	1.541	1.550	-0,6
Niederlande/Belgien	2.106	2.134	-1,3
Osteuropa	1.351	1.346	0,4
Sonstige Erlöse	1.916	1.937	-1,1
innogy-Konzern	36.984	43.139	-14,3

Außenumsatz 14% unter Vorjahr.

Der innogy-Konzern hat 2018 einen Außenumsatz von 36.984 Mio. € erwirtschaftet. In dieser Zahl sind die Erdgas- und die Stromsteuer enthalten. Gegenüber 2017 haben sich unsere Erlöse um rund 14% verringert. Die Stromerlöse sind um 18% auf 26.163 Mio. € gesunken. Hauptgrund hierfür sind Ausweisänderungen aufgrund des ab 2018 erstmals anzuwendenden Rechnungslegungsstandards IFRS 15. Eine Folge davon ist, dass durchgeleitete Vergütungen nach dem EEG sowie Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten nicht mehr im Umsatz und im Aufwand auszuweisen sind. Darüber hinaus mindern die zuvor erläuterten Rückgänge im Stromgeschäft beim Absatz an Privathaushalte und kleine Gewerbebetriebe sowie Industrie- und Geschäftskunden ebenfalls die Stromerlöse. Die Gaserlöse reduzierten sich um 3% auf 8.905 Mio. €. Neben der beschriebenen Ausweisänderung in Bezug auf Marktwertveränderungen von Commodity-Derivaten liegt dies im Wesentlichen an dem bereits zuvor erläuterten Absatzrückgang im Gasgeschäft. Im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien lag der Außenumsatz im Stromgeschäft leicht über dem Vorjahreswert (1%), da der wetterbedingte Mengenrückgang der externen Stromerlöse durch Preiseffekte und die Inbetriebnahme neuer Anlagen überkompensiert werden konnte. Wechselkurseffekte hatten nur einen moderaten Einfluss auf die Umsatzentwicklung, denn das britische Pfund verlor 2018 gegenüber dem Euro nur minimal an Wert (von durchschnittlich 1,14 € auf 1,13 €).

Außenumsatz	2018	2017	+/-
	in Mio. €		in %
Erneuerbare Energien	969	967	0,2
Netz & Infrastruktur	6.542	10.977	-40,4
Deutschland	5.474	10.005	-45,3
Osteuropa	1.068	972	9,9
Vertrieb	29.277	30.981	-5,5
Deutschland	15.414	17.113	-9,9
Großbritannien	7.054	7.098	-0,6
Niederlande/Belgien	3.431	3.341	2,7
Osteuropa	3.378	3.429	-1,5
Corporate/Neue Geschäftsfelder	196	214	-8,4
innogy-Konzern	36.984	43.139	-14,3
Erdgas-/Stromsteuer	1.921	2.020	-4,9
innogy-Konzern (ohne Erdgas-/Stromsteuer)	35.063	41.119	-14,7

Bereinigtes EBITDA	2018	2017	+/-
	in Mio. €		in %
Erneuerbare Energien	619	694	-10,8
Netz & Infrastruktur	2.903	2.874	1,0
Deutschland	2.109	2.051	2,8
Osteuropa	794	823	-3,5
Vertrieb	810	1.031	-21,4
Deutschland	420	515	-18,4
Großbritannien	-21	33	-163,6
Niederlande/Belgien	173	237	-27,0
Osteuropa	238	246	-3,3
Corporate/Neue Geschäftsfelder	-235	-268	12,3
Corporate/Sonstiges	-181	-201	10,0
eMobility	-39	-26	-50,0
Innovation Hub	-15	-41	63,4
innogy-Konzern	4.097	4.331	-5,4

Bereinigtes EBIT	2018	2017	+/-
	in Mio. €		in %
Erneuerbare Energien	299	355	-15,8
Netz & Infrastruktur	1.962	1.944	0,9
Deutschland	1.425	1.380	3,3
Osteuropa	537	564	-4,8
Vertrieb	654	827	-20,9
Deutschland	384	477	-19,5
Großbritannien	-72	-63	-14,3
Niederlande/Belgien	122	186	-34,4
Osteuropa	220	227	-3,1
Corporate/Neue Geschäftsfelder	-285	-310	8,1
Corporate/Sonstiges	-223	-242	7,9
eMobility	-46	-27	-70,4
Innovation Hub	-16	-41	61
innogy-Konzern	2.630	2.816	-6,6

Angepasste Prognose erreicht: Bereinigtes EBIT von 2,6 Mrd. € erzielt.

Im Geschäftsjahr 2018 haben wir ein bereinigtes EBITDA von 4.097 Mio. € und ein bereinigtes EBIT von 2.630 Mio. € erwirtschaftet; das entspricht unserer angepassten Prognose. Damit liegen beide Ergebnisgrößen rund 5% bzw. 7% unter den Vorjahreswerten. Sowohl die Entwicklung des bereinigten EBITDA als auch die des bereinigten EBIT war durch folgende Sachverhalte geprägt: Den größten Ergebnisrückgang verzeichnete das Vertriebsgeschäft. Dieser ist im Wesentlichen auf den Wegfall positiver Einmaleffekte im Jahr 2017 und auf unerwartet gestiegene Commodity-Kosten infolge der kalten Witterung in den Niederlanden im ersten Quartal 2018 zurückzuführen. Das Ergebnis des britischen Vertriebsgeschäfts sank infolge des regulatorischen und kompetitiven Umfelds und lag leicht unter dem schlechten Vorjahresniveau. Bei den Erneuerbaren Energien wirkte sich das geringe Windaufkommen 2018 negativ auf die Stromerzeugung aus. Hinzu kamen höhere Vorlaufkosten für neue Projekte sowie ein Einmalertrag im Vorjahresergebnis, der aus der Neubewertung des Offshore-Windprojekts Triton Knoll resultiert. Darüber hinaus erhöhten sich die wachstumsbedingten Kosten für den Ausbau des eMobility-Geschäfts. Eine gegenläufige Entwicklung ist bei der Position "Corporate/Sonstiges" zu erkennen. Hier war das Vorjahresergebnis u. a. durch Einmaleffekte im Zusammenhang mit Rückstellungen für Altersteilzeitmaßnahmen belastet. Der Innovation Hub verzeichnete im Vergleich zu 2017 eine Ergebnisverbesserung, die aus Wertsteigerungen der Finanzinvestitionen und niedrigeren Wachstumsausgaben resultierte.

In unseren Unternehmensbereichen entwickelte sich die Ertragslage wie folgt:

―

Erneuerbare Energien. Das bereinigte EBIT hat sich um 16% auf 299 Mio. € verringert. Hauptgrund dafür war ein außerordentlich schwaches Windaufkommen - vor allem ab dem zweiten Quartal -, das zu einer geringeren Auslastung unserer Windkraftanlagen geführt hat. Darüber hinaus belasteten höhere Entwicklungs- und Vorlaufkosten für neue Projekte sowie rückläufige Erträge aus dem Solar-EPC-Geschäft ¹das Ergebnis. Zudem enthielt das bereinigte EBIT des Vorjahres hohe Einmalerträge, da wir unseren Anteil am britischen Offshore-Windpark Triton Knoll von 50% auf 100% erhöht hatten. In diesem Zusammenhang fand ein Wechsel von der At-Equity-Bilanzierung zur Vollkonsolidierung statt. Damit verbunden war eine Neubewertung der Beteiligung, die 2017 zu einem positiven Ergebniseffekt von 47 Mio. € führte. Positiv wirkten sich günstige Preiseffekte auf die Ertragslage aus, die die negativen Einflüsse jedoch nur teilweise kompensieren konnten. Die Preise im Stromgroßhandel - überwiegend in Deutschland, Polen und Großbritannien - entwickelten sich im Jahresverlauf günstig. Einen positiven Einfluss auf das Ergebnis hatte zudem die Inbetriebnahme neuer Windkraftanlagen - etwa des Offshore-Windparks Galloper (innogy-Anteil: 25%, entspricht 88 MW), der seit Ende März mit voller Kapazität am Netz ist, und einiger Onshore-Windparks (detaillierte Auflistung siehe Seite 50).

¹ EPC - Engineering, Procurement and Construction, ins Deutsche übersetzt: Entwicklung, Beschaffung und Bau. EPC bezeichnet eine im internationalen Bauwesen übliche Form der Projektabwicklung.

―

Netz & Infrastruktur. Das bereinigte EBIT lag mit 1.962 Mio. € rund 1% über dem Vorjahresergebnis. Auf Ebene der Segmente zeigte sich folgendes Bild:

―

Netz & Infrastruktur Deutschland. In diesem Segment erzielten wir mit 1.425 Mio. € ein gegenüber dem Vorjahr um 45 Mio. € gestiegenes bereinigtes EBIT. Hauptgründe hierfür waren ein höheres Ergebnis aus Bewertungssachverhalten, u. a. im Zusammenhang mit dem neuen Rechnungslegungsstandard IFRS 9 sowie Effizienzsteigerungen und ein verbessertes Ergebnis aus unseren Minderheitsbeteiligungen. Gegenläufig wirkten niedrigere Entgelte im Gasnetz aufgrund der neuen Regulierungsperiode sowie geringere Erträge im Gasspeichergeschäft.

―

Netz & Infrastruktur Osteuropa. Das bereinigte EBIT dieses Segments verminderte sich um 27 Mio. € auf 537 Mio. €. Das Geschäft in Ungarn war vor allem durch die Wechselkursentwicklung beeinträchtigt. In Tschechien profitierten wir von einem positiven Preiseffekt, vor allem durch den Mechanismus zum Ausgleich von Unterschieden zwischen tatsächlichen und regulatorisch gewährten Umsätzen, z. B. aufgrund von Wettereffekten in Vorjahren. Ungünstigere Witterungsverhältnisse im Berichtsjahr konnten teilweise durch einen positiven Währungseffekt kompensiert werden. Das Gasspeichergeschäft entwickelte sich rückläufig.

―

Vertrieb. Im Vertriebsgeschäft reduzierte sich das bereinigte EBIT um 21% auf 654 Mio. €. In den einzelnen Segmenten verzeichneten wir folgende Entwicklungen:

―	Vertrieb Deutschland. In diesem Segment hat sich das bereinigte EBIT im Vergleich zum Vorjahr um 93 Mio. € auf 384 Mio. € verringert. Einen negativen Einfluss hatten die Ergebnisbeiträge aus der Auflösung von Rückstellungen im Zusammenhang mit Rechtsrisiken, die wesentlich geringer ausfielen als im Vorjahr. Hinzu kamen Aufwendungen für die Neuausrichtung des Vertriebs, wie z. B. höhere IT-Aufwendungen für die Digitalisierung unseres Geschäfts und Vorlaufkosten von Projekten für neue Geschäftsmodelle. Nachdem wir zu Beginn des Jahres Kunden verloren hatten, konnten wir im zweiten Halbjahr Kunden hinzugewinnen, sodass unsere Kundenbasis zum Jahresende insgesamt stabil war.
―	Vertrieb Großbritannien. Im britischen Vertriebsgeschäft verschlechterte sich das bereinigte EBIT um 9 Mio. € auf -72 Mio. €. Die angespannte Wettbewerbssituation und damit zusammenhängende weitere Kundenverluste führten zu Margeneinbußen insbesondere im Privatkundengeschäft. Negativ auf das Ergebnis wirkten auch höhere regulatorisch bedingte Kosten im Zusammenhang mit der Einführung von Smart Meters. Profitieren konnten wir von einem höheren Durchschnittsverbrauch in unserem Kunden-portfolio. Zudem haben wir als Gegenmaßnahme zu den beschriebenen Belastungen unsere Vertriebskosten weiter stark reduziert.
―	Vertrieb Niederlande/Belgien. In diesem Segment erzielten wir mit 122 Mio. € ein um 64 Mio. € geringeres bereinigtes EBIT als im Vorjahr. Maßgeblich hierfür war ein unerwarteter Anstieg der Commodity-Kosten infolge kalter Witterung und verbunden mit den niedrigeren Temperaturen eine höhere Gasnachfrage im ersten Quartal 2018. Belastend wirkten auch der weiter zunehmende Wettbewerbsdruck und damit einhergehende Kundenverluste. Zudem konnten wir viele Kunden nur dadurch halten, dass wir ihnen günstigere Konditionen angeboten haben. Diese Effekte ließen sich nur teilweise durch geringere Kosten und Effizienzmaßnahmen kompensieren.
―	Vertrieb Osteuropa. Im Vergleich zum Vorjahr reduzierte sich das bereinigte EBIT nur leicht um 7 Mio. € auf 220 Mio. €. Ein Grund dafür war, dass wir 2017 von der kühleren Witterung in Tschechien profitiert hatten.

―

Corporate/Neue Geschäftsfelder. In dieser Position verbesserte sich das bereinigte EBIT um 8% auf -285 Mio. €. Im Detail ergaben sich folgende Entwicklungen:

―	Corporate/Sonstiges. Hier erzielten wir mit -223 Mio. € ein um 19 Mio. € höheres bereinigtes EBIT. Ursache hierfür ist der Wegfall von Einmaleffekten im Vorjahr im Zusammenhang mit Rückstellungen für Altersteilzeitmaßnahmen und aus der Risikovorsorge in Verbindung mit dem Ausscheiden des ehemaligen Vorstandsvorsitzenden Peter Terium. Gegenläufig wirkten 2018 höhere Aufwendungen für interne IT-Projekte und IT-Sicherheit (Cyber-Security).
―	eMobility. Das bereinigte EBIT reduzierte sich planmäßig um 19 Mio. € auf -46 Mio. €, weil die operativen Aufwendungen für den Aufbau unserer nationalen und internationalen eMobility-Aktivitäten höher waren als im Vorjahr. Unsere Marktposition in Nordamerika haben wir mit zwei Akquisitionen in den USA gestärkt. Steigende Mitarbeiterzahlen sind durch unsere Wachstumsambitionen getrieben.
―	Innovation Hub. Das bereinigte EBIT des Innovation Hubs verbesserte sich um 25 Mio. € auf -16 Mio. €. Ausschlaggebend war die höhere Bewertung unserer Investments. Zudem sind die betrieblichen Aufwendungen stark gesunken, bedingt durch unseren Fokus auf Wachstumsinvestitionen in Portfoliounternehmen im fortgeschrittenen Entwicklungsstadium, die sich in einer reifen Anlauf- oder Wachstumsphase befinden, sowie auf das Wachstum von Portfoliounternehmen. 2018 haben wir 61 Investitionen in neue Portfoliounternehmen bzw. Folgefinanzierungen für bestehende Beteiligungen realisiert.

Neutrales Ergebnis gesunken.

Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte erfassen, hat sich um 1.049 Mio. € auf -1.704 Mio. € reduziert. Im vergangenen Geschäftsjahr wirkten sich vor allem die Wertberichtigungen auf den Geschäfts- oder Firmenwert unseres britischen Vertriebsgeschäfts negativ auf das neutrale Ergebnis aus. Bereits im dritten Quartal hatten wir die Vertriebsaktivitäten der npower im Rahmen der Bilanzierung als nicht fortgeführte Aktivitäten gemäß IFRS 5 zum niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten bewertet. Dies führte zu einer Wertberichtigung in Höhe von -748 Mio. € (nach -479 Mio. € im Vorjahr). Da sich nach Reklassifizierung als fortgeführte Aktivitäten im vierten Quartal die kommerziellen Annahmen und die regulatorischen Rahmenbedingungen weiter verschlechtert haben, wurde eine darüber hinausgehende Abschreibung auf den Geschäfts- oder Firmenwert in Höhe von -779 Mio. € sowie eine außerplanmäßige Abschreibung auf andere immaterielle Vermögenswerte in Höhe von -142 Mio. € vorgenommen. Eine weitere Firmenwertabschreibung in Höhe von -55 Mio. € betraf den niederländischen Vertrieb. Aufwendungen im Zusammenhang mit der angekündigten E.ON/RWE-Transaktion wurden in Höhe von -38 Mio. € im neutralen Ergebnis erfasst. Die Bilanzierung von Commodity-Derivaten, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern, führte im Berichtszeitraum zu Erträgen in Höhe von insgesamt 47 Mio. €; im Vorjahr waren im neutralen Ergebnis Aufwendungen von -118 Mio. € aus derartigen Geschäften enthalten. Eine Zuschreibung auf Windparks in Polen, die 2016 noch einer außerplanmäßigen Abschreibung unterlagen, führte zu Erträgen in Höhe von 38 Mio. €.

Finanzergebnis in Mio. €	2018	2017
Zinserträge	59	77
Zinsaufwendungen	-444	-502
Zinsergebnis	-385	-425
Zinsanteile an Zuführungen zu langfristigen Rückstellungen	-71	-56
Übriges Finanzergebnis	-137	-32
Finanzergebnis	-593	-513
Adjustierungen im Finanzergebnis	-180	-176
Bereinigtes Finanzergebnis zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses	-773	-689

Finanzergebnis niedriger als im Vorjahr.

Unser Finanzergebnis lag mit -593 Mio. € um 80 Mio. € unter dem Wert von 2017. Ursächlich war vor allem ein verschlechtertes übriges Finanzergebnis: Die im übrigen Finanzergebnis ausgewiesenen Wertpapierergebnisse (insbesondere Marktwertveränderung von Wertpapieren und zugehörigen Finanzderivaten) haben im Berichtsjahr zu einem Aufwand von -52 Mio. € geführt, während im Vorjahr Erträge in Höhe von 30 Mio. € erfasst waren.

Durch den 2015 begonnenen Schuldentransfer von RWE auf innogy waren die übertragenen finanziellen Verbindlichkeiten mit Marktwerten zum jeweiligen Übertragungszeitpunkt zu bilanzieren. Die Differenzen zu den zuvor im RWE-Konzern angesetzten Buchwerten sind über die verbleibenden Restlaufzeiten aufzulösen. Aus der Auflösung von Bewertungsdifferenzen und Währungseffekten resultierte 2018 insgesamt ein positiver Effekt im Finanzergebnis in Höhe von 214 Mio. €. Da sich diese Ergebniseffekte nicht auf die tatsächlichen Zahlungsverpflichtungen auswirken, passen wir zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses das Finanzergebnis um diese Effekte an. Ferner bereinigen wir im Berichtszeitraum unrealisierte Aufwendungen aus Marktwertveränderungen von Wertpapieren in Höhe von -34 Mio. €, die erstmals mit der Einführung von IFRS 9 Bestandteil unseres Finanzergebnisses wurden. Insgesamt werden somit Bestandteile des Finanzergebnisses in Höhe von 180 Mio. € herausgerechnet, um das bereinigte Nettoergebnis zu ermitteln (Vorjahr: 176 Mio. €).

Überleitung zum Nettoergebnis		2018	2017
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	4.097	4.331
Betriebliche Abschreibungen	Mio. €	-1.467	-1.515
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.630	2.816
Neutrales Ergebnis	Mio. €	-1.704	-655
Finanzergebnis	Mio. €	-593	-513
Ergebnis vor Steuern	Mio. €	333	1.648
Ertragsteuern	Mio. €	-619	-499
Ergebnis	Mio. €	-286	1.149
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	Mio. €	367	371
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der innogy SE	Mio. €	-653	778
Steuerquote	%	186	30
Angepasstes Ergebnis je Aktie ¹	€	-1,18	1,40
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende	Tsd. Stück	555.555	555.555

¹ Bezogen auf die im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende

Das Ergebnis vor Steuern reduzierte sich auf 333 Mio. € (Vorjahr: 1.648 Mio. €). Die Steuerquote lag bei 186%. Hauptgrund für die hohe Steuerquote ist die Wertberichtigung auf den Firmenwert des britischen Vertriebsgeschäfts, die zwar das Vorsteuerergebnis mindert, aber keine Steuerwirkung zeigt und somit zur erhöhten Steuerquote führt.

Nach Steuern erzielten wir ein Ergebnis von -286 Mio. € (Vorjahr: 1.149 Mio. €).

Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein Nettoergebnis von -653 Mio. € (Vorjahr: 778 Mio. €). Bei 555.555.000 ausstehenden innogy-Aktien ergibt sich ein Ergebnis je Aktie von -1,18 € (Vorjahr: 1,40 €). Die Angaben zu den eigenen Anteilen der innogy SE sind im Anhang auf Seite 154 aufgeführt.

Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses		2018	2017
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.630	2.816
Bereinigtes Finanzergebnis	Mio. €	-773	-689
Bereinigtes Ergebnis vor Steuern	Mio. €	1.857	2.127
Steuerquote zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses	%	25	25
Ertragsteuer zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses	Mio. €	-464	-532
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	Mio. €	-367	-371
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	1.026	1.224
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie ¹	€	1,85	2,20
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende	Tsd. Stück	555.555	555.555

¹ Bezogen auf die im Umlauf befindlichen Aktien zum Jahresende

Bereinigtes Nettoergebnis von 1.026 Mio. € entspricht angepasster Prognose.

Das bereinigte Nettoergebnis betrug im Berichtszeitraum 1.026 Mio. € und lag erwartungsgemäß unter dem Vorjahreswert. Ursache für den Rückgang waren ein niedrigeres bereinigtes EBIT und ein schwächeres bereinigtes Finanzergebnis. Auf Basis von derzeit 555.555.000 ausstehenden innogy-Aktien ergibt sich ein bereinigtes Nettoergebnis je Aktie von 1,85 € (Vorjahr: 2,20 €).

Das bereinigte Nettoergebnis unterscheidet sich vom Nettoergebnis dadurch, dass das neutrale Ergebnis und gegebenenfalls weitere Sondereinflüsse herausgerechnet werden. Als weitere Sondereffekte haben wir 2018 die oben beschriebenen Effekte im Finanzergebnis bereinigt.

Zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses legen wir im Berichtszeitraum eine normalisierte Steuerquote von 25% zugrunde.

Dividendenvorschlag: 1,40 € je Aktie.

Das bereinigte Nettoergebnis dient als Basis für die Dividendenausschüttung. Dividiert man es durch die aktuelle Anzahl der ausgegebenen Aktien, ergibt sich ein bereinigtes Nettoergebnis je Aktie von 1,85 €. Vorstand und Aufsichtsrat der innogy SE schlagen der Hauptversammlung am 30. April 2019 die Zahlung einer Dividende für das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 1,40 € je dividendenberechtigter Stückaktie vor. Das entspricht einer Ausschüttungsquote von rund 76%. Diese liegt in der Bandbreite von 70% bis 80%, die wir als Zielkorridor für die Dividendenausschüttung formuliert haben.

Investitionsprozess und Wirtschaftlichkeitskriterien

Das werthaltige Wachstum der Geschäftsfelder, in die wir investieren, messen wir anhand klar definierter Rentabilitätsvorgaben. In diesem Abschnitt erläutern wir unser Vorgehen bei Investitionen und deren Bewertung.

Investitionsprozess.

innogy hat im abgelaufenen Geschäftsjahr rund 2,7 Mrd. € in Sach- und Finanzanlagen sowie in immaterielle Vermögenswerte investiert. Auch in den kommenden Jahren planen wir Investitionen in erheblichem Umfang. Die Mittel fließen im Wesentlichen in die Instandhaltung und Modernisierung unserer Netze und unserer Infrastruktur sowie in Neuinvestitionen im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien. Im Vertrieb wollen wir durch unsere Investitionen noch effizienter werden. Neue Optionen für werthaltiges Wachstum sehen wir vor allem in den Geschäftsfeldern Elektromobilität, Solar und Breitband.

Im Rahmen unserer Konzernplanung legen wir zunächst die finanziellen Rahmenbedingungen fest, aus denen sich der Spielraum für Investitionen ableitet. Dabei werden der Instandhaltungsbedarf und die Wachstumsoptionen des Konzerns analysiert und beurteilt. Hier spielen insbesondere das Rendite-Risiko-Profil, Diversifikations- und Portfolioüberlegungen, der Reifegrad von Geschäftsmodellen, die Allokation von Arbeitskräften und die Finanzierungskapazität eine Rolle. Potenzielle Investitionsprojekte konkurrieren dabei über alle Unternehmensbereiche hinweg. Die Entscheidungen, die in diesem konzernweiten, strategischen Investitionsprozess getroffen werden, sind die Grundlage für die Detailplanung in unseren operativen Segmenten.

Ob geplante Investitionen tatsächlich realisiert werden, hängt nicht nur von deren strategischer und wirtschaftlicher Beurteilung, sondern z. B. auch vom Ergebnis rechtlicher und steuerrechtlicher Prüfungen ab. Auch die Möglichkeit, mit strategischen und finanzorientierten Partnern zusammenzuarbeiten, spielt eine wesentliche Rolle. Die Bereitstellung von Investitionsmitteln durch Co-Investoren hat den Vorteil, dass sich der von innogy zu leistende Finanzierungsbedarf reduziert. Sowohl Mehrheits-, als auch Minderheitsbeteiligungen sind möglich. Die abschließende Investitionsentscheidung für ein Projekt treffen die für den jeweiligen Unternehmensbereich zuständigen Vorstandsmitglieder; bei Überschreitung von Wesentlichkeitsschwellen wird auch der Vorstand oder der Aufsichtsrat der innogy SE einbezogen.

Die Einhaltung der Investitionspläne wird im Rahmen unterjähriger Prognosen überwacht und regelmäßig -meist quartalsweise - von den für den jeweiligen Unternehmensbereich zuständigen Vorstandsmitgliedern und dem Vorstand der innogy SE diskutiert und gesteuert. Bei wesentlichen Investitionsprojekten findet zwei Jahre nach Projektabschluss eine Nachkalkulation statt; auf diese Weise fließen Projekterfahrungen in die Planung zukünftiger Projekte ein.

Kriterien für die Beurteilung der Wirtschaftlichkeit einer Investition.

Alle Investitionen werden nach einheitlichen, anerkannten Grundsätzen bewertet, um eine hohe Qualität, Objektivität und Transparenz bei ihrer Beurteilung sicherzustellen. Im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsbeurteilungen wird die absolute und die relative Vorteilhaftigkeit einer Investitionsentscheidung quantitativ bestimmt; hierbei nutzen wir vor allem kapitalwertorientierte Verfahren.

Um die Attraktivität von Investitionsvorhaben zu beurteilen, wenden wir dynamische Investitionsrechenverfahren an, die den zeitlichen Anfall von Ein- und Auszahlungen einer Investition berücksichtigen. Hierzu zählt zum einen der interne Zinsfuß (Internal Rate of Return - IRR), der in Relation zur geforderten Mindestrendite ("Hurdle Rate") gesetzt wird und die relative Vorteilhaftigkeit einer Investition beschreibt. Daneben nutzen wir den Kapitalwert (Net Present Value -NPV) durch Ermittlung des heutigen Nettobarwerts aller zukünftigen Ein- und Auszahlungen, indem diese mit der Hurdle Rate abgezinst werden. Die Hurdle Rate wird als Nachsteuerkennzahl angegeben und ist unabhängig von der zugrunde liegenden Finanzierungsstruktur anwendbar. Die Eignung und die Höhe der Hurdle Rates für den innogy-Konzern und die einzelnen Unternehmensbereiche werden jährlich untersucht und bei Bedarf angepasst.

Die Hurdle Rates setzen sich folgendermaßen zusammen:

Gewichtete Gesamtkapitalkosten (Weighted Average Cost of Capital - WACC) des Konzerns/Unternehmensbereichs

―	Risikozuschläge, um typische projektspezifische Risiken zu berücksichtigen (z. B. Baurisiken bei neuen Technologien)
―	Länderrisikozuschlag
―	Risikozuschlag im Fall von Minderheitsbeteiligungen
―	Wertbeitragszuschlag

Die folgende Tabelle gibt eine Übersicht über die aktuellen Bandbreiten der Hurdle Rates nach Unternehmensbereichen. Wir unterscheiden hier zwischen unserem Kerngeschäft und neuen Märkten/Technologien. Das Kerngeschäft umfasst das klassische Vertriebsgeschäft mit Strom und Gas sowie die Aktivitäten im Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur und den Bau von Erneuerbare-Energien-Anlagen (Wind- und Wasserkraftanlagen) in unseren europäischen Kernmärkten. Unsere Renditeanforderungen unterscheiden sich davon für neue Energiedienstleistungsprodukte (sogenanntes "Energy+"-Geschäft) im Bereich Vertrieb sowie für neue Technologien und/oder Märkte.

Bandbreite der Hurdle Rates (gerundet)	innogy-Konzern	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb
Kerngeschäft	5-9%	5-8%	5-7%	7-9%
Neue Märkte/Technologien	5-15%	5-14%	6-15%	5-10% (Energy+)

Investitionen in Mio. €	2018	2017	+/- in Mio. €
Erneuerbare Energien	700	438	262
Netz & Infrastruktur	1.596	1.362	234
Deutschland	1.195	979	216
Osteuropa	401	383	18
Vertrieb	252	193	59
Deutschland	70	47	23
Großbritannien	66	58	8
Niederlande/Belgien	80	61	19
Osteuropa	36	27	9
Corporate/Neue Geschäftsfelder	140	145	-5
Corporate/Sonstiges	45	108	-63
eMobility	60	8	52
Innovation Hub	35	29	6
Investitionen gesamt ¹	2.688	2.138	550
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen	-299	-281	-18
Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter) ²	-630	64	-694
Nettoinvestitionen gesamt	1.759	1.921	-162

¹ Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie in Finanzanlagen. Seit H1/2018 haben wir eine geänderte Definition: Dieser Wert beinhaltet nun ausschließlich zahlungswirksame Sachverhalte. Die berichteten Werte entsprechen den tatsächlichen Zahlungsflüssen gemäß Kapitalflussrechnung (siehe Seite 67). Vorjahreszahlen wurden entsprechend angepasst.
² Ab Q3/2018 haben wir die Definition der Nettoinvestitionen geändert. Hier weisen wir die Kapitalveränderungen als Bestandteil unserer Kapitalflussrechnung aus.

Investitionen über Vorjahr.

Im Berichtszeitraum erhöhten sich unsere Investitionen um 550 Mio. € auf 2.688 Mio. €. Der Ausbau und die Modernisierung unserer Netzinfrastruktur sind weiterhin Schwerpunkte unserer Investitionstätigkeit. Im Vordergrund stehen neben der Substanzerhaltung der Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen sowie der Netzausbau im Zusammenhang mit der Energiewende. Zusätzliche Mittel sind in den Ausbau unserer Breitbandaktivitäten geflossen. Im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien ist der Anstieg der Investitionen insbesondere auf die Errichtung des Offshore-Windprojekts Triton Knoll in Großbritannien sowie auf Onshore-Windprojekte in Großbritannien und den USA zurückzuführen. Durch die Aktivierung von IT-Projekten kam es im deutschen Vertriebsgeschäft zu höheren Investitionen. In der Position "Corporate/Sonstiges" waren die Investitionen hingegen rückläufig, bedingt durch den Wegfall eines Vorjahreseffekts in Zusammenhang mit Wertpapieren zur Absicherung von Altersteilzeitmaßnahmen. Bei eMobility resultiert die erhebliche Steigerung der Investitionen im Vergleich zum Vorjahr aus den Akquisitionen von BTCPower und Recargo sowie aus höheren Entwicklungsausgaben für unsere eMobility-IT-Plattform. Die Nettoinvestitionen liegen aufgrund höherer Einnahmen aus (Anteils-)Veräußerungen (einschließlich des Verkaufs von 41% am Offshore-Windpark Triton Knoll - siehe Seite 38) sowie höherer Anteilsverkäufe bei Netz & Infrastruktur in Deutschland leicht unter denen des Vorjahres.

Mitarbeiter ^1,2	31.12.2018	31.12.2017
Erneuerbare Energien	1.899	1.669
Netz & Infrastruktur	21.414	21.558
Deutschland	14.451	14.164
Osteuropa	6.963	7.394
Vertrieb	15.307	15.421
Deutschland	4.089	4.159
Großbritannien	6.035	6.382
Niederlande/Belgien	2.531	2.346
Osteuropa	2.652	2.534
Corporate/Neue Geschäftsfelder	4.284	3.745
Corporate/Sonstiges	4.013	3.592
eMobility	233	92
Innovation Hub	38	61
innogy-Konzern	42.904	42.393
In Deutschland	22.402	21.976
Außerhalb Deutschlands	20.502	20.417

¹ Umgerechnet in Vollzeitstellen
² Seit Januar 2018 haben wir unsere Aktivitäten im Bereich eMobility umgegliedert und zeigen diese nun außerhalb des Unternehmensbereichs Vertrieb unter der Position "Corporate/Neue Geschäftsfelder" Die Vorjahreszahlen haben wir entsprechend angepasst.

42.904 Mitarbeiter Ende 2018 für innogy tätig.

Zum 31. Dezember 2018 beschäftigte innogy konzernweit 42.904 Mitarbeiter Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Im vergangenen Jahr stieg die Mitarbeiterzahl per saldo um 511 Beschäftigte. An unseren deutschen Standorten erhöhte sie sich gegenüber dem Vorjahresende um 426 auf 22.402 und im Ausland um 85 auf 20.502.

In den einzelnen Unternehmensbereichen hat sich die Anzahl der Mitarbeiter 2018 wie folgt entwickelt: Bei den Erneuerbaren Energien verzeichneten wir einen Mitarbeiteranstieg. Dieser basiert im Wesentlichen auf dem Ausbau unserer Solar- und Windenergieprojekte, insbesondere in den USA. Im deutschen Netzgeschäft hat sich die Anzahl der ausgewiesenen Mitarbeiter durch eine neue Kooperation mit den Stadtwerken Aachen (Regionetz GmbH) erhöht. Rückläufig war die Anzahl der Mitarbeiter hingegen im Segment Netz & Infrastruktur Osteuropa, was im Wesentlichen auf die Umgliederung der innogy Ceskä republika a.s. in den Bereich Corporate/Sonstiges zurückzuführen ist.

Auch im Vertriebsgeschäft verzeichneten wir einen Mitarbeiterrückgang. Ursache hierfür waren Restrukturierungsmaßnahmen, vor allem in Großbritannien, aber auch in Deutschland und in den Niederlanden. Allerdings wirkte in den Niederlanden ein gegenläufiger Effekt stärker, denn in Verbindung mit Neuakquisitionen wächst dort das Servicepartner-Geschäft.

Der Mitarbeiteranstieg in der Position Corporate/Sonstiges war im Wesentlichen strukturell bedingt durch die zuvor erwähnte Umgliederung der innogy Ceskä republika a.s. aus dem Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur. eMobility wies planmäßig einen höheren Mitarbeiterstand aus, u. a. wegen des Ausbaus der Aktivitäten in Wachstumsregionen wie den USA. Der Innovation Hub verzeichnete einen Rückgang des Personalbestands. Hintergrund ist die Fokussierung auf das Investmentgeschäft und die damit einhergehende Verkleinerung des Start-up-Portfolios.

In den Mitarbeiterzahlen sind unsere Auszubildenden nicht erfasst. Ende 2018 erlernten 1.661 junge Menschen bei uns einen Beruf und damit genauso viele wie im vergangenen Jahr.

1.8 Finanz- und Vermögenslage

Im Geschäftsjahr 2018 hat innogy drei neue Anleihen mit einem Gesamtvolumen von ca. 2,25 Mrd. € erfolgreich platziert, zudem wurde eine Anleihe von ca. 1 Mrd. € getilgt. Aufgrund der gesunkenen Refinanzierungskosten haben sich unsere durchschnittlichen Fremdkapitalkosten von ca. 4,1% auf 3,6% verringert. Als investorenfreundliche Maßnahme haben wir die Erlöse unserer grünen Anleihe überwiegend zu Netzprojekten reallokiert. Unser Verschuldungsfaktor lag Ende 2018 mit einer Nettoverschuldung von 17 Mrd. € und einem bereinigten EBITDA von 4,1 Mrd. € bei 4,1 (Vorjahr: 3,6).

Zentrale Finanzierung.

Die Verantwortung für die Finanzierung des innogy-Konzerns liegt bei der innogy SE. Diese beschafft Finanzmittel bei Banken, am Geld- oder am Kapitalmarkt. Die Begebung von Anleihen (Senior Bonds) kann auch die niederländische Tochtergesellschaft innogy Finance B.V. unter Garantie der innogy SE übernehmen. Andere Konzerngesellschaften nehmen nur in Einzelfällen Fremdkapital direkt auf, etwa dann, wenn die Nutzung lokaler Kredit- und Kapitalmärkte wirtschaftlich vorteilhaft ist oder wenn wir Projekte gemeinsam mit Partnern realisieren. Die innogy SE übernimmt außerdem die Koordination, wenn Konzerngesellschaften Haftungsverhältnisse eingehen. Sie entscheidet, in welcher Höhe Garantien oder Patronatserklärungen abgegeben werden. Durch die Bündelung dieser Aufgaben können wir sowohl die Finanz- als auch die Liquiditätssituation zentral planen, steuern und überwachen. Außerdem stärken wir so unsere Verhandlungsposition gegenüber Kreditinstituten, Geschäftspartnern, Lieferanten und Kunden.

Flexible Instrumente für die Aufnahme von Fremdkapital.

Unseren Finanzierungsbedarf decken wir überwiegend mit den Mittelzuflüssen aus der laufenden Geschäftstätigkeit. Darüber hinaus haben wir Zugang zu einer Reihe flexibler Finanzierungsinstrumente.

Seit Oktober 2017 verfügt innogy über eine syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 2 Mrd. €. Diese Kreditlinie wird uns von einem internationalen Konsortium aus 22 Banken gewährt und dient als Liquiditätsreserve. Die ursprüngliche Laufzeit reichte bis Oktober 2022; im Oktober 2018 stimmte die Mehrheit des Bankenkonsortiums einer Verlängerung um ein Jahr (d. h. bis Oktober 2023) zu. Es besteht weiterhin die Möglichkeit, die Laufzeit noch einmal um ein Jahr zu verlängern. Zudem kann das Kreditvolumen um eine weitere Milliarde Euro erhöht werden. Sowohl für die Verlängerung der Laufzeit als auch für die Erhöhung des Kreditvolumens ist die Zustimmung des Bankenkonsortiums erforderlich. Darüber hinaus hat innogy seit Ende 2016 ein eigenständiges Commercial-Paper-Programme, das uns einen Spielraum von 3 Mrd. € für die kurzfristige Finanzierung am Geldmarkt bietet. Sowohl die Kreditlinie als auch das Commercial-Paper-Programme waren zum Jahresultimo ungenutzt.

Zur Aufnahme von langfristigem Fremdkapital besteht seit Frühjahr 2017 ein eigenes Debt-Issuance-Programme (Programm zur Begebung von Anleihen). Das Gesamtvolumen - unter Berücksichtigung der von RWE übernommenen Anleihen - beträgt 20 Mrd. €.

Keines der genannten Finanzierungsinstrumente verpflichtet uns, bestimmte Zinszahlungs-, Verschuldungs- oder Mindestkapitalgrenzen zu beachten, bei deren Verletzung wir zur vorzeitigen Tilgung oder zum Hinterlegen von Sicherheiten verpflichtet wären. Ebenso wenig sind wir an ein bestimmtes Rating gebunden.

Anleiheemissionen 2018.

Im Geschäftsjahr 2018 hat innogy drei neue Anleihen begeben. Im Januar platzierte innogy eine Anleihe über 1 Mrd. € mit einer Laufzeit von elfeinhalb 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 einer Laufzeit von 4,5 Jahren und einem Kupon von 0,75%. Die zuletzt genannte Anleihe wurde kurz danach auf 750 Mio. € aufgestockt. 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. Platziert hatte sie die innogy Finance B.V mit der innogy SE als Garantiegeberin.

Reallokation der Anleiheerlöse aus der grünen Anleihe von innogy.

Im Oktober 2017 hat innogy ihre erste "grüne" Anleihe (Green Bond) mit einem Volumen von 850 Mio. € platziert. Die Anleihe diente der (Re-)Finanzierung von On- und Offshore Windparks. Durch die geplante E.ON/ RWE-Transaktion ergäbe sich eine Trennung von Finanzierung und finanzierten Aktiva, da der Geschäftsbereich Erneuerbare Energien zu RWE transferiert werden soll, wohingegen die Fremdkapitalverschuldung auf E.ON übertragen werden soll. Im Sinne einer investorenfreundlichen Politik haben wir uns für eine Reallokation der Erlöse der grünen Anleihe zu Projekten entschieden, die ebenfalls in die zukünftige E.ON-Struktur integriert werden sollen. Wir vermeiden hierdurch mögliche Marktunsicherheiten. Hierfür haben wir ein Portfolio bestimmt, das überwiegend aus Netzprojekten besteht und der Anleihe per Oktober 2018 zugeordnet ist. Den grünen Charakter dieser Projekte hatten wir im Vorfeld intern und mit der Nachhaltigkeitsagentur Sustainalytics verprobt. Sustainalytics hat zudem ein Bestätigungsschreiben ("Assurance Letter") erstellt, dass unsere grüne Anleihe auch weiterhin den "Green Bond Principles" genügt und damit auch von spezialisierten Fonds gekauft werden kann. Die Reallokation war die erste ihrer Art im noch jungen Segment der Green Bonds.

Fälligkeiten der Anleihen und Darlehen zum 31. Dezember 2018

Anleihevolumen in Mrd. €

Volumen der Anleihen sowie der RWE- und EIB-Darlehen beträgt insgesamt 16 Mrd. €.

Das Nominalvolumen der ausstehenden Anleihen betrug zum Jahresende 2018 insgesamt 13,3 Mrd. €. Darüber hinaus bestanden Verbindlichkeiten aus Darlehen gegenüber der RWE AG in Höhe von 1,7 Mrd. € und gegenüber der Europäischen Investitionsbank (EIB) in Höhe von 1,0 Mrd. €. Die gewichtete durchschnittliche Restlaufzeit der Anleihen sowie der EIB- und RWE-Darlehen beträgt 7,3 Jahre.

Die Anleihen lauten auf Euro, britische Pfund, US-Dollar und japanische Yen. Zur Steuerung des Währungsrisikos haben wir Sicherungsgeschäfte abgeschlossen. Unter Einbeziehung dieser Transaktionen waren wir zum Jahresende zu ca. 70% in Euro, zu etwa 30% in britischen Pfund und zu weniger als 1% in US-Dollar verschuldet. Ein Fremdwährungsrisiko aus Kapitalmarktschulden in Yen bestand nicht.

Fremdkapitalschulden nach Fälligkeit (Stand: 31.12.2018)		2019-2023	2024-2028	2029-2033	Ab 2034
Nominalvolumen Anleihen	Mrd. €	5,2	2,9	2,5	2,7
Nominalvolumen RWE-Darlehen	Mrd. €	1,7	-	-	-
Nominalvolumen EIB-Darlehen	Mrd. €	1,0	-	-	-
Nominalvolumen gesamt	Mrd. €	7,9	2,9	2,5	2,7
Anteil an den gesamten Fremdkapitalschulden	%	50	18	15	17

Gewichtete durchschnittliche Fremdkapitalkosten sinken auf 3,6%.

Bezogen auf das Nominalvolumen der zum Bilanzstichtag ausstehenden Anleihen, RWE- und EIB-Darlehen betragen die mengengewichteten durchschnittlichen Fremdkapitalkosten von innogy 3,6% (Vorjahr: 4,1%). Die Anleihen werden hier mit einer durchschnittlichen Verzinsung von 4,1% berücksichtigt, die RWE- und EIB-Darlehen mit einem durchschnittlichen Zins von 1,5%. In die Fremdkapitalkosten sind Zins- und Währungssicherungsgeschäfte eingeflossen. Eine Rolle spielte dabei, dass die im Berichtsjahr neu begebenen Anleihen wegen der Marktzinsentwicklung vergleichsweise niedrige Kupons aufweisen, während die getilgte Anleihe höher verzinst war.

Kapitalflussrechnung in Mio. €	2018	2017
Funds from Operations	2.794	3.181
Veränderung des Nettoumlaufvermögens	-229	-527
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	2.565	2.654
Cashflow aus Investitionstätigkeit ¹	-2.678	-1.800
Cashflow aus Finanzierungstätigkeit	1.057	-1.172
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel	-	9
Veränderung der flüssigen Mittel	944	-309
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	2.565	2.654
Cashflow aus Nettoinvestitionen	-1.759	-1.921
Free Cash Flow	806	733
Ausschüttungen	-1.249	-1.328
Haushaltsdefizit/-überschuss	-443	-595

¹ Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte sowie in Finanzanlagen.

Haushaltsdefizit gegenüber Vorjahr leicht verbessert.

Der Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit betrug im Berichtsjahr 2.565 Mio. € und war somit um 89 Mio. € niedriger als 2017. Den im Vergleich zum Vorjahr geringeren Funds from Operations - im Wesentlichen bedingt durch das geringere bereinigte EBITDA im Vertriebsbereich -standen positive Veränderungen des Nettoumlaufvermögens gegenüber. Trotz höherer Investitionen lagen die Nettoinvestitionen unter dem Wert von 2017, was insbesondere durch positive Kapitalveränderungen bedingt war (einschließlich Triton Knoll). Der positive Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit betrug 1.057 Mio. €. Dieser beinhaltet vor allem die beschriebenen Anleiheemissionen und -tilgungen. Der leicht verbesserte Free Cash Flow und die gegenüber dem Vorjahr geringeren Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 360 Mio. € tragen zu einem geringeren Haushaltsdefizit bei.

Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit haben sich unsere flüssigen Mittel per Saldo um 944 Mio. € erhöht.

Nettoschulden in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Flüssige Mittel	2.014	1.070
Wertpapiere	2.501	2.362
Sonstiges Finanzvermögen	404	654
Finanzvermögen	4.919	4.086
Anleihen, Schuldscheindarlehen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten, Commercial Paper	15.887	14.428
Währungskurssicherung von Finanzverbindlichkeiten	5	-1
Anpassung aus Bewertung von Senioranleihen und EIB - Darlehen zum Marktwert	-658	-877
Sonstige Finanzverbindlichkeiten inkl. Verbindlichkeiten gegenüber der RWE AG	2.818	2.828
Finanzverbindlichkeiten ¹	18.052	16.378
Nettofinanzschulden	13.133	12.292
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen ²	3.489	2.986
Rückstellungen für den Rückbau von Windkraftanlagen	363	359
Nettoschulden gesamt	16.985	15.637
Verschuldungsfaktor ³	4,1	3,6

¹ Angepasst um Bewertungsdifferenzen aus Anleihe- und Darlehensübertragungen in Höhe von 658 Mio. € zum 31. Dezember 2018 und 877 Mio. € zum 31. Dezember 2017
² Einschließlich des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen in Höhe von -278 Mio. € zum 31. Dezember 2018 und -103 Mio. € zum 31. Dezember 2017. Das Planvermögen hat sich 2018 durch die Ersterfassung des Planvermögens der VSE Gruppe um ca. 253 Mio. € erhöht. Der Gesamteffekt hieraus ist nettoschuldenneutral.
³ Verhältnis von Nettoschulden zum bereinigten EBITDA

Nettoschulden mit 17 Mrd. € über Vorjahr.

Unsere Nettoschulden beliefen sich am 31. Dezember 2018 auf 17 Mrd. € und lagen somit 1,3 Mrd. € über denen zum Bilanzstichtag 2017.

Der Anstieg der Finanzverbindlichkeiten ist im Wesentlichen durch die Ausgabe neuer Anleihen begründet. Die Nettofinanzschulden erhöhten sich im Berichtszeitraum um ca. 0,8 Mrd. € auf 13,1 Mrd. €, da insbesondere Investitionen und Dividendenzahlungen höher ausfielen als der operative Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit.

Die Pensionsrückstellungen erhöhten sich von ca. 3,0 Mrd. € auf etwa 3,5 Mrd. € (inklusive aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen). Hierbei spielte eine negative Entwicklung im Planvermögen sowie die Senkung des Diskontierungssatzes in Deutschland von 2,0% auf 1,8% eine Rolle, wohingegen die Erhöhung des Diskontierungssatzes in Großbritannien von 2,4% auf 2,8% gegenläufig wirkte.

Außerbilanzielle Verpflichtungen aus Gas- und Strombezugsverträgen.

Nicht in den Nettoschulden enthalten sind unsere außerbilanziellen Verpflichtungen. Diese ergeben sich größtenteils aus Langfristverträgen über den Bezug von Gas und Strom. Bei ihrer Ermittlung stützen wir uns auf Annahmen zur voraussichtlichen Entwicklung der Commodity-Preise. Weitere Erläuterungen zu unseren außerbilanziellen Verpflichtungen finden Sie auf Seite 181 im Anhang.

Kreditrating (Stand: 31.12.2018)	Fitch	Moody's	Standard & Poor's
Langfristiges Emittenten-Rating	BBB+	Baa2	BBB
Anleihen	A-	Baa2	BBB
Kurzfristige Finanzschulden	F2	P2	A2
Ausblick	stabil	stabil	stabil

innogy als Investment Grade bewertet.

innogy wird von allen drei führenden Ratingagenturen mit einem InvestmentGrade-Rating bewertet.

Bei Fitch verfügen wir über ein Emittenten-Rating von BBB+ mit stabilem Ausblick. Das für Anleihen relevante Rating (sog. Senior-Unsecured-Rating) wird mit A- sogar eine Stufe besser bewertet. Unsere kurzfristigen Finanzschulden erhielten die Ratingnote F2.

Die Ratingagentur Moody's beurteilt die innogy SE seit Ende Juni 2017. Aktuell wurden ein Emittenten-Rating von Baa2 mit stabilem Ausblick sowie ein Kurzfristrating von P2 gegeben.

Die Ratingagentur Standard & Poor's hat das Emittenten- sowie das Anleihen-Rating auf BBB mit stabilem Ausblick festgelegt. Die kurzfristigen Finanzschulden haben die Ratingnote A2.

Bei allen drei Agenturen wurden die Ratings von innogy nach Ankündigung der E.ON/RWE-Transaktion im März 2018 überprüft und bestätigt. Aufgrund der noch bestehenden Beteiligung von RWE an innogy berücksichtigen die Agenturen bei ihrer Beurteilung auch die RWERatings. Zudem werden bereits die E.ON Ratings als mögliche zukünftige Ratings in die Überlegungen miteinbezogen.

Verschuldungsfaktor bei 4,1.

Der Verschuldungsfaktor stellt unsere Nettoschulden in Relation zum bereinigten EBITDA dar. Diese Kennzahl ist aussagekräftiger als die absolute Höhe der Verbindlichkeiten, da sie die Ertragskraft des Unternehmens mit einbezieht - und damit dessen Fähigkeit, die Schulden zu bedienen. Zum 31. Dezember 2018 lag der Verschuldungsfaktor bei 4,1.

Bilanzstruktur: Eigenkapitalquote mit rund 20% unter dem Vorjahreswert.

Unsere Bilanzsumme zum 31. Dezember 2018 belief sich auf 49,9 Mrd. €, gegenüber 46,8 Mrd. € zum Ende des Vorjahres. Der Anstieg des kurzfristigen Vermögens ist insbesondere durch die um 1,1 Mrd. € höheren flüssigen Mittel und Wertpapiere geprägt. Ebenfalls erhöhte sich auch unser langfristiges Vermögen, im Wesentlichen bedingt durch Sachanlagen. Die immateriellen Vermögenswerte hingegen verringerten sich um 1,3 Mrd. €, vor allem aufgrund der Abschreibung des Firmenwerts für das Segment Vertrieb Großbritannien in Höhe von 1,5 Mrd. €.

Auf der Passivseite der Bilanz erhöhten sich die langfristigen Schulden. Zwei der Gründe hierfür sind die Erhöhung der Pensionsrückstellungen um 0,7 Mrd. € und die Erhöhung der langfristigen Finanzverbindlichkeiten um 0,6 Mrd. €. Der Anstieg der kurzfristigen Schulden in Höhe von 2,3 Mrd. € ist hauptsächlich auf höhere sonstige Verbindlichkeiten und die Erhöhung der kurzfristigen Finanzverbindlichkeiten um 0,9 Mrd. € zurückzuführen. Bei insgesamt gestiegenen Schulden und einer um 6,5% erhöhten Bilanzsumme sank die Eigenkapitalquote um vier Prozentpunkte auf rund 20%.

Konzernbilanzstruktur	31.12.2018		31.12.2017
	in Mio. €	in %	in Mio. €	in %
Aktiva
Langfristiges Vermögen	37.229	74,6	36.502	78,0
Immaterielle Vermögenswerte	10.069	20,2	11.347	24,2
Sachanlagen	19.365	38,8	18.361	39,2
Kurzfristiges Vermögen	12.645	25,4	10.312	22,0
Forderungen und sonstige Vermögenswerte ¹	7.855	15,7	6.608	14,1
Gesamt	49.874	100,0	46.814	100,0
Passiva
Eigenkapital	9.914	19,9	11.252	24,0
Langfristige Schulden	24.980	50,1	22.913	49,0
Rückstellungen	5.256	10,5	4.628	9,9
Finanzverbindlichkeiten	16.080	32,2	15.492	33,1
Kurzfristige Schulden	14.980	30,0	12.649	27,0
Rückstellungen	2.588	5,2	2.606	5,6
Finanzverbindlichkeiten	2.625	5,3	1.764	3,8
Sonstige Verbindlichkeiten ²	9.767	19,6	8.279	17,7
Gesamt	49.874	100,0	46.814	100,0

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

1.9 Erläuterungen zum Jahresabschluss der innogy SE

Die innogy SE mit Sitz in Essen ist die operative Obergesellschaft des 2016 neu entstandenen innogy-Konzerns. Der innogy-Konzern ist mit seinen drei Unternehmensbereichen Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur und Vertrieb eines der größten Energieunternehmen in Europa.

