E.ON Geschäftsbericht 2007 · 6.082 5.586 4.682 5.037 7.161 –18.233 1,6 51.245 127.575 13,8 9,0...

Geschäftsbericht 2007

+ + + 23.01.2007 Studie zur Strompreisentwicklung schafft Grundlage für energiepolitischen Dialog + + + 02.02.2007

E.ON wird heute finales Angebot für Endesa einreichen + + + Versorgungssicherheit + + + 03.02.2007 E.ON

erhöht Angebotspreis für Endesa +++ 06.02.2007 Mehr Transparenz für den Strommarkt + + + 28.02.2007 E.ON hält

an Angebot für Endesa fest + + + 07.03.2007 E.ON für europäischen Energiemarkt +++ 27.03.2007 E.ON sichert sich

9,9 Prozent an Endesa + + + 02.04.2007 E.ON erzielt Vereinbarung mit Enel und Acciona + + + 03.05.2007 E.ON verbes-

sert Ergebnisausblick für 2007 + + + Klimaschutz + + + 09.05.2007 E.ON mit deutlicher Ergebnisverbesserung

+ + + 24.05.2007 E.ON nimmt Kurs auf russischen Strommarkt + + + 31.05.2007 E.ON beschleunigt Wachstumstempo

+ + + 20.06.2007 E.ON veräußert ONE an Bieterkonsortium aus France Télécom und Mid Europa Partners + + +

22.06.2007 E.ON baut Pilotanlage zur CO2-Abtrennung + + + 26.06.2007 E.ON startet Aktienrückkaufprogramm + + +

03.07.2007 Energiegipfel: Energiekonzept für Standort Deutschland weiterhin offen + + + Wachstum + + +

05.07.2007 E.ON fordert Harmonisierung des europäischen Emissionshandels + + + 20.07.2007 E.ON fördert Forschungs-

projekte mit 60 Millionen Euro + + + 02.08.2007 E.ON baut mit Skarv-Idun Gasproduktion aus + + + 07.08.2007 E.ON

kauft Windparks in Spanien und Portugal + + + 07.08.2007 Abgabe der Beteiligungen an der RAG Aktiengesellschaft

+ + + Marktorientierte Organisation + + + 14.08.2007 E.ON weiter auf Wachstumskurs + + + 21.08.2007

E.ON: Einheiten für Trading und Erneuerbare gehen nach Düsseldorf + + + 21.08.2007 E.ON strebt Rückzug von der

New Yorker Börse an + + + 29.08.2007 E.ON plant weiteren Windpark vor der englischen Küste + + + 11.09.2007 E.ON

als nachhaltiges Unternehmen anerkannt + + + 15.09.2007 E.ON vor dem Einstieg in den russischen Strommarkt + + +

18.09.2007 E.ON und Turcas bauen Kraftwerke in der Türkei + + + Wettbewerb + + + 21.09.2007 E.ON begibt

3,5 Mrd Euro-Benchmark-Anleihe + + + 04.10.2007 E.ON kauft Windparks in Nordamerika + + + 12.10.2007 E.ON beab-

sichtigt Beteiligungstausch mit Statkraft um E.ON Sverige zu 100 Prozent + + + 15.10.2007 E.ON: Mehrheitserwerb von

OGK-4 jetzt perfekt + + + Optimierte Kapitalstruktur + + + 18.10.2007 E.ON begibt 1,5 Mrd Pfund Sterling-

Benchmark-Anleihe + + + 13.11.2007 E.ON bei Investitionsoffensive vor Plan + + + 21.11.2007 E.ON Energy Trading:

Neue Geschäftsführung komplett + + + 29.11.2007 E.ON begibt Schweizer Franken-Anleihe + + + 29.11.2007 Neues

Kohlekraftwerk spart 25 Prozent CO2 + + + 29.11.2007 E.ON erhöht Syndizierte Kreditlinie auf 15 Mrd Euro + + +

06.12.2007 E.ON fördert Ingenieurnachwuchs + + + 17.12.2007 Gazprom und E.ON erzielen Fortschritte beim Asset-Tausch

+ + + Daran arbeiten wir. + + +

2007

470,8

1.212,5

68.731

12.450

9.208

7.724

7.204

5.115

11.306

8.726

–24.138

1,9

55.130

137.294

14,5

9,1

3.417

87.815

11,06

78,12

4,10

2.5907)

92,0

E.ON-Konzern in Zahlen

in Mio €

Stromabsatz1) (in Mrd kWh)

Gasabsatz1) (in Mrd kWh)

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

Konzernüberschuss

Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG

Bereinigter Konzernüberschuss

Investitionen

Operativer Cashflow2)

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.)

Debt Factor4)

Eigenkapital

Bilanzsumme

ROCE (in %)

Kapitalkosten (in %)

Value Added

Mitarbeiter (31. 12.)

Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)

Eigenkapital je Aktie6) (in €)

Dividende je Aktie (in €)

Dividendensumme

Marktkapitalisierung8) (in Mrd €)

+/– %

+13

+2

+7

+6

+10

+27

+29

+9

+124

+22

–5.9053)

+0,33)

+8

+8

+0,75)

+0,15)

+17

+9

+31

+6

+22

+17

+36

2006

417,9

1.186,9

64.091

11.724

8.356

6.082

5.586

4.682

5.037

7.161

–18.233

1,6

51.245

127.575

13,8

9,0

2.916

80.612

8,47

73,81

3,35

2.210

67,6

1) Nicht konsolidierte Werte2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten3) Veränderung in absoluten Werten4) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA5) Veränderung in Prozentpunkten6) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG7) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich8) auf Basis ausstehender Aktien

Konzernübersicht

Konzernübersicht zum 31. Dezember 2007

E.ON Energie ist eines der größten Energiedienstleistungsunternehmen Europas.E.ON Energie ist in zahlreichen zentraleuropäischen Ländern aktiv, so unter anderem in den Niederlanden, Ungarn, der Slowakei, Tschechien und der Schweiz.

Market Unit Central Europe E.ON Energie AG, München 100 %

in Mio

Neue Market Units ab 2008

Die E.ON Ruhrgas AG ist mit einem Absatz von jährlich über 700 Mrd kWh Erdgaseine der führenden Gasgesellschaften in Europa und einer der größten privatenErdgasimporteure der Welt. Kunden sind regionale und lokaleEnergieunternehmen und Industriebetriebe.

Market Unit Pan-European Gas E.ON Ruhrgas AG, Essen 100 %

E.ON UK ist einer der führenden britischen Energieversorger, vollständigintegriert und beliefert Kunden mit Strom und Gas.

Market Unit UK E.ON UK plc, Coventry, Großbritannien 100 %

Operativ führt E.ON Sverige das Geschäft in Nordeuropa. Die Gesellschaft hatüber 60 operative Tochtergesellschaften in den Bereichen Marketing, Vertrieb,Verteilung und Erzeugung von Strom und Gas.

Market Unit Nordic E.ON Nordic AB, Malmö, Schweden 100 %

E.ON U.S. ist ein diversifizierter Energiedienstleister und vornehmlich imregulierten Energiemarkt in Kentucky tätig.

Market Unit US-Midwest E.ON U.S. LLC, Louisville, USA 100 %

E.ON Energy Trading vereint seit Anfang 2008 unsere europäischen Handels-aktivitäten für Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate unter einem Dach. Hier-durch nutzen wir die Chancen des voranschreitenden Zusammenwachsens deseuropäischen Strom- und Gasmarktes sowie der bereits heute weltweitenCommodity-Märkte.

Market Unit Energy Trading E.ON Energy Trading AG, Düsseldorf 100 %

E.ON Climate & Renewables ist für die Steuerung und den weltweiten Ausbauunseres Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sowie für Klimaschutz-Projektezuständig. Das gesamte Erzeugungsportfolio umfasst rund 760 MW in Europaund rund 250 MW in Nordamerika. Darüber hinaus befinden sich Projekte in einerGrößenordnung von 3.500 MW in Planung und Entwicklung.

Market Unit Climate & Renewables E.ON Climate & Renewables GmbH, Düsseldorf 100 %

Corporate CenterE.ON AGDüsseldorf

4.6706.22232.029 24,7 9,3 2.917 3.811 2.581 44.051

2.5763.17622.745 15,0 8,8 1.062 3.041 2.424 12.214

1.1361.65712.584 9,2 9,5 –37 1.615 1.364 16.786

6701.0273.339 9,7 8,8 62 914 914 5.804

3885431.819 5,7 7,8 –142 216 690 2.977

AdjustedEBIT

AdjustedEBITDAUmsatz

ROCE(in %)

Kapital-kosten(in %)

ValueAdded

OperativerCashflow

Inves-titionen

Mitarbeiteram 31. 12.in Mio

E.ON Russia Power führt unser Stromgeschäft in Russland. Mit OGK-4 verfügenwir über einen Kraftwerkspark mit rund 8.600 MW Erzeugungskapazitäten in denwachstumsstarken Industrieregionen Zentralrussland, Ural und Westsibirien.

Market Unit Russia E.ON Russia Power, Russland 100 %

E.ON Italia führt unser Strom- und Gasgeschäft in Italien. Bereits heute sind wirim italienischen Strom- und Gasgroßhandel sowie im Gasvertrieb tätig. Mit demgeplanten Erwerb von Endesa Italia kommen voraussichtlich 2008 rund 5.000 MWErzeugungskapazität hinzu. In Italien würden wir dann der viertgrößte Strom-erzeuger sein.

Market Unit Italy E.ON Italia S.r.l., Mailand, Italien 100 %

Mit viel Energie haben wir unseren Konzern in den vergangenen Jahren auf die künftigen Heraus-forderungen des Energiemarkts ausgerichtet. Das hat uns überdurchschnittlich erfolgreich gemacht.Doch auf Erfolgen haben wir uns noch nie ausgeruht. Im Gegenteil.

Wir haben das Ziel, unserer Erfolgsgeschichte neue Kapitel hinzuzufügen. Das schaffen wir nur miteiner Strategie, die in alle Richtungen wirkt. Im Jahr 2007 haben wir uns ein Bündel eng verzahnterInvestitions-, Organisations- und Kapitalmaßnahmen vorgenommen – und auch umgesetzt:

• Wir investieren in hochmoderne Anlagen, um die + + + Versorgungssicherheit + + + auch inZukunft zu gewährleisten.

• Wir arbeiten intensiv daran, den + + + Klimaschutz + + + in neue Dimensionen zu führen, undsorgen für einen ausgewogenen Energiemix.

• Wir schaffen + + + Wachstum, + + + denn starke Marktpositionen sind ein entscheidender Vorteilim hart umkämpften Energiemarkt.

• Wir richten unsere + + + Organisation marktorientiert + + + aus, um alle Chancen auf denzusammenwachsenden Energiemärkten in Europa voll zu nutzen.

• Wir fördern aktiv den + + + Wettbewerb, + + + denn nur wer sich dem Wettbewerb stellt, kannimmer besser werden und seinen Kunden besten Service und beste Produkte bieten.

• Wir optimieren unsere + + + Kapitalstruktur, + + + um die Attraktivität der E.ON-Aktie weiter zusteigern.

Sechs Ziele, die wir mit ganz konkreten Maßnahmen erreichen wollen. Und mit dem Wissen,dass nur die Summe dieser Maßnahmen zum Erfolg führen wird. Diese Ziele sind der Maßstab,an dem wir uns in den nächsten Jahren messen lassen werden. Sie bilden das Rückgrat unsererkonzernweiten Strategie.

Eine Strategie, in der wir die beste Voraussetzung dafür sehen, auch in Zukunft nachhaltige Wertefür unsere Kunden, Investoren und Mitarbeiter zu schaffen.

+ + + Daran arbeiten wir. + + +

2

23 bis 25

+ + + Wachstum + + +Von 0 auf 8.600

77 bis 79

+ + + Marktorientierte Organisation + + +Ein Markt, ein Team

95 bis 97

+ + + Versorgungssicherheit + + +Versorgungssicherheit aus der Leitung

71 bis 73

+ + + Klimaschutz + + +Frischer Wind für den Energiemix

111 bis 113

+ + + Wettbewerb + + +E WIE EINFACH – Pioniere auf dem Energiemarkt

11 bis 13

+ + + Optimierte Kapitalstruktur + + +Aktiv für eine effiziente Bilanz

3An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im ÜberblickZusammengefasster LageberichtWeitere Informationen Market UnitsCorporate GovernanceKonzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

Inhalt

An unsere Aktionäre Brief an die Aktionäre

Entwicklung der E.ON-Aktie

Vorstand

AufsichtsratBericht des Aufsichtsrats

Mitglieder und Ausschüsse

Das Jahr 2007 im Überblick

Zusammengefasster LageberichtGeschäft und Rahmenbedingungen

Ertragslage

Finanzlage

Vermögenslage

Jahresabschluss der E.ON AG

Mitarbeiter

Forschung und Entwicklung

Corporate Responsibility

Risikobericht

Prognosebericht

Weitere InformationenStrategie und geplante Investitionen

Neue Technologien

Angaben1) und Erläuternder Bericht des Vorstands

zu Übernahmehindernissen

Market UnitsCentral Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest

Corporate GovernanceCorporate-Governance-Bericht

Vergütungsbericht1)

KonzernabschlussBestätigungsvermerk

Gewinn- und Verlustrechnung

Bilanz

Aufstellung der im Konzerneigenkapital

erfassten Erträge und Aufwendungen

Kapitalflussrechnung

Anhang

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Tabellen und ErläuterungenWeitere Informationen zu

den IFRS-Überleitungen

Angaben zu den Organen

Wesentliche Beteiligungen

Glossar

Finanzkalender

Mehrjahresübersicht

122122

123

124

126

127

128

210

211211

212

214

216

221

222

44

8

14

1616

19

20

2626

36

48

54

55

56

60

61

62

68

7474

80

83

8686

92

100

104

108

114114

117

1) Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts

Brief an die Aktionäre4

im vergangenen Jahr haben wir Ihnen unsere Strategie für die Weiterentwicklung Ihres

Unternehmens auf den Energiemärkten im zusammenwachsenden Europa vorgestellt. Mit

massiven Investitionen von 60 Mrd € bis zum Jahr 2010 und gezielten Wettbewerbsinitiativen

treiben wir die Verknüpfung der nationalen Energiemärkte in Europa voran und füllen den

europäischen Binnenmarkt zunehmend mit Leben. Wir nutzen so immer mehr die neuen

Möglichkeiten dieses großen Markts für unser weiteres Wachstum, das wir vor allem durch die

organische Weiterentwicklung unserer internationalen Geschäfte sowie durch gezielte Akqui-

sitionen erreichen wollen. Nichts ist unternehmerisch so interessant und profitabel, wie einen

neuen Markt aktiv zu entwickeln. Diese Chance hat E.ON genutzt – auch wenn, wie wir in

Spanien erfahren haben, nicht jeder Versuch, überkommene Strukturen zu verändern, gleich

zum vollen Erfolg führt. Dennoch soll unsere Vereinbarung mit Enel und Acciona dazu führen,

dass wir in hochinteressante, für uns neue Märkte wie Spanien und Frankreich eintreten sowie

unsere bereits vorhandene Marktposition in Italien stärken. Kein anderes Energieunternehmen

An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im ÜberblickZusammengefasster LageberichtWeitere Informationen Market UnitsCorporate GovernanceKonzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

5

ist dann so breit in Europa aufgestellt wie wir. E.ON ist bereits heute in fast 30 Ländern

aktiv. Und dies mit führenden Positionen in Schlüsselmärkten wie Deutschland, Großbritan-

nien, Schweden und Osteuropa. Als Treiber des europäischen Energiemarkts erschließen wir

uns nachhaltige Wachstums- und Wertschaffungspotenziale.

Zugleich konnten wir uns im Geschäftsjahr 2007 erneut bei den wesentlichen Kennzahlen

verbessern. 2007 stieg unser Konzernumsatz um 7 Prozent auf jetzt 68,7 Mrd €. Das Adjusted

EBIT legte gegenüber dem Rekordwert des Vorjahres um 10 Prozent auf 9,2 Mrd € zu. Dieser

nachhaltige Erfolg wäre ohne die herausragenden Leistungen und das überdurchschnittliche

Engagement unserer Mitarbeiter nicht möglich gewesen. Hierfür möchte ich allen Mitarbei-

terinnen und Mitarbeitern ganz herzlich danken. Dieser Dank gilt auch den Belegschaftsver-

tretern für die gute und konstruktive Zusammenarbeit.

Die E.ON-Aktie hat sich im Geschäftsjahr 2007 mit einem Kursanstieg von 42 Prozent ausge-

sprochen gut entwickelt. Dies ist insbesondere deshalb bemerkenswert, weil der Kurs der

Aktie bereits im Jahr 2006 schon um gut 17 Prozent zugelegt hatte. Unter Einbeziehung der

Dividende lag die Performance der E.ON-Aktie im Jahr 2007 bei 45,6 Prozent. Sie entwickelte

sich damit besser als der deutsche Aktienindex DAX (plus 22,3 Prozent) und auch besser als

der europäische Aktienmarkt EURO STOXX (plus 9,7 Prozent). Der Kapitalmarkt honoriert

damit unsere neue Wachstumsstrategie und Investitionsoffensive.

Aber nicht nur der Kurs macht die E.ON-Aktie attraktiv, sondern auch unsere anlegerorien-

tierte Dividendenpolitik. Wir werden der Hauptversammlung am 30. April 2008 eine Erhöhung

der Dividende um 22 Prozent auf 4,10 € je Aktie vorschlagen. Mit einer Dividendensumme

von 2,6 Mrd € zählt E.ON erneut zu den ausschüttungsstärksten Unternehmen im DAX. Unsere

bisherige Ausschüttungsquote von 50 bis 60 Prozent des bereinigten Konzernüberschusses

wollen wir beibehalten. Vor dem Hintergrund unserer EBIT-Ziele und der Effekte aus dem

Aktienrückkauf ist für den Zeitraum bis 2010 mit einer durchschnittlichen jährlichen Steige-

rung der Dividende pro Aktie um 10 bis 20 Prozent zu rechnen.

Für das Jahr 2008 gehen wir davon aus, beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres

übertreffen zu können. Wir erwarten, das Adjusted EBIT um 5 bis 10 Prozent zu steigern. Für den

bereinigten Konzernüberschuss gehen wir im Jahr 2008 von einer leichten Verbesserung aus.

Sie sehen: Unsere Strategie greift. Im Mai haben wir Ihnen ein Bündel verzahnter Investitions-,

Organisations- und Kapitalmaßnahmen vorgestellt. Bei der Umsetzung dieser Pläne sind wir

sehr schnell vorangekommen und teilweise sogar weiter als ursprünglich gedacht.

Die Umsetzung unserer 60 Mrd €-Investitionsoffensive verfolgen wir konsequent. Mit der

Übernahme der Mehrheit des Großkraftwerksunternehmens OGK-4 ist uns der Einstieg in

den wachstumsstarken russischen Strommarkt gelungen. Der Kraftwerkspark von OGK-4

gehört mit vier Gaskraftwerken und einem Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität

von insgesamt rund 8.600 Megawatt zu den leistungsfähigsten in Russland. Wir werden in

den nächsten Jahren weitere moderne Kraftwerke mit einer Kapazität von 2.400 Megawatt

hinzubauen. Durch den geplanten Erwerb der Nordic-Anteile von Statkraft werden wir unsere

Position in Nordeuropa strukturell festigen. Wir können dieses Geschäft so in eigener Verant-

wortung zügig und mit besseren Perspektiven weiterentwickeln. Auch im Bereich Gasbe-

schaffung kommen wir planmäßig voran. Im Oktober konnten wir Anteile an den Gasfeldern

Skarv und Idun in der nördlichen Norwegischen See erwerben. Gemeinsam mit weiteren

angrenzenden, aussichtsreichen Feldern gehört das Gebiet zu den größten und attraktivsten

noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens. Beim Aufbau unseres weltweiten

Brief an die Aktionäre6

Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sind wir sogar noch schneller vorangekommen als

geplant, sodass wir die bis 2010 ursprünglich dafür vorgesehene Investitionssumme schon

jetzt auf 6 Mrd € verdoppelt haben. In kürzester Zeit sind wir zu den weltweiten Top Ten der

Windkraftbetreiber aufgestiegen. Verantwortlich für unser ehrgeiziges Ausbauprogramm im

Bereich Erneuerbare Energien ist unsere neue Einheit E.ON Climate & Renewables. Im August

haben wir ENERGI E2 Renovables Ibéricas mit Windaktivitäten in Spanien und Portugal gekauft

und im Oktober mit der Übernahme von Airtricity in den USA und Kanada nachgelegt. Damit

ist uns bereits der Einstieg in den weltweit attraktivsten Markt für Erneuerbare Energien

gelungen. Schon heute betreiben wir in Großbritannien onshore und offshore 21 Windparks;

in der Planung sind weitere Anlagen, darunter einer der weltweit größten Offshore-Parks in

der Themse-Mündung. Weiterhin ist E.ON an verschiedenen anspruchsvollen Projekten betei-

ligt, die vor der deutschen Nord- und Ostseeküste geplant sind, darunter Deutschlands erster

großer Offshore-Park vor Borkum.

Unsere europäische und – bei den Erneuerbaren Energien – auch weltweite Expansion hat

eine neue, schlagkräftige Organisationsstruktur erforderlich gemacht. Die Anzahl der Market

Units, und damit die Zahl unserer Führungsgesellschaften, wird sich voraussichtlich von fünf

auf zehn verdoppeln. Wir haben mit neuen Einheiten für Erneuerbare Energien und Trading die

Aktivitäten in diesen Bereichen zusammengeführt und neu ausgerichtet. Hinzu werden neue

regionale Market Units in Italien, Spanien und Russland kommen, die wir einrichten, weil unsere

Geschäfte in diesen Ländern eine entsprechende Größe erreichen werden. Die zunehmende

Internationalität und Komplexität des Konzerns hat uns frühzeitig veranlasst, auch die Füh-

rungsstrukturen innerhalb des Konzerns weiterzuentwickeln. Ziel dabei war, das internationale

Geschäft besser steuern zu können und den Konzern noch konsequenter auf Wachstum, Wett-

bewerbsfähigkeit und Kundennähe auszurichten. Dazu haben wir die Vorstandsstruktur mit zwei

weiteren Ressorts – Johannes Teyssen in der Funktion eines Chief Operating Officers und Lutz

Feldmann in der Verantwortung für das Corporate Development – erweitert.

Auch bei der Umsetzung unserer Finanzstrategie sind wir auf gutem Weg. Unser Aktienrück-

kaufprogramm verläuft planmäßig. Im Jahr 2007 haben wir Aktien im Wert von 3,5 Mrd €

zurückgekauft. Im laufenden Jahr 2008 wollen wir, wie angekündigt, Aktien im Wert von wei-

teren 3,5 Mrd € vom Markt erwerben. Durch die Mittelabflüsse im Rahmen der Investitionsof-

fensive und des Aktienrückkaufprogramms erhöhen wir wie geplant unsere Fremdverschuldung

und gestalten damit unsere Kapitalstruktur effizienter. Mit erfolgreichen Anleihe-Emissionen

haben wir gezielt auf kurzzeitige Verbesserungen der Situation an den Finanzmärkten reagiert.

Im September konnten wir eine Euro-Benchmark-Anleihe im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd €,

im Oktober eine Benchmark-Anleihe in britischen Pfund im Gesamtvolumen von 1,5 Mrd GBP

und im November eine Anleihe über 425 Mio SFR am internationalen Kapitalmarkt begeben.

Die deutlich überzeichneten Anleihen wurden mit großem Erfolg bei einer Vielzahl von insti-

tutionellen Investoren platziert. Unsere Anleihestrategie leistet einen wichtigen Beitrag zur

Erweiterung unserer Investorenbasis. Dass diese Kapitalmaßnahmen von den Märkten so

positiv aufgenommen wurden, zeigt, dass unsere Unternehmens- und Finanzstrategie von den

Investoren unterstützt wird.

Ein bedeutendes Thema ist für mich der Erfolg des europäischen Binnenmarkts. Wir enga-

gieren uns tatkräftig, damit dieses wichtige Projekt vorankommt. Aber ich bin Realist. Mir ist

klar, dass der Binnenmarkt noch immer ein Flickenteppich unterschiedlicher Marktordnungen

und „Regulierungsphilosophien“ ist. Von einem gesamteuropäischen Markt kann man auch

deshalb noch nicht sprechen, weil die Grenzen mangels ausreichender Übertragungskapa-

zitäten noch nicht durchlässig genug sind. Darüber hinaus verzerrt in noch zu vielen Ländern

der Staat die Preisbildung, z.B. auch in Deutschland durch hohe Steuern und Abgaben auf

An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im ÜberblickZusammengefasster LageberichtWeitere Informationen Market UnitsCorporate GovernanceKonzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

7

die Strompreise. Der Staat gibt in der Energieversorgung in etlichen Ländern Europas noch

immer – oder wieder verstärkt – den Ton an. Auch in Deutschland gibt es wieder eine deut-

liche Tendenz zu marktwidrigen Staatseingriffen.

Die Europäische Kommission hat zu Recht erkannt, dass sie in der gegenwärtig kritischen

Phase des Binnenmarkts mit einer Vorwärtsstrategie die Initiative übernehmen muss.

Wir unterstützen sie dabei, etwa durch unsere Wettbewerbsinitiative zur Verbesserung der

Börsentransparenz oder durch den Ausbau grenzüberschreitender Kuppelstellen. Die Kom-

mission hat ein Konzept vorgelegt, das insgesamt in die richtige Richtung geht.

Wir unterstützen auch die deutsche und europäische Klimapolitik. Mir ist dieses Thema wich-

tig, weil ich davon überzeugt bin, dass die Welt endlich handeln muss, um den Klimawandel

in vertretbaren Grenzen zu halten. Dies kann nur gelingen, wenn wir aus jedem eingesetzten

Euro so viel an Klimaschutz herausholen, wie möglich ist. Die nötige Kosteneffizienz aber

kommt nach meinem Eindruck in der Klimapolitik noch zu kurz. Viele Länder, gerade auch in

Europa, setzen auf die Kernenergie, um das Klima zu entlasten. Deutschland ist hingegen auf

Ausstiegskurs. Die ambitionierten deutschen Klimaziele können so nicht erreicht werden.

Eine sachliche und ehrliche Debatte muss Teil einer neuen Anstrengung sein, den Energie-

dialog zwischen Politik, Gesellschaft und Energiewirtschaft wieder aufzunehmen. Die Energie-

wirtschaft ist in Deutschland – durchaus auch mit eigenem Zutun – in eine Imagekrise geraten.

Inzwischen ist nahezu jede Investition in neue Kraftwerke oder Energieinfrastruktur davon

erfasst. Die Folgen für die internationale Wettbewerbsfähigkeit unseres Landes und den Klima-

schutz liegen auf der Hand, wenn die Energiestrukturen nicht modernisiert werden können.

Für mich ist dies eines der wichtigsten politischen Themen des laufenden Jahres. Ich engagiere

mich persönlich für neue Gespräche zwischen allen Betroffenen, weil wir als Energieunterneh-

men die Akzeptanz von Politik und Gesellschaft brauchen, um nachhaltig erfolgreich arbeiten

und damit weiter Wert für alle unsere Stakeholder schaffen zu können.

Mit freundlichen Grüßen

Dr. Wulf H. Bernotat

E.ON-AktieDie E.ON-Aktie ist an allen deutschen Börsenplätzen notiert.

Im DAX war sie am 28. Dezember 2007 mit 10,06 Prozent

erneut der höchstgewichtete Wert. Die E.ON-Aktie ist in allen

wichtigen europäischen Aktienindizes enthalten. In den USA

wird sie in Form von sogenannten American Depositary

Receipts (ADR) gehandelt. Seit dem Delisting von der New

York Stock Exchange am 7. September 2007 erfolgt der Handel

außerbörslich. Das Umtauschverhältnis zwischen E.ON-ADR

und E.ON-Aktien beträgt drei zu eins, das heißt, der Wert von

drei ADR entspricht wirtschaftlich dem Wert einer E.ON-Aktie.

Entwicklung der E.ON-Aktie im Jahr 2007In einem starken Aktienmarkt stieg der Kurs der E.ON-Aktie

im Jahr 2007 um 41,6 Prozent. Berücksichtigt man die Wieder-

anlage der Bardividende, nahm der Wert eines E.ON-Aktien-

depots im Jahr 2007 um 45,6 Prozent zu und entwickelte sich

damit deutlich besser als der deutsche Aktienmarkt (DAX

+22,3 Prozent) und als der europäische Aktienmarkt (EURO

STOXX +9,7 Prozent). Auch der Branchenindex für europäische

Versorgeraktien STOXX Utilities blieb hinter der Performance

der E.ON-Aktie zurück (+21,6 Prozent).

8

2003 2004

in je Aktie

120

80

40

2005 2006

Jahresendkurse

in %

10,06

4,12

18,93

Gewichtung der E.ON-Aktie in wichtigen Indizes

Stand 28. Dezember 2007

DAX

Dow Jones EURO STOXX 50

Dow Jones STOXX Utilities

2007

145,5951,74 67,06 87,39 102,83

Entwicklung der E.ON-Aktie

Kurs der E.ON-Aktie um 41,6 Prozent gestiegenDividende von 4,10 vorgeschlagenDialog mit Anlegern vertieft

Langfristige Entwicklung der E.ON-AktieDas Vermögen eines langfristig orientierten E.ON-Aktionärs,

der Ende 1997 E.ON-Aktien (damals Veba-Aktien) im Wert von

5.000 € gekauft hatte, stieg seitdem inklusive wiederange-

legter Bardividenden (inklusive Sonderdividende im Jahr

2006) auf mehr als 15.943 €. Mit einer Rendite von 12,3 Pro-

zent pro Jahr erzielte die E.ON-Aktie damit eine höhere Wert-

steigerung als der deutsche Aktienmarkt (DAX 6,6 Prozent).

Der europäische Gesamtmarkt, gemessen am EURO STOXX

mit 7,8 Prozent pro Jahr, blieb ebenfalls hinter der Entwick-

lung der E.ON-Aktie zurück. Der europäische Branchenindex

STOXX Utilities verzeichnete im gleichen Zeitraum einen

Zuwachs von 12,7 Prozent.

Ein Anleger, der Ende 2002 E.ON-Aktien im Wert von 5.000 €

gekauft hatte, erreichte am Jahresende 2007 inklusive wie-

derangelegter Bardividenden (inklusive Sonderdividende

im Jahr 2006) einen Depotwert von 23.345 €. Dies entspricht

einer durchschnittlichen Jahresrendite von 36,1 Prozent

und liegt damit deutlich über der Wertsteigerung von DAX

(22,8 Prozent), EURO STOXX (15,8 Prozent) und STOXX Utili-

ties (26,9 Prozent).

9An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im ÜberblickZusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market UnitsCorporate GovernanceKonzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

Aktienrückkauf/Einzug von AktienIm Juni 2007 startete E.ON das angekündigte Aktienrückkauf-

programm. Bis Ende 2007 wurden knapp 28 Millionen Aktien

mit einem Kurswert von 3,5 Mrd € zurückgekauft sowie Put-

Optionen über 10 Millionen Aktien verkauft. Im Dezember

2007 haben wir 25 Millionen Aktien eingezogen und so das

Grundkapital verringert. Das Aktienrückkaufprogramm ist ein

wichtiger Schritt zur Optimierung unserer Kapitalstruktur.

Die Attraktivität der E.ON-Aktie wird erhöht, denn der Gewinn

pro Aktie und die Dividendenrendite werden hierdurch posi-

tiv beeinflusst.

Dividende Für das Geschäftsjahr 2007 wird der Hauptversammlung die

Ausschüttung einer von 3,35 € um 22 Prozent auf 4,10 € je

Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr

2002 hat sich die Dividende damit von 1,75 € auf 4,10 € erhöht

bzw. ist um durchschnittlich 18,6 Prozent pro Jahr gestiegen.

Bezogen auf den Jahresendkurs 2007 beträgt die Dividenden-

rendite 2,8 Prozent und die Ausschüttungsquote bezogen auf

den bereinigten Konzernüberschuss 50,6 Prozent (bezogen

auf die ausstehenden Aktien zum 31. Dezember 2007; eine

Veränderung kann sich durch weitere Aktienrückkäufe ergeben).

Basisdaten zur E.ON-Aktie

Aktienart nennwertlose Stückaktien

Wertpapier- Deutschland USAkennnummern WKN 761 440 Cusip No. 268 780 103

ISIN DE 000 761 4406

E.ON-Kurszeichen Reuters BloombergFWB EONG.F FWB EOA GFXetra EONG.DE Xetra EOA GYADR EONGY.PK ADR EONGY US

Langfristige Entwicklung der E.ON-Aktie (10 Jahre)

in %

200

150

100

50

0

DAX EURO STOXX STOXX Utilities

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

E.ON-Depot

Entwicklung der E.ON-Aktie10

2003

7,11

–

2,00

1.312

51,74

34,67

51,74

656

33,9

45,39

114

38,5

807,84,8

2004

6,61

–

2,35

1.549

67,06

49,27

67,06

659

44,2

50,93

132

46,1

877,75,3

2005

11,24

5,52

2,75

4.6142)

88,92

64,50

87,39

659

57,6

67,50

129

62,5

1.095,85,7

2006

8,47

7,10

3,35

2.210

104,40

82,12

102,83

660

67,6

73,81

139

92,5

1.539,36,0

2007

11,06

7,86

4,10

2.5903)

146,06

96,05

145,59

632

92,0

78,12

186

136,2

2.350,95,8

in je Aktie

Ergebnis (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)

Ergebnis aus bereinigtem Konzernüberschuss

Dividende

Dividendensumme (in Mio €)

Höchstkurs

Tiefstkurs

Jahresendkurs

Anzahl ausstehender Aktien (in Mio)


Bilanzielles Eigenkapital5)

Marktwert/Buchkurs6) (in %)

Umsatz E.ON-Aktien7) (in Mrd €)

Umsatz deutsche Aktien (in Mrd €)Anteil E.ON (in %)

1) bereinigt um nicht fortgeführte Aktivitäten/bis einschließlich 2005 Konzernabschluss gemäß US-GAAP 2) einschließlich Sonderdividende von 4,25 € je Aktie3) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich4) auf Basis ausstehender Aktien5) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG6) Aktienkurs am Jahresende in Prozent des bilanziellen Eigenkapitals je Aktie7) an allen deutschen Börsen inklusive Xetra

Kennzahlen zur E.ON-Aktie1)

Aktionärsstruktur Bei einer im Dezember 2007 durchgeführten Erhebung wur-

den 75,2 Prozent der ausstehenden Aktien identifiziert, die

von institutionellen Investoren gehalten werden. Demnach

werden 19,3 Prozent der ausstehenden Aktien im Inland und

55,9 Prozent im Ausland gehalten.

Investor RelationsIm Jahr 2007 haben wir unsere Investor-Relations-Arbeit wei-

ter optimiert, um noch transparenter für unsere Aktionäre zu

werden. Mit regelmäßigen Roadshows und der Teilnahme an

Konferenzen haben wir die bereits seit Langem bestehende

und vertrauensvolle Beziehung zu allen Kapitalmarktteilneh-

mern und Interessenten an der E.ON-Aktie gepflegt. Darüber

hinaus haben wir den Dialog mit Privatanlegern bei vielen

Veranstaltungen vertieft.

+ + + Wachstum + + +

Capital Market Day 2007 in BudapestMit dem Capital Market Day in Budapest haben wir unser

Commitment zum Zielmarkt Osteuropa zum Ausdruck

gebracht. Dabei wurden gezielt unsere bestehenden

Marktpositionen in den verschiedenen Ländern darge-

stellt und unsere klare Strategie in einem der wachs-

tumsstärksten Märkte Europas näher erläutert.

Quelle: Thomson Financial (Stand Dezember 2007),auf Basis 631.622.782 ausstehender Aktien

in % Gesamt: Inland 19,3 Ausland 55,9

Aktienbesitz institutioneller Investoren

26,7

14,4

5,1

2,3

6,3

1,1

19,3

USA & Kanada

Großbritannien

Frankreich

Schweiz

Übriges Europa

Sonstige

Deutschland

Für eine effiziente Bilanz ist das ausgewogene Ver-

hältnis von Fremd- und Eigenkapital entscheidend.

Hieran arbeiten wir. Zudem haben wir uns ein klares

Rentabilitätsziel gesteckt: „10 until 10“ – die Steige-

rung des Adjusted EBIT bis 2010 um durchschnittlich

mindestens 10 Prozent pro Jahr.

Das im Mai 2007 bekannt gegebene Investitionsprogramm

führt zu einem steigenden Finanzierungsbedarf und somit

zu einer wachsenden Bedeutung der Fremdkapitalmärkte.

Vor diesem Hintergrund intensivieren wir unsere Beziehun-

gen zu Fremdkapitalinvestoren und –analysten unter ande-

rem durch speziell auf den Fremdkapitalmarkt ausgerichtete

Aktivitäten.

Einmal im Jahr laden wir Analysten und Investoren zum so-

genannten Capital Market Day ein. Dieser findet immer an

einem Standort unserer Market Units statt. Unsere dort tätigen

Manager präsentieren und erläutern das operative Geschäft

aus ihrer Perspektive. So haben wir im Jahr 2007 nach Buda-

pest eingeladen und unsere Aktivitäten in Osteuropa vorge-

stellt. Auch im Jahr 2008 haben wir verschiedene Roadshows

zu den wichtigsten Finanzplätzen mit Spezialisten aus dem

operativen Geschäft geplant.

Service und direkter Kontakt zu Analysten und Investoren

werden bei uns großgeschrieben. So bieten wir neben

Finanzberichten, Präsentationen und Kontaktmöglichkeiten

auch Veranstaltungen im Video- oder Audioformat, die auch

als Podcast erhältlich sind, auf www.eon.com an.

Im Jahr 2007 wurde die Qualität unserer Arbeit erneut durch

die positive Bewertung von Investoren, Analysten und Fach-

zeitschriften (wie z. B. Capital und IR Magazine) bestätigt.

Das motiviert uns, auch 2008 die nachhaltige Transparenz in

unserer Finanzkommunikation weiter zu steigern.

+ + + Optimierte Kapitalstruktur + + +

13

Aktiv für eine effiziente Bilanz

E.ON startet Aktienrückkaufprogramm.Der 27. Juni 2007 war der Stichtag für das größte Aktienrückkaufprogramm

in der Konzerngeschichte von E.ON.

Aktien im Wert von rund 7 Mrd € sollen bis Ende 2008 zurückgekauft und

später eingezogen werden. So werden wir sukzessive die Kapitalstruktur

verbessern und gleichzeitig die Attraktivität der E.ON-Aktie für Anleger

steigern.

Die Hälfte dieser ehrgeizigen Wegstrecke war zum 31. Dezember 2007

bereits geschafft – wir haben Aktien zum Kurswert von 3.499.999.934

erworben, der Debt Factor ist von 1,6 auf über 1,9 gestiegen und dem Ziel-

wert von 3 deutlich näher gerückt. Im gleichen Zeitraum präsentierte sich

die E.ON-Aktie mit einer positiven Performance – ein Zeichen dafür, dass

der Kapitalmarkt den eingeschlagenen Weg mitgeht.

Der Aktienrückkauf läuft weiter, sodass das Programm erfolgreich und

wie geplant im Jahr 2008 abgeschlossen werden kann.

Im Jahr 2007 haben wir darüber hinaus unser Finanzierungsprogramm erfolg-

reich gestartet und verschiedene Anleihen im Gesamtvolumen von 6 Mrd €

im internationalen Kapitalmarkt begeben. Die mehrfache Überzeichnung

dieser Anleihen bestätigte erneut das Vertrauen, das E.ON am Kapitalmarkt

genießt.

Die positive Gesamtperformancezeigt: grünes Licht vom Kapital-markt.

Unter www.eon.com können sichInvestoren und Interessiertewöchentlich über den aktuellenStand der Rückkäufe informieren.

E.ON-Aktienperformance 2007 nach Ankündigung des Investitions- und Aktienrückkaufprogramms

in %

130

120

110

100

90

+24 %

+9 %

+4 %

E.ON DAX 30 STOXX Utilities

30.05. 18.06. 7.07. 26.07. 14.08. 2.09. 21.09. 10.10. 29.10. 17.11. 6.12. 25.12.

Vorstand14

Dr. Burckhard Bergmann Dr. Wulf H. Bernotat Christoph Dänzer-Vanotti Dr. Marcus Schenck Dr. Johannes Teyssen Lutz Feldmann

15An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im ÜberblickZusammengefasster LageberichtWeitere Informationen Market UnitsCorporate GovernanceKonzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

GeneralbevollmächtigteDr. Peter Blau, Düsseldorf

Gert von der Groeben, Düsseldorf

Heinrich Montag, Düsseldorf

Dr. Hans Michael Gaulgeb. 1942 in Düsseldorf, Mitglied des Vorstands seit 1990Controlling/Unternehmensplanung, Mergers & Acquisitions und Recht,Düsseldorf (bis 31. März 2007)

Dr. Wulf H. Bernotatgeb. 1948 in Göttingen, Mitglied des Vorstands seit 2003Führungskräfte Konzern, Investor Relations, Revision,Unternehmenskommunikation, WirtschaftspolitikVorsitzender, Düsseldorf

Dr. Johannes Teyssengeb. 1959 in Hildesheim, Mitglied des Vorstands seit 2004Controlling/Unternehmensplanung, Infrastruktur-Management,Konzernbeschaffung, Marketing & Vertrieb, Upstream/Erzeugung,Trading und Portfoliooptimierung,Düsseldorf (stellv. Vorsitzender seit 1. März 2008)

Dr. Burckhard Bergmanngeb. 1943 in Sendenhorst/Beckum, Mitglied des Vorstands seit 2003Gaseinkauf, Gasproduktion, Regulierungsmanagement Konzern,Düsseldorf (bis 29. Februar 2008)

Christoph Dänzer-Vanottigeb. 1955 in Freiburg, Mitglied des Vorstands seit 2006Corporate Responsibility, E.ON Academy, Facility Management,Immobilien, OneE.ON, Personal/Organisation, Düsseldorf

Lutz Feldmanngeb. 1957 in Bonn, Mitglied des Vorstands seit 2006Mergers & Acquisitions, Recht, Unternehmensentwicklung/Neue Märkte,Düsseldorf

Dr. Marcus Schenckgeb. 1965 in Memmingen, Mitglied des Vorstands seit 2006Finanzen, Rechnungswesen, Steuern, IT, Düsseldorf

Bericht des Aufsichtsrats

Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat sich der Aufsichtsrat

intensiv mit der Lage des Unternehmens beschäftigt. Der

Vorstand der E.ON AG hat uns regelmäßig, zeitnah und

umfassend informiert. Wir haben die Geschäftsführung kon-

tinuierlich überwacht und den Vorstand beratend begleitet.

