2014 Januar Februar März April Mai Juni Juli August ... · 31. 3. 2014 31. 12. 2013 Anzahl...

2014 Januar Februar März

April Mai Juni

Juli August September

Oktober November Dezember

Zwischenbericht I/2014

2 E.ON-Konzern in Zahlen

Kurz-Glossar

EBITDA Wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte. Unser EBITDA (Earnings before Interest,

Taxes, Depreciation and Amortization) ist ein bereinigtes Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis, Steuern und Abschreibungen.

Bereinigt werden im Wesentlichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen beziehungsweise seltenen Charakter haben.

EBIT Unser EBIT (Earnings before Interest and Taxes) ist ein bereinigtes Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern.

Bereinigt werden im Wesentlichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen beziehungsweise seltenen Charakter haben.

Investitionen Zahlungswirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung.

Nachhaltiger Konzernüberschuss Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Anteilen ohne beherrschenden

Einfluss, die um außer gewöhnliche Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen – neben den Effekten aus der Marktbewertung von Deri-

vaten – Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen und

Erträge mit einmaligem beziehungsweise seltenem Charakter (nach Steuern und Anteilen ohne beherrschenden Einfluss). Darüber hinaus werden

außergewöhnliche S teuereffekte und das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten beim nachhaltigen Konzernüberschuss nicht berücksichtigt.

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung Kennziffer, die die Netto-Finanzposition um die Marktwerte (netto) der Währungsderivate aus Finanztrans-

aktionen (ohne Transaktionen aus dem operativen Geschäft und dem Assetmanagement) sowie um die Pensionsrückstellungen und die Rück-

stellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen erweitert, wobei Vorauszahlungen an den schwedischen Nuklearfonds abgezogen werden.

E.ON-Konzern in Zahlen

1. Quartal 2014 2013 +/- %

Stromabsatz 195,1 Mrd kWh 191,0 Mrd kWh +2

Gasabsatz 309,7 Mrd kWh 409,0 Mrd kWh -24

Umsatz 31.820 Mio € 35.878 Mio € -11

EBITDA1) 3.162 Mio € 3.600 Mio € -12

EBIT1) 2.290 Mio € 2.759 Mio € -17

Konzernüberschuss 905 Mio € 2.349 Mio € -61

Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON SE 762 Mio € 2.166 Mio € -65

Nachhaltiger Konzernüberschuss 1.220 Mio € 1.406 Mio € -13

Investitionen 693 Mio € 915 Mio € -24

Operativer Cashflow2) 2.643 Mio € 1.620 Mio € +63

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 3. bzw. 31. 12.) 31.137 Mio € 32.218 Mio € -3

Mitarbeiter (31. 3. bzw. 31. 12.) 61.114 62.239 -2

Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) 0,40 € 1,14 € -65

Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück 1.908 1.907 –

1) bereinigt um außergewöhnliche Effekte (siehe Kurz-Glossar unten)

2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

3Zwischenbericht I/2014

1. Januar bis 31. März 2014

• EBITDA und nachhaltiger Konzernüberschuss erwartungsgemäß

unter den Vorjahreswerten, operativer Cashflow gestiegen

• Erneuerbare Energien steigern EBITDA um 20 Prozent

• Wirtschaftliche Netto-Verschuldung um weitere 1,1 Mrd € reduziert

• Prognose für EBITDA und nachhaltigen Konzernüberschuss für das

Jahr 2014 bestätigt

Inhalt

4 Brief des Vorstandsvorsitzenden

5 E.ON-Aktie

6 Zwischenlagebericht

6 Grundlagen des Konzerns

7 Wirtschaftsbericht

7 Branchenbezogene Rahmenbedingungen

10 Geschäftsverlauf

12 Ertragslage

17 Finanzlage

19 Vermögenslage

20 Mitarbeiter

20 Nachtragsbericht

21 Prognosebericht

21 Risikobericht

22 Chancenbericht

23 Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht

24 Verkürzter Zwischenabschluss

24 Gewinn- und Verlustrechnung

25 Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen

26 Bilanz

27 Kapitalflussrechnung

28 Entwicklung des Konzerneigenkapitals

30 Anhang

46 Energiewirtschaftliche Tabellen

49 Finanzkalender

4


viele von Ihnen haben an unserer Hauptversammlung am 30. April in Essen teilgenommen und mit dem Vorstand über die

weitere Entwicklung von E.ON diskutiert. Ich habe diese Beiträge als sehr konstruktiv empfunden und danke Ihnen dafür sehr.

E.ON ist mitten im größten Umbruch seiner Geschichte. Wir bauen die Organisation radikal um, werden schlanker und effizienter.

Gleichzeitig erschließen wir neue Geschäftsfelder und Märkte. Seien Sie sicher: Wir nehmen Ihre Hinweise ernst und setzen alles

daran, die Grundlagen für künftiges Wachstum zu schaffen.

Die Geschäfte im E.ON-Konzern haben sich im ersten Quartal 2014 erwartungsgemäß entwickelt. Unser EBITDA ging aufgrund

des nach wie vor schwierigen wirtschaftlichen und regulatorischen Umfelds sowie der Veräußerung von Geschäftsaktivitäten

um 12 Prozent gegenüber dem Vorjahr auf 3,2 Mrd € zurück. Der nachhaltige Konzernüberschuss lag entsprechend mit 1,2 Mrd €

um 13 Prozent unter dem Vorjahreswert. Für das gesamte Jahr 2014 erwarten wir unverändert ein EBITDA von 8,0 bis 8,6 Mrd €

und einen nachhaltigen Konzernüberschuss von 1,5 bis 1,9 Mrd €.

Deutschland ist unser wichtigster Markt, aber auch der mit den größten Herausforderungen durch Politik und Regulierung.

Wir sind überzeugt, dass die Energiewende effizient und sicher gestaltet werden kann. Dazu gehört die im Koalitionsvertrag

vereinbarte Absicherung der Energieversorgung durch eine angemessene Vergütung von verlässlicher Kraftwerksleistung. In

Frankreich, Großbritannien und Italien gibt es dafür bereits einen breiten Konsens. Dort steht die Einführung von Kapazitäts-

märkten unmittelbar bevor. In Russland, Spanien und den USA gibt es sie schon. Ich hoffe, dass auch die deutsche Regierung

kurzfristig einen Weg einschlägt, der die wechselhafte Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien mit ständig verfügbaren

Kraftwerken absichert und so Wirtschaft und Bevölkerung eine rund um die Uhr verlässliche Stromversorgung garantiert.

Wir bei E.ON haben die Weichen für die Zukunft gestellt. Allein 2013 haben wir unsere jährlichen beeinflussbaren Kosten um

weitere 0,7 Mrd € senken können. Wir werden als Konzern schlagkräftiger und schneller sein als zuvor. Dazu wird auch die

künftige gemeinsame Einheit für Erneuerbare und konventionelle Energien beitragen. Mit „Next Generation“ setzen wir früher

als Wettbewerber um, was den Energiemarkt in Zukunft auszeichnen wird: ein effizientes Zusammenspiel der Erzeugungsarten

innerhalb einer gemeinsamen Organisation.

Der Eintritt in die neuen Märkte Brasilien und Türkei ist naturgemäß mit Herausforderungen verbunden, aber auch die Basis für

künftiges Wachstum. In der Türkei entwickelt sich unser Joint Venture Enerjisa operativ positiv, wird aber durch die Entwicklung des

Wechselkurses der türkischen Lira überschattet. Trotzdem konnten 2013 sieben neue Wasserkraftanlagen und ein großer Windpark

in Betrieb genommen sowie zwei Versorgungsgebiete mit insgesamt 9 Millionen Kunden gewonnen werden. Differenzierter ist

die Lage bei ENEVA in Brasilien. Hier ist es gelungen, im Jahr 2013 zusätzlich 2 GW Erzeugungskapazitäten ans Netz zu bringen

und die Verfügbarkeiten auf internationale Standards zu erhöhen. Wesentlich für die künftige Entwicklung von ENEVA wird die

Inbetriebnahme des 517-MW-Gaskraftwerks Parnaíba 2 sein. Die wirtschaftliche Situation der Gesellschaft ist unverändert

angespannt. Deshalb wurde mit allen beteiligten Parteien ein Sanierungskonzept erarbeitet, in dessen Rahmen wir gemeinsam

mit unseren Partnern in den nächsten Monaten weitere Mittel in das Unternehmen investieren. Wir werden diese Schritte mit

der größtmöglichen Sorgfalt und zum Wohle E.ONs und ihrer Aktionäre gestalten.

Auch bei den Erneuerbaren Energien setzen wir weiter auf Wachstum. Im Januar haben wir die ersten Fundamente für den

Offshore-Windpark Amrumbank West nördlich von Helgoland gelegt. Auf einer Fläche von rund 4.700 Fußballfeldern werden

80 Windturbinen mit insgesamt 288 MW bis zu 300.000 Haushalte versorgen. Die Fertigstellung ist bereits für den Spätsommer 2015

geplant. Mit Humber Gateway werden wir ebenfalls in der zweiten Jahreshälfte 2015 den fünften großen Offshore-Windpark

(219 MW) in Großbritannien in Betrieb nehmen. Sie sehen, dass es für uns trotz aller notwendigen Sparanstrengungen keine

Option ist, nicht zu investieren. Denn trotz des Gegenwindes, dem wir in bestimmten Geschäftsbereichen ausgesetzt sind und dem

wir mit unseren Effizienzanstrengungen begegnen, gibt es eine Vielzahl von Bereichen, in denen wir weiterhin zu attraktiven

Konditionen investieren können. So legen wir mit vielen Projekten die Basis für künftiges Wachstum.

Liebe Aktionäre, bitte begleiten Sie uns weiter so konstruktiv wie bisher auf diesem Weg Richtung Zukunft.

Mit herzlichen Grüßen

Dr. Johannes Teyssen

5


E.ON-Aktie

Am Ende des ersten Quartals 2014 lag der Kurs der E.ON-Aktie

um 6 Prozent über dem Kurs zum Jahresende 2013 und ent-

wickelte sich damit schlechter als der Branchenindex STOXX

Utilities (+11 Prozent), aber besser als der europäische Aktien-

index EURO STOXX 50 (+2 Prozent).

Im ersten Quartal 2014 sank der Börsenumsatz an E.ON-Aktien

im Wesentlichen aufgrund niedriger Stückzahlen gegenüber dem

vergleichbaren Vorjahreszeitraum um 17 Prozent auf 8,5 Mrd €.

Aktuelle Informationen zur E.ON-Aktie finden Sie auf unserer

Website unter www.eon.com.

in Prozent E.ON EURO STOXX1) STOXX Utilities1)

Performance der E.ON-Aktie

110

105

100

95

31. 12. 13 7. 1. 14 14. 1. 14 21. 1. 14 28. 1. 14 4. 2. 14 11. 2. 14 18. 2. 14 25. 2. 14 3. 3. 14 10. 3. 14 17. 3. 14 24. 3. 14 31. 3. 14

1) auf Basis Performance-Index

E.ON-Aktie

31. 3. 2014 31. 12. 2013

Anzahl ausstehender Aktien in Mio 1.908 1.908

Schlusskurs in 14,19 13,42

Marktkapitalisierung in Mrd 1) 27,1 25,6

1) auf Basis ausstehender Aktien

Kurse und Umsätze

1. Quartal 2014 2013

Höchstkurs in 1) 14,48 14,51

Tiefstkurs in 1) 12,93 12,51

Umsatz E.ON-Aktien2)

in Mio Stück 620,9 773,6in Mrd 8,5 10,3

1) Xetra

2) Quelle: Bloomberg, alle deutschen Börsen

6


Zwischenlagebericht

Die globalen Einheiten

Vier globale Einheiten sind für Erzeugung, Erneuerbare Ener-

gien, globalen Handel und Exploration & Produktion verant-

wortlich. Darüber hinaus sind die Projektmanagement- und

Engineering-Kompetenzen des Konzerns in der globalen Ein-

heit Technologien gebündelt, um den Neubau sowie den Betrieb

bestehender Anlagen überall dort zu unterstützen, wo E.ON

aktiv ist. Darüber hinaus verantwortet diese Einheit die konzern-

weiten Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten.

Erzeugung

In der globalen Einheit Erzeugung sind alle konventionellen,

das heißt alle fossilen und nuklearen Erzeugungskapazitäten

sowie die Erzeugungskapazitäten aus Biomasse innerhalb

Euro pas gebündelt. Sie werden länderübergreifend gesteuert

und optimiert.

Erneuerbare Energien

Auch unsere weltweiten Aktivitäten in den Bereichen Klima-

schutz und Erneuerbare Energien steuern wir global. Unser

Fokus ist der weitere Ausbau unserer heute schon führenden

Position in diesem Wachstums markt.

Globaler Handel

Unsere Einheit Globaler Handel ist das Bindeglied zwischen

E.ON und den weltweiten Energiehandelsmärkten und kauft

beziehungsweise verkauft Strom, Gas, Flüssiggas (LNG), Öl,

Kohle, Frachtkontingente und Emissionszertifikate. Sie steuert

und entwickelt zudem Aktivitäten auf verschiedenen Ebenen

der Wertschöpfungskette des Gasmarktes, wie zum Beispiel

Pipelines, Langfristlieferverträge oder Speicher.

Exploration & Produktion

Das Explorations- und Produktionsgeschäft von E.ON ist in

den Fokusregionen britische und norwegische Nordsee sowie

Russland aktiv.

Die regionalen Einheiten

Das Verteilungs- und Vertriebsgeschäft von E.ON in Europa –

einschließlich dezentraler Erzeugung – wird von insgesamt elf

regionalen Einheiten operativ gesteuert. Dazu zählen neben dem

deutschen Markt Großbritannien, Schweden, Italien, Spanien,

Frankreich, die Niederlande, Ungarn, Tschechien, die Slowakei

und Rumänien. Ferner wollen wir in Europa den Bereich

dezentrale Energie gezielt ausbauen. Mit der Mitte 2012 neu

gegründeten Geschäftseinheit E.ON Connecting Energies kon-

zentrieren wir uns auf die Bereitstellung dezentraler Komplett-

lösungen für unsere Kunden. Diese Einheit ordnen wir seit dem

vierten Quartal 2013 den weiteren EU-Ländern zu.

Unser als Fokusregion geführtes Strom erzeugungsgeschäft in

Russland und unsere Aktivitäten in wei teren Nicht-EU-Ländern

– diese beinhalten unser Engagement in Brasilien und ab dem

zweiten Quartal 2013 auch das in der Türkei – werden als

Nicht-EU-Länder zusammengefasst.

Grundlagen des Konzerns

Geschäftsmodell

E.ON ist ein bedeutendes privates Energieunternehmen. Der

Konzern wird von der Konzernleitung in Düsseldorf geführt und

ist in globale und regionale Einheiten gegliedert.

Konzernleitung

Hauptaufgabe der Konzernleitung in Düsseldorf ist die Koordi-

nation des operativen Geschäfts und damit die Führung des

Gesamt konzerns. Dazu zählt die strate gische Weiterentwick-

lung, Finanzierungspolitik und -maßnahmen, die marktüber-

greifende Steuerung des Gesamtgeschäfts, das Risikomanage-

ment, die laufende Optimierung unseres Portfolios und das

Stakeholdermanagement.

Alle Funktionen, die wertvolle Unterstützung für unser Kern-

geschäft leisten und nicht ortsgebunden sind, sind funktional

organisiert: IT, Einkauf, Versicherung, Beratung sowie kauf-

männische Steuerungssysteme. So erzielen wir Synergieeffekte

und profitieren vom Fachwissen, das länder über greifend in

unserem Konzern vorhanden ist.

Änderungen in der Berichterstattung

Seit Beginn des Jahres 2014 umfasst das Portfolio der globalen

Einheit Erzeugung auch die Biomasse-Aktivitäten des Konzerns,

die zuvor von der Einheit Erneuerbare Energien geführt wurden.

Darüber hinaus wurden Aktivitäten der regionalen Einheit

Deutschland der Geschäftseinheit E.ON Connecting Energies

übertragen. Ferner ergaben sich Effekte aus der Erstanwen-

dung der internationalen Rechnungslegungsstandards IFRS 10

und 11. Siehe hierzu Textziffer 2 des Anhangs. Die Vorjahres-

werte wurden entsprechend angepasst.

7


Wirtschaftsbericht

Branchenbezogene Rahmenbedingungen

Nach ersten Schätzungen des Bundesverbandes der Energie-

und Wasserwirtschaft (BDEW) ging der Stromverbrauch in

Deutschland im ersten Quartal 2014 leicht gegenüber dem

ersten Quartal im Vorjahr zurück. Grund dafür war vor allem die

milde Witterung. Der BDEW schätzt, dass auch der Erdgas-

verbrauch im ersten Quartal gesunken ist. Die Ursache war auch

hier die im Vergleich zum Vorjahreszeitraum deutlich wärmere

Witterung, die zu einem geringeren Einsatz von Erdgas zur

Wärmeerzeugung und in der Kraft-Wärme-Kopplung führte.

In England, Schottland und Wales wurde im ersten Quartal 2014

mit rund 80 Mrd kWh (Vorjahr: 87 Mrd kWh) 8 Prozent weniger

Strom verbraucht. Der Gasverbrauch ging um 20 Prozent (ohne

den Einsatz in Kraftwerken) auf 193 Mrd kWh (240 Mrd kWh)

zurück. Dies war auf die im Vergleich hohen Temperaturen bis

Ende März 2014 zurückzuführen. Darüber hinaus wirkten

sich die anhaltenden Energieeffizienzmaßnahmen und die wirt-

schaftliche Entwicklung negativ auf den Verbrauch aus.

In den nordeuropäischen Ländern wurden wegen der höheren

durchschnittlichen Temperaturen mit 111 Mrd kWh 6 Mrd kWh

weniger Strom verbraucht als im Vorjahreszeitraum. Die höhere

Erzeugung aus Wasserkraft führte zu Netto-Stromexporten in

die Nachbarländer von rund 4 Mrd kWh im Vergleich zu einem

Nettoimport von rund 0,2 Mrd kWh im Vorjahr.

In Ungarn lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit

8,6 Mrd kWh auf dem Vorjahresniveau. Der Gasverbrauch nahm

durch höhere durchschnittliche Temperaturen, geringere Strom-

erzeugung in Gaskraftwerken und Energiesparmaßnahmen um

15 Prozent auf 3.630 Mio m³ ab.

Der Stromverbrauch in Italien nahm um rund 4 Prozent auf

78,1 Mrd kWh (Vorjahr: 81,2 Mrd kWh) ab. Der Gasverbrauch ging

durch die geringeren Lieferungen an Gaskraftwerke und die

temperaturbedingt geringere Abnahme der Haushaltskunden

um 18 Prozent auf 226,3 Mrd kWh (275,4 Mrd kWh) zurück.

Auf dem spanischen Festland lag der Stromverbrauch im

Berichtszeitraum mit 64 Mrd kWh um 5 Prozent unter dem

Vorjahreswert. Mit 77 Mrd kWh lag der Gasverbrauch im

Endkundengeschäft 9 Prozent unter dem Vorjahresniveau.

In Frankreich wurden mit 137,2 Mrd kWh witterungsbedingt

10 Prozent weniger Strom verbraucht. Entsprechend nahm die

gesamte Stromerzeugung um 5 Prozent auf 154,3 Mrd kWh ab.

In der Russischen Föderation wurden bis Ende März 2014 mit

286,4 Mrd kWh 2 Prozent weniger Strom erzeugt als im Vor-

jahr. Im russischen Verbundsystem (ohne isolierte Systeme)

wurden mit 280,2 Mrd kWh ebenfalls rund 2 Prozent weniger

Strom erzeugt. Der Stromverbrauch in Gesamtrussland sank

um 1,6 Prozent auf 283,2 Mrd kWh.

Energiepreisentwicklung

Im ersten Quartal des Jahres 2014 wurden die Strom- und

Gasmärkte in Europa sowie der Strommarkt in Russland von

fünf wesentlichen Faktoren beeinflusst:

• den internationalen Preisen für Rohstoffe, insbesondere

für Öl, Gas und Kohle sowie für CO2-Zertifikate,

• der allgemeinen wirtschaftlichen und politischen

Entwicklung,

• den Wetterbedingungen,

• der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien und

• dem Ausbau der Kapazitäten bei Erneuerbaren Energien.