Jahresabschluss.

Die innogy SE stellt ihren Jahresabschluss nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des Aktiengesetzes (AktG) auf. Der Abschluss wird im Bundesanzeiger bekannt gegeben und er steht im Internet unter www.innogy.com/ir zur Verfügung.

Bilanz der innogy SE (Kurzfassung) in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Anlagevermögen	22.744	23.046
Finanzanlagen	22.329	22.655
Übriges Anlagevermögen	415	391
Umlaufvermögen (einschließlich Rechnungsabgrenzungsposten)	9.440	7.987
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	6.111	5.964
Wertpapiere und flüssige Mittel	1.950	981
Übriges Umlaufvermögen	1.240	909
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten	139	133
Bilanzsumme Aktiva	32.184	31.033
Eigenkapital	8.817	8.926
Sonderposten	1	1
Rückstellungen	1.204	1.041
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	19.103	18.168
Übrige Verbindlichkeiten	2.933	2.758
Passive Rechnungsabgrenzungsposten	126	139
Bilanzsumme Passiva	32.184	31.033

Gewinn- und Verlustrechnung der innogy SE (Kurzfassung) in Mio. €	2018	2017
Umsatzerlöse	11.764	11.521
Sonstige betriebliche Erträge	434	723
Materialaufwand	-11.165	-10.777
Personalaufwand	-638	-557
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-690	-1.075
Ergebnis aus Finanzanlagen	1.902	1.682
Zinsergebnis	-707	-536
Sonstige Erträge und Aufwendungen	-47	-39
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	-73	-34
Ergebnis nach Steuern	780	908
Jahresüberschuss	780	908
Gewinnvortrag aus dem Vorjahr	0	1
Einstellung in andere Gewinnrücklagen	-2	-19
Bilanzgewinn	778	889

innogy SE.

In der innogy SE als operative Obergesellschaft sind Aktivitäten aus den Unternehmensbereichen Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur, Vertrieb sowie zentrale Verwaltungs- und Managementfunktionen gebündelt.

Hauptaktionärin der innogy SE ist seit dem erfolgreichen Börsengang im Oktober 2016 zu 76,79% die RWE AG, die ihre Anteile über ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH hält. Daher wird die innogy SE als Tochterunternehmen mit der gesamten innogy-Gruppe als Teilkonzern in den Konzernabschluss der RWE AG einbezogen.

Die E.ON SE, Essen, hat mitgeteilt, dass am 12. März 2018 der ihr über Instrumente gemäß § 38 Abs. 1 Nr. 2 WpHG zugerechnete Stimmrechtsanteil 76,79% betrug. Bei dem Instrument handelt es sich um den Abschluss eines Kaufvertrages mit bedingtem Vollzug.

Vermögenslage.

Trotz der operativen Aufgaben, die die innogy SE wahrnimmt, ist die Vermögenslage der Gesellschaft im Wesentlichen durch ihre Funktion als Finanz- und Management-Holding gekennzeichnet. Die Aktivseite der Bilanz zeigt zu einem großen Teil Finanzanlagen. Insbesondere die Anteile, die die innogy SE an Gesellschaften im europäischen Ausland, z. B. in Großbritannien, in den Niederlanden, in Osteuropa, aber auch an deutschen Regionalgesellschaften hält, machen einen erheblichen Anteil des Finanzanlagevermögens aus. Dies spiegelt die Internationalität und Vielfältigkeit des Konzerns wider, die wir als einen der Eckpfeiler unseres Erfolgs sehen.

Finanzlage.

Die Passivseite der Bilanz der innogy SE ist insbesondere durch das Eigenkapital der Gesellschaft sowie die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen gekennzeichnet. Auch hier ist im Wesentlichen die Funktion der innogy SE als Finanz- und Management-Holding sichtbar, die operativen Aufgaben der Gesellschaft spiegeln sich hingegen kaum wider. Das Eigenkapital der Gesellschaft ist mit rund 8.817 Mio. € ein bedeutender Posten; daraus leitet sich eine Eigenkapitalquote von 27% ab.

Die zum Bilanzstichtag ausgewiesenen Verbindlichkeiten in Höhe von 22.036 Mio. € bestehen zu einem Großteil gegenüber der innogy International Participations N.V. sowie der innogy Finance B.V. Letztere wird von der innogy SE genutzt, um ihre eigenen Aktivitäten und die ihrer Tochterunternehmen zu finanzieren.

Im Januar und im Mai 2018 hat die innogy Finance B.V., unter der Garantie der innogy SE, drei neue Anleihen des innogy-Konzerns platziert und als Darlehen an die innogy SE weitergeleitet.

Ertragslage.

Die operativen Tätigkeiten der innogy SE neben ihrer Funktion als Finanz- und Management-Holding des innogy-Konzerns werden bei einem Blick auf die Erträge der Gesellschaft deutlich. Wie sich die wesentlichen Ertragspositionen prozentual auf die Unternehmensbereiche der innogy SE aufteilen, ist in der folgenden Übersicht dargestellt. Unter der Position "Corporate/Neue Geschäftsfelder" sind die Tätigkeiten der innogy SE als Finanz- und Management-Holding des innogy-Konzerns zusammengefasst.

Aufteilung der wichtigsten Ergebnisposten nach Unternehmensbereichen in Mio. €	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb	Corporate/ Neue Geschäftsfelder ¹	innogy SE ^1,2
Umsatzerlöse	332	1.694	9.384	354	11.764
	2,8%	14,4%	79,8%	3,0%	100,0%
Sonstige betriebliche Erträge	21	73	48	292	434
	4,8%	16,9%	11,1%	67,2%	100,0%
Materialaufwand	-264	-1.564	-8.822	-515	-11.165
	2,4%	14,0%	79,0%	4,6%	100,0%
Personalaufwand	-59	-59	-210	-310	-638
	9,3%	9,2%	32,9%	48,6%	100,0%
Sonstige betriebliche Aufwendungen	-82	-77	-130	-401	-690
	11,9%	11,2%	18,9%	58,1%	100,0%
Ergebnis aus Finanzanlagen	732	171	8	991	1.902
	38,5%	9,0%	0,4%	52,1%	100,0%
Zinsergebnis	-7	-23	-80	-596	-707
	1,1%	3,2%	11,4%	84,4%	100,0%

¹ Inklusive innogy IT und innogy Real Estate/Infrastructure
² Rundungsdifferenzen möglich

Von den im abgelaufenen Geschäftsjahr erzielten Umsatzerlösen in Höhe von 11.764 Mio. € entfielen rund 80% auf das deutsche Vertriebsgeschäft. Wir beliefern regionale Stadtwerke und Weiterverteiler mit Strom und Gas und bieten weiteren Großkunden ein breites Portfolio von Dienstleistungen rund um das Thema Energie. Für Privat- und Gewerbekunden halten wir ein vielfältiges Angebot bedarfsgerechter Produkte und Lösungen für den Bezug von Strom und Gas sowie die Optimierung des Energieverbrauchs bereit.

Ein geringerer Teil der Umsatzerlöse, nämlich rund 14%, entfällt auf den Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur. Erlöse erzielen wir hier insbesondere in Form von Pachtentgelten und Konzessionsabgaben sowie durch die Erbringung weiterer Dienstleistungen.

Die Umsatzerlöse im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien spielen mit einem Anteil von 3% auf Ebene der innogy SE eine untergeordnete Rolle, denn das operative Geschäft im Bereich Erneuerbare Energien betreiben zum weitaus größten Teil unsere Tochter- und Beteiligungsgesellschaften. Die auf den Unternehmensbereich "Corporate/ Neue Geschäftsfelder" entfallenden Umsatzerlöse spielen mit einem Anteil von ca. 3% ebenfalls eine untergeordnete Rolle.

Der Materialaufwand von 11.165 Mio. € verteilt sich auf die Unternehmensbereiche ähnlich wie die Umsatzerlöse: Auch hier ist der wesentliche Teil dem Unternehmensbereich Vertrieb zuzuordnen, in erster Linie sind dies Aufwendungen aus der Strom- und Gasbeschaffung.

Der dem Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur zuzuordnende Anteil am gesamten Materialaufwand beträgt 14% und entfällt im Wesentlichen auf Pachtentgelte und Aufwendungen für Konzessionsabgaben.

Der Anteil der Unternehmensbereiche Erneuerbare Energien und "Corporate/Neue Geschäftsfelder" am Materialaufwand ist - wie bei den Umsatzerlösen - mit rund 2% und 5% von untergeordneter Bedeutung.

Das sonstige betriebliche Ergebnis war im Geschäftsjahr 2018 im Wesentlichen durch die Funktion der innogy SE als Finanz- und Management-Holding des Konzerns beeinflusst. Wesentliche Ergebnisbeiträge ergaben sich insbesondere aus der Bilanzierung von Finanzderivaten, die die innogy SE zur Absicherung von Währungs- und Zinsrisiken aus Fremdwährungspositionen, Geldanlagen und Finanzierungsvorgängen einsetzt.

Das Ergebnis aus Finanzanlagen erreichte 1.902 Mio. € und trug damit erheblich zur guten Ertragslage bei. Hier werden im Wesentlichen Erträge aus Gewinnabführungen und Dividenden sowie Aufwendungen aus Verlustübernahmen erfasst, die die innogy SE als Konzernmuttergesellschaft von ihren Tochterunternehmen vereinnahmt.

Das Zinsergebnis der innogy SE war im Geschäftsjahr mit -707 Mio. € deutlich negativ. Die Aufwendungen aus der Finanzierung der eigenen Tätigkeiten und der Tätigkeiten der Tochter- und Beteiligungsgesellschaften überstiegen die Erträge aus der Weitergabe von Darlehen deutlich. Wie bereits beschrieben, dient die innogy Finance B.V. als die wesentliche Finanzierungsgesellschaft; entsprechend entfielen auch die Finanzierungsaufwendungen im Wesentlichen auf sie.

Angaben gemäß § 6b Abs. 7 EnWG.

Die innogy SE ist als vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen aufgrund der Vorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes verpflichtet, jeweils getrennte Konten zu führen sowie für die ausgeübten Tätigkeiten einen Tätigkeitsabschluss zu erstellen und darüber zu berichten. Die innogy SE übt nachfolgende Tätigkeiten im Sinne des § 6b Abs. 3 EnWG aus:

―	Elektrizitätsverteilung,
―	energiespezifische Dienstleistungen Elektrizitätsverteilung,
―	moderne Messeinrichtungen und intelligente Messsysteme (Smart Meter),
―	andere Tätigkeiten innerhalb des Elektrizitätssektors,
―	Gasverteilung,
―	energiespezifische Dienstleistungen Gasverteilung,
―	andere Tätigkeiten innerhalb des Gassektors und
―	Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors.

Für die Berichterstattung werden die Aktiva und Passiva sowie die Aufwendungen und Erträge diesen Tätigkeiten grundsätzlich direkt zugeordnet. Nur in den Fällen, in denen eine direkte Zuordnung nicht möglich oder mit unvertretbarem Aufwand verbunden wäre, erfolgt die Zuordnung anhand eines adäquaten Schlüssels, der aus einem vergleichbaren Posten der Bilanz bzw. Gewinn- und Verlustrechnung abgeleitet wurde.

Zusätzlich wird jeweils für die Elektrizitäts- und die Gasverteilung sowie die energiespezifischen Dienstleistungen eine Bilanz sowie eine Gewinn- und Verlustrechnung erstellt.

Hinsichtlich der Definition der Tätigkeiten sowie der Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung der Tätigkeiten Elektrizitäts- und Gasverteilung wird auf die Tätigkeitsabschlüsse unserer Gesellschaft verwiesen. Die wesentlichen Bilanzposten und die Ergebnisse der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit, bezogen auf die jeweiligen Verteilungsaktivitäten, stellten sich 2018 wie folgt dar:

―	Die Ergebnisse der Tätigkeiten Elektrizitäts- und Gasverteilung werden durch die An- und Verpachtung von Strom- und Gasnetzen bestimmt.
―	Das Ergebnis vor Steuern der Elektrizitätsverteilung belief sich auf 2 Mio. €.
―	Das Ergebnis vor Steuern der Gasverteilung belief sich auf 4 Mio. €.

Schlusserklärung des Vorstands zum Bericht über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen.

Die Hauptgesellschafterin der innogy SE ist mit 76,79% der Anteile die GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH, Essen, auf die die bisherige Hauptgesellschafterin RWE Downstream Beteiligungs GmbH, Essen, mit wirtschaftlicher Wirkung zum 1. Juli 2018 verschmolzen wurde. Der Rest der Aktien befindet sich in Streubesitz. Die GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH ist ein 100-prozentiges Tochterunternehmen der RWE AG, Essen.

Aufgrund dessen wird eine absolute Stimmrechtsmehrheit auf zukünftigen Hauptversammlungen erwartet, wodurch ein Abhängigkeitsverhältnis der innogy SE gegenüber der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH und der RWE AG nach § 17 Abs. 2 AktG begründet wird. Somit ergibt sich die Pflicht, einen Bericht über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen ("Abhängigkeitsbericht") nach § 312 Abs. 1 AktG für den Zeitraum vom 1. Januar 2018 bis zum Geschäftsjahresende (31. Dezember 2018) aufzustellen.

Der Vorstand der innogy SE hat daher einen Abhängigkeitsbericht erstellt und mit folgender Schlusserklärung versehen: "Unsere Gesellschaft hat bei den im Bericht über Beziehungen zu verbundenen Unternehmen aufgeführten Rechtsgeschäften und Maßnahmen nach den Umständen, die uns im Zeitpunkt bekannt waren, in dem die Rechtsgeschäfte vorgenommen bzw. die Maßnahmen getroffen wurden, bei jedem Rechtsgeschäft eine angemessene Gegenleistung erhalten und ist dadurch, dass Maßnahmen getroffen wurden, nicht benachteiligt worden. Unterlassene Maßnahmen lagen nicht vor."

Gewinnverwendung.

Vorstand und Aufsichtsrat der innogy SE werden der Hauptversammlung am 30. April 2019 die Zahlung einer Dividende je dividendenberechtigter Stückaktie für das Geschäftsjahr 2018 in Höhe von 1,40 € vorschlagen. Als Grundlage für die Berechnung der Dividende dient das bereinigte IFRS-Nettoergebnis des innogy-Konzerns. Die Ausschüttungsquote entspricht einem geplanten Anteil am bereinigten IFRS-Nettoergebnis von 70% bis 80%.

Zusammengefasste Erklärungen zur Unternehmensführung nach § 315d HGB in Verbindung mit § 289f HGB.

Der Vorstand der innogy SE hat im Februar 2019 eine zusammengefasste Erklärung zur Unternehmensführung nach § 315d HGB in Verbindung mit § 289f HGB abgegeben und auf der folgenden Internetseite veröffentlicht: www.innogy.com/erklaerung-zur-unternehmensfuehrung.

Ausblick.

Für das Jahr 2019 erwarten wir einen Jahresüberschuss in der Größenordnung von 70% bis 80% des prognostizierten bereinigten IFRS-Nettoergebnisses des innogy-Konzerns.

1.10 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 u. a. Regelungen, die die Befugnisse des Vorstands zur Veränderung der Kapitalstruktur betreffen und solche, die bei innogy im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle zum Tragen kommen. Diese Regelungen stehen im Einklang mit den Standards deutscher kapitalmarktorientierter Unternehmen.

Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals.

Das Grundkapital der innogy SE beträgt 1.111.110.000,00 € und ist aufgeteilt in 555.555.000 auf den Inhaber lautende Stückaktien (Aktien ohne Nennbetrag). Jede Aktie gewährt gleiche Rechte.

Kapitalbeteiligungen von mehr als 10% der Stimmrechte.

Zum 31. Dezember 2018 gab es eine Beteiligung an der innogy SE von mehr als 10% der Stimmrechte. Gehalten wurde sie von der GBV Vierunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH mit Sitz in Essen, einer 100-prozentigen Tochtergesellschaft der RWE AG.

Ernennung und Abberufung der Vorstandsmitglieder/ Satzungsänderungen.

Die Ernennung und Abberufung der Mitglieder des Vorstands richtet sich nach Art. 39 Abs. 2 und Art. 46 der Verordnung (EG) Nr. 2157/2001 des Rates vom 8. Oktober 2001 über das Statut der Europäischen Gesellschaft (SE) (SE-Verordnung), § 7 Abs. 2 der Satzung sowie - subsidiär - den §§ 84 f. Aktiengesetz (AktG). Die Mitglieder des Vorstands werden vom Aufsichtsrat für einen Zeitraum von höchstens fünf Jahren bestellt. Wiederbestellungen sind für den vorgenannten Zeitraum zulässig. Satzungsänderungen folgen den Bestimmungen des Art. 59 SE-Verordnung und § 51 des Gesetzes zur Ausführung der SE-Verordnung in Verbindung mit § 19 Abs. 5 der Satzung der innogy SE. Gemäß § 19 Abs. 5 der Satzung werden die Beschlüsse der Hauptversammlung mit einfacher Stimmenmehrheit und - soweit eine Kapitalmehrheit erforderlich ist - mit einfacher Kapitalmehrheit gefasst, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes vorschreiben. Dies gilt auch für satzungsändernde Beschlüsse, sofern bei der Beschlussfassung mindestens die Hälfte des Grundkapitals vertreten ist. Nach § 13 Abs. 9 der Satzung ist der Aufsichtsrat ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung, d. h. die sprachliche Form und nicht den Inhalt, betreffen.

Befugnisse des Vorstands zum Erwerb eigener Aktien.

Mit Beschluss der Hauptversammlung vom 30. August 2016 wurde die innogy SE ermächtigt, bis zum 29. August 2021 Aktien der Gesellschaft im Umfang von bis zu 10% des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. Die Aktien können nach Wahl des Vorstands über die Börse oder mittels eines öffentlichen Kaufangebots erworben werden. Die so erworbenen Aktien dürfen anschließend eingezogen werden. Ferner dürfen die erworbenen Aktien im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder beim Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen an Dritte übertragen oder in anderer Weise veräußert werden. Eine Veräußerung, die weder über die Börse noch durch ein Angebot an alle Aktionäre erfolgt, ist nur gegen Barzahlung erlaubt. Außerdem darf in diesen Fällen der Veräußerungspreis den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreiten. Zudem darf auf die zu veräußernden Aktien höchstens ein anteiliger Betrag von 10% des Grundkapitals im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung oder - falls dieser Wert geringer ist - im Zeitpunkt ihrer Ausübung entfallen. Auf die 10%-Grenze werden andere Barkapitalmaßnahmen mit Bezugsrechtsausschluss angerechnet. Die Gesellschaft kann zurückerworbene Aktien auch an die Inhaber von Options- oder Wandelschuldverschreibungen liefern, sofern der auf die zu übertragenden Aktien insgesamt entfallende anteilige Betrag 10% des Grundkapitals weder im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung noch im Zeitpunkt ihrer Ausübung überschreitet. Auch insoweit werden auf die 10%-Grenze andere Barkapitalmaßnahmen mit Bezugsrechtsausschluss angerechnet. Schließlich darf die Gesellschaft die Aktien verwenden, um Verpflichtungen aus Belegschaftsaktienprogrammen zu erfüllen oder um eine sogenannte Aktiendividende auszuschütten. In den genannten Fällen ist das Bezugsrecht ausgeschlossen. Die Ermächtigungen können ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden.

Befugnis des Vorstands zur Ausgabe neuer Aktien sowie zur Begebung von Options- und Wandelanleihen.

Die Hauptversammlung hat den Vorstand durch Beschluss vom 30. August 2016 ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 29. August 2021 mit Zustimmung des Aufsichtsrats um bis zu 333.333.000,00 € durch Ausgabe von bis zu 166.666.500 auf den Inhaber lautenden Stückaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigung kann ganz oder teilweise sowie einmalig oder mehrmals in Teilbeträgen ausgeübt werden. Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben. Es kann zudem ausgeschlossen werden, um Aktien gegen Sacheinlagen zum Zwecke von Unternehmenszusammenschlüssen oder zum Erwerb von Unternehmen, Unternehmensteilen, Betrieben oder Anteilen an Unternehmen auszugeben, wenn der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 20% des Grundkapitals weder im Beschlusszeitpunkt noch im Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung übersteigt. 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 weder im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung noch im Zeitpunkt ihrer Ausübung überschreitet. Auf die 10%-Grenze werden andere Barkapitalmaßnahmen mit Bezugsrechtsausschluss angerechnet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien Inhabern von Wandel- und Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 30. August 2016 ist der Vorstand ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 29. August 2021 einmalig oder mehrmals Options- und/oder Wandelanleihen auszugeben oder von nachgeordneten Konzernunternehmen ausgegebene Options- und Wandelanleihen zu garantieren. Der Gesamtnennbetrag ist auf 3.000.000.000,00 € begrenzt. Für die Bedienung der Wandel- und Optionsanleihen ist das Grundkapital um bis zu 111.111.000,00 €, eingeteilt in bis zu 55.555.500 auf den Inhaber lautende Stückaktien, bedingt erhöht (bedingtes Kapital). Den Aktionären steht grundsätzlich ein Bezugsrecht zu. Der Vorstand kann jedoch mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht in den folgenden Fällen ausschließen: Das Bezugsrecht kann ausgeschlossen werden, um Spitzenbeträge zu vermeiden, die sich aus dem Bezugsverhältnis ergeben; außerdem, wenn der Ausgabepreis den Marktwert der Anleihen nicht wesentlich unterschreitet und der auf die neuen Aktien, für die das Bezugsrecht ausgeschlossen wird, insgesamt entfallende anteilige Betrag 10 % des Grundkapitals weder im Zeitpunkt des Wirksamwerdens dieser Ermächtigung noch im Zeitpunkt ihrer Ausübung überschreitet. Auf die 10%-Grenze werden andere Barkapitalmaßnahmen mit Bezugsrechtsausschluss angerechnet. Schließlich kann das Bezugsrecht ausgeschlossen werden, um die Aktien Inhabern bereits zuvor ausgegebener Wandel- oder Optionsanleihen in dem Umfang anzubieten, wie sie ihnen nach Wandlung bzw. Ausübung der Option als Aktionär zustehen würden. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats eine von § 60 Abs. 2 AktG abweichende Gewinnbeteiligung für die neuen Aktien vorzusehen sowie die weiteren Einzelheiten der Durchführung der bedingten Kapitalerhöhung festzulegen.

Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Fremdfinanzierung.

Unsere Instrumente zur Fremdfinanzierung enthalten vielfach Klauseln, die sich auf den Fall eines Wechsels der Unternehmenskontrolle (Change-of-Control) beziehen. Das trifft u. a. auf unsere Anleihen zu. Im Falle eines Kontrollwechsels in Verbindung mit einer Absenkung des Kreditratings der innogy SE unter die Kategorie "Investment Grade" können die Gläubiger die sofortige Rückzahlung (Nominalbetrag zuzüglich aufgelaufener Stückzinsen) verlangen. Auch die syndizierte Kreditlinie der innogy SE über 2 Mrd. € enthält eine Change-of-Control-Klausel, wobei allerdings eine Kontrollerlangung durch die E.ON SE oder eine ihrer Tochtergesellschaften ausgenommen ist. Diese hat im Wesentlichen folgenden Inhalt: Im Fall einer Änderung der Kontroll- oder Mehrheitsverhältnisse bei der innogy SE sind weitere Inanspruchnahmen vorerst ausgesetzt. Die Kreditgeber nehmen mit uns Verhandlungen über eine Fortführung der Kreditlinie auf. Falls wir mit den Kreditgebern, die zwei Drittel des zugesagten Kreditvolumens repräsentieren, innerhalb von 30 Tagen nach dem Kontrollwechsel keine Einigung über die Fortführung der syndizierten Kreditlinie erzielen, können sie diese kündigen und die ausstehenden Beträge zuzüglich aufgelaufener Zinsen fällig stellen.

Auswirkungen eines Wechsels der Unternehmenskontrolle auf die Vergütung von Vorstand und Führungskräften.

Die Mitglieder des Vorstands der innogy SE haben ein Sonderkündigungsrecht, wenn Aktionäre oder Dritte die Kontrolle über das Unternehmen erlangen und dies für das jeweilige Vorstandsmitglied mit einem wesentlichen Nachteil verbunden ist. In diesem Fall können sie ihr Amt unter Einhaltung einer Frist von drei Monaten innerhalb von sechs Monaten nach dem Wechsel der Unternehmenskontrolle niederlegen und den Dienstvertrag aus wichtigem Grund kündigen. Bei der Beendigung erhält das jeweilige Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung, deren Höhe den bis zum Ende der vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezügen entspricht, höchstens jedoch dem Dreifachen der vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des Long-Term Incentive Plan wird hier nicht eingerechnet. Der Anspruch auf eine Einmalzahlung entfällt (ggf. auch rückwirkend) unter bestimmten Voraussetzungen, wenn das jeweilige Vorstandsmitglied während der Restlaufzeit seines Dienstvertrags eine Organfunktion bei der RWE Aktiengesellschaft oder dem die Kontrolle übernehmenden Aktionär bzw. der die Kontrolle übernehmenden Gesellschaft oder bei einer zu deren Konzern gehörenden Gesellschaft übernimmt. Diese Regelung steht in Einklang mit den geltenden Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.

Im Strategic Performance Plan (SPP), dem Long-Term Incentive für Vorstand und Führungskräfte der innogy SE und nachgeordneter verbundener Unternehmen, ist festgelegt, dass alle Inhaber von Performance Shares im Falle eines Wechsels der Unternehmenskontrolle eine Entschädigung erhalten. Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, werden vorzeitig ausgezahlt. Der Auszahlungsbetrag errechnet sich aus der Anzahl dieser Performance Shares multipliziert mit der Summe aus dem durchschnittlichen Schlusskurs der innogy-Aktie über die letzten 30 Börsenhandelstage vor der Verlautbarung des Kontrollwechsels und den bis zu diesem Zeitpunkt pro Aktie ausgezahlten Dividenden, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Festschreibung der Performance Shares. Die zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle noch vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos.

Ausführliche Informationen zur Vergütung des Vorstands und der Führungskräfte finden Sie auf den Seiten 81 ff. und 155 ff. dieses Berichts.

1.11 Vergütungsbericht

Eine transparente Berichterstattung über die Vergütung von Aufsichtsrat und Vorstand gehört für uns zu den Kernelementen guter Corporate Governance. Im Folgenden informieren wir Sie über die Grundsätze des Vergütungssystems der innogy SE sowie über die Struktur und Höhe der Leistungen. Der Vergütungsbericht 2018 berücksichtigt alle gesetzlichen Vorgaben und folgt in vollem Umfang den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.

Struktur der Vergütung des Aufsichtsrats

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

Die Mitglieder des Prüfungsausschusses erhalten ein zusätzliches Entgelt von 40 Tsd. €. Für den Vorsitzenden dieses Ausschusses erhöht sich der Betrag auf 80 Tsd. €. Bei den sonstigen Ausschüssen - mit Ausnahme des Nominierungsausschusses - werden den Mitgliedern und Vorsitzenden zusätzlich 20 Tsd. € bzw. 40 Tsd. € gezahlt. Eine Ausschusstätigkeit wird nur dann vergütet, wenn der jeweilige Ausschuss mindestens einmal im Geschäftsjahr tätig geworden ist.

Mitglieder des Aufsichtsrats, die zur gleichen Zeit mehrere Ämter in dem Gremium ausüben, erhalten nur die Vergütung für das am höchsten vergütete Amt. Übt ein Mitglied des Aufsichtsrats bestimmte Funktionen nur für einen Teil des Geschäftsjahres aus, so wird die Vergütung zeitanteilig gewährt.

Neben der Vergütung erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats Zahlungen zur Erstattung von Auslagen. Einzelne Mitglieder des Aufsichtsrats beziehen darüber hinaus Einkünfte aus der Ausübung von Aufsichtsratsmandaten bei Tochtergesellschaften der innogy SE.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats haben im Jahr 2016 eine Selbstverpflichtungserklärung abgegeben, nach der sie 25% der gewährten Gesamtvergütung (vor Steuern) - vorbehaltlich etwaiger Verpflichtungen zur Abführung der Vergütung - für den Kauf von innogy-Aktien einsetzen und die Aktien während der gesamten Dauer ihrer Mitgliedschaft im Aufsichtsrat der innogy SE halten. In seiner Sitzung am 11. Dezember 2018 hat der Aufsichtsrat beschlossen, die Durchführung der Selbstverpflichtung insoweit zu suspendieren, als die Pflicht zum Erwerb von Aktien der Gesellschaft aus der für das Geschäftsjahr 2018 gewährten Aufsichtsratsvergütung bis zur ersten Aufsichtsratssitzung, die mindestens zwei Monate nach der geplanten Übertragung der von RWE gehaltenen innogy-Aktien auf E.ON oder nach endgültiger Absage dieser Transaktion liegt, nicht besteht. Die in der Selbstverpflichtung übernommene Verpflichtung, Aktien der Gesellschaft, die aus der Aufsichtsratsvergütung für ein früheres Geschäftsjahr erworben wurden, während der gesamten Dauer der Mitgliedschaft des betreffenden Aufsichtsratsmitglieds im Aufsichtsrat der Gesellschaft zu halten, bleibt bis auf Weiteres unberührt.

Höhe der Vergütung des Aufsichtsrats

Die Gesamtvergütung der Aufsichtsratsmitglieder (einschließlich der Vergütungen für Ausschusstätigkeiten und Mandatsvergütungen bei Tochtergesellschaften) summierte sich für das Geschäftsjahr 2018 auf 2.797 Tsd. € (Vorjahr: 2.805 Tsd. €). Davon wurden 475 Tsd. € (Vorjahr: 480 Tsd. €) für Tätigkeiten in den Ausschüssen des Aufsichtsrats gewährt und 27 Tsd. € (Vorjahr: 28 Tsd. €) als Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften ausgezahlt.

Die folgende Tabelle zeigt die Gesamtvergütung für die Personen, die dem Aufsichtsrat in 2017 und 2018 angehört haben und die darin enthaltene Vergütung für Tätigkeiten in Ausschüssen des Aufsichtsrats.

Vergütung des Aufsichtsrats ¹	Feste Vergütung		Ausschussvergütung		Mandatsvergütung von Tochtergesellschaften
in Tsd. €	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Dr. Werner Brandt (bis 31. Dezember 2017)		300
Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitzender)	300
Frank Bsirske (stellv. Vorsitzender)	200	200
Reiner Böhle		100		20
Ulrich Grillo	100	100	20	20
Arno Hahn (bis 31. Mai 2017)		41		15
Maria van der Hoeven	100	100
Michael Kleinemeier	100	100	20	20
Martina Koederitz	100	100	20	20
Dr. Markus Krebber	100	100	40	40
Monika Krebber (seit 9. Juni 2017)	100	56	20	11
Hans Peter Lafos		100		20
Robert Leyland	100	100	20	20
Meike Neuhaus	100	100
Stefan May (seit 7. Juni 2018) ²	57		11
Dr. Rolf Pohlig	100	100	80	80
Rene Pöhls	100	100	40	40	17	17
Pascal van Rijsewijk	100	100	40	34
Gabriele Sassenberg	100	100	40	40
Dr. Dieter Steinkamp	100	100	20	20	10	11
Markus Sterzl ³	100		20
Marc Tüngler	100	100	20	20
Sarka Vojikova	100	100	20	20
Jürgen Wefers (bis 20. Mai 2018)	38		4
Deborah Wilkens ³	100	100	40	40
	2.295	2.297	475	480	27	28

Vergütung des Aufsichtsrats ¹	Gesamtbezüge
in Tsd. €	2018	2017
Dr. Werner Brandt (bis 31. Dezember 2017)		300
Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitzender)	300
Frank Bsirske (stellv. Vorsitzender)	200	200
Reiner Böhle		120
Ulrich Grillo	120	120
Arno Hahn (bis 31. Mai 2017)		56
Maria van der Hoeven	100	100
Michael Kleinemeier	120	120
Martina Koederitz	120	120
Dr. Markus Krebber	140	140
Monika Krebber (seit 9. Juni 2017)	120	67
Hans Peter Lafos		120
Robert Leyland	120	120
Meike Neuhaus	100	100
Stefan May (seit 7. Juni 2018) ²	68
Dr. Rolf Pohlig	180	180
Rene Pöhls	157	157
Pascal van Rijsewijk	140	134
Gabriele Sassenberg	140	140
Dr. Dieter Steinkamp	130	131
Markus Sterzl ³	120
Marc Tüngler	120	120
Sarka Vojikova	120	120
Jürgen Wefers (bis 20. Mai 2018)	42
Deborah Wilkens ³	140	140
	2.797	2.805

¹ Aufsichtsratsmitglieder, die im Jahresverlauf aus dem Gremium ausgeschieden oder ihm beigetreten sind, erhalten eine zeitanteilige Vergütung.
² Mitglied des Übernahmeausschusses seit 19. Juni 2018
³ Mitglied des Übernahmeausschusses seit 13. März 2018

Struktur der Vergütung des Vorstands

Vergütungssystem.

Der Aufsichtsrat der innogy SE hat für die Vorstandsmitglieder ein Vergütungssystem verabschiedet, das die Bezüge eng an den Unternehmenserfolg und die langfristige Kursentwicklung der innogy-Aktie koppelt. Struktur und Höhe der Vorstandsvergütung werden vom Aufsichtsrat der innogy SE festgelegt und regelmäßig daraufhin überprüft, ob sie angemessen und marktüblich sind.

Das Geschäftsjahr 2018 wurde wesentlich geprägt durch eine im März von RWE AG und E.ON SE erzielte Grundsatzeinigung über den Verkauf der 76,79%-igen Beteiligung an innogy im Rahmen eines weitreichenden Tausches von Geschäftsaktivitäten. Personalausschuss und Aufsichtsrat der innogy SE haben die vorhersehbaren Auswirkungen der geplanten Transaktion bei ihren Entscheidungen zum Vergütungssystem der Vorstandsmitglieder und deren Dienstverträgen angemessen berücksichtigt.

Zusammensetzung des Vorstands.

Dem Vorstand der innogy SE gehören sechs Vorstandsmitglieder an.

Uwe Tigges	Dr. Bernhard Günther	Arno Hahn	Martin Herrmann	Dr. Hans Bünting	Hildegard Müller
Vorstandsvorsitzender seit 19.12.2017	Finanzvorstand seit 01.04.2016	Personalvorstand Arbeitsdirektor seit 01.05.2018	Vorstand Vertrieb seit 01.04.2016	Vorstand Erneuerbare Energien seit 01.04.2016	Vorstand Netz & Infrastruktur seit 01.05.2016
Personalvorstand 01.04.2016 bis 30.04.2018 Arbeitsdirektor 15.02.2017 bis 30.04.2018

Vorstandsvorsitzender der innogy SE ist Uwe Tigges, der dem Vorstand seit dem operativen Start der Gesellschaft am 1. April 2016 angehört. Er verantwortete zunächst das Personalressort und war Arbeitsdirektor der Gesellschaft, bis er im Dezember 2017, zunächst interimistisch, den Vorsitz von Peter Terium übernahm, der Ende 2017 in beiderseitigem Einvernehmen vorzeitig aus dem Vorstand der innogy SE ausgeschieden war. Neu im Vorstand der innogy SE ist Arno Hahn. Der Aufsichtsrat hat ihn ab dem 1. Mai 2018 für die Dauer von drei Jahren zum Mitglied des Vorstands bestellt. Er übernahm zu diesem Zeitpunkt das Personalressort von Uwe Tigges und ist seither auch Arbeitsdirektor der innogy SE.

Finanzvorstand der innogy SE ist Dr. Bernhard Günther. Aus gesundheitlichen Gründen konnte er seine Funktion von März bis Mai 2018 vorübergehend nicht oder nur eingeschränkt wahrnehmen. Vertreten wurde er in diesem Zeitraum von seinem Vorstandskollegen Dr. Hans Bünting, der in diesem Zeitraum zusätzlich zum Ressort Erneuerbare Energien auch das Finanzressort verantwortet hat.

Neben Dr. Hans Bünting gehören Martin Herrmann und Hildegard Müller dem Vorstand der innogy SE an und verantworten die operativen Geschäftsfelder Vertrieb und Netz & Infrastruktur. Alle drei operativen Vorstandsmitglieder wurden 2016 bei ihren Erstbestellungen für drei Jahre in den Vorstand der innogy SE berufen. Angesichts der von RWE und E.ON geplanten Transaktion hat der Aufsichtsrat der innogy SE bei seiner planmäßigen Entscheidung über ihre Wiederbestellung den maximal möglichen Bestellungszeitraum von fünf Jahren nicht ausgeschöpft, sondern Dr. Hans Bünting, Martin Herrmann und Hildegard Müller ab dem 1. April 2019 für die Dauer von weiteren drei Jahren jeweils erneut zum Mitglied des Vorstands der innogy SE bestellt. Im Falle von Frau Müller wurde die Bestellung vorzeitig mit Ablauf des 31. März 2019 beendet, sie wurde mit Wirkung ab dem 1. April 2019 bis zum Ablauf des 31. März 2022 erneut zum Mitglied des Vorstands bestellt.

Die Bestellungen von Uwe Tigges und Dr. Bernhard Günther enden planmäßig am 31. März 2021.

Die Lebensläufe der Vorstandsmitglieder finden Sie im Internet auf der Unternehmensseite der innogy SE unter der Rubrik Corporate Governance (www.innogy.com/vorstand).

Ehemalige Vorstandsmitglieder.

Peter Terium hat das Unternehmen am 19. Dezember 2017 verlassen. Der Aufsichtsrat der innogy SE hat der einvernehmlichen Beendigung seiner Bestellung zum Mitglied des Vorstands und zum Vorstandsvorsitzenden der Gesellschaft zugestimmt und die Konditionen einer vorzeitigen Aufhebung seines Dienstvertrags zum 31. Dezember 2017 festgelegt.

Dienstverträge des Vorstands.

Alle Vorstandsmitglieder erhielten Dienstverträge auf Basis des vom Aufsichtsrat beschlossenen Vergütungssystems. Die Struktur und die einzelnen Komponenten des Vergütungssystems werden im Folgenden detailliert erläutert.

Grundzüge des Vergütungssystems.

Die Vergütung des Vorstands besteht aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Komponenten: Erstere sind das Festgehalt, das Versorgungsentgelt sowie Sach- und sonstige Bezüge. Die erfolgsabhängigen und somit variablen Bestandteile sind eine einjährige Tantieme sowie eine aktienbasierte Vergütung als langfristigem Vergütungsbestandteil.

Erfolgsunabhängige Vergütung des Vorstands

Festgehalt und Versorgungsentgelt.

Alle Vorstandsmitglieder beziehen ein jährliches Festgehalt, das in zwölf monatlichen Raten ausgezahlt wird. Als zweite fixe Vergütungskomponente steht ihnen für jedes Dienstjahr ein vertraglich definiertes Versorgungsentgelt zu. Sie können wählen, ob es bar ausgezahlt oder zugunsten einer späteren Versorgungsleistung vollständig oder anteilig durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt werden soll. Zur Finanzierung der Versorgungszusage hat innogy eine Rückdeckungsversicherung abgeschlossen. Das aufgebaute Kapital ist nach dem Eintritt des Vorstandsmitglieds in den Ruhestand abrufbar, frühestens aber mit Vollendung des 62. Lebensjahres. Die Vorstandsmitglieder können zwischen einer Einmalzahlung und einer Ratenzahlung in maximal neun Teilbeträgen wählen. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen nicht. Soweit Vorstandsmitglieder im Rahmen früherer Tätigkeiten im Konzern eine Versorgungszusage erhalten und Ruhegeldansprüche erworben haben, bleiben bereits zugesicherte Leistungen aus einer betrieblichen Altersversorgung unverändert bestehen. Die Versorgungsanwartschaften der Vorstandsmitglieder aus früheren Tätigkeiten wurden von der jeweiligen Konzerngesellschaft auf die innogy SE übertragen.

Sach- und sonstige Bezüge.

Die Sach- und sonstigen Bezüge bestehen im Wesentlichen aus der Nutzung eines Dienstwagens und den Versicherungsprämien zur Unfallversicherung.

Erfolgsabhängige Vergütung des Vorstands

Tantieme.

Die Vorstandsmitglieder erhalten eine Tantieme, die sowohl von der wirtschaftlichen Entwicklung der innogy 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 abhängt und folgendermaßen ermittelt wird: Der Aufsichtsrat legt zu Beginn eines Geschäftsjahres einen Zielwert 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% und die Unternehmenstantieme entspricht dann dem vertraglich festgelegten Tantiemebudget. Über- oder unterschreitet das bereinigte EBIT den festgelegten Zielwert, steigt bzw. sinkt die Zielerreichung mit dem Faktor 2,5. Bei einem bereinigten EBIT von genau 120% des Zielwerts beträgt die Zielerreichung der Unternehmenstantieme 150%. Der letztgenannte Wert ist zugleich die Obergrenze der Unternehmenstantieme, die selbst bei einem höheren bereinigten EBIT nicht mehr übertroffen werden kann. Die Untergrenze wird erreicht, wenn das bereinigte EBIT genau 80% des festgelegten Zielwerts beträgt. Die Zielerreichung der Unternehmenstantieme beträgt dann 50%. Fällt der EBIT-Wert unter die 80%-Schwelle, wird keine Unternehmenstantieme an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt. Je nach Höhe des erreichten bereinigten EBIT kann die Unternehmenstantieme somit 0% bis 150% des vertraglich festgelegten Tantiemebudgets betragen.

Unternehmenstantieme:

Schematische Darstellung der Ermittlung der Zielerreichung

Das folgende Schaubild zeigt beispielhaft die zuvor erläuterte Methodik zur Ermittlung der Unternehmenstantieme:

Beträgt das bereinigte EBIT 110% des festgelegten Zielwerts, leitet sich daraus eine Zielerreichung von 125% für die Unternehmenstantieme ab.

Die persönliche Leistung der Vorstandsmitglieder wird dadurch berücksichtigt, dass die Unternehmenstantieme mit einem individuellen Leistungsfaktor multipliziert wird. Dieser Leistungsfaktor 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) die Erreichung individueller Ziele, die zu Beginn des Geschäftsjahres zwischen dem Vorstandsmitglied und dem Aufsichtsrat vereinbart werden, (2) die kollektive Leistung des Gesamtvorstands und (3) die 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, die der Aufsichtsrat zu Beginn des Geschäftsjahres festgelegt hat. Diese Indikatoren werden gemeinsam mit weiteren Nachhaltigkeitskennziffern in unserem Nachhaltigkeitsbericht erläutert und dokumentiert (www.innogy.com/verantwortung). Die Mitarbeitermotivation messen wir mit einem Motivationsindex, der sich auf anonyme Befragungen zur Leistungsbereitschaft und Zufriedenheit der Mitarbeiter stützt.

Nach Ablauf des Geschäftsjahres bewertet der Aufsichtsrat die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder nach den drei genannten Kriterien und bestimmt so ihren persönlichen Leistungsfaktor. Dabei orientiert er sich an den Zielen und Zielwerten, die er zu Anfang des Geschäftsjahres festgelegt hat. Die Tantieme der Vorstandsmitglieder ermittelt sich durch Multiplikation des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets mit der Zielerreichung der Unternehmenstantieme und des persönlichen Leistungsfaktors. Die so ermittelte Tantieme kann zwischen 0% und maximal 180% des vertraglichen Budgetwerts betragen und wird nach Ablauf des Geschäftsjahres vollständig an die Vorstandsmitglieder ausgezahlt.

Schematische Darstellung der Tantieme

Aktienbasierte Vergütung des Vorstands

Strategie Performance Plan.

Die Unternehmensstrategie der innogy SE zielt auf eine langfristige Steigerung des Unternehmenswertes. Den Mitgliedern des Vorstands wird daher eine aktienbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan (SPP) der innogy SE gewährt. Der SPP verknüpft die Vergütung der Vorstandsmitglieder mit der Aktienkursentwicklung und honoriert das Erreichen langfristiger Ziele. Maßgeblich für den Erfolg des SPP sind das bereinigte Nettoergebnis und die Performance der innogy-Stammaktie (Rendite aus Kursentwicklung und Dividende) über einen Zeitraum von mehreren Jahren.

SPP im Überblick.

Die Planbedingungen des SPP sehen insgesamt vier Tranchen vor: eine Übergangstranche im Einführungsjahr 2016 und drei weitere reguläre Tranchen für 2017, 2018 und 2019. Der SPP basiert auf bedingt zugeteilten Performance Shares. Diese werden jeweils zum 1. Januar eines Geschäftsjahres gewährt und haben eine Laufzeit von insgesamt vier Jahren (Vesting-Periode). Die Festlegung der für die Erfolgsmessung relevanten Zielwerte ist Aufgabe des Aufsichtsrats. Bereits bei Einführung des SPP hat der Aufsichtsrat die Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis für alle vorgesehenen Tranchen des SPP der Jahre 2016 bis 2019 definiert. Die festgelegten Zielwerte orientieren sich an der 2016 genehmigten Mittelfristplanung der innogy SE.

Zeitlicher Ablauf des SPP.

Im ersten Schritt erhalten die Vorstandsmitglieder zu Beginn eines Geschäftsjahres je Tranche ein Zuteilungsschreiben. Aus dem darin genannten Brutto-Zuteilungsbetrag wird die - noch vorläufige - Anzahl der Performance Shares ermittelt. Hierzu wird der Zuteilungsbetrag durch den mittleren Xetra-Schlusskurs der innogy-Aktie in den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Gewährung geteilt.

Nach Ablauf des ersten Jahres der Vesting-Periode wird in einem Zwischenschritt die Anzahl der endgültig zugeteilten Performance Shares festgestellt. Sie hängt vom bereinigten Nettoergebnis ab, das der innogy-Konzern in diesem Jahr erzielt hat. Dabei wird der Ist-Wert mit dem vorab vom Aufsichtsrat für diese Tranche definierten Zielwert verglichen. Entspricht das im Geschäftsjahr erreichte bereinigte Nettoergebnis exakt dem für die Tranche festgelegten Zielwert, werden 100% der vorläufig zugeteilten Performance Shares dieser Tranche final festgeschrieben. Bei einer Überschreitung des Zielwertes beträgt die endgültige Zuteilung mehr als 100% und umgekehrt. Ähnlich wie bei der Ermittlung der Unternehmenstantieme gibt es eine Ober- und eine Untergrenze.

Erreicht oder überschreitet das bereinigte Nettoergebnis die Obergrenze von 135% des festgelegten Zielwertes werden 150% der vorläufig gewährten Performance Shares final zugeteilt. Entspricht das bereinigte Nettoergebnis dem unteren Schwellenwert von 65% des Zielwertes, werden 50% der vorläufig zugeteilten Performance Shares final zugeteilt. Bei einem noch niedrigeren Ist-Wert des bereinigten Nettoergebnisses (< 65%) verfallen sämtliche vorläufig gewährten Performance Shares dieser Tranche vollständig und ersatzlos. Die endgültige Anzahl der gewährten Performance Shares kann nach Ablauf des ersten Jahres zwischen 0% ("Floor") und 150% ("Cap") der vorläufig zugeteilten Performance Shares betragen. Der Wert der final zugeteilten Performance Shares und somit der Erfolg der Tranche hängt in den folgenden drei Jahren von der Performance der innogy-Aktie und der ausgeschütteten Dividenden ab.

Nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode wird in einem dritten Schritt die Anzahl der final zugeteilten Performance Shares mit dem durchschnittlichen Xetra-Schlusskurs der innogy-Aktie der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende der Vesting-Periode multipliziert. Zusätzlich berücksichtigt werden die kumulierten Dividenden, die seit der finalen Festschreibung der Performance Shares ausgezahlt worden sind.

Der so ermittelte Auszahlungsbetrag wird zunächst vollständig und in bar an die Mitglieder des Vorstands ausgezahlt. Allerdings gibt es auch hier eine Deckelung: Selbst bei einer extrem guten Performance der innogy-Aktie ist die Auszahlung nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode auf höchstens 200% des anfänglich gewährten Brutto-Zuteilungsbetrags begrenzt.

Die Vorstandsmitglieder sind im vierten Schritt verpflichtet, 25% des Auszahlungsbetrags (nach Steuern) in innogy-Aktien zu reinvestieren. Die erworbenen Aktien müssen mindestens bis zum Ende des dritten Jahres nach Ablauf der Vesting-Periode gehalten werden.

Weitere Regelungen des SPP

Einführungstranche.

Bei Einführung des SPP im Oktober 2016 wurde den Mitgliedern des Vorstands die aktienbasierte Vergütung für das gesamte Jahr rückwirkend vollständig auf Basis des neuen SPP gewährt. Für die Einführungstranche 2016 richtet sich die finale Anzahl der Performance Shares nach der Höhe des bereinigten Nettoergebnisses von 2017 und seinem Verhältnis zum Zielwert für 2017. Hintergrund ist, dass es zum Zeitpunkt ihrer Gewährung im Oktober 2016 nicht mehr sinnvoll war, einen 2016er-Zielwert für das bereinigte Nettoergebnis festzulegen.

Erfolgsziele des SPP.

Der Aufsichtsrat hat bereits 2016 für alle vorgesehenen Tranchen (2016 bis 2019) langfristige Erfolgsziele definiert und die SPP-Zielwerte für das bereinigte Nettoergebnis verbindlich festgelegt. Dabei sind auch die erläuterten Ober- und Untergrenzen fixiert worden. Nachträgliche Anpassungen dieser Werte kann der Aufsichtsrat nur in sehr begrenztem Umfang und in abschließend definierten Fällen vornehmen, um Auswirkungen von Kapitalmaßnahmen, Akquisitionen, Veräußerungen oder Diskontsatzänderungen bei langfristigen Rückstellungen zu berücksichtigen, die bei der Festlegung der Zielwerte noch nicht bekannt oder absehbar waren. Damit folgt die innogy SE der Empfehlung des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK), dass prinzipiell keine nachträglichen Änderungen der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter vorgenommen werden sollen.

Beendigung und Malus-Regelung.

Nach dem Ausscheiden eines Mitglieds des Vorstands am Ende seiner Vertragslaufzeit bleiben die Performance Shares unverändert bestehen und werden nach Ablauf der vierjährigen Vesting-Periode plangemäß ausgezahlt. Scheidet ein Vorstandsmitglied auf eigenen Wunsch vorzeitig aus der Gesellschaft aus oder wird ihm aus wichtigem Grund außerordentlich gekündigt, verfallen ersatzlos 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.

Wechsel der Unternehmenskontrolle.

Im Falle eines Kontrollwechsels werden alle Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausgezahlt. Zur Ermittlung des Auszahlungsbetrags wird dabei auf den Kurs der innogy-Aktie an den letzten 30 Börsenhandelstagen vor der Verlautbarung des Kontrollwechsels abgestellt. Zudem werden die 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 berücksichtigt.

Neuregelung der Tranche 2019.

Der planmäßige Vollzug der zwischen RWE und E.ON vereinbarten Transaktion würde zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle im Sinne der Planbedingungen des Strategic Performance Plans führen. Nach Übernahme der Mehrheit der Anteile an innogy durch E.ON und anschließender Integration der innogy würden für die Tranche 2019 des SPP in den Folgejahren die zur Festlegung einer Zielerreichung benötigten Kennzahlen erwartungsgemäß nicht mehr vorliegen. Trotz der geplanten Übernahme und der außergewöhnlichen Situation der innogy SE soll weiterhin eine langfristige und erfolgsorientierte Vergütung für die Vorstandsmitglieder der innogy SE gewährleistet sein. Daher wurde der SPP für die Tranche 2019 einmalig durch eine wertgleiche variable Tantieme ersetzt. Die mehrjährige variable Tantieme ist vom Erreichen nachhaltiger strategischer und sonstiger Ziele abhängig. Die Ziele für den auf zwei Jahre verkürzten Zeitraum ab dem 1. Januar 2019 bis zum 31. Dezember 2020 sowie die Kriterien der Zielerreichung wurden durch den Aufsichtsrat definiert und festgelegt.

Zusammensetzung, Begrenzung und Auszahlung der Vorstandsvergütung

Anteile der Einzelkomponenten an der Ziel-Gesamtvergütung.