In drei ordentlichen und vier außerordentlichen Sitzungen des

Aufsichtsrats haben wir uns im Jahr 2007 gründlich mit allen

für das Unternehmen relevanten Fragen befasst. Zwischen

den Sitzungsterminen berichtete der Vorstand schriftlich über

Vorgänge, die für E.ON von besonderer Bedeutung waren.

Der Aufsichtsratsvorsitzende wurde außerdem laufend über

alle wichtigen Geschäftsvorfälle und die Entwicklung der

Finanzkennzahlen informiert.

Unternehmensstrategie sowie Akquisitions- undDesinvestitionsvorhabenEin wesentliches Thema unserer Beratungen war das strate-

gische Maßnahmenpaket zur Weiterentwicklung des E.ON-

Konzerns vom Mai 2007. Die Kernelemente dieses Paketes

waren:

• Geschäftssteuerung,

• Wachstumsinvestitionen,

• Klimaschutz und Kundenorientierung,

• Ertragssteigerung und

• Finanzstrategie.

Der Vorstand informierte uns in diesem Zusammenhang

umfassend, wie mit einer weiter optimierten Geschäftssteue-

rung die Chancen der fortschreitenden europäischen Markt-

integration genutzt, die operative Performance gestärkt,

ambitionierte Klimaschutzziele verfolgt, die Ergebnisse nach-

haltig gesteigert und eine deutlich effizientere Kapitalstruktur

erreicht und aktiv gemanagt werden sollen. Außerdem hat der

Vorstand ein umfangreiches Investitionsprogramm zur lang-

fristigen Sicherung wertsteigernden Wachstums vorgestellt.

Ferner unterrichtete der Vorstand uns über die jeweils aktu-

ellen Entwicklungen bei der zunächst geplanten vollstän-

digen Übernahme des spanischen Energieversorgers Endesa

und die später von E.ON mit Enel und Acciona geschlossene

Vereinbarung zur Übernahme eines umfangreichen Beteili-

gungspakets mit Aktivitäten vornehmlich in Spanien, Italien

und Frankreich.

Weitere wichtige Beratungen und Beschlussfassungen betra-

fen Aktivitäten in Hinblick auf den Eintritt in den russischen

Strommarkt und den konsequenten Ausbau der Aktivitäten

im Bereich der Erneuerbaren Energien. In diesem Zusammen-

hang informierte uns der Vorstand insbesondere umfassend

über die Privatisierung des russischen Strommarktes und

den Erwerb des russischen Großkraftwerksunternehmens

OGK-4 sowie den Kauf von Windparkbetreibern in Europa

und den USA.

Darüber hinaus berichtete der Vorstand eingehend über ver-

schiedene geschäftsstrategisch besonders relevante Projekte,

insbesondere über Gasspeicherprojekte in Österreich und

Deutschland, die Akquisition von Gasförderlizenzen in der

norwegischen Nordsee, die angestrebte Beteiligung an dem

sibirischen Erdgasfeld Yushno Russkoje, die Beteiligung an

dem Bau der Nordeuropäischen Gaspipeline sowie die Abga-

be der Beteiligung an der RAG. Zusätzlich wurden wir über

den geplanten Erwerb der 44,6-prozentigen Beteiligung von

Statkraft an E.ON Sverige informiert.

Energiepolitische Rahmenbedingungen Der Vorstand informierte uns detailliert über die Entwicklung

der energiepolitischen Rahmenbedingungen für die Strom-

und Gaswirtschaft. In diesem Zusammenhang haben wir uns

intensiv mit den diesbezüglichen Gesetzgebungs- und Regu-

lierungsverfahren sowie deren Auswirkungen auf unsere

Märkte und den E.ON-Konzern befasst. Wesentliche Themen

waren:

• das Energiepaket der Europäischen Union (EU),

• die Klimapolitik der EU und die Entwicklung des europa-

weiten Emissionshandels, einschließlich des nationalen

Allokationsplans II,

• der Entwurf der EU-Kommission für ein drittes Regu-

lierungspaket einschließlich der Vorschläge zur Netz-

entflechtung,

• die Klima- und Umweltpolitik der Bundesregierung,

16

• die Netzentgeltgenehmigungsverfahren der Bundesnetz-

agentur sowie

• die Novellierung des Gesetzes gegen Wettbewerbs-

beschränkungen.

In diesem Rahmen haben wir auch eingehend Themen des

von der Bundeskanzlerin initiierten Energiegipfels zu Fragen

des zukünftigen Energiemixes besprochen.

Wirtschaftliche Lage und Mittelfristplanung Ausführlich erörterten wir die wirtschaftliche Lage der Kon-

zerngesellschaften vor dem Hintergrund der Entwicklung

auf den europäischen und internationalen Energiemärkten,

über die uns der Vorstand kontinuierlich informiert hat. Wir

berieten außerdem eingehend die Mittelfristplanung des

Konzerns für die Jahre 2008 bis 2010 einschließlich der geplan-

ten Investitionen und den zentralen Themen der konzern-

weiten Personalarbeit. Der Vorstand unterrichtete uns darüber

hinaus, in welchem Umfang derivative Finanzinstrumente

eingesetzt wurden.

Corporate Governance Auch die Weiterentwicklung der Corporate Governance bei

E.ON haben wir regelmäßig behandelt. Wir haben überprüft,

dass die Corporate-Governance-Grundsätze gemäß der am

13. Dezember 2006 abgegebenen Entsprechenserklärung im

Geschäftsjahr 2007 von der E.ON AG eingehalten wurden. Die

Entsprechenserklärung zum Corporate Governance Kodex

gemäß § 161 Aktiengesetz ist im Internet unter www.eon.com

veröffentlicht.

Sitzungen der Ausschüsse Das Präsidium des Aufsichtsrats hat sich in vier Sitzungen

intensiv mit Berichten des Vorstands befasst. Insbesondere

wurden in diesem Gremium die Sitzungen des Aufsichtsrats

der E.ON AG vorbereitet. Darüber hinaus hat das Präsidium

Vorstandsangelegenheiten – wie zum Beispiel die Bestellung

von Herrn Dr. Teyssen zum stellvertretenden Vorsitzenden

der E.ON AG und die Regelungen über die Vorstandsbezüge –

diskutiert und beschlossen. In zwei gemeinsamen Sitzungen

mit dem Finanz- und Investitionsausschuss wurde unter ande-

rem das endgültige Angebot für Endesa beraten.

Im Finanz- und Investitionsausschuss wurden in sieben Sitzun-

gen Berichte des Vorstands behandelt. Schwerpunkte der

ausführlichen Berichterstattung waren das Übernahmean-

gebot für den spanischen Versorger Endesa, das Aktienrück-

kaufprogramm, Gasspeicher- und Windkraftprojekte in Europa

und den USA, die Akquisition von Anteilen an norwegischen

Gasfeldern und ein Kraftwerksprojekt in Russland. Ferner

waren geplante Finanzierungsmaßnahmen, die Übernahme

der Anteile von Statkraft an E.ON Sverige und die Mittel-

fristplanung Gegenstand intensiver Beratungen. In diesem

Zusammenhang wurden in den Sitzungen außerdem die ent-

sprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats zu zustimmungs-

pflichtigen Geschäften vorbereitet bzw. im Rahmen der

Bestimmungen der Geschäftsordnung selbst gefasst. Zwischen

den Sitzungen wurden in drei schriftlichen Umlaufverfahren

Beschlüsse zu Kraftwerksprojekten in Deutschland und Russ-

land sowie zu Finanzierungsmaßnahmen herbeigeführt.

Der Prüfungsausschuss erörterte in fünf Sitzungen insbeson-

dere den Jahresabschluss der E.ON AG und den Konzernab-

schluss, die Quartalsabschlüsse, Fragen der Rechnungslegung,

des Risikomanagements und der Zusammenarbeit mit den

Abschlussprüfern. Ferner befasste sich der Ausschuss aus-

führlich mit den Regeln für die Genehmigung nicht prüfungs-

bezogener Dienstleistungen des Abschlussprüfers, der Ver-

sicherungspolitik, dem E.ON-Compliance-System und dem

System zur Sicherstellung der Richtigkeit der nach deutschem

Recht zu beeidenden Jahres- und Quartalsabschlüsse (soge-

nannter Bilanzeid).

Prüfung und Feststellung des Jahresabschlusses,Billigung des Konzernabschlusses, Gewinnverwen-dungsvorschlag Der Jahresabschluss der E.ON AG zum 31. Dezember 2007

sowie der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste

Lagebericht wurden durch den von der Hauptversammlung

gewählten und vom Aufsichtsrat beauftragten Abschlussprü-

fer, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschafts-

prüfungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem

uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Das gilt

auch für den Konzernabschluss, der nach den International

Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt ist. Der vor-

liegende IFRS-Konzernabschluss befreit von der Pflicht, einen

Konzernabschluss nach deutschem Recht aufzustellen. Ferner

prüfte der Abschlussprüfer das Risikofrüherkennungssystem

der E.ON AG. Diese Prüfung ergab, dass das System seine

Aufgaben erfüllt. Die Abschlüsse, der zusammengefasste

Lagebericht sowie die Prüfungsberichte des Abschlussprüfers

wurden nach Vorprüfung durch den Prüfungsausschuss allen

Mitgliedern des Aufsichtsrats ausgehändigt. Sie wurden im

Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichts-

rats – jeweils in Gegenwart des Abschlussprüfers – ausführ-

lich besprochen.

17An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Corporate Governance Konzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

Bericht des Aufsichtsrats

Den Jahresabschluss der E.ON AG und den Konzernabschluss,

den zusammengefassten Lagebericht und den Vorschlag des

Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns haben wir –

in Kenntnis und unter Berücksichtigung des Berichts des Ab-

schlussprüfers und den Ergebnissen der Vorprüfung durch den

Prüfungsausschuss – in unserer Sitzung am 5. März 2008 ge-

prüft. Es bestanden keine Einwände; der zusammengefasste

Lagebericht entsprach darüber hinaus den Berichten des Vor-

stands an den Aufsichtsrat. Den Bericht des Abschlussprüfers

haben wir zustimmend zur Kenntnis genommen.

Den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss der E.ON AG

sowie den Konzernabschluss haben wir gebilligt. Der Jahres-

abschluss ist damit festgestellt. Dem zusammengefassten

Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unter-

nehmensentwicklung, stimmen wir zu.

Den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine

Dividende von 4,10 pro dividendenberechtigter Aktie vor-

sieht, haben wir auch im Hinblick auf die Liquidität der Gesell-

schaft sowie ihre Finanz- und Investitionsplanung geprüft.

Der Vorschlag entspricht dem Gesellschaftsinteresse unter

Berücksichtigung der Aktionärsinteressen. Daher schließen

wir uns dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an.

Personelle Veränderungen im Vorstand In der Sitzung des Aufsichtsrats am 30. Mai 2007 haben wir

Herrn Dr. Wulf H. Bernotat für die Zeit vom 1. Mai 2008 bis

zum 30. April 2010 wieder zum Mitglied des Vorstands bestellt

und erneut zum Vorsitzenden des Vorstands ernannt.

Mit Wirkung zum 1. März 2008 haben wir in der Sitzung

des Aufsichtsrats am 17. Dezember 2007 außerdem Herrn

Dr. Johannes Teyssen zum stellvertretenden Vorstands-

vorsitzenden ernannt.

Herr Dr. Hans Michael Gaul schied Ende März 2007 und Herr

Dr. Burckhard Bergmann Ende Februar 2008 aus dem E.ON-

Vorstand aus. Mit dem Ausscheiden aus dem Vorstand der

E.ON AG endete auch das Mandat von Herrn Dr. Bergmann

als Vorstandsvorsitzender der E.ON Ruhrgas AG. Wir danken

Herrn Dr. Gaul und Herrn Dr. Bergmann auch an dieser Stelle

für ihre herausragenden Verdienste um den Konzern. Sie

haben die Fokussierung von E.ON zu einem reinen Energie-

unternehmen maßgeblich mitgestaltet und sich mit großem

persönlichem Engagement für die erfolgreiche Fortentwick-

lung des Unternehmens eingesetzt.

Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat und denAusschüssenIm Aufsichtsrat der E.ON AG hat es im vergangenen Jahr bei

den Vertretern der Anteilseigner und der Arbeitnehmer Ver-

änderungen gegeben.

Herr Dr. Gerhard Cromme schied mit Wirkung zum 30. Juni 2007

aus unserem Gremium und damit auch aus dem Finanz- und

Investitionsausschuss aus. Herr Dr. Cromme hat den Wandel

des Konzerns zu einem international führenden Energie-

unternehmen mit kompetentem Rat und unternehmerischer

Weitsicht begleitet. Wir danken ihm auch an dieser Stelle für

sein großes Engagement.

Als Nachfolger für Herrn Dr. Cromme konnten wir mit Wirkung

zum 4. Juli 2007 Herrn Dr. Theo Siegert für die Mitwirkung in

unserem Gremium gewinnen. Zum neuen Mitglied im Finanz-

und Investitionsausschuss haben wir Herrn Prof. Dr. Ulrich

Lehner gewählt.

Herr Seppel Kraus schied mit Wirkung zum 31. Juli 2007 aus

dem Aufsichtsrat aus. Wir danken Herrn Kraus auch an die-

ser Stelle für die engagierte Mitwirkung und die konstruktive

Zusammenarbeit im Aufsichtsrat. Als Nachfolger wurde mit

Wirkung zum 1. August 2007 Herr Sven Bergelin als Vertreter

der Arbeitnehmer zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt.

Als Nachfolger für Herrn Ulrich Otte, der am 31. Dezember

2006 aus dem Aufsichtrat ausgeschieden ist, wurde mit Wir-

kung vom 4. Januar 2007 Herr Hans Wollitzer gerichtlich bestellt.

In unserer Sitzung am 6. März 2007 haben wir Frau Gabriele

Gratz als Nachfolgerin von Herrn Otte zum neuen Mitglied

des Prüfungsausschusses gewählt.

Der Aufsichtsrat dankt den Vorständen, Betriebsräten sowie

allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern des E.ON-Konzerns

für ihren Einsatz und die geleistete Arbeit.

Düsseldorf, den 5. März 2008

Der Aufsichtsrat

Ulrich Hartmann

Vorsitzender

18


Aufsichtsrat

Ehrenvorsitzender desAufsichtsrats

Prof. Dr. Günter VogelsangDüsseldorf

Aufsichtsrat

Ulrich HartmannDüsseldorf

Vorsitzender

Hubertus SchmoldtVorsitzender der

Industriegewerkschaft Bergbau,

Chemie, Energie, Hannover

stellv. Vorsitzender

Dr. Karl-Hermann BaumannMünchen

Sven Bergelinver.di Bundesfachgruppenleiter

Energiewirtschaft, Berlin

(seit 1. August 2007)

Dr. Rolf-E. BreuerFrankfurt am Main

Dr. Gerhard CrommeVorsitzender des Aufsichtsrats der

ThyssenKrupp AG, Düsseldorf

(bis 30. Juni 2007)

Gabriele GratzBetriebsratsvorsitzende der

E.ON Ruhrgas AG, Essen

Wolf-Rüdiger Hinrichsenstellv. Vorsitzender des Konzern-

betriebsrats der E.ON AG, Düsseldorf

Ulrich HockerHauptgeschäftsführer der Deutsche

Schutzvereinigung für Wertpapier-

besitz e.V., Düsseldorf

Eva KirchhofDipl.-Physikerin, München

Seppel KrausGewerkschaftssekretär, München

(bis 31. Juli 2007)

Prof. Dr. Ulrich LehnerVorsitzender der Geschäftsführung der

Henkel KGaA, Düsseldorf

Dr. Klaus LiesenEhrenvorsitzender der Aufsichtsräte

der E.ON Ruhrgas AG, Essen, sowie der

Volkswagen AG, Wolfsburg

Erhard OttMitglied des ver.di-Bundesvorstands,

Berlin

Hans PrüferVorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON AG, Düsseldorf

Klaus Dieter RaschkeVorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON Energie AG, Hannover

Dr. Henning Schulte-NoelleVorsitzender des Aufsichtsrats der

Allianz SE, München

Dr. Theo SiegertGeschäftsführender Gesellschafter der

de Haen-Carstanjen & Söhne, Düsseldorf

(seit 4. Juli 2007)

Prof. Dr. Wilhelm SimsonMünchen

Gerhard SkupkeVorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree

Dr. Georg Frhr. von WaldenfelsStaatsminister a.D., Rechtsanwalt,

München

Hans WollitzerVorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON Energie AG, München

(seit 4. Januar 2007)

Ausschüsse des Aufsichtsrats

PräsidialausschussUlrich Hartmann, Vorsitzender

Wolf-Rüdiger Hinrichsen

Hubertus Schmoldt

Dr. Henning Schulte-Noelle

PrüfungsausschussDr. Karl-Hermann Baumann,

Vorsitzender

Gabriele Gratz (seit 6. März 2007)

Ulrich Hartmann

Klaus Dieter Raschke

Finanz- und InvestitionsausschussUlrich Hartmann, Vorsitzender

Dr. Gerhard Cromme

(bis 30. Juni 2007)


Prof. Dr. Ulrich Lehner

(seit 1. Juli 2007)

Hubertus Schmoldt

Nominierungsausschuss(seit 17. Dezember 2007)

Ulrich Hartmann



20 Das Jahr 2007 im Überblick

AprilE.ON stellt mit einer neuen Vorstandsstruktur die Weichen für

eine noch stärkere Marktorientierung und das weitere Wachs-

tum des Konzerns. Dem Vorstand gehören jetzt neben dem

Vorstandsvorsitzenden (CEO), dem Finanzvorstand (CFO) und

dem Arbeitsdirektor ein Chief Operating Officer (COO) sowie

ein Mitglied für den Bereich Corporate Development/New

Markets an.

E.ON unterzeichnet eine Vereinbarung mit dem italienischen

Energieversorger Enel und dem spanischen Baukonzern

Acciona, um die festgefahrene Situation beim Übernahme-

angebot für Endesa zu beenden. E.ON verpflichtet sich, keine

Minderheitsposition bei Endesa zu übernehmen. Im Gegen-

zug verpflichteten sich Enel und Acciona, ein Übernahme-

angebot für Endesa abzugeben. Wenn Enel und Acciona die

Kontrolle über Endesa erreichen, erhält E.ON die Möglichkeit,

ein umfangreiches Beteiligungspaket mit Aktivitäten unter

anderem in Spanien, Italien und Frankreich zu erwerben. Der

Abschluss der Transaktion soll im Jahr 2008 erfolgen.

Energieeffizienz und Klimaschutz stehen im Zentrum unserer

verstärkten Forschungsaktivitäten. Das E.ON Energy Research

Center nimmt seine Arbeit auf. Für das Projekt, das E.ON mit

der RWTH in Aachen ins Leben gerufen hat, stellt der Konzern

in den nächsten zehn Jahren rund 40 Mio € bereit.

MaiE.ON stellt ein umfangreiches strategisches Maßnahmen-

paket und ein auf 60 Mrd € erweitertes Investitionspro-

gramm vor. E.ON wird mit einer weiter optimierten Geschäfts-

steuerung die Chancen der fortschreitenden europäischen

Marktintegration nutzen, die Performance verbessern, die

Ergebnisse nachhaltig steigern und eine deutlich effizientere

Kapitalstruktur erreichen.

JanuarEin Sturm in Südschweden beschädigt in einigen Gebieten

das Stromverteilungsnetz erheblich. Ungefähr 170.000 E.ON-

Kunden sind teilweise für längere Zeit ohne Strom. Durch

den engagierten Einsatz unserer Monteure können wir die

unvermeidlichen Störungen beseitigen und die Versorgungs-

sicherheit unserer Kunden rasch wieder gewährleisten.

E.ON Ruhrgas erwirbt drei weitere Lizenzen für die Gasproduk-

tion in Norwegen. Außerdem wird E.ON Ruhrgas Norge in

einer Lizenz als Betriebsführer anerkannt. Für E.ON ein wei-

terer Erfolg, der uns den Zugang zu wichtigen Erdgasquellen

sichert.

FebruarDie E.ON-Tochter E WIE EINFACH geht an den Start. Als erstes

Unternehmen bietet E.ON Strom und Gas in ganz Deutschland

zu günstigen Tarifen an und kurbelt damit den Wettbewerb

nachhaltig an. Zum Jahresende 2007 hat unsere Vertriebs-

tochter mehr als 450.000 Kunden.

Im Rahmen unserer Wettbewerbsinitiative findet eine Auktion

von Erdgas-Speicherkapazitäten der E.ON Ruhrgas statt. Bei

der ersten Auktion dieser Art werden 200 Millionen Kubik-

meter Speicherkapazitäten versteigert.

+ + + Versorgungssicherheit + + + Klimaschutz + + + Wachstum + + + Marktorientierte Organisation + + + Wettbewerb +


AugustE.ON übernimmt den Windparkbetreiber ENERGI E2 Renovables

Ibéricas (E2-I) vom dänischen Stromkonzern Dong Energy.

Durch die Übernahme baut E.ON sein Windenergiegeschäft

aus. E2-I erzeugt in Spanien und Portugal Strom aus Erneuer-

baren Energien mit einer Gesamtkapazität von derzeit rund

260 MW. E.ON wächst so in neuen Märkten und baut sein

Geschäft mit Erneuerbaren Energien weiter aus.

E.ON beantragt das Delisting ihrer American Depositary Shares

(ADS) von der New Yorker Börse (NYSE) sowie die Deregistrie-

rung und Beendigung ihrer Berichtspflichten bei der amerika-

nischen Börsenaufsicht Securities and Exchange Commission

(SEC). Das Delisting wird am 7. September 2007 nach Börsen-

schluss in New York wirksam.

SeptemberE.ON wird in den wichtigsten Index für nachhaltige Unterneh-

men, den Dow Jones Sustainability Index (DJSI), aufgenommen

und wird dadurch für Investoren, die auf gesellschaftliche

Verantwortung setzen und häufig langfristig orientiert sind,

noch attraktiver.

E.ON legt den Standort für die Errichtung eines zukunfts-

weisenden Kraftwerks fest: In Wilhelmshaven wird E.ON im

Rahmen der Forschungsinitiative innovate.on das weltweit

erste Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von über 50 Pro-

zent und einer Leistung von 500 MW für rund 1 Mrd € errich-

ten. Dabei müssen die Materialien Dampftemperaturen von

700 °C standhalten. Das Kraftwerk soll 2014 in Betrieb gehen.

JuniE.ON unterzeichnet einen Vertrag über den Verkauf ihrer

50,1-prozentigen Beteiligung am österreichischen Telekom-

munikations-Unternehmen ONE GmbH an ein Bieterkonsor-

tium aus France Télécom und dem Finanzinvestor Mid

Europa Partners. Damit hat E.ON alle Beteiligungen außer-

halb des Energiegeschäfts erfolgreich abgegeben.

Als erstes Unternehmen in Europa testet E.ON im Rahmen der

Forschungsinitiative innovate.on in Schweden ein neues

Verfahren, mit dem sich bis zu 90 Prozent des Kohlendioxids

(CO2) aus den Rauchgasen von Kraftwerken entfernen lassen,

und leistet so einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz.

E.ON beginnt mit dem Rückkauf eigener Aktien. Bis Ende

2008 sollen Aktien in der Größenordnung von insgesamt

7 Mrd € zurückgekauft werden, die Hälfte davon noch im

Jahr 2007. Diese Maßnahme dient der Optimierung der

Kapitalstruktur.

JuliE.ON stellt ein Bündel von Maßnahmen vor, um das Emissions-

handelssystem auf europäischer Ebene weiterzuentwickeln

und seine Effizienz und Transparenz zu erhöhen. Nur so lassen

sich die ambitionierten Klimaziele der EU erreichen, ohne

die Wettbewerbsfähigkeit Europas gegenüber anderen Indus-

trieregionen zu gefährden.

+ + Optimierte Kapitalstruktur + + + Versorgungssicherheit + + + Klimaschutz + + + Wachstum + + + Marktorientierte Organisation + + +

Das Jahr 2007 im Überblick22

OktoberE.ON begibt über die E.ON International Finance B.V. eine

Euro-Benchmark-Anleihe im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd € im

internationalen Kapitalmarkt. Die mehrfach überzeichnete An-

leihe konnte mit großem Erfolg bei einer Vielzahl von internatio-

nalen Investoren platziert werden. Mit der Emission reagiert

E.ON gezielt auf eine temporäre Verbesserung der Situation

an den Finanzmärkten.

In Russland übernimmt E.ON die Mehrheit am Großkraftwerks-

unternehmen OGK-4. Das Unternehmen betreibt vier Gaskraft-

werke und ein Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität

von insgesamt rund 8.600 MW und plant den Bau weiterer,

moderner Kraftwerke mit einer Kapazität von 2,4 Gigawatt

bis 2011 an vorhandenen Standorten. Der russische Markt ist

außerordentlich attraktiv und bietet gute Chancen für

Wachstum.

E.ON und Statkraft unterzeichnen einen Letter of Intent für

einen Beteiligungstausch. Danach wird E.ON den 44,6-prozen-

tigen Anteil von Statkraft an E.ON Sverige übernehmen und

damit künftig als alleiniger Aktionär (bis auf Minderheitsan-

teile von 0,05 Prozent) von E.ON Sverige seine Position im

nordischen Markt festigen. Im Gegenzug erhält Statkraft von

E.ON Kraftwerksbeteiligungen in Schweden, Deutschland

und England sowie zum Ausgleich der Wertdifferenz E.ON-

Aktien. Der Abschluss der Vereinbarungen soll im ersten

Halbjahr 2008 erfolgen.

E.ON begibt über die E.ON International Finance B.V. eine

Benchmark-Anleihe in britischen Pfund im Gesamtvolumen

von 1,5 Mrd GBP im internationalen Kapitalmarkt. Die deut-

lich überzeichnete Anleihe konnte mit großem Erfolg bei

einer Vielzahl von institutionellen Investoren platziert werden.

E.ON erwirbt 28 Prozent an zwei bedeutenden norwegischen

Erdgasfeldern Skarv und Idun, die zu den größten und attrak-

tivsten noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens

zählen. Die Aufnahme der Produktion ist für 2011 geplant. E.ON

wird aus diesen Feldern über mindestens 10 Jahre jährlich

im Durchschnitt rund 1,4 Mrd m3 Erdgas beziehen und leistet

damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit.

+ + + Wettbewerb + + + Optimierte Kapitalstruktur + + + Versorgungssicherheit + + + Klimaschutz + + + Marktorientierte Organisation + + +

NovemberE.ON, ThyssenKrupp und RWE veräußern ihre RAG-Aktien. Die

drei Gesellschafter halten insgesamt 90 Prozent des Aktien-

kapitals. Die Übertragung der Aktienpakete an den Käufer,

die RAG-Stiftung, wird zu einem symbolischen Kaufpreis von

jeweils 1 € vollzogen.

E.ON schließt eine Erhöhung der bestehenden syndizierten

Kreditlinie von 10 Mrd € auf 15 Mrd € erfolgreich ab. Der Auf-

stockungsbetrag der Kreditlinie wurde innerhalb weniger

Wochen platziert und war trotz des schwierigen Marktum-

felds deutlich überzeichnet.

DezemberE.ON übernimmt mit den Gesellschaften Airtricity Inc. und

Airtricity Holding (Canada) Ltd. (zusammen Airtricity) das

Nordamerikageschäft des irischen Windparkbetreibers Airtricity

Holding Ltd. Airtricity betreibt Windparks mit gut 250 MW

installierter Kapazität. Mit dem Erwerb erhöht E.ON seine

Windkraftkapazitäten auf rund 900 MW und gehört damit

schon jetzt zu den größten Windparkbetreibern der Welt.

Investitionen in neue Märkte, Ausbau bestehender

Marktpositionen, organische Weiterentwicklung – egal,

auf welcher Ebene Wachstum stattfindet: Es ist in

jedem Fall unerlässlich. Und es muss werthaltig sein.

So wie unser 60 Mrd -Investitionsprogramm.

Wachstum + + + Wettbewerb + + + Versorgungssicherheit + + + + + + Wachstum + + +

E.ON tritt in den russischen Strommarkt ein.Mit einem Wachstum von jährlich fünf Prozent gehört Russland zu den größten und wachstums-

stärksten Strommärkten weltweit. Mit der Übernahme von OGK-4 nimmt E.ON heute eine führende

Position im russischen Strommarkt ein.

OGK-4 betreibt vier Gaskraftwerke und ein Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität von

insgesamt 8.600 Megawatt. Die Anlagen sind relativ jung, modern und haben eine hohe Auslastung.

Sie zählen zu den besten und leistungsfähigsten in Russland und liegen in den wachstumsstärksten

Regionen des Landes, sodass der Kaufpreis für 76,1 Prozent von 4,6 Mrd ein deutlich wert-

schaffendes Investment ist.

Die fünf Großkraftwerke erstrecken sich über eine Distanz von mehr als 4.000 Kilometer – das

zeigt die enorme Größe und das Marktpotenzial Russlands. Allein am Standort des größten

dieser Kraftwerke, Surgutskaya 2 in Sibirien, sollen bis 2010 Erzeugungskapazitäten von 800 Mega-

watt hinzukommen. Insgesamt plant E.ON an den Standorten von OGK-4 den Bau zusätzlicher

Kraftwerke mit insgesamt rund 2.400 Megawatt Kapazität. E.ON nutzt mit OGK-4 so aktiv die

Chancen für weiteres organisches Wachstum im vielversprechenden russischen Markt.

Surgutskaya 2 istmit einer Kapazitätvon 4.800 Megawatteines der größtenKraftwerke der Welt.

25

Добро пожаловать в компанию «Э.ОН»! Von 0 auf 8.600

Zusammengefasster Lagebericht

Geschäft und Rahmenbedingungen

Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit 2007

E.ON ist eines der weltweit größten privaten Energieunter-

nehmen mit einem Umsatz von 68,7 Mrd und rund 88.000

Mitarbeitern. Unser Geschäft erstreckt sich entlang der

gesamten Wertschöpfungskette im Strom- und Gasbereich

und ist gemäß der Struktur unserer Zielmärkte in Market

Units gegliedert. Das Unternehmen konzentriert sich auf die

Zielmärkte Zentraleuropa, Großbritannien, Nordeuropa und

den Mittleren Westen der USA. Im Jahr 2008 sollen die beste-

henden Market Units durch die geografischen Market Units

Russia und Italy sowie die funktionalen Market Units Climate

& Renewables und Energy Trading ergänzt werden. Die sich

hieraus ergebenden Veränderungen für unsere Market-Unit-

Struktur und die Berichtssegmente sind im Prognosebericht

(Seite 68) erläutert.

Hauptaufgabe des Corporate Centers ist die Führung von

E.ON als integriertes Energieunternehmen, die strategische

Weiterentwicklung, die Steuerung sowie Sicherung der

erforderlichen Finanzierungsmittel, die marktübergreifende

Steuerung des Gesamtgeschäfts, die Risikosteuerung und

die laufende Optimierung des Portfolios. Wir verfolgen eine

wertorientierte Unternehmenspolitik, die auf verbesserte

Wettbewerbsfähigkeit und profitables Wachstum zielt.

Das Segment Corporate Center/Neue Märkte umfasst die

E.ON AG, Düsseldorf, und direkt von der E.ON AG geführte

Beteiligungen. Bis zum Jahresende 2008 werden auch neue

26

Adjusted EBIT um 10 Prozent gesteigertOperativer Cashflow über VorjahresniveauDividendenerhöhung auf 4,10 vorgesehenAnstieg beim Adjusted EBIT für das Jahr 2008 erwartet

E.ON-Konzern1)

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

Konzernüberschuss

Konzernüberschussder Gesellschafter der E.ON AG


ROCE (in %)

Value Added



Investitionen


2006

64.091

11.724

8.356

6.082

5.586

4.682

13,8

2.916

7.161

–18.233

5.037

80.612

+/– %

+7

+6

+10

+27

+29

+9

+0,72)

+17

+22

–32

+124

+9

2007

68.731

12.450

9.208

7.724

7.204

5.115

14,5

3.417

8.726

–24.138

11.306

87.815

1) Alle folgenden Erläuterungen zum E.ON-Konzern gelten gleichermaßen für die E.ON AG.

2) Veränderung in Prozentpunkten3) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Market Units – mit Ausnahme von Energy Trading – diesem

Segment zugeordnet. Für das Jahr 2007 betrifft dies die im

zweiten Halbjahr erworbenen Mehrheitsbeteiligungen an dem

russischen Großkraftwerksunternehmen OGK-4 und den Wind-

parkbetreibern ENERGI E2 Renovables Ibéricas in Spanien sowie

Airtricity in Nordamerika. Darüber hinaus ordnen wir diesem

Segment die Konsolidierungsmaßnahmen im Rahmen des

Konzernabschlusses zu.

Die Führungsgesellschaften der Market Units Central Europe,

Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest sind verant-

wortlich für das Management der Zielmärkte. Business Units

führen das operative Geschäft.

E.ON Energie mit Sitz in München ist die Führungsgesell-

schaft der Market Unit Central Europe. Sie ist für das Strom-

geschäft und das Downstream-Gasgeschäft in Zentraleuropa

zuständig.

Die Geschäftsfelder Zentraleuropa West Strom und West Gas

(im Wesentlichen Deutschland, die Niederlande und Italien)

umfassen:

• Betrieb konventioneller und nuklearer Kraftwerke sowie

die Stromerzeugung aus regenerativen Energien

• Stromtransport über Hoch- und Höchstspannungsnetze

• Regionale Verteilung von Strom, Gas und Wärme

• Stromhandel sowie Strom-, Gas- und Wärmevertrieb

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost (Tschechien, Slowakei,

Ungarn, Bulgarien, Rumänien) sind die Beteiligungen an den

dortigen regionalen Strom- und Gasversorgern zusammen-

gefasst.

Im Geschäftsjahr 2007 versorgte Central Europe – einschließ-

lich wesentlicher Minderheitsbeteiligungen – rund 17 Millionen

Kunden im In- und Ausland mit Strom und Gas.

In der Market Unit Pan-European Gas ist E.ON Ruhrgas, Essen,

als Führungsgesellschaft für das Management der vertikal

integrierten Wertschöpfungskette im europäischen Gasge-

schäft verantwortlich. E.ON Ruhrgas E&P beteiligt sich im

Upstream-Bereich an der Gasförderung. Im Midstream-Geschäft

werden Gaseinkauf und Gasverkauf gebündelt und das

gesamte technische System betreut. Das Gastransportnetz

wird von E.ON Gastransport vermarktet. Für Downstream-

Beteiligungen sind E.ON Ruhrgas International und Thüga

zuständig. Thüga konzentriert sich in Deutschland auf Minder-

heitsbeteiligungen an kommunalen Gas- und Stromversor-

gern. In Italien wurden bisher überwiegend Mehrheitsbetei-

ligungen an regional tätigen Gasversorgungsunternehmen

erworben. Bei E.ON Ruhrgas International liegt der Fokus auf

Energiebeteiligungen im übrigen europäischen Ausland mit

dem Schwerpunkt auf Osteuropa.

Die Market Unit UK wird von E.ON UK mit Sitz in Coventry,

England, geführt. Sie ist für das Energiegeschäft in Groß-

britannien zuständig. Das regulierte Geschäft beinhaltet die

Stromverteilung durch Central Networks. Zum unregulierten

Geschäft zählen Energiegroßhandel, Endkundengeschäft und

der Bereich Energy Services. Die Energiegroßhandelsakti-

vitäten umfassen die Stromerzeugung, den Energiehandel,

den Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die Entwick-

lung und den Betrieb von Anlagen zur Stromerzeugung aus

Erneuerbaren Energien und die Entwicklung bzw. Betriebsfüh-

rung von Kraftwerken. Im Endkundengeschäft werden Strom-

und Gasdienstleistungen an Haushalts- und Geschäftskunden

verkauft. Im Jahr 2007 belieferte E.ON UK etwa 8 Millionen

Kunden. Davon waren 7,4 Millionen Haushaltskunden und

0,6 Millionen Geschäftskunden.

E.ON Nordic (Sitz in Malmö, Schweden) ist die Führungsge-

sellschaft der Market Unit Nordic. Das operative Geschäft

wird durch das integrierte Energieunternehmen E.ON Sverige

geführt, an dem E.ON Nordic eine Mehrheitsbeteiligung hält.

E.ON Sverige ist vor allem in Schweden, in geringerem Umfang

aber auch in Dänemark und Finnland aktiv.

Das operative Geschäft umfasst die Stromerzeugung, die

Wärmeerzeugung, die Strom- und Gasverteilung, das End-

kundengeschäft in den Bereichen Strom-, Gas- und Wärme-

versorgung sowie den Energiehandel. Ende des Jahres 2007

belieferte E.ON Nordic etwa eine Million Kunden.

Die Market Unit US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten

Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig. Das regulierte Geschäft

wird von den beiden Gesellschaften Louisville Gas and

Electric Company (LG&E) und Kentucky Utilities Company (KU)

betreut, die von E.ON U.S. mit Sitz in Louisville, Kentucky, USA,

geführt werden. Beide Energieunternehmen arbeiten mit

einem vertikal integrierten Geschäftsmodell. Die Aktivitäten

umfassen Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und

-vertrieb. Zusätzlich bietet LG&E Dienstleistungen in der Gas-

verteilung innerhalb ihres Versorgungsgebiets an.

LG&E und KU setzen Strom an rund 0,9 Millionen Kunden,

hauptsächlich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern

unterschiedliche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und

Gewerbekunden sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt LG&E

rund 0,3 Millionen Kunden in Kentucky mit Gas.

Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten

von zwei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an

denen US-Midwest Beteiligungen hält.


Geschäft und Rahmenbedingungen28

Corporate CenterE.ON AG, Düsseldorf

E.ON-Konzern: Market Units, Führungsgesellschaften, Geschäftsfelder und wesentliche Standorte1)

Central EuropeE.ON Energie AGMünchen, 100 %

Zentraleuropa West StromZentraleuropa West GasZentraleuropa OstSonstiges/Konsolidierung

Up-/MidstreamDownstream-Beteiligungen

Sonstiges/Konsolidierung

Reguliertes GeschäftUnreguliertes Geschäft





DeutschlandMünchenHannoverLandshutBayreuthRegensburgHelmstedtQuickbornKasselFürstenwalde/SpreeErfurtPaderbornKöln

NiederlandeDen HaagVoorburg

UngarnBudapest

TschechienČeské Budějovice

ItalienMailandDalmine

SlowakeiBratislava

RumänienBacau|aşi

BulgarienVarnaGorna

DeutschlandEssenMünchenNürnbergSaarbrückenFrankfurt/MainErfurtEmstekFriedeburg/Etzel

UngarnBudapest

RumänienTârgu Mures

FinnlandEspoo

LettlandRiga

LitauenVilnius

SlowakeiBratislava

RusslandMoskau

GroßbritannienLondonAberdeen

NorwegenStavanger

ItalienVerona

SchweizZug

GroßbritannienCoventryNottingham

SchwedenMalmö

FinnlandHelsinki

USALouisvilleLexington

Pan-European GasE.ON Ruhrgas AGEssen, 100 %

UKE.ON UK plcCoventry, 100 %

NordicE.ON Nordic ABMalmö, 100 %

US-MidwestE.ON U.S. LLCLouisville, 100 %

1) Struktur bis zum 31. Dezember 2007


Absatzmärkte und jeweilige Wettbewerbspositionen

Central EuropeNr. 2 in der Stromerzeugung

Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb

Pan-European GasNr. 1 in der europäischen Gasversorgung

UKNr. 2 in der Stromerzeugung

Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb

NordicNr. 4 in der Stromerzeugung

Nr. 3 im Stromvertrieb

US-MidwestNr. 1 in der Stromerzeugung in Kentucky

Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb in Kentucky

Neue MärkteDurch den Erwerb von OGK-4 im Jahr 2007 gehört E.ON zu

den führenden thermischen Stromerzeugern in Russland.

Mit der Akquisition von Airtricity North America und ENERGI E2

Renovables Ibéricas zählt E.ON mittlerweile zu den größten

Produzenten von Windenergie weltweit.

Strategie

E.ON gehört heute aufgrund einer gezielten Wachstums- und

Integrationsstrategie zu den führenden integrierten Energie-

unternehmen für Strom und Gas in Europa.

Grundlage hierfür ist eine nachhaltige Betätigung auf allen

Wertschöpfungsstufen (integriertes Geschäftsmodell).

• Die vertikale Integration von der Stromerzeugung in

Kraftwerken und der Gasproduktion (upstream) über

den Großhandel (midstream) bis zum Vertrieb beim

Endkunden (downstream) ermöglicht uns gleichzeitig

Geschäftsoptimierung und Risikosteuerung.

• Die horizontale Integration zwischen Strom und Gas gene-

riert aus dem Zusammenwachsen beider Energieträger –

insbesondere durch die zunehmend wichtigere Rolle

von Gas in der Stromerzeugung sowie auf der Vertriebs-

stufe – Synergie- und Wachstumspotenziale.

• Die zunehmende Erweiterung Europas und eine regionale

Integration eröffnen uns weitere Wachstumspotenziale

und bieten zunehmend Möglichkeiten zur Risiko- und

Asset-Optimierung.

E.ON besitzt damit eine ausgezeichnete Ausgangsposition,

um neuen Herausforderungen eines sich ändernden europä-

ischen Marktumfeldes zu begegnen.

Energiepolitisches Umfeld

EuropaDer Europäische Rat der Staats- und Regierungschefs hat

sich im Frühjahr 2007 unter deutscher Präsidentschaft für

eine integrierte europäische Energie- und Klimapolitik aus-

gesprochen. Dazu gehören gesetzliche Maßnahmen zur

Vollendung des Energiebinnenmarktes, ein anspruchsvolles

Klimaschutzpaket, Ziele für den Ausbau der Stromerzeugung

aus Erneuerbaren Energien und die Steigerung der Energie-

effizienz.

Im September 2007 legte die Kommission dazu ein drittes

Liberalisierungspaket vor. Ziel ist, auf dem europäischen

Strom- und Gasbinnenmarkt mehr Dynamik zu entfalten.

Das Paket enthält weitgehende Strukturmaßnahmen, unter

anderem Vorschläge für eine Eigentumsentflechtung des

Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetriebs von der Erzeu-

gung bzw. vom Import und vom Vertrieb sowie Vorschläge

zur Regulierung des Erzeugungs- und Großhandelsmarktes.

Darüber hinaus einigte sich der Europäische Rat im Frühjahr

2007 auf umfassende Klimaschutzziele, die bis 2020 erreicht

werden sollen. Beschlossen wurden unter anderem das von

der Kommission vorgeschlagene verbindliche Gesamtziel

zur Reduktion der Treibhausgasemissionen um mindestens

20 Prozent gegenüber 1990 sowie der Ausbau der Strom-

erzeugung aus Erneuerbaren Energien auf 20 Prozent vom

Energieverbrauch der EU.

Die Energieeffizienz soll ebenfalls deutlich gesteigert werden.