Die Rohstoffmärkte waren dabei maßgeblich durch das milde

Wetter in Europa und den damit einhergehenden Preisverfall

für Kohle und Gas geprägt. Die möglichen geopolitischen

Risiken durch die Ausweitung der Krimkrise beeinflussten die

Preise nicht nachhaltig.

Dementsprechend wenig Bewegung zeigte auch der Preis für

Brent-Rohöl mit Liefertermin im Folgemonat. Preisdruck nach

oben durch andauernde Exportunterbrechungen in Libyen und

Produktionsstillstände in der Nordsee wurde durch niedrige

europäische Raffinerie-Nachfrage, zunehmende Produktion in

Saudi-Arabien und Sorgen über die Entwicklung in Schwellen-

ländern ausgeglichen.

Entwicklung der Preise für Strom in den E.ON-Kernmärkten

Großbritannien Baseload1) Nordpool Baseload1)

Spanien1) EEX Baseload1)

Russland Europa2) Russland Sibirien2)

€/MWh Italien Baseload2)

80

70

60

50

40

30

20

10

1. 4. 12 1. 7. 12 1. 10. 12 1. 1. 13 1. 4. 13 1. 7. 13 1. 10. 13 1. 1. 14

1) für Lieferungen im Folgejahr

2) Spotlieferung 30-Tage-Durchschnitt

8


Zwischenlagebericht

erhielt der Markt die Bestätigung, dass diese Maßnahmen

Mitte März umgesetzt werden. Dies trieb die Preise auf den

höchsten Stand seit über einem Jahr. Allerdings gingen die

Preise mit dem eigentlichen Start des Programms wieder

zurück und lösten damit eine Welle von Panikverkäufen aus,

mit Niedrigpreisen auf dem Niveau des Vorjahres.

Der rückläufige Preistrend des Vorjahres bei den deutschen

Strompreisen für Baseload-Lieferungen im nächsten Jahr setzte

sich auch im ersten Quartal dieses Jahres fort. Grund hierfür

sind vor allem die ständig steigenden Kapazitäten für Erneuer-

bare Energien und die schwache Preisprognose für Kohle.

Aufgrund des starken Einbruchs bei den Preisen für CO2-Zertifi-

kate war der Preisrückgang für Strom im März besonders stark.

Die Entwicklung der Strompreise in Großbritannien war deut-

lich stärker durch die Abhängigkeit vom Gaspreis geprägt. So

folgten die Preise für Lieferungen im nächsten Jahr zunächst

dem Abwärtstrend beim Gaspreis. Die Ausweitung der Ukraine-

Krise im März und die damit einhergehende Stabilisierung

15

10

5

0

-5

1. 4. 12 1. 7. 12 1. 10. 12 1. 1. 13 1. 4. 13 1. 7. 13 1. 10. 13 1. 1. 14

Deutschland Clean Spark Spread Frontjahr

€/MWh Deutschland Clean Dark Spread Frontjahr

Entwicklung der Clean Dark und Spark Spreads in Deutschland

Zu Beginn des Jahres stiegen die Preise auf dem europäischen

Kohlemarkt (API#2) für Lieferungen im Folgejahr unerwartet.

Grund hierfür war der Exportrückgang kolumbianischer Kohle

aufgrund weiterer Streiks und Verzögerungen bei der Inbetrieb-

nahme neuer, durch den Gesetzgeber vorgeschriebener direkter

Beladeanlagen. Dagegen wirkte sich jedoch der milde Winter

mit Temperaturen weit über dem langjährigen Durchschnitt

im weiteren Verlauf des Quartals wieder preismindernd aus.

Die Preise für Gas zeigten im Laufe des ersten Quartals einen

deutlichen Abwärtstrend. Die bemerkenswert milden Tempe-

raturen führten in Nordwesteuropa zu einer im Vergleich zum

Vorjahr um etwa ein Viertel niedrigeren Gasnachfrage. Der

Preislevel auf dem niederländischen Spotmarkt fiel um nahezu

20 Prozent gegenüber dem Jahresanfang, der Preis für Gaslie-

ferungen im Folgejahr fiel im gleichen Zeitraum um etwa 7 Pro-

zent. Die Ukraine-Krise sorgte Anfang März für einen leichten

Risikoaufschlag und damit für einen kurzfristigen Preisanstieg.

Die Preise für CO2-Zertifikate im europaweiten Handelssystem

EU-ETS (EU Allowances – EUA) bewegten sich 2013 auf einem

Rekordtief. Der Preisverlauf war im Wesentlichen durch die

politischen Diskussionen hinsichtlich der Implementierung von

Maßnahmen zur Verringerung der verfügbaren CO2-Zertifikate

(„Backloading“-Prozess) geprägt. Im ersten Quartal 2014

15

10

5

1. 4. 12 1. 7. 12 1. 10. 12 1. 1. 13 1. 4. 13 1. 7. 13 1. 10. 13 1. 1. 14

Preisentwicklung für CO2-Zertifikate in Europa

€/t CO2-Zertifikate

9


Auch in Spanien war im ersten Quartal ein deutlicher Rück-

gang der Strompreise zu beobachten. Die Hauptgründe dafür

waren die immer noch sinkende Nachfrage und die sehr

hohe Erzeugung aus Wasserkraft. Die Preise für Lieferungen

im Folgejahr zeigten durch die sehr niedrigen Spotpreise

einen kontinuierlichen Abwärtstrend.

Die Preise auf dem russischen Strommarkt in der europäischen

Zone lagen im ersten Quartal leicht unter den Preisen des

Vorjahres. Die vergleichsweise hohe Nachfrage aufgrund kälte-

ren Wetters wurde durch mehr Erzeugung aus Wasserkraft

überkompensiert. In der sibirischen Preiszone stiegen die Preise

im Gegenzug leicht an. Auch hier war die Nachfrage saisonal

bedingt etwas höher, allerdings ging die Erzeugung aus Wasser-

kraft leicht zurück.

der Gaspreise übertrug sich allerdings nicht vollständig auf

den Strommarkt, denn zur gleichen Zeit sorgte eine höhere

Erzeugung aus Wind wieder für zunehmenden Abwärtsdruck

und eine allmähliche Entkopplung vom Gaspreis.

Die Spotpreise auf dem nordischen Strommarkt lagen im

ersten Quartal 2014 deutlich unter dem Vorjahr. Hauptgrund

war die gute hydrologische Situation, zusammen mit über-

durchschnittlichen Temperaturen. Die Speicherstände in Nor-

wegen und Schweden lagen im gesamten Quartal über dem

Durchschnitt. Dementsprechend fungierte die Region als Netto-

exporteur. Die Preise für Lieferungen im Folgejahr sanken

aufgrund der hohen Füllstände in den Reservoirs sowie des

Preisrückgangs bei Kohle weiter.

Die Preise auf dem italienischen Strommarkt für Lieferungen

im Folgejahr brachen im ersten Quartal deutlich ein. Dies

war vor allem auf die niedrigeren Gaspreise und höhere Ein-

speisungen aus Erneuerbaren zurückzuführen.

Rohöl Brent Frontmonat US-$/bbl Kohle API#2 Frontjahr $/t Monatlicher deutscher Erdgasimportpreis €/MWh

NBP Frontmonat €/MWh TTF Frontmonat €/MWh NCG Frontmonat (EEX) €/MWh

Entwicklung der Preise für Öl, Kohle und Gas in den E.ON-Kernmärkten

€/

MWh

50

45

40

35

30

25

20

$/bbl

$/t

130

120

110

100

90

80

70

1. 4. 12 1. 7. 12 1. 10. 12 1. 1. 13 1. 4. 13 1. 7. 13 1. 10. 13 1. 1. 14



Geschäftsverlauf

Strombeschaffung

In den ersten drei Monaten 2014 lag die in eigenen Kraftwerken

erzeugte Strommenge um 8,6 Mrd kWh oder 12 Prozent unter

dem Vor jahreswert. Der Rückgang war im Wesentlichen auf die

globale Einheit Erzeugung und die regionale Einheit Deutsch-

land zurückzuführen. Bei den übrigen Einheiten verringerte

sich die Eigenerzeugung leicht. Der Strom bezug erhöhte sich

dagegen um 12,1 Mrd kWh.

Die Eigenerzeugung der globalen Einheit Erzeugung lag mit

35,7 Mrd kWh um 6,8 Mrd kWh unter dem Vorjahresniveau

von 42,5 Mrd kWh. Ursachen waren insbesondere der durch die

derzeitige Marktsituation bedingte geringere Einsatz der

kohle- und gasbefeuerten Kraftwerke und der Verkauf eines

Braunkohlekraftwerks in Deutschland, die Außerbetriebnahme

von zwei Kraftwerksblöcken in Frankreich und Revisionsar-

beiten zur Verlängerung der Laufzeit am Kernkraftwerksblock

Oskarshamn 2 in Schweden. Darüber hinaus wirkte sich die

durch den vergleichsweise warmen Winter geringere Nach-

frage negativ aus.

Bei der regionalen Einheit Deutschland nahm die Eigenerzeu-

gung um 0,6 Mrd kWh auf 0,2 Mrd kWh (Vorjahr: 0,8 Mrd kWh)

ab. Der Rückgang resultierte maßgeblich aus dem Verkauf

von E.ON Energy from Waste.

Globaler Handel/

Fremde 133,5

Gemeinschafts-

kraftwerke 4,2

Eigenerzeugung 62,4

Strombeschaffung

1. Quartal

in Mrd kWh

71,0

Gesamt 200,1 196,6

4,1

121,5

20132014

Weitere Informationen auf S. 46 und 47 unter „Energiewirtschaftliche Tabellen“

Stromabsatz

Im Berichtszeitraum 2014 lag der Stromabsatz im E.ON-Konzern

aufgrund größerer Handelsvolumina um 4,1 Mrd kWh über dem

Vorjahresniveau.

Der Rückgang des Stromabsatzes an Privat- und kleinere

Geschäftskunden um 3,1 Mrd kWh war insbesondere auf die

weiteren EU-Länder und Deutschland zurückzuführen. In

Großbritannien, Schweden und Deutschland wirkte sich der

16,2

4,5

17,7

23,2

4,7

3,8

0,9

15,5

3,9

15,3

18,7

4,5

3,8

0,7


Kernenergie

Braunkohle

Steinkohle

Erdgas/Öl

Wasserkraft

Windkraft

Sonstige

0 5 10 15 20

Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung

1. Quartal Inland 2014 Ausland 2014

in Mrd kWh Inland 2013 Ausland 2013

Großhandelsmarkt/

Globaler Handel 122,5

Vertriebspartner 27,1

Industrie- und

Geschäftskunden 25,4

Privat- und kleinere


Stromabsatz

1. Quartal

in Mrd kWh

23,2

191,0

25,9

33,3

108,6

Gesamt 195,1

20132014


11


Die wesentliche Ursache für den Produktionsanstieg der glo-

balen Einheit Exploration & Produktion aus den Nordseefeldern

war die Förderung aus den Feldern Elgin/Franklin und Caister

sowie die durch die verbesserte Produktionseffizienz gestie-

gene Förderung aus dem Feld Skarv. Dadurch wurden der

natürliche Produktionsrückgang in den älteren Feldern und die

technisch bedingte geringere Produktion aus den Feldern

Njord und Hyme mehr als ausgeglichen. Zusätzlich zu den in

der Nordsee produzierten Mengen steht uns aus dem at equity

einbezogenen sibirischen Feld Yushno Russkoje mit 1.648 Mio m³

etwas weniger Erdgas als im Vorjahreszeitraum zu.

Gasabsatz

Der Gasabsatz sank im ersten Quar tal 2014 um 99,3 Mrd kWh

beziehungsweise 24 Prozent auf 309,7 Mrd kWh.

Der Gasabsatz an Privat- und kleinere Geschäftskunden nahm

im Vergleich zum Vorjahr um 10,8 Mrd kWh ab. Der wesentliche

Grund war in Großbritannien, Deutschland und Rumänien der

vergleichsweise warme Winter. Darüber hinaus wirkten sich

in Großbritannien und Deutschland Kundenverluste beziehungs-

weise wettbewerbsbedingte Verluste negativ aus.

Der Absatz an Industrie- und Geschäftskunden lag um

13,8 Mrd kWh unter dem Vorjahreswert. In der regionalen Ein-

heit Deutschland sank der Absatz aus dem bereits genannten

Grund um 9,9 Mrd kWh auf 22,6 Mrd kWh. In den weiteren

EU-Ländern nahm der Absatz vor allem in Großbritannien,

Rumänien, Spanien und Tschechien im Wesentlichen witterungs-

bedingt um insgesamt 3,9 Mrd kWh ab.

Großhandelsmarkt/

Globaler Handel 154,0

Gasabsatz

1. Quartal

in Mrd kWh

180,1

56,2

50,7

122,0

409,0

20132014


Vertriebspartner 73,4

Industrie- und


Privat- und kleinere


Gesamt 309,7

milde Winter negativ auf die abgesetzten Mengen aus. In

Großbritannien ergaben sich darüber hinaus weitere negative

Effekte aus sinkenden Kundenzahlen und den fortlaufenden

Energieeffizienzmaßnahmen. In Deutschland konnte dagegen

der positive Trend aus der zweiten Vorjahreshälfte fortgeführt

und Kundenbindung sowie Kundenzufriedenheit weiter erhöht

werden. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum wurden rund

20.000 neue Kunden hinzugewonnen.

Der Absatz an Industrie- und Geschäftskunden lag um

0,5 Mrd kWh unter dem Vorjahreswert. Der Absatz der regio-

nalen Einheit Deutschland ist gegenüber dem Vorjahr um

rund 1,4 Mrd kWh auf 5,0 Mrd kWh gesunken. Ursächlich hier-

für waren neben den Unternehmensabgängen wettbewerbs-

bedingt geringere Absätze. Bei den weiteren EU-Ländern nahm

der Absatz dagegen um 0,8 Mrd kWh auf 19,5 Mrd kWh zu.

Im Bereich Vertriebspartner ging der Absatz um 6,2 Mrd kWh

zurück. Der Absatz der regionalen Einheit Deutschland ist

gegenüber dem Vorjahr aus den bereits genannten Gründen um

rund 3,9 Mrd kWh auf 17,1 Mrd kWh gesunken. Der Rückgang

des Stromabsatzes im Segment Erzeugung um 1,2 Mrd kWh

auf 8,4 Mrd kWh (Vorjahr: 9,6 Mrd kWh) resultierte im Wesent-

lichen aus der geringeren Erzeugung in fossilen Kraftwerken

in Deutschland. Darüber hinaus setzte die globale Einheit

Erneuerbare Energien mit 1,6 Mrd kWh 1,0 Mrd kWh weniger

Strom ab als im Vorjahr. Grund war insbesondere die in Deutsch-

land reduzierte Kraftwerksleistung infolge der im Jahr 2013

abgegebenen Wasserkraftkapazitäten zum Markteintritt in

die Türkei.

Der Stromabsatz im Bereich Handel nahm vor allem durch

vermehrte Handelsaktivitäten der Einheit Globaler Handel

zur Optimierung der konzerneigenen Kraftwerke zu.

Gasbeschaffung und Gasproduktion

Im ersten Quartal 2014 bezog die Einheit Globaler Handel rund

357 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten.

Neben der Beschaffung an Handelspunkten wurde rund ein

Drittel dieser Menge über Langfristverträge bezogen. Wich-

tigste Bezugsquellen waren Russland, Deutschland, die Nieder-

lande und Norwegen.

Upstream-Produktion

1. Quartal 2014 2013 +/- %

Öl/Kondensate (in Mio Barrel) 2,7 1,0 +179

Gas (in Mio Standard-m3) 448,8 309,0 +45

Summe (in Mio Barrel Öläquivalent) 5,5 2,9 +87



Im Bereich Vertriebspartner verringerte sich der Absatz nahezu

ausschließlich durch konzerninterne Übergänge von Geschäf-

ten der Regionaleinheit Deutschland zur Einheit Globaler

Handel um 48,6 Mrd kWh. Diese Geschäfte werden beim Globa-

len Handel dem Großhandelsmarkt zugeordnet.

Der Gasabsatz im Bereich Handel ging vor allem durch

witterungsbedingt geringere Mengen und den Verkauf des

ungarischen Gasgeschäfts im September 2013 bei der Ein-

heit Globaler Handel zurück.

Ertragslage

Geschäftsentwicklung

Die Geschäftsentwicklung von E.ON liegt nach dem ersten Quar-

tal des Geschäftsjahrs 2014 im Rahmen unserer Erwartungen.

Der Umsatz lag mit 31,8 Mrd € 11 Prozent unter dem Vorjahres-

niveau. Unser EBITDA ging um rund 0,4 Mrd € auf 3,2 Mrd €

zurück. Positiv wirkten sich Kosteneinsparungen im Rahmen

des Programms E.ON 2.0 sowie der Ergebnisanstieg in den

Bereichen Exploration & Produktion und Erneuerbare Energien

aus. Diese positiven Effekte wurden aber durch den Entfall

der Ergebnisbeiträge veräußerter Gesellschaften und geringere

Ergebnisbeiträge der regionalen Einheit Deutschland, der

weiteren EU-Länder und Russland mehr als kompensiert. Der

nachhaltige Konzernüberschuss sank dementsprechend um

0,2 Mrd € auf 1,2 Mrd €.

Transferpreissystem

Die Lieferungen unserer Erzeugungseinheiten an die Einheit

Globaler Handel werden über ein markt basiertes Transferpreis-

system abgerechnet. Unsere internen Transferpreise werden

in der Regel bis zu drei Jahre vor Lieferung aus den aktuellen

Forward-Preisen im Markt abgeleitet. Die daraus resultieren-

den abgerechneten Transferpreise für das Erzeugungsvolumen

im Jahr 2014 reflektieren die Marktpreisentwicklung und waren

deshalb niedriger als die Preise für die Lieferperiode 2013.

Umsatz

Im ersten Quartal 2014 lag der Umsatz mit 31,8 Mrd € rund

4,1 Mrd € unter dem Vorjahres niveau.

Umsatz

1. Quartal

in Mio € 2014 2013 +/- %

Erzeugung 2.802 3.086 -9

Erneuerbare Energien 618 665 -7

Globaler Handel 22.884 25.926 -12

Exploration & Produktion 602 459 +31

Deutschland 8.264 11.056 -25

Weitere EU-Länder 6.641 7.440 -11

Nicht-EU-Länder 429 516 -17

Konzernleitung/Konsolidierung -10.420 -13.270 –

Summe 31.820 35.878 -11

Ursachen hierfür waren vor allem Umsatzrückgänge bei der

regionalen Einheit Deutschland, den weiteren EU–Ländern und

der Einheit Globaler Handel. Der Außenumsatz in Deutschland

sank gegenüber dem Vorjahr um 2,7 Mrd €. Der wesentliche

Teil entfällt hierbei neben der Veräußerung von E.ON Energy

from Waste auf die konzerninternen Umgliederungen aus dem

Gas-Vertriebspartnergeschäft in die Einheit Globaler Handel.

Darüber hinaus enthielt der Vorjahreswert den Umsatz der

veräußerten Netzaktivitäten von E.ON Mitte, E.ON Thüringer

Energie und E.ON Westfalen Weser mit gut 0,8 Mrd €. Der

Außenumsatz in den weiteren EU-Ländern lag 0,7 Mrd € unter

dem Vorjahreswert. Ein wesentlicher Grund waren die im Ver-

gleich zum ersten Quartal 2013 hohen Temperaturen in allen

Ländern. In Schweden, Tschechien und Ungarn wirkten sich

zusätzlich Währungsumrechnungseffekte negativ aus. Weitere

Ursachen waren gesunkene Umsätze im Vertriebs- und Wärme-

geschäft, geringere Anschluss gebühren im Verteilnetzgeschäft

und die Veräußerung der Aktivitäten in Finnland und Polen

bei der regionalen Einheit Schweden, regulierungsbedingt

geringere Umsätze im Strombereich in Tschechien und niedri-

gere Verkaufspreise im regulierten Strom- und Gasgeschäft

in Ungarn. Bei den übrigen regionalen Einheiten verringerte

sich der Umsatz ebenfalls, insbesondere durch witterungs-

bedingt gesunkene Strom- und Gasabsätze in Italien, den

Niederlanden, Rumänien und Spanien. Im Globalen Handel

sank der Außenumsatz im Strombereich aufgrund eines im

Vergleich zum Vorjahr niedrigeren Preisniveaus und im Gas-

bereich infolge witterungsbedingt gesunkener Absatzmengen

im Gas-Midstream-Geschäft sowie wegen des Verkaufs des

ungarischen Gasgeschäfts.