Unterstellt man, dass das Unternehmen und die Vorstandsmitglieder ihre Zielvorgaben für das jeweilige Geschäftsjahr zu 100% erreichen, ergibt sich in etwa folgende Vergütungsstruktur:

Das Festgehalt als erfolgsunabhängiger Vergütungsbestandteil macht rund 40% der Gesamtvergütung aus. Auf die kurzfristige variable Vergütung - also die nach Ablauf eines Geschäftsjahres unmittelbar ausgezahlte Tantieme -entfallen rund 25%. Die langfristige Vergütungskomponente SPP macht in etwa 35% der Gesamtvergütung aus.

Die Vergütungskomponenten auf einen Blick

Begrenzung der Vorstandsvergütung.

Die variablen Vergütungsbestandteile sind der Höhe nach begrenzt. Die Unternehmenstantieme beträgt maximal 150% des vertraglich vereinbarten Tantiemebudgets. Multipliziert man sie mit dem individuellen Leistungsfaktor (0,8 bis 1,2), können höchstens 180% des vertraglich vereinbarten Tantieme budgets erreicht werden. 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. Aus den genannten Maximalwerten lässt sich auch für die Gesamtvergütung eine Obergrenze ableiten (siehe folgendes Schaubild).

Vorstandsvergütung - Minimum und Maximum

Auszahlungszeitpunkte.

Die Vorstandsmitglieder erhalten das jährliche Festgehalt in zwölf monatlichen Raten. Das Versorgungsentgelt wird zum Jahresende ausgezahlt, 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 über den Jahresabschluss der innogy SE beschließt. Nach Beendigung der vierjährigen Vesting-Periode werden die Performance Shares aus dem SPP ausgezahlt - und zwar im Monat der ordentlichen Hauptversammlung des Folgejahres. Wie bereits erläutert, müssen die Vorstandsmitglieder 25% des Auszahlungsbetrags in innogy-Stammaktien investieren und müssen diese Aktien halten, bis 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.

Auszahlungszeitpunkte

Weitere Vergütungskomponenten des Vorstands

Mandatsbezüge.

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

Leistungen für den Fall der Beendigung der Tätigkeit.

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

Regelung zur Altersversorgung.

Allen Vorstandsmitgliedern der innogy SE steht für jedes Dienstjahr ein Versorgungsentgelt zu. Weitere Versorgungsleistungen erhalten die Vorstandsmitglieder oder ihre Hinterbliebenen von der innogy SE nicht. Soweit ihnen im Rahmen früherer Tätigkeiten im Konzern bereits eine Pensionszusage erteilt wurde, wurde diese bei ihrer Bestellung in den Vorstand der innogy SE ruhend gestellt und bleibt unverändert bestehen. Die von Dr. Bernhard Günther und Uwe Tigges bislang erworbenen Ruhegeldansprüche wurden nach Beendigung ihrer Dienstverträge mit der RWE AG auf die innogy SE übertragen. Auch mit Martin Herrmann und Arno Hahn wurde jeweils eine Vereinbarung zur Übertragung ihrer Ruhegeldansprüche aus Vortätigkeiten auf die innogy SE geschlossen. Die bestehenden Ruhegeldansprüche von Dr. Hans Bünting sind 2016 mit der Verschmelzung der RWE Innogy GmbH auf die innogy SE übergegangen.

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 des Dienstverhältnisses unter Gewährung einer Einmalzahlung verlangen.

Ein Kontrollerwerb im Sinne dieser Regelung liegt vor, wenn ein oder mehrere gemeinsam handelnde Aktionäre oder Dritte mindestens 30% der Stimmrechte auf sich vereinigen oder auf sonstige Art einen beherrschenden Einfluss auf die Gesellschaft ausüben können. Ein Wechsel der Unternehmenskontrolle liegt auch vor, wenn die Gesellschaft mit einem anderen Rechtsträger verschmolzen wird, es sei denn, der Wert des anderen Rechtsträgers beträgt ausweislich des vereinbarten Umtauschverhältnisses weniger als 50% des Werts der innogy SE. Bei Beendigung des Dienstverhältnisses aufgrund eines Wechsels der Unternehmenskontrolle erhält das Vorstandsmitglied eine Einmalzahlung in Höhe der bis zum Ende der ursprünglich vereinbarten Vertragslaufzeit anfallenden Bezüge, höchstens jedoch das Dreifache seiner vertraglichen Jahresgesamtvergütung. Die aktienbasierte Vergütung des SPP wird hier nicht eingerechnet. Kommt es zu einem Wechsel der Unternehmenskontrolle, werden alle Performance Shares des SPP, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausgezahlt. Alle zum Zeitpunkt des Wechsels der Unternehmenskontrolle vorläufig bedingt zugeteilten Performance Shares des SPP verfallen ersatz- und entschädigungslos.

Vorzeitige Beendigung und Abfindungsobergrenze.

Die Dienstverträge des Vorstands enthalten gemäß einer Empfehlung des DCGK eine Vereinbarung, dass im Fall einer vorzeitigen Beendigung der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund nicht mehr als der Wert der Ansprüche für die Restlaufzeit des Vertrages vergütet wird, höchstens jedoch der Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen einschließlich Nebenleistungen (Abfindungsobergrenze).

Leistungskriterien und Ziele des Vorstands im Geschäftsjahr 2018

Die Tantieme der Vorstandsmitglieder sowie Anzahl und Wert der nach dem SPP zugeteilten Performance Shares bemessen sich anhand von Zielwerten und Kriterien, die der Aufsichtsrat zu Beginn des Geschäftsjahres definiert und festgelegt hat. Im Folgenden werden die Ziele und Zielwerte der Vorstandsmitglieder des abgelaufenen Geschäftsjahres aufgelistet und es wird dargestellt, in welchem Maße diese Ziele erreicht wurden.

Unternehmenstantieme

Das bereinigte EBIT 2018 beträgt gemäß Konzernabschluss der Gesellschaft 2.630 Mio. €. Stellt man diesen Wert dem Zielwert in Höhe von 2.700 Mio. € gegenüber, so beträgt der Ist-Wert 97,4% des Zielwerts. Gemäß der im folgenden dargestellten Systematik ermittelt sich daraus für die Unternehmenstantieme der Vorstandsmitglieder im Geschäftsjahr 2018 eine Zielerreichung in Höhe von 94%.

	Zielwert 2018	Ergebnis 2018	Ist-Wert/Zielwert 2018	Zielerreichung Unternehmenstantieme
Bereinigtes EBIT	2.700 Mio. €	2.630 Mio. €	97,4%	94%

Systematik zur Ermittlung der Zielerreichung		2018
Bereinigtes EBIT	Ist-Wert/Zielwert %	< 80%	80%	97,4%	100%	120%
Unternehmenstantieme	Zielerreichung %	0%	50%	94%	100%	150%

Systematik zur Ermittlung der Zielerreichung
Bereinigtes EBIT	>120%
Unternehmenstantieme	150%

Persönlicher Leistungsfaktor	Ziele 2018	Bewertung				Zielerreichung Persönlicher Leistungsfaktor
Individuelle Leistung & Ziele	Umsetzung persönlicher Ziele und Projekte, Ausrollen neuer Programme, neues Führungsleitbild, ... (beispielhaft)	Beurteilung des Aufsichtsrats, ob und wie die Vorstandsmitglieder die zu Jahresbeginn vereinbarten individuellen Ziele erreicht haben.			1/3	individuelle Werte
Kollektive Leistung & Ziele	Ziele aus den Bereichen: Strategie, Wertschöpfung, Wachstum, Innovation, Digitalisierung, Diversity, ... (beispielhaft)	Beurteilung des Aufsichtsrats, ob und wie der Vorstand die zu Jahresbeginn vereinbarten kollektiven Ziele erreicht hat. Dabei wird auch der persönliche Beitrag der Vorstandsmitglieder berücksichtigt.			1/3	103%
	Ziele 2018	Bewertung	Zielwert 2018	Ist-Wert 2018
Corporate	Steigerung der Kapazität	> Vorjahr	> 3,9	4,0	1/3	106%
Responsibility &	Netzausfälle (SAIDI)	Min/Kunde/a	15,0	13,4
Mitarbeitermotivation	Kundenloyalitätsindex	Punkte		CO ₃ ^, ₇
	Reputationsindex	Zustimmung %	52	66
	Anzahl Arbeitsunfälle	LTIF	1,8	1,8
	Motivationsindex	Punkte	> 73,8	76,6

Die Tantieme der Vorstandsmitglieder für das Geschäftsjahr 2018 wird wie folgt ermittelt:

Tantiemebudget (€) x 94% Zielerreichung Unternehmenstantieme x persönlicher Leistungsfaktor = Auszahlungsbetrag (€)

Strategie Performance Plan Finale Festschreibung von Performance Shares

Im Geschäftsjahr 2018 wurde gemäß Konzernabschluss ein bereinigtes Nettoergebnis in Höhe von 1.026 Mio. € erreicht. Die Planbedingungen des SPP sehen die Möglichkeit vor, das bereinigte Nettoergebnis um wenige definierte Sondereffekte zu adjustieren, die bei Festlegung des Zielwerts 2018 noch nicht bekannt oder noch nicht absehbar waren. Daher wurden Effekte aus zinssatzbedingten Anpassungen der Service Cost für Pensionen sowie Effekte aus Diskontsatzänderungen für langfristige Rückstellungen im Finanzergebnis berücksichtig. Der bereinigte Wert in Höhe von 992 Mio. € ist die Basis für die finale Festschreibung der Performance Shares.

Bereinigtes Nettoergebnis	Zielwert 2018	Ergebnis 2018	Bereinigtes Ergebnis 2018	Ist-Wert/Zielwert 2018	Zielerreichung Strategic Performance Plan
Tranche 2018	1.255 Mio. €	1.026 Mio. €	992 Mio. €	79%	70 %

Systematik zur Ermittlung der Zielerreichung		2018
bereinigtes Nettoergebnis	Ist-Wert/Zielwert %	< 65%	65%	79%	100%	135%
Festschreibung PS	Zielerreichung %	0%	50%	70 %	100%	150%

Systematik zur Ermittlung der Zielerreichung
bereinigtes Nettoergebnis	>135%
Festschreibung PS	150%

Die Anzahl der nach Ablauf des Geschäftsjahres 2018 final festzuschreibenden Performance Shares ermittelt sich wie folgt: Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares x 70 % Zielerreichung SPP = Anzahl final zugeteilter Performance Shares

Höhe der Vergütung des Vorstands nach HGB

Im Folgenden wird die Vergütung dargestellt, die den Mitgliedern des Vorstands der innogy SE für ihre Tätigkeit im Geschäftsjahr 2018 gewährt worden ist. Ermittelt wurde sie nach den Vorgaben des deutschen Handelsgesetzbuchs (HGB). Die für das Vorjahr genannten Werte beinhalten auch die Vergütung, die Peter Terium für das Geschäftsjahr 2017 gewährt wurde. Im Fall von Arno Hahn werden die im Geschäftsjahr 2018 gewährten Bezüge zeitanteilig für den Zeitraum seiner Bestellung zum Vorstandsmitglied der innogy SE berücksichtigt.

Gesamtbezüge für das Geschäftsjahr 2018.

Nach den Ermittlungsvorschriften des HGB belief sich die Gesamtvergütung des Vorstands für das Geschäftsjahr 2018 auf 14.736 Tsd. €. Die Gesamtvergütung des Vorstands lag im Vorjahr bei 16.772 Tsd. €.

Höhe der einzelnen Vergütungsbestandteile.

Die erfolgsunabhängigen Vergütungskomponenten, also das Festgehalt, die Sach- und sonstigen Bezüge und das Versorgungsentgelt, summierten sich 2018 auf 5.922 Tsd. € (Vorjahr: 6.912 Tsd. €). Dr. Bernhard Günther, Arno Hahn und Dr. Hans Bünting haben das ihnen gewährte Versorgungsentgelt durch Brutto-Entgeltumwandlung in eine wertgleiche Versorgungszusage überführt. Im Einzelnen betragen die Umwandlungsbeträge für Dr. Bernhard Günther 258 Tsd. € (Vorjahr: 60 Tsd. €), für Arno Hahn 170 Tsd. € (Vorjahr 0 Tsd. €) und für Dr. Hans Bünting 150 Tsd. € (Vorjahr: 150 Tsd. €).

Die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile, bestehend aus der Tantieme der Vorstandsmitglieder und der Zuteilung nach dem SPP, beliefen sich auf insgesamt 8.814 Tsd. € (Vorjahr: 9.860 Tsd. €). Von der erfolgsabhängigen Vergütung der Vorstandsmitglieder entfielen 3.678 Tsd. € (Vorjahr: 3.649 Tsd. €) auf die unmittelbar auszuzahlende Tantieme für das Geschäftsjahr 2018 und 5.136 Tsd. € (Vorjahr: 6.211 Tsd. €) auf die Zuteilung von Performance Shares aus dem SPP.

Die Vergütung, die dem Vorstand der innogy SE im Geschäftsjahr 2018 gemäß HGB gewährt wurde, ist in den nachfolgenden Tabellen - unterschieden nach kurz- und langfristiger Vergütung - individualisiert dargestellt.

Kurzfristige Vorstandsvergütung	Uwe Tigges		Dr. Bernhard Günther		Arno Hahn
	Vorstandsvorsitzender		Finanzvorstand		Personalvorstand
	seit 19.12.2017		seit 01.04.2016		seit 01.05.2018
in Tsd. €	2018	2017 ¹	2018	2017	2018 ²	2017
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	850	625	759	750	467
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	20	17	33	34	18
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	300	213	258	255	170
Summe	1.170	855	1.050	1.039	655
Erfolgsbezogene Vergütung
Ausgezahlte Tantieme	1.074	526	712	614	329
Mandatseinkünfte ³		7
Tantieme	1.074	533	712	614	329
Summe	1.074	533	712	614	329
Gesamt	2.244	1.388	1.762	1.653	984

Kurzfristige Vorstandsvergütung	Dr. Hans Bünting		Martin Herrmann		Hildegard Müller
	Vorstand Erneuerbare Energien		Vorstand Vertrieb		Vorstand Netz & Infrastruktur
	seit 01.04.2016		seit 01.04.2016		seit 01.05.2016
in Tsd. €	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	723	700	723	700	723	700
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	19	15	28	24	39	53
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	264	255	264	255	264	255
Summe	1.006	970	1.015	979	1.026	1.008
Erfolgsbezogene Vergütung
Ausgezahlte Tantieme	538	430	491	444	455	398
Mandatseinkünfte ³	24	23			55	55
Tantieme	562	453	491	444	510	453
Summe	562	453	491	444	510	453
Gesamt	1.568	1.423	1.506	1.423	1.536	1.461

Kurzfristige Vorstandsvergütung	Gesamt
in Tsd. €	2018	2017 ⁴
Erfolgsunabhängige Vergütung
Festgehalt	4.245	3.475
Sach- und sonstige Bezüge (Dienstwagennutzung, Unfallversicherung)	157	143
Sonstige Zahlungen (Versorgungsentgelt)	1.520	1.233
Summe	5.922	4.851
Erfolgsbezogene Vergütung
Ausgezahlte Tantieme	3.599	2.412
Mandatseinkünfte ³	79	85
Tantieme	3.678	2.497
Summe	3.678	2.497
Gesamt	9.600	7.348

¹ Für Uwe Tigges wurden im Geschäftsjahr 2017 die gewährten Bezüge für den Zeitraum, in dem er parallel als Vorstand der innogy SE und der RWE AG bestellt war, in der Höhe berücksichtigt, wie sie auf die Tätigkeit als Vorstand der innogy SE entfallen.
² Für Arno Hahn wurde im Geschäftsjahr 2018 die zeitanteilige Vergütung berücksichtigt, die während des Zeitraums der Bestellung vom 01.05.2018 bis 31.12.2018 gewährt wurde.
³ Mandatseinkünfte für die Wahrnehmung konzerninterner Aufsichtsratsmandate werden vollständig auf die Tantieme angerechnet. Für Uwe Tigges wurden diese Mandatseinkünfte im Geschäftsjahr 2017 vollständig auf die Tantieme angerechnet, die ihm anteilig von der innogy SE gewährt wurde.
⁴ Die hier genannten individualisierten Angaben enthalten nicht die Vergütung, die Peter Terium für das Geschäftsjahr 2017 gewährt wurde.

Aktienkursbasierte Vergütung nach dem Strategic Performance Plan.

Im Geschäftsjahr 2018 wurden den Mitgliedern des Vorstands Performance Shares aus dem SPP der innogy SE zugeteilt. Die folgende Übersicht zeigt die Anzahl und den Wert der Zuteilungen von Performance Shares an die Mitglieder des Vorstands in den Jahren 2017 und 2018.

Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Plan		Uwe Tigges		Dr. Bernhard Günther		Arno Hahn
		Vorstandsvorsitzender		Finanzvorstand		Personalvorstand
		seit 19.12.2017		seit 01.04.2016		seit 01.05.2018
Tranche	Jahr	2018	2017 ¹	2018	2017	2018 ²
Zuteilungsdatum		01.01. 2018	01.01. 2017	01.01. 2018	01.01. 2017	01.01. 2018
Zuteilungswert	Tsd. €	1.122	823	1.000	988	533
Ø Aktienkurs	€	36,78	32,07	36,78	32,07	36,78
Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares	Stück	30.506	25.660	27.185	30.792	14.501
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	992	1.151	992	1.151	992
Zielerreichung Bereinigtes Nettoergebnis	%	70	88	70	88	70
Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares	Stück	21.354	22.581	19.030	27.097	10.151
Ende der Haltefrist		31.12. 2021	31.12. 2020	31.12. 2021	31.12. 2020	31.12. 2021

Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Plan	Arno Hahn	Dr. Hans Bünting		Martin Herrmann		Hildegard Müller
	Personalvorstand	Vorstand Erneuerbare Energien		Vorstand Vertrieb		Vorstand Netz & Infrastruktur
	seit 01.05.2018	seit 01.04.2016		seit 01.04.2016		seit 01.05.2016
	2017	2018	2017	2018	2017	2018
Zuteilungsdatum		01.01. 2018	01.01. 2017	01.01. 2018	01.01. 2017	01.01. 2018
Zuteilungswert		827	800	827	800	827
Ø Aktienkurs		36,78	32,07	36,78	32,07	36,78
Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares		22.476	24.945	22.476	24.945	22.476
Bereinigtes Nettoergebnis		992	1.151	992	1.151	992
Zielerreichung Bereinigtes Nettoergebnis		70	88	70	88	70
Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares		15.733	21.952	15.733	21.952	15.733
Ende der Haltefrist		31.12. 2021	31.12. 2020	31.12. 2021	31.12. 2020	31.12. 2021

Vergütung mit langfristiger Anreizwirkung Strategic Performance Plan	Hildegard Müller
	Vorstand Netz & Infrastruktur
	seit 01.05.2016
Tranche	2017
Zuteilungsdatum	01.01. 2017
Zuteilungswert	800
Ø Aktienkurs	32,07
Anzahl vorläufig zugeteilter Performance Shares	24.945
Bereinigtes Nettoergebnis	1.151
Zielerreichung Bereinigtes Nettoergebnis	88
Anzahl endgültig zugeteilter Performance Shares	21.952
Ende der Haltefrist	31.12. 2020

¹ Für Uwe Tigges wurden im Geschäftsjahr 2017 die gewährten Bezüge für den Zeitraum, in dem er parallel als Vorstand der innogy SE und der RWE AG bestellt war, in der Höhe berücksichtigt, wie sie auf die Tätigkeit als Vorstand der innogy SE entfallen.
² Für Arno Hahn wurde im Geschäftsjahr 2018 die zeitanteilige Vergütung berücksichtigt, die während des Zeitraums der Bestellung vom 01.05.2018 bis 31.12.2018 gewährt wurde.

Die nachfolgende Tabelle gibt an, in welcher Höhe die innogy SE Rückstellungen für die aktienbasierte Vergütung aufgelöst oder gebildet hat.

Zuführung (+) bzw. Auflösung (-) von Rückstellungen für aktienbasierte Vergütungen mit langfristiger Anreizwirkung	2018 in Tsd. €	2017 in Tsd. €
Uwe Tigges	994	248
Dr. Bernhard Günther	1.068	311
Arno Hahn	225
Dr. Hans Bünting	955	307
Martin Herrmann	955	307
Hildegard Müller	935	294
Summe	5.132	1.467

Entschädigung Peter Terium.

Der Dienstvertrag von Peter Terium ist einvernehmlich vorzeitig mit Ablauf des 31. Dezember 2017 beendet worden. Zum Ausgleich für die vorzeitige Beendigung seines Dienstvertrags hat die Gesellschaft eine Entschädigung in Höhe von 7.994 Tsd. € brutto gezahlt. Damit sind alle vertraglichen Ansprüche von Peter Terium auf das feste Jahresgehalt, die variable Tantieme, das Versorgungsentgelt und die Überlassung eines Dienstwagens bis zum vertraglichen Ablauf seines Dienstvertrags am 31. März 2021 vollständig abgegolten.

Die Peter Terium für die Geschäftsjahre 2016 und 2017 gewährten Performance Shares nach dem Strategic Performance Plan (SPP) sind endgültig und unverfallbar zugeteilt und werden nach den Regelungen seines Dienstvertrags und der Planbedingungen des SPP nach Ablauf der Vesting-Periode ausgezahlt werden. Hinsichtlich der Geschäftsjahre 2018 und 2019 erhält Peter Terium jeweils eine Zuteilung auf Basis des vertraglich vereinbarten Budgets in Höhe von 2.000 Tsd. € brutto nach den jeweils gültigen Planbedingungen des SPP.

Höhe der Vergütung des Vorstands nach DCGK

Nach dem Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) in der Fassung vom 24. April 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 für jedes Vorstandsmitglied 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, die im Folgenden verwendet werden. Darin wird zwischen der "Gewährung" und dem "Zufluss" unterschieden:

―	Gewährung. Nach dem DCGK gelten Zuwendungen oder Vergütungen als gewährt, wenn sie den Mitgliedern des Vorstands verbindlich zugesagt wurden. In Abweichung vom deutschen Handelsrecht ist es hier irrelevant, in welchem Umfang das Vorstandsmitglied die vergütete Leistung bereits erbracht hat.
―	Zufluss. Dieser Begriff stellt darauf ab, in welchem Umfang die Vorstandsmitglieder Zahlungen erhalten haben. Dabei kommt es nicht auf den Termin der Auszahlung an, sondern den Zeitpunkt, zu dem der zufließende Betrag hinreichend sicher bekannt 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 bereits der Tantiemebetrag auszuweisen, der den Vorstandsmitgliedern voraussichtlich zufließen wird. Dass es im betreffenden Jahr noch keine Auszahlung gab, ist dabei nicht relevant. Der Zeitpunkt des Zuflusses gilt als erreicht, wenn die zur Ermittlung der Zielerreichung (und damit des Tantiemebetrags) benötigten Kennzahlen und Ergebnisse mit hinreichender Sicherheit feststehen. Der Kodex unterstellt, dass dies bereits am Jahresende der Fall ist. Daher sind die einjährigen Vorstandstantiemen bereits im Berichtsjahr in den Zufluss-Tabellen zu nennen.

Im Folgenden wird die Vergütung der Vorstandsmitglieder der innogy SE nach den Maßgaben des DCGK und unter Verwendung der Mustertabellen dargestellt.

Gewährte Zuwendungen	Uwe Tigges				Dr. Bernhard Günther
	Vorstandsvorsitzender				Finanzvorstand
	seit 19.12.2017				seit 01.04.2016
in Tsd. €	2017 ¹	2018	2018 (Min)	2018 (Max)	2017	2018
Festvergütung	625	850	850	850	750	759
Versorgungsentgelt	213	300	300	300	255	258
Nebenleistungen	17	20	20	20	34	33
Summe Festvergütung	855	1.170	1.170	1.170	1.039	1.050
Tantieme	594	1.078	0	1.940	713	721
SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020)	823				988
SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021)		1.122	0	2.244		1.000
Summe variable Vergütung	1.417	2.200	0	4.184	1.701	1.721
Gesamtvergütung	2.272	3.370	1.170	5.354	2.740	2.771

Gewährte Zuwendungen	Dr. Bernhard Günther		Arno Hahn
	Finanzvorstand		Personalvorstand
	seit 01.04.2016		seit 01.05.2018
in Tsd. €	2018 (Min)	2018 (Max)	2017	2018 ²	2018 (Min)	2018 (Max)
Festvergütung	759	759		467	467	467
Versorgungsentgelt	258	258		170	170	170
Nebenleistungen	33	33		18	18	18
Summe Festvergütung	1.050	1.050		655	655	655
Tantieme	0	1.298		333	0	599
SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020)
SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021)	0	2.000		533	0	1.066
Summe variable Vergütung	0	3.298		866	0	1.665
Gesamtvergütung	1.050	4.348		1.521	655	2.320

¹ Für Uwe Tigges wurden im Geschäftsjahr 2017 die gewährten Bezüge für den Zeitraum, in dem er parallel als Vorstand der innogy SE und der RWE AG bestellt war, in der Höhe berücksichtigt, wie sie auf die Tätigkeit als Vorstand der innogy SE entfallen.
² Für Arno Hahn wurde im Geschäftsjahr 2018 die zeitanteilige Vergütung berücksichtigt, die während des Zeitraums der Bestellung vom 01.05.2018 bis 31.12.2018 gewährt wurde.

Gewährte Zuwendungen	Dr. Hans Bünting				Martin Herrmann
	Vorstand Erneuerbare Energien seit 01.04.2016				Vorstand Vertrieb seit 01.04.2016
in Tsd. €	2017	2018	2018 (Min)	2018 (Max)	2017	2018
Festvergütung	700	723	723	723	700	723
Versorgungsentgelt	255	264	264	264	255	264
Nebenleistungen	15	19	19	19	24	28
Summe Festvergütung	970	1.006	1.006	1.006	979	1.015
Tantieme	500	564	0	1.015	500	517
SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020)	800				800
SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021)		827	0	1.654		827
Summe variable Vergütung	1.300	1.391	0	2.669	1.300	1.344
Gesamtvergütung	2.270	2.397	1.006	3.675	2.279	2.359

Gewährte Zuwendungen	Martin Herrmann		Hildegard Müller
	Vorstand Vertrieb seit 01.04.2016		Vorstand Netz & Infrastruktur seit 01.05.2016
in Tsd. €	2018 (Min)	2018 (Max)	2017	2018	2018 (Min)	2018 (Max)
Festvergütung	723	723	700	723	723	723
Versorgungsentgelt	264	264	255	264	264	264
Nebenleistungen	28	28	53	39	39	39
Summe Festvergütung	1.015	1.015	1.008	1.026	1.026	1.026
Tantieme	0	931	500	517	0	931
SPP Tranche 2017 (Laufzeit: 2017-2020)			800
SPP Tranche 2018 (Laufzeit: 2018-2021)	0	1.654		827	0	1.654
Summe variable Vergütung	0	2.585	1.300	1.344	0	2.585
Gesamtvergütung	1.015	3.600	2.308	2.370	1.026	3.611

Zufluss	Uwe Tigges		Dr. Bernhard Günther		Arno Hahn
	Vorstandsvorsitzender		Finanzvorstand		Personalvorstand
	seit 19.12.2017		seit 01.04.2016		seit 01.05.2018
in Tsd. €	2017 ¹	2018	2017	2018	2017	2018 ²
Festvergütung	625	850	750	759		467
Versorgungsentgelt	213	300	255	258		170
Nebenleistungen	17	20	34	33		18
Summe Festvergütung	855	1.170	1.039	1.050		655
Tantieme	533	1.074	614	712		329
Summe variable Vergütung	533	1.074	614	712		329
Gesamtvergütung	1.388	2.244	1.653	1.762		984

Zufluss	Dr. Hans Bünting		Martin Herrmann		Hildegard Müller
	Vorstand Erneuerbare Energien		Vorstand Vertrieb		Vorstand Netz & Infrastruktur
	seit 01.04.2016		seit 01.04.2016		seit 01.05.2016
in Tsd. €	2017	2018	2017	2018	2017	2018
Festvergütung	700	723	700	723	700	723
Versorgungsentgelt	255	264	255	264	255	264
Nebenleistungen	15	19	24	28	53	39
Summe Festvergütung	970	1.006	979	1.015	1.008	1.026
Tantieme	453	562	444	491	453	510
Summe variable Vergütung	453	562	444	491	453	510
Gesamtvergütung	1.423	1.568	1.423	1.506	1.461	1.536

¹ Für Uwe Tigges wurden im Geschäftsjahr 2017 die gewährten Bezüge für den Zeitraum, in dem er parallel als Vorstand der innogy SE und der RWE AG bestellt war, in der Höhe berücksichtigt, wie sie auf die Tätigkeit als Vorstand der innogy SE entfallen.
² Für Arno Hahn wurde im Geschäftsjahr 2018 die zeitanteilige Vergütung berücksichtigt, die während des Zeitraums der Bestellung vom 01.05.2018 bis 31.12.2018 gewährt wurde.

1.12 Chancen und Risiken

Risiken, die unsere Geschäftsentwicklung wesentlich beeinträchtigen können, sehen wir in allen Unternehmensbereichen. Im Vertriebsgeschäft ist der Wettbewerbsdruck nach wie vor sehr ausgeprägt. Zudem können regulatorische Eingriffe mit negativen Auswirkungen für uns verbunden sein. Im Netzgeschäft hat sich die Unsicherheit hinsichtlich der Regulierungsparameter im Vergleich zum Vorjahr reduziert. Im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien wirken sich die gestiegenen Marktpreise positiv auf die erzielbaren Margen aus, können allerdings die Ertragsperspektiven im Vertriebsgeschäft auch negativ beeinflussen. Wesentliche Beeinträchtigungen können sich zudem aus Finanzmarkt- und Kreditrisiken ergeben. Daneben bestehen Risiken in Bezug auf Kontrollwechselklauseln in operativen und in Finanzverträgen; die Klauseln können im Zusammenhang mit der geplanten E.ON/RWE-Transaktion Anwendung finden. Mithilfe unseres ganzheitlichen Rahmenwerks für das Risikomanagement erkennen wir Risiken und auch Chancen frühzeitig und können unser Handeln danach ausrichten. Das Rahmenwerk erfüllt damit auch die Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich.

Organisation des Risikomanagements bei innogy.

Die Gesamtverantwortung für die Überwachung und Steuerung des Gesamtrisikos des Konzerns trägt der Vorstand von innogy. Er legt Regeln und Mindeststandards fest und entscheidet so über das Risikomanagementrahmenwerk und die Risikomanagementstrategie des innogy-Konzerns. Der Vorstand gibt wesentliche Hedge-Strategien, globale Limite, u. a. für Markt- und Kreditrisiken, sowie einzelne große Transaktionen frei.

Der Bereich Controlling & Risk hat in seiner, vom Vorstand delegierten, übergreifenden Risk-Governance-Rolle die zentrale Verantwortung für die Umsetzung, Weiterentwicklung und Koordination des Risikomanagementrahmenwerks und der Risikomanagementstrategie des innogy-Konzerns. Unterstützt wird er dabei vom Risikomanagement-Ausschuss. Dieser besteht im Kern aus den Leitern folgender Bereiche der innogy SE mit konzernweiter Zuständigkeit: Controlling & Risk (Vorsitz), Strategy & Technology, Finance & Credit Risk, Accounting & Reporting, Tax sowie Legal & Compliance. Weitere Mitglieder sind die Leiter Controlling der Unternehmensbereiche Erneuerbare Energien, Netz & Infrastruktur sowie Vertrieb. Der Bereich Controlling & Risk berichtet dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der innogy SE regelmäßig über die Risikolage des Konzerns. Die Leiterin Controlling & Risk ist dem Finanzvorstand unterstellt.

Darüber hinaus sind innerhalb des Risikomanagementrahmenwerks eine Reihe weiterer Organisationseinheiten mit konzernweiten Risikomanagement- und/oder Risikocontrolling-Aufgaben betraut.

―

Direkt dem Finanzvorstand der innogy SE unterstellt sind:

―	Finanzwirtschaftliche Risiken, Kreditrisiken und versicherbare Risiken: Bereich Finance & Credit Risk
―	Rechnungslegungsbezogene Risiken: Bereich Accounting & Reporting; wichtiges Instrument ist das rechnungslegungsbezogene interne Kontrollsystem (IKS) (siehe Seite 105)
―	Steuerliche Risiken: Bereich Tax

―

Commodity-Risiken im Vertriebsgeschäft und aus der Vermarktung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien: Organisationseinheiten innerhalb dieser Unternehmensbereiche, die funktional der Leiterin Controlling & Risk unterstellt sind.

―

Korruptionsrisiken: Bereich Legal & Compliance; er berichtet an den Vorstandsvorsitzenden, oder - sollten Mitglieder des Vorstands betroffen sein - direkt an den Vorsitzenden des Aufsichtsrats und an den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses des Aufsichtsrats. Wichtige Arbeitsgrundlage ist der innogy-Verhaltenskodex,in dem wir klare Grundsätze für unser unternehmerisches Handeln festgelegt haben. Weitere Informationen zu unserem Verhaltenskodex finden Sie unter www.innogy.com/verantwortung-compliance.

―	Sicherheitsrisiken: Bereich Group Security, der an den Vorstandsvorsitzenden berichtet und konzernweit Strategien, Konzepte, Richtlinien und Methoden entwickelt, um den Schutz von Kunden, Mitarbeitern und Geschäftspartnern sowie Vermögenswerten und Informationen kontinuierlich zu verbessern.
―	Risiken im Zusammenhang mit Corporate-Responsibility-Aspekten: Abteilung Corporate Responsibility im Bereich Public Affairs & Communications; dieser ist dem Vorstandsvorsitzenden unterstellt.

Unsere Unternehmensbereiche sind unter der fachlichen Führung der zuvor genannten Organisationseinheiten und unter Beachtung der allgemeinen Richtlinien dafür verantwortlich, dass Risiken frühzeitig erkannt, adäquat bewertet und den Konzernvorgaben entsprechend berichtet und gesteuert werden.

Zusätzlich übernehmen verschiedene Komitees konzernweite Risikomanagement-Aufgaben:

―	Asset-Management-Komitee: Das Mandat für das Management unserer Finanzanlagen haben wir der RWE AG erteilt. Das Komitee bestimmt die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Wertpapiere im innogy-Bestand, wie auch der Wertpapiere der RWE AG, einschließlich der Mittel des RWE Pensionstreuhand e. V. und der RWE Pensionsfonds AG. Das Komitee setzt sich aus Vertretern der RWE AG und den Leitern der Bereiche Finance & Credit Risk, Controlling & Risk sowie dem Finanzvorstand des Unternehmensbereichs Netz & Infrastruktur der innogy SE zusammen.
―	Retail-Hedge-Komitee: Dieses Komitee genehmigt Absicherungsstrategien gegenüber Marktrisiken im Vertriebsgeschäft. Dem Komitee gehören Mitglieder des Führungsstabs des Unternehmensbereichs Vertrieb und die Leiterin des Bereichs Controlling & Risk an.
―	IKS-Komitee: Das Komitee wirkt darauf hin, dass das IKS im gesamten Konzern nach einheitlichen Grundsätzen umgesetzt wird und dabei hohen Ansprüchen an Korrektheit und Transparenz genügt. Es setzt sich aus Verantwortlichen der Bereiche Accounting & Reporting, Tax, Controlling & Risk sowie Finance & Credit Risk, Personal, Einkauf, IT, Abrechnung Vertrieb und Corporate Responsibility zusammen.

Risikomanagement als kontinuierlicher Prozess.

Das Risikomanagement ist als kontinuierlicher Vorgang in unsere betrieblichen Abläufe integriert. Wir erfassen Risiken und Chancen - definiert als negative bzw. positive Abweichungen von Planwerten - im Halbjahresrhythmus mithilfe einer Bottom-up-Analyse. Aber auch zwischen den halbjährlichen Erhebungszeitpunkten überwachen wir die Risikolage. Über wesentliche Veränderungen der Risikolage wird der Vorstand unverzüglich in Kenntnis gesetzt. Die Führungs- und Aufsichtsgremien werden mindestens quartalsweise, im Zuge der turnusmäßigen Berichterstattung, über die Risikolage informiert. Neben der Bottom-up-Analyse haben wir weitere Prozesse installiert, innerhalb derer wir beispielsweise im Rahmen sogenannter quartärlicher PerformanceDialoge die Entwicklung unserer Unternehmensbereiche - unter Einbeziehung verantwortlicher Vorstände - anhand der Entwicklung von Werttreiber-KPIs und Frühwarnindikatoren verfolgen.

Die Bottom-up-Analyse umfasst i. d. R. den Dreijahreszeitraum unserer Mittelfristplanung, kann bei wesentlichen längerfristigen Risiken aber auch darüber hinausreichen. Wir bewerten Risiken hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf das Ergebnis, den Free Cash Flow und die Nettoschulden. Für alle Risiken ermitteln wir die Eintrittswahrscheinlichkeit und die mögliche Schadenshöhe. Haben mehrere Risiken die gleiche Ursache, werden sie zu einer Position zusammengefasst. Die wesentlichen Risiken stellen wir in einer Matrix mit ihrer jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeit innerhalb des Mittelfrist-Planungszeitraums und der möglichen Nettoschadenshöhe dar, d. h. unter Berücksichtigung von Absicherungsmaßnahmen wie dem Abschluss von Versicherungen oder der Bildung von Rückstellungen. Je nach Position in der Matrix werden Risiken als "gering", "mittel" oder "hoch" eingestuft. Auf Basis dieser Analyse können wir den möglichen Handlungsbedarf ermitteln und, falls erforderlich, gegensteuernde Maßnahmen einleiten.

Unserer Internen Revision obliegt die Aufgabe, die Qualität und Funktionsfähigkeit des Risikomanagementrahmenwerks regelmäßig zu prüfen. Funktional ist die Interne Revision an den Gesamtvorstand angebunden und disziplinarisch dem Finanzvorstand unterstellt.

innogy-Risikomatrix

Möglicher Schaden ¹	Ergebnisrisiken	Verschuldungs-/Liquiditätsrisiken
	Mögliche Ergebniswirkung in % des geplanten bereinigten EBIT ²bzw. des Eigenkapitals ³	Mögliche Auswirkungen auf Nettoschulden/Free Cash Flow in Mio. €
Kategorie V	≥ 50% des Eigenkapitals	≥ 8.000
Kategorie IV	≥ 50% des bereinigten EBIT und < 50% des Eigenkapitals	≥ 4.000 und < 8.000
Kategorie III	≥ 20 und < 50% des bereinigten EBIT	≥ 2.000 und < 4.000
Kategorie II	≥ 10 und < 20% des bereinigten EBIT	≥ 1.000 und < 2.000
Kategorie I	< 10% des bereinigten EBIT	< 1.000

¹ Bezogen auf das Jahr, in dem die maximale Schadenshöhe eintreten könnte
² Aus der Mittelfristplanung abgeleiteter Durchschnittswert für die Jahre 2019 bis 2021
³ Ausgehend vom Eigenkapital per 30.09.2018 (Anteile des Konzerns)

Gesamtbeurteilung der Risiko- und Chancensituation durch die Unternehmensleitung.

Die Risikolage der innogy SE ist in erheblichem Maße von den wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen abhängig.

Risiken, die sich aus schwierigen Rahmenbedingungen im Energiesektor ergeben können, begegnen wir durch die Erschließung zusätzlicher Ertragspotenziale, die sich aus dem Umbau des Energiesystems und sich verändernden Kundenbedürfnissen ergeben. Wir begegnen ihnen zudem durch wertbasierte Investitionskriterien sowie umfangreiche effizienzverbessernde Maßnahmen.

Durch die Analyse der Auswirkungen von Risiken auf die Liquidität und dank einer umsichtigen Finanzierungsstrategie stellen wir sicher, dass wir stets über genügend flüssige Mittel verfügen, um unsere Zahlungsverpflichtungen fristgerecht zu erfüllen (siehe Seite 65 ff.). Solche Verpflichtungen ergeben sich insbesondere aus den Finanzschulden, die wir bedienen müssen. Wir verfügen über einen starken operativen Cashflow, liquide Mittel und eigene ungenutzte Kreditlinien. Weiteren finanziellen Spielraum haben wir durch unser Commercial-Paper-Programm. Unsere Liquidität planen wir vorausschauend auf Basis der kurz-, mittel- und langfristig benötigten Mittel des Konzerns und halten eine angemessene Mindestliquidität auf täglicher Basis vor. Dank unseres ganzheitlichen Risikomanagementrahmenwerks und der beschriebenen Maßnahmen zur Sicherung unserer Finanz- und Ertragskraft sehen wir gegenwärtig keine Gefahren für den Fortbestand der innogy SE.

Wesentliche Risiken von innogy.

Unsere wesentlichen Risiken lassen sich in fünf Risikoklassen einteilen (siehe nachfolgende Tabelle). Die Höhe eines Risikos bemessen wir - wie bereits gezeigt - nach seinen möglichen Auswirkungen auf das Ergebnis und/oder die Verschuldung bzw. die Liquidität. Dabei entscheidet das höchste Einzelrisiko über die Einstufung des Risikos der gesamten Risikoklasse. Mit einer Ausnahme sehen wir weiterhin in allen Risikoklassen derzeit Einzelrisiken, die der Kategorie "mittel" zugerechnet werden. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich die Einstufung der Finanzmarkt- und Kreditrisiken auf "hoch" verändert. Grund ist das Bonitätsrisiko, das hinsichtlich unserer Commodity-Beschaffung gestiegen ist. Im Rahmen unserer Bottom-up-Analyse haben wir 2018 erstmals auch die Empfehlungen der internationalen Task Force on Climate-related Financial Disclosure (TCFD) in Bezug auf klimabezogene Risiken aufgenommen. Aktuell sehen wir jedoch keine klimabezogenen Risiken, die einen wesentlichen Einfluss auf unsere Geschäftsentwicklung haben können (weitere Informationen zum Thema TCFD finden Sie im Kapitel "Unsere Strategie", Seite 20).

Im Folgenden erläutern wir die Risikoklassen und die wesentlichen Einzelrisiken innerhalb der Klassen. Außerdem zeigen wir auf, mit welchen Maßnahmen wir den Risiken begegnen.

Risikoklassen von innogy	Einstufung des höchsten Einzelrisikos ¹
	31.12.2018	31.12.2017
Marktrisiken	mittel	mittel
Umfeldrisiken	mittel	mittel
Regulatorische und politische Risiken	mittel	mittel
Rechtliche Risiken	mittel	mittel
Operative Risiken	mittel	mittel
Finanzmarkt- und Kreditrisiken	hoch	mittel
Finanzwirtschaftliche Risiken	mittel	mittel
Bonität von Geschäftspartnern	hoch	mittel
Sonstige Risiken	mittel	mittel

¹ Die Risikoeinstufung bezieht sich darauf, welche Auswirkungen ein Risiko auf das Ergebnis und/oder die Verschuldung bzw. die Liquidität haben kann.

Marktrisiken: Risikoeinstufung "mittel" wie im Vorjahr.

Das Unternehmensprofil von innogy ist durch einen hohen Anteil regulierter Aktivitäten gekennzeichnet. Dennoch sind unsere Aktivitäten auch Marktrisiken ausgesetzt. In den meisten Ländern, in denen wir aktiv sind, ist der Energiesektor durch freie Preisbildung an den Großhandelsmärkten und eine hohe Wettbewerbsintensität - vor allem im Vertrieb - gekennzeichnet. Beispielsweise kann sich der immer intensivere Wettbewerb in unseren Kernmärkten nachteilig auf unsere Kundenzahlen und die erzielbaren Margen auswirken. Zudem können Schwächen beim Marktauftritt in einem solchen Umfeld schnell zu Kundenverlusten und Ertragseinbußen führen.

Entwicklungen an den Großhandelsmärkten haben Einfluss auf den Teil des Ergebnisses der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, der nicht vollständig durch ein Fördermodell gesichert ist, und können sich auch auf die Ertragsperspektiven im Vertriebsgeschäft auswirken. Im Gasspeichergeschäft kann zudem ein Wertberichtigungsbedarf entstehen, etwa wenn sich die saisonalen Unterschiede beim Gaspreis und damit die erzielbaren Margen verringern. Es besteht aber auch die Chance, dass sich Entwicklungen der Großhandelspreise positiv auf unser Ergebnis auswirken.

Unsere Stromerzeugung im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien ist zudem abhängig von Wettereinflüssen. Insbesondere ein geringes Windaufkommen und geringe Niederschläge beeinträchtigen die Erzeugung aus Wind- und Wasserkraftanlagen (siehe Seite 26). Allerdings können günstige Wetterbedingungen die Stromproduktion auch erhöhen. Daneben können temperaturabhängige Nachfrageschwankungen unser Ergebnis im Vertriebsgeschäft beeinflussen.

Risiken aus der Stromerzeugung und aus dem Verkauf von Strom und Gas, sogenannte Commodity-Risiken bei den Vertriebsgesellschaften, steuern wir über Absicherungsvorgaben der innogy SE. Unser Know-how rund um das Management von Commodity-Risiken haben wir in der Organisationseinheit Retail Energy Management gebündelt. Sie steuert auch die Strom- und Gasbeschaffung an den Großhandelsmärkten für die Belieferung unserer Kunden. An der Schnittstelle zum Großhandelsmarkt, insbesondere dem Zugang zu Energiebörsen und außerbörslichen Märkten (Over-the-Counter-Märkten), arbeiten wir mindestens bis Ende 2019 auf Basis von Dienstleistungsverträgen eng mit der RWE Supply & Trading zusammen. Für das Management von Commodity-Risiken im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien ist die Organisationseinheit Commercial zuständig. Auch hier erbringt die RWE Supply & Trading weiterhin Dienstleistungen für uns, und zwar im Zusammenhang mit der Vermarktung unserer Erzeugungspositionen.

Commodity-Risiken werden - wie zuvor erwähnt - über Limite begrenzt. Konzernweit geltende Richtlinien geben klare Strukturen und Prozesse dafür vor, wie mit Commo-dity-Risiken und damit zusammenhängenden Kreditrisiken umzugehen ist. Commodity-Risiken werden dabei basierend auf der Liquidität der Großhandelsmärkte abgesichert. Für spätere Jahre erhöht sich das Preisrisiko in Bezug auf unsere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, da hier erst ein geringerer Teil der erwarteten Erzeugungsmengen abgesichert ist.

Mithilfe des Value-at-Risk(VaR)-Konzepts messen wir, wie stark sich Commodity-Preisrisiken aufgrund von Erzeugungspositionen aus erneuerbaren Energien, die ein Marktpreisrisiko tragen, kurzfristig auf das bereinigte EBIT auswirken können. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde. Um das Gesamtrisiko für innogy zu ermitteln, betrachten wir weitere Commodity-Preisrisiken, die sich aus unserem Vertriebs- und Gasspeichergeschäft ergeben. Commodity-Preisrisiken im Vertriebsgeschäft können bei Standardprodukten dadurch entstehen, dass wir unsere Beschaffungskosten nicht vollständig weiterreichen können. Daraus ergibt sich, dass Veränderungen der Commodity-Preise unser bereinigtes EBIT im Jahr 2019 mit einer niedrigen Eintrittswahrscheinlichkeit mit mehr als ca. 90 Mio. € belasten könnten (Vorjahr: ca. 20 Mio. €). Stichtag für die Ermittlung dieses Wertes war der 31. Dezember 2018. Der Anstieg gegenüber dem Vorjahr ist hauptsächlich auf eine methodische Anpassung bei der Ermittlung des Risikos zurückzuführen. In Bezug auf Commodity-Preisrisiken im Vertriebsgeschäft werden nun auch Risken aufgrund von illiquiden Residualpositionen berücksichtigt.

Zur Absicherung von Commodity-Positionen werden Finanzinstrumente eingesetzt. Diese werden auch zur Begrenzung von Zins- und Währungsrisiken genutzt; sie sind dann teilweise als sogenannte bilanzielle Sicherungsbeziehungen im Konzernabschluss dargestellt. Nähere Ausführungen dazu finden Sie auf Seite 172 im Anhang.

Umfeldrisiken: Risikoeinstufung "mittel" wie im Vorjahr

innogy unterliegt in unverändertem Maße Risiken aus den regulatorischen und politischen Rahmenbedingungen. Hinzu kommen rechtliche Risiken.

―

Regulatorische und politische Risiken. Unsere Geschäftsentwicklung ist in allen drei Unternehmensbereichen abhängig von regulatorischen und politischen Entscheidungen. Bei der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien besteht die Gefahr, dass Regierungen die Förderung kürzen, etwa wegen defizitärer Staatshaushalte. Beispielsweise wurden in Spanien die Fördersätze für erneuerbare Energien im Jahr 2014, rückwirkend ab 2013, massiv gekürzt, und zwar auch für bestehende Anlagen. Wir haben, wie bereits im vergangenen Jahr berichtet, Klage beim Internationalen Zentrum zur Beilegung von Investitionsstreitigkeiten (International Center for Settlement of Investment Disputes, Washington, D.C., USA) eingereicht, um die Auswirkungen der Förderkürzung auf unsere Erträge zu begrenzen.

Daneben kann sich die zunehmende Etablierung von Ausschreibungsverfahren auf die Wirtschaftlichkeit und Realisierbarkeit von Projekten im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien auswirken, und zwar aufgrund einer geringeren Förderung oder wenn wir mit unseren Projekten bei Ausschreibungen nicht zum Zuge kommen.

Regulatorische Eingriffe zulasten der Energieversorger beobachten wir nicht nur in der Stromerzeugung, sondern auch im Vertriebsgeschäft. In Großbritannien wurde im November 2018 eine Preisobergrenze für Kunden in Standardtarifen beschlossen. Diese ist am 1. Januar 2019 in Kraft getreten. Die Preisobergrenze gilt zunächst bis Ende 2020; diese Frist kann aber jährlich bis Ende 2023 verlängert werden (siehe Seite 34). Auch in anderen Märkten, in denen innogy aktiv ist, sehen wir das Risiko regulatorischer Eingriffe.

Das Netzgeschäft in Deutschland und Osteuropa unterliegt staatlicher Regulierung. Mit Beginn neuer Regulierungsperioden können sich daher die relevanten Regulierungsparameter ändern. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich die Unsicherheit hinsichtlich dieser Parameter - insbesondere in Deutschland - jedoch reduziert. Hier verbleiben Risiken in Bezug auf die dritte Regulierungsperiode Strom ab 2019 u. a. noch in Bezug auf verschiedene gerichtlich zu klärende Verfahren, etwa zur Festlegung der Eigenkapitalverzinsung und zum generellen sektoralen Produktivitätsfaktor. In Osteuropa bestehen regulatorische Risiken insbesondere nach Ablauf der aktuellen Regulierungsperioden, da die zukünftigen regulatorischen Parameter noch unbekannt sind.

Rechtliche Risiken.

Durch unseren Geschäftsbetrieb gehen wir auch rechtliche Risiken ein, beispielsweise können wir in Gerichtsprozesse und Schiedsverfahren involviert sein. Belastungen können daraus entstehen, dass vertragliche Regelungen sich im Nachhinein als nicht durchsetzbar erweisen. Mitunter können auch außergerichtliche Ansprüche gegen uns geltend gemacht werden. Darüber hinaus sind wir an verschiedenen behördlichen Verfahren direkt beteiligt oder zumindest von deren Ergebnissen betroffen. Für potenzielle Verluste, die uns daraus entstehen können, haben wir Rückstellungen gebildet.

Operative Risiken: Risikoeinstufung wie im Vorjahr "mittel"

Auf sämtlichen Wertschöpfungsstufen betreiben wir technologisch komplexe, vernetzte Produktionsanlagen. Beim Bau neuer Anlagen kann es u. a. durch Unfälle, Materialfehler, verspätete Zulieferungen oder zeitaufwendige Genehmigungsverfahren zu Verzögerungen kommen. Dem begegnen wir mit einem sorgfältigen Betriebs- und Projektmanagement sowie hohen Sicherheitsstandards. Außerdem nehmen wir regelmäßig Prüf-, Wartungs- und Instandhaltungsarbeiten vor. Dennoch lässt sich nicht ausschließen, dass es zu Ausfällen, z. B. bei Betriebsmitteln im Netzbetrieb, kommt. Soweit wirtschaftlich sinnvoll, schließen wir gegen diese Risiken Versicherungen ab.

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

Eine hohe Relevanz messen wir dem Management von Cyber-Security-Risiken bei. Deren zunehmende Bedeutung ergibt sich u. a. aus der voranschreitenden Digitalisierung und Automatisierung unseres Unternehmens, der immer stärkeren Vernetzung von Geräten, die mit dem Internet verbunden sind, sowie der hierdurch bedingten höheren Komplexität. Hinzu kommt eine zunehmende Professionalität der Angriffe auf IT-Infrastrukturen. Wir begegnen möglichen Schäden hieraus durch Investitionen und umfangreiche Maßnahmen zur Prävention, Erkennung und Reaktion. Unsere Sicherheitsmaßnahmen orientieren sich am internationalen Sicherheitsstandard ISO 27001 und sorgen somit für ein erhebliches Maß an IT-Sicherheit. Auch konnten 2018 alle rechtlich vorgeschriebenen Sicherheitszertifizierungen aufrechterhalten werden.