Das von der Kommission geschätzte gemeinschaftsweite

Einsparpotenzial von 20 Prozent soll bis zum Jahr 2020 aus-

geschöpft werden.

Entscheidungen über den Energiemix sollen von den Mit-

gliedstaaten beschlossen werden. Angesichts des hohen

Beitrags der Kernenergie zur Energieversorgung in der EU

betonte der Rat die Notwendigkeit eines breiten Dialogs über

die Chancen und Risiken der Kernenergie in der Gemeinschaft.

Geschäft und Rahmenbedingungen

DeutschlandDas Bundeskabinett hat vor dem Hintergrund der EU-Klima-

schutzziele im August 2007 Eckpunkte für ein integriertes

Energie- und Klimaprogramm (IEKP) beschlossen. Mit dem IEKP

sollen weltweit Maßstäbe gesetzt werden. Zur Umsetzung

der Eckpunkte beschloss das Bundeskabinett am 5. Dezember

2007 ein umfangreiches Maßnahmenpaket.

Das IEKP basiert auf dem Ziel, bis zum Jahr 2020 den Ausstoß

von Treibhausgasen in Deutschland um bis zu 40 Prozent

gegenüber 1990 zu verringern. Dazu sollen unter anderem

Energien effizienter eingesetzt werden und CO2-ärmere

Energieerzeugung verstärkt zum Einsatz kommen. Ein wei-

teres Ziel ist, bis zum Jahr 2020 durch die Erzeugung aus

dem Bereich Erneuerbare Energien 25 bis 30 Prozent des Strom-

verbrauchs zu decken.

Auf Basis der Emissionshandels-Richtlinie sind die EU-Mitglied-

staaten verpflichtet, Nationale Allokationspläne für die

Verteilung von CO2-Rechten vorzulegen. Der in Brüssel geneh-

migte Nationale Allokationsplan für die zweite Handelsperiode

trat in Deutschland im August 2007 als Zuteilungsgesetz

2012 in Kraft. Demnach wird in der zweiten Handelsperiode

die Gesamtzuteilung gegenüber der ersten Handelsperiode

verringert und von 2008 bis 2012 die jährliche Zuteilungs-

menge in Deutschland bei den Teilnehmern des Emissions-

handels um knapp 10 Prozent gekürzt und auf 453 Mio t CO2

begrenzt.

NetzentgeltgenehmigungsverfahrenAnfang Juli bzw. Anfang Oktober 2007 mussten die Strom-

und Gasnetzbetreiber in Deutschland zum zweiten Mal Anträge

zur Genehmigung ihrer Netzentgelte bei den zuständigen

Regulierungsbehörden stellen. In dieser zweiten Genehmi-

gungsrunde werden die Netzentgelte für 2008 bestimmt und

damit gleichzeitig die Ausgangsbasis für die ab 2009 star-

tende Anreizregulierung festgelegt. Wie in der ersten Entgelt-

runde ist es auch jetzt wieder zu Verzögerungen gekommen.

So hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) erst wenige Bescheide

im Strombereich für Wettbewerber erteilt. Die ersten Bescheide

für E.ON Energie stehen unmittelbar bevor. Auch im Gasbe-

reich, in dem noch drei Monate mehr Zeit ist, zeichnen sich

Verzögerungen ab.

AnreizregulierungIm November 2007 trat die Anreizregulierungsverordnung

in Kraft. Gemäß der Verordnung startet die Anreizregulierung

im Januar 2009. Es ist nun Aufgabe der BNetzA und der

Länderregulierungsbehörden, die Anreizregulierung konkret

auszugestalten und umzusetzen. Die BNetzA hat dazu Fest-

legungskompetenzen unter anderem bei der Definition des

kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes und der Parameter

für den Effizienzvergleich sowie bei der Ausgestaltung von

Investitionsbudgets zum Netzausbau.

GasnetzzugangDie deutsche Gaswirtschaft hatte im ersten Halbjahr 2006

eine Kooperationsvereinbarung über die künftige Abwick-

lung des Netzzugangs entwickelt. Das darin neben der Zwei-

vertragsvariante vorgesehene Einzelbuchungsmodell wurde

von der BNetzA am 17. November 2006 als nicht zulässig

bezeichnet. Daher war eine Überarbeitung der Kooperations-

vereinbarung erforderlich. Die mit der BNetzA abgestimmte

Fassung ist am 1. Juni 2007 mit Wirkung ab dem 1. Oktober

2007 in Kraft getreten.

Seit Beginn des neuen Gaswirtschaftsjahres zum 1. Oktober

2007 haben Transportkunden nun die Möglichkeit, grundsätz-

lich nur noch jeweils einen Ein- und einen Ausspeisevertrag

abzuschließen, um die Endkunden zu erreichen. Netzzugangs-

verträge, die nach Wirksamwerden der Kooperationsver-

einbarung (19. Juli 2006) geschlossen wurden, sind bis zum

1. April 2007 auf die Abwicklung nach dem Zweivertrags-

modell umgestellt worden. Alle anderen Altverträge wurden

bis zum 1. Oktober 2007 angepasst.

Das Zweivertragsmodell wird in den sogenannten Marktge-

bieten angewendet. Zu Beginn der Beratungen existierten

über 20 Marktgebiete in Deutschland, innerhalb denen Kapa-

zitäten frei zugeordnet werden konnten. BNetzA und Politik

forderten, diese Zahl deutlich zu reduzieren. E.ON Gastrans-

port (EGT) hat die Zahl ihrer Marktgebiete von vier auf zwei

reduziert. Aufgrund der unterschiedlichen Gasbeschaffen-

heiten weist das Transportnetz der EGT damit ein H- und ein

L-Marktgebiet auf. Derzeit führen die Marktgebietsbetreiber

Verhandlungen über die weitere Zusammenlegung von Markt-

gebieten zum 1. Oktober 2008. Es wird davon ausgegangen,

dass die Anzahl der Marktgebiete dann nur noch bei unge-

fähr zehn liegen wird.

30


Ende 2007 hat die BNetzA ein Konsultationsverfahren zur

Reformierung des Modellkonzepts zum Regel- und Ausgleichs-

energiemarkt im deutschen Gasmarkt eingeleitet. Die BNetzA

beabsichtigt eine grundlegende Neugestaltung des Aus-

gleichs- und Regelenergiemarktes zum 1. Oktober 2008.

Derzeit verhandeln die Verbände mit der BNetzA über das

Zielmodell.

Novelle des KartellrechtsIm Dezember 2007 trat die verschärfte kartellrechtliche Miss-

brauchsaufsicht im Strom- und Gasbereich in § 29 GWB in

Kraft. Demnach kann ein Missbrauch bereits dann unterstellt

werden, wenn ein Anbieter Entgelte fordert, die ungünstiger

sind als die Entgelte anderer Versorger, oder wenn ein markt-

beherrschendes Unternehmen Entgelte fordert, die die Kosten

in unangemessener Weise überschreiten.

Im Gegensatz zu dem Ziel der EU, den Wettbewerb zu stär-

ken, können mit diesem Gesetz die bisher nicht regulierten

Bereiche Erzeugung und Handel/Vertrieb unter eine stärkere

marktfremde staatliche Kontrolle fallen.

WettbewerbsmaßnahmenDie von E.ON bereits im Jahr 2006 angestoßene Initiative zur

Wettbewerbsbelebung – mit einer Reihe von Sofortmaßnah-

men in allen Segmenten der Wertschöpfungskette – wurde

im Jahr 2007 vollständig umgesetzt. Dazu gehören der Aus-

bau der Netzkuppelstellen zwischen Deutschland und den

Nachbarstaaten, die Veröffentlichung der relevanten Daten

über die verfügbare Kraftwerkskapazität, die Vermarktung

von Kraftwerkskapazität über die Strombörse EEX sowie die

Reduzierung der vier Marktgebiete innerhalb des Gastrans-

portnetzes von E.ON Gastransport auf jeweils ein H-Gas- und

ein L-Gas-Gebiet. Als wichtigen Beitrag zur Schaffung von

Transparenz veröffentlicht E.ON seit 2007 Erzeugungs- und

Netzdaten im Internet unter www.eon-schafft-transparenz.de.

Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Im Jahr 2007 befand sich die Weltwirtschaft in einem sehr

robusten Zustand, als im Sommer die Finanzmärkte nach

einer Krise am Immobilienmarkt in den USA instabiler wurden.

Nach Schätzungen des Sachverständigenrates der Bundes-

regierung zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Ent-

wicklung (SVR) lag das reale Wirtschaftswachstum 2007 mit

3,7 Prozent leicht unter dem Vorjahresniveau von 3,9 Prozent.

Ferner dämpfte der Ölpreis, der zeitweise fast die 100 US-$

pro Barrel-Marke erreichte, die konjunkturelle Entwicklung

und nährte Inflationsängste. Es zeigten sich aber regionale

Wachstumsunterschiede mit einer deutlichen wirtschaft-

lichen Expansion in China und anderen Schwellenländern,

schwächerem Zuwachs in Japan sowie einer leicht abge-

schwächten Entwicklung in der Europäischen Union.

Als Folge der Finanzkrise wird für 2007 ein deutlich geringeres

Wachstum in den USA erwartet.

Im Euro-Raum verlief die wirtschaftliche Entwicklung sehr

erfreulich. Träger des Wachstums waren die Investitionen

und der etwas schwächere Konsum. In Großbritannien und

Schweden trieben der Konsum und die Investitionen das

Wachstum an, während vom Außenbeitrag schwächere

Impulse kamen. In den Beitrittsländern zeigte sich laut SVR

wiederum ein dynamisches Wachstum für 2007. Während in

Polen eine robuste Investitionsgüternachfrage zu verzeichnen

war, boomte die tschechische Konjunktur aufgrund der guten

Konsumnachfrage und die Slowakei verzeichnete kräftige

Exportsteigerungen. In Deutschland schwächte sich das

Wachstum 2007 zwar aufgrund der zu Jahresanfang erhöhten

Umsatzsteuer ab, der befürchtete Einbruch blieb aber aus.

Das hohe Niveau der internationalen Energiepreise wurde

durch die gleichzeitige Abwertung des US-Dollars in seiner

Wirkung auf die Binnenkonjunktur abgemildert.

0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0

Deutschland

Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %

Entwicklung des realen Bruttoinlandsprodukts 2007

2,5

Frankreich 1,9

1,8

3,0

2,7

2,9

2,1

2,0

Italien

Spanien

Euro-Raum

Groß-britannien

2,6

Schweden

EU-16

EU-27

USA

Japan

Quelle: Sachverständigenrat, November 2007; Statistisches Bundesamt

3,3

3,7

Branchensituation

Der Primärenergieverbrauch in Deutschland, unserem wich-

tigsten Absatzmarkt, ist im Jahr 2007 wegen milder Tempera-

turen und hoher Energiepreise um 5 Prozent auf 472 Mio t

Steinkohleeinheiten (SKE) gegenüber dem Vorjahr zurückge-

gangen. Der Mineralölverbrauch sank um rund 10 Prozent

auf 160 Mio t SKE. Mit einem Anteil von über 33,8 Prozent

blieb Mineralöl der mit Abstand wichtigste Energieträger.

Der Erdgasverbrauch ging um 4,5 Prozent auf 107 Mio t SKE

zurück. In der Stromerzeugung erreichte der Erdgaseinsatz

nicht ganz das Vorjahresniveau. Auch die Industrie verbrauchte

weniger Erdgas als im Vorjahr. Der Verbrauch von Steinkohle

nahm durch die höhere Nachfrage der Elektrizitätswirtschaft

und der Stahlindustrie um 1,5 Prozent auf 66,6 Mio t SKE zu.

Der Braunkohleverbrauch nahm wegen höherer Kraftwerks-

nachfrage um rund 3 Prozent auf 55,2 Mio t SKE zu. Die

Stromerzeugung aus Kernenergie sank um 16 Prozent auf

52,3 Mio t SKE, weil einige Kraftwerke nicht oder nur teilweise

in Betrieb waren. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft

stieg leicht. Aus Windenergie und sonstigen Energieträgern

wurde 30 Prozent bzw. 18 Prozent mehr Strom erzeugt. Der

Anteil der Erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch

erreichte im Jahr 2007 6,6 Prozent gegenüber 5,4 Prozent im

Vorjahr.

Die Bruttostromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland

sank im Jahr 2007 um 0,8 Prozent auf rund 631,5 Mrd kWh

(Vorjahr: 636,8 Mrd kWh). Die Anteile von Kernenergie und

Mineralöl an der Erzeugung sanken zum Teil deutlich, wäh-

rend die Stromerzeugung aus Braunkohle, Steinkohle, Gas

und Erneuerbaren Energien zunahm.

Gemäß vorläufig veröffentlichter Zahlen nahm im Jahr 2007

der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland mit

337,7 Mrd kWh im Vergleich zum Vorjahr (350 Mrd kWh) ab.

Der Gasverbrauch lag bei 1.053 Mrd kWh und damit leicht

über dem Vorjahresniveau.

In den nordeuropäischen Ländern wurde im Jahr 2007 rund

3 Mrd kWh mehr Strom verbraucht als im entsprechenden

Vorjahreszeitraum. Anfang 2007 war der Verbrauch aufgrund

der vergleichsweise hohen Temperaturen niedriger als 2006.

Seit dem Sommer stieg die Nachfrage bis zum Jahresende

kontinuierlich. Die Nettostromimporte aus den umliegenden

Ländern gingen von 11 Mrd kWh im Jahr 2006 auf 2,7 Mrd kWh

zurück. Der Nettostromexport nach Deutschland lag bei

7,3 Mrd kWh im Vergleich zu 1,5 Mrd kWh im Vorjahr. Die Was-

serstände blieben im Jahr 2007 insgesamt über dem normalen

Niveau. Anfang und Ende 2007 lagen sie rund 7 Mrd kWh

über dem Normalstand.


Anteile in %

Mineralöl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie

Wasser- und Windkraft

Sonstige inkl. Außenhandelssaldo Strom

Summe

2007

33,8

22,7

14,1

11,7

11,1

1,5

5,1

100,0

2006

35,5

22,6

13,2

10,8

12,5

1,3

4,1

100,0

Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen)

Primärenergieverbrauch 2007 in Deutschland

Quelle: BDEW (vorläufige Zahlen)

Anteile in % insgesamt 631,5 Mrd kWh

Bruttostromerzeugung 2007 in Deutschland

22,2

24,7

22,4

Kernenergie

Braunkohle

Steinkohle

11,6

1,3

4,3

6,3

7,2

Erdgas

Mineralöl

Wasserkraft

Windkraft

Sonstige

Der Stromverbrauch im Mittleren Westen der USA ist im Jahr

2007 um rund 3,5 Prozent gestiegen. Dies ist auf die gestie-

gene Nachfrage aufgrund der kälteren Witterung im Februar

und den vergleichsweise warmen Sommer zurückzuführen.

Der Gasverbrauch nahm im gleichen Zeitraum um rund

6 Prozent zu. Hierfür waren im Wesentlichen gestiegene

Absatzmengen an private Haushalte und Gewerbekunden

durch die niedrigeren Temperaturen zu Jahresbeginn verant-

wortlich.

Energiepreisentwicklung

Im Jahr 2007 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa

von drei wesentlichen Faktoren beeinflusst:

• den Preisen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate,

• der milden Witterung,

• der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien.

In den ersten Wochen des Jahres gingen die Großhandels-

preise auf den meisten Strom- und Gasmärkten in Europa

zurück. Seit März 2007 nahmen sie infolge höherer Kohle-

und Ölpreise sowie steigender Preise für CO2-Zertifikate für

die zweite Handelsperiode wieder zu.

In Deutschland wurde im Oktober durch die gestiegenen

Kohlepreise ein neuer Höchstpreis von 62 pro MWh

erreicht. Am Jahresende notierte der Strompreis in Deutsch-

land bei 61 pro MWh.


Seit Januar 2007 erhöhte sich der Preis für Brent-Rohöl auf-

grund der wiederauflebenden Spannungen im Mittleren

Osten und Nigeria sowie der gesunkenen Lagerbestände bei

Ölprodukten in den USA erheblich. Darüber hinaus trug die

deutliche Abwertung des Dollars gegenüber anderen Wäh-

rungen zu dem starken Anstieg der vorrangig vom Dollar

abhängigen Brent-Rohölpreise bei. Ende Dezember 2007 lag

der Preis für Brent-Rohöl auf nahezu 96 US-$ pro Barrel und

damit rund 46 US-$ über dem Preis im Januar 2007.

Die Kohlepreise nahmen im Jahresverlauf kontinuierlich zu,

insbesondere im zweiten Halbjahr 2007. Im Dezember

erreichten sie mit 117 US-$ pro Tonne das höchste Niveau

seit Juni 2004. Der Anstieg war im Wesentlichen auf die

anhaltend starke Nachfrage im pazifischen Markt, hohe

Frachtkosten (rund 30 Prozent des Kohlepreises) und den

schwachen Dollar, der die Kaufkraft anderer Währungen

stärkte, zurückzuführen.

Die Preise für CO2-Zertifikate der zweiten Handelsperiode

stiegen aufgrund der im Vergleich zu den stabileren Stein-

kohlepreisen hohen Öl- und Gaspreise sowie der Entschei-

dung der EU-Kommission, die von den nationalen Regierun-

gen vorgeschlagenen Obergrenzen für CO2-Emissionen zu

reduzieren.

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

/MWh1)

80

70

60

50

40

30

20

10

1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06 1.1.07 1.4.07 1.7.07 1.10.07

UK BaseloadUS Baseload

EEX BaseloadNord Pool Baseload

1) für Lieferungen im Folgejahr

Preisentwicklung für CO2-Zertifikate in Europa

/t

30

20

10

0

1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06 1.1.07 1.4.07 1.7.07 1.10.07

CO2-Zertifikate Phase 2 CO2-Zertifikate Phase 1


Strom- und Gasabsatz

Im Jahr 2007 stieg der Stromabsatz im E.ON-Konzern von

417,9 Mrd kWh im Vorjahr um 13 Prozent auf 470,8 Mrd kWh.

Der Zuwachs bei der Market Unit Central Europe um 17 Prozent

ist überwiegend auf deutlich höhere Mengen, die im

Zusammenhang mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer

Energien (EEG) in die Netze eingespeist wurden, zurückzu-

führen. Gemäß diesem Gesetz hat Strom, der aus Erneuer-

baren Energien erzeugt wird, Vorrang bei der Einspeisung

ins Netz. Die entsprechenden Vergütungen werden in einem

festgelegten Verfahren vom Anlagenbetreiber über Netz-

betreiber und Energieversorgungsunternehmen auf alle End-

kunden umgelegt. Insbesondere bei Privatkunden konnten

die Kosten über die integrierten Preise der Grundversorgung

in der Regel nicht vollständig weitergegeben werden. Ferner

wirkten sich bei Central Europe höhere Absätze an Vertriebs-

und Handelspartner positiv aus. Der Stromabsatz bei der

Market Unit UK nahm um 5 Prozent, bei Nordic um 7 Prozent

und bei US-Midwest um 2 Prozent zu. Gründe sind gestiegene

Großhandelsmengen, größere Erzeugungsmengen aus

Wasserkraft in Schweden und die im Vergleich zum Vorjahr

günstige Temperaturentwicklung in Kentucky.

Der Gasabsatz lag im Berichtszeitraum mit 1.212,5 Mrd kWh

um 2 Prozent über dem Vorjahreswert von 1.186,9 Mrd kWh.

Im Wesentlichen ist hierfür die ganzjährige Einbeziehung der

ungarischen E.ON Földgáz bei Pan-European Gas (+2 Prozent)

verantwortlich. Darüber hinaus konnte die Market Unit UK

ihre Gaslieferungen durch den zunehmenden Großhandels-

absatz um 1 Prozent steigern und bei US-Midwest (+10 Prozent)

wirkten sich vor allem die niedrigen Temperaturen zu Beginn

des Jahres im Mittleren Westen der USA positiv aus. Dagegen

führten die im Vergleich zum Vorjahr höheren Temperaturen

in Europa zu geringeren Absatzmengen bei Central Europe

(–2 Prozent) und Nordic (–9 Prozent).

in Mrd kWh insgesamt 470,8

Stromabsatz 20071)

Central Europe

UK

Nordic

US-Midwest

313,7

77,8

43,4

35,9

1) nicht konsolidierte Werte

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

/MWh

60

50

40

30

20

10

1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06 1.1.07 1.4.07 1.7.07 1.10.07

US-$/bbl

90

80

70

60

50

40

Rohöl Brent Frontmonat US-$/bblUK Gas Frontmonat /MWh

Deutscher Erdgasimportpreis /MWhBunde Gas Frontmonat /MWh

US Gas Frontmonat /MWhMonatsdurchschnitts-preise


Strom- und Gasbeschaffung

In eigenen Kraftwerken erzeugte die Market Unit Central

Europe mit 134,6 Mrd kWh rund 41 Prozent des Strombe-

darfs. Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog

Central Europe mit 192,6 Mrd kWh rund 28 Prozent mehr

Strom als im Vorjahr. Insgesamt erhöhte sich die Strombe-

schaffung um 16 Prozent auf 327,2 Mrd kWh.

Pan-European Gas bezog das Erdgas nach wie vor aus deut-

scher Produktion und im Wesentlichen aus fünf Exportlän-

dern. Das Gesamtaufkommen von insgesamt 698 Mrd kWh

verteilte sich dabei wie folgt:

• Deutschland 18 Prozent

• Russland 26 Prozent

• Norwegen 25 Prozent

• Niederlande 17 Prozent

• Großbritannien 10 Prozent

• Dänemark 3 Prozent

• Andere 1 Prozent

in Mrd kWh insgesamt 1.212,5

Gasabsatz 20071)

1) nicht konsolidierte Werte

Pan-European Gas

Central Europe

UK

Nordic

US-Midwest

910,3

126,2

157,1

5,3

13,6

Die Market Unit UK erzeugte mit 41,2 Mrd kWh rund 53 Prozent

des Strombedarfs (77,9 Mrd kWh) in eigenen Kraftwerken.

Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog UK

36,7 Mrd kWh. Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken

nahm gegenüber dem Vorjahr um 5,3 Mrd kWh zu.

Nordic erzeugte rund zwei Drittel des Strombedarfs von

45,5 Mrd kWh in eigenen Kraftwerken. Der Bezug von

Gemeinschaftskraftwerken und Fremden lag bei 15,3 Mrd kWh

(Vorjahr 14,8 Mrd kWh).

Bei US-Midwest belief sich die Stromerzeugung auf

36,7 Mrd kWh. In eigenen Kraftwerken wurden rund 92 Prozent

des Strombedarfs erzeugt, von Fremden bezog die Market

Unit mit 2,9 Mrd kWh 12 Prozent weniger Strom als im Vorjahr.

Ertragslage

Umstellung der Konzernrechnungslegung aufInternational Financial Reporting Standards (IFRS)

Der Konzernabschluss der E.ON AG wurde bis zum Ende des

Geschäftsjahres 2006 nach den in den USA geltenden United

States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP)

aufgestellt. Seit Beginn des Geschäftsjahres 2007 berichten

wir gemäß den Vorschriften der International Financial

Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden

sind. Diese weichen in einigen Aspekten wesentlich von

US-GAAP ab. Detaillierte Erläuterungen zur Umstellung der

Konzernrechnungslegung auf IFRS und IFRS-Überleitungs-

rechnungen befinden sich auf den Seiten 203 bis 209 im

Konzernabschluss und auf der Seite 211.

Geschäftsentwicklung

Die konjunkturelle Entwicklung hatte keine nennenswerten

Auswirkungen auf unser Geschäft. Während der Energiever-

brauch in Deutschland und im Absatzgebiet von UK im Jahr

2007 abnahm, legte der Strom- und Gasverbrauch in den

nordeuropäischen Ländern und in Kentucky leicht zu. Insge-

samt entwickelte sich unser Geschäft erfreulich. Wir konnten

das Adjusted EBIT deutlicher steigern, als wir zum Jahres-

ende 2006 erwartet hatten. Unsere Market Units UK, Nordic

und US-Midwest arbeiten außerhalb des Euro-Raums. Die

jeweiligen Wechselkurse hatten im Geschäftsjahr 2007 – mit

Ausnahme bei US-Midwest – keinen wesentlichen Einfluss

auf unsere Ertragslage.

Die folgenden Transaktionen haben unser Geschäft im Jahr

2007 beeinflusst.

Transaktionen im Geschäftsjahr 2007

ErwerbeENERGI E2 Renovables IbéricasE.ON Climate & Renewables GmbH hat am 13. August 2007

100 Prozent der Anteile an der ENERGI E2 Renovables Ibéricas

S.L.U. (E2-I), Madrid, Spanien, erworben. Der Kaufpreis betrug

insgesamt rund 481 Mio . E2-I und ihre Tochtergesellschaften

wurden zum 31. August 2007 erstkonsolidiert. E2-I betreibt über

ihre Tochter- und Beteiligungsgesellschaften im Wesentlichen

Windparks in Spanien und Portugal mit einer installierten

Leistung von rund 260 MW. Eine größere Projektpipeline steht

in den nächsten Jahren zur weiteren Entwicklung an.

OGK-4Am 12. Oktober 2007 hat E.ON von der staatlichen russischen

Energieholding RAO UES die Mehrheit an der russischen

Großkraftwerksgesellschaft OAO OGK-4 (OGK-4) erworben.

Nach Übernahme weiterer, kleinerer Tranchen im Anschluss

an den Mehrheitserwerb hält E.ON zum Bilanzstichtag einen

Kapitalanteil von 72,7 Prozent an OGK-4. Hierfür wurden

unter Berücksichtigung einer vertraglich vereinbarten Kapi-

talerhöhung von 1,3 Mrd zur Finanzierung des geplanten

Investitionsprogramms der nächsten Jahre insgesamt rund

4,4 Mrd aufgewendet. Nach russischem Kapitalmarktrecht

war E.ON verpflichtet, ein öffentliches Übernahmeangebot

für die Anteile der Minderheitsaktionäre der OGK-4 zu unter-

breiten, das am 15. November 2007 zu einem Preis von

3,3503 Rubel pro Aktie bekannt gegeben wurde. Die Annahme-

frist endete am 4. Februar 2008. E.ON konnte dadurch weitere

3,4 Prozent an OGK-4 übernehmen und seinen Kapitalanteil

somit auf insgesamt 76,1 Prozent erhöhen. RAO UES hat das

Übernahmeangebot für ihren verbleibenden Anteil an OGK-4 in

Höhe von 22,5 Prozent erwartungsgemäß nicht angenommen.

OGK-4 betreibt an fünf Standorten konventionelle Kraftwerke

mit einer installierten Gesamtleistung von 8,6 Gigawatt (GW)

und plant an den vorhandenen Standorten bis 2011 den Bau

weiterer Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 2,4 GW. Die

erstmalige Einbeziehung der Gesellschaft in den E.ON-Konzern-

abschluss erfolgte im vierten Quartal 2007.

Skarv und IdunIm Oktober 2007 hat E.ON Ruhrgas 28 Prozent der Anteile an

den bedeutenden norwegischen Erdgasfeldern Skarv und

Idun erworben. Der Kaufpreis einschließlich Anschaffungs-

nebenkosten betrug etwa 641 Mio . Für die Entwicklung der

Felder werden anteilig rund 1,4 Mrd US-$ investiert. Die Fel-

der liegen in der nördlichen Norwegischen See knapp unter-

halb des Polarkreises. Die von E.ON erworbenen Reserven

betragen rund 18,4 Mio Standard-Kubikmeter Öläquivalent.

AirtricityE.ON North America Holdings LLC hat am 18. Dezember 2007

sämtliche Anteile an der Airtricity Inc., Chicago, Illinois, USA,

zu einem Kaufpreis von rund 580 Mio erworben. Airtricity

betreibt mehrere Windparks in den Bundesstaaten Texas

und New York mit einer installierten Kapazität von rund

250 MW. Die Erstkonsolidierung der Airtricity-Gesellschaften

erfolgte zum 31. Dezember 2007.

36

VeräußerungenONEE.ON hat gemeinsam mit den Mitgesellschaftern Telenor und

Tele Danmark im Juni einen Vertrag über die Veräußerung

ihrer Anteile an dem österreichischen Telekommunikations-

unternehmen ONE an ein Bieterkonsortium, bestehend aus

France Télécom und dem Finanzinvestor Mid Europa Partners,

unterzeichnet. Die Übertragung des 50,1-Prozent-Anteils

von E.ON erfolgte am 2. Oktober 2007. E.ON realisierte aus

der Veräußerung unter Berücksichtigung der zur Verfügung

gestellten Gesellschafterdarlehen einen Mittelzufluss von

rund 569 Mio sowie einen Abgangsgewinn in der Größen-

ordnung von 321 Mio .

RAGE.ON, ThyssenKrupp und RWE haben am 7. August 2007 mit

der RAG-Stiftung vereinbart, die von ihnen gehaltenen Aktien

der RAG an die RAG-Stiftung zu veräußern. Die drei Gesell-

schafter hielten insgesamt 90 Prozent des Aktienkapitals.

Die Übertragung des E.ON-Aktienpaketes wurde zum 30. Novem-

ber 2007 zu einem Kaufpreis von 1 vollzogen.

Nicht fortgeführte AktivitätenWKEE.ON U.S. betreibt durch ihre 100-prozentige Tochtergesell-

schaft Western Kentucky Energy Corp. (WKE), Henderson,

Kentucky, USA, im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer

Gesamtlaufzeit von 25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers

Electric Corporation (BREC), eines genossenschaftlichen

Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeu-

erte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA. Im März

2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Aufhebungs-

vereinbarung zur Beendigung des Leasingvertrags und der

Betriebsführungsvereinbarungen für neun kohlebefeuerte

Kraftwerke und eine ölbefeuerte Stromerzeugungsanlage im

westlichen Kentucky. Der Vollzug der Vereinbarung hängt

von der Erfüllung zahlreicher Bedingungen ab, wie etwa der

Überprüfung und Zustimmung durch verschiedene Aufsichts-

behörden und der Einwilligung anderer betroffener Parteien.

In Abhängigkeit vom Vorliegen dieser Voraussetzungen

erwarten die Vertragsparteien die Durchführung der geplan-

ten Vertragsbeendigung zur Jahresmitte 2008. WKE wurde

daher weiterhin als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen.

Entwicklung wesentlicher Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung

Die anderen aktivierten Eigenleistungen nahmen um 31 Prozent

bzw. 122 Mio auf 517 Mio (Vorjahr: 395 Mio ) zu. Dies ist

im Wesentlichen auf Engineering-Leistungen im Zusammen-

hang mit Neubauprojekten zurückzuführen.

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 2 Prozent auf

7.776 Mio (Vorjahr: 7.914 Mio ) gesunken. Im Jahr 2007

entfielen insgesamt 1,6 Mrd auf die Veräußerung von

Beteiligungen und Wertpapieren, 1,8 Mrd auf Erträge aus

derivativen Finanzinstrumenten und 3,3 Mrd auf Erträge

aus Währungskursdifferenzen. In den übrigen sonstigen

betrieblichen Erträgen sind vor allem Auflösungen von

Wertberichtigungen, Miet- und Pachterträge, Schrott- und

Materialverkäufe sowie vereinnahmte Schadensersatz-

leistungen enthalten.

Beim Materialaufwand verzeichneten wir einen Zuwachs

um 3.515 Mio auf 50.223 Mio (Vorjahr: 46.708 Mio ).

Für diesen Anstieg ist hauptsächlich höherer Aufwand im

Bereich des Übertragungsnetzes infolge der Einspeisung

größerer Strommengen gemäß dem EEG bei Central Europe

verantwortlich.

Der Personalaufwand erhöhte sich von 4.529 Mio im Jahr

2006 leicht auf 4.597 Mio im Jahr 2007. Während er in der

Market Unit UK vor allem durch den Aufbau eines neuen

Geschäftszweigs um 137 Mio zunahm, fiel er bei Central

Europe (68 Mio ) insbesondere durch geringere Rückstel-

lungen für Altersteilzeit.


Ertragslage

Im Jahr 2007 lagen die Abschreibungen mit 3.194 Mio unter

dem Vorjahreswert von 3.670 Mio . Der Rückgang ist vor

allem durch geringere außerplanmäßige Abschreibungen

begründet. Diese betrafen im Vorjahr bei Central Europe

(236 Mio ) insbesondere regulierungsbedingt vorgenommene

außerplanmäßige Abschreibungen, bei UK (204 Mio ) vor

allem außerplanmäßige Abschreibungen auf Gasspeicher-

und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, bei Nordic (70 Mio )

außerplanmäßige Abschreibungen auf das Wärmegeschäft

und bei Pan-European Gas (73 Mio ) unter anderem die

Abschreibung auf ein Verwaltungsgebäude. Diese Effekte

wurden teilweise durch höhere planmäßige Abschreibungen

kompensiert.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen verringerten

sich um 18 Prozent bzw. 2.183 Mio auf 9.724 Mio

(Vorjahr: 11.907 Mio ). Dies ist im Wesentlichen auf geringere

realisierte Aufwendungen aus Währungsdifferenzen von

3.218 Mio (Vorjahr 4.447 Mio ) und niedrigere Aufwendun-

gen aus derivativen Finanzinstrumenten in Höhe von

1.331 Mio (Vorjahr 3.052 Mio ) in den Market Units UK,

Pan-European Gas und Nordic zurückzuführen.

Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen lag bei

1.147 Mio , verglichen mit 748 Mio im Jahr 2006. Der Anstieg

um 53 Prozent beruht im Wesentlichen auf dem höheren

Ergebnis bei Pan-European Gas. Bei dieser Market Unit war

das Vorjahresergebnis insbesondere durch regulierungsbe-

dingte Abschreibungen belastet. Im laufenden Geschäftsjahr

wirkten sich außerdem höhere Gewinne aus at equity bewer-

teten Beteiligungen aufgrund eines latenten Steuerertrags

infolge der deutschen Unternehmenssteuerreform positiv aus.

Ergebnisentwicklung

Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige

Ertragskraft unserer Geschäfte verwenden wir ein um

außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen

und Steuern (Adjusted Earnings before Interest and Taxes =

Adjusted EBIT). Das Adjusted EBIT eignet sich, die operative

Leistung der einzelnen Market Units zu beurteilen.

Zur Berechnung des Adjusted EBIT wird das Ergebnis aus

fortgeführten Aktivitäten vor Steuern um das wirtschaft-

liche Zinsergebnis, Netto-Buchgewinne, Aufwendungen für

Restrukturierung/Kostenmanagement und das sonstige

nicht operative Ergebnis bereinigt.

Zur Ermittlung des wirtschaftlichen Zinsergebnisses wird

das Zinsergebnis gemäß Gewinn- und Verlustrechnung

nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt und um außer-

gewöhnliche Effekte, das heißt um neutrale Zinsanteile,

bereinigt. Bei den Netto-Buchgewinnen handelt es sich um

einen Saldo aus Buchgewinnen und -verlusten aus Des-

investitionen, die in den sonstigen betrieblichen Erträgen

und Aufwendungen enthalten sind. Bei den Aufwendungen

für Restrukturierung/Kostenmanagement handelt es sich

um außergewöhnliche Aufwendungen mit einmaligem

Charakter. Im sonstigen nicht operativen Ergebnis werden

sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge mit

einmaligem bzw. seltenem Charakter zusammengefasst.

Je nach Einzelfall können hier unterschiedliche Positionen

der Gewinn- und Verlustrechnung betroffen sein. So sind

zum Beispiel Effekte aus der Marktbewertung von Derivaten

in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen und Erträgen

sowie Wertminderungen auf Sachanlagen in den Abschrei-

bungen enthalten.

Entwicklung des Konzernüberschusses

Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG lag

mit 7,2 Mrd um 29 Prozent über dem Vorjahresniveau.

38

+/– %

+10

–

–

–

–

+81

–

+39

–57

+27

+29+5

in Mio

Adjusted EBIT

Wirtschaftliches Zinsergebnis

Netto-Buchgewinne

Aufwendungen für Restruktu-rierung/Kostenmanagement

Sonstiges nicht operativesErgebnis

Ergebnis aus fortgeführtenAktivitäten vor Steuern

Steuern vom Einkommen undvom Ertrag

Ergebnis aus fortgeführtenAktivitäten

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten

KonzernüberschussAnteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

2007

9.208

–960

1.345

–77

167

9.683

–2.289

7.394

330

7.724

7.204520

2006

8.356

–948

829

–

–2.890

5.347

–40

5.307

775

6.082

5.586496

Konzernüberschuss

Die positive operative Ergebnisentwicklung des E.ON-Konzerns

setzte sich auch im Geschäftsjahr 2007 fort. Wir konnten

beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres deutlich

übertreffen.

Das wirtschaftliche Zinsergebnis liegt nahezu auf dem Niveau

des Vorjahres.

Im Geschäftsjahr 2007 nahmen die Netto-Buchgewinne um

516 Mio gegenüber dem Vorjahresniveau zu. Sie fielen

wie im Jahr 2006 im Wesentlichen bei der Veräußerung von

Wertpapieren bei der Market Unit Central Europe an.

Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement

sind im Jahr 2007 insbesondere im Endkundengeschäft bei

UK entstanden. Im Vorjahr sind Aufwendungen für Restruk-

turierung/Kostenmanagement nicht angefallen.

Das sonstige nicht operative Ergebnis war vor allem durch die

stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten (564 Mio €)

geprägt, mit denen das operative Geschäft gegen Preis-

schwankungen abgesichert wird. Die Verbesserung um rund

2,5 Mrd ist insbesondere auf positive Ergebniseffekte bei

den Market Units Pan-European Gas und UK zurückzuführen.

Dagegen belasteten die Kosten im Zusammenhang mit dem

Akquisitionsvorhaben Endesa (288 Mio ) und mit dem Sturm

in Schweden zu Beginn des Jahres 2007 (95 Mio ) das Ergeb-

nis. Im Jahr 2006 wirkten sich infolge der Kürzung der Netz-

nutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur bei Central

Europe und Pan-European Gas Wertminderungen im Gasver-

teilnetz sowie bei Minderheitsbeteiligungen mit Aktivitäten

im Netzbereich in Höhe von insgesamt 374 Mio negativ

aus. Darüber hinaus mussten im Vorjahr Wertminderungen

für Gasspeicher- und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK

(187 Mio ) sowie für Sachanlagen bei den Market Units

Pan-European Gas und Nordic (insgesamt 100 Mio ) vorge-

nommen werden.

Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern nahm

gegenüber dem Vorjahreswert erheblich zu. Hierzu trugen

die operative Ergebnisverbesserung und insbesondere die

positiven Effekte aus der stichtagsbezogenen Derivate-

bewertung sowie die höheren Netto-Buchgewinne bei.

Der Anstieg des Steueraufwands um 2.249 Mio im Ver-

gleich zum Vorjahr beruht im Wesentlichen darauf, dass der

Sondereffekt aus der erstmaligen Aktivierung des abgezins-

ten Körperschaftsteuerguthabens im Jahr 2006 zu einem

Steuerertrag in Höhe von 1.279 Mio geführt hat. Der übrige

Anstieg ist auf Ergebnisverbesserungen zurückzuführen.

Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält das

Ergebnis der abzugebenden Gesellschaft Western Kentucky

Energy (WKE) in Höhe von –81 Mio €, welches gemäß IFRS

in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen

wird. Darüber hinaus wurden im Jahr 2007 weitere Ergebnis-

se aus nicht fortgeführten Aktivitäten berücksichtigt. Diese

betreffen infolge der Abgabe des E.ON-Aktienpaketes an

RAG AG (RAG), Essen, an die RAG-Stiftung am 30. November

2007 mit 418 Mio die aus der Veräußerung von Degussa-

Anteilstranchen an RAG entstandenen Zwischengewinne aus

Vorjahren. Ferner ergaben sich nachlaufende Erträge aus

den nicht fortgeführten Aktivitäten des bereits im Jahr 2005

veräußerten Segments Viterra von insgesamt 6 Mio sowie

ein Verlust aus der Veräußerung des ehemaligen Segments

Öl von 13 Mio . Im Vorjahreswert sind zusätzlich die Ergeb-

nisse der im Juni bzw. Juli 2006 veräußerten Beteiligungen

an E.ON Finland und Degussa enthalten (weitere Erläuterun-

gen befinden sich in Textziffer 4 des Anhangs).


in Mio

Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung

Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (–)

Summe

2007

–951

–9

–960

2006

–1.045

97

–948


Ertragslage


Der Konzernüberschuss wird neben der operativen Geschäfts-

entwicklung durch Sondereinflüsse wie zum Beispiel die Markt-

bewertung von Derivaten geprägt. Mit dem bereinigten Kon-

zernüberschuss weisen wir eine Ergebnisgröße nach Zinsen,

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Minderheits-

anteilen aus, die um außergewöhnliche Effekte bereinigt ist.

Zu den Bereinigungen zählen neben den Effekten aus der

Marktbewertung von Derivaten Buchgewinne und -verluste

aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und

sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge mit ein-

maligem bzw. seltenem Charakter (nach Steuern und Minder-

heitsanteilen). Darüber hinaus werden die Ergebnisse aus

nicht fortgeführten Aktivitäten und aus der Erstanwendung

neuer IFRS-Vorschriften nach Steuern und Minderheitsantei-

len sowie außergewöhnliche Steuereffekte beim bereinigten

Konzernüberschuss nicht berücksichtigt. Die außergewöhn-

lichen Steuereffekte beruhen im Wesentlichen auf Steuerrechts-

änderungen in Deutschland und Großbritannien.

Entwicklung des Umsatzes

Im Jahr 2007 nahm unser Umsatz nahezu allein durch den

deutlichen Anstieg bei der Market Unit Central Europe um

4,6 Mrd auf 68,7 Mrd zu.

Gegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze von Central

Europe um rund 4,8 Mrd . Im Geschäftsfeld Zentraleuropa

West Strom nahm der Umsatz im Wesentlichen durch die

Weiterverrechnung der stark angestiegenen Strombezüge

durch das EEG, durch höhere Strompreise sowie durch einen

höheren Absatz im Stromhandel um 4,5 Mrd zu. Die Umsätze

im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Gas lagen im Wesent-

lichen wegen der milden Witterung während des ersten

Quartals und dadurch bedingte Absatzrückgänge um rund

690 Mio unter dem Vorjahreswert. Die Umsatzerlöse des

Geschäftsfelds Zentraleuropa Ost erhöhten sich um rund

620 Mio . Wesentliche Ursachen sind höhere Strompreise in

Ungarn und Tschechien, die erstmals ganzjährige Einbezie-

hung von zwei tschechischen Gesellschaften (JCP und Teplárna

Otrokovice) und Wechselkurseffekte. Der deutliche Anstieg

der Umsätze im Geschäftsfeld Sonstiges/Konsolidierung ist

im Wesentlichen auf die erstmals ganzjährige Einbeziehung

der italienischen Dalmine zurückzuführen.