Weitere Positionen der Gewinn- und

Verlustrechnung

Die anderen aktivierten Eigenleistungen lagen mit 59 Mio €

um 25 Prozent unter dem Wert des Vorjahres von 79 Mio €.

Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass im ersten

Quartal 2014 weniger Engineering-Leistungen im Zusammen-

hang mit Neubauprojekten im Kraftwerksbereich erbracht

wurden als im Vorjahr.

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 17 Prozent auf

3.965 Mio € (Vorjahr: 4.770 Mio €) gesunken. Gründe waren zum

einen geringere Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren,

Sachanlagen und Beteiligungen mit 369 Mio € (1.110 Mio €).

Im Jahr 2014 erzielten wir Erträge wie im Vorjahr hauptsächlich

durch die Veräußerung von Beteiligungen. Zum anderen gingen

die Erträge aus Währungskursdifferenzen um 673 Mio € auf

721 Mio € (Vorjahr: 1.394 Mio €) zurück. Die Erträge aus deri-

vativen Finanzinstrumenten stiegen dagegen auf 2.602 Mio €

13


(1.886 Mio €) an. Im ersten Quartal 2014 ergaben sich insbeson-

dere Auswirkungen aus der Marktbewertung von Commodity-

Derivaten. In den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen

waren vor allem Auflösungen von Wertberichtigungen und

Rückstellungen sowie Miet- und Pachtzinsen enthalten.

Beim Materialaufwand verzeichneten wir einen Rückgang

um 3.482 Mio € auf 27.301 Mio € (Vorjahr: 30.783 Mio €).

Der Personalaufwand ist um 17 Prozent auf 1.016 Mio €

(1.227 Mio €) gesunken. Der Rückgang resultiert im Wesent-

lichen aus im Jahr 2013 abgegangenen Beteiligungen und

Effekten im Zusammenhang mit dem Restrukturierungspro-

gramm E.ON 2.0.

Unter dem Niveau des Vorjahres lagen ebenfalls die Abschrei-

bungen mit 970 Mio € (1.088 Mio €). Grund hierfür war ins-

besondere, dass im Vorjahr außerplanmäßige Abschreibungen

auf Goodwill und Sachanlagen von E.ON Földgáz im Zusammen-

hang mit der Umgliederung in die zur Veräußerung gehaltenen

Vermögenswerte vorgenommen wurden.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen stiegen um

12 Prozent auf 4.474 Mio € (Vorjahr: 3.986 Mio €). Dies ist im

Wesentlichen auf höhere Aufwendungen aus derivativen

Finanzinstrumenten von 2.696 Mio € (1.604 Mio €), insbeson-

dere aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten,

zurückzuführen. Teilweise kompensierend wirkten sich nied-

rigere Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen von

785 Mio € (1.312 Mio €) aus.

Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen verrin-

gerte sich um 18 Mio € auf -73 Mio € (Vorjahr: -55 Mio €). Dies

ist im Wesentlichen auf außerplanmäßige Abschreibungen

auf Beteiligungen im Bereich Nicht-EU-Länder zurückzuführen.

EBITDA

Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige

Ertragskraft unserer Einheiten verwenden wir ein um außer-

gewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern

und Abschreibungen (EBITDA). Diese Ergebnisgröße ist unab-

hängig von Investitions- und Abschreibungszyklen und gleich-

zeitig eine Indikation des zahlungswirksamen Ergebnisbeitrags

(siehe auch Erläuterungen in Textziffer 13 des Anhangs).

Im Berichtszeitraum 2014 lag unser EBITDA um rund 0,4 Mrd €

unter dem Vorjahreswert. Positive Auswirkungen hatten

• höhere Fördermengen der globalen Einheit Exploration &

Produktion,

• Kosteneinsparungen im Rahmen des Programms E.ON 2.0

und

• der Ergebnisanstieg im Bereich Erneuerbare Energien.

Diese positiven Effekte wurden mehr als kompensiert durch

• den Entfall der Ergebnisbeiträge veräußerter Gesell-

schaften und

• geringere Ergebnisbeiträge der regionalen Einheit

Deutschland, der weiteren EU-Länder und Russlands.

Erzeugung

Das EBITDA der globalen Einheit Erzeugung lag um 23 Mio €

über dem Vorjahreswert.

Im Bereich Kernenergie ging das EBITDA gegenüber dem Vor-

jahr unter anderem durch Revisionsarbeiten im schwedischen

Kernkraftwerksblock Oskarshamn 2 und den damit verbunde-

nen Rückgang der erzeugten Mengen um rund 16 Mio € zurück.

In der fossilen Erzeugung nahm das EBITDA um 88 Mio € zu.

Hier wirkte sich vor allem die Auflösung von Rückstellungen

im Zusammenhang mit Wassernutzungsgebühren für Gaskraft-

werke in Italien positiv aus. In Deutschland entlasteten ins-

besondere die mit dem Netzbetreiber TenneT zum 1. April 2013

abgeschlossenen vertraglichen Vereinbarungen bezüglich der

für systemrelevant erklärten Gaskraftwerke Irsching 4 und 5

das Ergebnis. Darüber hinaus wurden hier geplante Kosten-

senkungsmaßnahmen realisiert.

EBITDA1)

1. Quartal

in Mio € 2014 2013 +/- %

Erzeugung 916 893 +3

Erneuerbare Energien 569 475 +20

Globaler Handel -41 212 –


Deutschland 630 822 -23

Weitere EU-Länder 757 920 -18

Nicht-EU-Länder 105 193 -46

Konzernleitung/Konsolidierung -113 -92 –

Summe 3.162 3.600 -12

1) um außergewöhnliche Effekte bereinigt

Erzeugung

1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Kernkraft 665 681 602 626

Fossile Erzeugung 282 194 127 44

Sonstiges -31 18 -35 16

Summe 916 893 694 686




Im Strom- und Gasgeschäft nahm das EBITDA um 261 Mio € ab.

Wesentliche Ursachen für den Rückgang waren positive Ergeb-

niseffekte im Vorjahr aus der Ausübung von Optionsrechten

beim Handel mit CO2-Zertifikaten und die fehlenden Ergebnis-

beiträge des im September 2013 veräußerten Gasgeschäfts

in Ungarn.

Im Bereich Infrastruktur/Sonstiges verringerte sich das

Ergebnis insbesondere durch die Veräußerung einer Beteili-

gung in der Slovakei.


Das EBITDA der Einheit Exploration & Produktion lag mit

339 Mio € (Vorjahr: 177 Mio €) 92 Prozent über dem Vorjahres-

wert. Grund hierfür waren insbesondere die höheren Förder-

mengen aus den Nordseefeldern – insbesondere der Felder

Skarv, Huntington und Elgin/Franklin. Das EBIT betrug im

Berichtszeitraum 2014 192 Mio € (83 Mio €).

Deutschland

Das EBITDA der regionalen Einheit Deutschland ging um

192 Mio € auf 630 Mio € zurück. Bereinigt um die Quartalser-

gebnisbeiträge des Vorjahres der im Jahr 2013 abgegebenen

Unternehmen lag das EBITDA auf dem Vorjahresniveau.

Der Ergebnisrückgang im Geschäftsfeld Verteilnetz war mit

rund 150 Mio € überwiegend auf die Veräußerung der drei

Regionalversorgungsunternehmen zurückzuführen. Zudem

wirkte sich der Beginn der neuen Regulierungsperiode in

diesem Jahr ergebnisbelastend aus. Effizienzsteigerungen

aus der vergangenen Periode kamen in Form niedrigerer

Netzentgelte unseren Kunden zugute. Darüber hinaus sank die

Erlöskomponente für den im Zusammenhang mit dem Gesetz

für den Vorrang Erneuerbarer Energien bedingten Netzausbau

gegenüber dem Vorjahr.

Deutschland

1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Verteilnetzgeschäft 475 686 339 522

Unreguliertes Geschäft/

Sonstiges 155 136 138 116

Summe 630 822 477 638



Das EBITDA im Segment Erneuerbare Energien lag um 94 Mio €

beziehungsweise 20 Prozent über dem Vorjahreswert.

Im Vergleich zum Vorjahr sank das EBITDA im Bereich Wasser-

kraft um 4 Prozent auf 240 Mio €. Gründe waren im Wesent-

lichen die Ergebnisrückgänge in Deutschland und Italien. In

Deutschland war die geringere Kraftwerksleistung infolge

der im Jahr 2013 abgegebenen Wasserkraftkapazitäten zum

Markteintritt in die Türkei der Grund. In Italien belasteten die

gesunkenen Preise im Kapazitätsmarkt das Ergebnis.

Im Bereich Wind/Solar/Sonstiges lag das EBITDA aufgrund von

Buchgewinnen im Rahmen unserer Build-and-sell-Strategie

um 47 Prozent über dem Vorjahreswert.

Globaler Handel

Das EBITDA der Einheit Globaler Handel lag 253 Mio € unter

dem Vorjahreswert. Die gegenüber dem Vorjahr – Eigenhandel,

Optimierung, Gastransport/Beteiligungen/Sonstiges – geän-

derte Berichtsstruktur spiegelt die Geschäftsaktivitäten besser

wider – insbesondere in Bezug auf die weltweiten Aktivitäten

Kohle, Öl, Fracht und LNG sowie das europäische Strom- und

Gasgeschäft – und trägt der geringeren Bedeutung des

Eigenhandels Rechnung.

Das EBITDA im Bereich Kohle/Öl/Fracht/LNG profitierte von

einem besseren Ergebnis im Ölbereich und lag leicht über

dem Vorjahres niveau.


1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Wasserkraft 240 251 210 222

Wind/Solar/Sonstiges 329 224 255 153

Summe 569 475 465 375


Globaler Handel

1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Kohle/Öl/Fracht/LNG 9 -6 9 -6

Strom- und Gasgeschäft -64 197 -88 163

Infrastruktur/Sonstiges 14 21 13 20

Summe -41 212 -66 177


15


Das EBITDA der Region Ungarn verringerte sich um 12 Mio €.

Gründe sind im Wesentlichen niedrigere Verkaufspreise im

regulierten Gasgeschäft und geringere Absatzvolumina infolge

der milden Witterung. Darüber hinaus erhielt die Einheit im

ersten Quartal 2013 im Gasbereich Ausgleichszahlungen für

das Jahr 2012, die im Berichtszeitraum 2014 nicht anfielen.

Bei den übrigen regionalen Einheiten nahm das EBITDA um

30 Mio € ab. Dies war im Wesentlichen auf Ergebnisrückgänge

in Italien und den Niederlanden zurückzuführen. In Italien

resultierte der Rückgang insbesondere aus regulierungsbedingt

geringeren Tarifen im Gasbereich und den milden Tempe-

raturen, die auch in den Niederlanden für das Umsatzminus

verantwortlich waren. Ferner sank das EBITDA bei E.ON Con-

necting Energies insbesondere durch positive Einmaleffekte

im Kraftwerksgeschäft im ersten Quartal 2013 sowie einen

außerplanmäßigen Stillstand im ersten Quartal 2014. Dagegen

nahm das EBITDA in Frankreich durch positive Preiseffekte,

höhere Absatzvolumina bei Strom und Gas und eine im ersten

Quartal 2013 gebildete Rückstellung im Zusammenhang mit

Verträgen im Gasbereich zu.

Nicht-EU-Länder

Das EBITDA in den Nicht-EU-Ländern ging insgesamt um

46 Prozent beziehungsweise 88 Mio € zurück.

In der Region Russland lag das EBITDA 35 Prozent unter dem

Vorjahres niveau. Wesentliche Gründe hierfür waren ein

gesunkener Stromverbrauch in Verbindung mit zunehmenden

Erzeugungskapazitäten und Mengen in der europäischen

Preiszone sowie niedrigere Kapazitätszahlungen und negative

Währungsumrechnungseffekte. In lokaler Währung nahm das

EBITDA um 22 Prozent ab.

Nicht-EU-Länder

1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Russland

(in Mio Rubel)

131

(6.258)

200

(8.039)

95

(4.547)

158

(6.336)

Weitere Nicht-EU-Länder -26 -7 -26 -7

Summe 105 193 69 151


Das EBITDA im Bereich unreguliertes Geschäft/Sonstiges lag

19 Mio € über dem Vorjahresniveau. Der Ergebnisrückgang aus

der Veräußerung von E.ON Energy from Waste wurde durch posi-

tive Einmaleffekte im Vertriebsgeschäft mehr als kompensiert.

Weitere EU-Länder

Das EBITDA in den weiteren EU-Ländern lag um 163 Mio €

unter dem Vorjahresniveau.

In der Region Großbritannien lag das EBITDA um 21 Mio €

unter dem Vorjahreswert. Gründe hierfür waren insbesondere

absatzbedingt geringere Margen im Endkundengeschäft und

jährlich steigende Kosten in Verbindung mit verpflichtenden

Programmen der Regierung.

Das EBITDA in der Region Schweden ging um 43 Mio € zurück.

Darin sind negative Währungsumrechnungseffekte in Höhe

von 11 Mio € enthalten. Darüber hinaus wirkten sich im Wesent-

lichen die im Vergleich zu 2013 mildere Witterung, niedrigere

Netzanschlussgebühren und die entfallenen Ergebnisbeiträge

der abgegebenen finnischen und polnischen Aktivitäten

negativ aus.

In Tschechien lag das EBITDA vor allem aufgrund geringerer

Ausgleichszahlungen für die verpflichtende Abnahme von

Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft,

positiver Effekte aus der Veräußerung einer Beteiligung im

Jahr 2013 und negativer Währungsumrechnungseffekte um

57 Mio € unter dem Vorjahreswert.

Weitere EU-Länder

1. Quartal

in Mio €

EBITDA1) EBIT1)

2014 2013 2014 2013

Großbritannien

(in Mio £)

224

(185)

245

(208)

199

(165)

229

(194)

Schweden

(in Mio SEK)

253

(2.246)

296

(2.516)

192

(1.705)

233

(1.980)

Tschechien

(in Mio CZK)

104

(2.842)

161

(4.114)

78

(2.129)

134

(3.421)

Ungarn

(in Mio HUF)

14

(4.311)

26

(7.608)

-9

(-2.853)

2

(563)

Übrige regionale

Einheiten 162 192 127 162

Summe 757 920 587 760




Die Verbesserung des wirtschaftlichen Zinsergebnisses resultiert

im Wesentlichen aus der verbesserten Netto-Finanzposition.

Im ersten Quartal 2014 lagen die Netto-Buchgewinne 828 Mio €

unter dem Vorjahresniveau. Die Buchgewinne resultierten vor

allem aus dem Verkauf einer Mehrheitsbeteiligung an einer

Gasgesellschaft in Prag sowie aus der Veräußerung von Wert-

papieren und Netzteilen in Deutschland. Der hohe Vorjahres-

wert enthielt insbesondere Buchgewinne aus der Veräußerung

der E.ON Thüringer Energie, der Abgabe der Beteiligung am

slowakischen Energieunternehmen Slovenský Plynárenský

Priemysel, dem Verkauf einer Minderheitsbeteiligung an der

Gesellschaft JMP in Tschechien sowie von Wertpapieren und

Netzteilen in Deutschland.

Die Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement

sind im Vergleich zum Vorjahr um 53 Mio € gesunken. Die

Aufwendungen fielen hierbei wie im Vorjahr im Wesentlichen

im Rahmen der eingeleiteten internen Kostensenkungspro-

gramme an.

In den Jahren 2014 und 2013 belasteten ein insgesamt ver-

schlechtertes Marktumfeld und regulatorische Eingriffe

unsere globalen und regionalen Einheiten. Deshalb mussten

wir im ersten Quartal 2014 Wertberichtigungen in Höhe von

rund 0,2 Mrd € bei unseren Aktivitäten in den Nicht-EU-Ländern

sowie bei unseren globalen Einheiten Erzeugung und Erneuer-

bare Energien vornehmen. Im Berichtszeitraum 2013 entfielen

Wertberichtigungen von 0,4 Mrd € insbesondere auf unsere

Einheit Erneuerbare Energien, die Aktivitäten in den Nicht-

EU-Ländern und die Einheit Globaler Handel.

Wirtschaftliches Zinsergebnis

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Zinsergebnis laut Gewinn- und

Verlustrechnung -448 -469

Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (-) -2 -5

Summe -450 -474

Das EBITDA der weiteren Nicht-EU-Länder entfällt auf E.ON

International Energy einschließlich der at equity einbezogenen

Aktivitäten in Brasilien und der Türkei. Der negative Ergebnis-

beitrag der Türkei war dabei in erster Linie auf das deutlich

negative Finanzergebnis, niedrige Erzeugungsmengen aus

Wasserkraft und hohe Strombeschaffungskosten zurückzu-

führen. Das Ergebnis unserer Aktivitäten in Brasilien war

maßgeblich durch das negative Finanzergebnis und entgan-

gene Erlöse aufgrund von Nichtverfügbarkeiten beeinflusst.

Konzernüberschuss

Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON SE und

das entsprechende Ergebnis je Aktie lagen mit 0,9 Mrd €

beziehungsweise 0,40 € deutlich unter den Vorjahreswerten

von 2,2 Mrd € und 1,14 €.

Konzernüberschuss

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

EBITDA 1) 3.162 3.600

Planmäßige Abschreibung -861 -836

Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 2) -11 -5

EBIT 1) 2.290 2.759

Wirtschaftliches Zinsergebnis -450 -474

Netto-Buchgewinne/-verluste 193 1.021

Aufwendungen für Restrukturierung/

Kostenmanagement -70 -123

Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 2), 3) -228 -377

Sonstiges nicht operatives Ergebnis -177 269

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Steuern 1.558 3.075

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -653 -726

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten 905 2.349

Konzernüberschuss 905 2.349Anteil der Gesellschafter der E.ON SE 762 2.166Anteile ohne beherrschenden Einfluss 143 183

1) bereinigt um außergewöhnliche Effekte

2) Impairments weichen aufgrund von Wertminderungen auf at equity bewertete

Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen von den nach IFRS ausgewiese-

nen Beträgen ab.

3) im neutralen Ergebnis erfasst

17


Finanzlage

E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit den

Kennzahlen wirtschaftliche Netto-Verschuldung und operativer

Cashflow dar.

Finanzposition

Im Vergleich zum 31. Dezember 2013 (32,2 Mrd €) sank unsere

wirtschaftliche Netto-Verschuldung um 1,1 Mrd € auf 31,1 Mrd €.

Wesentliche Gründe für die Verbesserung waren der hohe posi-

tive operative Cashflow und die Erlöse aus Desinvestitionen,

die vollständig zur Deckung der Investitionen ausreichten.

Zum Ende des ersten Quartals 2014 haben sich die Finanz-

schulden gegenüber dem Jahresende 2013 um 2,0 Mrd € auf

20,7 Mrd € verringert. Dies ist im Wesentlichen auf planmäßige

Tilgungen von Anleihen zurückzuführen, die aufgrund der

Entwicklung der Liquiditätssituation nicht refinanziert wurden.

E.ONs Debt-Issuance-Programm, mit dem die Emission von

Schuldtiteln von öffentlichen und privaten Platzierungen an

Investoren ermöglicht wird, wurde im April 2014 planmäßig

um ein weiteres Jahr verlängert. Der nutzbare Programmrahmen

beträgt insgesamt 35 Mrd €, hiervon waren zum 31. März 2014

rund 14 Mrd € genutzt.

E.ONs Kreditwürdigkeit wird von Standard & Poor‘s („S&P“)

und von Moody’s mit einem Langfrist-Rating von A- mit stabi-

lem Ausblick beziehungsweise von A3 mit negativem Ausblick

bewertet. Das Kurzfrist-Rating ist A-2 (S&P) und P-2 (Moody’s).