Finanzwirtschaftliche und Kreditrisiken: Risikoeinstufung "hoch" (Vorjahr: "mittel")

innogy ist verschiedenen finanzwirtschaftlichen Risiken und wegen ihrer umfangreichen Geschäftsbeziehungen auch Kreditrisiken ausgesetzt. Die neue Einstufung "hoch" ergibt sich aus den gestiegenen Bonitätsrisiken.

―

Finanzwirtschaftliche Risiken. Schwankungen von Marktzinsen sowie Währungs- und Aktienkursen können unser Ergebnis ebenfalls stark beeinflussen, je nach Entwicklung sowohl positiv als auch negativ. Große Bedeutung messen wir dem Management von Wechselkursveränderungen bei, da wir nicht nur im Euroraum aktiv sind. Die Konzerngesellschaften sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Währungsrisiken über die innogy SE abzusichern. Diese ermittelt die Nettofinanzposition je Währung und sichert sie, wenn erforderlich, extern ab. Die Messung und Begrenzung von Risiken basiert u. a. auf dem VaR. Den VaR-Werten für unsere finanzwirtschaftlichen Risiken liegen - soweit nicht anders beschrieben - ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Tag zugrunde. Der durchschnittliche VaR für die Fremdwährungsposition aus Transaktionsrisiken der innogy SE lag 2018 bei unter 1 Mio. €.

Zinsrisiken bestehen in mehrfacher Hinsicht. Ein Anstieg der Marktzinsen kann dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im innogy-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Der VaR aus Kurswertrisiken bei den Kapitalanlagen in unserer Bilanz betrug 2018 durchschnittlich 3 Mio. €.

Mit steigendem Zinsniveau erhöhen sich auch unsere Finanzierungskosten. Dieses Risiko messen wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der Cash Flow at Risk betrug für das Jahr 2018 durchschnittlich 11 Mio. €.

Das Marktzinsniveau wirkt sich außerdem auf die Höhe unserer Rückstellungen aus, denn an ihm orientieren sich die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte. Das heißt, bei sinkenden Marktzinsen erhöhen sich tendenziell unsere Rückstellungen, bei steigenden Marktzinsen verringern sie sich. Im Anhang geben wir an (siehe Seite 161), wie sensitiv die Barwerte von Pensionsverpflichtungen auf höhere oder niedrigere Abzinsungsfaktoren reagieren.

Zu den Wertpapieren, die wir in unserem Portfolio halten, zählen auch Aktien. Der VaR für das Risiko aus Kursveränderungen lag hier im Jahresmittel bei 5 Mio. €. Für das Management von Aktienanlagen ist - ebenso wie für das Management von Zinsrisiken in Bezug auf die Wertpapiere, die wir in unserem Bestand halten - das Asset Management der RWE AG mandatiert. Dabei legt das As-set-Management-Komitee, in dem - wie zuvor erwähnt -auch Vertreter von innogy mitarbeiten, die strategischen Leitlinien für die Verwaltung der Wertpapiere fest.

Für Finanzgeschäfte unserer Konzernunternehmen haben wir Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen in Richtlinien verbindlich festgelegt. In einem zentralen System werden die Finanzgeschäfte des innogy-Konzerns erfasst und können hierdurch überwacht werden.

Infolge der geplanten E.ON/RWE-Transaktion können Kontrollwechselklauseln in Finanzverträgen Anwendung finden. Dies beeinflusst einen großen Teil unserer Finanzierungsstruktur. Ein Kontrollwechsel würde zum Beispiel bedeuten, dass neue Verhandlungen über den Fortbestand bilateraler Avallinien sowie bestehender Darlehen geführt werden müssen. Sollte innerhalb von sechs Monaten nach einem Kontrollwechsel zusätzlich das Rating von innogy auf Non-Investment-Grade-Rating herabgestuft werden, könnten Investoren eine vorzeitige Rückzahlung ihrer Anleihen verlangen.

Zu welchen Konditionen wir uns am Fremdkapitalmarkt refinanzieren können, hängt auch maßgeblich davon ab, welche Bonitätsnoten uns internationale Ratingagenturen geben. innogy hat von den Ratingagenturen Fitch, Moody's und S&P solide Investment-Grade-Ratings erhalten. Grundsätzlich besteht jedoch weiterhin ein Bezug zum entsprechenden Gruppenrating, derzeit noch das RWE-Rating. Nach Abschluss der geplanten E.ON/ RWE-Transaktion dürfte hier jedoch das E.ON-Rating relevant werden (siehe Seite 69). Weiterhin gibt es Verträge, die bei Unterschreitung gewisser Ratingstufen zusätzliche Sicherheitsforderungen auslösen. Zukünftige Herabstufungen der Ratings, auch in Bezug auf das Gruppenrating, können somit dazu führen, dass Liquidität abfließt. Allerdings kann sich eine gute Geschäftsentwicklung von innogy oder der Gruppe auch positiv auf unsere Ratings auswirken.

―

Bonität von Geschäftspartnern. Aus unseren Geschäftsbeziehungen mit Kunden, Lieferanten, Handelspartnern und Finanzinstituten ergeben sich Kreditrisiken. Die Entwicklung der Bonität unserer Transaktionspartner beobachten wir deshalb genau und beurteilen deren Kreditwürdigkeit vor und während der Geschäftsbeziehung anhand interner und externer Ratings. Für Transaktionen mit Vertragspartnern, bei denen bestimmte Genehmigungsschwellen überschritten werden, haben wir Kreditlimite eingerichtet, mit denen wir das Bonitätsrisiko begrenzen. Zuweilen lassen wir uns Barsicherheiten stellen oder Bankgarantien geben. Im Vertriebsgeschäft schließen wir auch Versicherungen gegen Zahlungsausfälle ab. Die Kreditrisiken und die Auslastung der Limite werden kontinuierlich überwacht.

Aufgrund verschiedener vertraglicher Beziehungen mit der RWE AG besteht für uns auch hier ein Bonitätsrisiko. Beispielsweise wickeln wir unseren Commodity-Bezug über die RWE Supply & Trading auf Basis eines vertraglichen Rahmenwerks ab ("Wholesale Interface Agreement"), das wir zum 31. Dezember 2019 aufgekündigt haben. Hierdurch können wir die Beschaffung ab 2020 weiter diversifizieren. Dies wird in der Tendenz dazu führen, dass Beschaffungen ab diesem Zeitpunkt zudem einer stärkeren Kollateralisierung (Besicherung) unterliegen; dadurch reduziert sich das Bonitätsrisiko im Vergleich zur heutigen Situation. Einen zusätzlichen Bedarf an Liquidität, der sich daraus ergibt, berücksichtigen wir in unserer Finanzierungsstrategie.

Das Bonitätsrisiko erhöht sich für das Jahr 2019 gegenüber dem Vorjahr aufgrund des starken Anstiegs der Marktpreise für Strom und Gas auf "hoch" und damit auch die gesamte Risikoklasse "Finanzmarkt- und Kreditrisiken". Ab 2020 wird sich das Bonitätsrisiko im Zuge der geplanten Kollateralisierung wieder auf "mittel" reduzieren.

Sonstige Risiken: Risikoeinstufung "mittel" wie im Vorjahr

Zu dieser Risikoklasse gehören u. a. Reputationsrisiken sowie Risiken aus Compliance-Verstößen oder kriminellen Handlungen von Beschäftigten des Konzerns. Ferner zählt dazu die Möglichkeit, dass geplante Desinvestitionen nicht zustande kommen, etwa wegen regulatorischer Hürden oder zu niedriger Preisgebote. Infolge der geplanten E.ON/ RWE-Transaktion können zudem Kontrollwechselklauseln auch in operativen Verträgen Anwendung finden. Dies kann ein Risiko für den Fortbestand von Beteiligungen, Konzessions- und Lieferverträgen darstellen.

Für die Vorbereitung und Umsetzung von Investitionsentscheidungen gibt es bei innogy differenzierte Zuständigkeitsregelungen und Genehmigungsprozesse. Die intensive Beobachtung von Märkten und Wettbewerbern hilft uns dabei, unternehmensstrategische Risiken und Chancen frühzeitig zu erfassen und zu bewerten. Bei Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte lässt sich allerdings nicht ausschließen, dass die Erträge unter den Erwartungen liegen und wir somit unsere internen Verzinsungsanforderungen eventuell nicht erfüllen. Umgekehrt können wir diese aber auch übererfüllen, etwa wenn sich Investitionen wirtschaftlich günstiger entwickeln als ursprünglich angenommen. Darüber hinaus kann sich der für akquirierte Unternehmen gezahlte Preis nachträglich als zu hoch erweisen. In den genannten Fällen müssen gegebenenfalls Wertberichtigungen vorgenommen werden. Das Risiko von Wertberichtigungen besteht bei Anlagen für die Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien darin, dass sich regulatorische Rahmenbedingungen nachteilig entwickeln können; eventuell können negative Marktentwicklungen, Projektabbrüche oder Projektveräußerungen unter Buchwert hinzukommen. Beispielsweise kann der zunehmende Bieterwettbewerb dazu führen, dass geplante Projekte nicht realisiert werden oder dass wir bei Ausschreibungen nicht zum Zuge kommen. Das Risiko weiterer Wertberichtigungen besteht auch in Bezug auf unser Vertriebsgeschäft für den Fall, dass sich die wirtschaftlichen bzw. regulatorischen Rahmenbedingungen weiter verschlechtern.

Den Herausforderungen, die sich aufgrund des wettbewerbsintensiven Umfelds im Energiemarkt ergeben, messen wir eine sehr hohe Bedeutung bei. Wir begegnen ihnen mit umfangreichen Maßnahmen, die der Erhöhung der Effizienz dienen, sowie mit einer wertorientierten Investitionspolitik. Basierend hierauf treffen wir unsere Entscheidungen und richten unsere Organisation und Prozesse danach aus. Dennoch besteht das Risiko, dass angestrebte Verbesserungen nicht in vollem Umfang oder später als ursprünglich geplant erzielt werden. In der künftigen Entwicklung des Energiemarktes sehen wir zudem Chancen, die wir durch innovative Kundenlösungen, Investitionen oder, wenn wir diese als sinnvoll erachten, Übernahmen nutzen wollen. Unsere Investitionen fokussieren wir auf den Ausbau zukunftsträchtiger Geschäftsfelder wie Elektromobilität, erneuerbare Energien und Breitband (siehe Seite 18).

Risiken im Zusammenhang mit Corporate-Social-Responsibility-Aspekten.

Gemäß § 289b in Verbindung mit § 315b HGB erheben und veröffentlichen wir auch wesentliche Risiken im Zusammenhang mit Corporate-Social-Responsibility Aspekten. Diese werden dem Vorstand und dem Aufsichtsrat der innogy SE berichtet und im zusammengefassten gesonderten nichtfinanziellen Bericht im Rahmen des Nachhaltigkeitsberichts jährlich veröffentlicht (siehe innogy-Nachhaltigkeitsbericht 2018 unter www.innogy.com/nachhaltigkeitsbericht-2018). Aktuell sehen wir keine berichtspflichtigen Risiken nach § 289c Abs. 2 in Verbindung mit § 315c HGB.

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

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

Fundament des IKS sind die im innogy-Verhaltenskodex formulierten Grundsätze - allen voran der Anspruch, vollständig, sachlich, korrekt, verständlich und zeitnah zu informieren - sowie die konzernweit geltenden Richtlinien des Unternehmens. Darauf aufbauend sollen IKS-Qualitätsstandards für die rechnungslegungsbezogenen IT-Systeme dafür sorgen, dass Daten zuverlässig erhoben und verarbeitet werden.

Die Organisation unseres Rechnungswesens hat sich im Vergleich zum Vorjahr nicht verändert. Die fachliche Führung der Rechnungsweseneinheiten der innogy-Gruppe sowie des Dienstleistungszentrums (Shared Service Center) in Krakau, in dem die transaktionsbezogenen Rechnungswesenaktivitäten gebündelt sind, obliegt dem Bereich Rechnungswesen der innogy SE; dieser Bereich verantwortet auch die Aufstellung des innogy-Konzernabschlusses.

Für die Ausgestaltung und Überwachung des IKS in der innogy-Gruppe ist eine eigene Abteilung innerhalb des Bereichs Rechnungswesen zuständig. Unterstützt wird sie bei der Umsetzung des IKS durch das bereits auf Seite 98 erwähnte IKS-Komitee. Das Regelwerk zur Ausgestaltung und Überwachung des IKS gilt unverändert.

Um die Wirksamkeit des IKS zu überprüfen, gehen wir folgendermaßen vor: In einem ersten Schritt untersuchen wir für den Bereich Rechnungswesen, ob die Risikosituation angemessen abgebildet wird und ob es für die identifizierten Risiken sachgerechte Kontrollen gibt. In einem zweiten Schritt wird die Wirksamkeit der Kontrollen überprüft. Mit dieser Aufgabe sind Mitarbeiter aus dem Rechnungswesen und der Internen Revision sowie externe Wirtschaftsprüfungsgesellschaften betraut; die Abarbeitung wird dabei systemseitig unterstützt. Für die Funktionen Finanzen, Personal, Einkauf, IT, Steuern und Abrechnung Vertrieb untersuchen die jeweils Verantwortlichen, ob den vereinbarten IKS-Qualitätsstandards entsprochen wurde. Über die Ergebnisse der Prüfungen wird dem Vorstand berichtet.

Im Rahmen der externen Berichterstattung haben die Mitglieder des Vorstands der innogy SE die Versicherung der gesetzlichen Vertreter unterzeichnet. Sie bestätigten damit, dass die vorgeschriebenen Rechnungslegungsstandards eingehalten wurden und dass die Zahlen ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage vermitteln. Der Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats befasste sich in seinen Sitzungen regelmäßig mit der Wirksamkeit des IKS. Ende Februar 2019 legte der Vorstand dem Prüfungsausschuss der innogy SE einen Bericht über die Angemessenheit der Ausgestaltung und die Wirksamkeit des IKS vor.

Bei den Beurteilungen und Prüfungen, die 2018 stattfanden, hat sich das IKS in den Funktionen Rechnungswesen, Finanzen, Personal, Einkauf und Steuern als wirksam erwiesen. Allerdings können wir damit das Risiko gravierender Falschdarstellungen in der Rechnungslegung nur verringern, ganz eliminieren lässt es sich nicht.

Im vergangenen Jahr wurde das IKS weiterentwickelt. Schwerpunkte waren dabei das IKS der IT und Funktionstrennungsrisiken in SAP-Systemen.

1.13 Ausblick

Für das Geschäftsjahr 2019 erwarten wir ein bereinigtes EBIT von rund 2,3 Mrd. € und damit deutlich unterhalb des Vorjahresniveaus. Wesentliche Gründe für den Rückgang sind zum einen die Veräußerung unseres tschechischen Gasnetzgeschäfts im Februar 2019, zum anderen hatten wir bereits im Dezember 2018 bekannt gegeben, dass wir für unser britisches Vertriebsgeschäft einen weiteren Ergebnisrückgang aufgrund der Einführung der Preisobergrenze für Standardtarife sowie höherer regulatorischer Kosten erwarten. Aber auch im Vertriebsgeschäft außerhalb von Großbritannien gehen wir aufgrund der anhaltend intensiven Wettbewerbssituation und des Anstiegs der Großhandelspreise für Strom und Gas von einem niedrigeren Ergebnis aus. Dagegen erwarten wir für den Unternehmensbereich Erneuerbare Energien normalisierte Witterungsverhältnisse. Gestützt durch zusätzliche Erzeugungskapazitäten ergibt sich ein deutlicher Ergebnisanstieg. Für Netz & Infrastruktur gehen wir aufgrund der genannten Veräußerung von einem deutlichen Ergebnisrückgang im Vorjahresvergleich aus. Für unser bereinigtes Finanzergebnis erwarten wir eine leichte Verbesserung aufgrund günstigerer Finanzierungskonditionen. Der Ausblick für das bereinigte Nettoergebnis liegt, analog zur Entwicklung des bereinigten EBIT, mit rund 850 Mio. € ebenfalls deutlich unter dem Wert des Vorjahres. Für die Dividende streben wir weiterhin eine Ausschüttungsquote von 70% bis 80% unseres bereinigten Nettoergebnisses an.

Ausblick 2019

―	Bereinigtes EBIT von rund 2,3 Mrd. €
―	Bereinigtes Nettoergebnis von rund 850 Mio. €
―	Ausschüttungsquote: 70% bis 80% des bereinigten Nettoergebnisses

Experten rechnen mit schwächerem Wirtschaftswachstum.

Nach ersten Prognosen wird das Wirtschaftswachstum 2019 weltweit ca. 2,5% betragen und damit geringer als im vergangenen Jahr ausfallen. Auch der Euroraum dürfte mit etwa 1,5% schwächer als im vergangenen Jahr wachsen. Für Deutschland rechnet der Sachverständigenrat ebenfalls mit einem Wachstum von 1,5%. Die niederländische Wirtschaft wird voraussichtlich wieder stärker expandieren als die der Eurozone, und die belgische soll mit dem Euroraum gleichauf liegen. Sollte es nicht zu einem ungeordneten Brexit kommen, wird für Großbritannien ein Plus von 1,5% erwartet. Die Konjunkturprognosen für unsere osteuropäischen Märkte fallen besser aus. Experten erwarten, dass Polen, Tschechien, Ungarn und die Slowakei ein Wachstum im Bereich von 3% bis 4% erreichen werden.

Bereinigtes Nettoergebnis von rund 850 Mio. € erwartet.

Für das laufende Geschäftsjahr erwarten wir ein bereinigtes EBIT von rund 2,3 Mrd. € und ein bereinigtes Nettoergebnis von rund 850 Mio. €. Das bereinigte Nettoergebnis unterscheidet sich vom Nettoergebnis nach IFRS dadurch, dass bestimmte nicht operative oder aperiodische Effekte unberücksichtigt bleiben. Diese umfassen im Wesentlichen Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate, Veräußerungsergebnisse aus dem Abgang von Beteiligungen oder sonstiger langfristiger Vermögenswerte und außerplanmäßige Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte sowie bestimmte Sachverhalte des Finanzergebnisses.

In der Überleitung zum bereinigten Nettoergebnis erwarten wir ein leicht verbessertes bereinigtes Finanzergebnis. Bei der Refinanzierung werden wir von niedrigeren Finanzierungskosten profitieren. Gegenläufig belastet jedoch der erstmalige Ausweis des Zinsaufwands aus Leasingverbindlichkeiten gemäß IFRS 16 das Finanzergebnis. Zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses legen wir für die normalisierte Steuerquote weiterhin einen Korridor von 25% bis 30% zugrunde. Die Veräußerung des tschechischen Gasnetzgeschäfts führt zudem zu einem Rückgang der Ergebnisanteile anderer Gesellschafter.

Ausblick in Mio. € (soweit nicht anders angegeben)	Ist 2018	Ausblick 2019
Bereinigtes EBIT ¹	2.630	rund 2.300
Erneuerbare Energien	299	400 bis 500
Netz & Infrastruktur	1.962	1.700 bis 1.800
Vertrieb	654	300 bis 400
Bereinigtes Finanzergebnis	-773	-650 bis-750
Steuerquote zur Ermittlung des bereinigten Nettoergebnisses	25 %	25% bis 30%
Bereinigtes Nettoergebnis	1.026	rund 850

¹ "Corporate/Neue Geschäftsfelder" nicht separat ausgewiesen

Die erwartete Entwicklung des bereinigten EBIT für 2019 auf Ebene der Unternehmensbereiche ist im Wesentlichen durch folgende Sachverhalte gekennzeichnet:

―

Der Unternehmensbereich Erneuerbare Energien wird 2019 voraussichtlich ein bereinigtes EBIT zwischen 400 Mio. € und 500 Mio. € erzielen und damit deutlich über Vorjahresniveau abschließen. Dabei gehen wir von normalisierten Witterungsverhältnissen aus, nachdem das Jahr 2018 an nahezu allen unseren Standorten von weit unterdurchschnittlichem Windaufkommen sowie niedrigen Niederschlags- und Schmelzwassermengen geprägt war. Daneben trägt der fortlaufende Ausbau unserer erneuerbaren Erzeugungskapazitäten zum Ergebniswachstum bei: Zum einen planen wir, im Laufe des Jahres 2019 Anlagen mit insgesamt rund 0,4 GW (entsprechend des innogy-Anteils) in Betrieb zu nehmen, zum anderen tragen aber auch die im vergangenen Jahr ans Netz angeschlossenen Anlagen (rund 0,2 GW, entsprechend des innogy-Anteils) nun erstmals ganzjährig zum Ergebnis bei. Zudem erwarten wir höhere Erlöse aus Stromverkäufen für den Anteil der Erzeugung, für den wir keine feste Einspeisevergütung erhalten.

―

Für den Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur erwarten wir ein bereinigtes EBIT zwischen 1.700 Mio. € und 1.800 Mio. €. Wesentlicher Grund für den Ergebnisrückgang ist die Veräußerung unseres tschechischen Gasnetzgeschäfts im Februar 2019. In Deutschland erwarten wir ein insgesamt stabiles Ergebnis, welches - ebenso wie in 2018 - auch positive Sondersachverhalte enthalten wird.

―

Im Vertrieb wird das bereinigte EBIT mit 300 Mio. € bis 400 Mio. € voraussichtlich deutlich unter dem des Vorjahres liegen. Im britischen Vertriebsgeschäft erwarten wir einen erheblichen Ergebnisrückgang aufgrund der Einführung der Preisobergrenze für Standardtarife im Jahr 2019 und steigender Commodity-Preise. Darüber hinaus fallen höhere, regulatorisch bedingte Kosten für den flächendeckenden Einbau intelligenter Zähler (Smart Meter) und die Umsetzung des Energiesparprogramms der britischen Regierung (ECO III - Energy Company Obligation) an. Weiteren Maßnahmen zur Kostensenkung stehen in 2019 noch gegenläufige Restrukturierungskosten gegenüber. Zudem spüren wir in allen Märkten einen stetig zunehmenden Wettbewerbsdruck, in dessen Folge Kunden in preisgünstigere Tarife wechseln und gestiegene Commodity-Preise nicht vollständig durchgereicht werden können. Gegenläufig wirken Kosteneinsparungen. Zudem gehen wir davon aus, dass sich die Ergebnisbelastungen aus dem ersten Quartal 2018 in den Niederlanden aus dem unerwarteten Anstieg des Gaspreises bei gleichzeitig hoher Nachfrage nicht wiederholen.

Für die Position "Corporate/Neue Geschäftsfelder" erwarten wir ein leicht besseres Ergebnis als 2018.Hier wirken sich insbesondere Einsparungen bei Projekt- und IT-Kosten aus. Darüber hinaus gehen wir aufgrund weiterer Optimierung unserer Kostenstrukturen und dem erwarteten Wertzuwachs unseres Start-up-Portfolios von einem verbesserten Ergebnis des Innovation Hub aus.

Ausschüttungsquote des bereinigten Nettoergebnisses unverändert.

Für die Dividende streben wir weiterhin eine Ausschüttungsquote zwischen 70% und 80% des bereinigten Nettoergebnisses an.

Nettoinvestitionen in 2019 in der Größenordnung von 2,5 Mrd. €.

Im laufenden Geschäftsjahr gehen wir von deutlich höheren Nettoinvestitionen als im Vorjahr aus. Dies beinhaltet nicht den Erlös aus dem Verkauf des tschechischen Gasnetzgeschäfts. Wir tätigen weiterhin den Großteil unserer Investitionen im Unternehmensbereich Netz & Infrastruktur, neben der Substanzerhaltung vor allem für den Ausbau und die Modernisierung unserer Netze. Daneben investieren wir weiterhin in das Wachstumsgeschäft Breitband. Deutlich mehr als im Vorjahr planen wir im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien zu investieren. Hier fließen die Mittel unter anderem in unser großes Offshore-Windprojekt Triton Knoll, an dem wir aktuell 59% halten. Mit dessen Bau haben wir 2018 bereits begonnen und die erste Stromeinspeisung erwarten wir 2021. Das gesamte Investitionsvolumen beträgt hier rund 2 Mrd. £ (rund 2,3 Mrd. €). Daneben investieren wir in diverse Onshore-Windprojekte, unter anderem in den USA, sowie den Ausbau der Photovoltaik.

Internetverweise.

Inhalte von Internetseiten, auf die wir im Lagebericht verweisen, sind nicht Teil des Lageberichts, sondern dienen lediglich der weiteren Information. Ausgenommen ist die zusammengefasste Erklärung zur Unternehmensführung nach § 315d HGB in Verbindung mit § 289f HGB.

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, 26. Februar 2019

Der Vorstand

Tigges

Günther

Hahn

Bünting

Herrmann

Müller

3 Konzernabschluss

3.1 Gewinn- und Verlustrechnung

¹

in Mio. €	(s. Anhang)	2018	2017
Umsatzerlöse (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) ²	(1)	36.984	43.139
Erdgas-/Stromsteuer	(1)	1.921	2.020
Umsatzerlöse	(1)	35.063	41.119
Sonstige betriebliche Erträge	(2)	3.451	981
Materialaufwand	(3)	26.808	32.718
Personalaufwand	(4)	3.151	3.005
Abschreibungen	(5), (10), (11)	3.191	1.994
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(6)	4.831	2.513
Davon: Ausbuchung von zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten finanziellen Vermögenswerten		4	./.
Davon: Wertminderung finanzieller Vermögenswerte		178	./.
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	(7), (12)	248	197
Übriges Beteiligungsergebnis	(7)	145	94
Davon: Wertminderungen finanzieller Vermögenswerte		4	19
Finanzerträge	(8)	387	863
Finanzaufwendungen	(8)	980	1.376
Ergebnis vor Steuern		333	1.648
Ertragsteuern	(9)	619	499
Ergebnis		-286	1.149
Davon: Ergebnisanteile anderer Gesellschafter		367	371
Davon: Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der innogy SE		-653	778
Unverwässertes und verwässertes Ergebnis je Aktie in €	(27)	-1,181	1,40

¹ Durch die erstmalige Anwendung von IFRS 9 sind einige Angaben ausschließlich für 2018 (Angabe gemäß neuer Regelung), andere Angaben ausschließlich für 2017 (Angabe gemäß früherer Regelung) relevant. Entfällt infolgedessen eine Angabe für 2018 bzw. für 2017, ist dies entsprechend kenntlich gemacht ("./").
² Nicht enthalten in den Werten für 2018 sind aufgrund erstmaliger Anwendung von IFRS 15 Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten (in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen enthalten) und durchgeleitete Vergütungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (bislang brutto in Umsatzerlösen und Materialaufwand ausgewiesen).

3.2 Gesamtergebnisrechnung ¹, ²

in Mio. €	(s.Anhang)	2018	2017
Ergebnis		-286	1.149
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	(22)	-491	624
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	(12)	4	-62
Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten	(28)	-39	./.
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind		-526	562
Unterschied aus der Währungsumrechnung	(20)	-40	160
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	(28)	./.	23
Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten	(28)	-8	./.
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	(28)	-12	-8
Anteilig erfasste Erträge und Aufwendungen at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	(12), (20)	10	-15
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind		-50	160
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)		-576	722
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)		-862	1.871
Davon: auf Aktionäre der innogy SE entfallend		-1.176	1.465
Davon: auf andere Gesellschafter entfallend		314	406

¹ Durch die erstmalige Anwendung von IFRS 9 sind einige Angaben ausschließlich für 2018 (Angabe gemäß neuer Regelung), andere Angaben ausschließlich für 2017 (Angabe gemäß früherer Regelung) relevant. Entfällt infolgedessen eine Angabe für 2018 bzw. für 2017, ist dies entsprechend kenntlich gemacht ("./").
² Beträge nach Steuern

3.3 Bilanz

Aktiva

in Mio. €	(s. Anhang)	31.12.2018	31.12.2017
Langfristiges Vermögen
Immaterielle Vermögenswerte	(10)	10.069	11.347
Sachanlagen	(11)	19.365	18.361
At-Equity-bilanzierte Beteiligungen	(12)	2.253	2.214
Übrige Finanzanlagen	(13)	991	839
Finanzforderungen	(14)	376	432
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	(15)	1.545	829
Latente Steuern	(16)	2.630	2.480
		37.229	36.502
Kurzfristiges Vermögen
Vorräte	(17)	414	380
Finanzforderungen	(14)	174	439
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen		4.349	4.198
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	(15)	2.898	1.707
Ertragsteueransprüche		434	264
Wertpapiere	(18)	2.362	2.254
Flüssige Mittel	(19)	2.014	1.070
		12.645	10.312
		49.874	46.814
Passiva
in Mio. €	(s. Anhang)	31.12.2018	31.12.2017
Eigenkapital
Anteile der Aktionäre der innogy SE	(20)	7.900	9.439
Anteile anderer Gesellschafter	(20)	2.014	1.813
		9.914	11.252
Langfristige Schulden
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	(22)	3.767	3.089
Sonstige Rückstellungen	(23)	1.489	1.539
Finanzverbindlichkeiten	(24)	16.080	15.492
Übrige Verbindlichkeiten	(26)	2.982	2.251
Latente Steuern	(16)	662	542
		24.980	22.913
Kurzfristige Schulden
Sonstige Rückstellungen	(23)	2.588	2.606
Finanzverbindlichkeiten	(24)	2.625	1.764
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	(25)	4.381	4.001
Ertragsteuerverbindlichkeiten		53	85
Übrige Verbindlichkeiten	(26)	5.333	4.193
		14.980	12.649
		49.874	46.814

3.4 Kapitalflussrechnung

in Mio. €	(s. Anhang, 31)	2018	2017
Ergebnis		-286	1.149
Abschreibungen/Zuschreibungen		3.138	2.005
Veränderung der Rückstellungen		-17	36
Veränderung der latenten Steuern		233	-43
Ergebnis aus dem Abgang von Anlagegegenständen und Wertpapieren		-113	-177
Sonstige zahlungsunwirksame Erträge/Aufwendungen		-161	211
Veränderung des Nettoumlaufvermögens		-229	-527
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit		2.565	2.654
Immaterielle Vermögenswerte/Sachanlagen
Investitionen		-2.363	-1.835
Einnahmen aus Anlagenabgängen		111	161
Akquisitionen/Beteiligungen
Investitionen		-325	-303
Einnahmen aus Anlagenabgängen/Desinvestitionen		188	120
Veränderung der Wertpapiere und Geldanlagen		-195	247
Cashflow aus der Investitionstätigkeit (vor Erst-/Nachdotierung von Planvermögen)		-2.584	-1.610
Erst-/Nachdotierung von Planvermögen		-94	-190
Cashflow aus der Investitionstätigkeit (nach Erst-/Nachdotierung von Planvermögen)		-2.678	-1.800
Kapitalveränderungen (einschließlich anderer Gesellschafter)		630	-64
Dividenden/Ausschüttungen an innogy-Aktionäre und andere Gesellschafter		-1.249	-1.328
Aufnahme von Finanzschulden		3.016	3.380
Tilgung von Finanzschulden		-1.340	-3.160
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit		1.057	-1.172
Zahlungswirksame Veränderung der flüssigen Mittel		944	-318
Einfluss von Wechselkurs- und sonstigen Wertänderungen auf die flüssigen Mittel			9
Veränderung der flüssigen Mittel		944	-309
Flüssige Mittel zum Anfang des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz		1.070	1.379
Flüssige Mittel zum Ende des Berichtszeitraums laut Konzernbilanz		2.014	1.070

3.5 Veränderung des Eigenkapitals

Veränderung des Eigenkapitals	Gezeichnetes Kapital der innogy SE	Kapitalrücklage der innogy SE	Gewinnrücklage und Bilanzgewinn

in Mio. €
(s. Anhang, 21)
Stand: 01.01.2017	1.111	6.210	2.291
Dividendenzahlungen ¹			-889
Ergebnis			778
Other Comprehensive Income			539
Total Comprehensive Income			1.317
Entnahmen/Einlagen			-68
Stand: 31.12.2017	1.111	6.210	2.651
Anpassung IFRS 9			65
Anpassung IFRS 15			-21
Stand: 01.01.2018	1.111	6.210	2.695
Dividendenzahlungen1			-889
Ergebnis			-653
Other Comprehensive Income			-494
Total Comprehensive Income			-1.147
Entnahmen/Einlagen			562
Stand: 31.12.2018	1.111	6.210	1.221

Veränderung des Eigenkapitals	Accumulated Other Comprehensive Income
	Unterschied aus der Währungsumrechnung	Marktbewertung von Finanzinstrumenten
in Mio. €		zur Veräußerung verfügbar ²/ Fremdkapitalinstrumente	In Sicherungsbeziehung
(s. Anhang, 21)
Stand: 01.01.2017	-766	74	11
Dividendenzahlungen ¹
Ergebnis
Other Comprehensive Income	148	17	-17
Total Comprehensive Income	148	17	-17
Entnahmen/Einlagen
Stand: 31.12.2017	-618	91	-6
Anpassung IFRS 9		-79	-1
Anpassung IFRS 15
Stand: 01.01.2018	-618	12	-7
Dividendenzahlungen1
Ergebnis
Other Comprehensive Income	-23	4	-10
Total Comprehensive Income	-23	4	-10
Entnahmen/Einlagen
Stand: 31.12.2018	-641	16	-17

Veränderung des Eigenkapitals in Mio. €	Anteile der Aktionäre der innogy SE	Anteile anderer Gesellschafter	Summe
(s. Anhang, 21)
Stand: 01.01.2017	8.931	1.736	10.667
Dividendenzahlungen ¹	-889	-262	-1.151
Ergebnis	778	371	1.149
Other Comprehensive Income	687	35	722
Total Comprehensive Income	1.465	406	1.871
Entnahmen/Einlagen	-68	-67	-135
Stand: 31.12.2017	9.439	1.813	11.252
Anpassung IFRS 9	-15		-15
Anpassung IFRS 15	-21		-21
Stand: 01.01.2018	9.403	1.813	11.216
Dividendenzahlungen1	-889	-295	-1.184
Ergebnis	-653	367	-286
Other Comprehensive Income	-523	-53	-576
Total Comprehensive Income	-1.176	314	-862
Entnahmen/Einlagen	562	182	744
Stand: 31.12.2018	7.900	2.014	9.914

¹ Nach Umgliederung von nicht beherrschenden Anteilen in die übrigen Verbindlichkeiten gemäß IAS 32
² Letztmaliger Ausweis von Veränderungen der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte" gem. IAS 39 im Geschäftsjahr 2017. Ab dem Geschäftsjahr 2018 erfolgt aufgrund der Anwendung von IFRS 9 ein Ausweis von Veränderungen der Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente".

3.6 Anhang

Allgemeine Grundlagen

Die innogy SE (HR B 27091, Amtsgericht Essen) mit Sitz am Opernplatz 1 in 45128 Essen, Deutschland, ist das Mutterunternehmen des innogy-Konzerns ("innogy" oder "Konzern"). innogy SE, Essen, wird in den Konzernabschluss der RWE Aktiengesellschaft, Essen, einbezogen, die diesen für den größten Kreis von Unternehmen aufstellt, dem innogy SE als Tochterunternehmen angehört und im elektronischen Bundesanzeiger veröffentlicht. innogy ist ein Energieanbieter.

Der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2018 ist am 26. Februar 2019 vom Vorstand der innogy SE, Opernplatz 1, 45128 Essen, Deutschland, zur Veröffentlichung freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), wie sie in der Europäischen Union (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.

Durch die erstmalige Anwendung von IFRS 9 sind einige Angaben ausschließlich für 2018 (Angabe gemäß neuer Regelung), andere Angaben ausschließlich für 2017 (Angabe gemäß früherer Regelung) relevant. Entfällt infolgedessen eine Angabe für 2018 bzw. für 2017, ist dies in den Tabellen des Anhangs entsprechend kenntlich gemacht ("./.").

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 innogy SE zusammengefassten - Konzernlageberichts liegen in der Verantwortung des Vorstands der innogy SE.

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 6 ff. geht das Ergebnis dessen Prüfung hervor.

Konsolidierungskreis

In den Konzernabschluss einbezogen sind neben der innogy SE alle wesentlichen in- und ausländischen Tochterunternehmen, die von der innogy SE 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 Vereir barungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den innogy zustehenden Rechten und Pflichten.

Assoziierte Unternehmen liegen vor, wenn maßgeblicher Einfluss aufgrund einer Stimmrechtsquote zwischen 20% und 50% oder aufgrund vertraglicher Vereinbarungen gegeben ist. Bei der Klassifizierung gemeinsamer Vereinbarungen, die als eigenständige Vehikel strukturiert sind, als gemeinschaftliche Tätigkeit oder Gemeinschaftsunternehmen, werden neben der Rechtsform und den vertraglichen Vereinbarungen auch sonstige Sachverhalte und Umstände, insbesondere Lieferbeziehungen berücksichtigt.

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 190 ff. dargestellt.

Die folgenden Übersichten zeigen, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben:

Anzahl vollkonsolidierter Unternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2018	118	164	282
Erstkonsolidierungen	4	63	67
Entkonsolidierungen	-3	-5	-8
Verschmelzungen	-2	-35	-37
Stand: 31.12.2018	117	187	304

Anzahl at-Equity-bilanzierter Beteiligungen und Gemeinschaftsunternehmen	Inland	Ausland	Gesamt
Stand: 01.01.2018	66	14	80
Erwerbe		3	3
Veräußerungen
Sonstige Veränderungen	1		1
Stand: 31.12.2018	67	17	84

Zudem werden fünf Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet (Vorjahr: fünf). Davon ist Greater Gabbard Offshore Winds Limited, Großbritannien, eine für den innogy-Konzern wesentliche gemeinschaftliche Tätigkeit. Greater Gabbard unterhält einen 500-Mega-watt-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 Erneuerbare Energien. Erst- und Entkonsolidierungen werden grundsätzlich zum Zeitpunkt des Übergangs der Beherrschung vorgenommen.

Unternehmenserwerbe

Nachfolgend die wesentlichen Unternehmenserwerbe des Geschäftsjahres:

Regionetz GmbH

Mit wirtschaftlicher Wirkung zum 1. Januar 2018 wurde die RegioTemp GmbH, eine vollkonsolidierte Tochter des innogy-Konzerns, auf die Regionetz GmbH, Aachen (vor Umfirmierung INFRAWEST GmbH), eine vollkonsolidierte Tochter der Stadtwerke Aachen AG (kurz: STAWAG), verschmolzen. Im Gegenzug dafür erhält innogy 49% der Anteile an der Regionetz GmbH. Trotz der Stimmrechtsminderheit hat innogy aufgrund vertraglicher Vereinbarungen eine beherrschende Stellung im Sinne des IFRS 10 inne und vollkonsolidiert die Regionetz GmbH. Durch die Transaktion kommt es zur Erstkonsolidierung des Geschäftsbetriebs "Netze" der (ehemaligen) INFRAWEST GmbH und zur Reduzierung der Anteile an dem Geschäftsbetrieb der (ehemaligen) RegioTemp GmbH.

Die Regionetz GmbH betreibt im Wesentlichen Verteilnetze für Strom, Gas, Wärme und Wasser in der Stadt Aachen, in der Städteregion Aachen sowie in Teilen der Kreise Heinsberg und Düren. Die Vermögenswerte und Schulden umfassen den Betrieb der verschmolzenen RegioTemp GmbH als Einlage von innogy und den aus der STAWAG ausgegliederten, vertraglich bereits seit Jahresbeginn 2018 von innogy kontrollierten Teilbetrieb "Netze" als Einlage der STAWAG.

innogy hat im Gegenzug für einen Anteil von 49% an der Regionetz GmbH die vollkonsolidierte Tochter RegioTemp GmbH in die Gesellschaft eingebracht. Daher wird als Anschaffungskosten der als Barwert künftiger Cashflows ermittelte Fair Value des 51%-Anteils an der von innogy eingebrachten Tochter RegioTemp GmbH angesetzt (90 Mio. €). Zudem wird in den Anschaffungskosten eine bedingte Zahlungsverpflichtung in Höhe von 12 Mio. € berücksichtigt. Die bedingte Zahlungsverpflichtung ist abhängig von regulatorischen Unsicherheiten und kann zu einer nominellen Zahlung zwischen 5 Mio. € und maximal 12 Mio. € führen. Daraus ergibt sich ein beizulegender Zeitwert der Gegenleistung von 102 Mio. €.

Die im Rahmen der Transaktion übernommenen Vermögenswerte und Schulden sind in der folgenden Tabelle dargestellt:

Bilanzposten in Mio. €	IFRS-Buchwerte (beizulegender Zeitwert) bei Erstkonsolidierung
Langfristige Vermögenswerte	286
Kurzfristige Vermögenswerte	37
Langfristige Schulden	109
Kurzfristige Schulden	8
Nettovermögen	206
Anteile anderer Gesellschafter	105
Anschaffungskosten (nicht zahlungswirksam)	102
Geschäfts- oder Firmenwert	1

Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten enthaltenen Forderungen belief sich auf 28 Mio. € und entsprach im Wesentlichen dem Nennwert der Forderungen, die voll einbringlich sind. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist im Wesentlichen auf künftig zu erwartende Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen.

Seit der erstmaligen Konsolidierung hat der Teilbetrieb "Netze" der STAWAG 177 Mio. € zum Umsatz und 15 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen.

Weitere Unternehmenserwerbe

Aus den weiteren Unternehmenserwerben des Geschäftsjahres resultierten in Summe die in der folgenden Tabelle dargestellten übernommenen Vermögenswerte und Schulden:

Bilanzposten in Mio. €	IFRS-Buchwerte (beizulegender Zeitwert) bei Erstkonsolidierung
Langfristige Vermögenswerte	61
Kurzfristige Vermögenswerte	17
Langfristige Schulden	9
Kurzfristige Schulden	24
Nettovermögen	45
Anteile anderer Gesellschafter
Anschaffungskosten	113
Geschäfts- oder Firmenwert	68

Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar 2018 erfolgt, würde das Ergebnis des Konzerns -286 Mio. € und der Konzernumsatz 35.067 Mio. € (ohne Erdgas- und Stromsteuer) betragen.

Veräußerungen

Insgesamt wurden aus Verkaufstransaktionen, die zum Verlust der Beherrschung über zuvor vollkonsolidierte Unternehmen führten, Veräußerungsergebnisse in Höhe von 16 Mio. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen und sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst (Vorjahr: 19 Mio. €). Davon entfielen 0 Mio. € (Vorjahr: 14 Mio. €) auf Neubewertungen verbleibender Anteile.

Im Rahmen von Kaufs- und Verkaufstransaktionen, mit denen innogy Beherrschung über zuvor nicht vollkonsolidierte Unternehmen erlangt oder Beherrschung über zuvor vollkonsolidierte Unternehmen verloren hat, wurden Kaufpreise in Höhe von 216 Mio. € (Vorjahr: 159 Mio. €) entrichtet und Verkaufspreise in Höhe von 27 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) erzielt. Die Verkaufspreise wurden ausschließlich in Zahlungsmitteln vereinnahmt. Die Kaufpreise wurden in Höhe von 113 Mio. € in Zahlungsmitteln entrichtet; in Höhe von 12 Mio. € wurden Verbindlichkeiten eingegangen, und in Höhe von 91 Mio. € bestand die Gegenleistung in der Beteiligung des Veräußerers an einem Unternehmen des innogy-Konzerns, wie vorstehend im Abschnitt "Unternehmenserwerbe" für die Regionetz GmbH beschrieben. Damit verbunden wurden flüssige Mittel (ohne Berücksichtigung von "zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten") in Höhe von 5 Mio. € (Vorjahr: 25 Mio. €) erworben und in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €) veräußert.

Beendigung des Ausweises als nicht fortgeführte Aktivitäten

innogy und SSE hatten am 8. November 2017 ursprünglich vereinbart, die Vertriebsaktivitäten der innogy-Tochtergesellschaft npower mit den B2C-Vertriebs-aktivitäten (Endkundengeschäft) sowie dem "Energy+" Geschäft von SSE in Großbritannien zusammenzuführen. Es war vorgesehen, dass innogy einen Minderheitsanteil in Höhe von 34,4% an dem zusammengeführten Unternehmen halten sollte. Mit Zustimmung einer qualifizierten Mehrheit der SSE-Aktionäre wurden die Vertriebsaktivitäten der npower seit dem 19. Juli 2018 als nicht fortgeführte Aktivitäten gemäß IFRS 5 bilanziert.

In Verbindung mit der Bilanzierung gemäß IFRS 5 erfolgte erstmalig im dritten Quartal die Bewertung der nicht fortgeführten Aktivitäten zum niedrigeren Wert aus Buchwert und beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten. Dieser betrug 1,3 Mrd. € (Enterprise Value). Hieraus resultierte im dritten Quartal ein erforderlicher Wertminderungsaufwand in Höhe von 748 Mio. €, der vollständig auf den zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwert entfiel.

Am 17. Dezember 2018 wurden die Verhandlungen zwischen innogy und SSE ergebnislos beendet. Grund hierfür ist, dass beide Parteien angesichts der drastischen Verschlechterung des Marktumfeldes keine einvernehmliche Lösung hinsichtlich der notwendigen direkten und indirekten Finanzierungsbeiträge finden konnten. Daher werden die Vertriebsaktivitäten der npower nunmehr wieder als fortgeführte Aktivitäten ausgewiesen.

Im Zuge der Beendigung der Bilanzierung gemäß IFRS 5 erfolgte die Bewertung der Aktivitäten zum niedrigeren Wert aus Buchwert vor Klassifizierung als nicht fortgeführte Aktivitäten abzüglich in der Zwischenzeit angefallener planmäßiger Abschreibungen und dem erzielbaren Betrag zum Zeitpunkt der Reklassifizierung. In diesem Zusammenhang wurde aufgrund verschlechterter kommerzieller Annahmen und erschwerter regulatorischer Rahmenbedingungen eine weitere Wertberichtigung in Höhe von 921 Mio. € (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €) vorgenommen. Dies führte zu einer vollständigen Abschreibung des zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerts. Der übersteigende Betrag in Höhe von 142 Mio. € minderte andere immaterielle Vermögenswerte.

Infolge der Umklassifizierung als fortgeführte Aktivitäten wurden die vorgenommenen außerplanmäßige Abschreibungen dem Ergebnis aus fortgeführten Tätigkeiten zugeordnet. Zudem wurden die planmäßigen Abschreibungen, die in der Zwischenzeit nach IFRS 5 ausgesetzt wurden, nachgeholt. Dies führte zu einer negativen Ergebniswirkung in Höhe von 10 Mio. €.

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. Zwei (Vorjahr: zwei) Tochtergesellschaften haben mit dem 31. März einen abweichenden Abschlussstichtag. Vom Kalenderjahr abweichende Geschäftsjahre sind auf wirtschaftliche bzw. steuerliche Gründe oder länderspezifische Vorschriften zurückzuführen.

Unternehmenszusammenschlüsse werden nach der Erwerbsmethode bilanziert. Das heißt, bei der Kapitalkonsolidierung wird der Kaufpreis zuzüglich des Betrags der nicht beherrschenden Anteile mit dem neu bewerteten Nettovermögen der erworbenen Tochterunternehmen zum Erwerbszeitpunkt verrechnet. Dabei können die nicht beherrschenden Anteile entweder mit dem entsprechenden Anteil des identifizierbaren Nettovermögens oder mit ihrem beizulegenden Zeitwert bewertet werden. Die ansatzfähigen Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden der Tochterunternehmen werden - unabhängig von der Höhe des nicht beherrschenden Anteils - mit ihren vollen beizulegenden Zeitwerten angesetzt. Immaterielle Vermögenswerte sind gesondert vom Geschäfts- oder Firmenwert zu bilanzieren, wenn sie vom Unternehmen abtrennbar sind oder aus einem vertraglichen oder anderen Recht resultieren. Bei der Kaufpreisallokation werden gemäß IFRS 3 Restrukturierungsrückstellungen nicht neu gebildet. Übersteigt der Kaufpreis das neu bewertete anteilige Nettovermögen der erworbenen Tochtergesellschaft, wird der Unterschiedsbetrag als Geschäfts- oder Firmenwert aktiviert. Liegt der Kaufpreis darunter, wird der Unterschiedsbetrag erfolgswirksam aufgelöst.

Für Unternehmenszusammenschlüsse unter gemeinsamer Beherrschung wird die Buchwertfortführungsmethode angewendet. Somit werden Vermögenswerte und Schulden, die im Rahmen eines Unternehmenszusammenschlusses von anderen RWE-Unternehmen auf den innogy-Konzern übertragen wurden, für den gesamten berichteten Zeitraum mit denselben Beträgen wie im RWE-Konzernabschluss angesetzt; dies gilt auch für den Goodwill. Bilanzposten, die aus Geschäften mit RWE-Konzernunternehmen resultieren und infolgedessen im RWE-Konzernabschluss nicht angesetzt sind, werden im innogy-Konzernabschluss nach den jeweils relevanten IFRS-Bestimmungen bewertet. Die im Jahr 2016 im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen unter gemeinsamer Beherrschung gegebenen oder erhaltenen Gegenleistungen wurden direkt im Eigenkapital in der Position "Entnahmen/Einlagen" gezeigt und im Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen. Im Jahr 2018 gab es keine derartigen Transaktionen.

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 Verlust im Beherrschungsstatus, werden die verbleibenden Anteile erfolgswirksam neu bewertet.

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

Bei at-Equity-bilanzierten Beteiligungen werden Geschäfts- oder Firmenwerte nicht gesondert ausgewiesen, sondern im Wertansatz der Beteiligung erfasst. Im Übrigen gelten die oben beschriebenen Konsolidierungsgrundsätze analog. Falls außerplanmäßige Abschreibungen des Equity-Wertes erforderlich werden, werden diese im Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen ausgewiesen. Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden nach einheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Bei gemeinschaftlichen Tätigkeiten werden die innogy zuzurechnenden Vermögenswerte, Schulden, Aufwendungen und Erträge der betreffenden Gesellschaften bilanziert. Falls sich bei einer gemeinschaftlichen Tätigkeit die Anteilsquote von innogy von dem Anteil, der innogy am Output der Tätigkeit zusteht (Abnahmequote), unterscheidet, werden 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 Fremdwährungsposten werden ergebniswirksam berücksichtigt, soweit sie nicht im Sicherungszusammenhang mit einem künftigen Cash Flow oder einer in einem Fremdwährungsraum operierenden Geschäftseinheit bilanziert werden. Im abgelaufenen Geschäftsjahr ergab sich per Saldo ein Verlust von 2 Mio. € (Vorjahr: Gewinn von 155 Mio. €). Hierin nicht enthalten sind die Ergebnisbeiträge aus derivativen Währungsinstrumenten. Die im innogy-Konzern geltenden Grundsätze zum Management von Währungsrisiken werden auf Seite 172 erläutert.

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

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

Wechselkurse	Durchschnitt		Stichtag
in €	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
100 ungarische Forint	0,31	0,32	0,31	0,32
1 polnischer Zloty	0,23	0,24	0,23	0,24

Rechnungslegungsmethoden

Der Umsatz von innogy besteht im Wesentlichen aus den Erträgen aus der Erzeugung erneuerbarer Energien, aus der Strom- und Gasverteilung und -versorgung sowie aus der Entwicklung und Bereitstellung innovativer Energiemanagementlösungen.

Allgemeines

Bei allen Verträgen mit Kunden wird das Fünf-Schritte-Modell nach IFRS 15 Erlöse aus Verträgen mit Kunden angewandt. Dabei werden in einem ersten Schritt alle Verträge mit Kunden identifiziert. Daraufhin werden die abgrenzbaren Leistungsverpflichtungen des Konzerns aus dem Vertrag bestimmt und der Transaktionspreis bei Vertragsbeginn geschätzt. Auf Basis relativer Einzelveräußerungspreise wird der Gesamt-Transaktionspreis dann auf die identifizierten abgrenzbaren Leistungsverpflichtungen aus dem Vertrag aufgeteilt. In einem letzten Schritt wird festgelegt, zu welchem Zeitpunkt die Umsatzerlöse in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst werden.

Als einzelne Leistungsverpflichtung gilt jede Zusage, eigenständig abgrenzbare Güter oder Dienstleistungen auf den Kunden zu übertragen. Eigenständig abgrenzbar ist ein dem Kunden zugesagtes Gut oder eine zugesagte Dienstleistung dann, wenn der Kunde aus dem Gut oder der Dienstleistung gesondert oder zusammen mit anderen, für ihn jederzeit verfügbaren Ressourcen, einen Nutzen ziehen kann und zusätzlich die entsprechende Zusage von anderen im Vertrag genannten Leistungszusagen trennbar ist.