Der Umsatz der Market Unit Pan-European Gas ging um

1 Prozent auf 22.745 Mio (Vorjahr: 22.947 Mio ) zurück.

Der Umsatz im Up-/Midstream-Bereich lag mit 17.738 Mio

im Geschäftsjahr 2007 um 6 Prozent unter dem Niveau des

Vorjahres von 18.889 Mio . Dem leichten Zuwachs beim Gas-

absatz wirkte die Entwicklung der Energiepreise und der

40

+/– %

+18

–1

+1

+18

–6

–

+7

in Mio

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest

Corporate Center/Neue Märkte

Summe

2007

32.029

22.745

12.584

3.339

1.819

–3.785

68.731

2006

27.197

22.947

12.518

2.827

1.930

–3.328

64.091

Konzernumsatz

+/– %

+29

–

–

–

–

–

–

+9

in Mio


Netto-Buchgewinne

Aufwendungen für Restruktu-rierung/Kostenmanagement

Sonstiges nicht operativesErgebnis

Steuern und Minderheitsanteileauf das neutrale Ergebnis

Außergewöhnliche Steuereffekte

Ergebnis aus nicht fortgeführ-ten Aktivitäten, netto

Summe

2007

7.204

–1.345

77

–167

–142

–182

–330

5.115

2006

5.586

–829

–

2.890

–921

–1.279

–765

4.682


wettbewerbsbedingte Druck auf die Verkaufspreise im Mid-

stream-Bereich entgegen. Im Upstream-Bereich sank der

Umsatz in erster Linie durch gesunkene Verkaufspreise um

26 Mio . Das Umsatzminus im Segment Up-/Midstream

konnte durch positive Effekte im Downstream-Geschäft nahezu

ausgeglichen werden. In diesem Segment stieg der Umsatz um

852 Mio bzw. 18 Prozent auf 5.625 Mio gegenüber 4.773 Mio

im Jahr 2006. Dies ist im Wesentlichen auf die Umsatzentwick-

lung bei E.ON Ruhrgas International zurückzuführen, die maß-

geblich von der erstmals ganzjährigen Einbeziehung von

E.ON Földgáz Trade und E.ON Földgáz Storage in den Kon-

zernabschluss profitierte. Diese beiden Tochterunternehmen

wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert. Der Umsatz der

übrigen Gesellschaften des Downstream-Geschäfts lag in ers-

ter Linie witterungsbedingt unter dem Vorjahresniveau. Die

Thüga wies einen niedrigeren Umsatz aus. Hierfür waren im

Wesentlichen niedrigere Absatzmengen im Strom- und Gas-

bereich verantwortlich, die hauptsächlich auf das vergleichs-

weise warme Wetter zurückzuführen waren. Steigende Strom-

und Gaspreise und ein positiver Umsatzeffekt infolge von

Konsolidierungskreisänderungen bei Thüga Italien konnten

diese Entwicklung nicht ausgleichen.

Im Jahr 2007 konnte E.ON UK den Umsatz im Vergleich zum

Vorjahr leicht steigern. Der Umsatz im unregulierten Geschäft

(Energiegroßhandel, Endkundengeschäft und Energieservice)

nahm von 12.031 Mio im Jahr 2006 um 95 Mio auf

12.126 Mio zu. Gründe für den Anstieg um 1 Prozent waren

die gestiegenen durchschnittlichen Preise im Endkunden-

geschäft sowie der Absatzzuwachs im Energiegroßhandels-

geschäft. Dagegen wirkten sich die niedrigeren Absätze

im Endkundengeschäft umsatzmindernd aus. Im regulierten

Geschäft (Strom- und Gasverteilung) stieg der Umsatz im

Wesentlichen durch Tarifanpassungen von 858 Mio im

Jahr 2006 um 30 Mio bzw. 3 Prozent auf 888 Mio . Der im

Bereich Sonstiges/Konsolidierung ausgewiesene Umsatz

betrifft fast ausschließlich Konsolidierungseffekte. Er lag im

Jahr 2007 bei –430 Mio , verglichen mit –371 Mio im Vorjahr.

E.ON Nordic konnte den Umsatz im Vergleich zum Vorjahr

um 512 Mio erhöhen. Der Umsatzanstieg im unregulierten

Geschäft ist auf den deutlich größeren Absatz an der nord-

europäischen Strombörse Nordpool und positve Effekte aus

Hedging-Aktivitäten zurückzuführen. Teilweise wurde dies

durch die sinkenden Gas- und Wärmeabsätze kompensiert.

Grund für den Umsatzanstieg im regulierten Geschäft um

4 Mio im Vergleich zum Vorjahr sind vor allem Tarifanpas-

sungen im Bereich Stromverteilung. Dies wurde teilweise

durch geringere Mengen in der Gasverteilung aufgezehrt.

Der Umsatz im regulierten Geschäft der Market Unit

US-Midwest, das Kraftwerke von LG&E und KU umfasst, sank

von 1.869 Mio im Jahr 2006 um 103 Mio auf 1.766 Mio

im Jahr 2007. Der Rückgang um 6 Prozent ist auf den starken

Euro zurückzuführen (156 Mio ). In lokaler Währung stiegen

die Umsätze im regulierten Geschäft gegenüber dem Vorjahr

aufgrund der gestiegenen Stromumsätze im Endkunden-

geschäft. Der Anstieg wurde teilweise durch niedrige Gas-

preise kompensiert. Die Umsätze im unregulierten Geschäft

gingen im Wesentlichen aufgrund des starken Euros zurück.

In lokaler Währung blieben sie im Vergleich zum Vorjahr

nahezu unverändert.

Im Segment Corporate Center/Neue Märkte wurden Innen-

umsätze des Konzerns in Höhe von rund –4,0 Mrd eliminiert.

Die Umsätze des russischen Großkraftwerksunternehmens

OGK-4 sowie des Windparkbetreibers E2-I betrugen 248 Mio

bzw. 5 Mio .

Entwicklung des Adjusted EBIT

Das Adjusted EBIT von Central Europe übertraf den Vorjahres-

wert um rund 435 Mio bzw. um 10 Prozent.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom konnte das Ergeb-

nis gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 509 Mio auf

4.145 Mio gesteigert werden. Positiven Effekten bei den

Rohmargen, der erforderlichen Neubewertung von nuklearen

Entsorgungsverpflichtungen sowie im Vorjahr enthaltenen

periodenfremden Belastungen standen höhere Strombe-

zugskosten und gestiegene Aufwendungen, insbesondere


+/– %

+10

+10

–8

+31

–9

–

+10

in Mio

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


Summe

2007

4.670

2.576

1.136

670

388

–232

9.208

2006

4.235

2.347

1.239

512

426

–403

8.356

Adjusted EBIT

Ertragslage

aus der zunehmenden Einspeisung von Strom aus Erneuer-

baren Energien, gegenüber. Die seit Mitte des Jahres andau-

ernden Stillstände der Gemeinschafts-Kernkraftwerke Krüm-

mel und Brunsbüttel, Aufwendungen für Verpflichtungen im

Netzbereich, höhere Kosten im Bereich Instandhaltung und

Informationstechnologie sowie geringere Ergebnisse aus

dem Netzgeschäft belasten ebenfalls die Ergebnisentwick-

lung. Zudem liegt das Beteiligungsergebnis durch im Vorjahr

enthaltene positive Einmaleffekte unter dem Vergleichswert.

Höhere Konzernumlagen und Belastungen aus neuen Ver-

triebsaktivitäten (im Wesentlichen Aufbau E WIE EINFACH)

kompensierten ebenfalls einen Teil der positiven Entwicklung.

Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Zentraleuropa West

Gas (200 Mio ) lag, im Wesentlichen infolge des sehr mil-

den Winters und des dadurch bedingten Absatzrückgangs,

um 70 Mio unter dem Vorjahreswert.

Die Ergebnisentwicklung des Geschäftsfelds Zentraleuropa

Ost verlief mit einer über 30-prozentigen Steigerung auf

361 Mio sehr erfolgreich. Der Anstieg resultiert im Wesent-

lichen aus höheren Rohmargen in Ungarn und Rumänien

sowie aus positiven Ergebnisbeiträgen der im Vorjahr nur

anteilig einbezogenen Gesellschaften JČP und Teplárna Otro-

kovice. Positive Wechselkurseffekte und höhere Beteiligungs-

ergebnisse trugen ebenfalls zum Ergebnisanstieg bei. Witte-

rungsbedingte Absatzrückgänge, im Wesentlichen in Tsche-

chien wirkten sich ergebnisbelastend aus.

Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Sonstiges/Konsolidie-

rung (–36 Mio ) lag vor allem infolge geringerer Erträge aus

Währungskursdifferenzen, niedrigeren Erträgen aus Wert-

papierverkäufen sowie gestiegener sonstiger Aufwendungen

um 99 Mio unter dem Vorjahreswert.

Das Adjusted EBIT von Pan-European Gas lag mit 2.576 Mio €

um 229 Mio bzw. 10 Prozent über dem Vorjahreswert. Der

Ergebnisanstieg geht auf den Bereich Downstream zurück.

Hier stieg das Adjusted EBIT von 453 Mio um 534 Mio

bzw. 118 Prozent auf 987 Mio . Wesentlichen Einfluss hatte

die Erhöhung des Adjusted EBIT bei den E.ON Földgáz-Gesell-

schaften. Hier wirkten sich die erstmals ganzjährige Ein-

beziehung der Gesellschaften und ein regulierungsbedingter

Ausgleich für in Vorjahren nicht vorgenommene Preisanpas-

sungen positiv aus. Der Wegfall der im Vorjahr regulierungs-

bedingt vorgenommenen deutlichen Abwertungen von

Beteiligungen bei Thüga entlastete das Ergebnis in diesem

Geschäftsjahr. Ferner ergaben sich gegenüber dem Vorjahr

Buchgewinne aus Beteiligungsverkäufen bei Thüga Deutsch-

land sowie höhere Gewinne aus at Equity-Beteiligungen

aufgrund eines latenten Steuerertrags infolge der deutschen

Unternehmenssteuerreform.

Im Midstream-Bereich lag das Adjusted EBIT um 235 Mio

unter dem Vorjahreswert, was insbesondere auf den Rück-

gang der Rohmarge zurückzuführen ist. Dieser wurde durch

die Speicherbewertung, wettbewerbsbedingte Preismaßnah-

men und Ergebnisse aus kurzfristigen Handelsgeschäften

wesentlich beeinflusst. Diese Effekte wurden abgeschwächt,

weil das Vorjahresergebnis durch die im Vergleich zu den Ver-

kaufspreisen schnellere Anpassung der Bezugspreise belastet

war. Diese Entwicklung konnte nur teilweise durch höhere

Beteiligungsergebnisse, insbesondere von Gazprom, ausge-

glichen werden.

Gesunkene Gasverkaufspreise, höherer Abwertungsbedarf

von Explorationsaktivitäten in der deutschen und britischen

Nordsee sowie höhere Feldesbetriebskosten und Abschrei-

bungen durch den Produktionsstart neuer Felder führten zu

einer Verminderung des Ergebnisses im Upstream-Bereich in

Höhe von 89 Mio .

Das Adjusted EBIT von E.ON UK lag bei 1.136 Mio . 509 Mio

entfielen auf das regulierte und 762 Mio auf das unregu-

lierte Geschäft. Im regulierten Geschäft nahm das Adjusted

EBIT vor allem infolge von Tarifpreisanpassungen um 21 Mio

zu. Im unregulierten Geschäft sank das Adjusted EBIT um

89 Mio . Gründe für das geringere Ergebnis waren der

witterungsbedingte Absatzrückgang im Endkundengeschäft

42

und die niedrigere Kundenzahl sowie niedrigere Margen

aufgrund von Preisanpassungen im Endkundengeschäft.

Diese Effekte wurden teilweise durch die hohen Gasbezugs-

kosten im ersten Quartal 2006 infolge von Versorgungs-

problemen und der kühlen Witterung, höhere Margen bei

der Stromerzeugung aus Gas und die verbesserte Verfügbar-

keit der Kraftwerke im Jahr 2007 kompensiert. Im Segment

Sonstiges/Konsolidierung lag das Adjusted EBIT 35 Mio

unter dem Vorjahreswert. Dies resultiert im Wesentlichen

aus höheren Verwaltungskosten und einer Reihe von Effekten

wie zum Beispiel Hedging im Zusammenhang mit Wechsel-

kursänderungen.

Das Adjusted EBIT der Market Unit Nordic stieg gegenüber

dem Vorjahr um 158 Mio auf 670 Mio . Im unregulierten

Geschäft erzielte Nordic ein Adjusted EBIT von 488 Mio

gegenüber 342 Mio im Vorjahr. Hier wirkten sich vor allem

die höheren Stromabsatzmengen – begünstigt durch die

gestiegene Stromerzeugung aus Wasserkraft infolge der

Speicherfüllstände – und das über die Hedging-Aktivitäten

erzielte höhere durchschnittliche Niveau der Großhandels-

preise positiv aus. Dagegen belasteten Schätzungsänderun-

gen für künftige Entsorgungskosten im Nuklearbereich

das Ergebnis. Trotz niedrigerer Absatzmengen lagen die

Ergebnisse im Endkunden- und Wärmegeschäft über den

Vergleichswerten des Vorjahres. Das Endkundengeschäft

profitierte von geringeren Betriebskosten und höheren Aus-

gleichszahlungen aus Verträgen innerhalb der Market Unit.

Die positive Entwicklung im Wärmegeschäft resultierte

hauptsächlich aus einer kostengünstigeren Produktion. Im

regulierten Geschäft lag das Adjusted EBIT mit 220 Mio

um 10 Prozent über dem Vorjahreswert. Wesentliche Gründe

waren Tarifanpassungen im Netzbereich aufgrund höherer

Kosten für Übertragungsverluste im Jahr 2006. Im Gasvertei-

lungsgeschäft lag das Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau. Am

14. Januar 2007 beschädigte ein Sturm in Südschweden das

Übertragungsnetz für Strom in einigen Regionen erheblich.

Hieraus resultierten Kosten für die Instandsetzung und für

die Entschädigung von Kunden in Höhe von rund 95 Mio .

Die mit dem Sturm verbundenen Kosten wirken sich nicht

auf das Adjusted EBIT aus, da dieses Ereignis außergewöhn-

lichen Charakter hat.

Das Adjusted EBIT der Market Unit US-Midwest sank von

426 Mio im Jahr 2006 um 9 Prozent auf 388 Mio im Jahr

2007. Das Adjusted EBIT im regulierten Geschäft ging von

431 Mio im Jahr 2006 um 38 Mio oder 9 Prozent auf

393 Mio im Jahr 2007 zurück. Der Rückgang ist vor allem

auf den starken Euro zurückzuführen (36 Mio ). In lokaler

Währung lag das Adjusted EBIT nur leicht unter dem Vorjah-

reswert. Der gesunkene Stromabsatz im Off-System-Geschäft

und niedrigere Gasmargen infolge der zeitlichen Verzöge-

rung von Gaseinkauf und Fakturierung an die Kunden wur-

den durch einen höheren Stromabsatz an Endkunden und

gestiegene Ergebnisbeiträge aufgrund von Anlagen zur

Emissionsreduzierung weitgehend kompensiert. Das Adjusted

EBIT im unregulierten Geschäft der Market Unit US-Midwest

blieb im Vergleich zum Vorjahreswert unverändert.

Im Segment Corporate Center/Neue Märkte lag das Adjusted

EBIT bei –232 Mio (2006: –403 Mio ). OGK-4 und E2-I erziel-

ten Ergebnisse von noch untergeordneter Bedeutung.


Ertragslage

Wertmanagement

Konzernweit einheitliches Wertmanagement Im Mittelpunkt unserer Unternehmenspolitik steht die

nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wert-

orientierten Steuerung des Gesamtunternehmens sowie

der einzelnen Geschäftsfelder setzen wir ein konzernweit

einheitliches Planungs- und Controllingsystem ein, das die

effiziente Verwendung unserer Finanzmittel gewährleistet.

Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Wertentwicklung des

operativen Geschäfts von E.ON sind ROCE und Value Added.

Für die periodische Erfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder

wird der ROCE den geschäftsspezifischen Kapitalkosten

gegenübergestellt. Bei der Wertanalyse kommt neben dem

ROCE als relatives Performance-Maß gleichzeitig der Indikator

Value Added für den absoluten Wertbeitrag eines Geschäfts-

feldes zum Einsatz.

Kapitalkosten Wir ermitteln die Kapitalkosten für das eingesetzte Vermögen

als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapital-

kosten. Die Renditeansprüche der Eigen- und Fremdkapital-

geber fließen gewichtet mit den jeweiligen Marktwerten

in die Mittelwertbildung ein. Die Eigenkapitalkosten entspre-

chen der Rendite, die Anleger bei einer Investition in die

E.ON-Aktie erwarten. Als Kosten des Fremdkapitals setzen

wir die langfristigen Finanzierungskonditionen des E.ON-

Konzerns nach Steuern an. Die Prämissen der Kapitalkosten-

festlegung werden jährlich überprüft. Eine Anpassung der

Kapitalkosten erfolgt bei signifikanten Änderungen.

Aufgrund deutlicher Veränderungen von einzelnen Prämis-

sen haben wir unsere Kapitalkosten im abgelaufenen

Geschäftsjahr angepasst.

Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapital-

kosten vor und nach Steuern im Vergleich zum Vorjahr.

Abweichungen ergeben sich insbesondere aus einem Rück-

gang des Zinsniveaus sowie einer veränderten Gewichtung

44

von Eigen- und Fremdkapital. Diese entspricht für den E.ON-

Konzern aktuell einem Verhältnis von 65 zu 35 Prozent.

Dabei handelt es sich um eine Zielkapitalstruktur, die aus

dem Marktwert des Eigenkapitals sowie der mit dem

angestrebten Zielrating korrespondierenden Verschuldung

abgeleitet wird.

Insgesamt führte die Neufestlegung der Parameter zu einem

leichten Anstieg der Kapitalkosten des E.ON-Konzerns für

das Jahr 2007. Nach Steuern stiegen die Kapitalkosten von

5,9 Prozent auf 6,1 Prozent. Die Kapitalkosten vor Steuern

erhöhten sich von 9,0 Prozent auf 9,1 Prozent.

Unsere Renditeanforderungen für die einzelnen Market Units

wurden ebenfalls angepasst. Sie variierten für das abgelau-

fene Geschäftsjahr zwischen 7,8 Prozent und 9,5 Prozent vor

Steuern.

Ab 2008 werden die Kapitalkosten zur Berücksichtigung der

zum Jahresbeginn in Kraft getretenen Unternehmenssteuer-

reformen in Deutschland und Großbritannien erneut ange-

passt. Für den E.ON-Konzern betragen die nunmehr gültigen

Kapitalkosten nach Steuern 6,3 Prozent. Die Kapitalkosten

vor Steuern liegen bei 8,6 Prozent.

2007

4,3 %

4,0 %

0,85

7,7%

33 %

11,5 %

4,7 %

1,6 %

3,1%

65 %

35 %

6,1%

9,1%

2006

5,1 %

5,0 %

0,7

8,6%

35 %

13,2 %

5,6 %

2,0 %

3,6%

45 %

55 %

5,9%

9,0%

Risikoloser Zinssatz

Marktprämie1)

Beta-Faktor2)

Eigenkapitalkosten nach Steuern

Steuersatz

Eigenkapitalkosten vor Steuern

Fremdkapitalkosten vor Steuern

Tax Shield (35 %)3)

Fremdkapitalkosten nach Steuern

Anteil Eigenkapital

Anteil Fremdkapital

Kapitalkosten nach Steuern

Kapitalkosten vor Steuern

Kapitalkosten

1) Die Marktprämie entspricht der langfristigen Überrendite des Aktienmarktesim Vergleich zu Bundesanleihen.

2) Der Beta-Faktor dient als Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie imVergleich zum gesamten Aktienmarkt: Ein Beta >1 signalisiert ein höheresRisiko, ein Beta <1 dagegen ein niedrigeres Risiko als der Gesamtmarkt.

3) Mit dem sogenannten Tax Shield wird die steuerliche Abzugsfähigkeit derFremdkapitalzinsen in den Kapitalkosten berücksichtigt. Der hierbei relevanteSteuersatz weicht für das Geschäftsjahr 2007 leicht vom durchschnittlichenSteuersatz des E.ON-Konzerns ab.

Wertanalyse mit ROCE und Value Added Der ROCE ist eine Gesamtkapitalrendite vor Steuern. Er misst

den nachhaltig aus dem operativen Geschäft erzielten Erfolg

auf das eingesetzte Kapital. Er wird als Quotient aus dem

Adjusted EBIT und dem investierten Kapital (Capital Employed)

berechnet.

Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene

und zu verzinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird das

unverzinslich zur Verfügung stehende Kapital vom betrieblich

gebundenen Anlage- und Umlaufvermögen der einzelnen

Geschäftsfelder abgezogen. Firmenwerte aus Akquisitionen

(Goodwill) fließen mit ihren Anschaffungswerten ein, solange

sie als werthaltig zu betrachten sind.

Analog zum Vorjahr werden Marktbewertungen der übrigen

Beteiligungen nicht im Capital Employed berücksichtigt. Damit

soll eine konsistente Ermittlung der Wertentwicklung gewähr-

leistet werden. Während die übrigen Beteiligungen in der

Bilanz zu Marktwerten angesetzt werden, sind Veränderun-

gen der Marktwerte nicht im Adjusted EBIT, sondern erfolgs-

neutral im Eigenkapital erfasst. Dies betrifft insbesondere

unsere Anteile an Gazprom.

Der Value Added spiegelt den operativen Erfolg wider, der

über die Kosten des eingesetzten Kapitals hinaus erwirtschaf-

tet wird. Die Kennzahl wird wie folgt ermittelt:

Value Added = (ROCE – Kapitalkosten) x Capital Employed

Die nachstehende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE und

Value Added für den E.ON-Konzern.


2006

8.356

61.698

21.303

4.199

9.760

12.561

5.614

36.149

6.267

61.491

60.756

13,8 %

9,0 %

2.916

2007

9.208

69.597

22.994

3.811

9.064

13.317

6.024

35.132

9.692

67.935

63.287

14,5 %

9,1 %

3.417

in Mio

Adjusted EBIT

Goodwill, immaterielle Vermögens-gegenstände und Sachanlagen

+ Beteiligungen

+ Vorräte

+ Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

+ Übrige unverzinsliche Vermögens-werte und aktive latente Steuern

– Unverzinsliche Rückstellungen1)

– Unverzinsliche Verbindlichkeiten und passive latente Steuern

– Bereinigungen2)

Capital Employed der fortgeführtenAktivitäten zum Stichtag

Capital Employed der fortgeführten Aktivitäten im Jahresdurchschnitt3)

ROCE

Kapitalkosten

Value Added

Wertentwicklung

1) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen kurzfristigeRückstellungen. Insbesondere Pensions- und Entsorgungsrückstellungenwerden nicht in Abzug gebracht.

2) Bereinigungen bei der Ermittlung des Capital Employed betreffen die Markt-bewertungen von übrigen Beteiligungen (unter Berücksichtigung latenterSteuerwirkungen) sowie betriebliche Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 fürbestimmte Kaufverpflichtungen gegenüber Minderheitsgesellschaftern zubilden sind. Die Bereinigung der Marktbewertungen bezieht sich insbeson-dere auf unsere Beteiligung an Gazprom.

3) Um innerjährliche Schwankungen in der Kapitalbindung besser abzubilden,ermitteln wir das durchschnittliche Capital Employed als Mittelwert von Jahres-anfangs- und -endbestand sowie der Bestände an den drei Quartalsstichtagen.Das Capital Employed der fortgeführten Aktivitäten betrug zum 31. März 200762.374 Mio , zum 30. Juni 2007 62.004 Mio und zum 30. September 200762.630 Mio .

Ertragslage

Renditeentwicklung im Geschäftsjahr 2007

Unsere Integrations- und Wachstumsstrategie spiegelt sich

in einer weiter verbesserten Wertentwicklung des Konzerns

wider. Im Geschäftsjahr 2007 konnten wir unsere Rendite

und den Value Added erneut steigern. Mit einem ROCE von

14,5 Prozent lagen wir erheblich über den Kapitalkosten.

Der Value Added konnte im abgelaufenen Geschäftsjahr auf

3,4 Mrd gesteigert werden.

Central Europe

Im vergangenen Jahr konnte Central Europe sowohl die Ren-

dite als auch den Value Added deutlich steigern. Positive

Preiseffekte und operative Verbesserungen führten in Verbin-

dung mit einer deutlichen Absenkung der Kapitalbasis zu der

positiven Wertentwicklung. Der trotz gestiegener Investitionen

erzielte Rückgang des Capital Employed resultierte vor allem

aus einer geringeren Mittelbindung im Working Capital, posi-

tiven Effekten aus der Veränderung latenter Steuern sowie

Beteiligungsverkäufen. Das mittelfristige Investitionspro-

gramm von 14 Mrd wird zu einer höheren Kapitalbindung

führen, die nicht dauerhaft durch weitere Optimierungen im

Bereich Working Capital kompensiert werden kann.

Pan-European Gas

Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat Pan-European Gas sowohl

die Rendite als auch den Value Added leicht gesteigert. Diese

Entwicklung wurde wesentlich durch Ergebnisverbesserungen

im Downstream-Geschäft getragen, die insbesondere auf

einem Ergebniszuwachs der ungarischen Beteiligungen sowie

dem Wegfall von ergebnisbelastenden Einmaleffekten im

Zusammenhang mit der Regulierung der Netzentgelte beru-

hen. Darüber hinaus profitiert E.ON Földgáz von einem regulie-

rungsbedingten Ausgleich für in Vorjahren nicht vorgenom-

mene Preisanpassungen. Diese positiven Effekte haben trotz

einer investitionsbedingt gestiegenen Kapitalbasis zu einem

leichten Anstieg des ROCE von 14,8 auf 15,0 Prozent geführt.

46

2007

4.670

18.943

24,7 %

9,3 %

2.917

2006

4.235

19.818

21,4 %

9,0 %

2.457

2007

2.576

17.130

15,0 %

8,8 %

1.062

2006

2.347

15.855

14,8 %

8,2 %

1.046

2007

1.136

12.368

9,2 %

9,5 %

–37

2006

1.239

12.822

9,7 %

9,2 %

64

Wertentwicklung nach Geschäftsbereichen

UKPan-European Gas1)Central Europe

1) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen nicht berücksichtigt. Dies betrifft insbesondere unsere Beteiligung an Gazprom.

in Mio

Adjusted EBIT

÷ Capital Employed

= ROCE

Kapitalkosten

Value Added

UK

UK hat im Jahr 2007 einen Rückgang der Rendite auf 9,2 Pro-

zent zu verzeichnen. Belastend wirkte sich vor allem die rück-

läufige Entwicklung der operativen Ergebnisbeiträge des Ver-

triebsbereichs aus. Dies konnte durch eine Verringerung der

Kapitalbasis infolge geringerer Mittelbindung im Working

Capital teilweise ausgeglichen werden.

Nordic

Die Market Unit Nordic konnte die Rendite im abgelaufenen

Geschäftsjahr auf 9,7 Prozent steigern und lag damit deutlich

über den Kapitalkosten. Die Wertsteigerung ist insbesondere

dem im Jahresvergleich deutlich gestiegenen operativen Ergeb-

nis zu verdanken. Dadurch konnte der investitionsbedingte

Anstieg des Capital Employed mehr als ausgeglichen werden.

US-Midwest

Der ROCE von US-Midwest ist gegenüber dem Vorjahr leicht

zurückgegangen. Dies resultiert im Wesentlichen aus Abgren-

zungseffekten aus der Weiterverrechnung von Gaseinkaufs-

kosten an die Kunden. Eine nachhaltige Beeinträchtigung der

Rendite ergibt sich daraus nicht.


2007

670

6.886

9,7 %

8,8 %

62

2006

512

6.423

8,0 %

9,0 %

–64

2007

388

6.780

5,7 %

7,8 %

–142

2006

426

7.118

6,0 %

8,0 %

–142

2007

–232

1.180

–

–

–

2006

–403

–1.280

–

–

–

2007

9.208

63.287

14,5 %

9,1 %

3.417

2006

8.356

60.756

13,8 %

9,0 %

2.916

E.ON-KonzernCorporate Center/Neue MärkteUS-MidwestNordic

Entwicklung der Investitionen

Ende Mai 2007 hat E.ON die künftige Unternehmensstrategie

vorgestellt. Im Mittelpunkt steht hierbei das Investitionspro-

gramm. Für den Ausbau des Geschäfts und gezielte Wachs-

tumsschritte im Kernmarkt Europa und in angrenzenden

Wachstumsregionen plant E.ON bis Ende 2010 Investitionen

von 60 Mrd , 70 Prozent davon für weiteres Wachstum. Ein

Schwerpunkt ist dabei mit 12 Mrd der Bau von Kraftwerken.

Bereits im zweiten Halbjahr 2007 haben wir begonnen, das

Investitionsprogramm umzusetzen. Insgesamt wurden im

Jahr 2007 11,3 Mrd investiert. Hiervon entfielen 6,9 Mrd

(Vorjahr: 4,1 Mrd ) auf immaterielle Vermögenswerte und

Sachanlagen. Die Investitionen in Beteiligungen betrugen

4,4 Mrd gegenüber 0,9 Mrd im Vorjahr.

Im Jahr 2007 investierte die Market Unit Central Europe

302 Mio mehr als im Vorjahr. Die Investitionen in immaterielle

Vermögenswerte und Sachanlagen betrugen 2.390 Mio

gegenüber 1.883 Mio im Jahr 2006. Die zusätzlichen Investi-

tionen entfielen auf den Bereich Stromerzeugung mit den

derzeit laufenden Erzeugungsprojekten in Deutschland und

Italien sowie die Offshore-Investitionen im Bereich Strom-

verteilung. Die Beteiligungsinvestitionen sanken gegenüber

dem Vorjahr um 205 Mio auf 191 Mio .

Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas

betrugen 2.424 Mio . Hiervon entfielen 1.381 Mio (Vorjahr:

377 Mio ) auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanla-

gen, wobei der Kauf der Gasfelder Skarv und Idun (641 Mio )

sowie der Bau der neuen Gasleitungen Lauterbach – Scheidt

und Rothenstadt – Schwandorf (160 Mio ) die größten Inves-

titionen darstellten. Die Beteiligungsinvestitionen in Höhe von

1.043 Mio (505 Mio ) betreffen nahezu ausschließlich den

Erwerb der Contigas Deutsche Energie-AG von der Market

Unit Central Europe. Im Berichtssegment Corporate Center/

Neue Märkte wird dieser konzerninterne Vorgang eliminiert.

Die Investitionen der Market Unit UK nahmen um 501 Mio

zu. Sie entfielen insbesondere auf immaterielle Vermögens-

gegenstände und Sachanlagen. Im unregulierten Geschäft

wurde mehr in die Entwicklung von Erzeugungskapazitäten

und Gasspeichern investiert. Zusätzliche Investitionen im

Rahmen des 5-Jahres-Regulierungsprogramms führten im

regulierten Geschäft ebenfalls zu einer Steigerung.

Die Market Unit Nordic führte ihr umfangreiches Investitions-

programm zum Ausbau der Erzeugungskapazitäten und

zur weiteren Verbesserung der Versorgungssicherheit fort.

Sie investierte 272 Mio mehr als im Vorjahr. 892 Mio

(Vorjahr: 592 Mio ) entfielen auf immaterielle Vermögens-

gegenstände und Sachanlagen, auf die Instandhaltung und

den Ausbau der Kraftwerke sowie die Verbesserung und

den Ausbau des Verteilungsnetzes. Die Investitionen in

Beteiligungen betrugen 22 Mio gegenüber 50 Mio im

Vorjahreszeitraum.

Finanzlage48

+/– %

+13

+175

+58

+42

+73

–

+124+182

in Mio

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


SummeAusland

2007

2.581

2.424

1.364

914

690

3.333

11.3069.058

2006

2.279

882

863

642

398

–27

5.0373.212

Konzerninvestitionen

2007

11.306

1.150

198

–

12.654

in Mio

Ausgabewirksame Investitionen

Übernommene Schulden

Langfristige Miete-, Leasing- und Pachtbeziehungen

Tausch von Vermögensgegenständen

Summe

Ökonomische Investitionen

Konzerninvestitionen 2007


Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest

30

23

21

12

8

6

Anteile in % insgesamt 11.306 Mio

Die Investitionen der Market Unit US-Midwest stiegen im

Vergleich zum Vorjahr um 73 Prozent auf 690 Mio . Gründe

hierfür sind insbesondere höhere Ausgaben für Anlagen zur

Reduzierung von SO2-Emissionen sowie die Investitionen in

den Bau des neuen Grundlastkraftwerks Trimble County 2,

das voraussichtlich im Jahr 2010 ans Netz gehen wird.

Neben der Gegenposition für den konzerninternen Erwerb

der Contigas Deutsche Energie-AG enthalten die Investitionen

im Segment Corporate Center/Neue Märkte vor allem Auszah-

lungen für den Erwerb der Windparkbetreiber ENERGI E2-I

Renovables Ibéricas und Airtricity North America sowie das

russische Großkraftwerksunternehmen OGK-4.

Aktienrückkauf

Im Jahr 2007 sind Aktien im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd

über die Börse erworben worden. Zwischen Ende Juni 2007

und Dezember 2007 wurden 27.974.944 Aktien zu einem

durchschnittlichen Kurs von 125,1120 erworben. Zusätzlich

wurden 10 Millionen Put-Optionen auf E.ON-Aktien in 2007

verkauft. Der durchschnittliche Ausübungspreis beträgt

114,2757 , die Optionen sind zwischen August und Oktober

2008 ausübbar. Der Aktienrückkauf soll bis Ende 2008 voll-

ständig abgeschlossen sein.

Cashflow und Finanzposition

E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit

den Kennzahlen operativer Cashflow und wirtschaftliche

Netto-Verschuldung dar.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit betrug im Berichtsjahr

–8.789 Mio (Vorjahr: –4.457 Mio ). Gegenüber dem Vorjahr

stiegen die Auszahlungen für Sachanlage- und Beteiligungs-

investitionen von 5.037 Mio auf 11.306 Mio deutlich an.

Die Einzahlungen aus Beteiligungsverkäufen waren hinge-

gen mit 1.431 Mio (3.877 Mio ) rückläufig. Aus Umschich-

tungen im Bereich der längerfristigen Geldanlagen ergab sich

eine Freisetzung von 800 Mio . Der Cashflow aus Finanzie-

rungstätigkeit betrug 1.808 Mio , da die Mittelzuflüsse aus

der Aufnahme von Fremdkapital die Auszahlungen im Rah-

men des Aktienrückkaufs und der Dividendenzahlungen über-

stiegen. Weitere Informationen zur Kapitalflussrechnung

befinden sich in Textziffer 29 im Anhang.

Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2007

um 22 Prozent über dem Niveau des Vorjahres.

Der operative Cashflow der Market Unit Central Europe lag

im Jahr 2007 mit 3.811 Mio auf Vorjahresniveau. Positiv

wirkten sich im Wesentlichen eine geringere Mittelbindung

im Working Capital und eine höhere liquiditätswirksame

Strommarge aus. Belastet wurde der operative Cashflow durch

die Regulierung der Netzentgelte, Stillstände von Gemein-

schafts-Kernkraftwerken, EEG-Mehraufwand sowie den witte-

rungsbedingten Rückgang des Gasabsatzes. Darüber hinaus

wurde der operative Cashflow durch interne Konzernumlagen

und Belastungen aus neuen Vertriebsaktivitäten (im Wesent-

lichen Aufbau E WIE EINFACH) reduziert.


in Mio


Cashflow aus der Investitionstätigkeitfortgeführter Aktivitäten

Cashflow aus der Finanzierungs-tätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Veränderung der Zahlungsmittel fortgeführter Aktivitäten

Liquide Mittel zum 31. Dezember

2007

8.726

–8.789

1.808

1.745

7.075

2006

7.161

–4.457

–5.860

–3.156

6.189

Kapitalflussrechnung des Konzerns (Kurzfassung)

+/–

+9

+2.437

+891

+199

–165

–1.806

+1.565

+196

+6.073

–2.446

in Mio

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest



Instandhaltungsinvestitionen

Wachstums– und Ersatzinvesti-tionen, Akquisitionen/Sonstiges

Cashwirksame Effekteaus Desinvestments

2007

3.811

3.041

1.615

914

216

–871

8.726

1.984

9.322

1.431

2006

3.802

604

724

715

381

935

7.161

1.788

3.249

3.877

Operativer Cashflow

1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Finanzlage

Die Market Unit Pan-European Gas verzeichnete im Geschäfts-

jahr 2007 eine erhebliche Verbesserung des operativen Cash-

flows gegenüber dem Vorjahr. Im Wesentlichen trug dazu die

Einbeziehung der E.ON Földgáz-Unternehmen bei, die erst zum

31. März 2006 konsolidiert wurden und den operativen Cashflow

im Vorjahreszeitraum vor allem durch den Bestandsaufbau

im Speicher der E.ON Földgáz Trade negativ beeinflussten.

Zudem ergaben sich positive Effekte aus der Speicherbe-

schäftigung bei E.ON Ruhrgas. Daneben wirkten sich im Jahr

2007 vorzeitig geleistete Einzahlungen von Kunden sowie

geringere Steuerzahlungen positiv aus. Zusätzlich trugen

gegenüber dem Vorjahr höhere einmalige Dividendeneinzah-

lungen zur Entwicklung des operativen Cashflows bei.

Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der operative Cashflow

der Market Unit UK deutlich verbessert. Dies ist im Wesent-

lichen auf folgende Faktoren zurückzuführen:

• Verbessertes Forderungsmangement im Endkunden-

geschäft

• Hohe Zahlungseingänge im ersten Quartal 2007 aus im

letzten Quartal 2006 abgerechneten Lieferungen

Die im Jahr 2007 gesunkenen Rohstoffpreise führten zwar zu

niedrigeren Bezugskosten, gaben aber auch den Anstoß für

Preisanpassungen im Endkundengeschäft. Die gefallenen

Bezugskosten reduzierten sofort den Finanzmittelabfluss.

Allerdings werden sich die reduzierten Preise im Endkunden-

geschäft aufgrund der vierteljährlichen Abrechnungen und

des Zahlungsverhaltens der Kunden zeitverzögert auswirken.

Der operative Cashflow der Market Unit Nordic ist im Vergleich

zum Vorjahr deutlich gestiegen. Der positive Einfluss des höhe-

ren Stromabsatzes und der höheren erzielten Großhandels-

preise wurde teilweise durch Kosten infolge des Sturms im

Januar 2007 und höhere Steuerzahlungen kompensiert.

Der operative Cashflow der Market Unit US-Midwest ist im

Vergleich zum Vorjahr gesunken. Wesentliche Gründe hierfür

sind die gestiegenen Einzahlungen in Pensionsfonds im Jahr

2007 und der im Vergleich zum Euro schwache Dollar.

Der operative Cashflow des Segments Corporate Center/Neue

Märkte liegt erheblich unter dem Vorjahresniveau. Dies wird

im Wesentlichen durch höhere Steuerzahlungen verursacht.

Jeweils im ersten Quartal eines Kalenderjahres werden –

trotz saisonüblich hoher Absätze – wegen der Abrechnungs-

zyklen bei Central Europe, UK und US-Midwest grundsätzlich

geringere Cashflow-Überschüsse erzielt. Dies ist darauf

zurückzuführen, dass Forderungen zunehmen und Finanz-

mittel für bezogene Lieferungen und Leistungen abfließen.

Dagegen erfolgt in der Regel im Folgezeitraum ein entspre-

chender abrechnungsbedingter Abbau des Working Capitals.

Dieser führt zu Cashflow-Überschüssen, obwohl die Absätze

in diesen Quartalen – mit Ausnahme bei der Market Unit

US-Midwest – üblicherweise zurückgehen. Das vierte Quartal

ist wiederum durch den Aufbau des Working Capitals beein-

flusst. Bei Pan-European Gas wird dagegen der operative

Cashflow weitestgehend im ersten Quartal erwirtschaftet,

während im zweiten und dritten Quartal ein Finanzmittel-

abfluss durch die Gaseinspeicherung erfolgt.

Die Netto-Finanzposition ist der Saldo aus der Brutto-Finanz-

verschuldung und dem vorhandenen Finanzvermögen. Im

Vergleich zum Stand per 31. Dezember 2006 (–137 Mio ) ist

die Netto-Finanzposition um 7.357 Mio auf –7.494 Mio

zurückgegangen. Wesentliche Gründe sind der deutliche

Anstieg der Investitionen sowie die Mittelabflüsse im Rahmen

des Aktienrückkaufprogramms.

Die Netto-Finanzposition enthält liquide Mittel und langfristige

Wertpapiere in Höhe von 13.970 Mio (Vorjahr: 13.335 Mio ).

Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen

fungible festverzinsliche Wertpapiere. Nur ein sehr kleiner

Teil der Geldanlagen von E.ON entfällt auf unmittelbare Sub-

prime-Investitionen. Das maximale Verlustrisiko aus diesen

Investitionen wird auf 10 Mio geschätzt.

Neben den Finanzverbindlichkeiten gibt es weitere Positio-

nen, die einen ähnlichen Charakter wie Finanzschulden

haben. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um die Pen-

sionsrückstellungen und die Entsorgungsrückstellungen im

Kernenergiebereich. Um die tatsächliche Finanzsituation des

Unternehmens aussagekräftiger darzustellen, zeigen wir seit

dem ersten Quartal 2007 die neue Kennziffer „wirtschaftliche

Netto-Verschuldung“. Diese Kennziffer erweitert die Netto-

Finanzposition um die Pensionsrückstellungen und die Rück-

stellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen,

wobei Vorauszahlungen abgezogen werden.

50

Finanzstrategie

Im Rahmen der strategischen Neuausrichtung von E.ON wurde

auch die Finanzstrategie des Konzerns weiterentwickelt.

Diese beinhaltet vier Kernelemente:

• Das Zielrating von E.ON besteht in einem Single A flat/

A2 Rating. Dieses Zielrating wurde bereits im Rahmen

der ursprünglich geplanten Endesa-Übernahme als neues

Zielrating festgelegt und im Mai 2007 bestätigt. Im Ver-

gleich zum früher angestrebten Strong Single A Rating

ermöglicht das neue Ratingziel eine höhere Verschul-

dung und verbessert dadurch die Effizienz der Kapital-

struktur, erhält aber dabei die Finanzierungssicherheit.

• Zum künftigen Management der Kapitalstruktur verwen-

det E.ON die neue Steuerungsgröße Debt Factor. Dieser

ergibt sich aus dem Verhältnis zwischen der wirtschaft-

lichen Netto-Verschuldung und dem Adjusted EBITDA. Die

wirtschaftliche Netto-Verschuldung schließt neben den

Finanzschulden auch Pensions- und Entsorgungsrück-

stellungen ein. Als Zielgröße hat E.ON einen Debt Factor

von 3 festgelegt, der aus dem Zielrating abgeleitet ist.