Im Juni 2013 hatte Moody’s das Rating von A3 bestätigt und

gleichzeitig den Ausblick von stabil auf negativ angepasst. S&P

hat im Juli 2013 sowohl E.ONs Rating als auch den Ausblick

bestätigt.

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung

in Mio € 31. 3. 2014 31. 12. 2013

Liquide Mittel 6.812 7.814

Langfristige Wertpapiere 4.575 4.444

Finanzschulden -20.697 -22.724

Effekte aus Währungssicherung -55 -46

Netto-Finanzposition -9.365 -10.512

Pensionsrückstellungen -3.523 -3.418

Rückstellungen für Entsorgungs- und

Rückbauverpflichtungen1) -18.249 -18.288

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung -31.137 -32.218

1) reduziert um Forderungen gegenüber dem schwedischen Nuklearfonds

Im sonstigen nicht operativen Ergebnis von -177 Mio € (Vor-

jahr: 269 Mio €) wird unter anderem die stichtagsbezogene

Marktbewertung von Derivaten ausgewiesen, mit denen das

operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert

wird. Zum 31. März 2014 resultierte aus der stichtagsbezoge-

nen Marktbewertung von Derivaten ein negativer Effekt von

127 Mio € gegenüber einem positiven Effekt von 349 Mio € im

Vorjahr. 2014 und 2013 wirkten sich Wertberichtigungen auf

Finanzforderungen und 2013 darüber hinaus auf Wertpapiere

sowie auf Sachanlagen bei Einheiten in den übrigen EU-Län-

dern ergebnismindernd aus.

Der Steueraufwand betrug trotz gesunkenem Ergebnis wie

im Vorjahr 0,7 Mrd €. Die Erhöhung der Steuerquote von 24 Pro-

zent im Vorjahr auf 42 Prozent im Jahr 2014 beruht auf einem

Einmal effekt aus der Wertänderung aktiver latenter Steuern.

Nachhaltiger Konzernüberschuss

Der Konzernüberschuss wird neben der operativen Geschäfts-

entwicklung durch Sondereinflüsse wie zum Beispiel die

Marktbewertung von Derivaten geprägt. Mit dem nachhaltigen

Konzernüberschuss weisen wir eine Ergebnisgröße nach Zinsen,

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Anteilen

ohne beherrschenden Einfluss aus, die um außergewöhnliche

Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen neben den

Effekten aus der Marktbewertung von Derivaten auch Buch-

gewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungs-

aufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen

und Erträge mit einmaligem beziehungsweise seltenem Charak-

ter (nach Steuern und Anteilen ohne beherrschenden Einfluss).

Darüber hinaus werden die Ergebnisse aus nicht fortgeführten

Akti vitäten nach Steuern und Anteilen ohne beherrschenden

Einfluss sowie außergewöhn liche Steuer effekte beim nach-

haltigen Konzernüberschuss nicht berücksichtigt.

Nachhaltiger Konzernüberschuss

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Konzernüberschuss der

Gesellschafter der E.ON SE 762 2.166

Netto-Buchgewinne/-verluste -193 -1.021

Aufwendungen für Restruktu rierung/

Kostenmanagement 70 123

Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 228 377

Sonstiges nicht operatives Ergebnis 177 -269

Steuern und Anteile ohne beherrschen-

den Einfluss auf das neutrale Ergebnis 176 30

Summe 1.220 1.406



Die globale Einheit Exploration & Produktion investierte 14 Mio €

(Vorjahr: 108 Mio €) in Sachanlagen und immaterielle Ver-

mögenswerte. Der Rückgang ist insbesondere auf geringere

Investitionen in die Felder Njord, Hyme, Skarv und Babbage

zurückzuführen.

Im ersten Quartal 2014 investierte die regionale Einheit

Deutschland mit 83 Mio € deutlich weniger als im Vorjahr.

Der hohe Vorjahreswert resultiert überwiegend aus dem

Erwerb der Beteiligung von 49 Prozent an dem Joint Venture,

das 100 Prozent der Anteile an E.ON Energy from Waste

übernommen hatte. Darüber hinaus wirkten sich die bereits

genannten Unternehmensabgänge aus. Im laufenden Jahr

betrugen die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle

Vermögenswerte 82 Mio € und entfielen mit 72 Mio € auf

den Netzbereich und mit 8 Mio € auf das Wärmegeschäft.

Die Investitionen in den weiteren EU-Ländern lagen insge-

samt 20 Mio € unter dem Vorjahresniveau. Die Region Groß-

britannien investierte durch Projekte im klassischen Metering-

und Smart-Metering-Bereich mit 26 Mio € (Vorjahr: 16 Mio €)

mehr als im Vorjahr. In der Region Schweden lagen die Inves-

titionen mit 53 Mio € 14 Mio € unter dem Vorjahreswert von

67 Mio €. Die Investitionen flossen in die Instandhaltung und

den Ausbau der dezentralen Kraftwerke sowie in den Ausbau

und die Modernisierung beziehungsweise neue Anschlüsse im

Verteilnetz. In Tschechien lagen die Investitionen bei 23 Mio €

(29 Mio €) und in Ungarn bei 15 Mio € (12 Mio €), bei den ande-

ren EU-Ländern bei 16 Mio € (29 Mio €).

Bei den Nicht-EU-Ländern entfielen die Investitionen mit

68 Mio € (Vorjahr: 51 Mio €) auf Russland, insbesondere im

Rahmen des Neubauprogramms, und mit 15 Mio € auf unsere

Aktivitäten in Brasilien.

Cashflow

Der operative Cashflow lag mit 2,6 Mrd € um 1,0 Mrd € über

dem Vorjahreswert von 1,6 Mrd €. Der Ergebnisrückgang im

Vergleich zum Vorjahr wurde durch positive Working-Capital-

Effekte und geringere Steuerzahlungen kompensiert. Insbe-

sondere profitierte das deutsche Netzgeschäft von positiven

Working-Capital-Veränderungen, die sich aus vorübergehenden

Zahlungsverschiebungen im Zusammenhang mit dem Gesetz

zum Vorrang Erneuerbarer Energien ergaben.

Investitionen

Im ersten Quartal 2014 lagen die Investitionen um 222 Mio €

unter dem Vorjahresniveau. Auf Sachanlagen und immaterielle

Vermögenswerte entfielen rund 664 Mio € (Vorjahr: 703 Mio €).

Die Investitionen in Betei ligungen betrugen 29 Mio € gegen-

über 212 Mio € im Vorjahr.

Im ersten Quartal 2014 investierte die globale Einheit Erzeugung

rund 26 Mio € mehr als im Vorjahreszeitraum. Die Investitionen

in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte lagen dabei

mit 152 Mio € um rund 33 Mio € über dem Vorjahreswert von

119 Mio €. Wesentliche Projekte waren die Revisionsarbeiten

zur Verlängerung der Laufzeit am Kernkraftwerksblock Oskars-

hamn 2 in Schweden, Umweltschutzmaßnahmen beim Kraft-

werk Ratcliffe in Großbritannien sowie der Kraftwerksneubau

in Maasvlakte in den Niederlanden.

Im Segment Erneuerbare Energien investierten wir 89 Mio €

mehr als im Vorjahr. Im Bereich Wasserkraft sanken die Inves-

titionen um 17 Prozent auf 15 Mio €. Der Bereich Wind/Solar/

Sonstiges hat die Investitionen mit 183 Mio € verdoppelt

(Vorjahr: 91 Mio €). Der hohe Wert ist vor allem auf Investitio-

nen für den Bau von zwei großen Windparks in Deutschland

und Großbritannien zurückzuführen.

Die Investitionen in der Einheit Globaler Handel lagen mit

18 Mio € (Vorjahr: 47 Mio €) 29 Mio € unter dem Vorjahreswert.

Die Investitionen entfielen insbesondere auf IT-Systeme und

das Gasspeichergeschäft. Der Rückgang war im Wesentlichen

auf geringere Investitionen in das Gasspeichergeschäft zurück-

zuführen, da einige Projekte abgeschlossen sind.

Investitionen

1. Quartal

in Mio € 2014 2013 +/- %

Erzeugung 152 126 +21

Erneuerbare Energien 198 109 +82

Globaler Handel 18 47 -62

Exploration & Produktion 14 108 -87

Deutschland 83 310 -73

Weitere EU-Länder 133 153 -13

Nicht-EU-Länder 83 51 +63

Konzernleitung/Konsolidierung 12 11 +9

Summe 693 915 -24

Instandhaltungsinvestitionen 128 103 +24Wachstums- und Ersatzinvesti tionen 565 812 -30

19


Abgang der Mehrheitsbeteiligung an einer Gasgesellschaft

in Prag und des Offshore-Windparks Rødsand aus den zur

Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten aus.

Die Eigenkapitalquote liegt zum 31. März 2014 knapp unter

dem Vorjahresniveau. Die Erhöhung des Eigenkapitals aus dem

laufenden Ergebnis wird durch wechselkursbedingte Verän-

derungen auf Vermögenswerte und Schulden in Höhe von

0,5 Mrd € und durch die Neubewertung von leistungsorientier-

ten Versorgungsplänen kompensiert.

Die langfristigen Schulden nahmen gegenüber dem Vorjahr

um 2 Prozent zu, im Wesentlichen durch höhere Verbindlich-

keiten aus derivativen Finanzinstrumenten und höhere

latente Steuern.

Die kurzfristigen Schulden lagen 2 Prozent unter dem Stand

zum Ende des Vorjahres. Der Abbau von Verbindlichkeiten

resultierte im Wesentlichen aus der planmäßigen Tilgung von

Anleihen in Höhe von 2,2 Mrd € im ersten Quartal 2014. Darü-

ber hinaus verzeichneten wir geringere Verbindlichkeiten aus

Lieferungen und Leistungen, Ertragsteuern sowie Schulden

im Zusammenhang mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögens-

werten. Teilweise kompensierend wirkten sich höhere Verbind-

lichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten aus.

Die nachfolgenden Finanzkennziffern belegen, dass der

E.ON-Konzern über eine gute Vermögens- und Kapitalstruktur

verfügt:

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 38 Prozent

durch Eigenkapital gedeckt (31. Dezember 2013: 38 Prozent).

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 105 Prozent

(31. Dezember 2013: 104 Prozent) durch langfristiges

Kapital finanziert.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivi-

täten betrug im ersten Quartal 2014 rund -0,9 Mrd € (Vorjahr:

1,3 Mrd €). Die nach weitgehender Umsetzung des Desinvesti-

tionsprogramms im Vorjahr erzielten hohen Mittelzuflüsse

aus der Veräußerung von Beteiligungen (3,4 Mrd €) wurden

im Berichtszeitraum mit 0,7 Mrd € in den Segmenten Erneuer-

bare Energien und Tschechien nicht mehr erreicht. Diesem

deutlichen Rückgang der Mittelzuflüsse bei den Desinvestitio-

nen standen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 0,2 Mrd €

niedrigere Investitionen, vor allem im Beteiligungsbereich,

gegenüber. Aus der Veränderung von Wertpapieren und Fest-

geldanlagen sowie aus der Veränderung der verfügungsbe-

schränkten Zahlungsmittel ergab sich gegenüber dem ersten

Quartal 2013 mit 0,3 Mrd € ein positiver Effekt.

In den ersten drei Monaten 2014 betrug der Cashflow aus der

Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -2,5 Mrd €

(Vorjahr: -0,5 Mrd €). Die Veränderung beruht fast ausschließlich

auf der um rund 2,0 Mrd € höheren Nettorückführung von

Finanzverbindlichkeiten im Berichtszeitraum.

Vermögenslage

Die langfristigen Vermögenswerte erhöhten sich zum 31. März

2014, verglichen mit dem Stand vom 31. Dezember 2013, leicht.

Dies resultierte im Wesentlichen aus erhöhten Forderungen

aus derivativen Finanzinstrumenten. Die Investitionen in Sach-

anlagen wurden durch die Abschreibungen im ersten Quartal

kompensiert.

Auch die kurzfristigen Vermögenswerte lagen auf dem

Niveau des Vorjahres. Gründe hierfür waren im Vergleich zum

31. Dezember 2013 im Wesentlichen höhere Forderungen

aus derivativen Finanzinstrumenten. Gegenläufig wirkten sich

niedrigere Vorräte und geringere liquide Mittel sowie der

Konzernbilanzstruktur

in Mio € 31. 3. 2014 % 31. 12. 2013 %

Langfristige Vermögenswerte 95.754 72 95.580 72

Kurzfristige Vermögenswerte 36.785 28 36.750 28

Aktiva 132.539 100 132.330 100

Eigenkapital 36.343 27 36.638 28

Langfristige Schulden 64.336 49 63.179 48

Kurzfristige Schulden 31.860 24 32.513 24

Passiva 132.539 100 132.330 100



Der Belegschaftsrückgang in der regionalen Einheit Deutsch-

land ist im Wesentlichen bedingt durch Abgänge im Rahmen

von E.ON 2.0. Gegenläufig wirken sich Übernahmen von Aus-

zubildenden aus.

Der Mitarbeiterrückgang bei den weiteren EU-Ländern resul-

tierte aus Desinvestitionen in Tschechien sowie E.ON-2.0-Maß-

nahmen und natürlicher Fluktuation, insbesondere in Rumänien

und Frankreich.

Bei den Nicht-EU-Ländern wird nur die Belegschaft der regiona-

len Einheit Russland ausgewiesen. Hier ist die Mitarbeiterzahl

im Vergleich zum Ende des Vorjahres geringfügig gesunken.

Im Bereich Konzernleitung/Sonstige nahm die Mitarbeiterzahl

durch die Zentralisierung der Unterstützungsfunktionen und

die Integration der IT aus der Einheit Globaler Handel zu, obwohl

gleichzeitig der E.ON-2.0-Abbau, insbesondere im Bereich

Facility-Management, weiter voranschreitet.

Nachtragsbericht

Aufgrund der unverändert angespannten wirtschaftlichen

Lage der ENEVA in Brasilien wurde mit allen beteiligten Par-

teien ein Sanierungskonzept erarbeitet, in dessen Rahmen

wir gemeinsam mit anderen Stakeholdern in den nächsten

Monaten weitere Mittel in das Unternehmen investieren.

Mitarbeiter

Am 31. März 2014 waren im E.ON-Konzern weltweit 61.114

Mitarbeiter, 1.275 Auszubildende sowie 199 Vorstände und

Geschäftsführer beschäftigt. Die Zahl der Mitarbeiter ist

damit im Vergleich zum 31. Dezember 2013 um rund 2 Prozent

gesunken. Der Anteil der im Ausland tätigen Mitarbeiter

ist mit 62 Prozent gegenüber dem Vorjahr gleich geblieben

(37.878 Mitarbeiter).

In der globalen Einheit Erzeugung ist der Mitarbeiterrückgang

im Wesentlichen durch Abgänge im Rahmen von E.ON-2.0-Maß-

nahmen und Kraftwerksschließungen begründet. Der Rück-

gang wird teilweise kompensiert durch die Übernahme von

Auszubildenden.

In der globalen Einheit Erneuerbare Energien ist die Mit-

arbeiterzahl aufgrund von Neueinstellungen in Nordamerika

geringfügig gestiegen.

In der Einheit Globaler Handel ist der Hauptgrund für den

Mitarbeiterrückgang die Ausgliederung der IT in die Unter-

stützungsfunktionen bei Konzernleitung/Sonstige.

Bei Exploration & Produktion wurde in Norwegen und Groß-

britannien Personal geringfügig aufgebaut.

Mitarbeiter1)

31. 3. 2014 31. 12. 2013 +/- %

Erzeugung 8.487 8.757 -3

Erneuerbare Energien 1.689 1.675 +1

Globaler Handel 1.284 1.449 -11


Deutschland 12.167 12.430 -2

Weitere EU-Länder 26.766 27.312 -2

Nicht-EU-Länder 4.987 5.019 -1

Konzernleitung/Sonstige2) 5.504 5.378 +2

Summe 61.114 62.239 -2

1) ohne Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende

2) einschließlich E.ON IT Group und E.ON Business Service

21


Prognosebericht

Ergebnisentwicklung

Unsere Prognose auf das Gesamtjahr 2014 ist weiterhin

deutlich durch die angespannten energiewirtschaftlichen

Rahmenbedingungen geprägt und gegenüber der im

zusammengefassten Lagebericht 2013 veröffentlichten

Darstellung unverändert.

Wir erwarten aktuell für den Konzern ein EBITDA im Bereich von

8,0 bis 8,6 Mrd €. Die Prognose berücksichtigt den Wegfall von

Ergebnisbeiträgen aus den Verkäufen im Rahmen unseres Des-

investitionsprogramms. Negative Effekte ergeben sich aus

dem Beginn der neuen Stromregulierungsperiode in Deutsch-

land sowie einer verschlechterten Ertragslage in Russland

und in der Einheit Globaler Handel. Positiv wirkt sich die Aus-

weitung der Produktion in der Einheit Exploration & Produktion

aus. Darüber hinaus erwarten wir weitere Effekte aus den

Maßnahmen im Rahmen unseres Effizienzprogramms E.ON 2.0.

Für den nachhaltigen Konzernüberschuss erwarten wir 2014

ein Ergebnis zwischen 1,5 und 1,9 Mrd €.

Zu den Segmenten im Einzelnen:

Für die globale Einheit Erzeugung erwarten wir für das Jahr

2014 ein leicht über dem Vorjahr liegendes EBITDA. Negativ

wirkt sich weiterhin die Preisentwicklung am Großhandels-

markt aus. Positiv wirken sich die Inbetriebnahme unseres

neuen Kraftwerksblocks Maasvlakte 3 in den Niederlanden

sowie weitere Fortschritte unseres Effizienzsteigerungs- und

Kostensenkungsprogramms aus.

Bei den Erneuerbaren Energien rechnen wir 2014 mit einem

EBITDA auf Vorjahresniveau. Verkäufe im Rahmen unserer

Build-and-sell-Strategie in Europa und Nordamerika erhöhen

ergebnisseitig das EBITDA durch die avisierten Buchgewinne.

Gegenläufig wirken sich die reduzierte Kraftwerksleistung

infolge der im Jahr 2013 abgegebenen Wasserkraftkapazitäten

zum Markteintritt in der Türkei sowie weiterhin fallende Preise

für Stromlieferungen aus den Speicher- und Pumpspeicher-

kraftwerken aus.

Für die Einheit Globaler Handel erwarten wir für das Jahr 2014

ein Ergebnis deutlich unter dem Vorjahreswert aufgrund des

angespannten Marktumfelds im Strom- und Gasgeschäft im

Jahr 2014 und der Desinvestition des ungarischen Geschäfts

im Jahr 2013. Weiterhin negativ wirkt sich die gesunkene Marge

im Bereich Gasspeicherung aus.

Bei Exploration & Produktion erwarten wir 2014 ein EBITDA

deutlich über dem Vorjahreswert. Zentraler Ergebnistreiber

sind die steigenden Produktionsmengen der Nordseefelder.

Bei der regionalen Einheit Deutschland gehen wir davon aus,

dass der Ergebnisbeitrag für 2014 im Wesentlichen aufgrund

der Desinvestitionen deutlich unter dem Niveau des Vorjahres

liegen wird. Weiterhin negativ wirkt sich der Beginn der neuen

Regulierungsperiode Strom aus.

Für die weiteren EU-Länder rechnen wir im Jahr 2014 mit einem

EBITDA leicht unterhalb des Vorjahresniveaus. Der Rückgang ist

im Wesentlichen auf entfallende Kompensationszahlungen für

die Einspeisung von Erneuerbaren Energien in unserer Regio-

naleinheit Tschechien im Verteilnetzgeschäft zurückzuführen.

Im Jahr 2014 erwarten wir bei den Nicht-EU-Ländern für

Russland aufgrund regulatorischer Änderungen und einer

Abschwächung des Rubels ein EBITDA deutlich unter dem

Vorjahresniveau.

Risikobericht

Unser Risikomanagementsystem und die Maßnahmen zur

Risikobegrenzung haben wir im zusammengefassten Lage-

bericht 2013 detailliert beschrieben.