Das Unternehmen muss für jede identifizierte Leistungsverpflichtung zu Vertragsbeginn bestimmen, ob es die Verfügungsmacht über die zugesagten Güter oder Dienstleistungen für einen Zeitraum oder zu einem bestimmten Zeitpunkt überträgt. Der Übergang der Verfügungsmacht erfolgt für einen bestimmten Zeitraum, wenn eines der folgenden Kriterien zutrifft:

―	Dem Kunden fließt der Nutzen aus der Leistungserfüllung zu und er nutzt gleichzeitig die Leistung, während diese erbracht wird;
―	Durch die Leistung des Unternehmens wird ein Vermögenswert erzeugt oder der Wert eines Vermögenswerts gesteigert, der sich zum Zeitpunkt der Erzeugung oder Wertsteigerung in der Verfügungsmacht des Kunden befindet;
―	Durch die Leistung des Unternehmens wird ein Vermögenswert erzeugt, der keine alternativen Nutzungsmöglichkeiten für das Unternehmen aufweist, und das Unternehmen hat einen durchsetzbaren Zahlungsanspruch für die bisher erbrachten Leistungen.

Enthält der Vertrag eine variable Vergütung, werden Umsatzerlöse nur mit einem Betrag erfasst, bei dem eine wesentliche zukünftige Rücknahme unwahrscheinlich ist. Zu diesem Zwecke bewertet der Konzern u. a. die externen Faktoren, die eine solche Vergütung beeinflussen könnten. Die Erfahrungswerte, die der Konzern mit dieser Art von Verträgen hat, und den Zeitraum, innerhalb dessen die Unsicherheit bezüglich der variablen Vergütung wegfallen wird.

Die Einzelveräußerungspreise, die der Aufteilung des Gesamt-Transaktionspreises auf die identifizierten Leistungsverpflichtungen dienen, werden mithilfe der vom Konzern beim Einzelvertrieb der Güter oder Leistungen verwendeten Listenpreise ermittelt. Wenn keine Listenpreise vorliegen, werden die Einzelveräußerungspreise entweder auf Grundlage des Marktpreises für vergleichbare Güter oder Dienstleistungen oder auf Grundlage der erwarteten Kosten zuzüglich Marge geschätzt.

Energieversorgung

Die Versorgung von Haushalten und kleinen Gewerbebetrieben mit Strom und Gas gilt als ständige Bereitschaftsverpflichtung zur Lieferung von Strom oder Gas. Die entsprechenden Umsatzerlöse aus der Energielieferung und aus den Grundgebühren werden für einen bestimmten Zeitraum erfasst. Der Energieverbrauch wird weitgehend aufgrund der regelmäßig erfassten Zählerstände über das Jahr hinweg abgerechnet. Der jährliche Umsatzerlös aus der Energieversorgung wird auf Grundlage der fakturierten Stromkosten einschließlich eventueller Grundgebühren zuzüglich eines geschätzten Betrags für noch zu berechnenden Verbrauch und Grundgebühren sowie abzüglich des geschätzten Betrags für den am Ende des vorangegangenen Geschäftsjahres noch zu berechnenden Verbrauchs und Grundgebühren ermittelt.

Wenn der Vertrag eine Zahlung an den Kunden, z. B. einen Sofortbonus oder eine Treue-Prämie vorsieht, können sich daraus - je nach Zeitpunkt der Auszahlung - Vermögenswerte oder Rückstellungen ergeben. Eine solche Zahlung gilt als eine an den Kunden zu zahlende Gegenleistung, die als Minderung des Transaktionspreises erfasst wird. Die Abschreibung des Vermögenswertes bzw. der Aufbau der Rückstellung erfolgen entsprechend der Übertragung der zugesagten Güter oder Dienstleistungen auf den Kunden.

Bei Verträgen mit Gewerbekunden existieren unterschiedliche Vertragsarten. Verträge über die flexible Versorgung mit Gas und/oder Strom, die den oben genannten Verträgen mit Privatkunden oder kleinen Unternehmenskunden ähneln, werden auch ähnlich behandelt. Bei den sogenannten linearen Produkten, bei denen eine bestimmte fixe Energiemenge zu einem bestimmten Zeitpunkt bereitgestellt wird, werden die Umsatzerlöse zu diesem Zeitpunkt erfasst.

Netzentgelte

In den meisten Ländern, in denen der Konzern tätig ist, berechnen die Netzbetreiber den Kunden ein monatliches Entgelt für den Zugang zum Netz zuzüglich eines mengenabhängigen Entgelts für den tatsächlichen Energietransport. Die von unseren Netzgesellschaften berechneten Netzentgelte werden aufgrund dessen, dass Zugang zum Netz und Transportleistung nicht voneinander abgrenzbar sind und kontinuierlich bereitgestellt werden, für einen bestimmten Zeitraum erfasst.

Vertrieb innovativer Energiedienstleistungen

Hierbei werden Erlöse aus dem Verkauf von Gütern erzielt, die zu einem bestimmten Zeitpunkt, an dem auch die Verfügungsmacht auf den Kunden übergeht, geliefert werden. Erlöse werden außerdem mit der Erbringung von Dienstleistungen erzielt, wobei die Erlöse entweder zu einem bestimmten Zeitpunkt oder über einen Zeitraum erfasst werden, je nachdem, wann und wie die Dienstleistungen für den Kunden erbracht werden. Umsatzerlöse aus der Erbringung von Dienstleistungen werden in der Berichtsperiode erfasst, in der die Leistungen erbracht werden. Bei Festpreisverträgen werden die Erlöse auf Basis der bis zum Ende der Berichtsperiode tatsächlich erbrachten Leistungen im Verhältnis zu der zu erbringenden Gesamtleistung anteilig erfasst.

innogy als Agent

In einigen Fällen handelt innogy nicht als Prinzipal gegenüber dem Kunden, sondern als Agent. Für die meisten solcher Verträge erfasst innogy keine Umsatzerlöse. Beispiele dafür sind Verträge über die Weitergabe von Marktprämien im EEG-Direktvermarktungsmodell oder über die Netzentgelte, die der Energieversorger in manchen Ländern, z. B. den Niederlanden, im Namen des Netzbetreibers in Rechnung stellt. Wenn innogy in anderen Verträgen als Agent auftritt und für die Agentenleistung eine Provision oder Gebühr erhält, wird nur diese als Umsatzerlös erfasst.

Finanzierungskomponenten und Zahlungsbedingungen

Normalerweise schließt der Konzern keine Verträge ab, bei denen der Zeitraum zwischen der Übertragung der vereinbarten Güter oder Leistungen an den Kunden und der Zahlung durch den Kunden mehr als ein Jahr beträgt. Folglich werden die zugesagten Gegenleistungen im Konzern in der Regel nicht an den Zeitwert des Geldes angepasst, um den Transaktionspreis zu ermitteln. Sollte ein Vertrag mit einer Vertragslaufzeit von weniger als einem Jahr eine wesentliche Finanzierungskomponente enthalten, wird das Unternehmen die zugesagte Gegenleistung nicht um den Zeitwert des Geldes anpassen, um den Transaktionspreis zu ermitteln.

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 Stromproduktionsanlage erforderlichen Genehmigungen wird als Operating Right oder Nutzungs- und Betriebskonzession bezeichnet. Operating Rights werden grundsätzlich über die wirtschaftliche Nutzungsdauer der Stromproduktionsanlage linear abgeschrieben. Die Nutzungsdauer von Wegenutzungsverträgen im Strom- und Gasbereich sowie von sonstigen Nutzungsrechten beträgt i. d. R. 20 Jahre. Konzessionen im Wassergeschäft umfassen i. d. R. einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Aktivierte Kundenbeziehungen werden über maximal zehn Jahre abgeschrieben.

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

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

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

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

Sachanlagen - mit Ausnahme von Grund und Boden sowie grundstücksgleichen Rechten - werden grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf eher entspricht. Für planmäßige Abschreibungen unserer typischen Anlagen legen wir die folgenden konzerneinheitlichen Nutzungsdauern zugrunde:

Nutzungsdauer in Jahren
Gebäude	10-54
Technische Anlagen
Thermische Kraftwerke	10-40
Windkraftanlagen	Bis zu 23
Stromnetze	20-45
Wasserleitungsnetze	20-80
Gas- und Wasserspeicher	15-60
Gasverteilungsanlagen	10-40
Sonstige regenerative Anlagen	4-40

Bei Operating-Leasing-Transaktionen, bei denen innogy Leasingnehmer ist, werden die Leasingraten über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst. Ist innogy 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 unter den übrigen Finanzanlagen ausgewiesenen Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen und an nicht nach der Equity-Methode bilanzierten assoziierten (Gemeinschaftsunternehmen werden ergebniswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Die übrigen Beteiligungen werden ebenfalls zum beizulegenden Zeitwert bewertet. Für einen Teil dieser Eigenkapitalinstrumente wird die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im Other Comprehensive Income in Anspruch genommen. Die langfristigen Wertpapiere werden zum beizulegenden Zeitwert bilanziert und Wertänderungen in Abhängigkeit ihrer Klassifikation ergebniswirksam oder ergebnisneutral ausgewiesen. Die Zugangsbewertung findet zum Erfüllungstag statt; nicht realisierte Gewinne und Verluste werden unter Berücksichtigung latenter Steuern und in Abhängigkeit ihrer Bewertungskategorie im Other Comprehensive Income oder der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Bei Veräußerung von Eigenkapitalinstrumenten, für die die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts im Other Comprehensive Income angewendet wird, verbleiben etwaige Gewinne/Verluste innerhalb des Eigenkapitals und werden nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert. Für Fremdkapitalinstrumente, die ergebnisneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, wird die Wertminderung in Höhe der erwarteten Kreditverluste ergebniswirksam erfasst.

Die Forderungen umfassen Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie sonstige Forderungen. Von derivativen Finanzinstrumenten abgesehen werden Forderungen und sonstige Vermögenswerte grundsätzlich mit den fortgeführten Anschaffungskosten abzgl. einer Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste bewertet. Die Risikovorsorge basiert auf dem Ausfallrisiko der Gegenpartei. Gemäß konzerninternen Vorgaben werden die Wertansätze bei Forderungen grundsätzlich über ein Wertberichtigungskonto korrigiert. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind erhaltene Abschlagszahlungen mit dem abgegrenzten, noch nicht abgelesenen Verbrauch unserer Kunden verrechnet.

Die unter den Finanzforderungen ausgewiesenen Ausleihungen sind grundsätzlich mit den fortgeführten Anschaffungskosten abzüglich einer Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste bewertet. Marktüblich verzinsliche Ausleihungen werden zum Nominalwert bilanziert. Zinslose oder niedrigverzinsliche Ausleihungen werden dagegen grundsätzlich mit ihrem abgezinsten Betrag unter Verwendung eines risikoadäquaten Zinssatzes abzüglich einer Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste bilanziert. Ausleihungen, deren vertraglich vereinbarte Zahlungsströme nicht ausschließlich Tilgungs- und Zinszahlungen auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen, werden erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanziert.

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

Vertragsvermögenswerte und Vertragsverbindlichkeiten ("Contract Assets" und "Contract Liabilities") entstehen im Rahmen von Verträgen mit Kunden, wenn eine der Parteien ihre Verpflichtungen aus dem Vertrag erfüllt hat. Je nachdem, ob der Konzern seine Leistung erbracht oder der Kunde die Zahlung geleistet hat, entsteht ein Vertragsvermögenswert oder eine Vertragsverbindlichkeit. In dem Moment, in dem der Anspruch des Konzerns auf Erhalt einer Gegenleistung unbedingt ist, wird der entsprechende Betrag als Forderung 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. Im Wesentlichen werden von Kunden für den Netzanschluss erhaltene Baukostenzuschüsse als Vertragsverbindlichkeiten ausgewiesen. Die Vertragsvermögenswerte und Vertragsverbindlichkeiten werden unter den sonstigen Vermögenswerten oder übrigen Verbindlichkeiten ausgewiesen.

Fallen zusätzliche Kosten der Vertragsanbahnung an, werden diese aktiviert, wenn zu erwarten ist, dass sie in Zukunft zurückerlangt werden. Die aktivierten Kosten werden über die geschätzte Vertragslaufzeit planmäßig in Abhängigkeit davon abgeschrieben, wie die Güter oder Dienstleistungen, auf die sich die Kosten beziehen, auf den Kunden übertragen werden. Das Unternehmen schätzt die Vertragslaufzeit auf der Grundlage von Erfahrungswerten mit vergleichbaren Verträgen oder Kundengruppen. Beträgt die geschätzte Vertragslaufzeit weniger als ein Jahr, werden die Kosten sofort in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Ertragsteuern umfassen alle laufenden und latenten Steuern auf Grundlage des steuerpflichtigen Gewinns. In ihre Berechnung werden die gültigen gesetzlichen Regelungen in den Ländern, in denen innogy tätig ist, einbezogen. Zinsen und sonstige Zuschläge im Zusammenhang mit Ertragsteuern werden nicht im Ertragsteueraufwand erfasst.

Geschäftsvorfälle im innogy-Konzern, die wegen eines Bezugs zu früheren Veranlagungsperioden Besteuerungsgrundlagen anderer RWE-Unternehmen beeinflussen, werden im Steueraufwand des innogy-Konzerns so berücksichtigt, wie sie sich ohne Zugehörigkeit zum RWE-Konzern auswirken würden. Soweit hieraus keine Steuerguthaben oder Steuerschulden des innogy-Konzerns resultieren, wird als Gegenposten zu Ertrag oder Aufwand eine ergebnisunwirksame Eigenkapitalveränderung als Entnahme bzw. Einlage ausgewiesen.

Latente Steuern resultieren aus temporären Unterschieden zwischen IFRS- und Steuerbilanzen der Einzelgesellschaften sowie aus Konsolidierungsvorgängen. Die aktiven latenten Steuern umfassen auch Steuerminderungsansprüche, die sich aus der erwarteten Nutzung bestehender Verlustvorträge in Folgejahren ergeben. Latente Steuern sind dann zu aktivieren, wenn damit verbundene wirtschaftliche Vorteile mit hinreichender Sicherheit genutzt werden können. Ihre Höhe richtet sich nach den Steuersätzen, die im betreffenden Land zum Realisationszeitpunkt gelten bzw. voraussichtlich gelten werden. Maßgeblich sind die am Bilanzstichtag gültigen bzw. verabschiedeten steuerlichen Vorschriften. Für die Berechnung der latenten Steuern in Deutschland wird ein Steuersatz von 31,4% (Vorjahr: 31,4%) herangezogen. Er ergibt sich aus dem geltenden Körperschaftsteuersatz von 15%, dem Solidaritätszuschlag in Höhe von 5,5% und dem konzerndurchschnittlichen Gewerbeertragsteuersatz. Aktive und passive latente Steuern werden je Gesellschaft bzw. Organkreis saldiert.

Vorräte sind Vermögenswerte, die zum Verkauf im normalen Geschäftsgang gehalten werden (fertige Erzeugnisse und Waren), die sich in der Herstellung befinden (unfertige Erzeugnisse und Leistungen) oder die bei der Herstellung von Produkten oder der Erbringung von Dienstleistungen verbraucht werden (Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe).

Vorräte werden 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.

Soweit bei früher abgewerteten Vorräten der Nettoveräußerungswert gestiegen ist, wird die Wertaufholung als Minderung des Materialaufwands 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 ergebniswirksam oder ergebnisneutral 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 in Abhängigkeit der zugrundeliegenden Bewertungskategorie erfolgswirksam oder erfolgsneutral im Other Comprehensive Income erfasst. Für Fremdkapitalinstrumente, die ergebnisneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, wird eine Wertminderung in Höhe der erwarteten Kreditverluste ergebniswirksam erfasst. Die im Other Comprehensive Income aufgelaufenen Änderungen werden nur für die Fremdkapitalinstrumente bei Abgang ergebniswirksam 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 bzw. Discontinued Operations) handeln. Schulden, die zusammen mit Vermögenswerten in einer Transaktion abgegeben werden sollen, sind Bestandteil einer Veräußerungsgruppe oder nicht fortgeführten Aktivität und werden als zur Veräußerung bestimmte Schulden gesondert ausgewiesen.

Zur Veräußerung bestimmte langfristige Vermögenswerte unterliegen keiner planmäßigen Abschreibung. Sie werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten angesetzt, sofern dieser Betrag niedriger ist als der Buchwert.

Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einzelner zur Veräußerung bestimmter Vermögenswerte und von Veräußerungsgruppen werden bis zur endgültigen Veräußerung im Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Gewinne oder Verluste aus der Bewertung einer Discontinued Operation und aus der Bewertung von zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten einer Discontinued Operation werden im Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.

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

Rückstellungen werden für sämtliche am Bilanzstichtag gegenüber Dritten bestehenden rechtlichen oder faktischen Verpflichtungen gebildet, die sich daraus ergeben, dass vergangene Ereignisse wahrscheinlich zu einem Ressourcenabfluss führen werden, dessen Höhe verlässlich geschätzt werden kann. Die Rückstellungen werden mit ihrem voraussichtlichen Erfüllungsbetrag angesetzt und nicht mit Erstattungsansprüchen saldiert. Wenn eine Rückstellung eine große Anzahl von Positionen umfasst, wird die Verpflichtung durch Gewichtung aller möglichen Ergebnisse mit ihren jeweiligen Eintrittswahrscheinlichkeiten geschätzt (Erwartungswertmethode).

Alle langfristigen Rückstellungen werden mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten voraussichtlichen Erfüllungsbetrag bilanziert. Bei der Ermittlung dieses Betrags sind auch die bis zum Erfüllungszeitpunkt voraussichtlich eintretenden Kostensteigerungen zu berücksichtigen.

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

Rückstellungen werden grundsätzlich gegen den Aufwandsposten aufgelöst, gegen den sie gebildet wurden.

Für die Verpflichtung, Zertifikate alternativer Energien bei den zuständigen Behörden einzureichen, wird eine Rückstellung gebildet, die mit dem Buchwert der dafür aktivierten Zertifikate alternativer Energien bewertet wird. Ist ein Teil der Verpflichtung nicht durch vorhandene Zertifikate gedeckt, wird die Rückstellung hierfür mit dem Marktpreis der Zertifikate alternativer Energien am Stichtag bewertet.

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 Method) ermittelt. Beim Anwartschaftsbarwertverfahren werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch erwartete künftige Steigerungen von Gehältern und Renten berücksichtigt. Die Berechnung stützt sich auf versicherungsmathematische Gutachten unter Berücksichtigung biometrischer Daten: für Deutschland insbesondere die Richttafeln 2018 G von Klaus Heubeck (Vorjahr: 2005 G), für Großbritannien Standard SAPS Table S2PA (Vorjahr: S2PA). Die Rückstellung ergibt sich aus dem Saldo des versicherungsmathematischen Barwerts 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.

Verbindlichkeiten umfassen die Ertragsteuerverbindlichkeiten, Finanzverbindlichkeiten, Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie übrige Verbindlichkeiten. Sie werden bei erstmaligem Ansatz mit ihrem beizulegenden Zeitwert einschließlich Transaktionskosten erfasst und in den Folgeperioden - mit Ausnahme der derivativen Finanzinstrumente - mit den fortgeführten Anschaffungskosten bewertet.

Des Weiteren sind in den übrigen Verbindlichkeiten auch Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung von Minderheitenanteilen (Put-Optionen) enthalten.

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.

Cashflow 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 Cashflow Hedge vor, werden die nicht realisierten Gewinne und Verluste des Sicherungsgeschäfts zunächst im Other Comprehensive Income erfasst. Sie gehen erst dann in die Gewinn- und Verlustrechnung ein, wenn das abgesicherte Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Werden geplante Transaktionen gesichert und führen diese Transaktionen in späteren Perioden zum Ansatz eines finanziellen Vermögenswertes oder einer finanziellen Verbindlichkeit, sind die bis zu diesem Zeitpunkt im Eigenkapital erfassten Beträge in derjenigen Periode erfolgswirksam aufzulösen, in der auch der Vermögenswert oder die Verbindlichkeit das Periodenergebnis beeinflusst. Führen die Transaktionen zum Ansatz von nicht finanziellen Vermögenswerten oder Verbindlichkeiten, z. B. zum Erwerb von Sachanlagevermögen, werden die erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Beträge mit dem erstmaligen Wertansatz des Vermögenswertes oder der Verbindlichkeit verrechnet.

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

In IFRS 9 ist festgelegt, unter welchen Voraussetzungen Sicherungsbeziehungen bilanziell erfasst werden dürfen. Unter anderem müssen sie ausführlich dokumentiert sein und die nachfolgend aufgeführten Effektivitätsanforderungen erfüllen:

―	Zwischen dem Grundgeschäft und dem Sicherungsgeschäft besteht ein wirtschaftlicher Zusammenhang.
―	Die Auswirkung des Kreditrisikos dominiert nicht die Wertänderungen, die aus dem wirtschaftlichen Zusammenhang resultieren.
―	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 (Eigenverbrauchsverträge), 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 Eigenverbrauchsverträge.

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 Eigenverbrauchsverträge als schwebende Geschäfte zu bilanzieren sind.
―	Finanzielle Vermögenswerte werden abhängig von der vertraglichen Zahlungsströmen und dem 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 finanziellen Vermögenswerten im Anwendungsbereich der Wertberichtigungsvorschriften ist die Höhe der erwarteten Kreditverluste zu bestimmen.
―	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 ggf. zugehörige Schulden als "zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte bzw. Schulden" auszuweisen und zu bewerten.

Schätzungen und Beurteilungen des Managements.

DieAufstellung 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 auf die Angabe von Eventualschulden auswirken.

Diese Annahmen und Schätzungen beziehen sich u. a. auf die Bilanzierung und Bewertung von Rückstellungen. Bei langfristigen Rückstellungen stellt neben der Höhe und dem Zeitpunkt zukünftiger Zahlungsströme auch die Bestimmung des Abzinsungsfaktors eine wichtige Schätzgröße dar. Der Abzinsungsfaktor für Pensionsverpflichtungen wird auf Grundlage der auf den Finanzmärkten am Bilanzstichtag beobachtbaren Renditen erstrangiger festverzinslicher Unternehmensanleihen ermittelt.

Der Werthaltigkeitstest für Geschäfts- oder Firmenwerte und Anlagevermögen stützt sich auf zukunftsbezogene Annahmen, die regelmäßig angepasst werden. Für das Anlagevermögen ist zu jedem Stichtag zu prüfen, ob ein Anhaltspunkt für eine Wertminderung vorliegt.

Bei der Erstkonsolidierung eines erworbenen Unternehmens werden die identifizierbaren Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden mit ihrem beizulegenden Zeitwert angesetzt. Der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts liegen u. a. Bewertungsmethoden zugrunde, die eine Prognose der zukünftig erwarteten Cashflows 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 innogy tätig ist, berücksichtigt. Sollten sich die Rahmenbedingungen anders als erwartet entwickeln, können die tatsächlichen Beträge von den Schätzwerten abweichen. In solchen Fällen werden die Annahmen und, falls erforderlich, die Buchwerte der betroffenen Vermögenswerte und Schulden angepasst.

Zum Zeitpunkt der Aufstellung des Konzernabschlusses ist nicht davon auszugehen, dass sich wesentliche Änderungen gegenüber den zugrunde gelegten Annahmen und Schätzungen ergeben.

Kapitalmanagement.

Die Anleiheverbindlichkeiten des innogy-Konzerns betragen nominal 13,3 Mrd. € (Vorjahr: 12,1 Mrd. €). Die Verbindlichkeiten gegenüber der RWE AG belaufen sich auf 1,7 Mrd. € (Vorjahr: 1,7 Mrd. €) und gegenüber der Europäischen Investmentbank (EIB) auf 1,0 Mrd. € (Vorjahr: 1,0 Mrd. €).

Im Vordergrund der Finanzstrategie von innogy steht die Gewährleistung des permanenten Zugangs zum Kapitalmarkt, um die effiziente Refinanzierung der fälligen Schulden zu jeder Zeit zu ermöglichen. Diesem Ziel dienen das solide Rating im Investment-Grade-Bereich, der angestrebte positive Cashflow sowie die Vorfinanzierung eines Teils der langfristigen Rückstellungen durch angelegtes Finanzvermögen.

Das Kreditrating von innogy 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.

Die von innogy ausgegebenen nicht nachrangigen Anleihen werden derzeit von Fitch mit "A-" und stabilem Ausblick, von Standard & Poor's mit "BBB" und stabilem Ausblick und von Moody's mit "Baa2" und stabilem Ausblick bewertet. Damit bewegt sich unser Rating im Bereich "Investment Grade". Die Bonitätsnoten für kurzfristige innogy-Anleihen lauten "F2", "A2" und "P-2".

Änderungen der Rechnungslegungsvorschriften

Der International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben neue IFRS und Änderungen bei bestehenden IFRS bzw. eine neue Interpretation verabschiedet, die für den innogy-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 verpflichtend anzuwenden sind:

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 stellt einheitliche Kriterien auf, wann für eine Leistungserbringung Umsatzerlöse zeitpunkt- bzw. zeitraumbezogen zu realisieren sind. Umsatzerlöse sind demnach dann zu erfassen, wenn der Kunde die Verfügungsmacht über die vereinbarten Güter und Dienstleistungen erlangt und Nutzen aus diesen ziehen kann.

innogy hat die modifiziert retrospektive Methode als Übergangsmethode für die Erstanwendung zum 1. Januar 2018 genutzt. Eine Anpassung der Vorjahresvergleichszahlen ist nicht erfolgt. Die Auswirkungen der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 wurden im Eigenkapital erfasst, wodurch sich die Gewinnrücklagen um 21 Mio. € vermindert haben.

Folgende Auswirkungen aus der Erstanwendung von IFRS 15 wurden identifiziert:

Umstellungseffekte zum 1. Januar 2018

Zum Zeitpunkt der Umstellung wurden 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. Ferner wurden in Höhe von 8 Mio. € Kosten der Vertragsanbahnung aktiviert. Die zugehörigen latenten Steuern betragen 9 Mio. €.

Die Umstellungseffekte je Bilanzposten sind in der Tabelle "Reklassifizierung nach IFRS 9 und IFRS 15 je Bilanzposten" auf Seite 134 dargestellt.

Prinzipal-Agent-Beziehungen

In Bezug auf regulatorische Gebühren, insbesondere im Bereich der erneuerbaren Energien, wurden vereinzelte Sachverhalte identifiziert, in denen sich innogy nach IFRS 15, anders als nach IAS 18, als Agent qualifiziert. Hintergrund dafür ist insbesondere, dass nach den neuen Regelungen des IFRS 15 das Kreditrisiko keinen Indikator für eine Prinzipalstellung mehr darstellt. Dies führt im Berichtssegment Netz & Infrastruktur im Geschäftsjahr 2018 zu einer Verringerung der Umsatzerlöse und des Materialaufwands in Höhe von 5,1 Mrd. €, da sich vom Übertragungsnetzbetreiber erhaltene Vergütungen aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz(EEG)-Direktvermarktungs- und Einspeisemodell nicht mehr als Umsatzerlöse qualifizieren. Eine Ergebniswirkung resultiert hieraus nicht.

Nach IFRS 9 bilanzierte Finanzinstrumente

Mit der erstmaligen Anwendung von IFRS 15 hat innogy den Ausweis unrealisierter Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten geändert. Seit dem 1. Januar 2018 werden sie nicht mehr als Umsatzerlöse bzw. Materialaufwendungen, sondern im sonstigen betrieblichen Ergebnis ausgewiesen. Die Umstellung führt zu einer Stabilisierung der Umsatzerlöse und hat keine Ergebniswirkung. Für das Berichtsjahr wurden Beträge von 2,6 Mrd. € in den sonstigen betrieblichen Erträgen und 2,5 Mrd. € in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen.

Zum 31. Dezember 2018 wirken sich die beschriebenen Änderungen des neuen Standards für Umsatzerlöse aus Kundenverträgen wie folgt aus:

in Mio. €	IFRS 15	IAS 18 und IAS 11	Implementierungseffekt
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.349	4.353	-4
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	4.407	4.405	2
Sonstige Rückstellungen	4.077	4.068	9
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	4.381	4.432	-51
Übrige Verbindlichkeiten	8.061	8.007	54

Die Änderungen betreffen folgende Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr 2018:

in Mio. €	IFRS 15	IAS 18 und IAS 11	Implementierungseffekt
Umsatzerlöse	35.063	42.720	-7.657
Materialaufwand	26.808	34.410	-7.602
Sonstige betriebliche Erträge	3.451	852	2.599
Sonstige betriebliche Aufwendungen	4.831	2.303	2.528

IFRS 9 "Finanzinstrumente" (2014) ersetzt die bisherigen Regelungen des IAS 39 zu Finanzinstrumenten. Der Standard beinhaltet geänderte Regelungen zu Bewertungskategorien für finanzielle Vermögenswerte und enthält kleinere Änderungen im Hinblick auf die Bewertung finanzieller Verbindlichkeiten. 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, Risikomanagementaktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. In Übereinstimmung mit den Übergangsregelungen des IFRS 9 erfolgt keine Anpassung der Vorjahresbuchwerte. Die Anwendung der neuen Klassifizierungs- und Bewertungsvorschriften und die Erfassung der damit verbundenen Umstellungseffekte erfolgt 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 grundsätzlich vier verschiedene Bewertungskategorien vor:

―	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente
―	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente, deren Wertänderungen bei Abgang erfolgswirksam erfasst werden (recycling)
―	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente, deren Wertänderungen bei Abgang im Eigenkapital verbleiben und nicht erfolgswirksam erfasst werden (kein recycling)
―	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente

Darüber hinaus enthält IFRS 9 neue Regelungen zu Wertminderungen finanzieller Vermögenswerte, die die Erfassung auf Basis erwarteter Ausfälle vorsehen.

Die nachfolgenden Tabellen fassen die Auswirkungen der neuen Klassifizierungs- und Wertminderungsvorschriften für finanzielle Vermögenswerte auf die einzelnen Bilanzposten sowie die jeweiligen Bewertungskategorien im Umstellungszeitpunkt zusammen:

Reklassifizierung nach IFRS 9 und IFRS 15 je Bilanzposten in Mio. €	Bewertungkategorie nach IAS 39	Bewertungskategorie nach IFRS 9	Buchwert gem. IAS 39 zum 31.12.2017	Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9	Anpassung gem. IFRS 15	Buchwert gem. IFRS 9/ IFRS 15 zum 01.01.2018
Übrige Finanzanlagen	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	762			762
		Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	77			77
Finanzforderungen	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	836	-14		822
		Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	35			35
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.321			1.321
	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	158		15	173
	Nicht im Anwendungsbereich von IFRS 7		1.040		132	1.172
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	4.204	-7	-124	4.073
Wertpapiere	Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	925			925
		Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	461			461
		Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	868			868
Flüssige Mittel	Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	1.070			1.070
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen			4.001		6	4.007
Übrige Verbindlichkeiten			6.444		-59	6.385
				-21 ¹	-30 ²

¹ Die zugehörigen latenten Steuern betragen 6 Mio. €.
² Die zugehörigen latenten Steuern betragen 9 Mio. €.

Ein Teil der in den übrigen Finanzanlagen sowie den Wertpapieren ausgewiesenen Fremdkapitalinstrumente, die gemäß IAS 39 der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare Finanzinstrumente" zugeordnet wurden, wird aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet, da die vertraglich vereinbarten Zahlungsströme aus diesen Finanzinstrumenten nicht ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen.

Sowohl die übrigen Finanzanlagen als auch die Wertpapiere enthalten Eigenkapitalinstrumente. Für diese Finanzinstrumente besteht konzernweit keine Handelsabsicht. Die Inanspruchnahme des Wahlrechts, die Veränderungen des beizulegenden Zeitwerts erfolgsneutral zu erfassen, wird je Eigenkapitaltitel einzeln überprüft. Darauf basierend werden diese im Rahmen der Erstanwendung von IFRS 9 entweder der Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente" oder der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet.

Ein Teil der Finanzforderungen, die. gem. IAS 39 der Kategorie "Kredite und Forderungen" zugeordnet wurden, wird aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 der Kategorie "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente" zugeordnet, da die Zahlungsströme aus diesen Fremdkapitalinstrumenten nicht ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen.

Ein Teil der in den Wertpapieren ausgewiesenen Fremdkapitalinstrumente wird von der IAS 39-Kategorie "Zur Veräußerung verfügbare Finanzinstrumente" aufgrund der Erstanwendung von IFRS 9 in die Kategorie "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente" zugeordnet. Hintergrund ist, dass die vertraglich vereinbarten Zahlungsströme aus diesen Finanzinstrumenten ausschließlich Zins und Tilgung auf den ausstehenden Kapitalbetrag darstellen und das jeweilige Geschäftsmodell neben der Vereinnahmung der vertraglich vereinbarten Zahlungsströme auch eine Veräußerung der Finanzinstrumente vorsieht.

Reklassifizierung nach IFRS 9 je Bilanzposten in Mio. €
Bewertungskategorie nach IAS 39	Bewertungskategorie nach IFRS 9	Buchwert gem. IAS 39 zum 31.12.2017	Zusätzliche Wertminderung nach IFRS 9	Buchwert gem. IFRS 9 zum 01.01.2018
Kredite und Forderungen	Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	6.268	-21	6.247
	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	35		35
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	925		925
	Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	538		538
	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.630		1.630
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte	1.321		1.321
		10.717	-21	10.696

In der nachfolgenden Tabelle ist die Überleitung vom Schlusssaldo der Wertberichtigungen nach IAS 39 zum 31. Dezember 2017 auf den Eröffnungsbilanzsaldo der Wertberichtigungen für Fremdkapitalinstrumente, die nach IFRS 9 wertberichtigt werden, zum 01. Januar 2018 dargestellt:

Überleitung der Risiko vorsorge nach IFRS 9 in Mio. €	Risikovorsorge nach IAS 39 zum 31.12.2017	Zusätzliche Risikovorsorge nach IFRS 9	Risikovorsorge nach IFRS 9 (vor Reklassifizierung)	Effekte aus der Reklassifizierung in die Bewertungskategorien "Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente" oder "Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete finanzielle Vermögenswerte"	Risikovorsorge für Fremdkapitalinstrumente, die nach IFRS 9 wertberichtigt werden, zum 01.01.2018
Übrige Finanzanlagen	41		41	-41
Finanzforderungen	124	14	138	-98 ¹	40
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	397	7	404		404
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1		1		1
	563	21	584	-139	445

¹ Betrifft eine zur Erfassung von anteiligen Verlusten eines assoziierten Unternehmens gebildete Risikovorsorge auf ein Darlehen, das als Teil der Nettoinvestition gem. IAS 28.38 anzusehen ist.

Neben den neuen Vorschriften zur Bilanzierung finanzieller Vermögenswerte umfasst IFRS 9 geringfügige Änderungen im Hinblick auf die Bilanzierung finanzieller Verbindlichkeiten. Für den innogy-Konzern haben diese Änderungen keine Auswirkungen.

Ferner enthält IFRS 9 neue Regelungen zur Sicherungsbilanzierung, die dazu führen sollen, Risikomanagementaktivitäten besser im Konzernabschluss abzubilden. Dazu erweitert IFRS 9 u. a. den Umfang der für das Hedge Accounting qualifizierenden Grundgeschäfte und sieht einen neuen Ansatz zur Effektivitätsbeurteilung vor.

innogy 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 innogy-Konzern erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Neue Sicherungsbeziehungen wurden im Umstellungszeitpunkt nicht designiert.

Die Fair-Value-Option für Eigenverbrauchsverträge sowie die Möglichkeit, die Zeitwertkomponente von Optionen bei Sicherungsbeziehungen auszuschließen, werden im innogy-Konzern nicht angewendet. Insgesamt haben die neuen Vorschriften zur Sicherungsbilanzierung keine wesentlichen Auswirkungen auf den innogy-Konzernabschluss.

Die nachfolgenden für den innogy-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2018 anzuwendenden Änderungen an Standards bzw. neuen Interpretationen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den innogy-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 und Änderungen an Standards verabschiedet, die in der 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 unabhängig vom wirtschaftlichen Eigentum an dem geleasten Vermögenswert ein Nutzungsrecht für den Vermögenswert zu aktivieren und eine korrespondierende Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes der fest vereinbarten Leasingzahlungen zu passivieren. Für den Leasinggeber ergeben sich - auch im Hinblick auf die weiterhin erforderliche Klassifizierung von Leasingverhältnissen - keine wesentlichen Änderungen gegenüber der aktuellen Bilanzierung nach IAS 17. Der neue Standard ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am 1. Januar 2019 oder danach beginnen. innogy wendet IFRS 16 nicht vorzeitig ab 2018 in Verbindung mit IFRS 15 an und wird die modifiziert retrospektive Methode bei der Umstellung auf IFRS 16 nutzen. Dies bedeutet, dass die Vorjahresvergleichszahlen im Geschäftsbericht zum 31. Dezember 2019 nicht angepasst werden. Der kumulierte Effekt aus der erstmaligen Anwendung wird zum 1. Januar 2019 im Eigenkapital erfasst. Im Übergangszeitpunkt werden die folgenden Wahlrechte und Ausnahmeregelungen in Anspruch genommen:

―	Verzicht auf eine erneute Beurteilung, ob bereits vor dem Erstanwendungszeitpunkt bestehende Verträge ein Leasingverhältnis gemäß IFRS 16 enthalten.
―	Ansatz des Nutzungsrechts 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.
―	Leasingverhältnisse, deren Laufzeit innerhalb der ersten zwölf Monate nach dem Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung endet, werden als kurzfristige Leasingverhältnisse behandelt.
―	Bewertung des Nutzungsrechts zum Zeitpunkt der erstmaligen Anwendung ohne Berücksichtigung etwaiger anfänglicher direkter Kosten.

Neben den zuvor aufgeführten Übergangsvorschriften macht innogy von den Ausnahmeregelungen Gebrauch, Leasingverhältnisse, die kurzfristige oder geringwertige Vermögenswerte betreffen, nicht als Nutzungsrechte in der Bilanz zu erfassen.

Nach aktuellen Schätzungen führt die Anwendung von IFRS 16 zu einer jährlichen Steigerung der Abschreibungen um 220 Mio. € bis 260 Mio. €. Das Finanzergebnis 2019 wird durch die Anwendung von IFRS 16 voraussichtlich in einer Höhe von 50 Mio. € bis 70 Mio. € belastet. Andererseits führen diese zwei Effekte zu einer Verringerung der sonstigen betrieblichen Aufwendungen um 250 Mio. € bis 290 Mio. €. Daher geht innogy von einem sogenannten Front-Loading-Effekt auf das Nettoergebnis im Bereich von 20 Mio. € bis 40 Mio. € vor Steuern aus.

Des Weiteren erhöhen sich das Sachanlagevermögen und die Nettofinanzschulden von innogy durch die Anwendung von IFRS 16 zum 1. Januar 2019 nach aktuellen Schätzungen jeweils um rund 2,2 Mrd. €. Der Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit beinhaltet dann grundsätzlich keine Leasingzahlungen von Leasingnehmern mehr, wird jedoch durch die Zinszahlungen für die Leasingverbindlichkeiten belastet. Die aktuelle Schätzung der Auswirkung auf den Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit geht von dessen Entlastung im Bereich zwischen 200 Mio. € und 220 Mio. € aus. Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit wird aufgrund der Zahlungen für die Tilgung der Leasingverbindlichkeiten mit einer ähnlichen Auswirkung sinken. Insgesamt bleiben die Mittelabflüsse unverändert.

Die nachfolgenden Standards und Änderungen an Standards sowie Interpretationen werden voraussichtlich keine wesentlichen Auswirkungen auf den innogy-Konzernabschluss haben. Teilweise sind diese noch nicht von der EU übernommen:

―	Änderungen an IFRS 9 "Vorfälligkeitsregelungen mit negativer Ausgleichsleistung" (2017)
―	Änderungen an IAS 28 "Langfristige Anteile an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen" (2017)
―	Änderungen an IAS 19 "Planänderung, -kürzung oder abgeltung" (2018)
―	Änderungen an IFRS 3 "Definition eines Geschäftsbetriebs" (2018)
―	IFRS 17 "Versicherungsverträge" (2017)
―	Jährliche Verbesserungen an den IFRS-Standards, Zyklus 2015-2017 (2017)
―	Änderungen an IAS 1 und IAS 8 "Definition von Wesentlichkeit" (2018)
―	IFRIC 23 "Bilanzierung von Steuerrisikopositionen" (2017)

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(1) Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse werden in der Segmentberichterstattung auf Seite 181 ff. nach Produkten und Unternehmensbereichen aufgegliedert.

Im Berichtsjahr und im Vorjahr hat innogy mit keinem einzelnen Kunden mehr als 10% der Umsatzerlöse erzielt.

Der Betrag der Umsatzerlöse, die im Berichtszeitraum bis 31. Dezember 2018 aus ganz oder teilweise erfüllten Leistungsverpflichtungen in früheren Perioden erzielt wurden, beläuft sich auf 19 Mio. €.

Der Konzern hat mit seinen Kunden Leistungsverpflichtungen vereinbart, die er zum Jahresende nicht oder nur teilweise erfüllt hatte. Es wird erwartet, dass der Konzern aus der Erfüllung dieser bereits vereinbarten Leistungsverpflichtungen in den nächsten drei Jahren Umsatzerlöse in Höhe von rund 22 Mrd. € generieren wird. Die Umsatzrealisierung hängt vom Zeitpunkt der Erfüllung der Leistungsverpflichtungen gegenüber dem Kunden ab.

Künftige Umsatzerlöse aus Verträgen mit einer originären Laufzeit von zwölf Monaten oder weniger sind in Anwendung der Ausnahmeregelung gemäß IFRS 15.121 in dieser Angabe nicht enthalten. Der erwartete Betrag der künftigen Umsatzerlöse entspricht dem vollen Transaktionspreis, auf den innogy mit Erfüllung der Leistungsverpflichtung mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Anrecht hat.

Die Position "Erdgas-/Stromsteuer" umfasst die von Gesellschaften des Konzerns unmittelbar gezahlte Steuer.

(2) Sonstige betriebliche Erträge

Sonstige betriebliche Erträge in Mio. €	2018	2017
Erträge aus aktivierten Eigenleistungen	312	264
Erträge aus Bestandsveränderung der Erzeugnisse	4	22
Kostenumlagen/-erstattungen	71	76
Abgänge von und Zuschreibungen zu kurzfristigen Vermögenswerten (ohne Wertpapiere)		31
Abgänge von und Zuschreibungen zu Anlagegegenständen inkl. Erträge aus Entkonsolidierungen	126	121
Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten	2.668	166
Ersatz- und Versicherungsleistungen	58	51
Vermietung und Verpachtung	11	11
Erträge aus der Stichtagsbewertung von Fremdwährungsposten	10	9
Übrige	191	230
	3.451	981

Seit dem 01. Januar 2018 werden die unrealisierten Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten in den sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen.

Im Berichtsjahr wurden Zuschreibungen in Höhe von 38 Mio. € auf Onshore Windparks in Polen im Segment Erneuerbare Energien (davon 36 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 2 Mio. € auf in den immateriellen Vermögenswerten ausgewiesene Operating Rights), im Wesentlichen aufgrund gestiegener Preise für Strom und Grünstromzertifikate vorgenommen (erzielbarer Betrag: 0,2 Mrd. €).

Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wurde mittels eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-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.

Erträge aus dem Abgang von Finanzanlagen und Ausleihungen werden, soweit sie Beteiligungen betreffen, im Beteiligungsergebnis ausgewiesen und ansonsten - ebenso wie Erträge aus dem Abgang kurzfristiger Wertpapiere - im Finanzergebnis gezeigt.

(3) Materialaufwand

Materialaufwand in Mio. €	2018	2017
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie für bezogene Waren	18.276	21.976
Aufwendungen für bezogene Leistungen	8.532	10.742
	26.808	32.718

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 1.504 (Vorjahr: 1.499) Auszubildende beschäftigt. In den Mitarbeiterzahlen sind die Auszubildenden nicht enthalten.

(4) Personalaufwand

Personalaufwand in Mio. €	2018	2017
Löhne und Gehälter	2.486	2.425
Soziale Abgaben und Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	665	580
	3.151	3.005

Anzahl Mitarbeiter	2018	2017
Tarif- und sonstige Mitarbeiter	33.606	33.138
Außertarifliche Mitarbeiter	9.360	8.966
	42.966	42.104

Von den Abschreibungen für immaterielle Vermögenswerte entfielen 28 Mio. € (Vorjahr: 27 Mio. €) auf Kundenstämme akquirierter Unternehmen.

(5) Abschreibungen

Abschreibungen in Mio. €	2018	2017
Immaterielle Vermögenswerte	1.916	705
Sachanlagen	1.275	1.289
	3.191	1.994

Außerplanmäßige Abschreibungen in Mio. €	2018	2017
Immaterielle Vermögenswerte	1.725	484
Sachanlagen	12	43
	1.737	527

Im Zuge des Ausweises der Vertriebsaktivitäten der npower als nicht fortgeführte Aktivitäten gemäß IFRS 5 und deren späterer Reklassifizierung als fortgeführte Aktivitäten wurde aufgrund verschlechterter kommerzieller Annahmen und erschwerter regulatorischer Rahmenbedingungen eine Wertberichtigung in Höhe von 1.669 Mio. € (Vorjahr: 479 Mio. €) vorgenommen. Dies führte zu einer vollständigen Abschreibung des zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerts. Der übersteigende Betrag in Höhe von 142 Mio. € minderte andere immaterielle Vermögenswerte. Für Details zur Beendigung des Ausweises der Vertriebsaktivitäten der npower als nicht fortgeführte Aktivitäten siehe Seite 120.

Im Rahmen des jährlich durchgeführten Impairment-Tests führten verschlechterte kommerzielle Annahmen zu einer Wertberichtigung des Geschäfts- oder Firmenwerts der Zahlungsmittel generierenden Einheit "Vertrieb Niederlande/Belgien" im Segment Vertrieb um 55 Mio. €. Für Details zum Impairment-Test siehe Seite 146.

Im Vorjahr wurden außerplanmäßige Abschreibungen auf deutsche Gasspeicher des Segments Netz & Infrastruktur in Höhe von 16 Mio. € vorgenommen (davon 12 Mio. € auf Sachanlagevermögen und 4 Mio. € auf immaterielle Vermögenswerte, erzielbarer Betrag: 32 Mio. €), im Wesentlichen aufgrund geänderter Preiserwartungen.

Außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 20 Mio. € entfielen im Vorjahr auf ein Installationsschiff zur Errichtung von Offshore-Windparks im Segment Erneuerbare Energien aufgrund nachhaltiger Wertminderungen (erzielbarer Betrag: 0,1 Mrd. €).

Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wurde jeweils mittels eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen sowie eines Diskontierungszinssatzes nach Steuern von 5,50% (im Vorjahr: 5,25 bis 5,50%) ermittelt.

Die zentralen Planungsannahmen beziehen sich u. a. auf die Entwicklung der Großhandelspreise von Strom und Erdgas, 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.

Sonstige außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen wurden im Wesentlichen aufgrund von Kostensteigerungen und geänderten Preiserwartungen vorgenommen.

(6) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Sonstige betriebliche Aufwendungen in Mio. €	2018	2017
Instandhaltung inkl. Erneuerungsverpflichtungen	509	503
Konzessionen, Lizenzen und andere vertragliche Verpflichtungen	425	437
Struktur- und Anpassungsmaßnahmen	59	50
Rechts- und sonstige Beratung sowie Datenverarbeitung	199	233
Abgänge von kurzfristigen Vermögenswerten und Wertminderungen (ohne Wertminderungen bei Vorräten und Wertpapieren)	182	177
Davon: Ausbuchung von zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten finanziellen Vermögenswerten	4	./.
Davon: Wertminderung finanzieller Vermögenswerte	178	./.
Abgänge von Anlagegegenständen inkl. Aufwand aus Entkonsolidierung	31	37
Versicherungen, Provisionen, Frachten und ähnliche Vertriebsaufwendungen	125	106
Allgemeine Verwaltungskosten	115	109
Werbemaßnahmen	171	264
Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten	2.609	155
Pachten für Werksanlagen und Netze sowie Mieten	90	101
Kosten des Post- und Zahlungsverkehrs	75	68
Gebühren und Beiträge	42	62
Sonstige Steuern (im Wesentlichen Substanzsteuern)	59	55
Übrige	140	156
	4.831	2.513

Seit dem 01. Januar 2018 werden die unrealisierten Marktwertänderungen von Commodity-Derivaten in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen.

(7) Beteiligungsergebnis

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

Beteiligungsergebnis in Mio. €	2018	2017
Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	248	197
Ergebnis aus nicht konsolidierten Tochterunternehmen	8	-2
Davon: Abschreibungen auf Anteile an nicht konsolidierten Tochterunternehmen	./.	-11
Ergebnis aus übrigen Beteiligungen	70	41
Davon: Abschreibungen auf Anteile an übrigen Beteiligungen	./.	-2
Ergebnis aus dem Abgang von Beteiligungen	60	53
Ergebnis aus Ausleihungen an Beteiligungen	7	2
Davon: Wertminderungen finanzieller Vermögenswerte	4	19
Übriges Beteiligungsergebnis	145	94
	393	291

(8) Finanzergebnis

Finanzergebnis in Mio. €	2018	2017
Zinsen und ähnliche Erträge	59	77
Andere Finanzerträge	328	786
Finanzerträge	387	863
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	444	502
Zinsanteile an Zuführungen zu Rückstellungen für Pensionen und ähnlichen Verpflichtungen (inkl. aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens)	59	69
sonstigen Rückstellungen	12	-13
Andere Finanzaufwendungen	465	818
Finanzaufwendungen	980	1.376
	-593	-513

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 sowie bei sonstigen Rückstellungen auch Neubewertungseffekte aus Zinsänderungen. 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 10 Mio. € (Vorjahr: 2 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 in Mio. €	2018	2017
Zinsen und ähnliche Erträge	59	77
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	444	502
	-385	-425

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

Zinsergebnis nach Bewertungskategorien in Mio. €	2018	2017
Kredite und Forderungen	./.	33
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	./.	43
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	18	./.
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente	12	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	17	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	13	./.
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten bewertete finanzielle Verbindlichkeiten	-445	-501
	-385	-425

Zu den anderen Finanzerträgen zählen u. a. realisierte Gewinne aus dem Abgang von Wertpapieren in Höhe von 8 Mio. € (Vorjahr: 79 Mio. €). Bei den anderen Finanzaufwendungen entfallen 8 Mio. € (Vorjahr: 38 Mio. €) auf realisierte Verluste aus dem Abgang von Wertpapieren.

(9) Ertragsteuern

Ertragsteuern in Mio. €	2018	2017
Tatsächliche Ertragsteuern	386	543
Latente Steuern	233	-44
	619	499

Von den latenten Steuern entfallen 62 Mio. € (Vorjahr: 9 Mio. €) auf temporäre Differenzen. Das im Berichtsjahr er fasste Steuerminderungspotenzial durch steuerliche Verluste ist als Ertrag in Höhe von 40 Mio. € (Vorjahr: 34 Mio. €) in den latenten Steuern enthalten. Im Berichtsjahr ergab sich ein Ertrag aus Veränderungen in den Wertberichtigungen latenter Steuern auf Verlustvorträge in Höhe von 58 Mio. € (Vorjahr: Ertrag von 121 Mio. €). Darin enthalten waren Wertberichtigungen in Höhe von 25 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €) und keine Rücknahme früherer Wertberichtigungen im abgelaufenen Geschäftsjahr (Vorjahr: 137 Mio. €).

Durch Änderungen von Steuersätzen ergab sich ein latenter Steuerertrag von 19 Mio. € (Vorjahr: Steueraufwand von 14 Mio. €).

In den tatsächlichen Ertragsteuern sind per Saldo Erträge von 78 Mio. € (Vorjahr: Erträge von 23 Mio. €) enthalten, die vorangegangene Perioden betreffen.

Durch die Nutzung von in Vorjahren nicht angesetzten steuerlichen Verlustvorträgen minderten sich die tatsächlichen Ertragsteuern im abgelaufenen Geschäftsjahr nicht (Vorjahr: 82 Mio. €).

Allerdings wurden die tatsächlichen Ertragssteuern durch Ansatz und Nutzung von weiteren Verlustvorträgen in Höhe von 186 Mio. € (Vorjahr: 99 Mio. €) gemindert.

Im Other Comprehensive Income erfasste Ertragsteuern in Mio. €	2018	2017
Marktbewertung von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten	./.	-11
Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten	5	./.
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehung	3
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	264	-183
	272	-194

Steuerüberleitungsrechnung in Mio. €	2018	2017
Ergebnis vor Steuern	333	1.648
Theoretischer Steueraufwand	105	517
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen	-90	-52
Steuereffekte auf
steuerfreie inländische Dividenden	-41	-41
steuerfreie ausländische Dividenden	-3	-3
sonstige steuerfreie Erträge	-1	-6
steuerlich nicht abzugsfähige Aufwendungen	102	109
Equity-Bilanzierung von assoziierten Unternehmen (inkl. Abschreibung auf Geschäfts- oder Firmenwerte von assoziierten Unternehmen)	-27	-14
nicht nutzbare Verlustvorträge, Nutzung von nicht bilanzierten Verlustvorträgen, Abschreibungen auf Verlustvorträge, Latenzierung von Verlustvorträgen	9	-131
Ergebnisse aus dem Verkauf von Unternehmensanteilen	-10	-18
Steuersatzänderungen im Ausland	1	-9
Sonstiges ¹	574	147
Effektiver Steueraufwand	619	499
Effektiver Steuersatz in %	185,9	30,3

¹ Davon: 497 Mio. € wegen Steuerunwirksamkeit des Goodwill-Impairments Vertrieb Großbritannien und Vertrieb Niederlande

Zur Ermittlung des theoretischen Steueraufwands wird der für die innogy SE gültige kombinierte Körperschaftsteuer-, Solidaritätszuschlags- und Gewerbesteuersatz herangezogen.