• Künftig beabsichtigt E.ON, die Kapitalstruktur aktiv zu

steuern. Anhand des Debt Factors soll die Entwicklung

der Kapitalstruktur kontinuierlich überprüft und gegebe-

nenfalls optimiert werden. Liegt der Debt Factor deut-

lich über 3, ist strikte Investitionsdisziplin erforderlich.

Bei strategisch wichtigen Investitionen müssten dann

Gegenfinanzierungskonzepte wie Portfoliomaßnahmen

oder Kapitalerhöhungen genutzt werden. Wenn sich hin-

gegen abzeichnet, dass der Verschuldungsfaktor nach-

haltig deutlich unter 3 liegen wird, soll verstärkt Kapital

an unsere Aktionäre ausgekehrt werden, z. B. durch

höhere Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe.

Priorität haben aber immer wertschaffende Investitionen.

• Zielwert für die Ausschüttungsquote und damit für die

Dividende ist unverändert ein Korridor von 50 bis 60 Prozent

des bereinigten Konzernüberschusses.

Als flankierendes Instrument zu unserem Investitionspro-

gramm führen wir einen Aktienrückkauf mit einem Volumen

von 7 Mrd durch. Dieser Rückkauf soll bis spätestens Ende

2008 abgeschlossen sein, sodass wir zu diesem Zeitpunkt

auch den angestrebten Debt Factor erreichen werden.

Im Vergleich zum 31. Dezember 2006 (–18.233 Mio ) hat

sich die wirtschaftliche Netto-Verschuldung um 5.905 Mio

auf –24.138 Mio erhöht. Wesentlicher Grund ist die Verän-

derung der Netto-Finanzposition (–7.357 Mio ). Positiv

wirkte sich die Verringerung der Pensionsverpflichtungen

um 1.072 Mio und der Entsorgungsrückstellungen im Kern-

energiebereich um 390 Mio aus.

Die Pensionsverpflichtungen haben sich gegenüber dem

Jahresende 2006 im Wesentlichen aufgrund des Anstiegs des

Rechnungszinssatzes für die Ermittlung der Anwartschafts-

barwerte vermindert.

Der Debt Factor beschreibt das Verhältnis zwischen der wirt-

schaftlichen Netto-Verschuldung und dem Adjusted EBITDA.

Am 31. Dezember 2007 lag der Debt Factor bei 1,9 im Vergleich

zu 1,6 im Vorjahr.


in Mio

Liquide Mittel

Langfristige Wertpapiere

Liquide Mittel und langfristigeWertpapiere

Finanzverbindlichkeiten gegenüberKreditinstituten und Dritten

Finanzverbindlichkeiten ausBeteiligungsverhältnissen

Finanzverbindlichkeiten

Netto-Finanzposition

Pensionsrückstellungen

Nicht vertragliche Entsorgungsver-pflichtungen im Kernenergiebereich

Vertragliche Entsorgungsverpflich-tungen im Kernenergiebereich

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen

Abzüglich Vorausleistungen an denschwedischen Nuklearfonds

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung

Adjusted EBITDA

Debt Factor

2007

7.075

6.895

13.970

–19.357

–2.107

–21.464

–7.494

–2.890

–10.155

–3.635

–1.244

1.280

–24.138

12.450

1,9

31. Dezember

2006

6.189

7.146

13.335

–11.465

–2.007

–13.472

–137

–3.962

–10.545

–3.683

–1.196

1.290

–18.233

11.724

1,6

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung

Finanzlage

Finanzierungspolitik und -maßnahmen

Die Finanzierung des Investitionsprogramms und des Aktien-

rückkaufprogramms erfolgt durch liquide Mittel, den laufenden

operativen Cashflow sowie die Aufnahme von Finanzver-

bindlichkeiten. E.ON verfolgt eine Finanzpolitik, die jederzeit

Zugang zu unterschiedlichen Finanzquellen gewährleistet.

Im Regelfall werden externe Finanzierungen von der E.ON AG

oder über die niederländische Finanzierungsgesellschaft E.ON

International Finance B.V. unter Garantie der E.ON AG durch-

geführt und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet.

Unsere Finanzierungspolitik basiert auf folgenden Prinzipien:

Erstens wird eine möglichst breite Diversifikation der Inves-

toren durch Nutzung verschiedener Märkte und Instrumente

angestrebt. Zweitens werden die Anleihen mit solchen Lauf-

zeiten ausgegeben, die zu einem möglichst ausgeglichenen

Fälligkeitenprofil führen. Drittens werden großvolumige

Benchmark-Anleihen mit kleineren opportunistischen Anlei-

hen kombiniert.

Im Oktober 2007 startete E.ON sein Finanzierungsprogramm

mit einer 3,5 Mrd -Benchmark-Anleihe. Es folgte eine

1,5 Mrd £-Benchmark-Anleihe im Oktober und eine Debut-

anleihe von 425 Mio CHF im Schweizer Anleihemarkt im

November. Die Euro- und Sterling-Anleihen waren deutlich

überzeichnet und konnten bei einer Vielzahl von institutio-

nellen Investoren platziert werden. Die Schweizer Franken-

Anleihe wurde ausschließlich in der Schweiz öffentlich ange-

boten und konnte ebenfalls bei einer Vielzahl von Investoren

platziert werden. Die erfolgreichen Anleiheemissionen bele-

gen, dass unsere Unternehmens- und Finanzstrategie von

den Investoren unterstützt wird.

Insgesamt stehen folgende E.ON-Anleihen aus:

52

Schuldverschreibungen der E.ON International Finance

Emissionsvolumen injeweiliger Währung

4.250 Mio EUR

200 Mio CHF

500 Mio GBP

1.750 Mio EUR

225 Mio CHF

900 Mio EUR

1.750 Mio EUR

600 Mio GBP

975 Mio GBP

900 Mio GBP

Laufzeit

7 Jahre

3 Jahre

10 Jahre

5 Jahre

7 Jahre

15 Jahre

10 Jahre

12 Jahre

30 Jahre

30 Jahre

Fälligkeit

Mai 2009

Dez 2010

Mai 2012

Okt 2012

Dez 2014

Mai 2017

Okt 2017

Okt 2019

Juni 2032

Okt 2037

Kupon

5,750 %

3 %

6,375 %

5,125 %

3,25 %

6,375 %

5,5 %

6 %

6,375 %

5,875 %

Listing

Luxemburg

SWX Swiss Exchange

Luxemburg

Luxemburg

SWX Swiss Exchange

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Hinsichtlich der Entwicklungen im Sekundärmarkt gestalte-

ten sich das erste und zweite Halbjahr 2007 unterschiedlich.

Während sich in der ersten Hälfte die Risikoaufschläge

(Spreads) für E.ON-Anleihen einengten (bei den -Anleihen)

bzw. überwiegend konstant blieben (bei den £-Anleihen),

weiteten sich die Spreads im zweiten Halbjahr – getrieben

durch die Auswirkungen der US-Immobilienkrise und der

negativen Marktstimmung – deutlich aus. Auch die CDS-Sätze

(Credit Default Swap) für E.ON, ein Indikator für den aktuellen

Preis einer Absicherung des E.ON-Kreditrisikos, folgten dieser

unterschiedlichen Entwicklung.

Die E.ON-Anleihen sind in allen relevanten Anleihen-Indizes

enthalten. Dies sind insbesondere der iBoxx Utilities A, iBoxx

Utilities, und der iBoxx Non-Financials A. Die Auswahl der

Anleihen, die für die Indexberechnung verwendet werden,

unterliegt Auswahlkriterien wie z. B. Rating, Laufzeit und

Mindestvolumen.

Die E.ON-Anleihen wurden unter dem bestehenden Debt

Issuance Programm emittiert. Dieses Programm wurde im

Dezember 2007 um 10 Mrd auf ein Volumen von 30 Mrd

aufgestockt. Im Rahmen des Debt Issuance Programms

standen zum Jahresende Schuldverschreibungen in Höhe

von umgerechnet 13 Mrd aus.

Neben dem Debt Issuance Programm steht uns ein europä-

isches Commercial Paper Programm mit einem Volumen von

10 Mrd zur Verfügung, unter dem wir kurzfristige Schuld-

verschreibungen begeben können. Zum Jahresende 2007 war

das Programm mit 1,8 Mrd ausgenutzt.

E.ON hat die bestehende syndizierte Kreditlinie erfolgreich

von 10 Mrd auf 15 Mrd erhöht. Die Aufstockung der aus

zwei Tranchen bestehenden Fazilität erfolgte durch Erhö-

hung der Kurzfristtranche von bisher 5 Mrd auf nun 10 Mrd .

Gleichzeitig wurde die Kurzfristtranche um weitere 364 Tage

verlängert und hat jetzt eine Laufzeit bis zum 27. November

2008. Die Langfristtranche hat ein Volumen von 5 Mrd und

läuft unverändert bis zum 2. Dezember 2011. Die Kreditlinie

wurde zum Jahresende 2007 nicht in Anspruch genommen.

Ausführliche Erläuterungen zu Verbindlichkeiten und Haftungs-

verhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich

im Anhang, Textziffern 26 und 27.

Nach der Veröffentlichung unseres neuen Investitionsplans

für den Zeitraum 2007–2010 hat Moody’s am 31. Mai 2007 das

Langfrist-Rating für E.ON von A2 mit stabilem Ausblick

bestätigt. Zuvor hatte Moody’s unser Langfrist-Rating von

Aa3 auf A2 herabgesetzt. Dies erfolgte, nachdem wir eine

Vereinbarung mit Enel und Acciona zum Erwerb bestimmter

Aktiva unterzeichnet hatten. Moody’s Kurzfrist-Rating für

E.ON blieb unverändert bei P-1.

Am 12. Juni 2007 hat Standard & Poor’s das Langfrist-Rating

für E.ON von AA– auf A (stabiler Ausblick) herabgesetzt. Das

Kurzfrist-Rating wurde von A-1+ auf A-1 gesenkt. Dieser

Schritt folgte der Bekanntgabe von E.ONs überarbeiteter

Strategie am 31. Mai 2007.

Sowohl das A2 Rating von Moody’s als auch das A Rating

von Standard & Poor’s berücksichtigen die Anhebung des

Investitionsplans und die daraus resultierende Erhöhung der

Verschuldung. Beide Agenturen gehen davon aus, dass die

ratingrelevanten Kennzahlen trotz höherer Investitionen und

Verschuldung mit den Anforderungen an ein A2 bzw. A Rating

kompatibel bleiben werden.


Ausblick

stabil

stabil

Moody’s

Standard & Poor’s

Lang-fristiges

Rating

A2

A

Kurz-fristiges

Rating

P-1

A-1

Ratings der E.ON AG

Vermögenslage

Zum 31. Dezember 2007 lag die Bilanzsumme mit 137,3 Mrd

um 9,7 Mrd über dem Niveau vom 31. Dezember 2006. Die

langfristigen Vermögenswerte erhöhten sich um 10 Prozent,

vor allem durch die erstmalige Einbeziehung unserer neuen

Aktivitäten in Russland, Portugal, Spanien und USA. Der Anteil

von langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten blieb

zum Stichtag 2007 mit 77 und 23 Prozent der Bilanzsumme

gegenüber dem Jahresende 2006 nahezu unverändert.

Die Eigenkapitalquote betrug wie auch am Vorjahresende

40 Prozent.

Die nachfolgenden Finanzkennziffern belegen, dass der

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

verfügt:

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 52 Prozent

durch Eigenkapital gedeckt (31. Dezember 2006: 53 Prozent).

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 102 Prozent

(31. Dezember 2006: 102 Prozent) durch langfristiges

Kapital finanziert.

Weitere Erläuterungen zur Vermögenslage befinden sich im

Anhang des Konzernabschlusses (Textziffern 4 bis 18).

Die positive Ertragslage, die erfreuliche Wertentwicklung

und die weiter verbesserten Finanzkennziffern belegen die

hervorragende wirtschaftliche Lage des E.ON-Konzerns am

Geschäftsjahresende 2007.

54

in Mio

Langfristige Vermögenswerte

Kurzfristige Vermögenswerte

Aktiva

Eigenkapital

Langfristige Schulden

Kurzfristige Schulden

Passiva

31. Dez. 2007

105.804

31.490

137.294

55.130

52.402

29.762

137.294

%

77

23

100

40

38

22

100

31. Dez. 2006

96.488

31.087

127.575

51.245

46.947

29.383

127.575

%

76

24

100

40

37

23

100

Konzernbilanzstruktur


Jahresabschluss der E.ON AG

Der Jahresabschluss der E.ON AG ist nach den Vorschriften

des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes

aufgestellt. Der Jahresüberschuss beträgt 5.116 Mio nach

2.572 Mio im Vorjahr. Nach Einstellung von 2.526 Mio in

die anderen Gewinnrücklagen ergibt sich ein Bilanzgewinn

von 2.590 Mio .

Das Beteiligungsergebnis der E.ON AG ist im Wesentlichen

aufgrund von einmaligen Sondereffekten und damit verbun-

denen höheren Gewinnabführungen um 3.534 Mio auf

7.244 Mio gestiegen. Im Jahr 2007 beträgt die Gewinnab-

führung (einschließlich der Konzernsteuerumlagen) der E.ON

Energie AG 4.806 Mio und die der E.ON Ruhrgas Holding

GmbH 2.090 Mio .

Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und

Erträgen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 331 Mio auf

–250 Mio verbessert. Ursächlich hierfür sind die im Vorjahr

einmalig vorgenommene Abzinsung langfristiger unverzins-

licher Steuerforderungen und die Neubewertung der Pensions-

rückstellungen.

Im Berichtsjahr wurden von den im Rahmen des Aktienrück-

kaufprogramms zurückgekauften Aktien 25 Mio Aktien ein-

gezogen und das Grundkapital entsprechend um 65 Mio

vermindert. Der Kapitalrücklage wurden gemäß § 237 Abs. 5

AktG 65 Mio zugeführt; die Gewinnrücklagen wurden ent-

sprechend um 3.114 Mio vermindert.

Die Steuern beinhalten sowohl für das Geschäftsjahr 2007

als auch für das Vorjahr die laufenden Ertragsteuern. Im Vor-

jahr minderte die Aktivierung des unverzinslichen Körper-

schaftsteuerguthabens aufgrund der Neuregelung durch das

Gesetz über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung

der Europäischen Gesellschaft den Steueraufwand, gegen-

läufig wirkten sich Steuernachzahlungen für Vorjahre aus.

Wir schlagen der Hauptversammlung am 30. April 2008 vor,

aus dem Bilanzgewinn eine Dividende von 4,10 je dividenden-

berechtigte Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer

Steigerung um 22 Prozent. Wir können die Dividende insbe-

sondere aufgrund der erfreulichen operativen Ergebnisent-

wicklung bereits zum neunten Mal in Folge erhöhen. Auf diese

Weise verbessern wir weiter die Attraktivität der E.ON-Aktie.

Sofern sich bis zur Hauptversammlung die Anzahl der divi-

dendenberechtigten Stückaktien durch Rückkauf eigener

Aktien verringert, ist beabsichtigt, den Beschlussvorschlag in

der Weise anzupassen, dass bei unveränderter Ausschüttung

in Höhe von 4,10 je dividendenberechtigte Stückaktie der

auf die nicht mehr dividendenberechtigten Aktien entfallende

Teilbetrag auf neue Rechnung vorgetragen werden soll.

Der vom Abschlussprüfer PricewaterhouseCoopers Aktienge-

sellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, mit

dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene voll-

ständige Jahresabschluss der E.ON AG wird im elektronischen

Bundesanzeiger bekannt gemacht. Er kann bei der E.ON AG

angefordert werden. Im Internet ist er unter www.eon.com

abrufbar.

Angaben zu Übernahmehindernissen

Die Angaben nach § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB sind Bestand-

teil des zusammengefassten Lageberichts und befinden sich

im Kapitel Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands

zu Übernahmehindernissen auf den Seiten 83 bis 84 dieses

Geschäftsberichts.

in Mio

Immaterielle Vermögens-gegenstände und Sachanlagen

Finanzanlagen

Anlagevermögen

Forderungen gegen verbundene Unternehmen

Übrige Forderungen

Liquide Mittel

Umlaufvermögen

Gesamtvermögen

Eigenkapital

Sonderposten mit Rücklageanteil

Rückstellungen

Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen

Übrige Verbindlichkeiten

Gesamtkapital

2007

158

27.667

27.825

20.466

2.569

1.634

24.669

52.494

14.076

414

3.191

30.388

4.425

52.494

31. Dezember

2006

166

22.253

22.419

18.779

2.667

338

21.784

44.203

14.669

410

3.150

23.785

2.189

44.203

Bilanz der E.ON AG (Kurzfassung)in Mio

Beteiligungsergebnis

Zinsergebnis

Übrige Aufwendungen und Erträge

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit

Steuern

Jahresüberschuss

Einstellung in die Gewinnrücklagen

Bilanzgewinn

2007

7.244

–557

–250

6.437

–1.321

5.116

–2.526

2.590

2006

3.710

–539

–581

2.590

–18

2.572

–362

2.210

Gewinn- und Verlustrechnung der E.ON AG (Kurzfassung)

Strategische Personalarbeit

Die Personalarbeit im E.ON-Konzern basiert auf der konzern-

weiten Personalstrategie „OneHR“. Diese wurde von der

Geschäftsstrategie und den E.ON-Werten und -Verhaltenswei-

sen unter Berücksichtigung der sich verändernden Rahmen-

bedingungen abgeleitet. Die Personalarbeit ist Basis für die

erfolgreiche Umsetzung der E.ON-Strategie durch Mitarbei-

ter und Führungskräfte. Insgesamt wurden elf strategische

Handlungsfelder definiert, die konkrete Initiativen und Maß-

nahmen umfassen.

Den Herausforderungen der Arbeitsmarktentwicklung, die

insbesondere durch eine geringer werdende Zahl qualifizier-

ter Arbeitskräfte und eine älter werdende Arbeitnehmer-

schaft geprägt sind, tragen konkrete Initiativen im Handlungs-

feld „Demografie/Mitarbeiterplanung“ Rechnung. Ziel ist,

demografische Risiken frühzeitig zu erkennen. Damit eng

verbunden sind Maßnahmen zum Erhalt der Beschäftigungs-

fähigkeit (Employability) sowie zur langfristigen Sicherung

von Wissen und Erfahrung im Rahmen von „Kompetenz-

Management“. Dazu führt die E.ON Academy die Entwicklung

konzernweiter Lernprogramme konsequent fort und gene-

riert neue Lernmethoden, wie die Implementierung funktio-

naler Academies für alle relevanten Jobfamilien.

Im Wettbewerb um die besten Mitarbeiter unterstützt die

Schaffung einer Arbeitgebermarke mit dem Slogan „Ihre

Energie gestaltet Zukunft“ das Ziel, E.ON dauerhaft als Top-

Arbeitgeber zu positionieren.

Die Identifikation, Rekrutierung, Entwicklung und Bindung

unserer Potenzialträger ist Ziel unserer „Talent-Management“-

Aktivitäten. Dazu zählen die zielgerichtete Förderung talen-

tierter Frauen und der weitere Ausbau des internationalen

Mitarbeiteraustauschs. Mit diesen Maßnahmen fördern wir

Vielfalt und Chancengleichheit, leisten einen wesentlichen

Beitrag zum Unternehmenserfolg und tragen der zunehmen-

den Internationalisierung des Konzerns Rechnung.

Besondere Herausforderungen ergeben sich durch die Ver-

änderung der Unternehmensstruktur im Zuge der Gründung

bzw. Integration neuer Einheiten. Ziel des Handlungsfelds

„Veränderungs-Management“ ist, diese Veränderungsprozesse

zu begleiten und die Führungskräfte auf den Umgang mit

Veränderungen vorzubereiten.

Im Handlungsfeld „Life Balance“ werden zahlreiche Angebote

von der Flexibilisierung der Arbeitszeit bis hin zu Unter-

stützungsleistungen bei den Themen Kinderbetreuung und

Betreuung älterer Familienangehöriger gefördert. Ziel ist, die

Vereinbarkeit von Beruf und Familie als einen konkreten

Unternehmenswert zu etablieren und für die Mitarbeiter ein

Arbeitsumfeld zu schaffen, in dem sie Karriere und Privat-

bzw. Familienleben vereinbaren können.

Viele bestehende Aktivitäten sind bereits an die Handlungs-

felder und das Ziel der Personalstrategie, die besten Mitarbeiter

zu rekrutieren und zu binden, Mitarbeiter für Führungsauf-

gaben zu qualifizieren sowie ein attraktives Arbeitsumfeld zu

schaffen, angelehnt.

Mitarbeiter56

Personal-Vision

Personal-Mission

Personalstrategie

Operational Excellence

Beste Mitarbeiter Richtige Führungskräfte Anspornendes Umfeld

Demografie/

Mitarbeiterplanung

Kompetenz-Management

Arbeitgebermarke

Vielfalt

Beschäftigungsfähigkeit

Wir forcieren eine kosteneffiziente, professionelle und wettbewerbsfähige Operational Excellence

Führung

Talent-Management

Performance-Management

Veränderungs-Management

Life Balance

Gesundheits-Management

Einheitliche HR-Standards Einheitliche HR-Dienstleistungen Einheitliche HR-IT-Systeme

HR

befähigt die Mitarbeiter und

Führungskräfte von E.ON, die Unternehmensvision zu realisieren


Arbeitssicherheit

Im Bereich Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz nimmt

E.ON weiterhin einen Spitzenplatz ein. Dabei setzt sich der

positive Trend weiter fort: Mit einem LTIF (lost time injury

frequency, arbeitsbedingte Unfälle mit Ausfallzeiten pro

1 Mio Arbeitsstunden) von 3,0 wurde eine Verbesserung von

25 Prozent gegenüber dem Vorjahr erreicht. Grund für diese

Verbesserung sind neben dem konsequent verfolgten Ziel,

eine gelebte Sicherheitskultur für eigene und Mitarbeiter von

Dienstleistern in unseren Anlagen einzuführen, vor allem die

Einbindung von Arbeitssicherheit in den Incentivierungspro-

zess aller Führungskräfte sowie ein kontinuierlicher Repor-

tingprozess. Leider sind im Jahr 2007 dennoch vier eigene

und neun Mitarbeiter von Fremdfirmen bei Arbeiten ums

Leben gekommen. Dieser nicht akzeptable Zustand hat uns

dazu bewogen, die gelebte Sicherheitskultur mit einem

umfassenden Maßnahmenpaket weiter voranzutreiben. Im

Rahmen des Projekts Safe.TEG werden sich alle Top Executives

einem externen Assessment unterziehen mit dem Ziel einer

selbstkritischen Identifikation eventueller Optimierungs-

potenziale. Weitere Maßnahmen sind die Fortführung des

Projekts „Fremdfirmenmanagement“ zur Sicherstellung

gleicher Arbeitsschutzbedingungen für eigene und Fremd-

firmenmitarbeiter sowie die Erweiterung des Berichtswesens

zur weiteren Erhöhung von Transparenz. Ferner wurden

Executive Safety Councils eingerichtet, um so die Arbeits-

sicherheit zur ersten Priorität im Tagesgeschäft zu machen.

Gesundheitsmanagement

Bereits eine lange Tradition hat bei E.ON das Gesundheits-

management mit Angeboten, die von Darmkrebsvorsorge und

Raucherentwöhnungskursen bis hin zu vielfältigen Sportan-

geboten reichen. Mit der Verankerung in der Personalstrategie

„OneHR“ und einer zentralen Steuerung im Corporate Center

wird der Überzeugung Rechnung getragen, dass eine Inves-

tition in die Gesundheit der Mitarbeiter einen nachhaltigen

Wertbeitrag leisten wird.

Arbeitgebermarke – Employer Branding

Im Ranking der „Top-Arbeitgeber Deutschland 2007“ – einer

Studie des Magazins „karriere“ und des geva-instituts – konnte

sich E.ON 2007 einen Spitzenplatz sichern und wurde zu den

besten 20 Arbeitgebern in Deutschland gewählt. E.ON Ruhr-

gas darf erneut die Prädikate „Deutschlands beste Arbeit-

geber 2007“ und „Best Workplaces in Europe 2007“ führen und

gehört damit zu den 100 besten Arbeitgebern in Europa.

Speziell für den Ingenieurnachwuchs wurde deutschland-

weit zum Wintersemester 2007/2008 das Förderprogramm

E.ONSupportINGStudents eingeführt. Das Programm fördert

Studenten der Ingenieurwissenschaften durch Einblicke in

die Fachpraxis, Mentoring, Netzwerktreffen und finanzielle

Unterstützung. Jährlich sollen bis zu 30 Studierende deutsch-

landweit in das Programm aufgenommen werden.

E.ON Graduate Program

Seit der Einführung des Programms im Jahr 2005 wurden

konzernweit insgesamt 120 Nachwuchskräfte eingestellt.

45 Trainees haben das Programm seitdem erfolgreich abge-

schlossen und konnten übernommen werden. Als erste

osteuropäische Gesellschaft nimmt seit Herbst 2007 die

rumänische E.ON Gas Distributie am Programm teil.

Personalentwicklung – Talent-Management

Das im Juli 2007 neu aufgelegte Konzept der Senior Manage-

ment Potentials (SMP) bietet identifizierten Nachwuchskräf-

ten vielfältige, individuelle Lern- und Entwicklungsmöglich-

keiten, um sich fachlich und persönlich gezielt auf den Schritt

ins Senior Management vorzubereiten. Global Placement

unterstützt die Senior Management Potentials auf ihrem Weg

ins Senior Management, indem diese bevorzugt bei den sys-

tematischen, unternehmensweiten Stellenbesetzungen

berücksichtigt werden.

Die konzernweiten Weiterbildungskosten (Kurskosten) betru-

gen im Jahr 2007 rund 78 Mio (ohne OGK-4, Airtricity und E2-I).

Ein Großteil der Weiterbildung wird dabei über den internen

Bildungsanbieter E.ON Academy abgedeckt.

1,20,8

1,20,8

US-Midwest

4,54,2

1,72,6

Nordic

6,24,8

2,93,7

UK

6,35,4

4,43,0

Central Europe

8,25,8

4,13,7

Pan-EuropeanGas2)

6,05,0

4,03,0

E.ON-Konzern

LTIF1)

1) lost time injury frequency – arbeitsbedingte Unfälle mit Ausfallzeiten pro 1 Mio Arbeitsstunden

2) ohne E.ON Gaz România

0 1 2 3 4 5 6 7 8

2004 2005 2006 2007

Ziel 2007

Top Executives

Die zunehmende internationale Expansion des E.ON-Konzerns

hat auch unmittelbare Auswirkungen auf das Management

der Top Executives. Neben einem stärkeren Austausch von

Führungskräften zwischen den einzelnen Market Units wer-

den bei Besetzung von Top-Führungspositionen verstärkt

internationale Erfahrungen erforderlich. Für neue Akquisitionen

konnten einerseits bewährte Führungskräfte aus dem Kon-

zern, darunter auch verstärkt Mitglieder des Executive

Pools, für Schlüsselpositionen gewonnen werden. Anderer-

seits wurden landesspezifische Führungspositionen auch

mit Managern aus dem jeweiligen lokalen Markt besetzt.

Bei übernommenen Gesellschaften konnte erfolgreich das

bestehende Management gehalten werden.

Vergütung, Altersversorgung,Mitarbeiterbeteiligung

Zu einem wettbewerbsfähigen Arbeitsumfeld gehören auch

eine attraktive Vergütung sowie ansprechende Nebenleistun-

gen. Mit der Neuausrichtung und Vereinheitlichung der betrieb-

lichen Altersversorgung in Deutschland stellt E.ON diese auch

künftig als einen wesentlichen Bestandteil eines attraktiven

Vergütungspakets sicher.

Ein weiterer Erfolgsfaktor für die Mitarbeiterbindung ist die

Beteiligung am Unternehmenserfolg: Im Jahr 2007 wurde

über die Gruppe der Top Executives hinaus die Teilnahme der

inländischen Senior Manager im Grade 3 des konzernweiten

Job Grading Systems an der zweiten Tranche des E.ON Share

Performance Plans beschlossen. Darüber hinaus wurde die

Attraktivität des Mitarbeiteraktienprogramms durch eine

Erhöhung des Unternehmenszuschusses weiter verbessert.

Im Jahr 2007 haben 22.184 Mitarbeiter 373.905 Aktien gezeich-

net. Damit lag die Teilnahmequote mit 59 Prozent erneut

über der Quote des Vorjahres (54 Prozent). Auch Mitarbeiter

in Großbritannien können im Rahmen eines Share Incentive

Plans Aktien zu besonderen Konditionen erwerben.

OneE.ON – Verankerung im Arbeitsalltag

Mit OneE.ON wurde im Jahr 2004 ein Prozess gestartet, der

auf Basis gemeinsamer Werte und Verhaltensregeln eine

gemeinsame Unternehmenskultur über alle Unternehmens-

bereiche in den verschiedenen Ländern schaffen soll. Regel-

mäßige gemeinsame Aktivitäten helfen, das Leitbild in den

Arbeitsalltag zu integrieren. So wurden unter dem Motto

„Sport verbindet!“ die ersten E.ON Olympics im Mai 2007 ver-

anstaltet. Im Münchener Olympiastadion demonstrierten

mehr als 900 E.ON-Mitarbeiterinnen und -Mitarbeiter Leis-

tungswillen und Zusammenarbeit und kämpften in 17 ver-

schiedenen Einzel- und Mannschaftssportarten um Medaillen.

Im Juni 2007 fand im E.ON-Konzern der dritte OneE.ON Day

statt. Themenschwerpunkte waren „Verbesserung der Zusam-

menarbeit“ und „Umgang mit Veränderung“.

E.ON-Mitarbeiterbefragung

Im September 2007 wurde die dritte konzernweite Mitarbei-

terbefragung mit einer Beteiligungsquote von 81 Prozent

durchgeführt. Als anerkanntes und gut etabliertes Führungs-

und Dialoginstrument unterstützt sie nachhaltig die Strate-

gieumsetzung im Konzern und fördert den Dialog zwischen

Mitarbeitern und Führungskräften.

Die Ergebnisse zeigen, dass sich die Arbeitszufriedenheit der

E.ON-Mitarbeiter mit rund 80 Prozent auf einem im Vergleich

mit anderen großen Unternehmen hohen bis sehr hohen

Niveau bewegt. Die Identifikation der Mitarbeiter mit E.ON,

das Engagement für die E.ON-Werte und den Konzern sowie

das Vertrauen sind weiter gestiegen. Schwerpunktthemen

für das kommende Jahr sind die Optimierung organisatori-

scher Voraussetzungen für die Leistungserbringung und die

Unterstützung von Veränderungsprozessen.

Entwicklung der Mitarbeiterzahlen

Am 31. Dezember 2007 waren im E.ON-Konzern weltweit

87.815 Mitarbeiter beschäftigt, rund 9 Prozent mehr als am

Jahresende 2006. Hinzu kommen 2.656 Auszubildende sowie

287 Vorstände und Geschäftsführer.

Der leichte Anstieg der Mitarbeiterzahl bei Central Europe

seit Jahresende 2006 ist hauptsächlich auf die Übernahme

ausgelernter Auszubildender zurückzuführen.

Mitarbeiter58

+/– %

+1

–2

+7

+2

+3

–

+9

–

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest

Corporate Center/Neue Märkte2)

Summe

Nicht fortgeführte Aktivitäten3)

2007

44.051

12.214

16.786

5.804

2.977

5.983

87.815

474

31. Dezember

2006

43.546

12.417

15.621

5.693

2.890

445

80.612

473

Mitarbeiter1)

1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder2) inklusive OGK-4, E.ON Climate & Renewables3) enthält WKE


Für den Rückgang der Zahl der Beschäftigten bei Pan-Euro-

pean Gas sind im Wesentlichen Anpassungsmaßnahmen zur

Steigerung der Effizienz bei E.ON Gaz Distributie in Rumä-

nien verantwortlich.

Gründe für den Personalzuwachs bei UK sind vor allem Ein-

stellungen im Vertriebs- und Servicegeschäft.

Der leichte Personalanstieg bei Nordic ist neben der Akquisi-

tion einer Servicegesellschaft vor allem auch darauf zurück-

zuführen, dass extern vergebene Arbeiten vermehrt intern

durchgeführt werden.

Bei US-Midwest hat sich die Zahl der Mitarbeiter hauptsäch-

lich aufgrund des Baus des Kraftwerks Trimble County 2

sowie von Kapitalerhöhungsmaßnahmen um rund 3 Prozent

seit dem Jahresende 2006 erhöht.

Insgesamt waren zum Jahresende 5.983 Mitarbeiter im

Segment Corporate Center/Neue Märkte beschäftigt. Dieser

Anstieg ist vor allem auf die Akquisition des russischen

Stromversorgers OGK-4 mit rund 5.300 Mitarbeitern sowie

der beiden Renewables-Gesellschaften E2-I und Airtricity

im vierten Quartal zurückzuführen.

Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur,Teilzeitbeschäftigung

Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember

2007 bei insgesamt rund 28 Prozent. Zukünftig soll vor allem

auch der Anteil von Frauen in Führungspositionen steigen.

Unter den Senior Managern beträgt der Frauenanteil derzeit

10 Prozent, unter den Top Executives 4 Prozent.

Zum Ende des Jahres betrug das Durchschnittsalter im E.ON-

Konzern rund 41 Jahre und die durchschnittliche Betriebszu-

gehörigkeit rund 14 Jahre. Insgesamt 6.195 Mitarbeiter waren

am Jahresende im E.ON-Konzern in Teilzeit beschäftigt,

davon 4.438 Frauen (72 Prozent). Die auf freiwilligen Kündi-

gungen basierende Fluktuation lag im Konzerndurchschnitt

bei rund 4 Prozent.

Geografische Struktur

Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Zahl der im Ausland

beschäftigten Mitarbeiter auf insgesamt 53.200 Mitarbeiter

bzw. 60,6 Prozent (Vorjahr: 46.598 Mitarbeiter bzw. 57,8 Prozent).

Auch dies ist vor allem auf die Akquisition des russischen

Stromversorgers OGK-4 zurückzuführen.

Ausbildung

Einen traditionell hohen Stellenwert nimmt bei E.ON die

Ausbildung junger Menschen ein. Die Ausbildungsquote in

Deutschland konnte gegenüber den Vorjahren erneut verbes-

sert werden und liegt nun bei über 7 Prozent.

Die bereits im Jahr 2003 gestartete E.ON-Ausbildungsinitia-

tive wurde auch im Jahr 2007 fortgeführt. Über die bereits

bestehenden Angebote hinaus wurde über 600 weiteren

jungen Menschen in Deutschland eine Perspektive in Form

einer Ausbildung oder ausbildungsvorbereitender Praktika

geboten. Allein im Projekt „Mit Energie dabei“, mit dem

sich E.ON besonders an benachteiligte, nicht ausbildungs-

reife Jugendliche wendet, wurde rund 430 Jugendlichen

eine Chance an einem der 19 Projektstandorte geboten.

Deutschland

Großbritannien

Rumänien

Schweden

Russland

Ungarn

USA und Kanada

Tschechische Republik

Bulgarien

Weitere Länder2)

31. Dez. 2007

37.414

17.143

10.568

5.466

5.320

4.958

3.077

2.562

2.357

1.893

Mitarbeiter nach Regionen1)

1) einschließlich Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende2) unter anderem Italien, Niederlande, Polen, Finnland, Norwegen, Dänemark etc.

Central Europe

Pan-European Gas

E.ON AG/Sonstige

E.ON-Konzern

31. Dez. 2007

2.369

276

11

2.656

Auszubildende in Deutschland

60


Im Jahr 2007 hat E.ON das Engagement im Bereich Forschung

und Entwicklung zur Einführung neuer Technologien deutlich

gesteigert. Unsere vielfältigen Aktivitäten orientieren sich an

den Zielen Energieeffizienz, verantwortungsvoller Umgang

mit Ressourcen und Wirtschaftlichkeit.

Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand lag im Jahr 2007

bei 37 Mio (Vorjahr: 27 Mio ). Insgesamt arbeiteten im

E.ON-Konzern 190 Mitarbeiter im Bereich Forschung und Ent-

wicklung, davon 70 bei Central Europe, 55 bei UK, 34 bei Pan-

European Gas, 24 bei Nordic und 7 bei US-Midwest.

Gute neue Ideen entstehen häufig durch die Kombination

von Grundlagenforschung und praktischer Erfahrung. Daher

hat E.ON den Bereich der Grundlagenforschung verstärkt

und die Unterstützung der Energieforschung an Hochschulen

im Jahr 2007 auf 5,5 Mio erhöht.

Insgesamt hat E.ON im Jahr 2007 für neue Technologien in den

Bereichen Hochschulförderung, Forschung- und Entwicklung

und Demonstration 83 Mio investiert (Vorjahr: 57 Mio ).

Innovative Technologien sind das Rückrat unseres Unterneh-

mens. Wir haben im Jahr 2007 im Rahmen der konzernweiten

Forschungsinitiative innovate.on weitere Großprojekte zur

Demonstration neuer Technologien gestartet. Dabei werden

wir uns auch in Zukunft auf vielversprechende Schlüssel-

technologien fokussieren, mit denen die Herausforderungen

einer wirtschaftlichen, umweltverträglichen und sicheren

Energieversorgung gelöst werden können. Die in der For-

schung entwickelten Verfahren nutzen wir dann auch in der

Praxis.

Beispiele für unsere Forschungsprojekte im Jahr 2007:

• CO2-Abtrennung im schwedischen Kraftwerk Karlshamn.

• Erforschung der CO2-Speicherung in einem EU-Projekt in

Deutschland.

• Veredelung von Biogas auf Erdgasqualität und Einspei-

sung in das Erdgasnetz in Demonstrationsanlagen in

Deutschland.

• Untersuchung von Korrosion in Kesseln durch Zufeue-

rung von Biomasse in einer Pilotanlage in Großbritannien.

• Angewandte Forschung durch den Test von Batterien

zur Stromspeicherung in Großbritannien.

• Wissenschaftlicher Feldversuch mit ca. 80 elektrischen

Wärmepumpen, die in Wohnhäusern anstelle von alten

Ölheizkesseln eingesetzt werden.

• Versuche mit verschiedenen Erdgaswärmepumpen zur

Kombination von Erdgas mit Erneuerbaren Energien in

einem Gerät.

Unsere Aktivitäten im Bereich neue Technologien sind auf

den Seiten 80 bis 82 ausführlich beschrieben.

Mit einer Vermittlungsquote von über 75 Prozent in Ausbil-

dung bzw. Arbeit ist das Projekt seit nunmehr zehn Jahren

sehr erfolgreich. Darüber hinaus wird mit der Aktion „Gleiche

Chancen für alle“ speziell die Einstellung behinderter Auszu-

bildender im E.ON-Konzern gefördert. Auf diese Weise leistet

E.ON einen Beitrag zur aktiven Unterstützung der Initiative

„Jobs ohne Barrieren“ des Bundesministeriums für Gesund-

heit und soziale Sicherung.

Grundzüge des Vergütungssystems für Vorstandund Aufsichtsrat

Die Grundzüge der Vergütungssysteme sowie Angaben zu

den Konzernbezügen einzelner Vorstands- und Aufsichtsrats-

mitglieder sind für das Geschäftsjahr 2007 im Vergütungs-

bericht zusammengefasst. Er berücksichtigt die Regelungen

des HGB in der durch das Vorstandsvergütungsoffenlegungs-

gesetz (VorstOG) geänderten Fassung sowie die Grundsätze

des Deutschen Corporate Governance Kodex. Der Vergütungs-

bericht ist im Corporate-Governance-Kapitel auf den Seiten

117 bis 121 veröffentlicht und als Bestandteil dieses zusam-

mengefassten Lageberichts anzusehen. Auf eine Darstellung

des Vergütungsberichts an dieser Stelle wurde daher verzich-

tet. Die Angaben zu den Organbezügen der E.ON AG sind im

Anhang des Einzelabschlusses dargestellt.


Corporate Responsibility

Gesellschaftliche Verantwortung von Unternehmen (CR)

gewinnt sowohl nach unserer Überzeugung als auch aus Sicht

der Gesellschaft mehr und mehr an Bedeutung. Sich stetig

ändernde ökonomische, ökologische und gesellschaftliche

Rahmenbedingungen sowie eine Vielzahl von Erwartungen

und Interessenlagen der Stakeholder bilden hierfür die Grund-

lage. Innerhalb der Energiebranche strebt E.ON daher eine

führende Rolle bei der Wahrnehmung gesellschaftlicher Ver-

antwortung an. Unser Ziel ist, das Vertrauen unserer Stake-

holder dauerhaft zu gewinnen, zu erhalten und auszubauen

sowie Veränderungen in unserem Unternehmensumfeld früh-

zeitig zu antizipieren und in die Entscheidungsprozesse ein-

zubinden. Dadurch sollen unternehmerische Chancen und

Risiken aktiv gesteuert sowie der Unternehmenswert und der

gesellschaftliche Mehrwert langfristig maximiert werden.

Um CR als integralen Bestandteil unserer Unternehmens-

kultur und unserer Geschäftsprozesse weiter zu stärken, wurde

im Jahr 2007 die konzernweite Organisationsstruktur ausge-

baut. Zur strategischen Ausgestaltung und konzernweiten

Implementierung wurde der Organisationsbereich CR im Cor-

porate Center gestärkt und international besetzt. Höchstes

Gremium ist der seit 2005 bestehende CR-Council, der mit

oberen Führungskräften aus Market Units, Fachbereichen des

Corporate Centers sowie einem Mitglied des Betriebsrats

besetzt ist und den E.ON-Vorstand bei der Vereinbarung von

konzernweiten Schwerpunkten und Zielen berät und unter-

stützt. Die CR-Maßnahmen werden in allen Market Units

durch CR-Manager und Fachbereiche vor Ort umgesetzt.

Im Jahr 2007 haben wir ein konzernweites Klimaschutzziel,

die Reduktion der spezifischen CO2-Emissionen bis 2030

gegenüber 1990 um insgesamt 50 Prozent, festgelegt. In die-

sem Zusammenhang hat E.ON umfangreiche Investitionen

in Erneuerbare Energien und effizientere Kraftwerke geplant.

Zudem wurde das konzernweite Programm „Energie für

Kinder“ mit Fokus auf frühzeitige Vermittlung von Wissen in

den Bereichen Energie und Umwelt neu konzeptioniert und

soll 2008 öffentlich gestartet werden.

Die hohe Relevanz, die wir dem Thema Transparenz ein-

räumen, zeigt sich exemplarisch an dem im Mai 2007 veröf-

fentlichten konzernweiten CR-Bericht, der von der inter-

national anerkannten Global Reporting Initiative die höchste

Bewertung A+ erhielt. Dies hat mit dazu beigetragen, dass

E.ON im Jahr 2007 erstmals mit der Aufnahme in die Dow Jones

Sustainability Indices World und STOXX als verantwortlich

agierendes Unternehmen anerkannt wurde. Auch die Ergeb-

nisse anderer externer Bewertungen haben sich verbessert:

E.ON stieg beispielsweise im internationalen Accountability

Rating von Position 25 auf Position 16 der Fortune 100.