Risikolage

Im Zuge unserer geschäftlichen Aktivitäten sind wir einer

Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unserem

unternehmerischen Handeln verbunden sind. Die sich hieraus

ergebenden Marktrisiken, operativen, externen, strategischen

und technologischen Risiken sowie die Kontrahentenrisiken

haben wir im zusammengefassten Lagebericht 2013 ausführlich

erörtert. Zum Ende des ersten Quartals 2014 bleiben die dort

beschriebenen Risiken im Wesentlichen unverändert bestehen.



Steuer außergerichtlich und gerichtlich vorgeht. Diese Rechts-

auffassung ist jüngst auch durch das Finanzgericht Hamburg

bestätigt worden. Das Finanzgericht hat unserem Antrag

stattgegeben, geleistete Steuerzahlungen von circa 1,7 Mrd €

vorläufig an E.ON zu erstatten. Die Finanzverwaltung hat

zwar inzwischen gegen diese Entscheidung Beschwerde zum

Bundesfinanzhof eingelegt. Die Rückzahlungsverpflichtung

bleibt davon jedoch unberührt. Entscheidungen des Finanz-

gerichts München zur beantragten Rückzahlung von Kern-

brennstoffsteuer in Höhe von rund 180 Mio € stehen noch aus.

Die politische Krise in der Ukraine könnte Einfluss auf die Arbeit

der Gasversorgung und auf unsere Aktivitäten in Russland

haben. Derzeit laufen die Gasversorgung und unsere Aktivi-

täten in Russland jedoch planmäßig weiter.

Beurteilung der Risikosituation

Zum Ende des ersten Quartals 2014 hat sich die Risikolage des

E.ON-Konzerns im operativen Geschäft gegenüber dem Jahres-

ende 2013 nicht wesentlich verändert. In Zukunft können sich

politische und regulatorische Eingriffe, der zunehmende

Wettbewerb auf dem Gasmarkt und die damit einhergehende

Entwicklung der Mengen und Preise sowie eventuelle Ver-

zögerungen bei Neubauvorhaben im Strom- oder Gasbereich

nachteilig auf die Ertragslage auswirken. Aus heutiger Sicht

sind für die Zukunft jedoch keine Risiken erkennbar, die den

Fortbestand des Konzerns oder einzelner Segmente gefährden

könnten.

Chancenbericht

Die Erfassung der Chancen im E.ON-Konzern und die

wesentlichen Chancen für unsere Geschäfte haben wir im

zusammengefassten Lagebericht 2013 beschrieben. Zum

Ende des ersten Quartals 2014 haben sich die Chancen nicht

wesentlich verändert.

Bei den folgenden externen Risiken hat sich der Sachstand

verändert:

E.ON errichtet derzeit in Datteln ein Steinkohlekraftwerk mit

einer elektrischen Nettoleistung von circa 1.055 MW und hat in

diesem Zusammenhang bereits über 1 Mrd € investiert. Mit

einem vom Bundesverwaltungsgericht Leipzig (BVerwG) bestä-

tigten Urteil hat das Oberverwaltungsgericht Münster (OVG)

den Bebauungsplan der Stadt Datteln für unwirksam erklärt.

Daher wird derzeit ein neues Planverfahren durchgeführt,

um die planerischen Grundlagen für das Kraftwerk Datteln 4

wiederherzustellen. Die entsprechende Änderung des Regio-

nalplans wurde am 4. April 2014 im Gesetz- und Verordnungs-

blatt NRW bekannt gemacht. Der Satzungsbeschluss der Stadt

Datteln ist für den 14. Mai 2014 geplant. Vor dem Hintergrund

der laufenden Planungsprozesse, des durchzuführenden

Zulassungsverfahrens und des aktuellen politischen Umfelds ist

derzeit mit weiteren Verzögerungen gegenüber dem ursprüng-

lich vorgesehenen Inbetriebnahmezeitpunkt zu rechnen. Die

provisorischen Maßnahmen zur Sicherung der Fernwärme-

und Bahnstromversorgung bis zur Inbetriebnahme des Kraft-

werks Datteln 4 wurden umgesetzt. Wir gehen weiterhin von

einer Inbetriebnahme des Kraftwerks aus. Derartige Risiken

können sich im Grundsatz auch bei anderen Neubauvorhaben

im Strom- und Gasbereich ergeben.

Der Reaktorunfall in Fukushima hat bei den deutschen Regie-

rungsparteien zu einer Kehrtwende in der Bewertung der

Kernenergie geführt. Nachdem im Herbst 2010 die im damali-

gen Koalitionsvertrag festgeschriebene Laufzeitverlängerung

umgesetzt wurde, hat die Bundesregierung mit der 13. Novelle

des Atomgesetzes (AtG) die Laufzeitverlängerung wieder zurück-

genommen und weitere verschärfte Regelungen getroffen.

E.ON hält den Atomausstieg in der nun gesetzlich geregelten

Form für unvereinbar mit unserem grundrechtlich geschütz-

ten Eigentumsrecht und dem Recht auf Berufs- und Gewerbe-

freiheit. Ein solcher Eingriff ist ohne Gewährung einer Ent-

schädigung für die entzogenen Rechte und entsprechender

Vermögenswerte nach unserer Auffassung verfassungswidrig.

E.ON hat entsprechend Mitte November 2011 eine Verfassungs-

beschwerde bei dem zuständigen Bundesverfassungsgericht

in Karlsruhe gegen die 13. AtG-Novelle eingereicht. Die Kern-

brennstoffsteuer bleibt nach der Rücknahme der Laufzeit-

verlängerung in ihrer spezifischen Höhe erhalten – diese ist

nach unserer Auffassung aus verfassungs- und europarecht-

lichen Gründen rechtswidrig, sodass E.ON auch gegen die

23


Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht

An die E.ON SE, Düsseldorf

Wir haben den verkürzten Konzernzwischenabschluss – beste-

hend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung, Aufstellung der

im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen,

verkürzten Kapitalflussrechnung, Entwicklung des Konzerneigen-

kapitals sowie ausgewählten erläuternden Anhangangaben –

und den Konzernzwischenlagebericht der E.ON SE, Düsseldorf,

für den Zeitraum vom 1. Januar bis 31. März 2014, die Bestand-

teile des Quartalsfinanzberichts nach § 37x Abs. 3 WpHG sind,

einer prüferischen Durchsicht unterzogen. Die Aufstellung des

verkürzten Konzernzwischenabschlusses nach den IFRS für

Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzuwenden sind,

und des Konzernzwischenlageberichts nach den für Konzern-

zwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des WpHG liegt

in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere

Aufgabe ist es, eine Bescheinigung zu dem verkürzten Konzern-

zwischenabschluss und dem Konzernzwischenlagebericht

auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht abzugeben.

Wir haben die prüferische Durchsicht des verkürzten Konzern-

zwischenabschlusses und des Konzernzwischenlageberichts

unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW)

festgestellten deutschen Grundsätze für die prüferische

Durchsicht von Abschlüssen unter ergänzender Beachtung des

International Standard on Review Engagements „Review of

Interim Financial Information Performed by the Independent

Auditor of the Entity“ (ISRE 2410) vorgenommen. Danach ist

die prüferische Durchsicht so zu planen und durchzuführen,

dass wir bei kritischer Würdigung mit einer gewissen Sicher-

heit ausschließen können, dass der verkürzte Konzernzwischen-

abschluss in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung

mit den IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der

EU anzuwenden sind, und der Konzernzwischenlagebericht in

wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den für

Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften des

WpHG aufgestellt worden sind. Eine prüferische Durchsicht

beschränkt sich in erster Linie auf Befragungen von Mitarbei-

tern der Gesellschaft und auf analytische Beurteilungen und

bietet deshalb nicht die durch eine Abschlussprüfung erreich-

bare Sicherheit. Da wir auftragsgemäß keine Abschlussprüfung

vorgenommen haben, können wir einen Bestätigungsvermerk

nicht erteilen.

Auf der Grundlage unserer prüferischen Durchsicht sind uns

keine Sachverhalte bekannt geworden, die uns zu der Annahme

veranlassen, dass der verkürzte Konzernzwischenabschluss

in wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den

IFRS für Zwischenberichterstattung, wie sie in der EU anzu-

wenden sind, oder dass der Konzernzwischenlagebericht in

wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den

für Konzernzwischenlageberichte anwendbaren Vorschriften

des WpHG aufgestellt worden sind.

Düsseldorf, den 12. Mai 2014

PricewaterhouseCoopers

Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Markus Dittmann Michael Preiß

Wirtschaftsprüfer Wirtschaftsprüfer

24


Verkürzter Zwischenabschluss

1. Quartal

in Mio € Anhang 2014 2013 1)

Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern 32.276 36.437

Strom- und Energiesteuern -456 -559

Umsatzerlöse (13) 31.820 35.878

Bestandsveränderungen 9 -18

Andere aktivierte Eigenleistungen 59 79

Sonstige betriebliche Erträge 3.965 4.770

Materialaufwand -27.301 -30.783

Personalaufwand -1.016 -1.227

Abschreibungen -970 -1.088

Sonstige betriebliche Aufwendungen -4.474 -3.986

Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen -73 -55

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern 2.019 3.570

Finanzergebnis (6) -461 -495

Beteiligungsergebnis -13 -26Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge 135 142Zinsen und ähnliche Aufwendungen -583 -611




in €

Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) – unverwässert und verwässert (7)

aus fortgeführten Aktivitäten 0,40 1,14

aus Konzernüberschuss

0,40 1,14

Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns

1) Aufgrund der Erstanwendung von IFRS 10 und IFRS 11 sind die Vorjahresvergleichswerte angepasst (vergleiche hierzu auch Textziffer 2).

25


1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Konzernüberschuss 905 2.349

Neubewertung von leistungsorientierten Versorgungsplänen -700 20

Neubewertung von leistungsorientierten Versorgungsplänen at equity bewerteter Unternehmen -1 -6

Ertragsteuern 198 -20

Posten, die nicht in den Gewinn und Verlust umgegliedert werden -503 -6

Cashflow Hedges -101 37

Unrealisierte Veränderung -131 -29Ergebniswirksame Reklassifizierung 30 66

Weiterveräußerbare Wertpapiere 9 1

Unrealisierte Veränderung 109 59Ergebniswirksame Reklassifizierung -100 -58

Währungsumrechnungsdifferenz -541 10

Unrealisierte Veränderung -528 30Ergebniswirksame Reklassifizierung -13 -20

At equity bewertete Unternehmen 20 -372

Unrealisierte Veränderung 20 -28Ergebniswirksame Reklassifizierung – -344

Ertragsteuern 18 -12

Posten, die anschließend möglicherweise in den Gewinn oder Verlust umgegliedert werden -595 -336

Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen -1.098 -342

Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Summe Comprehensive Income) -193 2.007Anteil der Gesellschafter der E.ON SE -251 1.802Anteile ohne beherrschenden Einfluss 58 205

Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen des E.ON-Konzerns

26



Goodwill 12.578 12.666

Immaterielle Vermögenswerte 6.464 6.648

Sachanlagen 49.448 50.083

At equity bewertete Unternehmen (8) 5.621 5.652

Sonstige Finanzanlagen (8) 6.555 6.410

Beteiligungen 1.980 1.966Langfristige Wertpapiere 4.575 4.444

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 3.723 3.550

Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte 3.638 3.074

Ertragsteueransprüche 184 172

Aktive latente Steuern 7.543 7.325

Langfristige Vermögenswerte 95.754 95.580

Vorräte 3.666 4.147

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 1.861 1.654

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte 23.251 21.074

Ertragsteueransprüche 1.009 1.030

Liquide Mittel 6.812 7.814

Wertpapiere und Festgeldanlagen 2.309 2.648Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 740 639Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 3.763 4.527

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte (4) 186 1.031

Kurzfristige Vermögenswerte 36.785 36.750

Summe Aktiva 132.539 132.330

Bilanz des E.ON-Konzerns

in Mio € Anhang 31. 3. 2014 31. 12. 20131)

Aktiva

Passiva

1) Aufgrund der Erstanwendung von IFRS 10, IFRS 11 und IAS 32 sind die Vorjahresvergleichswerte angepasst (vergleiche hierzu auch Textziffer 2).

Gezeichnetes Kapital 2.001 2.001

Kapitalrücklage 13.733 13.733

Gewinnrücklagen 23.639 23.306

Kumuliertes Other Comprehensive Income -2.373 -1.833

Eigene Anteile (9) -3.484 -3.484

Anteil der Gesellschafter der E.ON SE 33.516 33.723

Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor Umgliederung) 3.428 3.574

Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen -601 -659

Anteile ohne beherrschenden Einfluss 2.827 2.915

Eigenkapital 36.343 36.638

Finanzverbindlichkeiten 17.998 18.051

Betriebliche Verbindlichkeiten 7.394 6.754

Ertragsteuern 2.316 2.317

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (11) 3.523 3.418

Übrige Rückstellungen 24.757 24.735

Passive latente Steuern 8.348 7.904

Langfristige Schulden 64.336 63.179

Finanzverbindlichkeiten 2.699 4.673

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 23.098 21.457

Ertragsteuern 1.642 1.723

Übrige Rückstellungen 4.403 4.353

Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden (4) 18 307

Kurzfristige Schulden 31.860 32.513

Summe Passiva 132.539 132.330

27


Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Konzernüberschuss 905 2.349

Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 970 1.088

Veränderung der Rückstellungen 164 492

Veränderung der latenten Steuern 538 475

Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge 75 -163

Ergebnis aus dem Abgang von immateriellen Vermögenswerten, Sachanlagen, Beteiligungen

und Wertpapieren (>3 Monate) -357 -1.098

Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Ertragsteuern 348 -1.523

Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow) 1) 2.643 1.620

Einzahlungen aus dem Abgang von Vermögenswerten 722 3.496

Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 49 90Beteiligungen 673 3.406

Auszahlungen für Investitionen -693 -915

Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen -664 -703Beteiligungen -29 -212

Veränderungen der Wertpapiere und Festgeldanlagen -808 -938

Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen -102 -291

Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -881 1.352

Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen 2) -35 -3

Gezahlte Dividenden an Anteile ohne beherrschenden Einfluss – -19

Veränderung der Finanzverbindlichkeiten -2.483 -435

Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -2.518 -457

Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente -756 2.515

Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente -20 –

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang 3) 4.539 2.823

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Quartalsende 4) 3.763 5.338

1) Weitere Erläuterungen zum operativen Cashflow enthält Textziffer 13.

2) In den jeweiligen Jahren sind keine wesentlichen Saldierungen enthalten.

3) Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Jahresanfang umfassen auch die Bestände der im ersten Quartal 2014 abgegangenen

Pražská plynárenská Gruppe von 12 Mio €. Im Vorjahr sind die Bestände der als Abgangsgruppen ausgewiesenen E.ON Thüringer Energie sowie E.ON Energy from Waste

von zusammen 7 Mio € enthalten.

4) Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Quartalsende 2013 umfassen auch die Bestände der als Abgangsgruppe ausgewiesenen

E.ON Földgáz Trade von 4 Mio €.

28



Entwicklung des Konzerneigenkapitals

in Mio €

Gezeichnetes

Kapital Kapitalrücklage

Gewinn-

rücklagen

Veränderung kumuliertes

Other Comprehensive Income

Differenz aus

der Währungs-

umrechnung

Weiter-

veräußerbare

Wertpapiere

Cashflow

Hedges

Stand zum 1. Januar 2013 2.001 13.740 22.869 -614 810 -343

Anpassung IFRS 10, IFRS 11 304

Stand zum 1. Januar 2013 2.001 13.740 23.173 -614 810 -343

Veränderung Konsolidierungskreis

Kapitalerhöhung

Kapitalherabsetzung

Gezahlte Dividenden

Anteilserhöhung -1

Saldo Zu-/Abgänge aus der

Umgliederung im Zusammenhang

mit Put-Optionen

Comprehensive Income 2.149 -335 1 -13

Konzernüberschuss 2.166 Other Comprehensive Income -17 -335 1 -13

Neubewertung von leistungsorientierten Versorgungsplänen -17 Veränderung kumuliertes Other Comprehensive Income -335 1 -13

Stand zum 31. März 2013 1) 2.001 13.740 25.321 -949 811 -356

Stand zum 1. Januar 2014 1) 2.001 13.733 23.306 -2.742 1.201 -292

Veränderung Konsolidierungskreis

Kapitalerhöhung

Kapitalherabsetzung

Gezahlte Dividenden

Anteilserhöhung 44

Saldo Zu-/Abgänge aus der

Umgliederung im Zusammenhang

mit Put-Optionen

Comprehensive Income 289 -491 -7 -42

Konzernüberschuss 762 Other Comprehensive Income -473 -491 -7 -42

Neubewertung von leistungsorientierten Versorgungsplänen -473 Veränderung kumuliertes Other Comprehensive Income -491 -7 -42

Stand zum 31. März 2014 2.001 13.733 23.639 -3.233 1.194 -334

1) Aufgrund der Erstanwendung von IFRS 10 und IFRS 11 sind die Vorjahresvergleichswerte angepasst (vergleiche hierzu auch Textziffer 2).

29


Eigene

Anteile

Anteil der

Gesellschafter

der E.ON SE

Anteile ohne

beherrschenden

Einfluss (vor der

Umgliederung)

Umgliederung im

Zusammenhang

mit Put-Optionen

Anteile ohne beherr-

schenden Einfluss Summe

-3.505 34.958 4.410 -548 3.862 38.820

304 35 -35 0 304

-3.505 35.262 4.445 -583 3.862 39.124

-619 -619 -619

5 5 5

-7 -7 -7

-33 -33 -33

-1 -3 -3 -4

13 13 13

1.802 205 205 2.007

2.166 183 183 2.349 -364 22 22 -342

-17 11 11 -6

-347 11 11 -336

-3.505 37.063 3.993 -570 3.423 40.486

-3.484 33.723 3.574 -659 2.915 36.638

-123 -123 -123

22 22 22

-3 -3 -3

-3 -3 -3

44 -97 -97 -53

58 58 58

-251 58 58 -193

762 143 143 905 -1.013 -85 -85 -1.098

-473 -30 -30 -503

-540 -55 -55 -595

-3.484 33.516 3.428 -601 2.827 36.343

30


Anhang

(1) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze der Rechnungslegung

Der Zwischenbericht zum 31. März 2014 wird nach den Inter-

national Financial Reporting Standards (IFRS) und den

diesbezüglichen Interpretationen des IFRS Interpretations

Committee (IFRIC) aufgestellt, wie sie in der Europäischen

Union (EU) anzuwenden sind.

Im vorliegenden Zwischenbericht werden – mit Ausnahme der

in Textziffer 2 erläuterten Neuregelungen – dieselben Bilan-

zierungs- und Bewertungsmethoden sowie Konsolidierungs-

grundsätze wie bei der Erstellung des Konzernabschlusses

für das Geschäftsjahr 2013 angewendet.

Dieser Zwischenbericht ist in Übereinstimmung mit IAS 34

erstellt worden und enthält einen gegenüber dem Konzern-

abschluss verkürzten Berichtsumfang. Für weitere Informa-

tionen – auch zum Risikomanagementsystem – verweisen wir

auf den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2013, der die

Grundlage für den vorliegenden Zwischenabschluss darstellt.

(2) Neu angewendete Standards und Interpretationen

IFRS 10 „Konzernabschlüsse“

Im Mai 2011 veröffentlichte das IASB den neuen Standard

IFRS 10 „Konzernabschlüsse“ (IFRS 10). Er ersetzt die bisher in

IAS 27 „Konzern- und Einzelabschlüsse“ sowie SIC-12 „Konso-

lidierung Zweckgesellschaften“ (SIC-12) enthaltenen Leitlinien

über Beherrschung und Konsolidierung. IFRS 10 schafft eine

einheitliche Definition des Beherrschungsbegriffs, der sich

stärker als zuvor an der wirtschaftlichen Betrachtungsweise

ori entiert. Der neue Standard kann damit zu einer veränder-

ten Abgrenzung des Konsolidierungskreises führen. Die Über-

nahme durch die EU in europäisches Recht ist erfolgt. IFRS 10

ist demnach grundsätzlich retrospektiv für Geschäftsjahre

anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2014 beginnen.