Erläuterungen zur Bilanz

(10) Immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte 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	802	2.220	2.809	10.666	26	16.523
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	3	128	5	288		424
Zugänge	106	108			6	220
Umbuchungen	-7	40			-25	8
Währungsanpassungen	-7	-9	-18	-8		-42
Abgänge	13	38		2.001		2.052
Stand: 31.12.2018	884	2.449	2.796	8.945	7	15.081
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.2018	458	1.680	2.563	475		5.176
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises		1				1
Abschreibungen des Berichtsjahres	208	98	28	1.582		1.916
Umbuchungen
Währungsanpassungen	-5	-5	-19	1		-28
Abgänge	13	37		2.001		2.051
Zuschreibungen		2				2
Stand: 31.12.2018	648	1.735	2.572	57		5.012
Buchwerte
Stand: 31.12.2018	236	714	224	8.888	7	10.069
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.2017	1.015	1.982	2.914	10.659	4	16.574
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises		145	4	17		166
Zugänge	74	91	8		25	198
Umbuchungen	-30	35	3		-2	6
Währungsanpassungen	-29	-3	-83	-10	-1	-126
Abgänge	228	30	37			295
Stand: 31.12.2017	802	2.220	2.809	10.666	26	16.523
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.2017	602	1.605	2.657	1		4.865
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises
Abschreibungen des Berichtsjahres	102	97	27	479		705
Umbuchungen	-5	5
Währungsanpassungen	-16	1	-84	-5		-104
Abgänge	225	28	37			290
Zuschreibungen
Stand: 31.12.2017	458	1.680	2.563	475		5.176
Buchwerte
Stand: 31.12.2017	344	540	246	10.191	26	11.347

Für Forschung und Entwicklung hat der innogy-Konzern im Berichtsjahr 282 Mio. € (Vorjahr: 169 Mio. €) aufgewendet. Darin enthalten sind außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe von 142 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €).

Die Geschäfts- oder Firmenwerte setzen sich wie folgt zusammen:

Geschäfts- oder Firmenwerte in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Erneuerbare Energien	712	715
Netz & Infrastruktur Deutschland	2.923	2.736
Netz & Infrastruktur Osteuropa	1.152	1.159
Vertrieb Niederlande/Belgien	2.674	2.704
Vertrieb Deutschland	958	923
Vertrieb Großbritannien		1.525
Vertrieb Osteuropa	426	429
eMobility	43
	8.888	10.191

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 auf Ebene der operativen Segmente zugeordnet.

Im Berichtsjahr sind aus Erstkonsolidierungen Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 69 Mio. € zugegangen (Vorjahr: 53 Mio. €). Veränderungen der kurzfristigen Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten (Put-Optionen) führten in den Segmenten "Vertrieb Deutschland" und "Netz & Infrastruktur Deutschland" zu einer ergebnisneutralen Erhöhung der Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von 216 Mio. € (Vorjahr: Verringerung um 36 Mio. €).

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 Cashflows, die voraussichtlich mit der Zahlungsmittel generierenden Einheit erzielt werden können.

Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wird aus unternehmensexterner, der Nutzungswert aus unternehmensinterner Sicht bestimmt. Die Wertermittlung erfolgt mithilfe eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen. Diese basieren auf der vom Vorstand genehmigten und zum Zeitpunkt des Impairment-Tests gültigen Mittelfristplanung. Sie beziehen sich grundsätzlich auf einen Detailplanungszeitraum von drei Jahren. In die Cashflow-Planungen fließen Erfahrungen ebenso ein wie Erwartungen über die zukünftige Marktentwicklung. Bei der Bestimmung des beizulegenden Zeitwerts 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.

Die zentralen Planungsannahmen für die auf den europäischen Strom- und Gasmärkten tätigen Unternehmensbereiche betreffen die Entwicklung der Großhandelspreise und der Endverbraucherpreise von Strom und Gas, der Marktanteile sowie der regulatorischen Rahmenbedingungen.

Die bei der Unternehmensbewertung verwendeten Diskontierungszinssätze werden auf der Basis von Marktdaten ermittelt. Im Berichtszeitraum lagen sie für die Zahlungsmittel generierenden Einheiten in einer Bandbreite von 3,75 bis 5,50% (Vorjahr: 3,50 bis 5,50%) nach Steuern.

Zur Extrapolation der Cashflows über den Detailplanungszeitraum hinaus wird im Berichtsjahr analog zum Vorjahr einheitlich eine Wachstumsrate von 0,0% zugrunde gelegt. In dem für die Jahre über den Detailplanungszeitraum hinaus zugrunde gelegten jährlichen Cashflow sind Investitionsausgaben in der zur Aufrechterhaltung des Geschäftsumfangs benötigten Höhe jeweils mindernd enthalten.

Im Rahmen des Impairment-Tests führten verschlechterte kommerzielle Annahmen zu einer Wertberichtigung des Geschäfts- oder Firmenwerts der Zahlungsmittel generierenden Einheit "Vertrieb Niederlande/Belgien" im Segment Vertrieb um 55 Mio. € (erzielbarer Betrag: 2,9 Mrd. €). Der beizulegende Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten wurde mittels eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen sowie eines Diskontierungszinssatzes nach Steuern von 4,50% (im Vorjahr: 4,25%) ermittelt.

Die erzielbaren Beträge der übrigen operativen Segmente, die jeweils als beizulegender Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ermittelt wurden, lagen zum Bilanzstichtag über den Buchwerten der Zahlungsmittel generierenden Einheiten. Die jeweiligen Überdeckungen reagieren besonders sensitiv auf Veränderungen des Diskontierungszinssatzes, der Wachstumsrate und des Cashflows in der ewigen Rente.

Im Zuge des Ausweises der Vertriebsaktivitäten der npower als nicht fortgeführte Aktivitäten gemäß IFRS 5 und deren späterer Reklassifizierung als fortgeführte Aktivitäten wurde aufgrund verschlechterter kommerzieller Annahmen und erschwerter regulatorischer Rahmenbedingungen eine Wertberichtigung in Höhe von 1.669 Mio. € (Vorjahr: 479 Mio €) vorgenommen. Dies führte zu einer vollständigen Abschreibung des zugeordneten Geschäfts- oder Firmenwerts. Der übersteigende Betrag in Höhe von 142 Mio. € minderte andere immaterielle Vermögenswerte. Der erzielbare Betrag wurde mittels eines Unternehmensbewertungsmodells unter Zugrundelegung von Cashflow-Planungen sowie eines Diskontierungszinssatzes nach Steuern von 5,50% (im Vorjahr: 5,50%) ermittelt. Für Details zur Beendigung des Ausweises der Vertriebsaktivitäten der npower als nicht fortgeführte Aktivitäten siehe Seite 120.

(11) Sachanlagen

Sachanlagen 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	3.140	38.994	1.332	1.201	44.667
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	7	53	-13	18	65
Zugänge	35	1.054	124	961	2.174
Umbuchungen	37	318	-11	-352	-8
Währungsanpassungen	-24	-106	-4	-7	-141
Abgänge	33	420	80	7	540
Stand: 31.12.2018	3.162	39.893	1.348	1.814	46.217
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.2018	1.613	23.842	837	14	26.306
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	-3	-206			-209
Abschreibungen des Berichtsjahres	66	1.101	108		1.275
Umbuchungen	1	2	-2	-1
Währungsanpassungen	-12	-45	-3		-60
Abgänge	11	335	76		422
Zuschreibungen	3	34		1	38
Stand: 31.12.2018	1.651	24.325	864	12	26.852
Buchwerte
Stand: 31.12.2018	1.511	15.568	484	1.802	19.365
Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten
Stand: 01.01.2017	3.092	38.583	1.326	652	43.653
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises	1	-379	13	156	-209
Zugänge	37	930	118	629	1.714
Umbuchungen	30	184	-2	-218	-6
Währungsanpassungen	50	89	10	-9	140
Abgänge	70	413	133	9	625
Stand: 31.12.2017	3.140	38.994	1.332	1.201	44.667
Kumulierte Abschreibungen
Stand: 01.01.2017	1.571	23.277	835	16	25.699
Zu-/Abgänge durch Änderungen des Konsolidierungskreises		-318	8		-310
Abschreibungen des Berichtsjahres	60	1.123	103	3	1.289
Umbuchungen
Währungsanpassungen	24	74	6		104
Abgänge	42	312	115	5	474
Zuschreibungen		2			2
Stand: 31.12.2017	1.613	23.842	837	14	26.306
Buchwerte
Stand: 31.12.2017	1.527	15.152	495	1.187	18.361

Sachanlagen in Höhe von 504 Mio. € (Vorjahr: 82 Mio. €) unterlagen Verfügungsbeschränkungen durch Grundpfandrechte, Sicherungsübereignungen und sonstige Beschränkungen.

(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 ¹	KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG/Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH (KEH), Klagenfurt/Österreich
in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Bilanz ²
Langfristige Vermögenswerte	1.630	1.626
Kurzfristige Vermögenswerte	373	370
Langfristige Schulden	857	874
Kurzfristige Schulden	276	277
Beteiligungsproportionaler Anteil am Eigenkapital ³	365	354
Konsolidierungsanpassungen	198	198
Buchwert	563	552
Gesamtergebnisrechnung ²
Umsatzerlöse ⁴	1.172	1.065
Ergebnis	79	90
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-2	-4
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	78	86
Dividende	15	20
innogy-Anteilsquote	49%	49%

¹ Die RheinEnergie AG wird nicht mehr als wesentlich eingestuft.
² Zahlen basieren auf einem Anteilsbesitz von 100% an der KEH.
³ Eigenkapital von KEH und KELAG wurden zusammengefasst
⁴ Angepasster Vorjahreswert aufgrund der Umstellung von einer Brutto- zu einer Nettodarstellung der Energiehandelsaktivitäten

Die KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG mit Sitz in Klagenfurt, Österreich, ist ein führendes österreichisches Energieversorgungsunternehmen in den Geschäftsfeldern Strom, Fernwärme und Erdgas. innogy SE hält einen Anteil von 49% an der Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, die der größte Anteilseigner der KELAG ist. Die genannten Konsolidierungsanpassungen sind im Wesentlichen auf den Goodwill bei Erwerb zurückzuführen.

Nicht wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligungen	Assoziierte Unternehmen ¹		Gemeinschaftsunternehmen
in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Anteiliges Ergebnis	158	125	56	44
Anteilig direkt im Eigenkapital erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	8	-61	3	-21
Summe der anteilig erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	166	64	59	23
Buchwerte	1.246	1.223	444	439

¹ Einschließlich RheinEnergie AG (bislang als wesentliche at-Equity-bilanzierte Beteiligung behandelt)

Der innogy-Konzern hält Anteile mit einem Buchwert von 108 Mio. € (Vorjahr: 94 Mio. €) an assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen, die aufgrund von kreditvertraglichen Bestimmungen zeitweiligen Beschränkungen bzw. Bedingungen bei der Bemessung ihrer Gewinnausschüttungen unterliegen.

(13) Übrige Finanzanlagen

Übrige Finanzanlagen in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Nicht konsolidierte Tochterunternehmen	168	175
Übrige Beteiligungen	684	556
Langfristige Wertpapiere	139	108
	991	839

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 innogy SE und Tochtergesellschaften langfristige Wertpapiere in Höhe von 52 Mio. € bzw. 8 Mio. € (Vorjahr: 52 Mio. € bzw. 8 Mio. €) in Treuhanddepots hinterlegt. Die Absicherung erfolgt sowohl zugunsten von Mitarbeitern der innogy SE als auch für Mitarbeiter von Konzerngesellschaften.

(14) Finanzforderungen

Finanzforderungen	31.12.2018		31.12.2017
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Ausleihungen an nicht konsolidierte Tochterunternehmen und Beteiligungen	138	8	214	3
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte		33		45
Sonstige Finanzforderungen	238	133	218	391
	376	174	432	439

Für die sonstigen Finanzforderungen bestand im Vorjahr in Höhe von 260 Mio. € eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von drei innogy-Konzernunternehmen.

Im Dezember 2018 wurde der Treuhandvertrag von den Gesellschaften angepasst, sodass die Aktiva ab dem Jahresabschluss 2018 innerhalb der Pensionsrückstellungen ausgewiesen werden.

(15) Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	31.12.2018		31.12.2017
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Derivate	1.208	1.509	685	652
Nettovermögen bei fondsgedeckten Pensionsverpflichtungen	278		103
Nicht für Vorräte geleistete Anzahlungen		36		46
Übrige sonstige Vermögenswerte	59	1.353	41	1.009
	1.545	2.898	829	1.707
Davon: finanzielle Vermögenswerte	1.490	1.767	793	806
Davon: nicht finanzielle Vermögenswerte	55	1.131	36	901

Die unter den übrigen sonstigen Vermögenswerten ausgewiesenen Finanzinstrumente sind mit ihren fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Die derivativen Finanzinstrumente werden mit ihrem beizulegenden Zeitwert erfasst. Die Bilanzwerte börsengehandelter Derivate mit Aufrechnungsvereinbarung sind miteinander verrechnet.

In den übrigen sonstigen Vermögenswerten sind zudem aktivierte Vertragskosten in Höhe von 11 Mio. € enthalten. Es wird erwartet, dass Vertragskosten, die zusätzlich für die Anbahnung eines Vertrags mit einem Kunden anfallen, in der Regel durch zukünftige Erträge gedeckt sind. Entsprechend werden die Kosten zur Anbahnung eines Vertrags grundsätzlich aktiviert. Im Berichtsjahr wurden Vertragskosten in Höhe von 3 Mio. € planmäßig abgeschrieben. Wertminderungen wurden nicht vorgenommen.

(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 bzw. assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") in Höhe von 81 Mio. € (Vorjahr: 150 Mio. €) keine passiven latenten Steuern gebildet, da in absehbarer Zeit wahrscheinlich keine Ausschüttungen erfolgen bzw. sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht auflösen werden. Vom Bruttobetrag der aktiven und der passiven latenten Steuern werden 1.053 Mio. € bzw. 714 Mio. € (Vorjahr: 757 Mio. € bzw. 439 Mio. €) innerhalb von zwölf Monaten realisiert.

Die aktiven und passiven latenten Steuern verteilen sich auf folgende Positionen:

Latente Steuern	31.12.2018		31.12.2017
in Mio. €	Aktiv	Passiv	Aktiv	Passiv
Langfristige Vermögenswerte	1.366	1.709	1.440	1.441
Kurzfristige Vermögenswerte	410	466	336	209
Steuerliche Sonderposten	56	599		619
Langfristige Schulden
Pensionsrückstellungen	1.411	42	1.158	1
Sonstige langfristige Rückstellungen	1.034	59	836	95
Kurzfristige Schulden	643	248	421	230
	4.920	3.123	4.191	2.595
Verlust- und Zinsvorträge
Körperschaftsteuer (oder vergleichbare ausländische Ertragsteuern)	170		342
Bruttobetrag	5.091	3.123	4.533	2.595
Saldierung	-2.461	-2.461	-2.053	-2.053
Nettobetrag	2.630	662	2.480	542

Zum 31. Dezember 2018 hat innogy für Gesellschaften, die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erwirtschaftet haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 157 Mio. € übersteigen (Vorjahr: 309 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.

Von den aktivierten Steuerminderungsansprüchen aus Verlust- und Zinsvorträgen resultieren 0 Mio. € (Vorjahr: 11 Mio. €) aus vorgetragenen Schuldzinsen und 170 Mio. € (Vorjahr: 331 Mio. €) aus Verlustvorträgen.

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 1.138 Mio. € bzw. 80 Mio. € (Vorjahr: 1.171 Mio. € bzw. 34 Mio. €). Davon werden körperschaftsteuerliche Verlustvorträge in Höhe von 946 Mio. € (Vorjahr: 1.150 Mio. €) im Wesentlichen innerhalb der folgenden neun Jahre entfallen. Für die übrigen Verlustvorträge gelten überwiegend ebenfalls zeitliche Abzugsbeschränkungen (bis zu neun Jahren), jedoch wird eine Nutzung innerhalb der gesetzlichen Fristen erwartet.

Im Berichtsjahr wurden latente Steuererträge aus der Währungsumrechnung ausländischer Abschlüsse in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: Steueraufwendungen von 10 Mio. €) mit dem Eigenkapital verrechnet.

(17) Vorräte

Vorräte in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	167	142
Unfertige Erzeugnisse/Leistungen	166	177
Fertige Erzeugnisse und Waren	66	54
Geleistete Anzahlungen	15	7
	414	380

(18) Wertpapiere

Von den kurzfristigen Wertpapieren entfielen 1.980 Mio. € (Vorjahr: 1.761 Mio. €) auf festverzinsliche Wertpapiere mit einer Restlaufzeit bei Erwerb von mehr als drei Monaten und 382 Mio. € (Vorjahr: 493 Mio. €) auf Aktien und Genussscheine. Die Wertpapiere sind mit dem beizulegenden Zeitwert bilanziert.

(19) Flüssige Mittel

Flüssige Mittel in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Kasse und Bankguthaben	1.993	1.061
Wertpapiere und übrige Liquiditätsanlagen (Restlaufzeit bei Erwerb von weniger als drei Monaten)	21	9
	2.014	1.070

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

(20) Eigenkapital

Die Aufgliederung des voll eingezahlten Eigenkapitals ist auf Seite 116 dargestellt.

Zum 31. Dezember 2018 lagen dem gezeichneten Kapital der innogy SE 555.555.000 (Vorjahr: 555.555.000) auf den Inhaber lautende Stückaktien ohne Nennbetrag und mit einem Buchwert von 1.111.110.000 € (Vorjahr: 1.111.110.000 €) zugrunde.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 30. August 2016 wurde der Vorstand ermächtigt, das Grundkapital der Gesellschaft bis zum 29. August 2021 mit Zustimmung des Aufsichtsrats durch Ausgabe von bis zu 166.666.500 auf den Inhaber lautende Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlage um bis zu 333.333.000 € zu erhöhen (genehmigtes Kapital). Die Ermächtigung kann ganz oder teilweise, einmal oder mehrmals genutzt werden. Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 30. August 2016 wurde der Vorstand ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 29. August 2021 einmalig oder mehrmals Options- und/oder Wandelanleihen auszugeben oder von nachgeordneten Konzernunternehmen ausgegebene Options- und Wandelanleihen zu garantieren. Der Gesamtnennbetrag ist auf 3.000.000.000 € begrenzt. Für die Bedienung der Wandel- und Optionsanleihen ist das Grundkapital um bis zu 111.111.000 €, eingeteilt in bis zu 55.555.500 auf den Inhaber lautende Stückaktien, bedingt erhöht (bedingtes Kapital). Das Bezugsrecht der Aktionäre kann in bestimmten Fällen mit Zustimmung des Aufsichtsrats ausgeschlossen werden.

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 30. August 2016 wurde die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 29. August 2021 Aktien der Gesellschaft im Umfang von bis zu 10% des zum Beschlusszeitpunkt oder - falls dieser Wert geringer ist - des zum Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung bestehenden Grundkapitals zu erwerben. 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. Nach dem Hauptversammlungsbeschluss dürfen eigene Aktien auch zur Durchführung einer sogenannten Aktiendividende verwandt werden, wobei der Vorstand ermächtigt ist, das Bezugsrecht der Aktionäre auszuschließen.

Am 31. Dezember 2018 befanden sich keine eigenen Aktien im Bestand.

Im Geschäftsjahr 2018 hat die innogy SE 10.520 Stück eigene Aktien zu einem Anschaffungspreis von insgesamt 392.704,98 € am Kapitalmarkt erworben. Der auf diese Aktien entfallende Betrag des Grundkapitals beläuft sich auf 21.040 € (0,0019% des gezeichneten Kapitals). Mitarbeiter der innogy SE und der Tochterunternehmen erhielten diese Aktien anlässlich von Dienstjubiläen zu einem vergünstigten Preis. Hieraus resultierte ein Gesamterlös in Höhe von 346.283,48 €. Die jeweiligen Unterschiedsbeträge zum Kaufpreis wurden mit den frei verfügbaren Gewinnrücklagen verrechnet.

Die Kapitalrücklage enthält die Effekte aus der Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen sowie Agien aus Kapitalerhöhungen bei Tochtergesellschaften, bei denen nicht beherrschende Anteile bestehen.

Die Gewinnrücklagen enthalten die in der Vergangenheit erzielten Konzernergebnisse, soweit diese nicht ausgeschüttet worden sind. Darüber hinaus beinhaltet diese Position die Neubewertungskomponente der Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Eigenkapitalinstrumente.

Im Accumulated Other Comprehensive Income werden die Änderungen der beizulegenden Zeitwerte der erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewerteten Fremdkapitalinstrumente, der Cashflow 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 3 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €).

Eigenkapitaltransaktionen

Am 13. September 2018 wurden 41% der zuvor vollständig von innogy gehaltenen Anteile an dem britischen Offshore-Windprojekt Triton Knoll veräußert. Nach Anteilsveräußerung hält innogy 59% und hat damit unverändert einen beherrschenden Einfluss über die Gesellschaft.

Ferner wurde mit der STAWAG ein Kapitalgeber neu an Aktivitäten des innogy-Konzerns (Geschäft der ehemaligen RegioTemp GmbH) beteiligt, der dem innogy-Konzern im Gegenzug die Kontrolle über das Geschäft der vormaligen INFRAWEST GmbH gewährte (im einzelnen vgl. Seite 119). Auch diese Transaktion wirkte im innogy-Konzern eigenkapitalverändernd.

Durch Eigenkapitaltransaktionen mit Tochterunternehmen, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten, veränderten sich die Anteile der Aktionäre der innogy SE am Konzerneigenkapital um 628 Mio. € (Vorjahr: -5 Mio. €) und die Anteile anderer Gesellschafter um 120 Mio. € (Vorjahr: -14 Mio. €).

Gewinnverwendungsvorschlag

Wir schlagen der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn der innogy SE für das Geschäftsjahr 2018 wie folgt zu verwenden:

Ausschüttung einer Dividende von 1,40 € je dividendenberechtigter Stückaktie.

in €
Dividende	777.777.000,00
Gewinnvortrag	35.621,56
Bilanzgewinn	777.812.621,56

Die für das Geschäftsjahr 2017 ausgeschüttete Dividende belief sich laut Beschluss der Hauptversammlung der innogy SE vom 24. April 2018 auf 1,60 € je dividendenberechtigter Stückaktie. Die Ausschüttung betrug insgesamt 889 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 in Mio. €	2018	2017
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen	-27	23
Marktbewertung von Eigenkapitalinstrumenten	-5	./.
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die nicht erfolgswirksam umzugliedern sind	-32	23
Unterschied aus der Währungsumrechnung	-17	12
Marktbewertung von Fremdkapitalinstrumenten	-1	./.
Marktbewertung von Finanzinstrumenten in Sicherungsbeziehungen	-3
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen, die zukünftig erfolgswirksam umzugliedern sind	-21	12
	-53	35

Die folgenden Übersichten enthalten Angaben zu Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter:

Tochterunternehmen mit wesentlichen Anteilen anderer Gesellschafter	envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz		GasNet, s.r.o., Üstf nad Labem (Tschechien)
in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Bilanz
Langfristige Vermögenswerte	2.615	2.558	1.783	1.742
Kurzfristige Vermögenswerte	537	609	150	165
Langfristige Schulden	400	344	592	578
Kurzfristige Schulden	803	901	617	626
Gesamtergebnisrechnung
Umsatzerlöse	2.173	2.267	569	564
Im Eigenkapital direkt erfasste Erträge und Aufwendungen (Other Comprehensive Income)	-1	-10
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Total Comprehensive Income)	189	185	190	193
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	308	313	279	278
Anteile anderer Gesellschafter	808	796	362	351
Dividenden an andere Gesellschafter	67	67	74	60
Ergebnisanteile anderer Gesellschafter	79	81	95	97
Anteilsquote anderer Gesellschafter	41,43%	41,43%	49,96%	49,96%

(21) Aktienkursbasierte Vergütungen

Für Führungskräfte der innogy SE und 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 dafür übernehmen die Konzerngesellschaften, 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 innogy SE. Die Führungskräfte erhalten eine Anzahl bedingt zugeteilter, virtueller 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 haben grundsätzlich eine Laufzeit von vier Jahren, bevor es zu einer möglichen Auszahlung kommt. Voraussetzung für die Teilnahme an dem Programm war der Verzicht auf noch nicht verfallene Optionen des Vorgängermodells "Beat 2010". Die Verzichtserklärungen sind überwiegend erfolgt. Das Aktienprogramm "Beat 2010" ist somit bis auf unwesentliche Restbestände obsolet.

	SPP innogy SE
	Tranche 2016	Tranche 2017	Tranche 2018
Laufzeitbeginn	01.01.2016	01.01.2017	01.01.2018
Anzahl bedingt zugeteilter Performance Shares	460.572	1.178.133	1.108.599
Erfolgsziel	Bereinigtes Nettoergebnis	Bereinigtes Nettoergebnis	Bereinigtes Nettoergebnis
Laufzeit	4 Jahre	4 Jahre	4 Jahre
Cap/Stückzahl Performance Shares	150%	150%	150%
Cap/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 Stammaktie (ISIN DE 000A2AADD2) im Xetra-Handel der Deutsche Börse AG (oder eines im Handel an Stelle des Xetra-Systems tretenden Nachfolgesystems) über die letzten 30 Börsenhandelstage vor dem Ende des Erdienungszeitraums ("vesting period") kaufmännisch gerundet auf zwei Dezimalstellen, und b)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 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)von einer Gesellschaft, die nicht dem RWE-Konzern angehört, mit der innogy SE als abhängigem Unternehmen ein Beherrschungsvertrag nach § 291 AktG wirksam geschlossen worden ist, oder c)die innogy SE gemäß § 2 Umwandlungsgesetz (UmwG) 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 die Performance Shares, die bereits final festgeschrieben wurden und noch nicht zur Auszahlung gelangt sind, vorzeitig ausgezahlt. 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 nächsten 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 in €	Tranche 2016	Tranche 2017	Tranche 2018
Beizulegender Zeitwert pro Stück	37,13	32,07	36,78

Die zum Zeitpunkt der Auszahlung beizulegenden Zeitwerte der Performance Shares werden durch die im März 2018 verkündete E.ON/RWE-Transaktion dahingehend beeinflusst, dass sich die vorstehend erläuterten Regelungen für den Fall einer Change-of-Control in der Bewertung niederschlagen. Der erwartete Auszahlungsbetrag wird auf Basis des durchschnittlichen innogy-Aktienkurses der letzten 30 Börsenhandelstage vor dem 11. März 2018 zuzüglich der im Geschäftsjahr 2018 ausgezahlten Dividende bzw. der für das Geschäftsjahr 2019 erwarteten Dividendenauszahlung ermittelt.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr entwickelten sich die Stückzahlen der Performance Shares wie folgt:

Performance Shares aus dem SPP	Tranche 2016	Tranche 2017	Tranche 2018
Ausstehend zu Beginn des Geschäftsjahres	460.572	1.178.133
Zugesagt			1.108.599
Veränderung (zugeteilt/verfallen)	-65.358	-147.188	-9.104
Ausgezahlt
Ausstehend zum Ende des Geschäftsjahres	395.214	1.030.945	1.099.495
Auszahlbar am Ende des Geschäftsjahres

Aus dem aktienkursbasierten Vergütungssystem entstanden im Berichtszeitraum Aufwendungen von insgesamt 45 Mio. € (Vorjahr: 12 Mio. €).

Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für aktienkursbasierte Vergütungen mit Barausgleich auf 61 Mio. € (Vorjahr: 16 Mio. €).

(22) 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 37 Mio. € (Vorjahr: 33 Mio. €) eingezahlt worden. Mit erfasst sind Beiträge von innogy 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 innogy-Konzernabschluss werden diese Beiträge entsprechend einer beitragsorientierten Versorgungszusage berücksichtigt, 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 seitens innogy Arbeitgeberbeiträge in Höhe von voraussichtlich ca. 15 Mio. € (geplant Vorjahr: 12 Mio. €) eingezahlt. Sofern die Mittel von ABP nicht ausreichen, kann ABP entweder die Pensionsleistungen und -anwartschaften kürzen oder die Arbeitgeber- und Arbeitnehmerbeiträge erhöhen. Falls innogy den ABP-Pensionsplan kündigen sollte, wird ABP eine Austrittszahlung erheben. Diese ist u. a. abhängig von der Anzahl der Planteilnehmer, der Höhe des Gehalts und der Altersstruktur der Teilnehmer. Zum 31. Dezember 2018 betrug die Anzahl der aktiven Teilnehmer am ABP-Pensionsfonds rund 1.500 (Vorjahr: ca. 1.400).

Unternehmen des innogy-Konzerns haben 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 Pensionsrückstellungen ausgestattet werden. Die betriebliche Altersvorsorge in Großbritannien erfolgt über den Electricity Supply Pension Scheme (ESPS) in einer eigenen zweckgebundenen Sektion.

Die innogy-Sektion wurde Anfang 2018 in Vorbereitung auf den ursprünglich geplanten Zusammenschluss unserer britischen Vertriebsaktivitäten mit dem schottischen Energieversorger SSE in zwei Sektionen ("Retail section" und "innogy section") aufgeteilt.

Beide Sektionen werden von Treuhändern verwaltet, die von den Mitgliedern des Pensionsplans gewählt bzw. von dem Trägerunternehmen ernannt werden. Die Treuhänder sind für das Management des Pensionsplans verantwortlich.

Hierzu zählen Investitionen, Rentenzahlungen und Finanzierungspläne. Der Pensionsplan umfasst jeweils die zugehörigen Versorgungsverpflichtungen und das zugehörige Planvermögen für Tochterunternehmen des innogy-Konzerns.

Es ist gesetzlich vorgeschrieben, dass alle drei Jahre eine technische Bewertung der erforderlichen Finanzierung der Pensionspläne durchzuführen ist. Dabei werden die Versorgungsverpflichtungen auf Basis konservativer Annahmen bewertet, die von den Angaben 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 letzte technische Bewertung des ESPS wurde zum 31. März 2016 durchgeführt und ergab ein technisches Defizit von 377,7 Mio. £. innogy und die Treuhänder haben daraufhin einen Plan über jährliche Einzahlungen aufgestellt, mit denen das Defizit ausgeglichen werden soll. Diese Einzahlungen wurden für den Zeitraum von 2017 bis 2029 vorausberechnet. Für 2019 bis 2029 ist ein Betrag von jeweils 39,6 Mio. £ festgelegt worden. Die nächste Bewertung muss bis zum 31. März 2019 vorliegen. Die Gesellschaft und die Treuhänder haben von diesem Zeitpunkt an 15 Monate Zeit, um der technischen Bewertung zuzustimmen.

Die Zahlungen zum 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 Erstanwendung der Richttafeln 2018 G von Klaus Heubeck (Vorjahr: 2005 G) resultiert in einer um rund 113 Mio. € höheren Pensionsverpflichtung. Im Folgejahr führt dies zu einer Erhöhung des Dienstzeitaufwands in Höhe von 2 Mio. € sowie des Zinsaufwands von 2 Mio. €.

Die Rückstellung für leistungsorientierte Versorgungssysteme wird nach versicherungsmathematischen Methoden ermittelt. Dabei legen wir folgende Rechnungsannahmen zugrunde:

Rechnungsannahmen	31.12.2018		31.12.2017
in %	Inland	Ausland ¹	Inland	Ausland ¹
Abzinsungsfaktor	1,80	2,80	2,00	2,40
Gehaltssteigerungsrate	2,35	3,30	2,35	3,20
Rentensteigerungsrate	1,00, 1,60 bzw. 1,75	2,20, 3,10	1,00, 1,60 bzw. 1,75	2,10, 3,00

¹ Betrifft Versorgungszusagen an Beschäftigte des innogy-Konzerns in Großbritannien

Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte)	31.12.2018				31.12.2017
in Mio. €	Inland ¹	Davon: aktiver Markt	Ausland ²	Davon: aktiver Markt	Inland ¹	Davon: aktiver Markt
Aktien,
börsengehandelte Fonds	1.610	1.592	444	208	1.840	1.829
Zinstragende Titel	3.758	205	3.099	856	3.562
Immobilien
Mischfonds ³	660	276			703	423
Alternative Investments	507	474	794		658	556
Sonstiges ⁴	235	25	266	7	213	22
	6.770	2.572	4.603	1.071	6.976	2.830

Zusammensetzung des Planvermögens (Zeitwerte)	31.12.2017
in Mio. €	Ausland ²	Davon: aktiver Markt
Aktien,
börsengehandelte Fonds	533	254
Zinstragende Titel	3.321	971
Immobilien
Mischfonds ³
Alternative Investments	753
Sonstiges ⁴	167	5
	4.774	1.230

¹ Beim Planvermögen im Inland handelt es sich im Wesentlichen um treuhänderisch durch den RWE Pensionstreuhand e.V. verwaltetes Vermögen der innogy SE 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 innogy-Konzerns in Großbritannien
³ Darin enthalten sind Dividendenpapiere und zinstragende Titel
⁴ Darin enthalten sind Rückdeckungsansprüche gegenüber Versicherungen und sonstiges Kassenvermögen von Unterstützungskassen

Grundlage der Kapitalanlagepolitik in Deutschland ist eine detaillierte Analyse des Planvermögens und der Pensionsverpflichtungen sowie deren Verhältnis zueinander, um die bestmögliche Anlagestrategie festzulegen (Asset-Liability-Management-Studie). Über einen Optimierungsprozess werden diejenigen Portfolios identifiziert, die für ein gegebenes Risiko den jeweils besten Zielwert erwirtschaften. Aus diesen effizienten Portfolios wird eines ausgewählt und die strategische Asset-Allokation bestimmt; außerdem werden die damit verbundenen Risiken detailliert analysiert.

Der Schwerpunkt der strategischen Kapitalanlage liegt auf in- und ausländischen Staatsanleihen. Zur Steigerung der Durchschnittsverzinsung werden auch höherverzinsliche Unternehmensanleihen in das Portfolio aufgenommen. Aktien haben im Portfolio ein niedrigeres Gewicht als Rentenpapiere. Die Anlage erfolgt in verschiedenen Regionen.

Aus der Anlage in Aktien soll langfristig eine Risikoprämie gegenüber Rentenanlagen erzielt werden. Um zusätzlich möglichst gleichmäßig hohe Erträge zu erzielen, wird auch in Produkte investiert, die im Zeitablauf relativ gleichmäßig positive Erträge erzielen sollen. Darunter werden Produkte verstanden, die wie Rentenanlagen schwanken, jedoch mittelfristig einen Mehrertrag erzielen, sogenannte Absolute-Return-Produkte (u. a. auch Dach-Hedgefonds).

In Großbritannien berücksichtigt die Kapitalanlage die Struktur der Pensionsverpflichtungen sowie Liquiditäts- und Risikoaspekte. Dabei ist es das Ziel der Anlagestrategie, den Kapitaldeckungsgrad der Pensionspläne schrittweise zu verbessern und die vollständige Finanzierung der Pensionspläne über den Zeitablauf sicherzustellen. Zur Minderung der Finanzierungskosten werden auch Anlagen mit einem höheren Risiko eingegangen, um Überschussrenditen zu erwirtschaften.

Veränderung der Pensionsrückstellungen in Mio. €	Barwert der Versorgungs verpflichtungen	Zeitwert des Planvermögens	Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen	Gesamt
Stand: 01.01.2018	14.736	11.750	103	3.089
Laufender Dienstzeitaufwand	195			195
Zinsaufwand/Zinsertrag	311	252		59
Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente		-606		606
Gewinne/Verluste aus Veränderung von demografischen Annahmen	58			58
Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen	141			141
Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste	-50			-50
Währungsanpassungen	-36	-38	-2
Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds	8	8
Arbeitgeberbeiträge an die Fonds ¹		261		-261
Rentenzahlungen ²	-556	-496		-60
Änderungen des Konsolidierungskreises/Umbuchungen	49	245		-196
Zugang aus Aufspaltung ESPS
Nachverrechneter Dienstzeitaufwand	6			6
Allgemeine Verwaltungskosten		-3		3
Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens			177	177
Stand: 31.12.2018	14.862	11.373	278	3.767
Davon: Inland	10.453	6.770	65	3.748
Davon: Ausland	4.409	4.603	213	19

¹ Davon 95 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Versorgungsplanen und 166 Mio. € im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit
² Enthalten im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit

Veränderung der Pensionsrückstellungen in Mio. €	Barwert der Versorgungs verpflichtungen	Zeitwert des Planvermögens	Aktivisch ausgewiesenes Nettovermögen	Gesamt
Stand: 01.01.2017	15.090	11.231	29	3.888
Laufender Dienstzeitaufwand	199			199
Zinsaufwand/Zinsertrag	306	237		69
Vermögensertrag der Fonds abzüglich Zinskomponente		442		-442
Gewinne/Verluste aus Veränderung von demografischen Annahmen	-102			-102
Gewinne/Verluste aus Veränderung von finanziellen Annahmen	-254			-254
Erfahrungsbedingte Gewinne/Verluste	-16			-16
Währungsanpassungen	-175	-167		-8
Arbeitnehmerbeiträge an die Fonds	8	8
Arbeitgeberbeiträge an die Fonds ¹		367		-367
Rentenzahlungen ²	-537	-474		-63
Änderungen des Konsolidierungskreises	274	125		149
Zugang aus Aufspaltung ESPS		-16		16
Nachverrechneter Dienstzeitaufwand	-57			-57
Allgemeine Verwaltungskosten		-3		3
Veränderung des aktivisch ausgewiesenen Nettovermögens			74	74
Stand: 31.12.2017	14.736	11.750	103	3.089
Davon: Inland	9.917	6.976	103	3.044
Davon: Ausland	4.819	4.774		45

¹ Davon 190 Mio. € Erst-/Nachdotierung von Versorgungsplänen und 177Mio. € im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit
² Enthalten im Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit

Die bilanzierte Pensionsrückstellung für fondsfinanzierte und nicht fondsfinanzierte Versorgungsansprüche beträgt 2.647 Mio. € (Vorjahr: 1.765 Mio. €) bzw. 1.120 Mio. € (Vorjahr: 1.324 Mio. €). Der Barwert der Versorgungsverpflichtungen abzüglich des beizulegenden Zeitwerts des Planvermögens ergibt die Nettoposition aus fondsfinanzierten und nicht fondsfinanzierten Versorgungsverpflichtungen.

Im Geschäftsjahr 2018 betrifft der nachzuverrechnende Dienstzeitaufwand überwiegend Pensionsverpflichtungen in Großbritannien. Im Oktober 2018 erließ der High Court ein Urteil zur Angleichung geschlechtsspezifischer Faktoren in Mindestrentenansprüchen, den sogenannten Guaranteed Minimum Pensions ("GMP-equalisation"), der Pensionspläne der Lloyds Banking Group. Da erwartet wird, dass hierdurch ein Präzedenzfall für andere britische Systeme mit GMP geschaffen wird, hat innogy die erwarteten Auswirkungen in Höhe eines Mehraufwands von 16 Mio. € bei der Bewertung seiner Pensionsverpflichtungen in Großbritannien berücksichtigt. Zudem wurde im Fall von deutschen Vorruhestandsregelungen der Anspruch des Mitarbeiters auf die Zahlung eines Nachteilsausgleichs teilweise neu bewertet, was zu einer Entlastung des Dienstzeitaufwands um 9 Mio. € führte.

Im Vorjahr beruhte der nachverrechnete Dienstzeitaufwand im Wesentlichen auf Effekten im Zusammenhang mit Restrukturierungsmaßnahmen sowie auf der Neubewertung einer Ruhegeldordnung, jeweils in Deutschland.

Im Vorjahr bestand in Höhe von 260 Mio. € eine eingeschränkte Verfügungsmacht im Zusammenhang mit der Finanzierung von Pensionszusagen von drei innogy-Konzernunternehmen, die bei den sonstigen Finanzforderungen erfasst waren. Im Dezember 2018 wurde der Treuhandvertrag von diesen Gesellschaften angepasst, sodass die Aktiva in Höhe von 253 Mio. € ab dem Jahresabschluss 2018 als Zugang "Änderungen des Konsolidierungskreises/ Umbuchungen" innerhalb der Pensionsrückstellungen ausgewiesen werden. Entsprechend haben sich die sonstigen Finanzforderungen vermindert.

Veränderungen der versicherungsmathematischen Annahmen würden zu folgenden Veränderungen des Anwartschaftsbarwerts der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen führen:

Veränderungen des Anwartschaftsbarwerts der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen in Mio. €	31.12.2018		31.12.2017
Veränderung des Rechnungszinses um +50/-50 Basispunkte
- Inland	-806	920	-769	876
- Ausland	-330	376	-388	444
Veränderung des Gehaltstrends um -50/+50 Basispunkte
- Inland	-78	82	-96	101
- Ausland	-26	29	-34	39
Veränderung des Rententrends um -50/+50 Basispunkte
- Inland	-518	568	-513	563
- Ausland	-239	268	-287	325
Erhöhung der Lebenserwartung um 1 Jahr
- Inland		441		400
- Ausland		123		147

Die Sensitivitätsanalysen basieren auf der Änderung jeweils einer Annahme, wobei alle anderen Annahmen konstant gehalten werden. Die Realität wird wahrscheinlich davon abweichen. Die Methoden zur Berechnung der zuvor genannten Sensitivitäten und zur Berechnung der Pensionsrückstellung stimmen überein.

Die Abhängigkeit der Pensionsrückstellungen vom Marktzinsniveau wird durch einen gegenläufigen Effekt begrenzt. Hintergrund ist, dass die Verpflichtungen aus betrieblichen Altersversorgungsplänen überwiegend fondsgedeckt sind und das Planvermögen zum großen Teil negativ mit den Marktrenditen festverzinslicher Wertpapiere korreliert. Deshalb schlagen sich rückläufige Marktzinsen typischerweise in einem Anstieg des Planvermögens nieder und umgekehrt.

Inländische Betriebsrenten unterliegen einer im Dreijahresrhythmus stattfindenden Anpassungsprüfungspflicht nach dem Gesetz zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (§ 16 BetrAVG [Betriebsrentengesetz]). Einige Zusagen gewähren daneben jährliche Rentenanpassungen, die die gesetzliche Anpassungspflicht übersteigen können.

Einige Versorgungspläne im Inland garantieren ein bestimmtes Rentenniveau unter Einbeziehung der gesetzlichen Rente (Gesamtversorgungssysteme). Zukünftige Minderungen des gesetzlichen Rentenniveaus könnten damit zu höheren Rentenzahlungen durch innogy führen.

Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit der Leistungsverpflichtung (Duration) beträgt im Inland 17 Jahre (Vorjahr: 17 Jahre) und im Ausland 17 Jahre (Vorjahr: 18 Jahre).

Im Geschäftsjahr 2019 werden für leistungsorientierte Pläne voraussichtlich Zahlungen in Höhe von 235 Mio. € (geplant Vorjahr: 234 Mio. €) als unmittelbare Rentenleistungen und Einzahlungen in das Planvermögen vorgenommen.

(23) Sonstige Rückstellungen

Sonstige Rückstellungen	31.12.2018			31.12.2017
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt	Langfristig	Kurzfristig	Gesamt
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	320	461	781	367	434	801
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	103	53	156	77	58	135
Steuerrückstellungen	82	262	344	106	287	393
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	61	228	289	73	213	286
Rückstellungen für den Rückbau von Windkraftanlagen	358	4	362	359	1	360
Ungewisse Verpflichtungen aus sonstigen Rückbauverpflichtungen	228	66	294	214	69	283
Rückgabeverpflichtungen Zertifikate alternativer Energien		665	665		624	624
Übrige sonstige Rückstellungen	337	849	1.186	343	920	1.263
	1.489	2.588	4.077	1.539	2.606	4.145

Zusammensetzung und Entwicklung sonstige Rückstellungen in Mio. €	Stand: 01.01.2018	Zuführungen	Auflösungen	Zinsanteil	Änderungen Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Umbuchungen	Inanspruchnahmen
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	801	438	-29	-4	1	-426
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	135	20	-6		22	-15
Steuerrückstellungen	393	179	-58		34	-204
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	286	123	-19	1	6	-108
Rückstellungen für den Rückbau von Windkraftanlagen	360	5	-1	1	-1	-2
Ungewisse Verpflichtungen aus sonstigen Rückbauverpflichtungen	283	8	-1	7		-3
Rückgabeverpflichtungen Zertifikate alternativer Energien	624	899	-1		-6	-851
Übrige sonstige Rückstellungen	1.263	308	-244	2	26	-169
	4.145	1.980	-359	7	82	-1.778

Zusammensetzung und Entwicklung sonstige Rückstellungen in Mio. €	Stand: 31.12.2018
Verpflichtungen aus dem Personalbereich (ohne Restrukturierungen)	781
Verpflichtungen aus Restrukturierungen	156
Steuerrückstellungen	344
Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen	289
Rückstellungen für den Rückbau von Windkraftanlagen	362
Ungewisse Verpflichtungen aus sonstigen Rückbauverpflichtungen	294
Rückgabeverpflichtungen Zertifikate alternativer Energien	665
Übrige sonstige Rückstellungen	1.186
	4.077

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 dieser Rückstellungen von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2019 bis 2021 aus.

Die Rückstellungen für Verpflichtungen aus Restrukturierungen beziehen sich im Wesentlichen auf Maßnahmen für einen sozialverträglichen Personalabbau. Gegenwärtig gehen wir für die Mehrheit dieser Rückstellungen von einer Inanspruchnahme in den Jahren 2019 bis 2023 aus. Dabei werden Beträge für Personalmaßnahmen aus der Rückstellung für Verpflichtungen aus Restrukturierungen in Rückstellungen für Verpflichtungen aus dem Personalbereich umgegliedert, sobald die zugrundeliegende Restrukturierungsmaßnahme konkretisiert ist. Dies ist der Fall, wenn individuelle Verträge zum sozialverträglichen Personalabbau von betroffenen Mitarbeitern unterschrieben wurden.

Die Steuerrückstellungen umfassen im Wesentlichen Ertragsteuern.

Die Rückstellungen für Einkaufs- und Verkaufsverpflichtungen umfassen vor allem drohende Verluste aus schwebenden Geschäften.

Aus heutiger Sicht wird der Großteil der Inanspruchnahme der Rückstellungen für den Rückbau von Windkraftanlagen in den Jahren 2020 bis 2038 und der ungewissen Verpflichtungen aus sonstigen Rückbauverpflichtungen in den Jahren 2019 bis 2060 erwartet.

Die Rückgabeverpflichtungen für Zertifikate alternativer Energien betreffen in Großbritannien die Verpflichtung zum Nachweis des Erwerbs von Strom aus regenerativen Quellen im durch den Renewable Energy Act geforderten Umfang durch entsprechende Zertifikate. Für den Fall, dass der gesetzlich vorgeschriebene Anteil am Gesamtabsatz nicht erreicht wird, sieht das Gesetz Pönalen vor.

(24) Finanzverbindlichkeiten

Finanzverbindlichkeiten	31.12.2018		31.12.2017
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Anleihen	12.828	1.005	11.811	1.007
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.938	116	1.400	211
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte		12		13
Übrige sonstige Finanzverbindlichkeiten	1.314	1.492	2.281	533
	16.080	2.625	15.492	1.764

Von den langfristigen Finanzverbindlichkeiten waren 15.212 Mio. € (Vorjahr: 15.160 Mio. €) verzinslich.

Am 31. Januar 2018 hat innogy eine Anleihe mit einem Volumen von 1 Mrd. € und einer Laufzeit von 11,5 Jahren platziert. Die Anleihe wurde von der innogy Finance B.V. begeben und mit einer Garantie der innogy SE ausgestattet. Bei einem Kupon von 1,5% und einem Ausgabekurs von 98,785% beträgt die jährliche Rendite 1,617%.

Am 30. Mai 2018 hat innogy zwei weitere Anleihen mit einem Volumen von insgesamt 1 Mrd. € begeben. Beide Anleihen wurden von der innogy Finance B.V. begeben und mit einer Garantie der innogy SE ausgestattet. Die erste Anleihe hat ein Volumen von 500 Mio. € und eine Laufzeit von 4,5 Jahren. Bei einem Kupon von 0,75% und einem Ausgabekurs von 99,798% beträgt die jährliche Rendite 0,796%. Die zweite Anleihe hat ein Volumen von 500 Mio. € und eine Laufzeit von 8,0 Jahren. Bei einem Kupon von 1,625% und einem Ausgabekurs von 99,874% beträgt die jährliche Rendite 1,642%.

Am 11. Juli 2018 hat innogy die im Mai 2018 begebene Anleihe mit einer Laufzeit von 4,5 Jahren um weitere 250 Mio. € aufgestockt, so dass das Gesamtvolumen der Anleihe seitdem 750 Mio. € beträgt. Die Aufstockung wurde ebenfalls von der innogy Finance B.V. begeben und mit einer Garantie der innogy SE ausgestattet. Bei einem identischen Kupon von 0,75% und einem Ausgabekurs von 100,759% beträgt die jährliche Rendite 0,56%.

Die folgende Übersicht zeigt Eckdaten der wesentlichen innogy-Anleihen zum 31. Dezember 2018:

Ausstehende Anleihen Emittent	Ausstehender Betrag	Buchwert in Mio. €	Kupon in %	Fälligkeit
innogy Finance B.V.	1.000 Mio. €	1.005	6,625	Januar 2019
innogy Finance BV.	750 Mio. €	756	1,875	Januar 2020
innogy Finance B.V.	570 Mio. £	679	6,500	April 2021
innogy Finance B.V.	1.000 Mio. €	1.126	6,500	August 2021
innogy Finance B.V.	500 Mio. £	591	5,500	Juli 2022
innogy Finance B.V.	750 Mio. €	749	0,750	November 2022
innogy Finance B.V.	488 Mio. £	581	5,625	Dezember 2023
innogy Finance B.V.	800 Mio. €	834	3,000	Januar 2024
innogy Finance B.V.	750 Mio. €	745	1,000	April 2025
innogy Finance B.V.	500 Mio. €	498	1,625	Mai 2026
innogy Finance B.V.	850 Mio. €	840	1,250	Oktober 2027
innogy Finance B.V.	1.000 Mio. €	986	1,500	Juli 2029
innogy Finance B.V.	760 Mio. £	930	6,250	Juni 2030
innogy Finance B.V.	600 Mio. €	721	5,750	Februar 2033
innogy SE	17 Mio. $	15	3,800	April 2033
innogy Finance B.V.	600 Mio. £	630	4,750	Januar 2034
innogy SE	468 Mio. €	511	3,500	Oktober 2037
innogy Finance B.V.	1.000 Mio. £	1.200	6,125	Juli 2039
innogy SE	20 Mrd. JPY	186	4,762 ¹	Februar 2040
innogy SE	100 Mio. €	100	3,500	Dezember 2042
innogy SE	150 Mio. €	150	3,550	Februar 2043
Anleihen		13.833

¹ Nach Swap in Euro

Von den Finanzverbindlichkeiten sind 72 Mio. € (Vorjahr: 85 Mio. €) durch Grundpfandrechte gesichert.

(25) Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen werden als kurzfristig ausgewiesen, da sie im Rahmen des normalen Geschäftszyklus beglichen werden, selbst wenn sie später als zwölf Monate nach dem Abschlussstichtag fällig werden.

(26) Übrige Verbindlichkeiten

Übrige Verbindlichkeiten	31.12.2018		31.12.2017
in Mio. €	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig
Verbindlichkeiten aus Steuern		707		639
Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit	3	55	4	54
Derivate	1.627	1.345	922	700
Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse			1.168	167
Vertragsverbindlichkeiten	1.144	160
Sonstige übrige Verbindlichkeiten	208	3.066	157	2.633
	2.982	5.333	2.251	4.193
Davon: finanzielle Schulden	1.668	3.650	960	2.639
Davon: nicht finanzielle Schulden	1.314	1.683	1.291	1.554

Als Verbindlichkeiten im Rahmen der sozialen Sicherheit sind insbesondere die noch abzuführenden Beiträge an Sozialversicherungen ausgewiesen.

Von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten entfielen 1.668 Mio. € (Vorjahr: 1.451 Mio. €) auf finanzielle Schulden in Form kurzfristiger Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Rechten zur Andienung (Put-Optionen) nicht beherrschender Anteile. Zudem entfielen von den sonstigen übrigen Verbindlichkeiten 108 Mio. € (Vorjahr: 47 Mio. €) auf Investitionszuwendungen der öffentlichen Hand, die im Wesentlichen im Zusammenhang mit dem Bau von Windparks und der Verlegung von Glasfasernetzen gewährt worden sind.