Im Jahr 2008 wird eine weiterentwickelte CR-Strategie als

Beitrag zur Unternehmensstrategie verabschiedet. Eine

wesentliche Aufgabe wird dabei die Integration der neuen

Market Units auch in diesem Bereich sein.

Im Mai 2008 erscheint der neue CR-Bericht, der auch im

Internet unter www.eon.com zur Verfügung stehen wird.

Risikobericht62

Risikomanagementsystem

Die Steuerung von Chancen und Risiken wird bei E.ON als

normaler und bewusster Bestandteil der Unternehmensfüh-

rung angesehen. Demnach besteht das Risikomanagement-

system aus einer Vielzahl von Bausteinen, die in die gesamte

Aufbau- und Ablauforganisation von E.ON eingebettet sind.

Damit ist das Risikomanagementsystem integraler Bestandteil

der Geschäftsprozesse und Unternehmensentscheidungen.

Zu den Bausteinen des Risikomanagementsystems zählen im

Wesentlichen konzernweite Richtlinien und Berichtssysteme,

der konzernweit einheitliche Strategie-, Planungs- und

Controllingprozess, die Tätigkeit der internen Revision sowie

die gesonderte konzernweite Risikoberichterstattung auf

Basis des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unter-

nehmensbereich (KonTraG) und die Einrichtung von Risiko-

komitees. Unser Risikomanagementsystem zielt darauf ab,

die Unternehmensleitung in die Lage zu versetzen, frühzeitig

Risiken zu erkennen, um rechtzeitig gegensteuern zu kön-

nen. Die konzernweiten Planungs-, Steuerungs- und Berichts-

prozesse werden kontinuierlich auf Effektivität und Effizienz

überprüft. Darüber hinaus erfolgt gemäß den gesetzlichen

Anforderungen eine regelmäßige Überprüfung der Wirksam-

keit unseres Risikofrüherkennungssystems durch unsere

interne Revision und durch die Abschlussprüfer.

Risikomanagement und Versicherung

Die E.ON Risk Consulting GmbH ist als 100-prozentige Toch-

ter der E.ON AG für das Versicherungs-Risikomanagement im

E.ON-Konzern verantwortlich. Sie entwickelt und optimiert

Lösungen für die betrieblichen Risiken des Konzerns durch

Versicherungs- und versicherungsähnliche Instrumente und

deckt diese in den internationalen Versicherungsmärkten

ein. Hierzu stellt E.ON Risk Consulting GmbH unter anderem

die Bestandsführung, das Schadenmanagement, die Abrech-

nung der Versicherungsverträge und -ansprüche sowie die

entsprechende Berichterstattung sicher.

Risikokomitee

Gemäß den Bestimmungen von § 91 Abs. 2 AktG zur Einrich-

tung eines Überwachungs- und Risikofrüherkennungssystems

sowie den Mindestanforderungen an ein Risikomanagement

bzw. an den Einsatz von Finanzinstrumenten bei Industrie-

unternehmen auf Grundlage der Mindestanforderungen für

das Betreiben von Handelsgeschäften (MaRisk) hat der Vor-

stand der E.ON AG ein Risikokomitee für die E.ON AG einge-

richtet. Das Risikokomitee stellt als Gremium unter Beteiligung

von maßgeblich beteiligten Bereichen und Abteilungen der

E.ON AG die Umsetzung und Einhaltung der durch den Vor-

stand beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodity-

und Kreditrisikobereich sicher und entwickelt diese weiter.

Risikolage

Im Zuge unserer geschäftlichen Aktivitäten sind wir einer

Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unserem

unternehmerischen Handeln verbunden sind. Für den

E.ON-Konzern und somit auch für die E.ON AG bestehen im

Wesentlichen folgende Risiken:

MarktrisikenDas internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Market

Units bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur

gekennzeichnet. Unser in- und ausländisches Energiegeschäft

sieht sich zudem einem verstärkten Wettbewerb ausgesetzt,

der unsere Margen reduzieren könnte. Die seit 1998 zu Beginn

der Liberalisierung des deutschen Strommarktes rückläufigen

Preise stiegen seit dem Jahr 2001 wieder an. Gegenwärtig

übersteigen die Einzelhandelspreise das Niveau von 1998. Auch

die Preise für den Absatz an Weiterverteiler sowie industri-

elle Kunden haben sich erhöht. Dies ist im Wesentlichen auf

gestiegene Brennstoffpreise sowie zusätzliche Steuern und

Abgaben zurückzuführen. Die angekündigten Strompreisan-

hebungen zum 1. Januar 2008 wurden im Herbst 2007 von

der Öffentlichkeit stark kritisiert. Da im Hinblick auf die wei-

ter ansteigenden Energiekosten Strompreisanhebungen in

der Zukunft nicht ausgeschlossen werden können, rechnen

wir mit einem zunehmenden politischen Druck. Im europä-

ischen Vergleich liegen die deutschen Großhandels- und Ein-

zelhandelspreise bereinigt um Steuern und Abgaben im

Mittelfeld. Erhöhter Wettbewerbsdruck durch bestehende bzw.

neu hinzukommende Marktteilnehmer könnte beispielsweise

unseren britischen oder schwedischen Marktanteil im Groß-

und Einzelhandelsbereich nachteilig beeinflussen. Neben unse-

ren Aktivitäten in Großbritannien und den skandinavischen

Ländern sehen wir grundsätzlich auch wettbewerbsbedingte

Margenrisiken hinsichtlich unserer Geschäftstätigkeit in Ost-

bzw. Südeuropa sowie den übrigen Strommärkten, in denen wir

aktiv sind, und möglicherweise noch dazu in Strommärkten,

in denen wir uns zukünftig bewegen wollen. E.ON Ruhrgas

sieht sich im Gasbereich ebenfalls einem zunehmenden Wett-

bewerbsdruck ausgesetzt. Durch ein umfassendes Vertriebs-

controlling und ein intensives Kundenmanagement begrenzen

wir diese Risiken.


Marktpreisänderungsrisiken Der E.ON-Konzern ist bei seiner operativen Geschäftstätigkeit

Marktpreisänderungsrisiken im Commodity-Bereich ausgesetzt.

Zur Begrenzung dieser Risiken betreiben wir ein systemati-

sches Risikomanagement. Kernelemente dieses Risikomanage-

ments sind – neben den bereits erwähnten konzernweit bin-

denden Richtlinien und dem unternehmensweiten Berichts-

system – die Verwendung quantitativer Kennziffern sowie

die Limitierung von Risiken und die Funktionstrennung von

Bereichen. Zur Begrenzung von Marktpreisänderungsrisiken

setzen wir im Markt übliche derivative Instrumente ein. Diese

Instrumente werden mit Finanzinstituten, Brokern, Strom-

börsen und Drittkunden kontrahiert, deren Bonität wir laufend

überwachen.

Im Energiebereich werden im Wesentlichen Strom-, Gas-,

Kohle-, Emissionsrechte- und Ölpreissicherungsgeschäfte

kontrahiert, um Preisänderungsrisiken abzusichern, eine

Systemoptimierung und einen Lastenausgleich zu erzielen

sowie unsere Margen zu sichern. Der Eigenhandel im Com-

modity-Bereich findet im Rahmen detailliert festgelegter

Richtlinien und innerhalb eng definierter Grenzen statt. Zum

31. Dezember 2007 betrugen die Nominalwerte der Energie-

derivate 57.204 Mio . Der Marktwert aller Energiederivate

beläuft sich auf –353 Mio .

Finanzwirtschaftliche RisikenDie Steuerung der Zins- und Währungsrisiken erfolgt eben-

falls auf Basis eines systematischen Risikomanagements.

Das Nominalvolumen der Derivate im Zins- und Devisenbe-

reich zum 31. Dezember 2007 betrug 48.238 Mio . Die Markt-

werte dieser Derivate beliefen sich auf 615 Mio .

Aus dem operativen Geschäft bzw. dem Einsatz derivativer

Finanzinstrumente ergeben sich für E.ON Kreditausfallrisi-

ken. Auf Basis des konzernweiten Kreditrisikomanagements

erfolgt eine systematische Überwachung der Geschäfts-

partner-Bonität sowie eine regelmäßige Ermittlung des

Kreditausfallrisikos. Die Überprüfung des Kreditratings der

Geschäftspartner wird auf Grundlage existierender Bonitäts-

kriterien durchgeführt.

Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungsrisiken aus kurz-

und langfristigen Wertpapieren, die durch ein geeignetes

Asset Management gesteuert werden. Die Überwachung und

Steuerung von Liquiditätsrisiken erfolgt im Rahmen kurz-

und langfristiger Finanzplanungen.

Strategische RisikenUnsere Strategie bezieht Akquisitionen und Investitionen in

unser Kerngeschäft mit ein. Diese Strategie hängt in Teilen

von unserer Fähigkeit ab, Unternehmen erfolgreich zu identi-

fizieren und zu erwerben, die unser Energiegeschäft unter

annehmbaren Bedingungen sinnvoll ergänzen. Um die not-

wendigen Zustimmungen für Akquisitionen zu erhalten,

könnten wir aufgefordert werden, andere Teile unseres

Geschäfts zu veräußern oder Zugeständnisse zu leisten, die

unser Geschäft wesentlich beeinflussen. Zusätzlich können

wir nicht garantieren, dass wir die Rendite erzielen, die wir

von jeder möglichen Akquisition oder Investition erwarten.

Beispielsweise könnte es problematisch werden, wichtige

Leistungsträger zu halten, akquirierte Unternehmen erfolg-

reich in unser vorhandenes Geschäft zu integrieren sowie

geplante Kosteneinsparungen bzw. operative Ergebnisbeiträge

zu realisieren und zukünftige Marktentwicklungen bzw.

regulatorische Veränderungen richtig zu beurteilen. Zudem

ist es möglich, dass wir für eine Akquisition oder Integration

bzw. den Betrieb eines neuen Geschäftes mehr aufwenden

müssen als angenommen. Des Weiteren beinhalten Akquisi-

tionen und Investitionen in neue geografische Gebiete oder

Geschäftsbereiche, dass wir uns mit neuen Absatzmärkten

bzw. Wettbewerbern vertraut machen und uns mit den ent-

sprechenden wirtschaftlichen Risiken auseinandersetzen. Dies

gilt gleichermaßen für das von uns im Jahr 2007 beschlossene

strategische Maßnahmenpaket bzw. das umfangreiche Inves-

titionsprogramm von mehr als 60 Mrd bis zum Jahr 2010.

Risikobericht64

Diesen möglichen Risiken begegnen wir mit umfangreichen

Prozessen. Diese beinhalten – neben den zugrunde liegenden

Richtlinien und Handbüchern – unter anderem umfassende

Due-Diligence-Prüfungen und die rechtliche Absicherung im

Rahmen von Verträgen sowie ein mehrstufiges Genehmigungs-

verfahren und ein Beteiligungs- bzw. Projektcontrolling. Nach-

gelagerte umfangreiche Integrationsprojekte tragen darüber

hinaus zu einer erfolgreichen Integration bei.

Operative RisikenBei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden tech-

nologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. In

bedeutenden Teilen Europas und Nordamerikas kam es in

den letzten Jahren zu größeren Stromausfällen. Die Gründe

für diese Stromausfälle variieren, obwohl sie hauptsächlich

auf ein ungenügendes – lokales oder regionales – Gleichge-

wicht zwischen Energieerzeugung und -verbrauch zurückzu-

führen sind. Dabei können einzelne Ausfälle aufgrund von

Überlastung oder Spannungsproblemen eine kaskadenförmige

Abschaltung der Netze und Kraftwerke auslösen. Die Wahr-

scheinlichkeit dieser Art von Problemen hat sich in den letz-

ten Jahren nach der Liberalisierung der EU-Strommärkte

erhöht. Dies ist zum Teil mit einem zunehmenden uneinge-

schränkten grenzüberschreitenden physikalischen Strom-

handel zu begründen, der in einer wesentlich höheren Last

im internationalen Netz resultiert, das ursprünglich haupt-

sächlich für Zwecke der gegenseitigen Unterstützung und

Betriebsoptimierung konstruiert wurde. Infolgedessen gibt

es Engpässe an vielen Stellen in Europa und die hohe Belas-

tung hat zu einem geringeren Grad an Sicherheitsreserven

im Netz geführt. In Deutschland ist das Risiko von Stromaus-

fällen geringer, da sich Kraftwerke – im Gegensatz zu vielen

anderen Ländern – in der näheren Umgebung von Ballungs-

zentren befinden und somit kürzere Übertragungswege vor-

handen sind bzw. eine stärkere Vernetzung gegeben ist.

Zusätzlich wird die geringe Wahrscheinlichkeit eines Strom-

ausfalls in Deutschland durch die Organisation des deut-

schen Stromnetzes in vier Regelzonen unterstützt. Dennoch

existiert im Hinblick auf unsere deutschen und internationa-

len Aktivitäten das Risiko eines Stromausfalls sowie einer

Abschaltung von Kraftwerken infolge unvorhergesehener

Betriebsstörungen oder sonstiger Probleme, die unter ande-

rem auch auf extreme Wetterverhältnisse zurückgeführt

werden können. Betriebsstörungen oder längere Produktions-

ausfälle von Anlagen oder Komponenten könnten unsere

Ertragslage beeinträchtigen.

Wir ergreifen unter anderem die folgenden umfassenden

Maßnahmen, um diesen Risiken zu begegnen:

• Systematische Schulungs-, Weiterbildungs- und Qualifi-

kationsprogramme für unsere Mitarbeiter

• Weiterentwicklung und Optimierung unserer Produktions-

verfahren, -prozesse und -technologien

• Regelmäßige Wartung und Inspektion unserer Anlagen

und Netze

• Richtlinien sowie Arbeits- und Verfahrensanweisungen

• Qualitätsmanagement, -kontrollen und -sicherung

• Projekt-, Umwelt- und Alterungsmanagement

• Krisenabwehrorganisation und Notfallplanungen

Gegen dennoch eintretende Schadensfälle sind wir in einem

wirtschaftlich sinnvollen Umfang versichert.

Zusätzlich ergeben sich gegenwärtig aus der operativen

Geschäftstätigkeit des E.ON-Konzerns einzelne Risiken in

Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten. Im Wesentlichen handelt

es sich dabei um Klagen und Verfahren wegen angeblicher

Preisabsprachen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Des

Weiteren sind im Zusammenhang mit der Veräußerung von

VEBA Electronics im Jahr 2000 Klagen gegen E.ON AG und

US-Tochtergesellschaften anhängig. Darüber hinaus ist E.ON

Ruhrgas Partei in einigen Schiedsgerichtsverfahren. Diese

betreffen unter anderem den Erwerb von Anteilen an der

Europgas a.s. und Gaslieferungsverträge, die mit GasTerra B.V.,

der Gasversorgung Süddeutschland GmbH sowie Norsk Hydro

Produksjon ASA geschlossen wurden. Gegen Unternehmen

des E.ON-Konzerns könnten zudem auch in Zukunft gericht-

liche Prozesse, behördliche Untersuchungen und Verfahren

sowie andere Ansprüche eingeleitet oder geltend gemacht

werden. Durch eine geeignete Verfahrensbetreuung und ent-

sprechende Vertragsgestaltungen im Vorfeld versuchen wir,

die Risiken dieser und zukünftiger Rechtsstreitigkeiten zu

minimieren.

Aus dem zunehmenden Wettbewerb auf dem Gasmarkt und

steigenden Handelsvolumina an virtuellen Handelspunkten

und der Gasbörse könnten möglicherweise Risiken für Men-

gen aus Langfristverträgen mit Take-or-pay-Verpflichtungen

resultieren. Andererseits unterliegen die Verträge zwischen

Produzenten und Importeuren grundsätzlich turnusmäßigen

Anpassungen an aktuelle Marktgegebenheiten.


Externe RisikenExterne Risiken ergeben sich aus dem politischen, rechtlichen

und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns, dessen Ände-

rung zu erheblichen Planungsunsicherheiten führen kann.

• Die im Dezember 2007 beschlossene Änderung des

Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB-

Novelle) führt zu einer Verschärfung der kartellrechtli-

chen Missbrauchsaufsicht im Strom- und Gasmarkt. Die

Novelle trat zum 1. Januar 2008 in Kraft. Die Auswirkun-

gen der GWB-Novelle auf E.ON können zum jetzigen

Zeitpunkt noch nicht eingeschätzt werden. Mit einem

Musterverfahren in der Branche durch das Bundeskar-

tellamt wird im Jahr 2008 gerechnet.

• Das Bundeskartellamt untersucht im Rahmen eines

Missbrauchsverfahrens die Berücksichtigung von CO2-

Emissionszertifikaten bei der Strompreiskalkulation.

Der Ausgang des Verfahrens gegen E.ON ist noch offen.

• Die EU-Kommission hat im Mai und Dezember 2006 bei

mehreren Energieversorgungsunternehmen in Europa

Nachprüfungen durchgeführt (darunter auch bei der

E.ON AG und einigen ihrer Tochterunternehmen). Im

Nachgang zu den Nachprüfungen initiierte die EU-Kom-

mission auch Auskunftsersuchen zu verschiedenen regu-

latorischen und energiemarktbezogenen Fragestellungen

bei E.ON Energie und E.ON Ruhrgas, die von den Unter-

nehmen zwischenzeitlich beantwortet worden sind. Die

Kommission hat mit Entscheidung vom 18. Juli 2007 ein

Kartellverfahren wegen eines mutmaßlichen Verstoßes

gegen Art. 81 EG-Vertrag gegen E.ON Ruhrgas und Gaz

de France eingeleitet. Die Kommission weist darauf hin,

dass die Verfahrenseinleitung nicht bedeutet, dass abschlie-

ßende Beweise für einen Verstoß vorliegen. Im Zusammen-

hang mit den Nachprüfungen im Strombereich hat E.ON

der EU-Kommission vorgeschlagen, sich zu verpflichten,

das Übertragungsnetz und Erzeugungskapazitäten ab-

zugeben. Die EU-Kommission wird hierüber nach einem

Markttest eine rechtlich bindende Entscheidung treffen

und etwaige Kartellverfahren im Strombereich nicht

fortführen.

• E.ON Ruhrgas hatte gegen die Abstellungsverfügung des

Bundeskartellamtes vom 13. Januar 2006 in Sachen lang-

fristiger Gaslieferverträge Beschwerde beim OLG Düssel-

dorf eingelegt und sich im Wesentlichen gegen das ver-

fügte Wettbewerbsverbot gewendet. Das OLG Düsseldorf

hat diese Beschwerde am 4. Oktober 2007 zurückgewiesen.

E.ON Ruhrgas hat gegen die Entscheidung des OLG Düssel-

dorf Rechtsbeschwerde zum BGH eingelegt.

• Die EU-Kommission hat im September 2007 die Entwürfe

zum dritten Regulierungspaket Energie veröffentlicht, die

einen wettbewerbsorientierten, nicht diskriminierenden

und transparenten EU-Binnenmarkt bezwecken. E.ON

unterstützt diese Ziele ausdrücklich. Einige der vorge-

schlagenen Maßnahmen und Instrumente sind aus unse-

rer Sicht allerdings nicht geeignet, den Wettbewerb zu

fördern und die Entwicklung grenzüberschreitender

Regionalmärkte zu unterstützen. Dies gilt vor allem für

die Ausdehnung der Regulierung auf den Bereich des

Strom- und Gashandels sowie für das vorgeschlagene

Ownership Unbundling der Übertragungs- und Fernlei-

tungsnetze und die Alternative des Independent System

Operators (ISO+). E.ON ist der Auffassung, dass Wettbe-

werb und die Integration von Regionalmärkten nicht

über Enteignung von Unternehmen oder Regulierung

von Wettbewerbsmärkten erfolgen kann. Dies kann nur

durch konsequente Umsetzung der europäischen Markt-

integration, insbesondere durch Ausbau der grenzüber-

schreitenden Infrastruktur, weitere Integration des

grenzüberschreitenden Energiehandels sowie den ange-

messenen Einsatz der vorhandenen wettbewerbs- und

kartellrechtlichen Instrumente erreicht werden.

• Die Verordnung zur Anreizregulierung (ARegV) ist im

November 2007 in Kraft getreten. Geplanter Start der

Anreizregulierung ist der 1. Januar 2009. Das Energiewirt-

schaftsgesetz (EnWG) sieht vor, die aktuell angewende-

ten kostenorientierten Entgeltregulierungsprinzipien

durch das Konzept der Anreizregulierung zu ersetzen.

Dadurch lassen sich zusätzliche Anreize für Effizienzstei-

gerungen im Netzbereich schaffen. Grundsätzlich befür-

worten wir die zügige Einführung einer sachgerechten

Anreizregulierung, obwohl eine Reihe von angemesse-

nen Vorschlägen der betroffenen Netzbetreiber nicht in

der ARegV umgesetzt wurden. Es bleibt abzuwarten, ob

die Regelungen in allen Bereichen zu Effizienzvorgaben

führen werden, die zu erreichen und zu übertreffen sind.

Bis Mitte des Jahres 2008 hat die BNetzA für alle Betei-

ligten einen Effizienzvergleich vorzunehmen. Gegenwärtig

entwickelt sie hierfür Methoden und legt Kriterien fest.

Die Auswirkungen der Anreizregulierung lassen sich

daher gegenwärtig nicht verlässlich einschätzen, da

neben der konkreten Ausgestaltung des Effizienzvergleichs

weitere wesentliche Parameter, wie die Höhe des kalku-

latorischen Eigenkapitalzinses sowie die Ausgestaltung

der Investitionsbudgets für den Netzausbau, noch nicht

festgelegt sind.

• E.ON Gastransport bildet derzeit noch marktorientierte

Netzentgelte. Es lässt sich jedoch nicht ausschließen,

dass dies im Laufe des Jahres 2008 von der BNetzA unter-

sagt werden könnte. In diesem Fall würde E.ON Gastrans-

port zum 1. Januar 2010 in die Anreizregulierung überführt.

Risikobericht

• Derzeit läuft die zweite Runde der Netzentgeltgenehmi-

gungen für das Jahr 2008, womit die Ausgangsbasis für

die geplante Anreizregulierung festgelegt werden soll.

Ein künftiges Ergebnisrisiko ist dabei nicht auszuschließen,

da sich abzeichnet, dass die BNetzA die gesetzlichen Vor-

schriften einseitig zuungunsten der Netzbetreiber aus-

legt. Bei entsprechend hohen Kürzungen der beantrag-

ten Netzentgelte durch die BNetzA sind darüber hinaus

im Einzelfall auch Wertminderungen im Bereich der

betroffenen Netzbetreiber nicht auszuschließen.

• Ende 2007 hat die BNetzA ein Konsultationsverfahren

zur Reformierung des Modellkonzepts zum Regel- und

Ausgleichsenergiemarkt im deutschen Gasmarkt einge-

leitet. Die BNetzA beabsichtigt eine grundlegende Neu-

gestaltung des Ausgleichs- und Regelenergiemarktes.

Derzeit verhandeln die Verbände mit der BNetzA über

das mögliche Zielmodell. Es ist gegenwärtig unklar, wie

das Zielmodell aussehen wird. Dies führt insbesondere

deswegen zu einer Rechtsunsicherheit für die Marktteil-

nehmer, weil das neue Modell bereits zum 1. Oktober 2008

eingeführt werden soll. Eine vollständige Umsetzung bis

zu diesem Zeitpunkt ist zweifelhaft, da nicht zu erwarten

ist, dass alle Voraussetzungen für das Zielmodell bis dahin

vorliegen werden.

• Durch Rechtsunsicherheiten bei der Umsetzung der

Nationalen Allokationspläne in den einzelnen EU-Ländern

kann es für einzelne der vom Emissionshandel betroffe-

nen Anlagen der Energiewirtschaft zu Schwierigkeiten

bei der Zuteilung von CO2-Emissionsrechten kommen.

• Die EU-Kommission legte im Januar 2008 einen ersten

Vorschlag eines Maßnahmenpakets zur Durchsetzung

ihrer Klimaschutzziele, zur Fortführung des Emissions-

rechtehandels, der Speicherung von CO2 sowie der För-

derung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien

vor. Durch den ökologisch motivierten Umbau der Ener-

gieversorgung sind auch die Energieversorger betroffen,

allerdings erschließen sich auch neue Geschäftsfelder.

Durch einen intensiven und konstruktiven Dialog mit Behör-

den und Politik versuchen wir, diesen Risiken zu begegnen.

Wir könnten darüber hinaus – in Verbindung mit dem Betrieb

von Kernkraftwerken bzw. konventionellen Kraftwerken –

durch Umweltschädigungen aus der Umwelthaftpflicht bean-

sprucht werden, was unser Geschäft wesentlich negativ

beeinflussen könnte. Zusätzlich können neue oder geänderte

Umweltgesetze und -regelungen eine wesentliche Zunahme

der Kosten für uns bedeuten.

E.ON Ruhrgas bezieht gegenwärtig – auf Basis langfristiger

Bezugsverträge mit Gazprom – rund 26 Prozent ihrer gesamten

Gaslieferungen aus Russland. Verschiedene zurückliegende

Ereignisse in einigen Ländern Osteuropas haben in Teilen

Westeuropas die Bedenken hinsichtlich der Zuverlässigkeit

russischer Gaslieferungen verstärkt. Historisch niedrige

Temperaturen in Russland haben im Winter 2005/2006 den

Gasverbrauch erhöht und führten – den Berichten einiger

westeuropäischer Länder zufolge – zu einem Druckabfall in

den Gaspipelines sowie Fehlmengen im Gasbezug aus Russ-

land. Zusätzlich führte zu Beginn des Jahres 2006 ein Konflikt

zwischen Russland und der Ukraine über die Auferlegung

einer bedeutenden Preiserhöhung im Hinblick auf russische

Gaslieferungen in die Ukraine zu Unterbrechungen der

Lieferungen russischen Gases in die Ukraine sowie durch die

Ukraine in andere Länder. Ende 2006 führte ein ähnlicher

Preiskonflikt zwischen Russland und Weißrussland zu einer

Blockade seitens Weißrusslands im Hinblick auf die Durch-

leitung russischen Gases und Öls durch das Land. Anfang

2007 führten polnische Versuche, die Gebühren für die

Durchleitung von russischem Gas und Öl nach Westeuropa

gegenüber Gazprom zu erhöhen, zu Spekulationen, dass

Gazprom diese Versuche möglicherweise mit Lieferunter-

brechungen erwidern könnte. Wirtschaftliche bzw. politische

Instabilität oder andere Konflikte in jedem möglichen Durch-

leitungsland, durch das russisches Gas geleitet werden muss,

bevor es seinen abschließenden Bestimmungsort in West-

europa erreicht, können eine wesentliche nachteilige Aus-

wirkung auf den Gasbezug aus Russland haben, wobei der-

artige Vorfälle außerhalb der Einflussmöglichkeiten von E.ON

Ruhrgas liegen. E.ON Ruhrgas kann bislang keine Lieferunter-

brechungen oder Fehlmengen unterhalb der vertraglich

garantierten Gasmengen beklagen. Dennoch existiert keine

66

absolute Gewissheit, dass solche Lieferunterbrechungen oder

Fehlmengen nicht auftreten können. Jede mögliche längere

Lieferunterbrechung oder Fehlmenge unterhalb der E.ON

Ruhrgas durch Gazprom vertraglich zugesicherten Gasmenge

würde seitens E.ON Ruhrgas, zum Ausgleich fehlender Gas-

mengen, in der Nutzung von Speicherreserven resultieren,

um den eigenen Kunden gegenüber vertraglich festgelegte

Gasmengen liefern zu können. Es ist nicht auszuschließen,

dass derartige Vorfälle eine wesentliche nachteilige Auswir-

kung auf unsere Ertragslage haben können.

Die Nachfrage nach Strom und Gas ist saisonal. Im Allge-

meinen existiert eine höhere Nachfrage während der kalten

Monate Oktober bis März sowie eine geringere Nachfrage

während der wärmeren Monate April bis September. Eine

Ausnahme bildet das Energiegeschäft in den USA, da heiße

Wetterperioden infolge des erhöhten Betriebs von Klima-

anlagen in einer größeren Nachfrage nach Strom resultieren.

Im Ergebnis bedeutet diese saisonale Struktur, dass unsere

Umsätze und operativen Ergebnisse im ersten und vierten

Quartal höher bzw. im zweiten und dritten Quartal geringer

sind, wobei unser Energiegeschäft in den USA seine höchs-

ten Umsätze im dritten Quartal und einen zweiten Höhe-

punkt im ersten und vierten Quartal erfährt. Unsere Umsätze

und operativen Ergebnisse können jedoch bei ungewöhnlich

warmen Wetterperioden während der Herbst- und Winter-

monate negativ beeinflusst werden, was beispielsweise in

2006 bzw. 2007 für einige unserer Market Units der Fall war.

Darüber hinaus könnten sich für unsere Market Unit Nordic

negative Auswirkungen durch einen zu geringen Niederschlag

ergeben, der sich – wie beispielsweise im Jahr 2006 – in einer

reduzierten Stromerzeugung aus Wasserkraft bemerkbar

machen kann. Des Weiteren könnten unsere europäischen

Aktivitäten im Sommer durch über dem Durchschnitt liegende

Temperaturen negativ beeinflusst werden, da unsere Kraft-

werke aufgrund einer reduzierten Verfügbarkeit von benötig-

tem Kühlwasser die Erzeugung reduzieren oder möglicher-

weise abgeschaltet werden müssten. Wir erwarten auch

weiterhin saisonale und wetterbedingte Fluktuationen im

Hinblick auf unsere Umsätze und operativen Ergebnisse.

IT-RisikenDie operative und strategische Steuerung unseres Konzerns

ist maßgeblich abhängig von einer komplexen Informations-

technologie. Die Optimierung und Aufrechterhaltung der IT-

Systeme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und

externer Experten sowie durch diverse technologische Siche-

rungsmaßnahmen gewährleistet. Daneben begegnet der

E.ON-Konzern den Risiken aus unberechtigtem Datenzugriff,

Datenmissbrauch und Datenverlust mit diversen Gegenmaß-

nahmen technischer und organisatorischer Art.

Beurteilung der Risikosituation durch die Unter-nehmensleitung

Im Berichtszeitraum hat sich die Risikolage des E.ON-Kon-

zerns gegenüber dem Vorjahr nicht wesentlich verändert.

Aus heutiger Sicht sind für die Zukunft keine Risiken erkenn-

bar, die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner Market

Units gefährden könnten.


Prognosebericht

Neue Konzernstruktur

Mit einer weiter optimierten Geschäftssteuerung wollen wir

die Chancen der fortschreitenden europäischen Marktinte-

gration und des Zusammenwachsens der weltweiten Ener-

giemärkte nutzen.

Um an den Ertrags- und Wachstumschancen des zusammen-

wachsenden Energiemarkts teilzuhaben, werden wir insbe-

sondere den Handel und die Stromerzeugung stärker euro-

päisch ausrichten. Alle europäischen Handelsaktivitäten für

Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate haben wir Anfang

2008 zusammengeführt. Konzernweit gebündelt wurden – mit

Ausnahme der Wasserkraft – auch unsere Aktivitäten im

Bereich der Erneuerbaren Energien und Klimaschutzprojekte,

die weltweit ausgebaut werden sollen.

Darüber hinaus ist uns der Einstieg in einen der interessan-

testen und wachstumsstärksten Strommärkte gelungen: In

Russland haben wir im Oktober 2007 die Mehrheit am Groß-

kraftwerksunternehmen OGK-4 übernommen.

Nach der im April 2007 geschlossenen Vereinbarung mit Enel

und Acciona wird E.ON im Jahr 2008 ein umfangreiches Betei-

ligungspaket mit Aktivitäten vornehmlich in Spanien, Italien

und Frankreich erwerben.

Vor diesem Hintergrund haben folgende neue Market Units

im Jahr 2008 ihre Arbeit aufgenommen bzw. sind geplant:

• E.ON Energy Trading, Düsseldorf, vereint seit Anfang

2008 unsere europäischen Handelsaktivitäten für Strom,

Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate unter einem Dach.

• E.ON Climate & Renewables mit Sitz in Düsseldorf ist für

die Steuerung und den weltweiten Ausbau unseres

Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sowie für Klima-

schutzprojekte zuständig. Das Erzeugungsportfolio des

neuen Unternehmens umfasst rund 760 MW in Europa

und rund 250 MW in Nordamerika. Darüber hinaus befin-

den sich Projekte in einer Größenordnung von 3.000 MW

in Planung und Entwicklung.

• E.ON Russia Power führt unser Stromgeschäft in Russ-

land. Mit OGK-4 verfügen wir bereits heute über einen

Kraftwerkspark mit rund 8.600 MW Erzeugungskapazi-

täten in den wachstumsstarken Industrieregionen Zen-

tralrussland, Ural und Westsibirien.

• E.ON Italia, Mailand, führt unser Strom- und Gasgeschäft

in Italien. Bereits heute sind wir im italienischen Strom-

und Gasgroßhandel sowie im Gasvertrieb tätig. Mit dem

geplanten Erwerb von Endesa Italia sollen rund 5.000 MW

Erzeugungskapazität hinzukommen. In Italien würden

wir dann der viertgrößte Stromerzeuger sein.

Im Geschäftsjahr 2008 wird zunächst nur Energy Trading als

eigenes Segment ausgewiesen. Die übrigen Beteiligungen

werden im Segment Corporate Center/Neue Märkte zusam-

mengefasst. Im Verlauf des Jahres werden wir in Abhängig-

keit von Geschäftsentwicklung, Volumen und Wesentlichkeit

der Market Units über die zukünftige Form der Berichterstat-

tung entscheiden.

Gesamtwirtschaftliche Situation

Der Sachverständigenrat (SVR) der deutschen Bundesregie-

rung rechnet für das Jahr 2008 mit einem geringeren Wachs-

tum der Weltwirtschaft. Ausgehend von einer erwarteten

konjunkturellen Schwäche in den USA infolge der Finanz-

marktkrise und einer dort schwächer wachsenden Binnen-

nachfrage wird auch für die EU und Japan ein geringeres

Wachstum prognostiziert.

Energiepreisbedingt wird dabei die Inflation in den USA

leicht rückläufig sein, sich in der EU aber auf dem Niveau

des Jahres 2007 halten.

Für die EU wird mit real 2,3 Prozent ein schwächeres Wachs-

tum erwartet. Dabei werden für E.ON relevante Länder wie

Spanien, Schweden und Niederlande überdurchschnittlich;

Deutschland, Großbritannien und Frankreich hingegen leicht

unterdurchschnittlich wachsen. Die mittel- und osteuropä-

ischen Länder werden ihren dynamischen, größtenteils bin-

nenmarktgetriebenen Wachstumspfad ebenfalls fortsetzen,

allerdings auch hier leicht abgeschwächt.

In Deutschland erwartet der SVR für 2008 ein reales Wachs-

tum von 1,9 Prozent bei gleichbleibend hohem Anstieg der

Verbraucherpreise von 2,2 Prozent.

68

Branchensituation

Die Entwicklung der Branche wird künftig durch das von der

Bundesregierung verabschiedete Integrierte Klimaschutz-

und Energiepaket (IEKP) mitbestimmt werden. Die Bundes-

regierung beabsichtigt hiermit eine signifikante Veränderung

des Energiemixes in Deutschland, wodurch sich erhebliche

Auswirkungen auf unser Geschäft ergäben. Zielgrößen des

IEKP für das Jahr 2020 sind:

• 25–30 Prozent Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien,

• 25 Prozent aus Kraft-Wärme-Kopplung und

• zusätzlich Reduktion des Stromverbrauchs um bis zu

11 Prozent.

Auf der anderen Seite untermauern die Diskussionen über die

Zuteilung der CO2-Zertifikate die Bedeutung einer transpa-

renten und sachgerechten Systematik für den CO2-Zertifikate-

handel als Instrument zur Steigerung des Umweltschutzes.

Eine große Unsicherheit besteht derzeit in der Prognose der

Preise von CO2-Emissionszertifikaten. Die zukünftige Preis-

entwicklung hängt vor allem von der knappen Ausstattung

mit Zertifikaten ab. Die langfristige Entwicklung der Zertifi-

katspreise wird wesentlich durch den weltweiten Umgang

mit dem Instrument Zertifikatehandel bestimmt werden.

Die Branche erwartet, dass sich die Energiepreise auch zukünf-

tig auf einem hohen Niveau halten werden. Die „International

Energy Agency“ (IEA) hat ihre langfristige Prognose der

Ölpreise deutlich gegenüber dem Vorjahr nach oben korrigiert.

Dies wird damit begründet, dass der Preisanstieg in den

letzten drei Jahren – anders als in den Achtziger Jahren –

nicht den gleichen negativen Einfluss auf die Weltwirtschaft

hatte. Erdgas und Ölprodukte stehen in vielen Anwendungs-

bereichen in direkter Konkurrenz. Daher ist davon auszuge-

hen, dass sich die Preise beider Energieträger auch zukünftig

parallel entwickeln werden. Steigende Förderraten bei Kohle

– bei gleichzeitig erhöhtem Bedarf – sorgen für eine lang-

fristig stabile Preisentwicklung. Dies deutet auf eine erhöhte

Preisdifferenz zwischen den Primärenergieträgern Kohle und

Öl hin.

Unterstützt durch verschiedene Förderprogramme in Europa

gewinnen die Erneuerbaren Energien zunehmend an Bedeu-

tung und steigern kontinuierlich ihren Anteil an der Energie-

bereitstellung.

Der sichere und weltweit sehr gute Zugang zu Uranressourcen

und ihr hoher Energiegehalt stärken die Rolle der Kernenergie

und ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit. Als CO2-freie

Energiequelle ist Kernenergie zudem ein wesentlicher Eck-

pfeiler, um die im Kyoto-Protokoll vereinbarten Einsparziele zu

erreichen. Diese Aspekte spielen in der aktuellen politischen

Bewertung der Kernenergie in der EU eine erhebliche Rolle

und führen in einzelnen Ländern zu Laufzeitverlängerungen

bestehender Anlagen sowie zum Neubau von Kernkraftwerken.

Mitarbeiter

Die Zahl der Mitarbeiter im E.ON-Konzern wird bis zum Jahres-

ende 2008 auf 95.000 (ohne Auszubildende und Vorstände/

Geschäftsführer) steigen. Gründe sind vor allem neue Mit-

arbeiter in unseren neuen Market Units und der Personalauf-

bau bei der Market Unit UK.

Ergebnisentwicklung

Für das Jahr 2008 rechnen wir damit, beim Adjusted EBIT das

hohe Niveau des Vorjahres erneut übertreffen zu können. Wir

erwarten für den Konzern einen Anstieg des Adjusted EBIT

von 5 bis 10 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Dabei gehen wir

davon aus, im Verlauf des Jahres 2008 aus der Vereinbarung

mit Enel und Acciona umfangreiche Beteiligungspakete zu

erwerben. Darüber hinaus wird die Ergebnisentwicklung vor

allem durch operative Verbesserungen im Stromgeschäft

sowie die kontinuierliche Umsetzung effizienzsteigernder

Maßnahmen getragen.

Für den bereinigten Konzernüberschuss erwarten wir im Jahr

2008 einen leichten Anstieg gegenüber dem Vorjahr. Opera-

tive Ergebnisverbesserungen werden teilweise durch erhöhte

Zinsaufwendungen kompensiert.

Im Jahr 2008 haben wir unsere Organisationsstruktur – insbe-

sondere durch die Zentralisierung der Handelsaktivitäten –

erheblich verändert. Ein Vergleich mit den Vorjahreszahlen

ist deshalb nicht aussagekräftig. Vor diesem Hintergrund wer-

den wir für das Jahr 2008 nur Prognosen für den E.ON-Konzern,

nicht aber für die einzelnen Market Units veröffentlichen.


Dividendenentwicklung

An unserer bisherigen Ausschüttungsquote von 50 bis 60 Pro-

zent des bereinigten Konzernüberschusses halten wir fest. Vor

dem Hintergrund unserer EBIT-Ziele und der Effekte aus dem

Aktienrückkauf ist bis 2010 weiter mit durchschnittlichen

jährlichen Steigerungen der Dividende pro Aktie um 10 bis

20 Prozent zu rechnen.

Investitionen

Unsere Investitionsplanung spiegelt die Umsetzung der im

Mai verkündeten Wachstumsoffensive wider. Die organischen

und externen Wachstumsschritte dienen der Sicherung und

dem konsequenten Ausbau unserer starken Marktposition im

Strom- und Gasmarkt. Hierzu planen wir im Jahr 2008 Inves-

titionen in Höhe von von insgesamt rund 28 Mrd .

Die Investitionen dienen zu rund 16 Prozent dem Erhalt und

Ersatz des bestehenden Geschäfts sowie zu rund 84 Prozent

dem Wachstum. Im Vergleich zum Jahr 2007 steigen die

Investitionen insbesondere aufgrund der geplanten externen

Wachstumsschritte deutlich an. Dabei sind im Segment

Corporate Center/Neue Märkte insbesondere die im Rahmen

der Vereinbarung mit Enel und Acciona geplante Übernahme

von Aktivitäten sowie der geplante Anteilstausch mit Stat-

kraft abgebildet. Darüber hinaus werden bei Central Europe

der ebenfalls im Rahmen der Vereinbarung mit Enel und

Acciona geplante Erwerb französischer Aktivitäten und bei

Pan-European Gas die Akquisition der Beteiligung an Yushno

Russkoje berücksichtigt.

Die organischen Wachstumsinvestitionen von rund 6,3 Mrd

sind vor allem für den Aufbau zusätzlicher Stromerzeugungs-

kapazitäten, den Ausbau des Geschäfts mit erneuerbaren

Energien sowie die Erweiterung des Gas-Upstream- und -Mid-

stream-Geschäfts vorgesehen.

Rund 4,5 Mrd der Investitionen dienen dem Erhalt und

Ersatz bestehender Anlagen. Hierbei liegt der Schwerpunkt

auf der Sicherung der Stromerzeugungskapazitäten sowie

der Modernisierung und Instandhaltung von Stromtransport-

und -verteilungsnetzen.

Finanzlage

Bis zum Jahr 2010 wollen wir Fremdkapital in Höhe von rund

30 Mrd auf Konzernebene aufnehmen. Dies umfasst Refinan-

zierungen bestehender Anleihen. Hierbei wollen wir eine

breite Mischung aus unterschiedlichen Märkten, Investoren,

Währungen und Laufzeiten erreichen.