IFRS 11 „Gemeinsame Vereinbarungen“

Im Mai 2011 veröffentlichte das IASB den neuen Standard

IFRS 11 „Gemeinsame Vereinbarungen“ (IFRS 11). Er ersetzt

IAS 31 „Anteile an Gemeinschaftsunternehmen“ (IAS 31) und

SIC-13 „Gemeinschaftlich geführte Unternehmen – Nichtmone-

täre Einlagen durch Partnerunternehmen“ (SIC-13). Der Stan-

dard unterscheidet künftig zwei Arten von gemeinschaftlichen

Vereinbarungen (Joint Arrangements): Gemeinschaftsunter-

nehmen (Joint Ventures) und gemeinschaftliche Tätigkeiten

(Joint Operations). Ausgangspunkt für die Bestimmung der

gemeinsamen Kontrolle (Joint Control) sind die Vorgaben des

IFRS 10. Sofern nach der Beurteilung des einzelnen Sachver-

halts ein Joint Venture vorliegt, ist dieses nach der Equity-

Methode zu bilanzieren. Dagegen sind bei einer Joint Operation

die anteiligen Vermögenswerte und Schulden sowie Auf-

wendungen und Erträge dem beteiligten Unternehmen direkt

zuzurechnen. Die Übernahme durch die EU in europäisches

Recht ist erfolgt. Danach ist der neue Standard verpflichtend

für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem

1. Januar 2014 beginnen.

Aufgrund der Erstanwendung des IFRS 10 wird eine Gesellschaft

nicht mehr vollkonsolidiert. Die Erstanwendung von IFRS 11

führt dazu, dass zwei Gesellschaften als gemeinschaftliche

Tätigkeiten zu erfassen sind.

Würden IFRS 10 und IFRS 11 nicht angewandt und IAS 27 sowie

IAS 28 weiterhin in der bis zum 31. Dezember 2013 geltenden

Fassung angewandt, so würden sich zum 31. März 2014 die

Aktiva und Passiva um 155 Mio € erhöhen und der Konzern-

überschuss um 2 Mio € verringern.

IFRS 12 „Angaben zu Anteilen an anderen

Unternehmen“

IFRS 12 regelt die Anhangangaben sowohl für IFRS 10 als auch

für IFRS 11 und wurde zusammen mit diesen Standards am

12. Mai 2011 vom IASB veröffentlicht. Der Standard verpflichtet

Unternehmen, Angaben zum Wesen von Beteiligungen, den

damit verbundenen Risiken und den Auswirkungen auf ihre

Vermögens-, Finanz- und Ertragslage zu veröffentlichen. Diese

Angaben sind für Tochterunternehmen, Joint Arrangements,

assoziierte Unternehmen und nicht konsolidierte strukturierte

Einheiten (Zweckgesellschaften) erforderlich. Anzugeben sind

auch bedeutende Ermessensentscheidungen und Annahmen,

einschließlich ihrer Änderungen, die bei der Beurteilung der

Beherrschung nach IFRS 10 und bei Joint Arrangements

getroffen wurden. Der neue Standard wurde durch die EU in

europäisches Recht übernommen und ist verpflichtend für

Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar

2014 beginnen.

IAS 27 „Einzelabschlüsse“

Im Mai 2011 veröffentlichte das IASB eine neue Fassung des

IAS 27. Die Neufassung enthält nunmehr ausschließlich Vor-

schriften zu IFRS-Einzelabschlüssen (vorher Konzern- und Einzel-

abschlüsse). Die Übernahme durch die EU in europäisches

31


Recht ist erfolgt. Danach ist der neue Standard verpflichtend

für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem

1. Januar 2014 beginnen. Für E.ON ergeben sich aus dem neuen

Standard keine Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

IAS 28 „Anteile an assoziierten Unternehmen und

Gemeinschaftsunternehmen“

Im Mai 2011 veröffentlichte das IASB eine neue Fassung des

IAS 28. Die Neufassung regelt nunmehr, dass bei geplanten

Teilveräußerungen von Anteilen an assoziierten Unternehmen

und Gemeinschaftsunternehmen der zu veräußernde Anteil

bei Vorliegen der Voraussetzungen des IFRS 5 „Zur Veräußerung

gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene

Geschäftsbereiche“ (IFRS 5) als zur Veräußerung gehaltener

langfristiger Vermögenswert auszuweisen ist. Der verblei-

bende Anteil ist weiterhin nach der Equity-Methode zu bilan-

zieren. Falls nach der Veräußerung ein assoziiertes Unterneh-

men besteht, wird dieses nach der Equity-Methode bilanziert.

Andernfalls ist gemäß IFRS 9 zu verfahren. Der neue Standard

integriert die Regelungen des SIC-13 und hebt bisherige Aus-

nahmen vom Anwendungsbereich des IAS 28 auf. Der Standard

wurde durch die EU in europäisches Recht übernommen. Die

Änderung ist verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die

am oder nach dem 1. Januar 2014 beginnen. Für E.ON ergeben

sich keine wesentlichen Änderungen für den Konzernabschluss.

Änderungen an IFRS 10, IFRS 11 und IFRS 12: „Konzern-

abschlüsse, Gemeinsame Vereinbarungen

und Angaben zu Anteilen an anderen Unternehmen:

Übergangsvorschriften“

Das IASB hat im Juni 2012 Änderungen an IFRS 10, IFRS 11 und

IFRS 12 „Konzernabschlüsse, Gemeinsame Vereinbarungen und

Angaben zu Anteilen an anderen Unternehmen: Übergangs-

vorschriften“ (Änderungen an IFRS 10, IFRS 11 und IFRS 12)

veröffentlicht. Darin werden Übergangsregelungen in IFRS 10

konkretisiert und zusätzlich Erleichterungen für die erstmalige

Anwendung aller drei Standards gewährt. So sind angepasste

Vergleichsangaben fortan lediglich für die unmittelbar voran-

gegangene Periode anzugeben. Für unkonsolidierte strukturierte

Unternehmen entfällt die Angabepflicht von Vergleichsinfor-

mationen für Perioden vor der erstmaligen Anwendung von

IFRS 12. Die Änderungen sind analog zum erstmaligen Inkraft-

treten der Standards IFRS 10, IFRS 11 und IFRS 12 für Geschäfts-

jahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2014

beginnen. Die Übernahme in europäisches Recht durch die EU

ist erfolgt. Für E.ON ergeben sich keine wesentlichen Auswir-

kungen auf den Konzernabschluss.

Änderungen zu IFRS 10, IFRS 12 und IAS 27

„Investmentgesellschaften“

Im Oktober 2012 veröffentlichte das IASB Änderungen zu IFRS 10,

IFRS 12 und IAS 27 „Investmentgesellschaften“ (Änderungen

zu IFRS 10, IFRS 12 und IAS 27). Die Änderungen beinhalten eine

Definition von Investmentgesellschaften und befreien diese

vom Anwendungsbereich des IFRS 10. Demnach sollen Invest-

mentgesellschaften als Mutterunternehmen künftig ihre

Beteiligungen nicht konsolidieren, sondern diese erfolgswirk-

sam zum beizulegenden Zeitwert nach IFRS 9 oder IAS 39

erfassen. In diesem Zusammenhang ergeben sich auch neue

Angabevorschriften bei IFRS 12 „Angaben zu Anteilen an ande-

ren Unternehmen“ und IAS 27 „Einzelabschlüsse“. Im November

2013 hat die EU diese Änderungen in europäisches Recht

übernommen. Die Änderungen sind für Geschäftsjahre anzu-

wenden, die am oder nach dem 1. Januar 2014 beginnen. Für

E.ON ergeben sich keine wesentlichen Auswirkungen auf

den Konzernabschluss.

Änderungen zu IAS 32 „Finanzinstrumente: Darstel-

lung“ und zu IFRS 7 „Finanzinstrumente: Angaben“

Im Dezember 2011 veröffentlichte das IASB Änderungen zu

IAS 32 und zu IFRS 7. Künftig sollen Unternehmen Brutto- und

Nettobeträge aus der Saldierung sowie Beträge für bestehende

Saldierungsrechte, die nicht den bilanziellen Saldierungskrite-

rien genügen, angeben. Zusätzlich dazu werden Inkonsistenzen

in der Auslegung der bestehenden Vorschriften zur Saldierung

von finanziellen Vermögenswerten und Verbindlichkeiten

beseitigt. Die genannten Änderungen haben abweichende Erst-

anwendungszeitpunkte. Die Änderungen des IAS 32 sind für

Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2014 beginnen,

anzuwenden. Die Übernahme in europäisches Recht durch

die EU ist erfolgt. Die Änderungen des IFRS 7 sind bereits für

Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2013 beginnen,

anzuwenden. Würden die Änderungen des IAS 32 nicht ange-

wandt werden, so würde sich eine Bilanzverkürzung in Höhe

von rund 1,3 Mrd € ergeben.

32 Anhang


Die Auswirkungen der Erstanwendung von IFRS 10, IFRS 11

und IAS 32 auf die Konzernbilanz beziehungsweise die Kon-

zern-Gewinn- und Verlustrechnung sind in den folgenden

Tabellen dargestellt:

Neu angewendete Standards – Konzernbilanz 31. Dezember 2013

in Mio €

vor

Erstanwen-

dung

neuer

Standards

Anpassung

IFRS 10

Anpassung

IFRS 11

nach

Erstanwen-

dung

IFRS 10,

IFRS 11

Anpassung

IAS 32

nach

Erstanwen-

dung

neuer

Standards

Summe Aktiva 130.725 -323 710 131.112 1.218 132.330davon at equity bewertete Unternehmen 5.624 114 -86 5.652 – 5.652

Langfristige Schulden 61.054 -321 1.397 62.130 1.049 63.179davon Finanzverbindlichkeiten 18.237 -318 132 18.051 – 18.051davon Übrige Rückstellungen 23.470 – 1.265 24.735 – 24.735

Kurzfristige Schulden 33.286 -110 -832 32.344 169 32.513davon Finanzverbindlichkeiten 5.023 – -350 4.673 – 4.673davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungenund sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 21.866 -103 -475 21.288 169 21.457

Eigenkapital 36.385 108 145 36.638 – 36.638

Neu angewendete Standards – Konzernbilanz 1. Januar 2013

in Mio €

vor

Erstanwen-

dung

neuer

Standards

Anpassung

IFRS 10

Anpassung

IFRS 11

nach

Erstanwen-

dung

IFRS 10,

IFRS 11

Anpassung

IAS 32

nach

Erstanwen-

dung

neuer

Standards

Summe Aktiva 140.426 -344 746 140.828 1.457 142.285davon at equity bewertete Unternehmen 4.067 155 -83 4.139 – 4.139

Langfristige Schulden 65.027 -332 1.426 66.121 975 67.096davon Finanzverbindlichkeiten 21.937 -318 147 21.766 – 21.766davon Übrige Rückstellungen 23.656 – 1.279 24.935 – 24.935

Kurzfristige Schulden 36.579 -174 -822 35.583 482 36.065davon Finanzverbindlichkeiten 4.007 -6 -381 3.620 – 3.620davon Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungenund sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 25.935 -164 -418 25.353 482 25.835

Eigenkapital 38.820 162 142 39.124 – 39.124

Neu angewendete Standards – Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung

in Mio €

1. Quartal 2013

vor Anpassung

IFRS 10, IFRS 11

Anpassung

IFRS 10

Anpassung

IFRS 11

nach Anpassung

IFRS 10, IFRS 11

Umsatzerlöse 35.881 -4 1 35.878

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten 2.333 3 13 2.349

Konzernüberschuss 2.333 3 13 2.349

33


(4) Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten

Abgangsgruppen und zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte im Jahr 2014

Im Zuge der Umsetzung der Desinvestitionsstrategie wurden

im Jahr 2014 folgende Aktivitäten als Abgangsgruppen bezie-

hungsweise als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte

geführt:

Schwedische Wärmekraftanlagen

E.ON hat im Januar 2014 Verträge zum Verkauf diverser Kleinst-

wärmekraftwerke mit der norwegischen Solør Bioenergi zu

einem Kaufpreis von 0,1 Mrd € geschlossen. Die Transaktion

wird im Laufe des zweiten Quartals 2014 vollzogen werden. Die

in der regionalen Einheit Schweden geführten Anlagen weisen

zum 31. März 2014 einen Buchwert von rund 0,1 Mrd € auf.

Stadtwerke Prag

E.ON hat im Dezember 2013 Verträge zur Abgabe einer Mehr-

heitsbeteiligung an der Pražská plynárenská mit der Stadt

Prag unterzeichnet. Der Kaufpreis beläuft sich auf 0,2 Mrd €.

Die wesentlichen Vermögenswerte und Schulden der in der

regionalen Einheit Tschechien geführten Einheit beziehen sich

zum 31. Dezember 2013 auf Sachanlagevermögen (0,2 Mrd €),

Vorräte beziehungsweise sonstige Vermögenswerte (0,2 Mrd €)

sowie Schulden (0,2 Mrd €). Der Vollzug der Transaktion

erfolgte im März 2014 mit einem Veräußerungsgewinn von

rund 0,1 Mrd €.

Offshore-Windpark Rødsand

E.ON hat sich im November 2013 auf den Verkauf von 80 Pro-

zent am 207-Megawatt-Offshore-Windpark Rødsand 2 an

den dänischen Energieversorger SEAS-NVE verständigt. Im

Rahmen der Transaktion wird der Wert für 100 Prozent der

Anlage auf 3,5 Mrd dänische Kronen (0,5 Mrd €) veranschlagt.

Zum Abschluss der Transaktion hat das Unternehmen ein

Darlehen von 2,1 Mrd dänischen Kronen (0,3 Mrd €) abgelöst.

SEAS-NVE übernimmt dann 80 Prozent der Anteile für 1,1 Mrd

dänische Kronen (0,2 Mrd €). Insgesamt erhält E.ON aus

dieser Transaktion 3,2 Mrd dänische Kronen (0,4 Mrd €). Die

Einheit wurde zum 31. Dezember 2013 in der globalen Einheit

Erneuerbare Energien im Wesentlichen mit Sachanlagever-

mögen (0,4 Mrd €), sonstigen Vermögenswerten (0,3 Mrd €)

und Verbindlichkeiten (0,4 Mrd €) ausgewiesen. Der Vollzug

erfolgte am 10. Januar 2014 mit einem Veräußerungsgewinn

von 0,1 Mrd €.

(3) Konsolidierungskreis

Der Konsolidierungskreis stellt sich wie folgt dar:

Zum 31. März 2014 wurden 59 Unternehmen nach der Equity-

Methode (31. Dezember 2013: 61) und 2 Unternehmen als

gemeinschaftliche Tätigkeit anteilig dargestellt. Die hier dar-

gestellten Zahlen berücksichtigen die retrospektive Änderung

des Konsolidierungskreises beziehungsweise die retrospektive

Bilanzierung von gemeinschaftlichen Tätigkeiten aufgrund

der Erstanwendung von IFRS 10 und IFRS 11.

Konsolidierungskreis

Inland Ausland Summe

Konsolidierte Unternehmen

zum 31. Dezember 2013 114 228 342

Zugänge – 1 1

Abgänge/Verschmelzungen 1 9 10

Konsolidierte Unternehmen zum 31. März 2014 113 220 333

34 Anhang


Abgangsgruppen und zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte im Jahr 2013

Beteiligung an NAFTA

E.ON hat einen Vertrag über die Veräußerung der Minderheits-

beteiligung NAFTA a.s., Bratislava, Slowakei, im Dezember 2013

unterzeichnet. Die Beteiligung wurde in der globalen Einheit

Globaler Handel mit einem Buchwert von rund 0,1 Mrd € aus-

gewiesen. Der Vollzug der Transaktion erfolgte im vierten

Quartal 2013 mit einem geringfügigen Veräußerungsgewinn.

Ferngas Nordbayern

E.ON hat im Dezember 2013 mit der Investmentgesellschaft

First State, Luxemburg, einen Vertrag zur Veräußerung ihres

100-prozentigen Anteils an der Ferngas Nordbayern unterzeich-

net und vollzogen. Im Zuge dessen hat E.ON zum Teil durch

die Ferngas Nordbayern GmbH gehaltene Beteiligungen

zurückgekauft. Wesentliche Buchwerte der von der regionalen

Einheit Deutschland geführten Einheit betrafen das Sach-

anlagevermögen (0,1 Mrd €), Forderungen (0,1 Mrd €) sowie

Rückstellungen und Verbindlich keiten mit jeweils 0,1 Mrd €.

Es entstand ein geringfügiger Abgangsgewinn.

E.ON Mitte

E.ON hat im Dezember 2013 mit einem Konsortium aus kom-

munalen Anteilseignern einen Vertrag zur Veräußerung ihres

73,3-prozentigen Anteils an der E.ON Mitte AG unterzeichnet

und vollzogen. Im Zuge dessen hat E.ON die E.ON Mitte Vertrieb

GmbH sowie weitere durch E.ON Mitte AG gehaltene Beteili-

gungen zurückgekauft. Wesentliche Buchwerte der von der

regionalen Einheit Deutschland geführten Einheit betrafen

das Sachanlagevermögen (0,6 Mrd €), Forderungen (0,1 Mrd €)

sowie Rückstellungen und Verbindlich keiten mit jeweils

0,3 Mrd €. Es entstand ein geringfügiger Abgangsgewinn.

E.ON in Finnland

E.ON hat im Juni 2013 einen Vertrag zur Veräußerung ihrer

finnischen Stromaktivitäten unterzeichnet. Der Kaufpreis

beläuft sich auf 0,1 Mrd €. Die Transaktion wurde im dritten Quar-

tal 2013 vollzogen. Die Aktivitäten wurden seit dem zweiten

Quartal 2013 als Abgangsgruppe ausgewiesen. Die wesentlichen

Vermögenswerte dieser in der regionalen Einheit Schweden

geführten Abgangsgruppe waren das Sachanlagevermögen

(0,1 Mrd €) und die Finanzanlagen (0,1 Mrd €). Die Passiva

beinhalteten im Wesentlichen Verbindlichkeiten (0,1 Mrd €).

E.ON Westfalen Weser

E.ON hat Ende Juni 2013 mit einem Konsortium aus kommu-

nalen Anteilseignern einen Vertrag zur Veräußerung ihres

62,8-prozentigen Anteils an der E.ON Westfalen Weser AG bei

einem Mittelzufluss von rund 0,2 Mrd € unterzeichnet und voll-

zogen. Im Zuge der Transaktion kaufte E.ON die E.ON Westfalen

Weser Vertrieb GmbH sowie weitere durch E.ON Westfalen

Weser AG gehaltene Beteiligungen zurück. Wesentliche Buch-

werte der von der regionalen Einheit Deutschland geführten

Einheit betrafen das Sachanlagevermögen (0,8 Mrd €), Forde-

rungen (0,3 Mrd €) sowie Rückstellungen und Verbindlich-

keiten mit jeweils 0,3 Mrd €. Es entstand ein Abgangsverlust

von rund 0,2 Mrd €.

E.ON Földgáz Trade/E.ON Földgáz Storage

E.ON hat mit dem ungarischen Energieunternehmen MVM

Hungarian Electricity Ltd. im März 2013 einen Vertrag über die

vollständige Veräußerung von E.ON Földgáz Trade und E.ON

Földgáz Storage geschlossen. Der Kaufpreis beträgt rund

0,9 Mrd € inklusive der Übernahme von Schulden für beide

35


Unternehmen von insgesamt rund 0,5 Mrd €. Auf bestimmte

Vermögenswerte in den Einheiten sowie auf den zuzurechnen-

den Goodwill wurden im ersten Quartal 2013 Impairments

in Höhe von 0,2 Mrd € erfasst. Die Transaktion ist im dritten

Quartal 2013 mit einem Ver äußerungsverlust von 0,1 Mrd €,

inklusive der Realisierung von Fremdwährungsumrechnungs-

Effekten (0,1 Mrd €), vollzogen worden. Die von der globalen

Einheit Globaler Handel geführten Einheiten wiesen als

wesentliche Vermögenswerte das immaterielle und Sachanlage-

vermögen (0,7 Mrd €) sowie das Umlaufvermögen (0,5 Mrd €)

auf. Die Passiva beinhalteten im Wesentlichen Verbindlichkei-

ten (0,2 Mrd €) und Rückstellungen (0,1 Mrd €).