Seit Einführung des neuen Standards IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" im Geschäftsjahr 2018 werden sämtliche Vertragsverbindlichkeiten (31.12.2018: 1.304 Mio. €; 01.01.2018: 1.314 Mio. €) separat dargestellt. Der ganz überwiegende Teil dieser Verbindlichkeiten betrifft im Voraus erhaltene Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die wir zur zukünftigen Erfassung als Umsatzerlöse, in Deutschland regelmäßig über eine Laufzeit von 20 Jahren, abgrenzen. In die Vertragsverbindlichkeiten werden außerdem vorab in Rechnung gestellte Einmalgebühren für die Vorhaltung der Lieferbereitschaft einbezogen, sofern wir die Leistungszusage noch nicht erfüllt haben. Im Geschäftsjahr 2018 wurden Vertragsverbindlichkeiten in Höhe von 155 Mio. € aufgelöst und als Umsatzerlöse ausgewiesen. Weiterhin haben erhaltene Gegenleistungen, die nicht als Umsatzerlöse erfasst wurden, die Vertragsverbindlichkeiten um 157 Mio. € erhöht.

Sonstige Angaben

(27) Ergebnis je Aktie

Das unverwässerte Ergebnis je Aktie ergibt sich, indem der den innogy-Aktionären zustehende Teil des Nettoergebnisses durch die durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien geteilt wird; eigene Aktien bleiben dabei unberücksichtigt. Für die berichteten Perioden entspricht das verwässerte Ergebnis je Aktie dem unverwässerten Ergebnis je Aktie (nachfolgend "Ergebnis je Aktie").

(28) 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 in Abhängigkeit von ihrer Klassifizierung mit den fortgeführten Anschaffungskosten oder mit 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: Die Option zum Ausweis von Änderungen des beizulegenden Zeitwerts direkt im Eigenkapital wird angewendet.
―	Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertete Finanzinstrumente: 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 Zeitwerts im Other Comprehensive Income von Eigenkapitalinstrumenten wird nicht angewendet.

Ergebnis je Aktie		2018	2017
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der innogy SE	Mio. €	-653	778
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt)	Tsd. Stück	555.555	555.555
Ergebnis je Aktie	€	-1,18	1,40
Dividende je Aktie	€	1,40 ¹	1,60

¹ Vorschlag für das Geschäftsjahr 2018

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 nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die energiewirtschaftlichen und volkswirtschaftlichen Annahmen werden in einem umfangreichen Prozess ermittelt; dabei beziehen wir interne und externe Experten ein.

Die Bemessung des beizulegenden Zeitwerts 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 von identischen Finanzinstrumenten, die sich auf aktiven Märkten gebildet haben
―	Stufe 2: Bewertung auf Basis von Inputfaktoren, bei denen es sich nicht um Preise der Stufe 1 handelt, die sich aber für das Finanzinstrument entweder direkt (d. h. als Preis) oder indirekt (d. h. in Ableitung von Preisen) beobachten lassen
―	Stufe 3: Bewertung mithilfe von Faktoren, die sich nicht auf beobachtbare Marktdaten stützen

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Summe 2018	Stufe 1	Stufe 2	Stufe 3	Summe 2017	Stufe 1
Übrige Finanzanlagen	991	51	132	808	839	56
Finanzforderungen	39			39
Derivate (aktiv)	2.717		2.707	10	1.337
Davon: in Sicherungsbeziehungen	2		2		17
Wertpapiere	2.362	1.703	659		2.254	1.814
Derivate (passiv)	2.972		2.962	10	1.622
Davon: in Sicherungsbeziehungen	10		10		4

Fair-Value-Hierarchie in Mio. €	Stufe 2	Stufe 3
Übrige Finanzanlagen	108	675
Finanzforderungen
Derivate (aktiv)	1.331	6
Davon: in Sicherungsbeziehungen	17
Wertpapiere	440
Derivate (passiv)	1.615	7
Davon: in Sicherungsbeziehungen	4

Aufgrund von zunehmenden Preisquotierungen an aktiven Märkten wurden im Berichtsjahr finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert in Höhe von 14 Mio. € von Stufe 2 nach Stufe 1 umgegliedert. Außerdem wurden aufgrund von abnehmenden Preisquotierungen an aktiven Märkten im Berichtsjahr finanzielle Vermögenswerte mit einem beizulegenden Zeitwert in Höhe von 10 Mio. € von Stufe 1 nach Stufe 2 umgegliedert. Umgliederungen erfolgen grundsätzlich zum Zeitpunkt der Änderung der Preisquotierungen.

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

Finanzinstrumente der Stufe 3:	Stand:	Änderungen	Veränderungen			Stand:
Entwicklung im Jahr 2018 in Mio. €	01.01.2018	Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	erfolgswirksam	erfolgsneutral (OCI)	zahlungswirksam oder aus Tauschvorgängen	31.12.2018
Übrige Finanzanlagen	675	-49	40	12	130	808
Finanzforderungen	35	4				39
Derivate (aktiv)	6	1	2		1	10
Derivate (passiv)	7				3	10

Finanzinstrumente der Stufe 3:	Stand:	Änderungen	Veränderungen			Stand:
Entwicklung im Jahr 2017 in Mio. €	01.01.2017	Konsolidierungskreis, Währungsanpassungen, Sonstiges	erfolgswirksam	erfolgsneutral (OCI)	zahlungswirksam oder aus Tauschvorgängen	31.12.2017
Übrige Finanzanlagen	639	-30	9		57	675
Derivate (aktiv)	9				-3	6
Derivate (passiv)	9				-2	7

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

Finanzinstrumente der Stufe 3: Erfolgswirksam erfasste Gewinne und Verluste in Mio. €	Gesamt 2018	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden	Gesamt 2017	Davon: auf Finanzinstrumente entfallend, die am Bilanzstichtag noch gehalten wurden
Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen	20	19	15	15
Beteiligungsergebnis	22	30	-3	2
Finanzerträge/Finanzaufwendungen			-3	-2
	42	49	9	15

Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Wetterderivate zur Absicherung von temperaturabhängigen Nachfrageschwankungen. Ihre Bewertung ist insbesondere von der Entwicklung der Temperaturen abhängig. Grundsätzlich erhöht sich bei steigenden Temperaturen und sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert, bei sinkenden Temperaturen verringert er sich. Annahmen darüber, dass die zukünftige Entwicklung in der verbleibenden Vertragslaufzeit der Derivate von den in der Vergangenheit beobachteten langfristigen Durchschnittstemperaturen abweicht, können nur für einen äußerst kurzen Zeitraum getroffen werden. Daher werden die beizulegenden Zeitwerte vor allem auf Basis der langfristigen durchschnittlichen Temperaturen bestimmt. Eine Veränderung der Temperatur um +0,1 bzw. -0,1 °C würde zu einem Anstieg des Marktwerts um 9,1 Mio. € (Vorjahr: 11,3 Mio. €) bzw. zu einem Rückgang um 9,1 Mio. € (Vorjahr: 11,3 Mio. €) führen.

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 in Mio. €	Übrige Finanzanlagen	Finanzforderungen	Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	Gesamt
Stand: 01.01.2017	39	144	461	9	653
Zuführungen	13	24	159		196
Umbuchungen	-10	-30	13	-2	-29
Währungsanpassungen	1		-4		-3
Abgänge	2	14	232	6	254
Stand: 31.12.2017	41	124	397	1	563

Im Vorjahr lagen gemäß IAS 39 im Anwendungsbereich von IFRS 7 überfällige, nicht wertberichtigte Forderungen in folgender Höhe vor:

Überfällige Forderungen	Bruttowert 31.12.2017	Überfällige, wertberichtigte Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €			Bis 30 Tage	31 bis 60 Tage	61 bis 90 Tage	91 bis 120 Tage
Finanzforderungen	995	18
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	4.601	473	302	34	25	21
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	1.496	2
	7.092	493	302	34	25	21

Überfällige Forderungen	Nicht wertberichtigte, in den folgenden Zeitbändern überfällige Forderungen
in Mio. €	Über 120 Tage
Finanzforderungen
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	134
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte	4
	138

Die Angaben zu den Wertminderungen gemäß IFRS 9 für das aktuelle Geschäftsjahr werden unter den Kreditrisiken (Seite 176 ff.) erläutert.

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

Buchwerte nach Bewertungskategorien in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte	4.693	1.321
Davon: zu Handelszwecken gehalten		1.321
Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet	4.693	./.
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	./.	3.093
Kredite und Forderungen	./.	6.303
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	7.144	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	975	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	439	./.
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Verbindlichkeiten	2.962	1.618
Davon: zu Handelszwecken gehalten	./.	1.618
Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet	2.962	./.
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten	19.957	18.906

Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen gibt es lediglich bei Anleihen, Commercial Paper, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert beträgt 18.705 Mio. € (Vorjahr: 17.256 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 19.738 Mio. € (Vorjahr: 18.901 Mio. €). Hiervon entfallen 14.117 Mio. € (Vorjahr: 13.617 Mio. €) auf Stufe 1 und 5.622 Mio. € (Vorjahr: 5.284 Mio. €) auf Stufe 2 der Fair-Value-Hierarchie.

Bei den finanziellen Vermögenswerten gibt es Abweichungen lediglich bei Finanzforderungen. Ihr Buchwert beträgt 550 Mio. € (Vorjahr: 871 Mio. €), der beizulegende Zeitwert 553 Mio. € (Vorjahr: 873 Mio. €). Hiervon entfallen 518 Mio. € (Vorjahr: 873 Mio. €) auf Stufe 2 und 35 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) auf Stufe 3 der Fair-Value-Hierarchie.

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

Nettoergebnis je Bewertungskategorie in Mio. €	2018	2017
Erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte und Verbindlichkeiten	215	-335
Davon: zu Handelszwecken gehalten	./.	-335
Davon: verpflichtend zum beizulegenden Zeitwert bewertet	215	./.
Zur Veräußerung verfügbare finanzielle Vermögenswerte	./.	146
Kredite und Forderungen	./.	47
Zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente	-108	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente	27	./.
Erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente	13	./.
Zu (fortgeführten) Anschaffungskosten gehaltene Verbindlichkeiten	-495	-496

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 56 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 41 Mio. € als Ertrag realisiert.

Die nachfolgende Tabelle enthält das Ergebnis aus der Ausbuchung von Fremdkapitalinstrumenten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet werden und die aufgrund der bestehenden Kreditrisikorichtlinie veräußert wurden.

Ergebnis aus der Ausbuchung von zu fortgeführten Anschaffungskosten bewerteten Fremdkapitalinstrumenten in Mio. €	2018
Gewinne aus der Ausbuchung	0
Verluste aus der Ausbuchung	13

Für einen Teil der Investitionen in Eigenkapitalinstrumente wird die Option ausgeübt, Änderungen des beizulegenden Zeitwerts 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 in Mio. €	31.12.2018
Wertpapiere in Spezialfonds	355
PSI Software AG	45
Nordsee One GmbH	31

Im vergangenen Geschäftsjahr wurden Dividendenerträge aus diesen Finanzinstrumenten in Höhe von 14 Mio. € erfasst. Von diesen entfallen 4 Mio. € auf Eigenkapitalinstrumente, die im Geschäftsjahr veräußert wurden. Im Geschäftsjahr wurden erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Eigenkapitalinstrumente aufgrund der bestehenden Anlagestrategie veräußert. Deren beizulegender Zeitwert bei Ausbuchung betrug 274 Mio. €. Der daraus entstandene Gewinn betrug 8 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 in Mio. €	Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Nettobetrag
Derivate (aktiv)	940	-388	552
Derivate (passiv)	1.594	-388	1.206

Saldierung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten zum 31.12.2017 in Mio. €	Angesetzte Bruttobeträge	Saldierung	Nettobetrag
Derivate (aktiv)	402	-157	245
Derivate (passiv)	763	-157	606

Der innogy-Konzern ist im Rahmen seiner gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Markt-, Kredit- und Liquiditätsrisiken ausgesetzt. Diese Risiken werden durch ein systematisches konzernübergreifendes Risikomanagement begrenzt. Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen werden durch interne Richtlinien verbindlich vorgegeben.

Marktrisiken ergeben sich durch Änderungen von Währungs- und Aktienkursen sowie von Zinssätzen und Commodity-Preisen, die das Ergebnis aus der Geschäftstätigkeit beeinflussen können.

Wegen der internationalen Präsenz des innogy-Konzerns kommt dem Management von Wechselkursänderungen große Bedeutung zu. Verschiedene Währungen wie das britische Pfund oder die tschechische Krone sind wichtige Fremdwährungen für den Konzern. Die Gesellschaften des innogy-Konzerns sind grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre transaktionalen Fremdwährungsrisiken über die innogy SE zu sichern. Nur die innogy SE selbst darf im Rahmen vorgegebener Limite Fremdwährungspositionen offen halten oder Konzerngesellschaften entsprechende Limite genehmigen.

Zinsrisiken resultieren hauptsächlich aus den Finanzschulden und den zinstragenden Anlagen des Konzerns. Gegen negative Wertänderungen aus unerwarteten Zinsbewegungen sichern wir uns fallweise durch originäre und derivative Finanzgeschäfte ab.

Das Marktzinsniveau wirkt sich außerdem auf die Höhe unserer Rückstellungen aus, denn an ihm orientieren sich die Abzinsungsfaktoren für die Ermittlung der Verpflichtungsbarwerte. Das heißt, bei sinkenden Marktzinsen erhöhen sich tendenziell unsere Rückstellungen, bei steigenden Marktzinsen verringern sie sich. Auf der Seite 161 geben wir an, wie sensitiv die Barwerte von Pensionsverpflichtungen auf Erhöhungen oder Senkungen der Abzinsungsfaktoren reagieren.

Die Chancen und Risiken aus den Wertänderungen der Wertpapiere werden durch ein professionelles Fondsmanagement gesteuert. innogy hat die RWE AG mandatiert, die Zinsrisiken aus diesen Wertpapieren zu steuern, und lässt sich regelmäßig über die Wertentwicklung dieser Anlagen berichten. Für Finanzgeschäfte unserer Konzernunternehmen haben wir Handlungsrahmen, Verantwortlichkeiten und Kontrollen verbindlich in Richtlinien festgelegt. In einem zentralen Bestandsführungssystem werden die Finanzgeschäfte des innogy-Konzerns erfasst und die Position gegenüber finanzwirtschaftlichen Risiken überwacht.

Für Commodity-Geschäfte hat der Bereich Controlling & Risk Richtlinien aufgestellt. Demnach dürfen Derivate zur Absicherung gegen Preisrisiken eingesetzt werden. innogy hält keine Derivate zu Handelszwecken.

Finanzwirtschaftliche Risiken werden bei innogy u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk (VaR) überwacht und gesteuert. Zur Steuerung von Zinsrisiken wird zudem ein CashFlow at Risk (CFaR) ermittelt.

Mit der VaR-Methode ermitteln und überwachen wir das maximale Verlustpotenzial, das sich aus der Veränderung von Marktpreisen mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit innerhalb bestimmter Fristen ergibt. Bei der Berechnung werden historische Preisschwankungen zugrunde gelegt. Bis auf den CFaR werden alle VaR-Angaben in Bezug auf die finanzwirtschaftlichen Risiken 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.

innogy unterscheidet bei Zinsrisiken zwischen zwei Risikokategorien: Auf der einen Seite können Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren aus dem innogy-Bestand sinken. Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen sich mit dem Zinsniveau auch die Finanzierungskosten. Zur Bestimmung des Kurswertrisikos wird ein VaR ermittelt.

Dieser belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 3,4 Mio. € (Vorjahr: 3,2 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen wir mit dem CFaR. Dieser lag zum 31. Dezember 2018 bei 11,0 Mio. € (Vorjahr: 10,8 Mio. €). Der VaR für transaktionale Fremdwährungspositionen lag zum 31. Dezember 2018 unter 1 Mio. € (Vorjahr: unter 1 Mio. €). Der VaR für die Kurswertrisiken aus Aktien im innogy-Portfolio lag zum 31. Dezember 2018 bei 4,7 Mio. € (Vorjahr: 3,0 Mio. €).

Veränderungen der Commodity-Preise können sich auf das bereinigte Konzern-EBIT auswirken. Zum 31. Dezember 2018 betrug das aggregierte Commodity-Preisrisiko des innogy-Konzerns für das Jahr 2019, das aus den noch nicht gesicherten Commodity-Risikopositionen der Unternehmensbereiche ermittelt wurde, 90 Mio. € (Vorjahr: 20 Mio. €).

Die Commodity-Preisrisiken der Segmente werden gemäß Konzernvorgaben gesichert. Commodity-Preisrisiken bestehen in Bezug auf die Erzeugungspositionen aus erneuerbaren Energien, im Gasspeichergeschäft und können im Vertriebsgeschäft aufgrund von illiquiden Residualpositionen bestehen, die auf Forward-Basis nicht zu hedgen sind.

Zu den wichtigsten Maßnahmen zur Begrenzung von Marktrisiken gehört der Abschluss von Sicherungsgeschäften. Als Instrumente dienen dabei vor allem Devisentermingeschäfte, Währungs-Swaps, Zins-Swaps, 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 i. d. R. Grundgeschäfte mit kompensierenden Risiken gegenüberstehen.

Sicherungsbilanzierung

Bilanzielle Sicherungsbeziehungen gemäß IFRS 9 dienen in erster Linie der Reduktion von Währungsrisiken aus Beteiligungen mit ausländischer Funktionalwährung, Zinsrisiken aus langfristigen Verbindlichkeiten und Fremdwährungsrisiken aus Beschaffungsgeschäften.

Cashflow Hedges werden vor allem zur Absicherung gegen Fremdwährungsrisiken aus künftigen Umsätzen, Investitionen und Beschaffungsgeschäften eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente dienen Termin-, Swap- und Optionsgeschäfte mit Devisen und Zinsen, deren Buchwerte in den Bilanzpositionen "Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte" und "Übrige Verbindlichkeiten" ausgewiesen sind. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, solange im Other Comprehensive Income berücksichtigt, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Realisationen und etwaige Ineffektivitäten aus der Sicherung von Fremdwährungsrisiken werden in der Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der Positionen "sonstige betriebliche Erträge" und "sonstige betriebliche Aufwendungen" ausgewiesen. Realisationen und etwaige Ineffektivitäten aus der Sicherung von Zinsrisiken werden in der Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der Positionen "Finanzerträge" und "Finanzaufwendungen" ausgewiesen. 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. Im Vorjahr betrug der bilanzierte beizulegende Zeitwert der im Rahmen von Cashflow Hedges eingesetzten Sicherungsinstrumente 2 Mio. €.

Zum 31. Dezember 2018 hält innogy zur Absicherung von künftigen Zahlungsströmen bei Fremdwährungsrisiken die folgenden Sicherungsinstrumente:

Sicherungsinstrumente in Cash Flow Hedges	Fälligkeit
	1-6 Monate	>6-12 Monate	>12 Monate
Devisenterminkontrakte - Käufe
Nominalvolumen (in Mio. €)	-41	-61	-289
Durchschnittskurs €/GBP	0,90	0,90	0,92
Devisenterminkontrakte -Verkäufe
Nominalvolumen (in Mio. €)	128	130	195
Durchschnittskurs €/GBP	0,92	0,91	0,91

Zum 31. Dezember 2018 hält innogy zur Absicherung von künftigen Zahlungsströmen bei Zinsrisiken die folgenden Sicherungsinstrumente:

Sicherungsinstrumente in Cash Flow Hedges	Fälligkeit >12 Monate
Zinsswaps
Nominalvolumen (in Mio. GBP)	1.642
Durchschnittszins (in %)	1,56

Im Vorjahr wurden Änderungen der beizulegenden Zeitwerte von Sicherungsinstrumenten, die als Cashflow Hedges eingesetzt wurden, in Höhe von 2 Mio. € nach Steuern erfolgsneutral im Accumulated Other Comprehensive Income erfasst. Diese Wertänderungen stellen den effektiven Teil der Sicherungsbeziehungen dar.

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, Währungs-Swaps und Forwards ein. Die Buchwerte der Sicherungsinstrumente sind in den Bilanzpositionen "Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte", "Übrige Verbindlichkeiten" und "Finanzverbindlichkeiten" ausgewiesen. Änderungen des beizulegenden Zeitwerts der Sicherungsinstrumente werden, soweit sie deren effektiven Teil betreffen, solange in der Währungsumrechnungsdifferenz im Other Comprehensive Income berücksichtigt, bis das Grundgeschäft realisiert wird. Realisationen aus dem OCI werden in der Gewinn- und Verlustrechnung innerhalb der Positionen die Positionen "sonstige betriebliche Erträge" und "sonstige betriebliche Aufwendungen" ausgewiesen, Ineffektivitäten gehen in die Finanzerträge bzw. -aufwendungen ein.

Zum 31. Dezember 2018 hat innogy zur Absicherung von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten die folgenden Sicherungsinstrumente gehalten:

Sicherungsinstrumente in Net Investment Hedges	Fälligkeit
	1-6 Monate	>6-12 Monate	>12 Monate
Nominalvolumen (in Mio. €)	141		3.739
Durchschnittskurs €/USD	1,23
Durchschnittskurs €/AUD	1,58
Durchschnittskurs €/GBP			0,89

Im Fall von Anleihen, die als Sicherungsinstrumente für Net Investment Hedges eingesetzt werden, wurden die durchschnittlich gesicherten Kurse auf Basis des Wechselkurses im Designationszeitpunkt der Sicherungsbeziehung ermittelt. Der beizulegende Zeitwert der Anleihen betrug im Vorjahr -3.693 Mio. €, der Zeitwert der Swaps und Forwards 12 Mio. €.

Im Vorjahr wurden Ineffektivitäten aus Hedges von Nettoinvestitionen in ausländische Teileinheiten in Höhe von 3 Mio. € als Ertrag in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Die in Sicherungsbeziehungen designierten Sicherungsinstrumente haben zum 31. Dezember 2018 folgende Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage:

Cash Flow Hedges und Net Investment Hedges (Sicherungsgeschäfte) in Mio. €	Nominalwert ¹	Buchwert		Änderung des beizulegenden Zweitwerts in der laufenden Periode	Erfasste Ineffektivität
		Aktiv	Passiv
Cash Flow Hedges
Fremdwährungsrisiken	62	2	11	12
Zinsrisiken	1.642		42	-26
Net Investment Hedges
Fremdwährungsrisiken	3.850	7	3.739	17	3

¹ Es handelt sich hierbei um Nettowerte.

Die in Sicherungsbeziehungen designierten Grundgeschäfte haben zum 31. Dezember 2018 folgende Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage:

Cash Flow Hedges und Net Investment Hedges (Grundgeschäfte) in Mio. €	Änderung des beizulegenden Zeitwerts in der laufenden Periode	Rücklage für laufende Sicherungsbeziehungen
Cash Flow Hedges
Fremdwährungsrisiken	-11	14
Zinsrisiken	26	-26
Net Investment Hedges
Fremdwährungsrisiken	-13	200

Für das Geschäftsjahr 2018 ergibt sich folgende Überleitung der Veränderung der Hedging-Reserve für die verschiedenen Risikokategorien der bilanziellen Sicherungsbeziehungen:

Rücklage für Sicherungsbeziehungen in Mio. €
Stand: 01.01.2018	2
Cash Flow Hedges
Effektiver Teil der Marktwertänderungen
Fremdwährungsrisiken	12
Zinsrisiken	-27
Steuerlicher Effekt der Rücklagenveränderung	3
Net Investment Hedges
Effektiver Teil der Marktwertänderungen	43
Verrechnung mit Währungsanpassungen	-43
Stand: 31.12.2018	-10

Kreditrisiken.

Im Finanz- und Commodity-Bereich sowie im Rahmen von Großprojekten wie dem Bau von Windparks unterhalten wir Kreditbeziehungen vorwiegend zu Banken und anderen Geschäftspartnern mit guter Bonität. Die sich daraus ergebenden Kontrahentenrisiken werden vor Vertragsabschluss geprüft und laufend überwacht. Wir begegnen ihnen durch Festlegung von Kreditlimiten, die wir - sofern notwendig - anpassen, etwa bei Veränderungen der Bonität. Zur Absicherung von Kreditrisiken setzen wir neben Garantien und sonstigen Sicherheitsleistungen auch Kreditversicherungen gegen Zahlungsausfälle ein. Das Kreditrisiko wird in allen Geschäftsbereichen kontinuierlich überwacht und proaktiv gesteuert. Außerdem werden Kreditversicherungen gegen Zahlungsausfälle abgeschlossen. Als Sicherheiten erhaltene Bankgarantien stammen von Finanzinstituten, die in der Regel 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 und Vertragsvermögenswerte. 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 beliefen sich diese Verpflichtungen auf 66 Mio. € (Vorjahr: 45 Mio. €). Darüber hinaus lagen zum 31. Dezember 2018 hereingenommene Kreditversicherungen, finanzielle Garantien, Bankgarantien und sonstige Sicherheitsleistungen in Höhe von 40 Mio. € (Vorjahr: 39 Mio. €) vor. Weder im Geschäftsjahr 2018 noch im Vorjahr waren bedeutende Ausfälle zu verzeichnen.

Bei finanziellen Vermögenswerten wird die Risikovorsorge im innogy-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 im 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 innogy 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 - 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 Buchwerts 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 für die 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 für 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 innogy-Konzern wird eine Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Kreditverluste für finanzielle Vermögenswerte der folgenden Kategorien gebildet:

―	zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertete Fremdkapitalinstrumente
―	erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertete Fremdkapitalinstrumente
―	Vertragsvermögenswerte

Bei Fremdkapitalinstrumenten für die kein wesentlicher Anstieg des Kreditrisikos seit Erstansatz vorliegt, wird eine Risikovorsorge in Höhe der erwarteten Zwölf-MonatsKreditverluste (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 sowie Vertragsvermögenswerte entspricht die Risikovorsorge den über die Restlaufzeit erwarteten Kreditverlusten (Stufe 2). Um zu bestimmen, ob ein Finanzinstrument der Stufe 2 des Wertminderungsmodells zuzuordnen ist, muss am Bilanzstichtag festgestellt 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 unseren Erfahrungen und Annahmen über künftige Entwicklungen stützen. Besondere Bedeutung wird dabei der Branche beigemessen, in der die Schuldner des innogy-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:

―	eine 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
―	Er 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
―	Es gibt keinen aktiven Markt mehr für den finanziellen Vermögenswert
―	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 Vermögenswerts 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.

Der Bruttobuchwert eines finanziellen Vermögenswerts wird abgeschrieben, wenn Hinweise über ernsthafte finanzielle Schwierigkeiten der Gegenpartei vorliegen und eine Besserung der Lage unwahrscheinlich ist. Im innogy-Konzern wird hiervon ausgegangen, sobald durch Abschluss eines Konkurs- oder Vergleichsverfahrens die Forderungsvereinnahmung nicht mehr realisierbar ist. Die Abschreibung stellt somit einen Ausbuchungsvorgang dar.

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

Wertberichtigung finanzieller Vermögenswerte 2018 in Mio. €	Stufe 1 erwarteter Zwölf-Monats Kreditverlust	Stufe 2 erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit - Brutto	Stufe 3 erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit - Netto	Bei Erwerb oder Ausgabe wertgemindert	Summe
Finanzforderungen
Stand 01.01.2018	15	19	4	2	40
Neubewertung aufgrund geänderter Bewertungsparameter	1	2			3
Transfer in Stufe 1
Transfer in Stufe 2	-1	2			1
Transfer in Stufe 3
Neu erworbene/ausgegebene finanzielle Vermögenswerte	1		1		2
Zurückgezahlte oder ausgebuchte finanzielle Vermögenswerte	-10			-1	-11
Stand: 31.12.2018	6	23	5	1	35
Sonstige Forderungen und sonstige Vermögenswerte
Stand 01.01.2018	1				1
Stand: 31.12.2018	1				1
Wertpapiere
Stand 01.01.2018	1				1
Stand: 31.12.2018	1				1
Summe	8	23	5	1	37

Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vertragsvermögenswerte erfolgt eine Bestimmung des erwarteten Kreditverlusts unter Anwendung des vereinfachten Ansatzes auf Basis der Gesamtlaufzeit der Finanzinstrumente. Für die Bestimmung der erwarteten Kreditverluste werden die Forderungen im Endkundengeschäft auf Basis gemeinsamer Risikoprofile und deren Überfälligkeit gruppiert und unter Rückgriff auf eine Wertminderungsmatrix bestimmt.

Es werden keine Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vertragsvermögenswerte gehalten, für die aufgrund von Sicherheiten keine Risikovorsorge erfasst wurde.

Risikovorsorge für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vertragsvermögenswerte in Mio. €	2018
Stand: 01.01.2018	403
Zuführung	206
Inanspruchnahme	-210
Auflösung	-28
Sonstiges	-1
Stand: 31.12.2018	370

Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und Vertragsvermögenswerte gegenüber Geschäftskunden mit prognostizierten Nettoaußenumsatzerlösen von unter 10 Mio. € und für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gegenüber Endkunden, die in großer Anzahl vorliegen und jeweils geringe Beträge enthalten, nutzen wir zur Bestimmung des erwarteten Kreditausfalls eine Wertberichtigungsmatrix. Die Ausfallraten werden auf Basis der historisch tatsächlich ausgefallenen Forderungen bestimmt, die sich auf verschiedene aufeinanderfolgende Stufen von einer Überfälligkeit der Zahlungen bis zur tatsächlichen Abschreibung bewegen. Die Ausfallraten werden für Risiken in verschiedenen Segmenten bestimmt und berücksichtigen die allgemeinen Ausfallrisiko-Charakteristika, geografische Region, Alter und Dauer der Kundenbeziehung sowie die Art des erworbenen Produkts.

Die nachfolgende Tabelle enthält Informationen in Bezug auf die Höhe der Bruttobuchwerte für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen für Geschäftskunden mit prognostizierten Nettoaußenumsatzerlösen von unter 10 Mio. € und für Endkunden, für die Wertminderungen auf Basis einer Wertberichtigungsmatrix berechnet wurden:

31.12.2018 in Mio. €	Bruttobuchwert		Durchschnittliche Verlustrate
	Netz & Infrastruktur	Vertrieb
Kurzfristig (nicht überfällig)	411	2.552	1%
bis 30 Tage überfällig	47	215	6%
31-60 Tage überfällig	6	84	13%
61-90 Tage überfällig	2	64	18%
91-120 Tage überfällig	6	44	21%
über 120 Tage überfällig	49	504	41%
Summe	521	3.463

Die nachfolgende Tabelle enthält Informationen in Bezug auf die Bruttobuchwerte und deren Zuordnung auf die im Konzern verwendeten Kreditrisikoklassen für alle Finanzinstrumente, die sich im Anwendungsbereich des Wertminderungsmodells befinden. Davon ausgenommen sind die oben erläuterten Forderungen aus Lieferungen und Leistungen deren Wertminderungen auf Basis einer Wertberichtigungsmatrix berechnet wurden.

31.12.2018	Äquivalent zu S & P-Skala	Bruttobuchwerte			Forderungen LuL	Summe
		Stufe 1 -	Stufe 2 -	Stufe 3 -
in Mio. €		Zwölf-Monats Kreditverlust	erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit (brutto)	erwarteter Kreditverlust über die Gesamtlaufzeit (netto)	(nicht Provision Matrix), Vertragsver mögenswerte, Leasingford.
Klasse 1-5: Geringes Risiko	AAA bis BBB-	3.675	-	-	710	4.385
Klasse 6-9: Mittleres Risiko	BB+ bis BB-	63	34	-	15	112
Klasse 10: Erhöhtes Risiko	B+ bis B-	4	17	-	-	21
Klasse 11: Zweifelhaft	CCC bis C	-	-	5	1	6
Klasse 12: Verlust	D	-	-	-	18	18
Summe		3.742	51	5	744	4.542

Liquiditätsrisiken.

Die innogy-Konzerngesellschaften refinanzieren sich i. d. R. zentral bei der innogy SE. Hier besteht das Risiko, dass die Liquiditätsreserven nicht ausreichen, um die finanziellen Verpflichtungen fristgerecht zu erfüllen. Im Jahr 2019 werden eine Anleihe mit einem Volumen von 1 Mrd. € (Vorjahr: 980 Mio. €), ein Gruppendarlehen gegenüber RWE mit 956 Mio. € Nominalvolumen und Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten in Höhe von 116 Mio. € (Vorjahr: 212 Mio. €) fällig. Außerdem sind kurzfristige Schulden zu begleichen.

Unseren Commodity-Bezug wickeln wir derzeit über die RWE Supply & Trading auf Basis eines vertraglichen Rahmenwerks ab ("Wholesale Interface Agreement"), das wir zum 31. Dezember 2019 aufgekündigt haben. Dies wird in der Tendenz dazu führen, dass Beschaffungen ab diesem Zeitpunkt einer stärkeren Besicherung unterliegen werden. Einen daraus resultierenden zusätzlichen Liquiditätsbedarf berücksichtigen wir in unserer Finanzierungsstrategie.

Per 31. Dezember 2018 betrug der Bestand an flüssigen Mitteln und kurzfristigen Wertpapieren 4.376 Mio. € (Vorjahr: 3.324 Mio. €). Das bestehende Commercial-Paper-Programm ermöglicht es innogy, Commercial Paper im Volumen von bis zu 3 Mrd. € zu begeben. Es war zum Bilanzstichtag ungenutzt. Seit Frühjahr 2017 verfügt innogy über ein eigenes Debt-Issuance-Programm mit einem Volumen von 20 Mrd. €, das es innogy erlaubt, Senioranleihen am Markt zu begeben. Als weitere Liquiditätsreserve kann innogy seit Oktober 2017 auf eine eigene syndizierte Kreditlinie von 2,0 Mrd. € zurückgreifen. Hier reicht die ursprüngliche Laufzeit bis Oktober 2022; einer Verlängerung um ein Jahr bis Oktober 2023 wurde von der überwiegenden Mehrheit des Bankenkonsortiums zugestimmt. Es besteht weiterhin die Möglichkeit die Laufzeit noch einmal um ein Jahr zu verlängern. Darüber hinaus ist eine Aufstockung des Kreditrahmens um 1 Mrd. € möglich. In beiden Fällen muss das Bankenkonsortium zustimmen. Das mittelfristige Liquiditätsrisiko wird aufgrund der vorhandenen Finanzierungsinstrumente als gering eingestuft.

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

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten in Mio. €		Tilgungszahlungen			Zinszahlungen
	Buchwerte 31.12.2018	2019	2020 bis 2023	ab 2024	2019	2020 bis 2023
Anleihen	13.833	1.000	4.241	8.030	539	1.600
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	2.054	90	1.328	608	49	113
Übrige Finanzverbindlichkeiten	2.806	1.467	850	481	14	10
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	2.972	1.935	930	112	11	42
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	12	12
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.668	1.668
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	4.981	4.952	2	40

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten in Mio. €	Zinszahlungen ab 2024
Anleihen	2.872
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	36
Übrige Finanzverbindlichkeiten
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	130
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten in Mio. €		Tilgungszahlungen			Zinszahlungen
	Buchwerte 31.12.2017	2018	2019 bis 2022	ab 2023	2018	2019 bis 2022
Anleihen	12.818	980	3.956	7.117	563	1.709
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.611	212	810	522	35	84
Übrige Finanzverbindlichkeiten	2.814	546	1.740	546	16	21
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	1.622	939	563	124	8	30
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte	13	13
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten	1.451	1.451
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten	4.457	4.413	11	37

Tilgungs-/Zinszahlungen für finanzielle Verbindlichkeiten in Mio. €	Zinszahlungen ab 2023
Anleihen	3.073
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	3
Übrige Finanzverbindlichkeiten	1
Derivative finanzielle Verbindlichkeiten	136
Sicherheitsleistungen für Handelsgeschäfte
Kaufpreisverbindlichkeiten aus gewährten Andienungsrechten
Übrige sonstige finanzielle Verbindlichkeiten

Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2018 finanzielle Garantien zugunsten konzernfremder Gläubiger über insgesamt 29 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €), die dem ersten Tilgungsjahr zuzuordnen sind. Des Weiteren haben Konzerngesellschaften Kreditzusagen an konzernfremde Unternehmen in Höhe von 37 Mio. € gegeben (Vorjahr: 45 Mio. €), die im Jahr 2019 abrufbar sind.

Weitere Angaben zu den Risiken des innogy-Konzerns sowie zu den Zielen und Prozessen des Risikomanagements sind auf Seite 97 ff. im Lagebericht aufgeführt.

(29) Eventualschulden und finanzielle Verpflichtungen

Das Bestellobligo aus erteilten Investitionsaufträgen belief sich zum 31. Dezember 2018 auf 2.203 Mio. € (Vorjahr: 258 Mio. €). Zudem bestanden nicht angesetzte Verpflichtungen zur Bereitstellung von Darlehen oder anderen Finanzmitteln an Gemeinschaftsunternehmen in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 10 Mio. €).

Die Verpflichtungen aus Operating Leasing betreffen überwiegend Miet- und Leasingverträge für Netzpachten, Lager- und Verwaltungsgebäude. Die Mindestleasingzahlungen haben folgende Fälligkeitsstruktur:

Operating Leasing	Nominalwert
in Mio. €	31.12.2018	31.12.2017
Fällig in bis zu 1 Jahr	296	230
Fällig nach 1 bis zu 5 Jahren	919	617
Fällig nach über 5 Jahren	1.291	1.058
	2.506	1.905

innogy hat langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme von Gas, die größtenteils auf langfristigen Take-or-pay-Verträgen basieren, und von Strom. Die Zahlungsverpflichtungen aus den wesentlichen langfristigen Gasbeschaffungsverträgen und den wesentlichen Strombezugsverträgen beliefen sich zum 31. Dezember 2018 insgesamt auf 3.504 Mio. € (Vorjahr: 2.848 Mio. €), wobei 1.432 Mio. € innerhalb eines Jahres fällig waren (Vorjahr: 1.023 Mio. €).

Die innogy SE 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. innogy erwartet dadurch jedoch keine wesentlichen negativen Auswirkungen auf die wirtschaftliche und finanzielle Situation des innogy-Konzerns.

(30) Segmentberichterstattung

Unverändert zum Vorjahr werden die nach regionalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzten operativen Segmente zu drei Berichtssegmenten zusammengefasst.

Im Segment "Erneuerbare Energien" wird über die Stromproduktion aus regenerativen Quellen, d. h. aus Windkraft an Land (onshore) und im Meer (offshore) sowie aus Wasserkraft berichtet. Die wichtigsten Erzeugungsstandorte liegen in Deutschland, Großbritannien, den Niederlanden, Polen, Spanien und Italien.

In den operativen Segmenten "Netz & Infrastruktur Deutschland" und "Netz & Infrastruktur Osteuropa" wird über das Strom- und Gasverteilnetzgeschäft in Deutschland bzw. das Verteilnetzgeschäft in Zentralost-/Südosteuropa berichtet. Die beiden operativen Segmente weisen vergleichbare wirtschaftliche Merkmale auf und sind beide für die Planung, den Betrieb, die Instandhaltung sowie die Entwicklung und den Ausbau der Verteilnetze verantwortlich. Gemäß dem EU-Rechtsrahmen sind die operativen Segmente hinsichtlich des regulatorischen Umfelds, das der wesentliche Werttreiber für die finanzielle Leistungsfähigkeit der Segmente ist, vergleichbar. Daher werden die beiden operativen Segmente zum Berichtssegment "Netz & Infrastruktur" zusammengefasst. Dieser Bereich umfasst zudem Minderheitsbeteiligungen an Versorgern (z. B. an deutschen Stadtwerken und an der österreichischen KELAG) sowie das Gasspeichergeschäft.

Die operativen Segmente "Vertrieb Deutschland", "Vertrieb Großbritannien", "Vertrieb Niederlande/Belgien" und "Vertrieb Osteuropa" sind in ihren jeweiligen Regionen für das Geschäftskunden- und Privatkundengeschäft mit Strom, Gas und Energielösungen verantwortlich. Sie weisen vergleichbare Prozesse und Organisationsstrukturen für die Beschaffung, das Portfoliomanagement, die Kundenakquise und den Kundenservice auf. Zudem sind die Geschäftsgrundlagen aufgrund des EU-Rechtsrahmens und der europäischen Marktintegration in hohem Maße vergleichbar. Die wesentlichen Werttreiber sind identisch und die finanzielle Leistungsfähigkeit wird durch die gleichen Faktoren, z. B. die Wettbewerbsintensität, beeinflusst. Daher weisen die operativen Segmente vergleichbare wirtschaftliche Merkmale auf und werden zum Berichtssegment "Vertrieb" zusammengefasst.

Unter "Corporate/Neue Geschäftsfelder" (vormals "Corpo-rate/Sonstiges") werden Konsolidierungseffekte und die Aktivitäten nicht gesondert dargestellter Bereiche erfasst. Hierin enthalten sind die Holdingaktivitäten der innogy SE sowie die internen Dienstleister. Die einzige Veränderung zum 1. Januar 2018 betrifft die Umgliederung der Aktivitäten im Bereich eMobility, die nun außerhalb des Unternehmensbereichs "Vertrieb" unter "Corporate/Neue Geschäftsfelder" ausgewiesen werden. Die Vorjahreszahlen wurden entsprechend angepasst.

Segmentberichterstattung 2018 in Mio. €	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb	Corporate/ Neue Geschäftsfelder	innogy-Konzern
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer) ¹	969	6.542	29.277	196	36.984
Konzern-Innenumsatz	437	2.927	541	-3.905
Gesamtumsatz	1.406	9.469	29.818	-3.709	36.984
Bereinigtes EBIT	299	1.962	654	-285	2.630
Betriebliches Beteiligungsergebnis	27	340	13	11	391
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	19	219	10		248
Betriebliche Abschreibungen	320	942	156	49	1.467
Außerplanmäßige Abschreibungen	4	15	1.725	12	1.756
Buchwert at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	178	2.009	76	-10	2.253
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen sowie Akquisitionen	699	1.596	253	140	2.688

¹ Nicht enthalten in den Werten für 2018 sind aufgrund erstmaliger Anwendung von IFRS 15 Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten (in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen enthalten) und durchgeleitete Vergütungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (bislang brutto in Umsatzerlösen und Materialaufwand ausgewiesen).

Regionen 2018	EU			Übriges Europa	Sonstige	innogy-Konzern
in Mio. €	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU
Außenumsatz ¹' ²	20.445	7.367	7.152	4	95	35.063
Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	15.796	3.593	9.647		398	29.434

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

Segmentberichterstattung 2017 in Mio. €	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb	Corporate/ Neue Geschäftsfelder	innogy-Konzern
Außenumsatz (inkl. Erdgas-/Stromsteuer)	967	10.977	30.981	214	43.139
Konzern-Innenumsatz	395	3.238	502	-4.135
Gesamtumsatz	1.362	14.215	31.483	-3.921	43.139
Bereinigtes EBIT	355	1.944	827	-310	2.816
Betriebliches Beteiligungsergebnis	2	277	12	-2	289
Betriebliches Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen	5	183	9		197
Betriebliche Abschreibungen	339	931	205	40	1.515
Außerplanmäßige Abschreibungen	28	19	487	6	540
Buchwert at-Equity-bilanzierter Beteiligungen	178	1.969	76	-9	2.214
Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen sowie Akquisitionen	438	1.362	193	145	2.138

Regionen 2017	EU			Übriges Europa	Sonstige	innogy-Konzern
in Mio. €	Deutschland	Großbritannien	Übrige EU
Außenumsatz ^1,2	26.527	7.403	7.036	14	139	41.119
Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	14.953	4.936	9.632		187	29.708

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

Außenumsatz nach Produkten und Segmenten 2018 in Mio. €	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb	Corporate/ Neue Geschäftsfelder	innogy-Konzern
Außenumsatz ¹²	969	6.530	27.368	196	35.063
Davon: Strom	623	4.912	19.682	2	25.219
Davon: Gas		1.037	6.892		7.929
Davon: Sonstige	346	581	794	194	1.915

¹ Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

Außenumsatz nach Produkten und Segmenten 2017 in Mio. €	Erneuerbare Energien	Netz & Infrastruktur	Vertrieb	Corporate/ Neue Geschäftsfelder	innogy-Konzern
Außenumsatz ¹	967	10.964	28.975	213	41.119
Davon: Strom	617	9.326	21.120	1	31.064
Davon: Gas		957	7.168		8.125
Davon: Sonstige	350	681	687	212	1.930

¹ Zahlen ohne Erdgas-/Stromsteuer

Erläuterungen zu den Segmentdaten.

Als Innenumsätze des innogy-Konzerns weisen wir die Umsätze zwischen den Segmenten aus. Konzerninterne Lieferungen und Leistungen werden zu gleichen Bedingungen abgerechnet wie Geschäfte mit externen Kunden. Das bereinigte EBIT wird zur internen Steuerung verwendet. In der folgenden Tabelle ist die Überleitung vom bereinigten EBIT zum Ergebnis vor Steuern dargestellt:

Überleitung der Ergebnisgrößen in Mio. €	2018	2017
Bereinigtes EBIT	2.630	2.816
+ Neutrales Ergebnis	-1.704	-655
+ Finanzergebnis	-593	-513
Ergebnis vor Steuern	333	1.648

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 sonstigen langfristigen Vermögenswerten, Abschreibungen auf Geschäfts- oder Firmenwerte vollkonsolidierter Unternehmen sowie Effekte aus der Marktbewertung bestimmter Derivate handeln.

Neutrales Ergebnis in Mio. €	2018	2017
Veräußerungsgewinne/-verluste	17	11
Ergebniseffekte aus Derivaten	47	-118
Firmenwert - Abschreibungen	-1.582	-479
Restrukturierungen, Sonstige	-186	-69
Neutrales Ergebnis	-1.704	-655

Darüber hinausgehende Ausführungen finden sich auf Seite 58 des Lageberichts.

(31) 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 Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit sind u. a. enthalten:

―	Zinseinnahmen in Höhe von 57 Mio. € (Vorjahr: 75 Mio. €) und Zinsausgaben in Höhe von 647 Mio. € (Vorjahr:657 Mio. €)
―	Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) in Höhe von 693 Mio. € (Vorjahr: 587 Mio. €)
―	Das um nicht zahlungswirksame Effekte - insbesondere aus der Equity-Bilanzierung - korrigierte Beteiligungsergebnis in Höhe von 222 Mio. € (Vorjahr: 236 Mio. €)

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

Im Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit sind Ausschüttungen an innogy-Aktionäre in Höhe von 889 Mio. € (Vorjahr: 889 Mio. €) und Ausschüttungen an andere Gesellschafter in Höhe von 360 Mio. € (Vorjahr: 439 Mio. €) enthalten. Zudem sind im Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit Käufe in Höhe von 2 Mio. € (Vorjahr: 19 Mio. €) und Verkäufe in Höhe von 661 Mio. € (Vorjahr: 0 Mio. €) von Anteilen an Tochterunternehmen und sonstigen Geschäftseinheiten enthalten, die nicht zu einem Wechsel des Beherrschungsstatus führten.

Die flüssigen Mittel unterliegen Verfügungsbeschränkungen in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 38 Mio. €).

Der Finanzverbindlichkeitenspiegel ist nachfolgend dargestellt:

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	01.01.2018	Aufnahme / Tilgung gem. Kapitalflussrechnung	Änderungen des Konsolidierungskreises
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	1.764	-1.161	-7
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	15.492	2.856	41
Sonstige Posten ¹		-19
Gesamt	17.256	1.676	34

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	Währungseffekte	Marktwertänderungen	Sonstige Veränderungen
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	28	-40	2.041
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	-31	1	-2.279
Sonstige Posten ¹			19
Gesamt	-3	-39	-219

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	31.12.2018
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	2.625
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	16.080
Sonstige Posten ¹
Gesamt	18.705

¹ Enthält Zahlungen aus bestimmten Finanzderivaten und Sicherheitsleistungen, die in der Kapitalflussrechnung innerhalb der Aufnahme/Tilgung von Finanzschulden ausgewiesen werden

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	01.01.2017	Aufnahme/Tilgung gem. Kapitalflussrechnung	Änderungen des Konsolidierungskreises
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	665	-1.263	77
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	16.556	1.525	-13
Sonstige Posten ¹		-42
Gesamt	17.221	220	64

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	Währungseffekte	Marktwertänderungen	Sonstige Veränderungen
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	71	-50	2.264
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	-129		-2.447
Sonstige Posten ¹			42
Gesamt	-58	-50	-141

Finanzverbindlichkeitenspiegel in Mio. €	31.12.2017
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	1.764
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	15.492
Sonstige Posten ¹
Gesamt	17.256

¹ Enthält Zahlungen aus bestimmten Finanzderivaten und Sicherheitsleistungen, die in der Kapitalflussrechnung innerhalb der Aufnahme/Tilgung von Finanzschulden ausgewiesen werden

(32) Angaben zu Konzessionen

Zwischen Unternehmen des innogy-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.

(33) Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und Personen

Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit unterhalten die innogy SE und ihre Tochtergesellschaften Geschäftsbeziehungen zu zahlreichen Unternehmen. Der innogy-Konzern stuft das Mutterunternehmen RWE AG und deren Tochterunternehmen, assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen sowie die assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen des innogy-Konzerns als nahestehende Unternehmen ein.

Mit der RWE AG, deren Tochterunternehmen, assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen sowie wesentlichen assoziierten Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen des innogy-Konzerns wurden Geschäfts- und Finanztransaktionen getätigt, die zu folgenden Abschlussposten im innogy-Konzernabschluss führten:

Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen und Personen in Mio. €	RWE AG		Tochter-, Gemeinschafts- und assoziierte Unternehmen des RWE-Konzerns		Assoziierte Unternehmen des innogy-Konzerns
	2018	2017	2018	2017	2018	2017
Erträge	23	29	6.590	7.026	59	93
Aufwendungen	19	286	18.025	13.404	18	16

Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen und Personen in Mio. €	Gemeinschaftsunternehmen des innogy-Konzerns
	2018	2017
Erträge	8	13
Aufwendungen	2	20

Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen und Personen in Mio. €	RWE AG		Tochter-, Gemeinschafts- und assoziierte Unternehmen des RWE-Konzerns		Assoziierte Unternehmen des innogy-Konzerns
	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2017
Forderungen	35	45	2.335	1.370	33	91
Verbindlichkeiten	1.668	1.675	3.035	2.111	5	5

Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen und Personen in Mio. €	Gemeinschaftsunternehmen des innogy-Konzerns
	31.12.2018	31.12.2017
Forderungen	41	51
Verbindlichkeiten	8	8

Den Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen lagen im Wesentlichen Liefer- und Leistungsbeziehungen sowie Finanzgeschäfte mit Gesellschaften des RWE-Konzerns zugrunde. Zum 31. Dezember 2018 enthielten die Forderungen Ausleihungen und Finanzforderungen gegenüber dem RWE-Konzern in Höhe von 162 Mio. € (Vorjahr: 167 Mio. €). Zum 31. Dezember 2018 bestanden Darlehen und Finanzverbindlichkeiten gegenüber dem RWE-Konzern in Höhe von 1.665 Mio. € (Vorjahr: 1.662 Mio. €). Im Berichtsjahr lagen den Darlehen und Finanzverbindlichkeiten gegenüber dem RWE-Konzern Zinssätze mit einer Bandbreite von 0,56 bis 0,86% (Vorjahr: 0,56 bis 0,86%) und Laufzeiten mit einer Bandbreite von ein bis zwei Jahren (Vorjahr: zwei bis drei Jahren) zugrunde.

Unternehmen des innogy-Konzerns haben mit Unternehmen des RWE-Konzerns, insbesondere der RWE Supply & Trading, Verträge über den Kauf oder Verkauf von Commodities, im Wesentlichen Strom und Gas, abgeschlossen. Darüber hinaus wurden auf Basis von Dienstleistungsvereinbarungen Dienstleistungen von Gesellschaften des RWE-Konzerns für den innogy-Konzern sowie vom innogy-Konzern für Gesellschaften des RWE-Konzerns erbracht.

Abschlussposten aus Geschäften mit nahestehenden Unternehmen und Personen in Mio. €	RWE-Konzern
	2018	2017
Erträge	6.613	7.055
Davon: Erträge aus Liefergeschäften	4.228	7.030
Davon: Erträge aus Finanzgeschäften		5
Davon: Sonstige ¹	2.385	20
Aufwendungen	18.044	13.690
Davon: Aufwendungen aus Liefergeschäften	16.265	13.290
Davon: Aufwendungen aus Finanzgeschäften	11	12
Davon: Sonstige	1.768	388

¹ In den Werten für 2018 sind aufgrund erstmaliger Anwendung von IFRS 15 unrealisierte Veränderungen der Marktwerte von Commodity-Derivaten enthalten (im Vorjahr in Erträgen/Aufwendungen aus Liefergeschäften ausgewiesen).