Chancen

Die Führungsgesellschaften unserer in- und ausländischen

Market Units sowie die Fachbereiche der E.ON AG berichten

jährlich zum Ende des vierten Quartals auf Basis einer Kon-

zernrichtlinie ihre Chancen, sofern die zugrunde liegenden

Sachverhalte hinreichend konkretisierbar und wesentlich

erscheinen. Wesentliche Chancen sind durch Sachverhalte

gekennzeichnet, die eine signifikante positive Auswirkung

auf die Vermögens-, Finanz- oder Ertragslage der Market

Units haben können.

Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit ergeben sich

für E.ON Chancen in Verbindung mit einer für uns positiven

Entwicklung von Zinsen, Währungskursen und Marktpreisen

für die Commodities Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2.

Durch die seit Anfang 2008 bestehende Market Unit Energy

Trading nutzen wir die Chancen des voranschreitenden

Zusammenwachsens des europäischen Strom- und Gasmarkts

sowie der bereits heute weltweiten Commodity-Märkte. Zum

Beispiel können sich mit Blick auf die Marktentwicklungen

in Großbritannien und Kontinentaleuropa durch den Handel

an europäischen Gashubs zusätzliche Absatz- und Einkaufs-

potenziale ergeben.

Prognosebericht70

Ökonomische Investitionen1): Planung 2008

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


19

11

6

4

3

57

Anteile in % insgesamt 28 Mrd

1) Zahlungswirksame Investitionen zuzüglich zu übernehmender Schulden,langfristiger Miet-, Leasing- und Pachtbeziehungen sowie des Tauschs vonVermögenswerten

Darüber hinaus können weitere Chancen durch eine fort-

laufende Optimierung von Transport- und Speicherrechten

im Gasbereich realisiert werden.

Durch ungewöhnlich kalte Wetterperioden – sehr niedrige

Durchschnittstemperaturen bzw. Temperaturspitzen – in den

Herbst- und Wintermonaten können sich für E.ON im Absatz-

bereich für Strom und Gas aufgrund einer höheren Nachfrage

Chancen ergeben. Dagegen können für die Market Unit US-

Midwest Chancen aus ungewöhnlich heißen Wetterperioden

in den Sommermonaten und dem dadurch verstärkten

Betrieb von Klimaanlagen resultieren.

Im Rahmen des E.ON-Beschaffungsnetzwerks werden erheb-

liche Synergieeffekte aus der internationalen Bündelung von

Beschaffungsvolumina realisiert. Weitere Kostensenkungen

werden durch konzernweiten Best-Practice-Transfer bei den

beschafften Materialien und Dienstleistungen erzielt. Kosten-

vorteile ergeben sich dabei insbesondere aus der Optimie-

rung von technischen Spezifikationen für Beschaffungsum-

fänge sowie aus der Anwendung bewährter, konzernweit

einheitlicher Beschaffungsprozesse. Durch die Bündelung

von Kompetenzen in der Unit New Build und der Market

Unit Climate & Renewables wurden im Jahr 2007 die Voraus-

setzungen dafür geschaffen, dass bei den anstehenden

Großinvestitionen in der Erzeugung die Beschaffung für alle

Neubauvorhaben zentralisiert und die Synergiepotenziale in

Technik und Einkauf in allen Märkten bestmöglich ausge-

schöpft werden.

Unsere Investitionspolitik ist darauf ausgerichtet, unsere

führende Stellung in den Zielmärkten zu festigen und weiter

auszubauen sowie die sich – auch in Zukunftsmärkten – erge-

benden Chancen konsequent zu nutzen.

Insgesamt erwarten wir für den E.ON-Konzern auch in den

Geschäftsjahren 2008 und 2009 eine erfreuliche wirtschaft-

liche Entwicklung. Eine verlässliche Prognose für das

Geschäftsjahr 2009 können wir aus heutiger Sicht aufgrund

von Ungewissheiten hinsichtlich der wirtschaftlichen, wäh-

rungsbezogenen, regulatorischen, technischen und wettbe-

werbsbezogenen Entwicklung nicht abgeben.

Der zusammengefasste Lagebericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunftgerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unter-nehmensleitung des E.ON-Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationenberuhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowiesonstige Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage,die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenenEinschätzungen abweichen. Die E.ON AG beabsichtigt nicht und übernimmt keinerleiVerpflichtung, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftigeEreignisse oder Entwicklungen anzupassen.

Unser klimapolitisches Versprechen – die Reduktion

unseres relativen CO2-Ausstoßes um 50 Prozent – soll

kein Versprechen bleiben. Allein bis 2010 investieren

wir 6 Mrd in Erneuerbare Energien. Und jedes neue

fossile E.ON-Kraftwerk wird die CO2-Benchmarks der

EU klar schlagen.

+ + + Klimaschutz + + +

73

Bereits in Planung und Bau sind weitere Anlagen, die in den nächsten vier Jahren realisiert werden sollen.

Frischer Wind für den Energiemix

E.ON übernimmt Windparkbetreiber inSpanien und Portugal.Mit der Akquisition von ENERGI E2 Renovables

Ibéricas hat E.ON das eigene Windenergiegeschäft

im August 2007 massiv ausgebaut. Und das in den

für Windkraft so interessanten Märkten Spanien

und Portugal.

Unsere neue Gesellschaft, die seit Januar 2008

E.ON Renovables Iberia heißt, erzeugt Strom

aus Erneuerbaren Energien – hauptsächlich aus

Windkraft – mit einer Gesamtkapazität von derzeit

rund 260 Megawatt. Für uns die ideale Basis für

den weiteren Ausbau der Windkraft in Südeuropa.

Windkraft spielt eine zentrale Rolle beim klima-

freundlichen Energiemix. Sie ist CO2-neutral und

an windreichen Standorten wie der Iberischen

Halbinsel absolut wirtschaftlich zu betreiben.

Zumal die Qualität unserer neuen Windparks

ausgezeichnet ist.

Zusätzlich ist uns mit der Übernahme von Airtricity

in Nordamerika der Einstieg in den weltweit

attraktivsten Markt für Erneuerbare Energien ge-

lungen. E.ON zählt mit einer installierten Wind-

kraftleistung von mittlerweile rund 900 Mega-

watt nicht nur quantitativ zur weltweiten Spitze.

Best-Practice und Know-how-Austausch werden

uns auch technologisch weiter nach vorne bringen.

Und das ist nur ein Teil von zahlreichen Aktivitä-

ten, mit denen E.ON den Klimaschutz vorantreibt.

Genauso engagieren wir uns aktiv für die Um-

setzung der EU-Energieagenda und forcieren die

Reduktion der CO2-Emissionen bei der Energie-

erzeugung.

Strategie und geplante Investitionen

Grundlage für unsere gezielte Wachstumsstrategie ist das

integrierte Geschäftsmodell, das die vertikale Integration

über alle Wertschöpfungsstufen, die horizontale Integration

zwischen Strom und Gas sowie die regionale Integration der

Märkte in Europa zur Wertschaffung nutzt.

E.ON hat durch die Präsenz in allen wesentlichen europä-

ischen Energiemärkten eine herausragende Marktstellung

und verfügt über das weltweit am breitesten diversifizierte

Erzeugungsportfolio. Trotz des Verzichts auf die vollständige

Übernahme von Endesa werden wir durch das Abkommen

mit Enel und Acciona unsere paneuropäische Position deut-

lich stärken.

Damit ist unsere Ausgangsposition ausgezeichnet, um neuen

Herausforderungen eines sich ändernden europäischen Markt-

umfeldes zu begegnen. Wir sind auf gutem Weg, unsere

Vision vom weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen

zu verwirklichen.

Europäischer Markt und WettbewerbDie Rahmenbedingungen für die Konzernstrategie werden

im Wesentlichen von folgenden Themen geprägt:

• Entstehung eines europäischen Binnenmarktes für Ener-

gie durch weiteres Zusammenwachsen der europäischen

Energiemärkte.

• Zunehmender Wettbewerb im Rahmen einer weiter-

gehenden Marktöffnung.

• Konkrete Klimaschutzbemühungen zur Reduktion der

CO2-Emissionen mit Fokus auf den Bereich der Strom-

erzeugung.

• Gewährleistung der Versorgungssicherheit vor dem Hin-

tergrund der Verknappung weltweit vorhandener Primär-

energieträger und Einschränkungen auf anderen Stufen

der Wertschöpfungskette (z. B. Kraftwerkskomponenten,

Ingenieurressourcen, geeignete Kraftwerksstandorte).

• Entstehung neuer attraktiver Wachstumsmärkte in und

um Europa.

E.ONs zukünftige strategische Ausrichtung beinhaltet ein

klares Bekenntnis zu offenen und integrierten Energiemärk-

ten sowie die aktive Unterstützung der EU-Energieagenda.

Hierzu zählen unter anderem der von uns forcierte Ausbau

der Netzverbindungen im Strom- und Gasbereich sowie die

Transparenzinitiative im Stromerzeugungssektor. Auf natio-

naler Ebene setzt E.ON mit der Gründung der Direktver-

triebstochter E WIE EINFACH klare Signale für verstärkten

Wettbewerb auf dem deutschen Endkundenmarkt. Die Prä-

senz in allen wesentlichen europäischen Energiemärkten

ermöglicht uns, von der voranschreitenden europäischen

Marktöffnung in großem Umfang zu profitieren. Darüber

hinaus nutzen wir die Chancen aus der europäischen Markt-

integration durch die konzernweite Bündelung von Aktivitä-

ten. Herausragendes Beispiel ist die Zusammenführung der

Handelsaktivitäten aus den verschiedenen Organisations-

einheiten in einer zentralen Handelsgesellschaft.

Stromerzeugung Um eine sichere und zuverlässige Stromversorgung zu ge-

währleisten, werden in Europa in den nächsten Jahren neue

Kraftwerkskapazitäten benötigt. Wir werden dabei unsere

Marktposition durch Erhalt- und Wachstumsinvestitionen

konsequent sichern und ausbauen. Dabei wird es auch not-

wendig sein, im Hinblick auf Effizienz und Umweltschutz

neue Standards zu setzen.

74

Versorgungssicherheit + + + Klimaschutz + + + Wachstum

E.ON investiert in hochmoderne KraftwerkstechnikMit Datteln 4 entsteht ein neues, effizientes Kohlekraft-

werk mit einem Wirkungsgrad von 46 Prozent. So wie

bei allen Neubauprojekten verwendet E.ON auch hier die

beste verfügbare Technik und nutzt Synergien. Datteln 4,

Maasvlakte 3 und Staudinger 6 werden gewissermaßen

„in Serie“ gebaut. Durch dieselbe Bauweise lassen sich

Kosten erheblich reduzieren. Dank der hohen Effizienz

werden alle drei Kraftwerke jeweils rund 20 Prozent

weniger Kohlendioxid ausstoßen.


Im Bereich der Stromerzeugung wird der Ausbau der installier-

ten Kapazitäten in Europa um 50 Prozent auf 69 GW bis 2010

angestrebt. Durch die geplante Übernahme von Aktivitäten

in Frankreich, Italien und Spanien im Zuge des Abkommens

mit Enel und Acciona wurde die Grundlage für dieses ehrgei-

zige Ziel bereits geschaffen. Weitere Kapazitätserweiterungen

resultieren im Wesentlichen aus organischen Wachstums-

schritten, das heißt durch Neubauprojekte.

Typ

Steinkohle

GuD

Erneuerbare

Gesamt

Land

DE

DE

DE

NL

GB

USA

BE

RU

EU

DE

DE

IT

HU

SK

GB

SE

RU

RU

RU

EU

EU/USA

Kraftwerk

Datteln 4

Staudinger 6

„50 plus“

Maasvlakte 3

Kingsnorth

Trimble County 2

Antwerpen

Berezovskaya

weitere Projekte

Irsching 5

Irsching 4

Livorno Ferraris

Gönyü 1

Malzenice

Grain

Malmö

Shaturskaya

Surgutskaya

Yaivinskaya

weitere Projekte

Verschiedene

MW (brutto)

1.100

1.100

550

1.100

1.600

750

1.100

800

2.000

845

530

800

400

400

1.275

440

410

800

400

3.200

3.500

23.100

In-betrieb-nahme

2011

2013

2014

2012

2013

2010

2014

2010

>2014

2009

2011

2008

2010

2010

2010

2009

2009

2010

2010

>2011

bis 2011

Wesentliche geplante Kraftwerksneubauten1)

1) ohne Neubauprojekte aus der Akquisition von Viesgo

Gasförderung Zur Sicherung der Gasversorgung besteht das zentrale Ziel

in der Produktion von mindestens 10 Mrd m3/a aus eigenen

Quellen. Die Mitte des Jahres erfolgte Übernahme eines

Anteils an den norwegischen Gasfeldern Skarv und Idun

bringt uns in der Nordsee einen großen Schritt voran. Wei-

teres Wachstum ist über den Erwerb von Feldbeteiligungen

sowie eigene Explorationsprojekte geplant.

GasspeicherungUm die Versorgungssicherheit zu erhöhen und den zusätz-

lichen Flexibilitätsanforderungen gerecht zu werden, wird im

Gasspeichergeschäft die Verdoppelung der Arbeitsgaskapa-

zitäten in Nord-Westeuropa bis 2015 anvisiert. Dieses Ziel soll

im Wesentlichen durch den geplanten Kapazitätsausbau an

bestehenden Standorten erreicht werden.


Erstes Projekt der Stromerzeugung in Italien Das hocheffiziente Gaskraftwerk im italienischen Livorno

Ferraris setzt mit einem Wirkungsgrad von 58 Prozent

und seiner Umweltverträglichkeit neue Maßstäbe. Die

Anlage hat eine Leistung von 800 MW und kann eine

Stadt wie Mailand mit 1,2 Millionen Einwohnern mit

Strom versorgen. Das Kraftwerk wird im zweiten Halbjahr

2008 ans Netz gehen. Es ergänzt unsere Aktivitäten im

italienischen Stromhandel und -vertrieb in idealer Weise.

Erneuerbare EnergienDer weltweite Ausbau des Geschäfts mit Erneuerbarer Energie

ist eine der Prioritäten von E.ON. Durch die erfolgreichen

Akquisitionen von E2-I in Spanien und Airtricity North America

hat E.ON zum Jahresende 2007 über eine installierte Kapazi-

tät von ca. 900 MW im Bereich von Windkraftanlagen verfügt.

Der zukünftige Fokus liegt auf der Realisierung der angelau-

fenen sowie der geplanten Projekte, die einer Gesamtkapazi-

tät von rund 3.500 MW entsprechen. Neben dem organischen

Wachstum der Stromerzeugung aus Windenergie steht die Ent-

wicklung weiterer erneuerbarer Energieträger im Mittelpunkt.

Neue MärkteZusätzlich werden Wachstum in neuen Märkten sowie Betei-

ligungen an weiteren Privatisierungsprojekten angestrebt.

E.ON konnte durch die Akquisition von OGK-4 den Eintritt in

den attraktiven russischen Strommarkt erfolgreich realisie-

ren. Die Beteiligung an weiteren Privatisierungsprozessen,

z. B. in Südosteuropa und der Türkei, wird geprüft.

KlimaschutzIm Bereich Klimaschutz wird die Halbierung der spezifischen

CO2-Emissionen bis 2030 – verglichen mit dem Niveau von

1990 – angestrebt. Die Erreichung des Ziels soll durch den

Einsatz neuer Technologien, wie z. B. der CO2-Abtrennung

und Speicherung in konventionellen Kraftwerken, und den

Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträ-

gern realisiert werden.

Die Investitionsplanung zeigt die Umsetzung unserer im Mai

verkündeten Wachstumsoffensive. Die organischen und

externen Wachstumsschritte dienen der Sicherung und dem

konsequenten Ausbau unserer starken Marktposition im

Strom- und Gasmarkt. Im Mittelfristzeitraum 2008–2010 pla-

nen wir für den E.ON-Konzern hierzu Investitionen in Höhe

von 49,9 Mrd . Die Investitionen dienen zu 27 Prozent dem

Erhalt des bestehenden Geschäfts und zu 73 Prozent dem

Wachstum.

Die dargestellte Planung basiert auf der für das Jahr 2007

geltenden Berichtsstruktur (vgl. Konzernübersicht). Investi-

tionen in neue Märkte werden unter dem Segment Corporate

Center/Neue Märkte ausgewiesen. Die zum 1. Januar 2008

neu geschaffene Market Unit Climate & Renewables bündelt

das Geschäft mit erneuerbaren Energieträgern. Die Investitio-

nen im Bereich Erneuerbare Energien wurden in der Planung

den 2007 bestehenden Market Units zugeordnet.

Die Market Unit Central Europe plant für den Zeitraum 2008 –

2010 Investitionen in Höhe von 14,3 Mrd , vornehmlich für

den Neubau und die Modernisierung von Kraftwerken. Wesent-

liche Bestandteile sind Erhalt und Ausbau der Erzeugungs-

position im westeuropäischen Markt. Neben den Investitionen

Strategie und geplante Investitionen76

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


28,7

12,0

11,4

6,0

3,4

38,5

Anteile in % insgesamt 49,9 Mrd

Ökonomische Investitionen1): Planung 2008–2010

1) Zahlungswirksame Investitionen zuzüglich zu übernehmender Schulden,langfristiger Miet–, Leasing- und Pachtbeziehungen sowie des Tauschs von Vermögenswerten


E.ON übernimmt Windparks in NordamerikaMit der Übernahme von Airtricity North America erschließt

sich E.ON im Bereich Erneuerbarer Energien erstmals eine

starke Marktposition mit großem Wachstumspotenzial

außerhalb Europas. E.ON erweitert damit sein regionales

und technologisches Windanlagenportfolio und gehört

schon jetzt zu den größten Windparkbetreibern der Welt.

in Steinkohlekraftwerke in Deutschland sind an den Stand-

orten Maasvlakte und Antwerpen zwei weitere Kraftwerke

geplant. Darüber hinaus werden am bestehenden Standort

Irsching zwei weitere GuD-Anlagen errichtet. Zusätzlich sind

mehrere neue Kohle- und Gaskraftwerke in Osteuropa unter

anderem an den Standorten Malzenice in der Slowakei und

Gönyü in Ungarn vorgesehen. Ein weiterer Schwerpunkt ist

der Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Investitionen

in die europäischen Strom- und Gasnetze. Größtes Einzelin-

vestment ist dabei die Anbindung der Offshore-Windanlagen.

In der Market Unit Pan-European Gas sind Investitionen von

6 Mrd vorgesehen. Der Schwerpunkt der Investitionen liegt

im Ausbau der Eigenproduktion. Zur Sicherung eines flexiblen

Gasbezugs sind darüber hinaus Investitionen in die Trans-

port- und Speicherinfrastruktur vorgesehen.

Die Market Unit UK beabsichtigt, insgesamt rund 5,7 Mrd

zu investieren. Ein Schwerpunkt liegt auf der Erneuerung des

Kraftwerksparks durch den Bau eines effizienten Kohlekraft-

werks sowie zweier gasgefeuerter GuD-Kraftwerke mit Wär-

meauskopplung. Auch die Strom- und Wärmeerzeugung aus

Erneuerbaren Energien, insbesondere aus Windkraft, wird

ausgebaut. Darüber hinaus sind Investitionen in die Moder-

nisierung der Netzinfrastruktur vorgesehen.

Die Market Unit Nordic plant Investitionen in Höhe von 3 Mrd .

Diese dienen im Wesentlichen der Modernisierung des

schwedischen Stromverteilungsnetzes sowie der Modernisie-

rung, Leistungssteigerung und dem Ausbau des Kraftwerks-

parks. Hierzu zählt unter anderem die Fertigstellung der im

Bau befindlichen Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in Malmö.

Die Market Unit US-Midwest sieht Investitionen in Höhe von

1,7 Mrd vor. Die Investitionen entfallen unter anderem auf

Umweltschutzmaßnahmen bei bestehenden Kraftwerken

und die Verbesserung der Strom- und Gasnetze. Größtes Ein-

zelengagement ist die Fertigstellung des Kohlekraftwerks

Trimble County 2.

In der Investitionsplanung sind neben den Investitionen der

einzelnen Market Units auch die geplante Übernahme von

Aktivitäten in Frankreich, Italien und Spanien im Zuge des

Abkommens mit Enel und Acciona sowie weitere Wachs-

tumsinvestitionen in neue Märkte vorgesehen.

Die europäischen Energiemärkte sind in Bewegung.

Wir bewegen uns mit, nutzen diese Chance und

stellen uns neu auf. Konzentriert, integriert, nah am

Markt. Und das überall dort, wo sich Mehrwert daraus

ergibt: im Handel, bei Erneuerbaren Energien, beim

Neubau fossiler Kraftwerke.

+ + + Marktorientierte Organisation + + +

Weitere Informationen7878

79

Ein Markt, ein TeamE.ON führt alle europäischen Handelsaktivitäten zusammen.Leuchtend rot begrüßt das Gebäude im Düsseldorfer Medien-Hafen die Besucher der

E.ON Energy Trading schon von Weitem. Seit Anfang 2008 ist die neu gegründete

Gesellschaft hier zu Hause. Hier bündelt E.ON erstmals seinen gesamten europäischen

Energiehandel unter einem Dach.

Schon heute spielen nationale Grenzen beim Handel mit Kohle, Gas, Strom, Öl und

CO2-Zertifikaten eine immer kleinere Rolle. Um neue Ertrags- und Wachstumschancen

möglichst intensiv nutzen zu können, ist deshalb ein Denken, Planen und im wahrsten

Sinne des Wortes „Handeln“ in europäischen Dimensionen unerlässlich. Die strukturelle

Anpassung eines unserer wesentlichen Geschäftsfelder bedeutet für uns deshalb, die

Voraussetzungen dafür zu schaffen, auch in Zukunft signifikanten Mehrwert zu gene-

rieren. Und eine führende Marktposition im europäischen Energiehandel zu erobern.

Durch die Gründung der E.ON Energy Trading kann E.ON seine Präsenz auf allen

Wertschöpfungsstufen – kombiniert mit dem Know-how in allen relevanten Märkten –

nachhaltig nutzen, Synergien erschließen und zusätzliches Wachstum realisieren.

Für E.ON bedeutet der Umzug denendgültigen Aufbruch in dieZukunft des Energiehandels.

Aus den lokalen Handelsstandortendes E.ON-Konzerns wird mit E.ONEnergy Trading in Düsseldorf einezentrale Einheit für Energiehandelgeschaffen.

Neue Technologien

Die langfristige Sicherung unserer Energieversorgung von

morgen war noch nie so bedeutend wie heute. Um die nach-

haltige Energieversorgung in die Realität umzusetzen und

gleichzeitig E.ON die technologische Basis für ein langfristig

erfolgreiches Geschäft zu liefern, engagieren wir uns in For-

schung, Entwicklung und dem Einsatz neuer Technologien.

Damit verschaffen wir uns einen Wettbewerbsvorteil und

erhöhen zudem unsere Attraktivität als Arbeitgeber für hoch

qualifizierte Ingenieure. Wir begegnen so aktiv den Heraus-

forderungen einer zukünftigen Energieversorgung und kommen

als führendes Energieunternehmen unserer gesellschaftlichen

Verantwortung nach.

Aus einem umfangreichen Portfolio an Forschungsprojekten

auf allen Wertschöpfungsstufen identifizieren E.ON-Experten

vielversprechende Technologien mit wirtschaftlichem Poten-

zial. Daraus werden dann Schlüsseltechnologien herausge-

filtert und gezielt in deren Weiterentwicklung investiert. Sie

erfüllen die Kriterien einer nachhaltigen Energieversorgung

und bieten darüber hinaus ein ausreichendes Potenzial. Wir

haben diese Technologien unter der Initiative innovate.on

zusammenfasst und engagieren uns bei einer Vielzahl konkre-

ter Projekte. Aufgrund unserer internationalen Präsenz können

wir einzelne Technologien dort weiterentwickeln, wo die

Voraussetzungen besonders gut sind.

Investitionen

E.ON hat aufgrund der wachsenden Anforderungen an tech-

nische Lösungen die Investitionen in neue Technologien in

den letzten Jahren deutlich gesteigert. Die Veränderungen

resultieren hauptsächlich aus zusätzlichen Investitionen in

große Demonstrationsprojekte, in denen der praktische Ein-

satz von Schlüsseltechnologien ermöglicht wird. Darüber

hinaus wird die Grundlagenforschung an Hochschulen und

damit die Entwicklung neuer Ideen verstärkt unterstützt. Ziele

sind, neue Ansätze zu fördern und der intensivere Kontakt

zu den zukünftigen Ingenieuren und Wissenschaftlern der

Energiewissenschaft.

Wesentliche Projekte 2007

HochschulenDie Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule in Aachen

(RWTH Aachen) und E.ON haben im Jahr 2006 vereinbart,

dass E.ON ein neues Forschungszentrum mit einer Summe

von 40 Mio € für zehn Jahre unterstützt. Im Jahr 2007 haben

vier der fünf Institute des E.ON Energy Research Center an

der RWTH Aachen ihre Arbeit aufgenommen. Neben Vorle-

sungen wurde bereits eine Vielzahl von Projekten gestartet.

Neben unserem finanziellen Engagement sollen auch wei-

tere Forschungsprojekte durch andere Fördermittelgeber in

dem Forschungszentrum umgesetzt werden. So betrug das

Projektvolumen am E.ON Energy Research Center im Jahr

2007 insgesamt 7,5 Mio € – dazu haben wir einen Anteil von

2,5 Mio € beigesteuert.

80

+ + + Klimaschutz + + + Versorgungssicherheit + + +

E.ON unterstützt ForschungszentrumEnergieeffizienz und Klimaschutz stehen im Zentrum

unserer verstärkten Forschungsaktivitäten. Das E.ON

Energy Research Center nimmt seine Arbeit auf. Für das

Projekt, das E.ON mit der RWTH in Aachen ins Leben

gerufen hat, stellt der Konzern in den nächsten zehn

Jahren rund 40 Mio bereit.

0 20 40 60 80

2007 83

2006

2005 25

Entwicklung der Investitionen vonE.ON in neue Technologien

Hochschulunterstützung,Demonstration


57

in Mio €

Ebenfalls erstmals im Jahr 2007 hat E.ON im Rahmen der

internationalen Forschungsinitiative erfolgreich eine Aus-

schreibung zum Thema Energiespeicherung durchgeführt.

E.ON stellt dafür rund 6 Mio € zur Verfügung. Eine Vielzahl

an Projektvorschlägen aus elf Nationen wurde eingereicht.

Einen Schwerpunkt stellen Projekte zur Speicherung von

Strom aus Erneuerbaren Energien dar. Dies ist derzeit auch

eine der zentralen Fragestellungen der Energiewirtschaft.

Im Jahr 2008 werden wir ein weiteres Forschungsthema aus-

schreiben und auf unserer Internetseite veröffentlichen.

In England unterstützt E.ON gemeinsam mit anderen Indus-

trieunternehmen die Arbeit an verschiedenen Universitäten

in den East Midlands im Rahmen der Energy Technology

Institute (ETI)-Initiative. Dabei sollen über zehn Jahre insge-

samt rund 1,4 Mrd € von Industrie und Staat zur Verfügung

gestellt werden. E.ON UK beteiligt sich mit insgesamt 66 Mio €.

Für jeden Euro aus der Industrie stellt der englische Staat

einen weiteren Euro für die Energieforschung zur Verfügung.

innovate.onIm Rahmen der E.ON-Forschungsinitiative innovate.on wur-

den bei der Weiterentwicklung von Schlüsseltechnologien

wesentliche Meilensteine erreicht.

Für das weltweit erste hocheffiziente Kohlekraftwerk mit

einem Wirkungsgrad von über 50 Prozent wurde als Kraft-

werksstandort Wilhelmshaven festgelegt. Dort sind Bau und

Inbetriebnahme eines Kraftwerks mit einer elektrischen

Leistung von 500 MW geplant. Zur Vorbereitung wurden 2007

eine Reihe von Forschungsprojekten durchgeführt, die sich

hauptsächlich mit neuen Werkstoffen befassen. Diese sind

notwendig, um den hohen Dampftemperaturen von 700 °C

über einen langen Zeitraum standzuhalten.

Eine deutliche Reduktion der CO2-Emissionen ist durch die

CO2-Abtrennung und -Speicherung im Untergrund möglich

(Carbon Capture and Storage – CCS). Für die Abtrennung von

CO2 in Kraftwerksprozessen werden drei verschiedene Techno-

logien weiterentwickelt. In den USA ist E.ON Partner beim

Projekt FutureGen, in dem das weltweit erste großtechnische

Kohlekraftwerk mit CO2-Abtrennung und -Speicherung ent-

wickelt werden soll. Hier soll das Verfahren der CO2-Abtren-

nung vor der Verbrennung (Pre-Combustion) zur Anwendung

kommen. Davon verspricht man sich langfristig eine beson-

ders energieeffiziente Abtrennung.

Demgegenüber hat das Verfahren der Abtrennung nach der

Verbrennung (Post-Combustion) den großen Vorteil, dass

damit bestehende Kraftwerke nachgerüstet werden können.

Dieses Verfahren hat aber den Nachteil, dass der Energieauf-

wand für die Abtrennung derzeit noch sehr hoch ist. E.ON

testet gemeinsam mit Alstom ein neues Verfahren, das

geringere Verluste verspricht. Hierzu wurde in Schweden am

Kraftwerksstandort Karlshamn die Planung einer Pilotanlage

nach dem neuen Chilled-Ammonia-Verfahren gestartet. Die

Pilotanlage mit einer Leistung von 5 MW thermisch wird von

Alstom geliefert und soll 2008 in Betrieb gehen. Bei positiven

Ergebnissen lassen sich dadurch große Mengen Primärener-

gie einsparen.

Das dritte Verfahren zur CO2-Abtrennung ist noch am wenigs-

ten weit entwickelt. Bei dem sogenannten Oxyfuel-Verfahren

wird anstelle von Luft reiner Sauerstoff zur Verbrennung ver-

wendet. E.ON betreibt seit 2007 eine Pilotanlage in England

mit einer Leistung von 1 MW. Die Verbrennungsvorgänge

unter den besonderen Rahmenbedingungen stehen hier im

Fokus der Experimente.



E.ON baut Kraftwerk der Zukunft in WilhelmshavenIm Rahmen der Forschungsinitiative innovate.on wird

E.ON das weltweit erste Kohlekraftwerk mit einem Wir-

kungsgrad von über 50 Prozent in Wilhelmshaven für

rund 1 Mrd errichten. Das „Kraftwerk 50plus“ soll 2014

mit einer elektrischen Leistung von 500 MW in Betrieb

gehen und leistet einen weiteren Beitrag zur Versor-

gungssicherheit bei gleichzeitiger CO2-armer Kohlever-

stromung.

82 Neue Technologien

Mit dem Bau der Bioerdgasanlagen Ketzin und Schwandorf

wurde 2007 das Verfahren zur Aufbereitung des Biogases auf

Erdgasqualität einen großen Schritt nach vorne gebracht. In

den Anlagen zur Aufbereitung wird die Druckwechselabsorp-

tion untersucht, um das Biogas mit einem relativ geringen

Methananteil von ca. 50 Prozent auf Erdgasqualität mit über

95 Pozent zu verbessern. Mit diesem Prozess ist es möglich,

Erdgasqualität zu erreichen und das Gas in vorhandene Erd-

gasleitungen einzuspeisen. Der große Vorteil ist, dass das

Gas an beliebigen Stellen mit hoher Ausbeute genutzt wer-

den kann. Bei den meisten bereits realisierten Biogasanlagen

ohne Aufbereitung erfolgt die Umwandlung des Biogases

in Strom direkt am Ort der Biogaserzeugung. Dabei gehen

meistens große Energiemengen ungenutzt verloren, da die

Anlagen nicht die höchste Effizienz aufweisen und eine

umfassende Wärmenutzung nicht möglich ist. Dieses Pro-

blem wird bei der Einspeisung von aufbereitetem Bioerdgas

in das Erdgasnetz umgangen.

Bereits seit einigen Jahren untersucht ein E.ON-Expertenteam

in England das Potenzial zur Nutzung von Meeresenergie. Die

Bedingungen dafür sind an der englischen und schottischen

Küste besonders gut. Im Jahr 2007 wurden Anlagentyp und

-größe festgelegt, die im Meer getestet werden sollen. Für die

Gewinnung von Gezeitenenergie aus der Strömung am Mee-

resboden werden Konverter auf dem Meeresboden aufge-

stellt. Die wechselnde Gezeitenströmung kann von der Anlage

in beide Richtungen genutzt werden. Es ist geplant, die

Anlagen 2011 in Betrieb zu nehmen und auf einige Megawatt

auszubauen.

Mit dem Kauf der sechs Windanlagen mit einer Leistung von

insgesamt 30 MW für das Offshore-Testfeld Alpha-Ventus ist

ein weiterer wesentlicher Schritt zur Realisierung des ersten

Offshore-Windparks in Deutschland erreicht. Die technische

Herausforderung in Deutschland besteht gegenüber anderen

bereits realisierten Windparks im Meer in der großen Ent-

fernung zur Küste von 45 km und den großen Wassertiefen von

30 m. Hier wird mit dem Projekt, das 2008 in Betrieb gehen

soll, Pionierarbeit geleistet. Neben E.ON sind zwei weitere

Energieunternehmen an Alpha-Ventus beteiligt.

Die Nutzung von Erneuerbaren Energien bei der Energiean-

wendung birgt ein enormes, derzeit noch nicht genutztes

Potenzial. Durch 2007 gestartete Labor- und Feldtests mit

verschiedenen Erdgaswärmepumpen wird die Nutzung von

Erneuerbaren Energien bei der Beheizung von Gebäuden mit

Erdgas in einem Gerät möglich sein. Dabei werden Anlagen

verschiedener Hersteller getestet und gemeinsam mit den

Herstellern weiter verbessert. Durch Erdgaswärmepumpen

lassen sich zukünftig die Heizkosten senken und 25 Prozent

der Heizwärme aus Erneuerbaren Energien gewinnen.


Strom aus dem MeerIn Sachen Klimaschutz geht E.ON nicht nur bei der kon-

ventionellen Erzeugung völlig neue Wege: E.ON UK plant

eines der weltweit größten Gezeitenkraftwerke vor der

Westküste Großbritanniens. Es arbeitet mit der Meeres-

strömung, die durch den Wechsel von Ebbe und Flut

entsteht. Das Gezeitenkraftwerk wird genügend Strom

erzeugen, um 5.000 Haushalte zu versorgen. Mit einer im

Oktober gestarteten TV-Kampagne zieht das Projekt auch

in Deutschland viel öffentliche Aufmerksamkeit auf sich.

Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands zu Übernahmehindernissen

Angaben nach § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB(Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts)

Zusammensetzung des gezeichneten KapitalsDas Grundkapital beträgt 1.734.200.000,00 € und ist eingeteilt

in 667.000.000 Stück auf den Inhaber lautende Stückaktien

(Aktien ohne Nennbetrag). Jede Aktie gewährt gleiche Rechte

und eine Stimme in der Hauptversammlung.

Beschränkungen, die Stimmrechte oder die Über-tragung von Aktien betreffenSoweit Mitarbeiter im Rahmen des Mitarbeiteraktienpro-

gramms bezuschusste Mitarbeiteraktien erworben haben,

unterliegen diese einer Sperrfrist, die am Tag der Einbuchung

der Aktien beginnt und jeweils am 31. Dezember des über-

nächsten Kalenderjahres endet. Vor Ablauf dieser Sperrfrist

dürfen die so übertragenen Aktien von den Mitarbeitern

grundsätzlich nicht veräußert werden.

Darüber hinaus stehen der Gesellschaft nach § 71b des

Aktiengesetzes keine Rechte aus eigenen Aktien und damit

auch keine Stimmrechte zu.

Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen derSatzung über die Ernennung und Abberufung vonVorstandsmitgliedern und Änderungen der SatzungDer Vorstand der Gesellschaft besteht nach der Satzung der

Gesellschaft aus mindestens zwei Mitgliedern. Die Bestel-

lung stellvertretender Vorstandsmitglieder ist zulässig. Die

Bestimmung der Anzahl der Mitglieder, ihre Bestellung und

Abberufung erfolgt durch den Aufsichtsrat.

Vorstandsmitglieder bestellt der Aufsichtsrat auf höchstens

fünf Jahre; eine wiederholte Bestellung oder Verlängerung

der Amtszeit, jeweils für höchstens fünf Jahre, ist zulässig;

die Bestellung bedarf mindestens zwei Drittel der Stimmen

der Aufsichtsratsmitglieder. Werden mehrere Personen zu

Vorstandsmitgliedern bestellt, so kann der Aufsichtsrat ein

Mitglied zum Vorsitzenden des Vorstands ernennen. Fehlt

ein erforderliches Vorstandsmitglied, so hat in dringenden

Fällen das Gericht auf Antrag eines Beteiligten das Mitglied

zu bestellen. Der Aufsichtsrat kann die Bestellung zum Vor-

standsmitglied und die Ernennung zum Vorsitzenden des

Vorstands widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt

(vgl. im Einzelnen §§ 84, 85 des Aktiengesetzes, §§ 31, 33 des

Mitbestimmungsgesetzes).

Eine Änderung der Satzung bedarf nach § 179 AktG eines

Beschlusses der Hauptversammlung. Die Beschlüsse der

Hauptversammlung werden nach der Satzung der Gesell-

schaft mit einfacher Stimmenmehrheit und, soweit eine

Kapitalmehrheit erforderlich ist, mit einfacher Kapitalmehr-

heit gefasst, falls nicht das Gesetz oder die Satzung zwin-

gend etwas anderes vorschreibt. Weitere Regelungen wer-

den in der Satzung nicht getroffen.

Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, Satzungsänderungen zu

beschließen, die nur die Fassung betreffen (§ 24 der Satzung

der Gesellschaft). Er ist ferner ermächtigt, die Fassung des § 3

der Satzung nach vollständiger oder teilweiser Durchführung

der Erhöhung des Grundkapitals entsprechend der jeweiligen

Ausnutzung des genehmigten Kapitals und, falls das geneh-

migte Kapital bis zum 27. April 2010 nicht oder nicht vollstän-

dig ausgenutzt worden ist, nach Ablauf der Ermächtigungs-

frist anzupassen. Der Aufsichtsrat ist ferner ermächtigt, die

Fassung des § 3 der Satzung entsprechend der jeweiligen Aus-

nutzung des bedingten Kapitals anzupassen.

Befugnisse des Vorstands, Aktien auszugeben oderzurückzukaufenDer Vorstand ist gemäß Beschluss der Hauptversammlung

vom 3. Mai 2007 bis zum 3. November 2008 ermächtigt, eige-

ne Aktien bis zu insgesamt zehn Prozent des Grundkapitals

zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen

mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft


Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands zu Übernahmehindernissen

84

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

keinem Zeitpunkt mehr als zehn Prozent des Grundkapitals

entfallen. Der Beschluss enthält übliche Vorgaben hinsicht-

lich der Erwerbsmodalitäten sowie der Verwendungsmöglich-

keiten einschließlich eines Einziehungsrechts und ist auf der

Internetseite der Gesellschaft veröffentlicht.

Der Vorstand ist gemäß § 3 Abs. 2 der Satzung ermächtigt,

mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 27. April 2010 das

Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 540.000.000 € durch

ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lauten-

der Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhö-

hen (Genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. Aktiengesetz). Zum

Genehmigten Kapital vgl. Textziffer 19 des Anhangs.

Der Vorstand ist mit Beschluss der Hauptversammlung vom

30. April 2003 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats

bis zum 30. April 2008 einmalig oder mehrmals Teilschuldver-

schreibungen mit Wandel- oder Optionsrechten auf Aktien

der Gesellschaft mit einer Laufzeit von höchstens 20 Jahren

und einem Gesamtnennbetrag von bis zu 5.000.000.000 €

auszugeben. Der Gesamtnennbetrag der bei Ausgabe von

Wandel- oder Optionsrechten aufgrund dieser Ermächtigung

zu gewährenden Aktien beträgt höchstens 175.000.000 €. Das

Grundkapital der Gesellschaft ist daher gemäß § 3 Abs. 3 der

Satzung um bis zu 175.000.000 € bedingt erhöht (vgl. hierzu

Textziffer 19 des Anhangs). Die Teilschuldverschreibungen

können auch gegen Sachleistung begeben werden, sofern

der Wert der Sachleistungen mindestens dem Ausgabepreis

entspricht. Der Beschluss enthält übliche Regelungen zu

Wandlungsrechten und –pflichten, Verwässerungsschutzklau-

seln und – im Rahmen des rechtlich Erlaubten – Möglichkeiten

des Bezugsrechtsausschlusses und ist auf der Internetseite

der Gesellschaft veröffentlicht.

Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft,die unter der Bedingung eines Kontrollwechselsinfolge eines Übernahmeangebots stehenAus der Ministererlaubnis des deutschen Bundesministers

für Wirtschaft und Technologie vom 5. Juli/18. August 2002

zu den Zusammenschlussvorhaben E.ON/Gelsenberg und

E.ON/Bergemann ergibt sich folgende Auflage: E.ON hat auf

Verlangen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Techno-

logie sämtliche von ihr oder von verbundenen Unternehmen

gehaltenen Aktien der Ruhrgas AG an einen Dritten zu ver-

äußern, wenn ein anderes Unternehmen eine Stimmrechts-

oder Kapitalmehrheit an E.ON erwirbt und der Erwerber

begründeten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische

Interessen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt

werden. Der Erwerber der Ruhrgas-Aktien bedarf der Ein-

willigung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Tech-

nologie; sie darf nur versagt werden, wenn der Erwerber

begründeten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische

Interessen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt

werden. Diese Verpflichtung gilt für einen Zeitraum von zehn

Jahren nach Vollzug der Zusammenschlüsse.

Die bestehenden Kredit- und Avallinien (vgl. hierzu Textziffer

26 des Anhangs) enthalten entsprechend der marktüblichen

Praxis in vergleichbaren Verträgen Change of Control Klauseln,

die ein Kündigungsrecht des Kreditgebers vorsehen. Darüber

hinaus enthalten die Anleihen, die im Jahr 2007 von der E.ON

International Finance B.V. unter Garantie der E.ON AG bege-

ben wurden (vgl. hierzu Textziffer 26 des Anhangs) eine Change

of Control Klausel, die sich als Teil guter Corporate Governance

ebenfalls zum Marktstandard entwickelt hat.

Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft,die für den Fall eines Übernahmeangebots mit denMitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmerngetroffen sindDie Mitglieder des Vorstands haben im Fall des vorzeitigen

Verlusts der Vorstandsposition aufgrund eines Kontrollwech-

sels einen dienstvertraglichen Anspruch auf Zahlung von

Abgeltungs- und Abfindungsleistungen (vgl. die ausführliche

Darstellung im Vergütungsbericht).