E.ON Thüringer Energie

E.ON hat mit dem Kommunalen Energiezweckverband Thürin-

gen (KET) Ende Dezember 2012 einen Vertrag zur Veräußerung

eines 43-prozentigen Anteils an E.ON Thüringer Energie unter-

zeichnet. Die Transaktion hat ein Volumen von rund 0,9 Mrd €.

Darin enthalten ist die Übernahme von Gesellschafterdarlehen

in Höhe von rund 0,4 Mrd € durch den KET. Diese Transaktion

wurde im März 2013 vollzogen. Der Verkauf des zunächst bei

E.ON verbliebenen 10-prozentigen Anteils an E.ON Thüringer

Energie wurde im zweiten Quartal 2013 wirksam. Insgesamt

ergab sich ein Veräußerungsgewinn von 0,5 Mrd €. Die seit

Ende 2012 als Abgangsgruppe ausgewiesene Beteiligung wurde

in der regionalen Einheit Deutschland geführt. Wesentliche

Buchwerte betrafen das Sachanlagevermögen (1,1 Mrd €),

Finanzanlagen (0,2 Mrd €) sowie Rückstellungen und Verbind-

lichkeiten mit 0,2 Mrd € beziehungsweise 0,4 Mrd €.

Slovenský Plynárenský Priemysel (SPP)

E.ON hat im Januar 2013 mit dem tschechischen Energieunter-

nehmen Energetický a Průmyslový Holding, Prag, Tschechien,

einen Vertrag über die Veräußerung ihrer in der globalen Ein-

heit Globaler Handel indirekt gehaltenen Beteiligung am

slowakischen Energieunternehmen Slovenský Plynárenský

Priemysel a.s. geschlossen. Der Kaufpreis für die 24,5-prozentige

indirekte Beteiligung beträgt 1,2 Mrd € inklusive abschließender

Kaufpreisanpassungen. Die Beteiligung mit einem Buchwert

von 1,2 Mrd € war bereits zum 31. Dezember 2012 als zur Veräu-

ßerung gehaltener Vermögenswert auszuweisen, da bereits

Ende 2012 die kommerzielle Einigung im Wesentlichen vorlag.

Der zuzurechnende Goodwill in Höhe von rund 0,2 Mrd € wurde

im Jahr 2012 voll wertberichtigt. Im Berichtsjahr 2012 wurden

insgesamt Wertberichtigungen auf die Beteiligung von 0,5 Mrd €

erfasst. Mit Vollzug der Transaktion im Januar 2013 waren im

Other Comprehensive Income erfasste Beträge aus Währungs-

umrechnungsdifferenzen in Höhe von 0,3 Mrd € ergebniser-

höhend zu realisieren.

E.ON Energy from Waste

Im Dezember 2012 hat E.ON Verträge zur Gründung eines

Gemeinschaftsunternehmens mit EQT Infrastructure II, einem

zum schwedischen Investmentfonds EQT gehörenden Infra-

strukturfonds, unterzeichnet. Das Joint Venture, an dem EQT

Infrastructure II zu 51 Prozent und E.ON zu 49 Prozent betei-

ligt ist, hat 100 Prozent der Anteile von E.ON an E.ON Energy

from Waste, Helmstedt, übernommen. Die Energy from Waste

Gruppe wurde von der regionalen Einheit Deutschland seit Ende

2012 als Abgangsgruppe geführt. Das Sachanlagevermögen

stellte mit einem Buchwert von rund 0,9 Mrd € den wesent-

lichen Teil der bilanzierten Vermögenswerte dar. Weitere

Vermögenswerte und Schulden betrafen das Umlaufvermögen

(0,3 Mrd €), Rückstellungen (0,2 Mrd €), Verbindlichkeiten

(0,2 Mrd €) sowie passive latente Steuern (0,1 Mrd €). Die Trans-

aktion wurde im März 2013 mit einem geringfügigen

Abgangsgewinn vollzogen.

36 Anhang


Windpark London Array

Aufgrund regulatorischer Vorgaben sind die Betreiber des

britischen Windparks London Array verpflichtet, Komponenten

des Netzanschlusses des von der globalen Einheit Erneuerbare

Energien geführten britischen Windparks London Array an die

Regulierungsbehörde abzugeben. E.ON sind 30 Prozent des

Windparks zuzurechnen. Der Buchwert des Sachanlagevermö-

gens beläuft sich auf rund 0,1 Mrd €. Die Abgabe erfolgte im

dritten Quartal 2013 mit einem geringfügigen Abgangsergebnis.

Veräußerung von Windparks

Im Oktober 2012 wurden Verträge zur Veräußerung von jeweils

50 Prozent der Anteile an drei Windparks in Nordamerika

unterzeichnet. Die Mittelzuflüsse beliefen sich auf 0,5 Mrd US-$.

Die Windparks wurden von der globalen Einheit Erneuerbare

Energien geführt. Die Transaktion wurde im März 2013 mit

einem geringfügigen Veräußerungsgewinn vollzogen. Die Wind-

parks wurden seit dem vierten Quartal 2012 als Abgangs-

gruppen ausgewiesen. Die relevanten Bilanzposten betrafen

das Sachanlagevermögen (0,4 Mrd €), wesentliche Passiva

lagen nicht vor.

(5) Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen

Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand gemäß IFRS im

E.ON-Konzern betrug im ersten Quartal des Jahres 2014 ins-

gesamt 7 Mio € (erstes Quartal 2013: 6 Mio €).

E.ON Wasserkraft

E.ON und die österreichische Verbund AG, Wien, Österreich,

haben Anfang Dezember 2012 Verträge zum Erwerb und zur

Abgabe von Beteiligungen unterzeichnet. E.ON übernimmt

damit die bisher von Verbund gehaltene Beteiligung an Ener-

jisa Enerji A.Ş. (Enerjisa), Istanbul, Türkei, und damit Strom-

erzeugungskapazitäten und -projekte sowie Stromverteilung

in der Türkei. Damit einhergehend wurden Finanzierungs-

zusagen für Investitionsprojekte in Höhe von rund 0,5 Mrd €

begeben. Im Gegenzug gibt E.ON Anteile an bayerischen

Wasserkraftwerken an Verbund ab. Verbund wird alleiniger

Eigentümer dieser bayerischen Wasserkraftkapazitäten,

hauptsächlich am Inn, an denen das Unternehmen überwie-

gend bereits zur Hälfte beteiligt ist. Verbund übernimmt im

Wesentlichen die E.ON-Anteile an Österreichisch-Bayerische

Wasserkraft AG, Donaukraftwerk Jochenstein AG, Grenzkraft-

werke GmbH sowie die Laufwasserkraftwerke Nussdorf, Ering-

Frauenstein und Egglfing-Obernberg am Inn sowie Bezugs-

rechte an der Wasserkraftwerksgruppe Zemm-Ziller. Die den

jeweiligen Beteiligungen und Kraftwerken zuzurechnende

Erzeugungsleistung beträgt 351 MW. Als relevante Bilanzpos-

ten der in der globalen Einheit Erneuerbare Energien geführ-

ten Abgangsgruppe sind das Sach- und Finanzanlagevermögen

(0,1 Mrd €) sowie die sonstigen Aktiva (0,2 Mrd €) zu nennen.

Der Ausweis als Abgangsgruppe erfolgt seit Ende 2012. Die

Transaktion wurde Ende April 2013 mit einem Veräußerungs-

gewinn von rund 1,0 Mrd € vollzogen.

Beteiligung an der Jihomoravská plynárenská

E.ON hat die Minderheitsbeteiligung Jihomoravská plynárenská,

a.s. (JMP), Brno, Tschechien, verkauft. Der Kaufpreis beträgt

rund 0,2 Mrd €. Die Beteiligung wurde zum 31. Dezember 2012

in der regionalen Einheit Tschechien als zur Veräußerung

gehaltener Vermögenswert ausgewiesen und hat einen Buch-

wert von rund 0,2 Mrd €. Der Vollzug der Transaktion ist im

Januar 2013 mit einem geringfügigen Abgangsergebnis erfolgt.

37


(7) Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie (EPS) errechnet sich wie folgt:

Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht

der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON SE

keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat.

Die Erstanwendung von IFRS 10 und IFRS 11 führte zu keiner

Veränderung des Ergebnisses je Aktie.

(6) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Erträge aus Beteiligungen 6 3

Wertminderungen/Zuschreibungen auf sonstige Finanzanlagen -19 -29

Beteiligungsergebnis -13 -26

Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge 135 142

Zinsen und ähnliche Aufwendungen -583 -611

Zinsergebnis -448 -469

Finanzergebnis -461 -495

Finanzergebnis

1. Quartal

in Mio € 2014 2013


Abzüglich Anteile ohne beherrschenden Einfluss -143 -183

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) 762 2.166

Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON SE 762 2.166

in €

Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE)

aus fortgeführten Aktivitäten 0,40 1,14

aus Konzernüberschuss 0,40 1,14

Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück 1.908 1.907

Ergebnis je Aktie

38 Anhang


(11) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

haben sich gegenüber dem Jahresende 2013 um 105 Mio €

erhöht. Ursache hierfür waren vor allem saldierte versicherungs-

mathematische Verluste, die größtenteils aus dem Rückgang

der im E.ON-Konzern genutzten Rechnungszinssätze resultie-

ren, sowie Zuführungen aufgrund des periodenbezogenen

Netto-Pensionsaufwandes. Gegenläufig wirkten die Arbeitge-

berbeiträge in das Planvermögen sowie die im ersten Quartal

geleisteten Netto-Pensionszahlungen.

Für die Berechnung der Rückstellungen für Pensionen und

ähnliche Verpflichtungen wurden in Deutschland und Groß-

britannien die nachfolgenden Rechnungszinssätze zugrunde

gelegt:

Der bilanzierte Betrag der Pensionsverpflichtungen, der sich als

Differenz zwischen dem Anwartschaftsbarwert der leistungs-

orientierten Versorgungsverpflichtungen und dem Fair Value

des Planvermögens ergibt, stellt sich wie folgt dar:

(8) At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

Die Finanzanlagen setzen sich wie folgt zusammen:

Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen in Höhe

von -73 Mio € (erstes Quartal 2013: -55 Mio €) enthält Impair-

ments in Höhe von -152 Mio € (erstes Quartal 2013: -159 Mio €).

At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

in Mio €

31. März 2014 31. Dezember 2013

E.ON-Konzern

Assoziierte

Unternehmen 1)

Gemein-

schafts-

unternehmen E.ON-Konzern

Assoziierte

Unternehmen 1)

Gemein-

schafts-

unternehmen

At equity bewertete Unternehmen 5.621 3.028 2.593 5.652 2.908 2.744

Beteiligungen 1.980 260 12 1.966 246 12

Langfristige Wertpapiere 4.575 – – 4.444 – –

Summe 12.176 3.288 2.605 12.062 3.154 2.756

1) Soweit assoziierte Unternehmen als Beteiligungen ausgewiesen werden, handelt es sich um assoziierte Unternehmen, die aus Wesentlichkeitsgründen at cost bilanziert werden.

(9) Eigene Anteile

Gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 3. Mai 2012 ist

die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 2. Mai 2017 eigene Aktien

zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit

anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft

befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind,

zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals

entfallen. Der Vorstand wurde auf der oben genannten Haupt-

versammlung ermächtigt, eigene Aktien einzuziehen, ohne

dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren

Hauptversammlungsbeschlusses bedarf. Die Gesamtzahl

der im Umlauf befindlichen Aktien zum 31. März 2014 betrug

1.907.808.363 (31. Dezember 2013: 1.907.808.363).

Im Bestand der E.ON SE sowie einer Tochtergesellschaft

befanden sich zum 31. März 2014 93.191.637 eigene Aktien

(31. Dezember 2013: 93.191.637) mit einem Konzernbuchwert

von 3.484 Mio € (entsprechend 4,66 Prozent beziehungsweise

einem rechnerischen Anteil von 93.191.637 € des Grundkapitals).

(10) Gezahlte Dividenden

Die Hauptversammlung beschloss am 30. April 2014, eine

Dividende von 0,60 € (2013: 1,10 €) je dividendenberechtigte

Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer Dividenden-

summe von 1.145 Mio € (2013: 2.097 Mio €). Die Aktionäre

haben erstmals die Möglichkeit, ihren Dividendenanspruch

teilweise in E.ON-Aktien zu tauschen.

Rechnungszinssätze

in % 31. 3. 2014 31. 12. 2013

Deutschland 3,40 3,90

Großbritannien 4,50 4,60

Bilanzierter Betrag

in Mio € 31. 3. 2014 31. 12. 2013

Anwartschaftsbarwert aller leistungsori-

entierten Versorgungsverpflichtungen 16.083 15.179

Fair Value des Planvermögens -12.560 -11.761

Bilanzierter Betrag 3.523 3.418ausgewiesen als Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 3.523 3.418

39


Die Zusammensetzung des Gesamtaufwands der leistungs-

orientierten Versorgungszusagen, der sich in den Rückstellun-

gen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen widerspiegelt,

ist in nachfolgender Tabelle dargestellt.

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

Dienstzeitaufwand für die im Berichtszeitraum hinzuerworbenen

Versorgungsansprüche (Employer service cost) 58 66

Nettozinsaufwand auf die Nettoschuld aus leistungsorientierten Versorgungsplänen

(Net interest on the net defined benefit liability) 26 38

Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Past service cost) 2 31

Summe 86 135

Gesamtaufwand der leistungsorientierten Versorgungszusagen

(12) Zusätzliche Angaben zu Finanzinstrumenten

Bewertung von Finanzinstrumenten

Basis für die Bewertung von Finanzinstrumenten ist die Fair-

Value-Ermittlung. Der Fair Value derivativer Finanzinstrumente

ist abhängig von der Entwicklung der zugrunde liegenden

Marktfaktoren. Die jeweiligen Fair Values werden in regelmäßi-

gen Abständen ermittelt und überwacht. Der für alle deriva-

tiven Finanzinstrumente ermittelte Fair Value ist der Preis, zu

dem eine Partei die Rechte und/oder Pflichten an einen Dritten

veräußern kann. Die Fair Values der derivativen Finanzinstru-

mente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden unter

Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegenden

Marktdaten inklusive eines Kreditrisikoaufschlages ermittelt.

Das Kreditrisiko des Vertragspartners wird mittels eines Credit

Value Adjustments erfasst.

Die derivativen Finanzinstrumente sind Gegenstand markt-

üblicher Aufrechnungsvereinbarungen. Mit Banken existieren

Master Netting Agreements, die auf Basis von ISDA(Inter-

national Swaps and Derivatives Association)-Vereinbarungen

durch entsprechende Schedules konkretisiert werden. Geschäfte,

die im Rahmen der Commodity-Transaktionen abgeschlossen

werden, unterliegen grundsätzlich EFET-Vereinbarungen

(European Federation of Energy Traders). Die oben genannten

Netting-Vereinbarungen gehen in die Ermittlung der Fair

Values der Finanzinstrumente ein. Die auf Portfoliobasis kalku-

lierten Kreditrisiken werden hier berücksichtigt.

Die Fair-Value-Ermittlung für einzelne Vermögenswerte erfolgt

bei marktgängigen Wertpapieren durch Heranziehung ver-

öffentlichter Börsen- oder Marktpreise zum Erwerbszeitpunkt.

Kann auf Börsen- oder Marktpreise nicht zurückgegriffen

werden, werden die Fair Values auf Basis der verlässlichsten

verfügbaren Informationen ermittelt, die auf Marktpreisen

für vergleichbare Vermögenswerte oder auf geeigneten Bewer-

tungsverfahren beruhen. E.ON bestimmt in diesen Fällen

den Fair Value mittels der Discounted-Cashflow-Methode auf

Basis der erwarteten künftigen Cashflows und der gewich-

teten Kapitalkosten. Grundsätzlich folgen zur Bestimmung

der Cashflows neben der Berücksichtigung der drei Planjahre

der Mittelfristplanung zwei zusätzliche Detailplanungsjahre,

die unter Verwendung einer aus Branchen- und Unterneh-

mensdaten abgeleiteten Wachstumsrate über die Nutzungs-

dauer des Vermögenswertes fortgeschrieben werden. Der

Abzinsungssatz berücksichtigt die speziellen Risiken der erwor-

benen Aktivitäten.

40 Anhang


Buchwerte der Finanzinstrumente zum 31. März 2014

in Mio €

Summe Buchwerte

im Anwendungs-

bereich des IFRS 7

Anhand von Börsen-

kursen ermittelt

Von Marktwerten

abgeleitet

Vermögenswerte

Beteiligungen 1.980 84 374

Derivate 9.424 2.521 6.580

Wertpapiere und Festgeldanlagen 6.884 5.961 923

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 3.763 3.763 –

Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 740 740 –

Verbindlichkeiten

Derivate 9.648 2.693 6.861

Buchwerte der Finanzinstrumente zum 31. Dezember 2013

in Mio €

Summe Buchwerte

im Anwendungs-

bereich des IFRS 7

Anhand von Börsen-

kursen ermittelt

Von Marktwerten

abgeleitet

Vermögenswerte

Beteiligungen 1.966 120 422

Derivate 6.699 1.879 4.535

Wertpapiere und Festgeldanlagen 7.092 6.468 624

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 4.527 4.493 34

Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 639 639 –

Verbindlichkeiten

Derivate 6.782 2.002 4.625

Ausweis der Finanzinstrumente

In nachfolgender Tabelle sind die Buchwerte der finanziellen

Vermögenswerte und der finanziellen Verbindlichkeiten,

die zum Fair Value bilanziert werden, nach ihren Bewertungs-

quellen dargestellt:

41


Zu Jahresbeginn war ein Aufwand von 42 Mio € aus der Zugangs-

bewertung von Derivaten abgegrenzt. Nach Realisierungen in

Höhe von 1 Mio € ergab sich zum Quartalsende ein verblei-

bender abgegrenzter Aufwand von 43 Mio €, der gemäß der

Vertragserfüllung in den Folgeperioden aufgelöst wird.

Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden, sofern Markt-

preise fehlen, anhand von auf internen Fundamentaldaten

beruhenden Bewertungsmodellen bewertet. Eine hypothetische

Änderung der internen Bewertungsparameter zum Bilanz-

stichtag um ±10 Prozent würde zu einer theoretischen Minde-

rung der Marktwerte um 174 Mio € beziehungsweise zu einem

Anstieg um 171 Mio € führen.

Kreditrisiko

Soweit möglich, werden im Rahmen des Kreditrisikomanage-

ments mit Geschäftspartnern Sicherheiten zur Minderung des

Kreditrisikos verhandelt. Als Sicherheiten werden Garantien

der jeweiligen Mutterunternehmen oder der Nachweis von

Gewinnabführungsverträgen in Verbindung mit Patronatser-

klärungen (Letter of Awareness) akzeptiert. Darüber hinaus

werden in geringerem Umfang Bankgarantien beziehungs-

weise -bürgschaften und die Hinterlegung von Barmitteln und

Wertpapieren als Sicherheiten zur Reduzierung des Kredit-

risikos eingefordert. Im Rahmen der Risikosteuerung wurden

Sicherheiten in Höhe von 5.823 Mio € akzeptiert. Derivative

Transaktionen werden im Allgemeinen auf der Grundlage von

Standardverträgen durchgeführt, bei denen eine Aufrechnung

(Netting) aller offenen Transaktionen mit den Geschäftspartnern

möglich ist. Für die Zins- und Währungsderivate im Banken-

bereich wird diese Aufrechnungsmöglichkeit bilanziell nachvoll-

zogen. Zur weiteren Reduzierung des Kreditrisikos werden mit

ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Margining-Verein-

barungen getroffen. Das aus bilateralen Margining-Verein-

barungen und Börsenclearing resultierende Verschuldungs- und

Liquiditätsrisiko wird limitiert. Bei mit Börsen abgeschlossenen

Termin- und Optionskontrakten sowie bei börsengehandelten

emissionsrechtbezogenen Derivaten bestehen zum Bilanz-

stichtag keine Kreditrisiken. Für die übrigen Finanzinstrumente

entspricht das maximale Ausfallrisiko ihren Buchwerten.