Aus verzinslichen Ausleihungen an Gemeinschaftsunternehmen resultierten im Berichtsjahr Erträge in Höhe von 0 Mio. € (Vorjahr: 3 Mio. €). Von den Forderungen gegenüber Gemeinschaftsunternehmen entfielen am Bilanzstichtag 33 Mio. € auf Finanzforderungen (Vorjahr: 48 Mio. €).

Alle Geschäfte wurden zu marktüblichen Bedingungen abgeschlossen; das heißt, die Konditionen dieser Geschäfte unterschieden sich grundsätzlich nicht von denen mit anderen Unternehmen. Von den Forderungen werden 1.682Mio. € (Vorjahr: 962 Mio. €) und von den Verbindlichkeiten 3.578 Mio. € (Vorjahr: 1.862 Mio. €) innerhalb eines Jahres fällig. Die sonstigen Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betragen 23.498 Mio. € (Vorjahr: 19.754 Mio. €).

Darüber hinaus hat der innogy-Konzern keine wesentlichen Geschäfte mit nahestehenden Unternehmen oder Personen getätigt.

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

Das Management in Schlüsselpositionen nach IAS 24 umfasst neben Vorständen auch die Mitglieder des Aufsichtsrats.

Für Verpflichtungen gegenüber dem Management in Schlüsselpositionen sind insgesamt 13.555 Tsd. € (Vorjahr: 9.652 Tsd. €) zurückgestellt.

Die Gesamtvergütung des Vorstands betrug 2018 14.474 Tsd. € (Vorjahr: 13.593 Tsd. €). Er erhielt kurzfristige Vergütungsbestandteile in Höhe von 9.342 Tsd. € (Vorjahr: 11.519Tsd. €). Es ist kein Dienstzeitaufwand aus Pensionen entstanden (Vorjahr: 0 Tsd. €). Die aktienbasierten Vergütungen im Rahmen des LTIP SPP betrugen 5.132 Tsd. € (Vorjahr: 2.074 Tsd. €). Sonstige langfristige Vergütungsbestandteile wurden - wie schon im Vorjahr - nicht gewährt.

Die Bezüge des Aufsichtsrats summierten sich im Geschäftsjahr 2018 auf 2.797 Tsd. € (Vorjahr: 2.805 Tsd. €). Darin enthalten sind Mandatsvergütungen von Tochtergesellschaften in Höhe von insgesamt 27 Tsd. € (Vorjahr: 28 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 5.313 Tsd. € (Vorjahr: 20.795 Tsd. €). Die Pensionsverpflichtungen (Defined Benefit Obligations) gegenüber früheren Mitgliedern des Vorstands und ihren Hinterbliebenen beliefen sich zum Bilanzstichtag auf 116.797 Tsd. € (Vorjahr: 121.035 Tsd. €).

Die Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands und des Aufsichtsrats sind im Anhang auf Seite 222 ff. aufgeführt.

(34) Honorare des Abschlussprüfers

Die Honorare für Abschlussprüfungen des Abschlussprüfers in Deutschland beinhalten vor allem die Entgelte für die Konzernabschlussprüfung und für die Prüfung der Abschlüsse der innogy SE und ihrer Tochterunternehmen sowie die prüferische Durchsicht des Zwischenabschlusses. 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 Beratungsleistungen. innogy hat für Dienstleistungen, die der Abschlussprüfer des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft (PwC), und Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks erbrachten, folgende Honorare als Aufwand erfasst:

Honorare des PwC-Netzwerks	2018		2017
in Mio. €	Gesamt	Davon: Deutschland	Gesamt	Davon: Deutschland
Abschlussprüfungsleistungen	12,2	7,1	12,4	7,0
Andere Bestätigungsleistungen	3,3	3,1	2,1	2,0
Steuerberatungsleistungen	0,3	0,3	0,1	0,1
Sonstige Leistungen	3,9	1,8	3,2	0,8
	19,7	12,3	17,8	9,9

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

Die folgenden inländischen Tochtergesellschaften haben im Geschäftsjahr 2018 in Teilen von der Befreiungsvorschrift des § 264 Abs. 3 HGB bzw. § 264b HGB Gebrauch gemacht:

―	innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr
―	innogy Beteiligungsholding GmbH, Essen
―	innogy Gastronomie GmbH, Essen
―	innogy Innovation Berlin GmbH, Berlin
―	innogy Innovation GmbH, Essen
―	innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Essen
―	innogy Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Esssen
―	innogy TelNet GmbH, Essen
―	innogy Ventures GmbH, Essen
―	innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen
―	iSWITCH GmbH, Essen
―	NRW Pellets GmbH, Erndtebrück

(36) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Im Zeitraum vom 1. Januar 2019 bis zur Aufstellung des Konzernabschlusses am 26. Februar 2019 sind folgende wesentliche Ereignisse eingetreten:

Platzierung einer Anleihe

Am 31. Januar 2019 hat die innogy SE eine Anleihe mit einem Volumen von 750 Mio. € und einer Laufzeit von 4,5 Jahren platziert. Bei einem Kupon von 0,75% und einem Ausgabekurs von 99,658% beträgt die jährliche Rendite 0,828%. Der Zufluss der Emission dient der Refinanzierung von fälligen Verbindlichkeiten und allgemeinen Geschäftsaktivitäten.

Programm zur Kostensenkung im britischen Vertriebsgeschäft angekündigt

Infolge des anhaltend schlechten Marktumfelds im britischen Vertriebsgeschäft und aufgrund regulatorischer Eingriffe hat npower Ende Januar 2019 ein neues Programm zur Kostenreduzierung angekündigt. Das Unternehmen erwartet, dass im Laufe des Jahres rund 900 Stellen von den Kürzungen betroffen sein werden und durch das Programm Kosten in Höhe eines mittleren zweistelligen Mio. € Betrages entstehen werden.

innogy veräußert tschechisches Gasnetzgeschäft an RWE

Im Februar 2019 hat innogy ihren Anteil von 50,04% an der innogy Grid Holding, a.s.,(laut Aufstellung des Anteilsbesitzes 1.135.490 Tsd. € Eigenkapital und 193.020 Tsd. € Jahresergebnis) mit Sitz in Prag, und damit ihr tschechisches Gasnetzgeschäft an RWE veräußert. Die Transaktion konnte direkt vollzogen werden, da eine Kartellfreigabe aufgrund des bestehenden Konzernverhältnisses zwischen den Vertragsparteien nicht erforderlich war. Die Berechnung des Entkonsolidierungserfolgs ist noch nicht abgeschlossen; wir gehen von einem Ergebnis aus der Transaktion im hohen dreistelligen €-Millionenbereich aus.

(37) Erklärung gemäß § 161 AktG

Für die innogy SE ist die nach § 161 AktG vorgeschriebene Erklärung zum Corporate Governance Kodex abgegeben und den Aktionären auf den Internetseiten der innogy SE dauerhaft und öffentlich zugänglich gemacht worden.

Essen, 26. Februar 2019

Der Vorstand

Tigges

Günther

Hahn

Bünting

Herrmann

Müller

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. § 315e I) HGB zum 31.12.2018

I. Verbundene Unternehmen,	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
die in den Konzernabschluss einbezogen sind	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	in Tsd. €	in Tsd. €
Aktivabedrijf Wind Nederland B.V., Zwolle/Niederlande		100	172.445	-9.306
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.a.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	-25.820 ²
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	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
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	100	19.783	¹
Budapesti Elektromos Muvek Nyrt., Budapest/Ungarn		55	644.109	31.711
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
Energiewacht Groep BV. - Gruppe - (vorkonsolidiert)			15.272	2.934 ²
Energiewacht Facilities BV., Zwolle/Niederlande		100
Energiewacht Groep B.V., Meppel/Niederlande		100
GasWacht Friesland Facilities BV., Leeuwarden/Niederlande		100
ELE Verteilnetz GmbH, Gelsenkirchen		100	883	¹
Elektrizitätswerk Landsberg GmbH, Landsberg am Lech		100	1.562	115
ELMU DSO Holding Korlatolt Felelossegu Tarsasag, Budapest/ Ungarn		100	692.199	32.842
ELMU Halozati Eloszto Kft., Budapest/Ungarn		100	738.577	26.885
ELMU-EMÄSZ Energiakereskedo Kft., Budapest/Ungarn		100	3.407	2.009
ELMU-EMÄSZ Energiaszolgaltatö Zrt., Budapest/Ungarn		100	6.593	708
ELMU-EMÄSZ Energiatarolö Kft., Budapest/Ungarn		100	69	60
ELMU-EMÄSZ Solutions Kft., Budapest/Ungarn		100	-359	-370
ELMU-EMÄSZ Telco Kft., Budapest/Ungarn		100	105	7
ELMU-EMÄSZ Ügyfelszolgalati Kft., Budapest/Ungarn		100	1.113	1.107
EMÄSZ Halozati Kft., Miskolc/Ungarn		100	274.107	10.491
Emscher Lippe Energie GmbH, Gelsenkirchen	50	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	198 ²
Centrale Hydroelectrique d'Oussiat S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
Energies Charentus S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
Energies France S.A.S., Paris/Frankreich	100	100
Energies Maintenance S.A.S., Paris/Frankreich		100
Energies Saint Remy S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
Energies VAR 1 S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
Energies VAR 3 S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
SAS Tle de France S.A.S., Paris/Frankreich	0	100
Energiewacht Groep BV. - Gruppe - (vorkonsolidiert)			28.546	2.290 ²
EGD-Energiewacht Facilities B.V., Assen/Niederlande		100
Energiewacht installatie B.V., Assen/Niederlande		100
Energiewacht N.V., Veendam/Niederlande		100
Energiewacht West Nederland BV., Assen/Niederlande		100
energis GmbH, Saarbrücken		72	128.852	14.832
energis-Netzgesellschaft mbH, Saarbrücken		100	33.002	¹
envia Mitteldeutsche Energie AG, Chemnitz	0	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	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 BV., '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 BV., Arnhem/Niederlande		100	723.500	8.300
Essent NV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	6.981.400	-755.9 00
Essent Retail Energie BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	842.220	149.900
Essent Rights BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100		³
Essent Sales Portfolio Management B.V., 's-Hertogenbosch/ Niederlande		100	328.482	55.654
Eszak-magyarorszagi Aramszolgaltatö 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	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., Üstf nad Labem/Tschechien		100	908.842	177.895
Geas Energiewacht B.V., Enschede/Niederlande		100	17.700	1.600
Generaciön Fotovoltaica De Alarcos, S.L.U., Barcelona/Spanien		100	3	0
Georgia Biomass Holding LLC, Savannah/USA	95	100	59.014	1.018
Georgia Biomass LLC, Savannah/USA		100	40.061	16.548
Green Gecco GmbH & Co. KG, Essen	51	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	592 ²
Certified BV., Amsterdam/Niederlande		100
Improvers BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100
Improvers Community BV., Amsterdam/Niederlande		100
Konnektor BV., Amsterdam/Niederlande		100
innogy Aqua GmbH, Mülheim an der Ruhr	100	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 BV., Arnhem/Niederlande		100	-1.390	602
innogy Business Services Polska Sp. z o.o., Krakau/Polen	100	100	5.156	1.252
Innogy Business Services UK Limited, Swindon/Großbritannien	100	100	-797	-21.123
innogy Ceska republika a.s., Prag/Tschechien		100	2.153.310	254.531
innogy e-mobility US LLC, Delaware/USA	100	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	100	350.087	¹
innogy Gas Storage, s.r.o., Prag/Tschechien		100	528.702	5.884
innogy Gastronomie GmbH, Essen	100	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 Hungaria Tanacsadö Kft., Budapest/Ungarn		100	1.689	-694
innogy indeland Windpark Eschweiler GmbH & Co. KG, Eschweiler	51	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	100	180.038	¹
innogy Innovation UK Ltd., London/Großbritannien		100		10
innogy International Participations N.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100	100	9.316.100	-64.000
innogy IT Magyarorszag Kft. "v.a.", Budapest/Ungarn	100	100	1.141	63
innogy Italia s.p.a., Mailand/Italien	100	100	17.259	5.061
innogy Kaskasi GmbH, Hamburg	100	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	100	25	¹
innogy Mistral Windparkbetriebsgesellschaft mbH, Hannover		100	578	¹
innogy Netze Deutschland GmbH, Essen	100	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 BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-22.813	-4.877
innogy Renewables Beteiligungs GmbH, Dortmund	100	100	7.350	¹
Innogy Renewables Ireland Limited, Kilkenny City/Irland	100	100	0	-956
innogy Renewables Polska Sp. z o.o., Warschau/Polen	100	100	195.301	-7.235
Innogy Renewables UK Holdings Limited, Swindon/Großbritannien	100	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	100	72.477	-6.601
innogy Rheinhessen Beteiligungs GmbH, Essen	100	100	57.865	¹
innogy SE, Essen			8.817.036	779.860
innogy Seabreeze II GmbH & Co. KG, Essen	100	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., Banska 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	1.843 ²
Danta de Energfas, S.A., Soria/Spanien		99
Explotaciones Eölicas de Aldehuelas, S.L., Soria/Spanien		95
General de Mantenimiento 21, S.L.U., Barcelona/Spanien		100
Hidroelectrica del Trasvase, S.A., Barcelona/Spanien		60
innogy Spain, S.A.U., Barcelona/Spanien	100	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	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	100	77.373	¹
innogy Windpark Bedburg GmbH & Co. KG, Bedburg	51	51	80.613	4.843
innogy Windpower Netherlands B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	-34.615	1.631
innogy Zakaznicke sluzby, s.r.o., Ostrava/Tschechien		100	2.468	2.044
innogy Zweite Vermögensverwaltungs GmbH, Essen		100	1.720.555	¹
Installatietechniek Totaal BV., Leeuwarden/Niederlande		100	1.114	340
INVESTERG - Investimentos em Energias, SGPS, Lda. - Gruppe - (vorkonsolidiert)			19.054	2.692 ²
INVESTERG - Investimentos em Energias, Sociedade Gestora de Participagöes Sociais, Lda., Säo Joäo do Estoril/Portugal	100	100
LUSITERG - Gestäo e Produgao Energetica, Lda., Säo Joäo 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 Belgie BVBA, Hasselt/Belgien		100	-96	-157
Isoprofs BV., Meijel/Niederlande		100	68	-110
iSWITCH GmbH, Essen	100	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
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
Lechwerke AG, Augsburg	75	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 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)	0	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		40 ⁸	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 BV., Amersfoort/Niederlande		100	-293	-174
Nederland Schildert Rijnmond BV., Amersfoort/Niederlande		100	-2	-4
Nederland Verkoopt B.V., Amersfoort/Niederlande		100	189	176
NEW AG, Mönchengladbach	40	40 ⁴	175.895	59.552
NEW Netz GmbH, Geilenkirchen	0	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	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	100	312	¹
Octopus Electrical Limited, Swindon/Großbritannien		100	2.420	0
OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein	100	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		49 ⁴	269.214	0
Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern Aktiengesellschaft, Waldshut-Tiengen	77	77	31.817	1.757
Rhein-Sieg Netz GmbH, Siegburg		100	20.774	¹
rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, Köln	67	67	139.972	25.788
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 ⁵	51	100	356.579	27.991
RUMM Limited, Ystrad Mynach/Großbritannien		100	91	-256
RWE Energija d.o.o., Zagreb/Kroatien		100	719	-1.068
RWE Hrvatska d.o.o., Zagreb/Kroatien		100	8.185	-3.222
RWE Ljubljana d.o.o., Ljubljana/Slowenien		100	94	-3.263
RWE Plin d.o.o., Zagreb/Kroatien		100	266	-798
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
Stadtwerke Düren GmbH, Düren	50	50 ⁴	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
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 BV., 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	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
Vychodoslovenska distribucna, a.s., Kosice/Slowakei		100	600.975	30.626
Vychodoslovenska energetika a.s., Kosice/Slowakei		100	59.243	1.870
Vychodoslovenska energetika Holding a.s., Kosice/Slowakei		49 ⁴	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	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	100	256	¹
Windpark Zuidwester B.V., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	9.930	-855
WKN Windkraft Nord GmbH & Co. Windpark Wönkhausen KG, Hannover	100	100	1.366	228
WTTP BV., 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 innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist 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	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	in Tsd. €	in Tsd. €
Adensis GmbH, Dresden		100	381	59
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	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	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
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
Cirie 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	50		³
DigiKoo GmbH, Essen	100	100	-369	-469
easyOptimize GmbH, Essen		100	-2.771	-4.795
Eko-En 1 Sp. z o.o., Warschau/Polen		100	175	-1.101
El Algarrobo (SpA), Santiago de Chile/Chile		100	1	0
El Chanar (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	-37 ²
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 Managment GmbH, Halle (Saale)		100	24	-1
Eölica de Sarnago, S.A., Soria/Spanien		52	1.579	-22
ESK GmbH, Dortmund	100	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	100	7.962	130
Free Electrons LLC, Palo Alto/USA		100		⁹
Fresh Energy GmbH, Berlin		62		⁹
FUCATUS Vermietungsgesellschaft mbH & Co. Objekt Recklinghausen Kommanditgsellschaft, Düsseldorf	94	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
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	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	100	22	-1
innogy Commodity Markets GmbH, Essen	100	100	25	¹
innogy Consulting & Ventures Americas, LLC, Boston/USA		100		10
innogy Consulting GmbH, Essen	100	100	5.761	4.267
innogy Direkt GmbH, Essen	100	100	25	¹
innogy Dreizehnte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen		100		³
innogy Elfte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	100		³
innogy e-Mobility Limited, London/Großbritannien	100	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	100	-7.654	-5.550
innogy Neunte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	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	100	59	6
innogy Solar Netherlands BV., '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	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	51	43	2
innogy Windpark Garzweiler GmbH & Co. KG, Essen	51	51	284	-16
Innogy Windpark Jüchen A44n Verwaltungs GmbH, Essen		100	34	8
innogy Zehnte Vermögensverwaltungs GmbH, Essen	100	100		³
Jerez Fotovoltaica S.L., Barcelona/Spanien		100	3	-30
Jurchen Technology USA Inc., Newark/USA		100	3	-5
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	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 Kralove/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, Möchengladbach		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 BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande		100	0	0
Oranje Wind Power CV., '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 Msciwojöw 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 VerwaltungsGmbH, 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 VerwaltungsGmbH, Kolitzheim		100	27	0
Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung GmbH & Co. KG, Kolitzheim		100	-17	-2
Photovoltaikkraftwerk Tramm PV-Finanzierung VerwaltungsGmbH, Kolitzheim		100	27	0
Photovoltaikkraftwerk Tramm Verwaltungs-GmbH, Kolitzheim		100	30	0
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
Qualitas-AMS GmbH, Siegen	100	100	-1.127	-1.015
Quintana Fotovoltaica SLU, Madrid/Spanien		100	-2	0
Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, Essen	100	100	5.369	¹
RHENAGBAU Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Köln		100	4.058	¹
Rowantree Wind Farm Ltd., Swindon/Großbritannien		100	0	0
RWE-EnBW Magyarorszag Energiaszolgaltatö Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn		70	399	20
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
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 BV., '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 innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

III. Gemeinschaftliche Tätigkeiten	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	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

IV. Verbundene Unternehmen von gemeinschaftlichen Tätigkeiten	Beteiligungsanteil in % Anteil der Anteil des Mutter-innogy SE unternehmens	Eigenkapital in Tsd. €	Ergebnis in Tsd. €
EnergieRegion Taunus - Goldener Grund Verwaltungsgesellschaft mbH, Bad Camberg	100	28	1
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen	100	33	2

V. Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
bilanziert sind	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	in Tsd. €	in Tsd. €
AS 3 Beteiligungs GmbH, Essen	51	51 ⁶	39.914	5.335
AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, Gevelsberg	50	50	95.950	10.936
BEW Netze GmbH, Wipperfürth	61	61 ⁶	11.410	438
Budapesti Diszes Közvilagitasi Korlatolt Felelössegü Tarsasag, Budapest/Ungarn		50	30.694	1.567
C-Power N.V., Oostende/Belgien	27	27	227.455	18.081
Energie Nordeifel GmbH & Co. KG, Kall	33	33	13.691	4.579
FSO GmbH & Co. KG, Oberhausen	50	50	33.007	11.445
Galloper Wind Farm Holding Company Limited, Swindon/Großbritannien		25	-132.797	-8.149
Gwynt y Mör Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien		50	-1.029	-936
Innogy Venture Capital GmbH, Dortmund	75	75 ⁶	595	123
Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, Karlstein ⁵	67	67 ⁶	29.032	5.257
PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mit beschränkter Haftung, Neuss	50	50	165	-13
Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain		70 ⁶	6.165	525
SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., Zagreb/Kroatien		50	568	156
Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und BeteiligungsGmbH & Co. KG, Dülmen	50	50	27.020	4.260
Stadtwerke Lingen GmbH, Lingen (Ems)	40	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	30	25.340	1.123
Zagrebacke otpadne vode d.o.o., Zagreb/Kroatien		48	221.901	24.383

VI. Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	in Tsd. €	in Tsd. €
Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, Essen	50	50	5.113	0
ATBERG - Eölicas do Alto Tämega 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
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Dortmund	40	40	188.831	¹¹
EnergieServicePlus GmbH, Düsseldorf	49	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	10	10 ⁷	34.345	13.323
ENNI Energie & Umwelt Niederrhein GmbH, Moers	20	20	35.915	¹¹
e-regio GmbH & Co. KG, Euskirchen		43	89.342	15.624
EWR Aktiengesellschaft, Worms		1 ⁷	74.307	12.896
EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms		25 ⁷	147.781	0
EWR GmbH, Remscheid	20	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
HIDROERG - Projectos Energeticos, Lda., Lissabon/Portugal		32	11.730	586
Innogy Renewables Technology Fund I GmbH & Co. KG, Dortmund	78	78 ⁶	16.362	-1.070
Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH, Klagenfurt/Österreich		49	871.074	79.257 ²
KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG, Klagenfurt/Österreich		13 ⁷	855.527	81.400
Kemkens BV., Oss/Niederlande		49	37.941	8.411
KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung Aktiengesellschaft, Neunkirchen		29	73.736	10.522
Kish Offshore Wind Limited, Kilkenny City/Irland		50	-91	-1
MAINGAU Energie GmbH, Obertshausen		47	40.371	12.539
medl GmbH, Mülheim an der Ruhr	39	39	21.829	¹¹
Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf		20	5.971	812
PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT, Ludwigshafen am Rhein	27	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	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	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	20	193.636	48.754
Stadtwerke Emmerich GmbH, Emmerich am Rhein	25	25	12.115	¹¹
Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, Essen	29	29	132.112	0
Stadtwerke Geldern GmbH, Geldern	49	49	13.408	2.923
Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, Bad Kreuznach	25	25	39.925	¹¹
Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, Kamp-Lintfort	49	49	14.607	3.417
Stadtwerke Kirn GmbH, Kirn/Nahe	49	49	2.137	232
Stadtwerke Meerane GmbH, Meerane		24	14.048	2.202
Stadtwerke Meerbusch GmbH, Meerbusch	40	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	25	88.344	19.852
Stadtwerke Radevormwald GmbH, Radevormwald	50	50	6.627	2.607
Stadtwerke Ratingen GmbH, Ratingen	25	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	30	82.005	¹¹
Stadtwerke Weißenfels Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Weißenfels		24	25.254	4.029
Stadtwerke Willich Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Willich	25	25	13.981	24.221
Stadtwerke Zeitz GmbH, Zeitz		24	21.420	3.041
SWTE Netz GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	33	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 innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

VII. Unternehmen, die wegen untergeordneter Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns nicht nach der Equity-Methode bilanziert sind	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	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	21	0	141
bremacon GmbH, Bremen	48	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	33	282	2
Dii GmbH, München	20	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	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
EMDO S.A.S., Paris/Frankreich		30	-4.984	-4.999
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	33	25	0
Energie Schmallenberg GmbH, Schmallenberg	44	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	34	5.701	3.470
Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, Beckum	34	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	30	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	37	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	49	105	5
Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH (FVZ), Zwönitz		50	3.320	17.434
Focal Energy Photovoltaic Holdings Limited, Nicosia/Zypern		50	1.476	-4
Foton Technik Sp. z o.o., Warschau/Polen		50	-1.264	-917
FSO Verwaltungs-GmbH, Oberhausen	50	50	64	0
Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, Kerken	49	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	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	35	4.126	606
Greenplug GmbH, Hamburg	49	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	25	15	0
Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, Staßfurt	50	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	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	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
Moravske Hidroelektrane d.o.o., Belgrad/Serbien	51	51	3.540	-16
Murrhardt Netz AG & Co. KG, Murrhardt		49	2.790	240
Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, Koblenz		25	159	0
Netzanbindung Tewel OHG, Cuxhaven		25	668	-30
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		⁹
prego services GmbH, Saarbrücken		50	-1.894	730
Propan Rheingas GmbH, Brühl		28	53	2
PV Projects GmbH & Co. KG (i.L.), Kolitzheim		50	377	285
PV Projects Komplementär GmbH (i.L.), Kolitzheim		50	24	0
Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, Recklinghausen		49	28	1
Renergie Stadt Wittlich GmbH, Wittlich		30	21	-1
Rhegio Natur Dienstleistungen GmbH, Rhede	25	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	24	24		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	50	29	0
Stadtwerke Gescher GmbH, Gescher	25	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	25	20.778	1.003
Stadtwerke Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen	25	25		¹⁰
Stadtwerke Kerpen Verwaltungs-GmbH, Kerpen	25	25		¹⁰
Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld	20	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	33	11.465	2.750
Stadtwerke Unna GmbH, Unna		24	15.838	4.244
Stadtwerke Vlotho GmbH, Vlotho	25	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	33	29	2
Technische Werke Naumburg GmbH, Naumburg (Saale)		47	11.125	3.101
TEPLO Votice s.r.o., Votice/Tschechien		20	103	3
TetraSpar Demonstrator ApS, Kopenhagen/Dänemark	33	33		³
TNA Talsperren- und Grundwasser-Aufbereitungs- und Vertriebsgesellschaft mbH, Nonnweiler		23	1.132	65
Toledo PV A.E.I.E., Madrid/Spanien		33	1.619	693
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
Umspannwerk Putlitz GmbH & Co. KG, Oldenburg		25	0	-179
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 BV., 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	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 Paffendorf GmbH & Co. KG, Essen	49	49	4.474	-27
Windpark Perl GmbH, Perl		42	7.987	252
WINDTEST Grevenbroich GmbH, Grevenbroich	38	38	2.276	118
WLN Wasserlabor Niederrhein GmbH, Mönchengladbach		45	521	21
WVG-Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, Warstein	25	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 innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

VIII. Sonstige Beteiligungen	Beteiligungsanteil in %		Eigenkapital	Ergebnis
	Anteil der innogy SE	Anteil des Mutterunternehmens	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
AutoGrid Systems Inc., Wilmington/USA		5		⁹
BeeRides Gepjarmükölcsönzö Kft., Szekesfehervar/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
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
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	0	1.802	76
Doozer Real Estate Systems GmbH, Berlin		12		⁹
eins energie in sachsen GmbH & Co. KG, Chemnitz		9	467.844	82.386
eluminocity GmbH, München	18	18		¹⁰
Energfas Renovables de Avila, S.A., Madrid/Spanien		17	595	0
Energie Rur-Erft GmbH & Co. KG, Kall	0	0	1.227	1.147
Energie Rur-Erft Verwaltungs-GmbH, Kall	0	0	30	0
Energieagentur Region Trier GmbH, Trier	14	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	10	67	2
GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Straelen	10	10	99.888	58.888
Gemeinschafts-Lehrwerkstatt Arnsberg GmbH, Arnsberg	8	8	1.429	-36
Gemserv Limited, London/Großbritannien		14	8.136	1.791
Gesellschaft für Wirtschaftsförderung Duisburg mbH, Duisburg	1	1	721	25
GETAWAY GmbH, Berlin		9		⁹
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	1	100.631	0
Holo-Light GmbH, Westendorf/Österreich		7		⁹
Hubject GmbH, Berlin	13	13	9.040	-1.957
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	2	457	2.320
Kreis-Energie-Versorgung Schleiden, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Kall	2	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
Oriient New Media Ltd., Tel Aviv/Israel		5		⁹
Parque Eölico Cassiopea, S.L., Oviedo/Spanien		10	50	71
Parque Eölico Escorpio, S.A., Oviedo/Spanien		10	518	0
Parque Eölico Leo, S.L., Oviedo/Spanien		10	126	0
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 Cancer, S.L., Oviedo/Spanien		10	62	91
PSI Software AG, Berlin	18	18	85.020	5.007
QMerit Inc., Irvine/USA		11		⁹
Rydies GmbH, Hannover		15		⁹
ScanTrust SA, Lausanne/Schweiz		7		⁹
Sdruzenf k vytvorenf a vyuzfvänf digital(tm) technicke 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
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	12	31.495	0
Stadtwerke Ostmünsterland GmbH & Co. KG, Telgte	10	10	27.483	4.380
Stadtwerke Porta Westfalica Gesellschaft mit beschränkter Haftung, Porta Westfalica	12	12	16.438	259
Stadtwerke Sulzbach/Saar GmbH, Sulzbach		15	11.431	1.487
Stadtwerke Tecklenburger Land Energie GmbH, Ibbenbüren	15	15	0	-451
Stadtwerke Tecklenburger Land GmbH & Co. KG, Ibbenbüren	1	1	1.006	687
Stadtwerke Völklingen Netz GmbH, Völklingen		18	16.387	1.818
Stadtwerke Völklingen Vertrieb GmbH, Völklingen		18	7.301	3.400
SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, Trier	19	19	55.225	3.920
SWTE Verwaltungsgesellschaft mbH, Ibbenbüren	1	1	25	2
TechSee Augmented Vision Ltd., Herzliya/Israel		9		⁹
Telecom Plus plc, London/Großbritannien		1	221.660	35.864 ²
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
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	1	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 innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

Anteilsveränderungen ohne Wechsel des Beherrschungsstatus	Anteil 31.12.2018 in %	Anteil 31.12.2017 in %	Veränderung
Verbundene Unternehmen, die in den Konzernanschluss einbezogen sind
Nordsee Windpark Beteiligungs GmbH, Essen	90	100	-10
Assoziierte Unternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
EWR Aktiengesellschaft, Worms	1	3	-2
EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, Worms	25	50	-25
Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, Oberstdorf	20	27	-7
Stadtwerke Velbert GmbH, Velbert	30	50	-20
Joint Ventures
Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, Rain	70	75	-5
Joint Operations
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, Kerpen	25	49	-24
Gas-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, Bergheim	25	49	-24

Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus	Anteil 31.12.2018 in %	Anteil 31.12.2017 in %	Veränderung
Zugänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernanschluss einbezogen sind
Certified B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
Improvers BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande	100		100
Improvers Community BV., Amsterdam/Niederlande	100		100
Konnektor B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
Broadband TelCom Power, Inc., Santa Ana/USA	100		100
Business Improvers BV., Amsterdam/Niederlande	100		100
Charity Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
Deal Improvers B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
Dealmakers BV., Amsterdam/Niederlande	100		100
Dealmakers Community BV., Amsterdam/Niederlande	100		100
Dealmakers Contract B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
DealmakersNetwork B.V., Amsterdam/Niederlande	100		100
ELMU-EMASZ 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
Generaciön Fotovoltaica De Alarcos, S.L.U., Barcelona/Spanien	100		100
Hardin Wind LLC, Chicago/USA	100		100
Improvers BV.., 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 BV., 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 Belgie BVBA, Hasselt/Belgien	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 BV., Amersfoort/Niederlande	100		100
Nederland Schildert Rijnmond BV., Amersfoort/Niederlande	100		100
Nederland Verkoopt B.V., Amersfoort/Niederlande	100		100
Recargo Inc., El Segundo/USA	100		100
Regionetz GmbH, Aachen	49		49
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

¹ Ergebnisabführungsvertrag
² Daten aus dem Konzernabschluss
³ Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
⁴ Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
⁵ innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

Anteilsveränderungen mit Wechsel des Beherrschungsstatus	Anteil 31.12.2018 in %	Anteil 31.12.2017 in %	Veränderung
Abgänge verbundener Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
EMASZ DSO Holding Korlatolt Felelossegu Tarsasag, Miskolc/Ungarn		100	100
Immobilien-Vermietungsgesellschaft Schumacher GmbH & Co. Objekt Kundenzentren KG, Düsseldorf		0	0 ⁹
innogy Energetyka Trzemeszno Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	100
innogy Polska Contracting Sp. z o.o., Wroclaw/Polen		100	100
RegioTemp GmbH, Eschweiler		100	100
RWE East, s.r.o., Prag/Tschechien		100	100
RWE Energie S.R.L., Bukarest/Rumänien		100	100
Zugänge von assoziierten 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
Tankey BV., 's-Hertogenbosch/Niederlande	43		43
Wechsel von verbundenen Unternehmen, die nicht in den Konzernabschluss einbezogen sind, zu Gemeinschaftsunternehmen, die nach der Equity-Methode bilanziert sind
Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, Friedberg	49	100	-51
Wechsel von Unternehmen, die nicht nach der Equity-Methode bilanziert werden, zu Unternehmen, die in den Konzernabschluss einbezogen sind
Sofia Offshore Wind Farm Limited, Swindon/Großbritannien	100	25	75

¹ Ergebnisabführungsvertrag
² Daten aus dem Konzernabschluss
³ Neu, Jahresabschluss noch nicht verfügbar
⁴ Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
⁵ innogy SE haftet unbeschränkt nach § 285 Nr. 11a HGB
⁶ Keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
⁷ Maßgeblicher Einfluss über mittelbare Beteiligungen
⁸ Strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
⁹ unwesentlich
¹⁰ Jahresabschluss ist nicht verfügbar
¹¹ Ergebnisabführungsvertrag mit Konzernfremden

3.8 Organe (Teil des Anhangs)

(Stand: 26. Februar 2019)

Aufsichtsrat

Dr. Erhard Schipporeit

Hannover

Vorsitzender seit 1. Januar 2018

Selbständiger Unternehmensberater

Geburtsjahr: 1949 Mitglied

seit 1. Januar 2018

◊ BDO AG

◊ Fuchs Petrolub SE

◊ Hannover Rück SE (Konzernmandat der Talanx AG)

◊ HDI V.a.G.

◊ RWE AG

◊ SAP SE

◊ Talanx AG

Frank Bsirske ¹

Berlin

Stellvertretender Vorsitzender Vorsitzender der ver.di Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft

Geburtsjahr: 1952 Mitglied

seit 1. Juli 2016

◊ DB Privat- und Firmenkundenbank AG

◊ Deutsche Bank AG

◊ RWE AG

―	KfW Bankengruppe (bis 31. Dezember 2018)

Ulrich Grillo

Mülheim an der Ruhr

Vorsitzender des Vorstands der Grillo-Werke AG

Geburtsjahr: 1959

Mitglied seit 1. September 2016

◊ Rheinmetall AG (Vorsitz)

―	Grillo Zinkoxid GmbH
―	Zinacor S.A.

Maria van der Hoeven

Maastricht, Niederlande

Ehem. Executive Director der International Energy Agency

Geburtsjahr: 1949

Mitglied seit 1. September 2016

◊ Total S.A.

Michael Kleinemeier

Heidelberg

Mitglied des Vorstands der SAP SE (Digital Business Services)

Geburtsjahr: 1957

Mitglied seit 1. September 2016

―	E. Merck KG

Martina Koederitz

Stuttgart

Global Industry Managing Director,

Industrial Products and Automotive,

Aerospace and Defense

IBM Corporation

Geburtsjahr: 1964

Mitglied seit 1. September 2016

◊ IBM Deutschland Research & Development GmbH

Dr. Markus Krebber

Essen

Mitglied des Vorstands der RWE AG

Geburtsjahr: 1973

Mitglied seit 1. September 2016

◊ RWE Generation SE

◊ RWE Pensionsfonds AG

◊ RWE Power AG

◊ RWE Supply & Trading GmbH (Vorsitz)

Monika Krebber ¹

Mülheim an der Ruhr

Rellvertretende Vorsitzende des

Gesamtbetriebsrats der innogy SE

Stellvertretende Vorsitzende des

Konzernbetriebsrats der RWE AG

Geburtsjahr: 1962

Mitglied seit 9. Juni 2017

◊ RWE AG

Robert Leyland ¹

Gateshead, Großbritannien

Mitglied des Europäischen Betriebsrats der RWE AG

Mitglied des SE-Betriebsrats der innogy SE

Geburtsjahr: 1962

Mitglied seit 1. September 2016

Stefan May ¹

Selm

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Westnetz GmbH

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der innogy SE

Geburtsjahr: 1970

Mitglied seit 7. Juni 2018

◊ Westnetz GmbH

Meike Neuhaus ¹

Dortmund

Leiterin Events & Sponsoring der innogy SE

Geburtsjahr: 1966

Mitglied seit 1. September 2016

Dr. Rolf Pohlig

Mülheim an der Ruhr Unternehmensberater

Geburtsjahr: 1952

Mitglied seit 1. September 2016

◊ Flughafen Düsseldorf GmbH (Vorsitz)

―	World Airport Partners Management GmbH

Rene Pöhls ¹

Halle (Saale)

Vorsitzender des SE-Betriebsrats der innogy SE

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der envia Mitteldeutsche Energie AG

Vorsitzender des gemeinsamen Gesamtbetriebsrats der envia Mitteldeutsche Energie AG, MITGAS

Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH und Mitteldeutsche

Netzgesellschaft Gas mbH

Geburtsjahr: 1970 Mitglied

seit 1. September 2016

◊ envia Mitteldeutsche Energie AG

Pascal van Rijsewijk ¹

Helmond, Niederlande

Vorsitzender des Zentralbetriebsrats der Essent N.V.

Vorsitzender des Betriebsrats Bereich Retail der Essent N.V.

Mitglied des Europäischen Betriebsrats der RWE AG

Mitglied des SE-Betriebsrats der innogy SE

Geburtsjahr: 1977

Mitglied seit 1. September 2016

Gabriele Sassenberg ¹

Bottrop

Stellvertretende Vorsitzende des Regionalbetriebsrats

Essen der innogy SE

Geburtsjahr: 1961

Mitglied seit 1. September 2016

Dr. Dieter Steinkamp

Duisburg

Vorsitzender des Vorstands der RheinEnergie AG

Vorsitzender des Vorstands der GEW Köln AG

Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke Köln GmbH

Geburtsjahr: 1960

Mitglied seit 1. September 2016

◊ AWB Abfallwirtschaftsbetriebe Köln GmbH

◊ BRUNATA-METRONA GmbH

◊ NetCologne Gesellschaft für Telekommunikation mbH

◊ rhenag Rheinische Energie AG

―	AggerEnergie GmbH (Vorsitz)
―	AVG Abfallentsorgungs- und Verwertungsgesellschaft Köln mbH
―	BELKAW GmbH
―	Energieversorgung Leverkusen GmbH & Co. KG
―	Gasversorgungsgesellschaft mbH Rhein-Erft
―	moderne stadt, Gesellschaft zur Förderung des Städtebaus und der Gemeindeentwicklung mbH (Vorsitz)
―	modernes Köln, Gesellschaft für Stadtentwicklung mbH
―	Stadtwerke Lohmar GmbH & Co. KG
―	Stadtwerke Troisdorf GmbH
―	Stromnetz Bornheim GmbH & Co. KG

Markus Sterzl ¹

Düsseldorf

Landesfachbereichsleiter FB 2 Ver- und Entsorgung der

ver.di - Vereinte Dienstleistungsgewerkschaft (Landesbezirk NRW)

Geburtsjahr: 1978

Mitglied seit 1. Januar 2018

◊ RheinEnergie AG

◊ RWE Generation SE

◊ Stadtwerke Köln GmbH

Marc Tüngler

Düsseldorf Rechtsanwalt

Hauptgeschäftsführer der Deutschen Schutzvereinigung für Wertpapierbesitz e.V.

Geburtsjahr: 1968

Mitglied seit 1. Juli 2016

◊Albis Leasing AG

◊freenet AG

◊InnoTec TSS AG

Sarka Vojfkova ¹

Prag, Tschechien

Präsidentin des tschechischen Gewerkschaftsverbands SOS Energie

Mitglied des Ausschusses des Europäischen Betriebsrats der RWE AG

Mitglied des SE-Betriebsrats der innogy SE

Geburtsjahr: 1967

Mitglied seit 1. September 2016

Jürgen Wefers ¹ ²

Goch

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der innogy SE

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Westnetz GmbH

Geburtsjahr: 1959

Mitglied bis 20. Mai 2018

◊ Westnetz GmbH

Deborah B. Wilkens

München

Unternehmensberaterin

Geburtsjahr: 1971

Mitglied seit 1. September 2016

^◊ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten
^- Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
¹ Vertreter der Arbeitnehmer
² Angaben beziehen sich auf den Zeitpunkt des Ausscheidens

Ständige Ausschüsse des Aufsichtsrats

Präsidium des Aufsichtsrats

Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz)

Frank Bsirske

Ulrich Grillo

Dr. Markus Krebber

Robert Leyland

Dr. Rolf Pohlig

Pascal van Rijsewijk

Markus Sterzl

Personalausschuss

Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz)

Frank Bsirske

Michael Kleinemeier

Monika Krebber

Rene Pöhls

Marc Tüngler

Prüfungsausschuss

Dr. Rolf Pohlig (Vorsitz)

Dr. Markus Krebber

Rene Pöhls

Gabriele Sassenberg

Pascal van Rijsewijk

Deborah B. Wilkens

Nominierungsausschuss

Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz)

Ulrich Grillo

Dr. Rolf Pohlig

Strategieausschuss

Dr. Erhard Schipporeit (Vorsitz)

Frank Bsirske

Martina Koederitz

Monika Krebber

Dr. Dieter Steinkamp

Sarka Vojikova

Vorstand

Uwe Tigges (Vorstandsvorsitzender)

Vorsitzender des Vorstands der innogy SE

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. April 2016

bestellt bis zum 31. März 2021

◊ RWE Pensionsfonds AG (Vorsitz)

―	VfL Bochum 1848 GmbH & Co. KGaA

Dr. Hans Bünting (Vorstand Erneuerbare Energien)

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. April 2016

bestellt bis zum 31. März 2022

◊ Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern AG (Vorsitz)

―	Finelectra AG

Dr. Bernhard Günther (Finanzvorstand)

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. April 2016

bestellt bis zum 31. März 2021

Arno Hahn (Personalvorstand und Arbeitsdirektor)

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. Mai 2018

bestellt bis zum 30. April 2021

―	Decadia GmbH

Martin Herrmann (Vorstand Vertrieb)

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. April 2016

bestellt bis zum 31. März 2022

◊ envia Mitteldeutsche Energie AG

―	Essent N.V. (Vorsitz)

Hildegard Müller (Vorstand Netz & Infrastruktur)

Mitglied des Vorstands der innogy SE seit 1. Mai 2016

bestellt bis zum 31. März 2022

◊ Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH

◊ envia Mitteldeutsche Energie AG

◊ NEW AG

◊ rhenag Rheinische Energie AG

◊ Stadtwerke Essen AG

◊ SÜWAG Energie AG

◊ Vonovia SE

―	EWG Essener Wirtschaftsförderungsgesellschaft mbH

^◊ Mitgliedschaft in anderen gesetzlich zu bildenden Aufsichtsräten
^- Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
¹ Vertreter der Arbeitnehmer

3.9 Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die innogy SE, Essen

Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Konzernabschluss der innogy SE, 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 innogy SE, 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 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte

2 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 Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte

1 Im Konzernabschluss der innogy SE werden unter dem Bilanzposten "Immaterielle Vermögenswerte" Geschäfts- oder Firmenwerte in Höhe von € 8,9 Mrd (17,8% der Konzernbilanzsumme) ausgewiesen. 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 kam es bei der zahlungsmittelgenerierenden Einheit Vertrieb Großbritannien zu einer Wertminderung von € 1.669 Mio, wovon € 1.527 Mio auf den Geschäfts- oder Firmenwert entfallen, und bei der zahlungsmittelgenerierenden Einheit Vertrieb Niederlande/Belgien von € 55 Mio. 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 Vermögenswerte" enthalten.

2 Bilanzierung und Bewertung von Pensionsrückstellungen

1 Im Konzernabschluss der innogy SE 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 € 14,9 Mrd, Planvermögen in Höhe von € 11,4 Mrd und aktivisch ausgewiesenem Nettovermögen in Höhe von € 0,3 Mrd. Die Bewertung der Verpflichtungen aus leistungsorientierten Versorgungsplänen erfolgt nach der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected Unit Credit Method). Dabei sind ins besondere Annahmen über die langfristigen Gehalts- und Rententrends, die durchschnittliche Lebenserwartung und die Fluktuation zu treffen. Für die durchschnittliche Lebenserwartung werden zum 31. Dezember 2018 erstmals die neuen Richttafeln der Heubeck-Richttafeln-GmbH (Heubeck-Richttafeln RT 2018 G) verwendet. Der Effekt aus der Erstanwendung der Richttafeln beträgt € -113 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.

1 Die Angaben der Gesellschaft zu den Pensionsrückstellungen sind im Anhang im Abschnitt "Erläuterungen zur Bilanz" im Unterpunkt "(22) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen" 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 1.9 des Konzernlageberichts enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f HGB und § 315d HGB
―	den gesonderten nichtfinanziellen Bericht nach § 289b Abs. 3 HGB und § 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 uns 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 24. April 2018 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 24. April 2018 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2016 als Konzernabschlussprüfer der innogy SE, 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 27. Februar 2019

PricewaterhouseCoopers GmbH
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Michael Reuther, Wirtschaftsprüfer

Ralph Welter, Wirtschaftsprüfer

Informationen zum Abschlussprüfer

Der Konzernabschluss der innogy SE und ihrer Tochtergesellschaften für das Geschäftsjahr 2018 - bestehend aus Konzernbilanz, Konzerngewinn- und -verlustrechnung sowie Konzerngesamtergebnisrechnung, Konzerneigenkapitalveränderungsrechnung, Kapitalflussrechnung und Konzernanhang - wurde von der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüft.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer bei der PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft für innogy ist Herr Ralph Welter. Herr Welter hat diese Funktion bisher in drei Abschlussprüfungen für die innogy SE wahrgenommen.

Fünfjahresübersicht

innogy-Konzern ¹		2018	2017	2016	2015	2014
Außenumsatz	Mio. €	36.984	43.139	43.611	45.568	45.681
Ergebnis
Bereinigtes EBITDA	Mio. €	4.097	4.331	4.203	4.521	4.297
Bereinigtes EBIT	Mio. €	2.630	2.816	2.735	3.050	2.859
Ergebnis vor Steuern	Mio. €	333	1.648	2.201	2.798	2.221
Nettoergebnis/Ergebnisanteile der Aktionäre der innogy SE	Mio. €	-653	778	1.513	1.613	1.467
Angepasstes Ergebnis je Aktie ²	€	-1,18	1,40	2,72	-	-
Bereinigtes Nettoergebnis	Mio. €	1.026	1.224	1.123	-	-
Bereinigtes Nettoergebnis je Aktie ²	€	1,85	2,20	2,02	-	-
Cashflow/Investitionen
Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit	Mio. €	2.565	2.654	2.674	2.755	2.977
Free Cash Flow ³	Mio. €	806	733	1.041	730	918
Nettoinvestitionen	Mio. €	1.759	1.921	2.123	2.188	2.233
in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte	Mio. €	2.363	1.835	1.833	2.024	2.060
Vermögens-/Kapitalstrul
Langfristiges Vermögen	Mio. €	37.229	36.502	36.239	38.235	35.649
Kurzfristiges Vermögen	Mio. €	12.645	10.312	10.651	19.737	20.855
Bilanzielles Eigenkapital	Mio. €	9.914	11.252	10.667	18.460	18.398
Langfristige Schulden	Mio. €	24.980	22.913	24.442	23.700	21.314
Kurzfristige Schulden	Mio. €	14.980	12.649	11.781	15.812	16.792
Bilanzsumme	Mio. €	49.874	46.814	46.890	57.972	56.504
Eigenkapitalquote	%	19,9	24,0	22,7	31,8	32,6
Nettofinanzschulden	Mio. €	13.133	12.292	11.555	2.880	-
Nettoschulden	Mio. €	16.985	15.637	15.748	6.673	-
Verschuldungsfaktor		4,1	3,6	3,7	-	-
Mitarbeiter zum Jahresende ⁴		42.904	42.393	40.636	40.160	-
Forschung & Entwicklung
Betriebliche F&E-Aufwendungen	Mio. €	141	169	149	83	88
F&E-Mitarbeiter zum Jahresende		410	360	260	213	236
Dividende/Ausschüttung
Ausschüttung	Mio. €	777,8 ⁵	888,9	888,9	-	-
Dividende je Aktie	€	1,40 ⁶	1,60	1,60	-	-
Börsenkennzahlen
Marktkapitalisierung zum Jahresende	Mrd. €	22,4	18,2	18,3	-	-
Kreditrating zum Jahresende
Fitch
Langfristige Finanzschulden		BBB+	BBB+	BBB+	-	-
Ausblick		stabil	stabil	stabil	-	-
Standard & Poor's
Langfristige Finanzschulden		BBB	BBB	BBB-	-	-
Ausblick		stabil	stabil	positiv	-	-
Moody's
Langfristige Finanzschulden		Baa2	Baa2	-	-	-
Ausblick		stabil	negativ	-	-	-

¹ Kennzahlen der Jahre 2014 bis 2015 sind nur begrenzt aussagefähig.
² Bezogen auf die im Umlauf befindlichen Aktien zum 31. Dezember
³ Free Cash Flow der Jahre 2014 bis 2015 wie berichtet, angepasste Berechnung für die Jahre 2016 bis 2017
⁴ Umgerechnet in Vollzeitstellen
⁵ Bezogen auf den Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der innogy SE, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 30. April 2019
⁶ Dividendenvorschlag für das Geschäftsjahr 2018 der innogy SE, vorbehaltlich der Beschlussfassung durch die Hauptversammlung am 30. April 2019

Rechtlicher Hinweis

Dieses Dokument enthält zukunftsgerichtete Aussagen. Diese Aussagen spiegeln die gegenwärtigen Auffassungen, Erwartungen und Annahmen des Managements wider und basieren auf Informationen, die dem Management zum gegenwärtigen Zeitpunkt zur Verfügung stehen. Zukunftsgerichtete Aussagen enthalten keine Gewähr für den Eintritt zukünftiger Ergebnisse und Entwicklungen und sind mit bekannten und unbekannten Risiken und Unsicherheiten verbunden. Die tatsächlichen zukünftigen Ergebnisse und Entwicklungen können daher aufgrund verschiedener Faktoren wesentlich von den hier geäußerten Erwartungen und Annahmen abweichen. Zu diesen Faktoren gehören insbesondere Veränderungen der allgemeinen wirtschaftlichen Lage und der Wettbewerbssituation. Darüber hinaus können die Entwicklungen auf den Finanzmärkten und Wechselkursschwankungen sowie nationale und internationale Gesetzesänderungen, insbesondere in Bezug auf steuerliche Regelungen, sowie andere Faktoren einen Einfluss auf die zukünftigen Ergebnisse und Entwicklungen der Gesellschaft haben. Weder die Gesellschaft noch ein mit ihr verbundenes Unternehmen übernimmt eine Verpflichtung, die in dieser Mitteilung enthaltenen Aussagen zu aktualisieren.

Impressum

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Opernplatz 1

45128 Essen

T +49 201 12-02

I www.innogy.com

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I www.innogy.com/ir

E invest@innogy.com

Group Media Relations

T +49 201 12-15250

E presse@innogy.com

Dieser Geschäftsbericht wurde am 13. März 2019 veröffentlicht. Er liegt auch in englischer Sprache vor.

Layout, Satz und Produktion:

CHIARI GmbH - Agentur für Markenkommunikation, Düsseldorf

Lektorat:

Textpertise Heike Virchow, Hamburg

Der Geschäftsbericht wurde mit Unterstützung von firesys erstellt.

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

Finanzkalender

30.04.2019

Hauptversammlung

06.05.2019

Dividendenzahlung

14.05.2019

Q1 2019 Mitteilung

09.08.2019

Halbjahresbericht 2019

12.11.2019

9M 2019 Mitteilung

Der vorliegende Bericht wurde am 13. März 2019 veröffentlicht.

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Entsprechenserklärung gemäß § 161 Aktiengesetz

Vorstand und Aufsichtsrat der innogy SE geben nach pflichtgemäßer Prüfung die folgende Erklärung ab:

Die innogy SE hat den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers am 24. April 2017 bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" seit Abgabe der letzten Entsprechenserklärung am 13. Dezember 2017 vollumfänglich entsprochen und wird diesen auch künftig entsprechen.

Essen, Dezember 2018

innogy SE

Für den Aufsichtsrat

Dr Erhard Schipporeit

Für den Vorstand

Uwe Tigges

Dr. Bernhard Günther

RWE Renewables Beteiligungs GmbH