(13) Segmentinformationen

Der von der Konzernleitung in Düsseldorf geführte E.ON-

Konzern (E.ON oder Konzern) ist in globale und regionale Ein-

heiten gegliedert, die entsprechend dem IFRS 8 „Geschäfts-

segmente“ (IFRS 8) berichtet werden. In geringfügigem Umfang

wurden Erzeugungskapazitäten aus der globalen Einheit

Erneuerbare Energien in die globale Einheit Erzeugung umge-

gliedert. Die entsprechenden Vorjahresvergleichszahlen wur-

den angepasst.

Für die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie

für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gelten auf-

grund der kurzen Restlaufzeit die Buchwerte als realistische

Schätzungen der Fair Values. Ebenso wird der Fair Value von

Commercial Paper und Geldaufnahmen im Rahmen kurzfristiger

Kreditfazilitäten sowie der Verbindlichkeiten aus Lieferungen

und Leistungen wegen der kurzen Laufzeiten in Höhe des

Buchwertes angesetzt. Der Fair Value der Anleihen beträgt zum

31. März 2014 19.040 Mio € (31. Dezember 2013: 20.761 Mio €).

Der Buchwert der Anleihen beträgt zum 31. März 2014

15.933 Mio € (31. Dezember 2013: 18.049 Mio €). Der beizule-

gende Zeitwert der übrigen Finanzinstrumente entspricht

weitestgehend dem Buchwert. Das Verhältnis der Ermittlung

der beizulegenden Zeitwerte von Level 1 zu Level 2 hat sich im

Vergleich zum 31. Dezember 2013 nicht wesentlich verändert.

Es gab keine Umgliederungen zwischen diesen Bewertungs-

leveln im ersten Quartal 2014. E.ON prüft zum Ende jeder

Berichtsperiode, ob es einen Anlass zu einer Umgruppierung

in oder aus einem Bewertungslevel gibt. In diesem Quartal

wurden Beteiligungen in Höhe von 94 Mio € in die Fair-Value-

Stufe 3 und in Höhe von 19 Mio € aus der Fair-Value-Stufe 3

umgegliedert. Die Überleitung der durch Bewertungsmethoden

ermittelten Fair Values für Finanzinstrumente, die zum bei-

zulegenden Zeitwert bilanziert werden, wird in der folgenden

Tabelle dargestellt:

Herleitung Fair-Value-Stufe 3 (durch Bewertungsmethoden ermittelt)

in Mio €

Stand

zum

1. Januar

2014

Käufe

(inklusive

Zugän-

gen)

Verkäufe

(inklusive

Abgän-

gen)

Abwick-

lung

Gewinne/

Verluste

in der

GuV

Umgliederungen

Gewinne/

Verluste

im OCI

Stand

zum

31. März

2014

in

Stufe 3

aus

Stufe 3

Beteiligungen 1.424 2 – 9 – 94 -19 12 1.522

Derivative Finanzinstrumente 130 – – 3 96 – – – 229

Summe 1.554 2 0 12 96 94 -19 12 1.751

42


Anhang

Die globalen Einheiten

Die globalen Einheiten werden nach IFRS 8 einzeln berichtet.

Erzeugung

In der globalen Einheit Erzeugung sind alle konventionellen,

das heißt alle fossilen und nuklearen Erzeugungskapazitäten

innerhalb Europas gebündelt. Sie werden länderübergreifend

gesteuert und optimiert.


Die weltweiten Aktivitäten in den Bereichen Klimaschutz und

Erneuerbare Energien werden auch global gesteuert. Der

Fokus dieser Einheit liegt auf dem weiteren Ausbau der füh-

renden Position von E.ON in diesem Wachstumsmarkt.

Globaler Handel

Die globale Einheit Globaler Handel ist das Bindeglied zwischen

E.ON und den weltweiten Energiehandelsmärkten und kauft

beziehungsweise verkauft Strom, Gas, Flüssiggas (LNG), Öl,

Kohle, Frachtkontingente, Biomasse und Emissionszertifikate.

Sie steuert und entwickelt zudem Aktivitäten auf verschiede-

nen Ebenen der Wertschöpfungskette des Gasmarktes.


Das Explorations- und Produktionsgeschäft von E.ON ist ein

Segment, das in den Fokusregionen britische und norwegische

Nordsee sowie Russland aktiv ist.

Die regionalen Einheiten

Das Verteilungs- und Vertriebsgeschäft von E.ON in Europa wird

von insgesamt elf regionalen Einheiten operativ gesteuert.

Im Rahmen der Segmentberichterstattung werden die regio-

nalen Einheiten Deutschland, Großbritannien, Schweden,

Tschechien und Ungarn separat ausgewiesen. Sofern Einheiten

nicht separat ausgewiesen werden, sind sie als übrige regio-

nale Einheiten summarisch zusammengefasst. Dazu zählen

1. Quartal

in Mio €

Erzeugung Erneuerbare Energien Globaler Handel

2014 2013 2014 2013 2014 2013

Außenumsatz 628 600 162 222 15.638 16.176

Innenumsatz 2.174 2.486 456 443 7.246 9.750

Umsatzerlöse 2.802 3.086 618 665 22.884 25.926

EBITDA 1) 916 893 569 475 -41 212darin Equity-Ergebnis 2) 11 16 1 4 41 42

Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern 699 831 298 328 1.262 1.512

Investitionen 152 126 198 109 18 47

Segmentinformationen nach Bereichen


2) Wertminderungen und Wertaufholungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen werden nach IFRS im Ergebnis aus at equity bewerteten

Unternehmen beziehungsweise im Finanzergebnis erfasst, diese Effekte sind nicht Bestandteil des EBITDA.

Segmentinformationen nach Bereichen – Darstellung Weitere EU-Länder

1. Quartal

in Mio €

Großbritannien Schweden Tschechien

2014 2013 2014 2013 2014 2013

Außenumsatz 2.869 3.065 702 898 692 825

Innenumsatz 3 23 50 73 36 39

Umsatzerlöse 2.872 3.088 752 971 728 864

EBITDA 1) 224 245 253 296 104 161 darin Equity-Ergebnis 2) – – 3 5 1 1

Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern 91 -144 219 176 55 94

Investitionen 26 16 53 67 23 29




43


Italien, Spanien, Frankreich, die Niederlande, die Slowakei und

Rumänien. Zusätzlich dazu werden hier seit dem vierten Quar-

tal 2013 auch die Aktivitäten von E.ON Connecting Energies,

die sich auf die Bereitstellung dezentraler Komplettlösungen

konzentriert, ausgewiesen. Darüber hinaus wurden Aktivitäten

der regionalen Einheit Deutschland an E.ON Connecting

Energies übertragen.

Außerhalb Europas wird unser Stromerzeugungsgeschäft in

Russland als Fokusregion dargestellt.

Im operativen Segment „Weitere Nicht-EU-Länder“ werden die

Aktivitäten in Brasilien und in der Türkei ausgewiesen.

Konzernleitung/Konsolidierung beinhaltet die E.ON SE (E.ON

oder Gesellschaft) selbst, die direkt von der E.ON SE geführten

Beteiligungen sowie die auf Konzernebene durchzuführenden

Konsolidierungen.

Die Veränderungen des EBITDA der Konzernleitung/Konsolidie-

rung gegenüber dem Vorjahr resultierten mit -41 Mio € vor

allem aus Konsolidierungseffekten im Zusammenhang mit der

Rückstellungsbewertung von Emissionsrechten. Gegenläufig

wirkt insbesondere die positive Entwicklung der Derivate-

Ergebnisse.

Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige

Ertragskraft eines Geschäfts dient bei E.ON das EBITDA, ein um

außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor planmäßi-

gen Abschreibungen, Wertaufholungen und Impairments sowie

Zinsen und Steuern. Zu den Bereinigungen zählen Netto-Buch-

gewinne, Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanage-

ment sowie das sonstige nicht operative Ergebnis. Erträge

aus der Vereinnahmung von passivierten Investitionszuschüssen

werden innerhalb des EBITDA ausgewiesen.

Exploration &

Produktion Deutschland Weitere EU-Länder Nicht-EU-Länder

Konzernleitung/

Konsolidierung E.ON-Konzern

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

471 386 8.075 10.790 6.384 7.079 429 516 33 109 31.820 35.878

131 73 189 266 257 361 – – -10.453 -13.379 0 0

602 459 8.264 11.056 6.641 7.440 429 516 -10.420 -13.270 31.820 35.878

339 177 630 822 757 920 105 193 -113 -92 3.162 3.600 7 11 25 22 17 15 -25 -6 1 – 78 104

316 171 -144 -738 465 160 168 206 -87 -312 2.977 2.158

14 108 83 310 133 153 83 51 12 11 693 915

Ungarn

Übrige regionale

Einheiten Weitere EU-Länder

2014 2013 2014 2013 2014 2013

443 530 1.678 1.761 6.384 7.079

– 7 168 219 257 361

443 537 1.846 1.980 6.641 7.440

14 26 162 192 757 920 – – 13 9 17 15

2 -24 98 58 465 160

15 12 16 29 133 153

44


Anhang

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung vom operativen

Cashflow vor Zinsen und Steuern zum operativen Cashflow:

Bei den ausgewiesenen Investitionen handelt es sich um die

in der Kapitalflussrechnung enthaltenen Auszahlungen für

Investitionen.

Zur Ermittlung des wirtschaftlichen Zinsergebnisses wird

das Zinsergebnis gemäß Gewinn- und Verlustrechnung nach

wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt und um außergewöhn-

liche Effekte, das heißt um neutrale Zinsanteile, bereinigt. Bei

den Netto-Buchgewinnen handelt es sich um einen Saldo

aus Buchgewinnen und -verlusten aus Desinvestitionen, die in

den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen

enthalten sind. Bei den Aufwendungen für Restrukturierung/

Kosten management handelt es sich um außergewöhnliche

Aufwendungen mit einmaligem Charakter. Im sonstigen nicht

opera tiven Ergebnis werden sonstige nicht operative Aufwen-

dungen und Erträge mit einmaligem beziehungsweise seltenem

Charakter zusammengefasst. Je nach Einzelfall können hier

unterschiedliche Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

betroffen sein. So sind zum Beispiel Effekte aus der Markt-

bewertung von Derivaten in den sonstigen betrieb lichen Auf-

wendungen und Erträgen sowie Wertminderungen auf

Sachanlagen in den Abschreibungen enthalten. Durch die vor-

genommenen Anpassungen können die in der Segment-

berichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen von den

gemäß IFRS definierten Kennzahlen abweichen.

Operativer Cashflow

1. Quartal

in Mio € 2014 2013 Differenz

Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern 2.977 2.158 819

Zinszahlungen -187 -205 18

Ertragsteuerzahlungen -147 -333 186

Operativer Cashflow 2.643 1.620 1.023




Segmentinformationen nach Bereichen – Darstellung Nicht-EU-Länder

1. Quartal

in Mio €

Russland Weitere Nicht-EU-Länder Nicht-EU-Länder

2014 2013 2014 2013 2014 2013

Außenumsatz 429 516 – – 429 516

Innenumsatz – – – – 0 0

Umsatzerlöse 429 516 0 0 429 516

EBITDA 1) 131 200 -26 -7 105 193 darin Equity-Ergebnis 2) – – -25 -6 -25 -6

Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern 169 206 -1 – 168 206

Investitionen 68 51 15 – 83 51

45


Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung unseres EBITDA auf

den Konzernüberschuss nach IFRS:

Im Berichtszeitraum sind im neutralen Ergebnis Impairments

und Wertaufholungen in Höhe von 0,2 Mrd € enthalten. Die

Impairments entfallen mit rund 0,1 Mrd € auf die Einheiten

Erzeugung und Erneuerbare Energien und mit rund 0,1 Mrd €

auf Weitere Nicht-EU-Länder.

Eine weitere Erläuterung der Überleitung unseres EBITDA zum

Konzernüberschuss erfolgt auf Seite 16 im Zwischenlagebericht.

(14) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

Aufgrund der unverändert angespannten wirtschaftlichen

Lage der ENEVA in Brasilien wurde mit allen beteiligten Par-

teien ein Sanierungskonzept erarbeitet, in dessen Rahmen wir

gemeinsam mit anderen Stakeholdern in den nächsten Mona-

ten weitere Mittel in das Unternehmen investieren.

Konzernüberschuss

1. Quartal

in Mio € 2014 2013

EBITDA 1) 3.162 3.600

Planmäßige Abschreibung -861 -836

Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 2) -11 -5

EBIT 1) 2.290 2.759

Wirtschaftliches Zinsergebnis -450 -474

Netto-Buchgewinne/-verluste 193 1.021

Aufwendungen für Restrukturierung/

Kostenmanagement -70 -123

Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 2), 3) -228 -377

Sonstiges nicht operatives Ergebnis -177 269

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Steuern 1.558 3.075





2) Impairments weichen aufgrund von Wertminderungen auf at equity bewertete

Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen von den nach IFRS ausgewiese-

nen Beträgen ab.

3) im neutralen Ergebnis erfasst

KildahlTeyssen

SchäferReutersberg Winkel

Birnbaum

46


Energiewirtschaftliche Tabellen

Strombeschaffung

1. Quartal

in Mrd kWh

Erzeugung

Erneuerbare

Energien

Globaler

Handel Deutschland

Weitere

EU-Länder

Nicht-EU-

Länder Konsolidierung E.ON-Konzern

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Eigenerzeugung 35,7 42,5 8,3 8,6 – – 0,2 0,8 1,4 2,0 16,8 17,1 – – 62,4 71,0

Bezug 7,8 7,8 1,4 1,6 150,7 140,7 36,6 44,4 39,6 40,2 1,1 1,2 -99,5 -110,3 137,7 125,6

Gemeinschafts-

kraftwerke 3,9 3,6 0,3 0,5 – – – – – – – – – – 4,2 4,1

Globaler Han-

del/Fremde 3,9 4,2 1,1 1,1 150,7 140,7 36,6 44,4 39,6 40,2 1,1 1,2 -99,5 -110,3 133,5 121,5

Summe 43,5 50,3 9,7 10,2 150,7 140,7 36,8 45,2 41,0 42,2 17,9 18,3 -99,5 -110,3 200,1 196,6

Betriebsverbrauch,

Netzverlust etc. -0,3 -0,4 -0,3 -0,3 – – -1,1 -1,4 -2,7 -2,9 -0,6 -0,6 – – -5,0 -5,6

Stromabsatz 43,2 49,9 9,4 9,9 150,7 140,7 35,7 43,8 38,3 39,3 17,3 17,7 -99,5 -110,3 195,1 191,0

Stromabsatz

1. Quartal

in Mrd kWh

Erzeugung

Erneuerbare

Energien

Globaler

Handel Deutschland

Weitere

EU-Länder

Nicht-EU-

Länder Konsolidierung E.ON-Konzern

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Privat- und

kleinere

Geschäftskunden – – 0,1 – – – 6,0 7,0 14,0 16,2 – – – – 20,1 23,2

Industrie- und

Geschäftskunden 0,9 0,8 – – – – 5,0 6,4 19,5 18,7 – – – – 25,4 25,9

Vertriebspartner 8,4 9,6 1,6 2,6 – – 17,1 21,0 – 0,1 – – – – 27,1 33,3

Kundengruppen 9,3 10,4 1,7 2,6 – – 28,1 34,4 33,5 35,0 – – – – 72,6 82,4

Großhandelsmarkt/

Globaler Handel 33,9 39,5 7,7 7,3 150,7 140,7 7,6 9,4 4,8 4,3 17,3 17,7 -99,5 -110,3 122,5 108,6

Summe 43,2 49,9 9,4 9,9 150,7 140,7 35,7 43,8 38,3 39,3 17,3 17,7 -99,5 -110,3 195,1 191,0

Gasabsatz

1. Quartal

in Mrd kWh

Globaler Handel Deutschland Weitere EU-Länder Konsolidierung E.ON-Konzern

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Privat- und kleinere Geschäftskunden – – 9,6 11,0 35,8 45,2 – – 45,4 56,2

Industrie- und Geschäftskunden – – 22,6 32,5 14,3 18,2 – – 36,9 50,7

Vertriebspartner – – 73,3 121,6 0,1 0,4 – – 73,4 122,0

Kundengruppen – – 105,5 165,1 50,2 63,8 – – 155,7 228,9

Großhandelsmarkt/Globaler Handel 358,6 417,6 – – 5,4 6,2 -210,0 -243,7 154,0 180,1

Summe 358,6 417,6 105,5 165,1 55,6 70,0 -210,0 -243,7 309,7 409,0

47


Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung

1. Quartal

in Mrd kWh

Erzeugung

Erneuerbare

Energien Deutschland Weitere EU-Länder Nicht-EU-Länder E.ON-Konzern

2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013

Kernenergie 11,8 12,2 – – – – – – – – 11,8 12,2

Braunkohle 0,8 1,2 – – – – – – – – 0,8 1,2

Steinkohle 6,2 7,4 – – – – – – – – 6,2 7,4

Erdgas/Öl 0,4 1,1 – – 0,1 0,3 – – – – 0,5 1,4

Wasserkraft – – 1,2 1,7 – – – – – – 1,2 1,7

Windkraft – – 0,1 0,1 – – – – – – 0,1 0,1

Sonstige – – – – 0,1 0,5 – – – – 0,1 0,5

Inland 19,2 21,9 1,3 1,8 0,2 0,8 – – – – 20,7 24,5

Kernenergie 3,7 4,0 – – – – – – – – 3,7 4,0

Braunkohle – – – – – – – – 3,1 3,3 3,1 3,3

Steinkohle 9,1 10,3 – – – – – – – – 9,1 10,3

Erdgas/Öl 3,4 6,3 – – – – 1,1 1,7 13,7 13,8 18,2 21,8

Wasserkraft – – 3,3 3,0 – – – – – – 3,3 3,0

Windkraft – – 3,7 3,7 – – – – – – 3,7 3,7

Sonstige 0,3 – – 0,1 – – 0,3 0,3 – – 0,6 0,4

Ausland 16,5 20,6 7,0 6,8 – – 1,4 2,0 16,8 17,1 41,7 46,5

Summe 35,7 42,5 8,3 8,6 0,2 0,8 1,4 2,0 16,8 17,1 62,4 71,0

in %

Kernenergie 33 29 – – – – – – – – 19 17

Braunkohle 2 3 – – – – – – – – 1 2

Steinkohle 18 17 – – – – – – – – 10 10

Erdgas/Öl 1 3 – – 50 37 – – – – 1 2

Wasserkraft – – 14 20 – – – – – – 2 2

Windkraft – – 1 1 – – – – – – – –

Sonstige – – – – 50 63 – – – – – 1

Inland 54 52 15 21 100 100 – – – – 33 34

Kernenergie 10 9 – – – – – – – – 6 6

Braunkohle – – – – – – – – 18 19 5 5

Steinkohle 25 24 – – – – – – – – 15 15

Erdgas/Öl 10 15 – – – – 79 85 82 81 29 31

Wasserkraft – – 40 35 – – – – – – 5 4

Windkraft – – 45 43 – – – – – – 6 4

Sonstige 1 – – 1 – – 21 15 – – 1 1

Ausland 46 48 85 79 – – 100 100 100 100 67 66

Summe 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

49


E.ON SE

E.ON-Platz 1

40479 Düsseldorf

T 02 11-45 79-0

F 02 11-45 79-5 01

[email protected]

www.eon.com

Für Journalisten

T 02 11-45 79-5 44

[email protected]

Für Analysten und Aktionäre

T 02 11-45 79-3 45

[email protected]

Für Anleiheinvestoren

T 02 11-45 79-5 63

[email protected]

Weitere Informationen

Dieser Zwischenbericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen

Annahmen und Prognosen der Unternehmensleitung des E.ON-Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationen

beruhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowie sonstige Faktoren können dazu

führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich

von den hier abgegebenen Einschätzungen abweichen. Die E.ON SE beabsichtigt nicht und übernimmt keinerlei Verpflich tung,

derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.

Finanzkalender

13. August 2014 Zwischenbericht Januar – Juni 2014

12. November 2014 Zwischenbericht Januar – September 2014

11. März 2015 Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2014

7. Mai 2015 Hauptversammlung 2015

7. Mai 2015 Zwischenbericht Januar – März 2015

12. August 2015 Zwischenbericht Januar – Juni 2015

11. November 2015 Zwischenbericht Januar – September 2015

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