Erläuternder Bericht des Vorstands zu den Angabennach § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB

Der Vorstand hat sich mit den Angaben gemäß § 289 Abs. 4,

§ 315 Abs. 4 HGB im Lagebericht zum Stand 31. Dezember

2007 befasst und gibt hierzu folgende Erklärung:

Die im Lagebericht der Gesellschaft enthaltenen Angaben

gemäß § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB sind zutreffend und

entsprechen den Kenntnissen des Vorstands. Daher beschränkt

der Vorstand sich auf die folgenden Ausführungen:

Über die im Lagebericht gemachten Angaben hinaus (und

gesetzliche Beschränkungen wie etwa das Stimmverbot

nach § 136 des Aktiengesetzes) sind dem Vorstand keine

Beschränkungen bekannt, die Stimmrechte oder die Übertra-

gung von Aktien betreffen. Beteiligungen am Kapital der

Gesellschaft, die zehn vom Hundert der Stimmrechte über-

schreiten, sind der Gesellschaft nicht gemacht worden und

entfallen daher. Eine Beschreibung von Aktien mit Sonder-

rechten, die Kontrollbefugnis verleihen, entfällt, da solche

Aktien nicht ausgegeben worden sind; ebenfalls entfallen

kann die Erläuterung besonderer Stimmrechtskontrolle bei

Beteiligungen von Arbeitnehmern, da die am Kapital der

Gesellschaft beteiligten Arbeitnehmer ihre Kontrollrechte –

wie andere Aktionäre auch – unmittelbar ausüben.

Im Hinblick auf die Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe

und zum Rückkauf von Aktien beabsichtigt der Vorstand, die

ordentliche Hauptversammlung des Jahres 2008 zu bitten,

eine neue Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien zu

erteilen.

Soweit mit den Mitgliedern des Vorstands für den Fall eines

Kontrollwechsels eine Entschädigung vereinbart ist, dient

die Vereinbarung dazu, die Unabhängigkeit der Mitglieder

des Vorstands zu erhalten.

Düsseldorf, im Februar 2008

E.ON AG

Der Vorstand


Projekt europe.onE.ON hat im Jahr 2006 das Restrukturierungsprojekt europe.on

initiiert, um Wachstumschancen in den zusammenwachsen-

den europäischen Energiemärkten besser zu nutzen. Hierzu

werden bestehende regionale Marktstrukturen optimiert und

neue funktionale Einheiten etabliert, die konzernweites Know-

how bündeln und übergreifend steuern sollen. Dieses kon-

zernweite Projekt betrifft auch Aktivitäten der Market Unit

Central Europe.

• Die bei der E.ON Sales & Trading (EST) und bei der E.ON

Benelux bestehenden Handelsaktivitäten von Central

Europe für die Produkte Strom, Gas, Kohle, Öl sowie CO2-

Zertifikate werden auf die neue Einheit E.ON Energy

Market Unit Central Europe

Trading (EET) übertragen. Die Großhandels- und Ver-

triebsaktivitäten von EST verbleiben bei Central Europe.

• Zum weiteren Ausbau eines diversifizierten und klima-

schonenden Erzeugungsportfolios wird der gesamte

Neubau im fossilen Kraftwerksbereich in Europa in der

New Build Unit (NBU) bei Central Europe gebündelt.

Diese Einheit ist Bestandteil von E.ON Kraftwerke (EKW)

und wird in den kommenden Jahren alle Neubau-Projekte

steuern. Damit werden die Planung und der Bau von

Kraftwerken noch stärker auf die europäischen Markt-

bedürfnisse ausgerichtet. Darüber hinaus werden alle

bei E.ON vorhandenen Ingenieurskapazitäten in Zukunft

in der konzernweiten Einheit E.ON Engineering bei

Central Europe zusammengeführt.

• Für die Bereiche der fossilen und nuklearen Stromerzeu-

gung werden konzernweite Kompetenz-Zentren bei EKW

und E.ON Kernkraft (EKK) eingerichtet, um den Prozess

der internen Optimierung und Best-Practice-Umsetzung

über den E.ON-Gesamtkonzern hinweg zu stärken. Für

die Wasserkraft übernimmt die Market Unit Nordic diese

Funktion.

• Die Aktivitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien

mit Ausnahme der Wasserkrafterzeugung werden zukünf-

tig von der neuen Market Unit Climate & Renewables

verantwortet.

Adjusted EBIT über VorjahreswertProjekt europe.on Kernthema im Jahr 2007Projekt regi.on gestartet

+/– %

+18

+8

+10

+3,31)

+0,31)

+19

–

+13

+1

2006

27.197

5.747

4.235

21,4

9,0

2.457

3.802

2.279

43.546

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

ROCE (in %)


Value Added

Operativer Cashflow

Investitionen


2007

32.029

6.222

4.670

24,7

9,3

2.917

3.811

2.581

44.051

1) Veränderung in Prozentpunkten

Central Europe

86

• Um zukünftig Kompetenzen im Bereich Gasspeicher

konzernweit einheitlich auszurichten, entsteht eine neue

Gesellschaft unter Federführung von E.ON Ruhrgas.

• Aktivitäten in Italien (soweit nicht Handel) werden an

die neue Market Unit Italy abgegeben.

Central Europe wird in der neuen Struktur insbesondere ihre

Kompetenz im Bereich Erzeugung in den E.ON-Konzern ein-

bringen und darüber hinaus auch zukünftig Wachstums-

chancen in der Region Zentraleuropa nutzen. Die Umsetzung

von europe.on wird im Laufe des Jahres 2008 erfolgen. Neue

Gesellschaften bzw. Einheiten werden dann ihre Arbeit auf-

nehmen.

Projekt regi.onDarüber hinaus hat Central Europe im Jahr 2007 das Projekt

regi.on angestoßen. Ziel ist, das Geschäft der Regionalver-

sorgungsunternehmen (REVU) konsequent an den neuen

Erfordernissen von Kunden, Markt und Regulierung auszurich-

ten. Central Europe setzt auch künftig auf dezentrale, regionale

Strukturen mit lokalen Partnern. regi.on führt auf allen wesent-

lichen Stufen der Wertschöpfung der REVU (Netz, Vertrieb und

Shared Service) zu wesentlichen Veränderungen:

• Die vertriebliche Steuerung (Koordination, strategische

Planung) für Strom und Gas sollen in einem Gemeinschafts-

unternehmen, der sogenannten Vertriebssteuerungs-

gesellschaft, gebündelt werden. Die operative Durchfüh-

rung des Vertriebsgeschäfts erfolgt weiterhin dezentral.

• Die bestehenden Netzgesellschaften werden wieder in

die REVU integriert. Netzgesellschaft und Netzbetrieb

einerseits und technischer Netzservice andererseits

werden in jedem REVU organisatorisch getrennt.

• Die Funktionen Messstellenbetrieb, Abrechnung,

Forderungsmanagement und Kundenservice der REVU

werden in zwei regionalen Shared-Service-Gesell-

schaften gebündelt.

Die Umsetzung der neuen Struktur ist im Jahr 2008 vorgesehen.

Preisdiskussion in der Öffentlichkeit Die steigenden Energiepreise haben zu einer intensiven

öffentlichen Diskussion in Deutschland geführt. Diese wird

auch zunehmend von den Medien, Verbraucherschutzver-

bänden, Kartellbehörden und der Politik aufgegriffen. Sie

gipfeln in dem Vorwurf angeblicher Preisabsprachen bzw.

Manipulationen. Die zum Teil emotional geführte Diskussion

verschärfte sich durch die Ankündigung der Strom- und Gas-

preiserhöhungen vieler Energieversorgungsunternehmen,

wie auch durch die der REVU von Central Europe zum

1. Januar 2008.


Vorwürfe von ungerechtfertigten bzw. unplausiblen Preiser-

höhungen sowie Vorwürfe wegen Marktmissbrauchs, Preis-

absprachen mit Wettbewerbern und vermeintlichen Markt-

manipulationen weist die Market Unit Central Europe in

vollem Umfang als sachlich unzutreffend zurück.

Zentraleuropa WestMit der Gründung der Tochtergesellschaft E WIE EINFACH

Strom & Gas (EWI) hat Central Europe im Februar 2007 eine

Vorreiterrolle im Wettbewerb im Strom- und Gasvertrieb über-

nommen. EWI liefert seit dem 1. April 2007 in ganz Deutsch-

land Strom und Gas für die Marktsegmente Privatkunden

und kleinere Unternehmen und verfügte zum Jahresende be-

reits über mehr als 450.000 Kunden. Im Gassegment ist EWI

bislang das einzige Unternehmen, das Privat- und kleineren

Gewerbekunden bundesweit ein Alternativangebot bietet. Mit

EWI hat Central Europe somit ihr Bekenntnis zum Wettbewerb

in Deutschland erfolgreich in die Praxis umgesetzt.

Der Geschäftsanteil der E.ON Energie AG an E.ON IS wurde

zum 31. Dezember 2007 auf E.ON übertragen. E.ON IS ist der

IT-Dienstleister für den E.ON-Konzern und ein führender Full

Service Provider für die Energiewirtschaft in Europa.

BKB wurde mit Wirkung zum 1. Oktober 2007 von EKW auf

die E.ON Energie AG abgespalten. BKB ist nun 100-prozentige

Tochtergesellschaft der E.ON Energie AG. Zusätzlich ist im

Jahr 2008 eine Neuorganisation von BKB geplant. Das von BKB

bislang betriebene Geschäftsfeld Braunkohleverstromung soll

auf EKW übertragen werden. Das Abfallverbrennungsgeschäft

ist nunmehr das Kerngeschäft von BKB.

Zentraleuropa OstDie E.ON Czech-Gruppe (E.ON Czech) konnte ihre Wettbewerbs-

position im Gasmarkt der Tschechischen Republik durch einen

Aktientausch mit RWE im Jahr 2006 und durch den Erwerb

von Aktien der Oberösterreichischen Ferngas an der JČP

nachhaltig stärken. Nach Abschluss von Übernahmeangebot

und Squeeze-out-Verfahren ist E.ON Czech seit Ende Januar

2007 alleiniger Anteilseigner der JČP. Die Betriebsteile von JČP

wurden zum 1. Januar 2007 auf die für Netz, für Vertrieb und

für Services verantwortlichen Gesellschaften von E.ON Czech

verschmolzen. Die Integration der JČP erlaubt E.ON Czech,

den Kunden Strom und Gas sowie damit zusammenhängende

Dienstleistungen aus einer Hand anzubieten.


Die E.ON Slovensko a.s. wurde am 22. September 2007 als

Aktiengesellschaft in der Slowakei gegründet. Die E.ON

Slovensko a.s. wird, analog zur Struktur in anderen ost-

europäischen Staaten, die Funktion einer slowakischen

Landesholding erhalten.

Bei der rumänischen Holdinggesellschaft E.ON Energie România

(EER) wurde am 11. Oktober 2007 die European Bank for Recon-

struction and Development (EBRD) mit 9,8 Prozent eingebun-

den. Wie in Bulgarien und der Slowakei ebenfalls bereits

implementiert, soll die Absicherung des Geschäftes vor Ort

gegen politische und regulatorische Risiken erreicht werden.

Im Gegensatz zum „Darlehensmodell“ der EBRD-Beteiligung

bei den bulgarischen und slowakischen Gesellschaften wurde

im Falle von Rumänien eine Eigenkapitalbeteiligungsform

gewählt. Die Anteile von Central Europe an dem regionalen

Versorgungsunternehmen E.ON Moldova wurden im Vorfeld

auf EER übertragen. Nach Umsetzung des Unbundling hält

EER je 51 Prozent an der Netz- sowie Vertriebsgesellschaft

E.ON Moldova Distributie bzw. E.ON Moldova Furnizare. Die

mittelbare Beteiligung der EBRD an diesen beiden

Unternehmen beträgt rund 5 Prozent.

ZEUS („Zentraleuropäische Synergien“), das im Jahr 2005

gestartete regionale Harmonisierungsprogramm der Landes-

gesellschaften von Central Europe in Tschechien, der Slowakei,

Ungarn, Rumänien und Bulgarien, befindet sich in der Um-

setzungsphase. Im Jahr 2007 wurde das erste harmonisierte

Fachkonzept in den Bereichen Finanz- und Rechnungswesen,

Controlling, Einkauf und Logistik bei E.ON Czech eingeführt

und die IT-Applikation implementiert. Dieses und weitere

Fachkonzepte werden in allen beteiligten Gesellschaften aus-

gerollt. Durch die Zusammenarbeit der fünf osteuropäischen

Gesellschaften werden dauerhafte Einsparungen erwartet,

zum Beispiel durch gemeinsame Ausschreibungen und gerin-

gere Betriebsaufwendungen. Auf Basis der harmonisierten

Prozess- und IT-Landschaft werden durch Business Performance

Management weitere Effizienzpotenziale realisiert.

Das „Legal Unbundling“ der Netz- und Vertriebsaktivitäten in

den Gesellschaften der Region Zentraleuropa Ost wurde sowohl

im Strom- als auch im Gasbereich gemäß den EU-Richtlinien

Elektrizitäts- bzw. Erdgasbinnenmarkt umgesetzt. In Bulgarien

erfolgte die endgültige Umsetzung zum 1. Januar 2007, in

Tschechien zum 1. April 2007 im Gasbereich (Strombereich

1. Januar 2006) und in Rumänien zum 6. April 2007. In Ungarn

und in der Slowakei wurde das „Legal Unbundling“ zum 1. Juli

2007 implementiert. Über die rechtliche Trennung von Netz

und Vertrieb erfolgt auch die Trennung diverser Aktivitäten,

insbesondere in den Bereichen Buchhaltung und Controlling,

Informationsprozesse, Organisation und Gleichbehandlungs-

management.

88

E.ON Sales & Trading (EST): Vom Kraftwerkseinsatz bis zum GroßkundenvertriebEST bündelte im Jahr 2007 als Großhandelsgesellschaft von

Central Europe den Vertrieb an Großkunden und den Strom-

handel. EST war dabei in enger Kooperation mit den Landes-

gesellschaften von Central Europe und den anderen Market

Units der E.ON AG europaweit aktiv. Darüber hinaus koor-

dinierte EST den Kraftwerkseinsatz von Central Europe und

bot den Betreibern von Netzen und Kraftwerken System-

dienstleistungen an. Den Handel mit Emissionsrechten

optimierte EST für die gesamte Market Unit.

Das Vertriebsgeschäft von EST hat sich im Jahr 2007 erfolg-

reich entwickelt. Mit innovativen Produkten und Energie-

lösungen konnte das Unternehmen seine starke Stellung in

Deutschland festigen und – trotz oftmals schwieriger Rahmen-

bedingungen – auch in den europäischen Nachbarmärkten

seine Aktivitäten ausweiten.

Die Stromhandelsaktivitäten von EST trugen zum optimalen

Einsatz der konzerneigenen Kraftwerke und zur Sicherstellung

der Strombeschaffung im kontinentaleuropäischen Markt

bei. Das Handelsvolumen von EST belief sich im Geschäfts-

jahr 2007 auf rund 364 Mrd kWh. Das Unternehmen war an

allen wichtigen Strombörsen in Kontinentaleuropa als Handels-

teilnehmer präsent. Handelsschwerpunkte lagen in Deutsch-

land, Österreich, den Beneluxstaaten und Frankreich. Wichtige

Märkte waren darüber hinaus die süd- und osteuropäischen

Länder, in denen EST zur Belieferung der Landesgesellschaf-

ten von Central Europe beitrug. Dabei wurden vorhandene

Strombeschaffungsmöglichkeiten – sowohl durch Im- und

Exportgeschäfte in der Gesamtregion als auch durch bilate-

rale Geschäfte in den Ländern selbst – konsequent genutzt.

Stromhandelsvolumen

in Mrd kWh

Verkauf

Einkauf

Summe

2007

153,7

210,3

364,0

2006

201,6

222,8

424,4

+/– %

–24

–6

–14


Betrieb des Kraftwerksparks Die Kernkraftwerke von Central Europe zeichneten sich auch

im Geschäftsjahr 2007 durch einen sicheren und zuverlässigen

Betrieb aus. Die mittlere Verfügbarkeit lag bei 85,6 Prozent,

die Gesamterzeugung bei rund 63 Mrd kWh. Die gegenüber

dem Vorjahr geringere durchschnittliche Arbeitsverfügbarkeit

der von der EKK geführten Kernkraftwerke sowie der Kern-

kraftwerke mit EKK-Beteiligung war hauptsächlich geprägt

durch die Stillstände der von Vattenfall Europe Nuclear Energy

GmbH betriebsgeführten Kernkraftwerke Krümmel und Bruns-

büttel sowie durch die planmäßig umfangreiche Revision im

Kernkraftwerk Unterweser. Nach aktuellem Stand wird davon

ausgegangen, dass die Kernkraftwerke Krümmel und Bruns-

büttel im Jahr 2008 wieder ans Netz gehen werden.

Im Bereich Wasserkraft sorgt Central Europe mit 87 eigenen

und 45 betriebsgeführten Kraftwerken für eine kostengüns-

tige und umweltfreundliche Stromerzeugung. Die Strompro-

duktion aus Laufwasser- und Speicherkraftwerken sowie aus

sonstigen Erneuerbaren Energien wie beispielsweise Biomasse

und Wind betrug im Berichtszeitraum etwa 9 Mrd kWh.

Die Kraftwerke auf Basis von Kohle, Öl, Gas und sonstigen

Energieträgern speisten im Jahr 2007 rund 63 Mrd kWh in

die deutschen Versorgungsnetze ein – etwa 10 Prozent des

gesamten Strombedarfs in Deutschland. EKW ist damit einer

der größten konventionellen Stromerzeuger in Deutschland.

In den kommenden 15 Jahren wird mit einem Ersatzbedarf

von bis zu 40.000 MW Kraftwerksleistung in Deutschland

gerechnet. In anderen europäischen Ländern werden ebenfalls

umfangreiche Ersatzinvestitionen benötigt. Die Auswirkun-

gen durch den zweiten Nationalen Allokationsplan (NAP II,

Zuteilung von zum Betrieb notwendigen CO2-Zertifikaten)

auf den Ersatzbedarf werden gegenwärtig geprüft. Ältere

Anlagen könnten aufgrund des höheren Zukaufsbedarfs von

CO2-Zertifikaten zu einem früheren Zeitpunkt unwirtschaftlich

werden. Eine mögliche Laufzeitverlängerung von Kernkraft-

werken in Deutschland könnte den Ersatzbedarf im Gegen-

zug wieder reduzieren. In den kommenden drei Jahren plant

Central Europe, insgesamt rund 6,3 Mrd in den Kraftwerkspark

zu investieren.

Aktuell befinden sich mehrere Kraftwerksprojekte in der Um-

setzung. Der Neubau eines Steinkohlekraftwerks mit einer

elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW zur Strom- und

Fernwärmeerzeugung am Standort Datteln soll die dort vor-

handenen Kraftwerksblöcke ersetzen und erweitern. Am

Standort Irsching (Block 4) wurde 2007 die weltweit leis-

tungsfähigste Gasturbine aufgestellt, die nach erfolgreichem

Testbetrieb zu einer Gas- und Dampfturbinen-Anlage (GuD)

mit einer elektrischen Leistung von 530 MW ausgebaut wird.

Die Inbetriebnahme beider Anlagen ist für das Jahr 2011 vor-

gesehen. In Irsching (Block 5) wird eine weitere GuD-Anlage

mit einer Leistung von 845 MW bereits 2009 ans Netz gehen.

Der Einstieg in den italienischen Erzeugungsmarkt ist mit

einer 800-MW-GuD-Anlage in Livorno Ferraris beabsichtigt.

Die Fertigstellung wird im Jahr 2008 erwartet. Die Anlage

wird zukünftig von der neu gegründeten Market Unit Italy

geführt. Mit dem Projekt Maasvlakte 3 (Hafengebiet von

Rotterdam) wird am bestehenden E.ON-Standort der Bau

eines Steinkohlekraftwerks mit einer elektrischen Bruttoleis-

tung von 1.100 MW geplant. Die Inbetriebnahme wird im Jahr

2012 erwartet. Darüber hinaus wird am bestehenden Stand-

ort Staudinger der Bau eines Steinkohlekraftwerks mit einer

elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW geplant.

Im Rahmen einer langfristig angelegten Erzeugungsstrate-

gie sind gerade der Erhalt und der Ausbau der Grundlast-

kapazitäten von besonderer Bedeutung. Im Jahr 2007 wurden

daher zwei weitere Kohlekraftwerksprojekte vorangetrieben.

Hierbei handelt es sich um den Neubau eines Steinkohlekraft-

werks (550 MW) mit einem weltweiten Spitzenwert beim

Wirkungsgrad von über 50 Prozent in Wilhelmshaven sowie

des 1.100-MW-Steinkohlekraftwerks in Antwerpen. Letzteres

wird zusammen mit den Anlagen Maasvlakte, Staudinger und

Datteln als Konvoi-Anlage kostengünstig realisiert.

in MW

Kernenergie

Braunkohle

Steinkohle

Erdgas

Öl

Wasserkraft

Sonstige

Inland

Steinkohle

Erdgas

Sonstige

Ausland

Central Europe

2007

8.548

1.314

7.466

4.219

1.145

3.153

406

26.251

1.099

1.039

90

2.228

28.479

31. Dezember

2006

8.473

1.315

7.461

4.121

1.153

3.113

367

26.003

1.085

997

87

2.169

28.172

Zurechenbare Kraftwerksleistungen


Central Europe plant, auch in Zentraleuropa Ost die Erzeu-

gungsposition auszubauen, um die erreichte starke Position

in der Stromverteilung durch eigene Erzeugung abzusichern.

Der von Central Europe in Zentraleuropa Ost erzeugten Menge

von ca. 1 TWh steht eine abgesetzte Menge von ca. 44,5 TWh

gegenüber. Central Europe legt auf ein geographisch diver-

sifiziertes und hinsichtlich des Brennstoffeinsatzes gefächer-

tes Erzeugungsportfolio Wert. Aktuelle Gaskraftwerksprojekte

sind die 400 MW-GuD-Anlagen an den Standorten Gönyü in

Ungarn und Malzenice in der Slowakei, die im Jahr 2010 in

Betrieb genommen werden sollen. Derzeit werden als weitere

Optionen eine Beteiligung am Kernkraftwerksprojekt Belene

in Bulgarien sowie Steinkohle- und GuD-Anlagen in Rumänien

geprüft.

Betrieb des StromnetzesEigentümer und Betreiber des Übertragungsnetzes von

Central Europe ist E.ON Netz. Damit ist E.ON Netz für Planung,

Bau, Instandhaltung und Betrieb des Übertragungsnetzes

verantwortlich. Im Jahr 2007 haben mehr als 260 Stromhänd-

ler das Netz als Marktplattform für den Transport elektrischer

Energie genutzt. Die Höchstlast wurde in dieser Zeit bei

20.671 MW gemessen und lag damit rund 2,4 Prozent über

dem Wert des Vorjahres.

Mit einer Fläche von 140.000 km2 erstreckt sich der Verant-

wortungsbereich von E.ON Netz über mehr als ein Drittel der

Fläche Deutschlands und reicht von der Nordsee bis zu den

Alpen. Die Stromkreislänge beträgt rund 32.500 Kilometer.

Die Stromnetze von Central Europe arbeiteten im Jahre 2007

insgesamt zuverlässig.

In Deutschland wurden weite Teile des Netzes in der Nacht

vom 18. auf den 19. Januar 2007 durch das Sturmtief „Kyrill“

beschädigt. In der Höchstspannungsebene von E.ON Netz

sind keine Ausfälle aufgetreten. Bei den Weiterverteilern von

Central Europe gingen rund 750.000 Kunden kurzfristig vom

Netz. Am Abend des 19. Januar waren nur noch rund 100.000

Kunden ohne Stromversorgung. Im Laufe des 20. Januar waren

alle Kunden wieder versorgt.

Die Belastungen des Stromnetzes durch Stromhandel und

-durchleitung sind in den vergangenen Jahren kontinuierlich

gestiegen und werden weiter steigen. Dies ist nicht zuletzt

auch ein Ergebnis der zunehmenden Einspeisung von Strom aus

Windenergie, zukünftig verstärkt auch Offshore-Windenergie,

und den damit notwendigen überregionalen Energietrans-

port. Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, sind ver-

stärkte Netzbaumaßnahmen erforderlich. Studien der Deutschen

Energieagentur belegen dies. Viele Maßnahmen befinden sich

bereits in der Genehmigungsphase.

Im Rahmen der Wettbewerbsinitiative von E.ON ist der Aus-

bau der grenzüberschreitenden Kuppelstellen ein wesent-

licher Bestandteil. Dadurch sollen der Stromaustausch mit

den Nachbarländern (z.B. Benelux und Österreich) verbes-

sert und Engpässe beseitigt werden.

Strom- und GasabsatzDer Stromabsatz von Central Europe nahm um 45,5 Mrd kWh

auf 313,7 Mrd kWh zu. Der Zuwachs ist überwiegend auf die

größeren Strommengen, die gemäß dem Gesetz für den Vor-

rang erneuerbarer Energien (EEG) in die Netze eingespeist

wurden, und höhere Absätze an Vertriebs- und Handelspart-

ner zurückzuführen. Ferner trug der Absatz der im Vorjahr nur

mit einem Monat einbezogenen italienischen Dalmine zum

Anstieg des Konzernabsatzes bei.

90

+ + + Wettbewerb + + +

E.ON macht Kraftwerkseinsatz transparentAls erstes Unternehmen stellt E.ON unter www.eon-

schafft-transparenz.de umfangreiche Daten über die Ver-

fügbarkeiten seiner Erzeugungsanlagen zur Verfügung.

Damit ist es möglich, das Marktumfeld genauer zu ana-

lysieren und exaktere Preisprognosen zu treffen. Für die

Erzeugung und den Handel wird dies von weitreichender

Bedeutung sein. E.ON leistet damit einen wichtigen

Beitrag zur Weiterentwicklung des europäischen Strom-

marktes hin zu mehr Wettbewerb.


Der Rückgang des Gasabsatzes ist auf die in weiten Teilen

Europas milden Temperaturen in den Winter- und Frühjahrs-

monaten 2007 zurückzuführen. Trotz der Absatzsteigerung

durch Erstkonsolidierungen – im Wesentlichen die der tsche-

chischen JČP (seit September 2006) und der italienischen

Dalmine – lag der Gasabsatz um 2 Prozent unter dem Vor-

jahreswert.

StrombeschaffungMit eigenen Kraftwerken hat Central Europe etwa 41 Prozent

des Strombedarfs gedeckt (Vorjahr: 47 Prozent), wobei die Vor-

teile eines flexiblen Erzeugungsmixes genutzt wurden. Von

Fremden bezog Central Europe 46,7 Mrd kWh mehr als im Vor-

jahr. Der Anstieg des Fremdbezugs und der damit verbundene

Rückgang der Eigenerzeugungsquote sind sowohl auf höhere

EEG-Mengen als auch auf verstärkte Handelsaktivitäten

zurückzuführen. Die erwähnte Erweiterung des Konsolidie-

rungskreises hat ebenfalls zum Anstieg des Fremdstrombezugs

beigetragen.

Umsatz und ErgebnisentwicklungGegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze von Central

Europe um rund 4,8 Mrd . Das Adjusted EBIT übertraf den

Vorjahreswert um 435 Mio . Die einzelnen Geschäftsfelder

entwickelten sich wie folgt:

in Mio

Umsatz1)

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

Eckdaten nach Geschäftsfeldern

2006

18.829

4.596

3.636

2007

23.293

5.102

4.145

2006

4.368

496

270

2007

3.676

419

200

2006

3.469

498

266

2007

4.087

597

361

Zentraleuropa Ost

2006

531

157

63

2007

973

104

–36

2006

27.197

5.747

4.235

2007

32.029

6.222

4.670

1) Handelsumsätze netto

Strom Gas

Zentraleuropa West Sonstiges/Konsolidierung Central Europe

Stromabsatz1)

in Mrd kWh

Privatkunden und kleinereGeschäftskunden

Industrie- undGeschäftskunden

Vertriebspartner

Stromabsatz

2007

44,1

83,7

185,9

313,7

2006

45,3

77,2

145,7

268,2

+/– %

–3

+8

+28

+17

1) ohne nach IFRS zu nettierende Handelsaktivitäten

Gasabsatz

in Mrd kWh

Privatkunden und kleinereGeschäftskunden

Industrie- undGeschäftskunden

Vertriebspartner

Gasabsatz

2007

39,2

59,5

27,5

126,2

2006

44,6

53,2

30,7

128,5

+/– %

–12

+12

–10

–2

Strombeschaffung1)

in Mrd kWh

Eigenerzeugung

Bezugvon Gemeinschafts-kraftwerkenvon Fremden

Strombeschaffung

Betriebsverbrauch, Netz-verluste, Pumpstrom

Stromabsatz

2007

134,6

192,6

8,3184,3

327,2

–13,5

313,7

2006

131,3

149,9

12,3137,6

281,2

–13,0

268,2

+/– %

+3

+28

–33+34

+16

–

+17

1) ohne nach IFRS zu nettierende Handelsaktivitäten

Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung

Kernenergie

Steinkohle

Öl/Gas

Braunkohle

Wasserkraft

Sonstige Energieträger

46,2

31,6

6,9

6,4

5,4

3,5

in %

Beiträge zur VersorgungssicherheitIn der Market Unit Pan-European Gas wurden im Jahr 2007

mehrere Projekte umgesetzt, die die langfristige Versorgung

Europas mit Erdgas sichern.

Im Juni des Geschäftsjahres beteiligte sich E.ON Ruhrgas an

einem Joint Venture zur Planung einer neuen europäischen

Erdgaspipeline in Skandinavien. Die sogenannte „Skanled-

Pipeline“ soll norwegisches Erdgas nach Norwegen, Schweden

und Dänemark transportieren. Mit einem Anteil von 15 Prozent

ist E.ON Ruhrgas einer der größten Partner des europäischen

Pipelineprojekts, an dem insgesamt 10 Unternehmen aus

Norwegen, Schweden, Dänemark, Deutschland und Polen

beteiligt sind. Über den endgültigen Bau der Pipeline soll bis

Ende 2009 entschieden werden. Spätestens 2012 ist dann der

operative Start geplant. Das Investitionsvolumen der Pipeline

wird auf rund 900 Mio geschätzt. Über die Skanled-Pipeline

sollen rund 7 Mrd m3 Erdgas pro Jahr transportiert werden.

Im November 2007 vereinbarte E.ON Ruhrgas einen langfris-

tigen Vertrag zur Nutzung von Kavernen am Standort Etzel,

um einen Erdgasspeicher zu entwickeln. Das Arbeitsgasvolu-

men soll bis zu 2,5 Mrd m3 betragen. Der Erdgasspeicher soll

stufenweise ab 2011 in Betrieb genommen werden. Untertage-

speicher dienen der Anpassung des nahezu gleichmäßigen

Erdgasbezugs aus den Produzentenländern an die saisonal

stark schwankende, bedarfsabhängige Belieferung von

Kunden.

+/– %

–1

+3

+10

+0,21)

+0,61)

+2

+403

+175

–2

2006

22.947

3.092

2.347

14,8

8,2

1.046

604

882

12.417

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

ROCE (in %)


Value Added

Operativer Cashflow

Investitionen


2007

22.745

3.176

2.576

15,0

8,8

1.062

3.041

2.424

12.214


Pan-European Gas

92

Market Unit Pan-European Gas

Adjusted EBIT 10 Prozent über VorjahreswertVersorgung mit Gas langfristig gesichertKlimaschutzinitiative vorgestellt

Am 1. Oktober 2007 ging die dritte Ausbaustufe des Intercon-

nectors zwischen Zeebrügge (Belgien) und Bacton (Großbritan-

nien) in Betrieb. Durch den Ausbau dieser Pipeline erhöht sich

die Transportkapazität des Interconnectors von Kontinental-

europa nach Großbritannien um weitere 2 Mrd m3 pro Jahr auf

25,5 Mrd m3 pro Jahr. E.ON Ruhrgas ist mit rund 24 Prozent

an dieser Leitung beteiligt.

E.ON Bioerdgas GmbH gegründetIm Februar 2007 gründete E.ON Ruhrgas eine Gesellschaft

zur Nutzung von aufbereitetem Biogas im Erdgasfernleitungs-

netz. Die neue Gesellschaft soll das wirtschaftliche und öko-

logische Potenzial von Biogas ausschöpfen. Der Einsatzbereich

von Bioerdgas ist genauso breit gefächert wie bei Erdgas:

Es lässt sich für die Stromproduktion und die Wärmegewin-

nung nutzen. Bereits gute Erfahrungen gibt es bei der Ver-

wendung als alternativer Treibstoff für Kraftfahrzeuge. In

Sachen Effizienz ist Bioerdgas allen anderen Biokraftstoffen

wie Bioethanol deutlich überlegen. Die energetische Nutzung

von Biomasse bedeutet, aktiven Klimaschutz zu betreiben.

Um Biogas in das Erdgasnetz einspeisen zu können, muss es

zunächst auf die Qualität von Erdgas gebracht werden. Dies

erfolgt durch die Abtrennung von Kohlendioxid. Die erste An-

lage zur Erzeugung von Bioerdgas in Schwandorf ist zum Jahres-

anfang 2008 in Betrieb gegangen. Sie zählt zu den größten

Anlagen, die nach heutigem Stand gebaut werden können.

Weitere Anlagen sind noch in Planung.

Neue Market-Unit-StrukturDurch die seit Anfang 2008 gültige neue Struktur der Market

Units ergaben sich für Pan-European Gas Änderungen. Die

Market Unit bündelt zukünftig alle Gasspeicheraktivitäten

innerhalb des E.ON-Konzerns. Das Italiengeschäft der Thüga

wurde auf die neue Market Unit Italy übertragen. Die Akti-

vitäten in Frankreich werden von der Business Unit France

innerhalb der E.ON Energie weitergeführt Außerdem ging

die E.ON Bioerdgas GmbH an die neugegründete Market Unit

Climate & Renewables über. Die Trading-Aktivitäten von

E.ON Ruhrgas wurden in die neue Einheit Energy Trading

eingebracht.

Vorbereitungen für den Einstieg in das LNG-Geschäft Im Geschäftsjahr 2007 bereitete E.ON Ruhrgas den Einstieg

in das Geschäft mit Flüssigerdgas weiter vor: Im Mai buchte

E.ON Ruhrgas Kapazität in Höhe von rund 1,7 Mrd m3 pro

Jahr zur Wiederverdampfung von LNG (Liquefied Natural Gas)

des britischen LNG-Anlandeterminals auf der Isle of Grain.

Der Vertrag läuft bis 2029. Der reguläre Betriebsbeginn ist

für Oktober 2010 geplant. Synergien ergeben sich aus der


möglichen Versorgung eines Kraftwerks von E.ON UK, das

in der Nähe des Terminals Isle of Grain errichtet wird. Die

Terminalkapazität wird derzeit um rund 6,7 Mrd m3 pro Jahr

auf dann insgesamt rund 20 Mrd m3 pro Jahr erweitert.

Am Standort Wilhelmshaven prüft E.ON Ruhrgas den Bau

eines LNG-Terminals. Im August 2007 wurde der Antrag auf

Änderung der bestehenden Genehmigungen zum Bau des

Terminals eingereicht. Seit September läuft das Auswahlver-

fahren für einen Kontraktor, der die Anlage schlüsselfertig

übergeben soll. Außerdem wurde eine Open Season einge-

leitet, in der Marktteilnehmer ihr Interesse an Buchungen

von Terminalkapazitäten anmelden konnten. Dadurch wird

der diskriminierungsfreie Zugang Dritter zu Kapazitäten des

geplanten Terminals gewährleistet. Im Falle einer Investment-

entscheidung 2008 kann das LNG-Terminal im Gaswirtschafts-

jahr 2011/2012 in Betrieb genommen werden.

Eine Grundsatzvereinbarung zur Vorbereitung des Baus eines

LNG-Terminals in Le Havre schloss E.ON Ruhrgas im Juni 2007

und beteiligte sich mit 24,5 Prozent an der Projektgesellschaft

Gaz de Normandie SAS mit Sitz in Paris. Das neue Terminal

soll über eine Kapazität von rund 9 Mrd m3 pro Jahr ver-

fügen, wobei E.ON Ruhrgas einen Anteil von 3 Mrd m3 jähr-

lich erhalten wird. Nach Abschluss weiterer Untersuchungen

und Planungen könnte das LNG-Terminal bereits 2011 in

Betrieb gehen. Das geplante Terminal in Le Havre soll E.ON

Ruhrgas den Zugang zum französischen Markt erleichtern.

Auch die bereits 2006 begonnenen Planungen zum Bau eines

LNG-Anlandeterminals auf der kroatischen Insel Krk kamen

weiter voran. Ein Konsortium mit Beteiligung von E.ON Ruhr-

gas gründete dazu im Oktober die Adria LNG d.o.o. mit Sitz

in Zagreb. Das neue Terminal soll anfangs über eine Kapazität

von rund 10 Mrd m3 verfügen und später auf eine Kapazität

von 15 Mrd m3 pro Jahr ausgebaut werden. Nach Abschluss

weiterer Untersuchungen und Planungen könnte es Anfang

2012 in Betrieb gehen. Die endgültige Entscheidung über den

Bau des Terminals ist für 2008 vorgesehen.

Zur Versorgung der geplanten Projekte werden intensive

Gespräche mit möglichen Lieferanten in Afrika und im Mitt-

leren Osten geführt.

93


Gasleitungssystem und UntertagespeicherDas Gasleitungsnetz der E.ON Ruhrgas AG und ihrer deutschen

Projektgesellschaften umfasste zum Jahresende 11.602 km

(Vorjahr: 11.611 km). Die installierte Antriebsleistung der von

E.ON Ruhrgas betreuten 28 Verdichterstationen lag unver-

ändert gegenüber dem Vorjahr bei 908 MW. Die Arbeitsgas-

kapazität aus eigenen, im Gemeinschaftseigentum oder im

Besitz von Projektgesellschaften befindlichen sowie ange-

mieteten Untertage-Erdgasspeichern belief sich auf rund

5,2 Mrd m3 mit einer maximalen Ausspeicherleistung von

rund 5,8 Mio m3/h. In den nächsten Jahren werden die

Speicher Bierwang, Epe und Etzel weiter ausgebaut. Zusätz-

lich werden neue Speichermöglichkeiten in Niedersachsen,

Bayern und in Österreich untersucht.

Gas-Release-Programm fortgesetztAls Bestandteil der Ministererlaubnis für die Übernahme von

Ruhrgas durch die E.ON AG hatte sich das Unternehmen

2002 verpflichtet, im Rahmen eines Gas-Release-Programms

200 Mrd kWh Erdgas aus langfristigen Importverträgen in

sechs jährlichen Auktionen anzubieten. Bei der fünften,

Internetgestützten Auktion gingen 2007 rund 33 Mrd kWh

Erdgas an 13 Bieter. Übergabepunkt war Waidhaus an der

deutsch-tschechischen Grenze. Das Ziel dieser Auflage der

Ministererlaubnis, durch die Auktionen die Liquidität auf

dem deutschen Gasmarkt zu fördern und positive Impulse

für den Wettbewerb zu geben, wurde damit erreicht.

Klimaschutzinitiative vorgestelltE.ON Ruhrgas hat im Dezember 2007 eine Klimaschutzinitia-

tive mit dem Namen „Erdgas On“ vorgestellt, die in den Jahren

2007 bis 2012 Investitionen von mehr als 200 Mio vorsieht.

Im Rahmen dieser Initiative wurden sechs Schwerpunkte

definiert:

• Weiterbildung des Sanitär- und Installationshandwerks:

E.ON Ruhrgas fördert das Angebot des Zentralverbands

Sanitär Handwerk Klima (ZVSHK) zur Fortbildung der auf

Erdgas spezialisierten Sanitär- und Heizungsinstallateure.

• Förderprogramm Erdgasbrennwertheizung und Solar-

thermie: Gegenüber veralteten Ölheizungsanlagen lassen

sich mit Erdgas allein, aber auch in Kombination von Erd-

gas und Solarthermie bis zu 40 Prozent Heizungsenergie

und CO2 einsparen.

• Initiative Erdgas pro Umwelt: Diese Initiative ist eine

bereits bestehende Kommunikations-Plattform, über die

Unternehmen und Verbände aus der Gaswirtschaft kon-

tinuierlich über den zukunftsorientierten Umgang mit

Heizenergie informieren.

94

• Initiative Gaswärmepumpe: Diese Initiative arbeitet mit

Geräteherstellern und anderen Gasgesellschaften an der

Marktreife einer neuen, umwelt- und klimafreundlichen

Technik für den Wärmemarkt.

• Bioerdgas und Kraftstoffmarkt: Aufbereitet auf Erdgas-

qualität kann Bioerdgas per Pipeline bundesweit ange-

boten werden. Bioerdgas soll auch dazu beitragen, die

Emissionen im Straßenverkehr zu senken.

• Initiative Brennstoffzelle: Wenn die Brennstoffzelle Markt-

reife erreicht, stellt sie eine Technologie dar, die erdgas-

betrieben praktisch keine Emissionen hat. Bis die Mög-

lichkeit besteht, die Brennstoffzelle in Kombination mit

Wasserstoff zu betreiben, ist Erdgas der Energieträger

erster Wahl.

Gasproduktion gestiegen Die Gasproduktion übertraf die Vorjahresförderung um 10 Pro-

zent und erreichte 795 Mio m3. Die Produktion von Öl und

Kondensaten blieb mit rund 5 Mio bbl auf dem Vorjahres-

niveau. Die neu in Produktion gegangenen Felder Merganser

(Dezember 2006) und Minke (Juni 2007) sowie die aufgenom-

mene Gasproduktion im Njordfeld kompensierten den natür-

lichen Produktionsrückgang aus anderen Feldern und steiger-

ten die Produktion.

+ + + Versorgungssicherheit + + + Wachstum + + +

E.ON baut Erdgasproduktion weiter ausMit dem Erwerb von 28 Prozent an den zwei norwegi-

schen Erdgasfeldern Skarv und Idun, die zu den größten

und attraktivsten Gasvorkommen zählen, verbreitert E.ON

sein Gasbezugsportfolio. E.ON wird aus diesen Feldern über

mindestens zehn Jahre jährlich im Schnitt rund 1,4 Mrd m3

Erdgas beziehen und leistet damit einen wichtigen Bei-

trag zur Versorgungssicherheit. In Norwegen ist E.ON Ruhr-

gas darüber hinaus am Njord-Feld mit 30 Prozent betei-

ligt. Das in der Haltenbank-Region gelegene Feld verfügt

über Reserven von rund zehn Milliarden Kubikmeter Erdgas.

Upstream-Aktivitäten verstärktPan-European Gas verfolgt das Ziel, 10 Mrd m3 Erdgas pro

Jahr aus eigener Produktion zu beziehen. Mit dem Erwerb

von 28 Prozent an den bedeutenden norwegischen Erdgas-

feldern Skarv und Idun im August 2007 ist E.ON diesem Ziel

einen großen Schritt näher gekommen. Der Kaufpreis ein-

schließlich Anschaffungsnebenkosten betrug 641 Mio . Für

die Entwicklung der Felder werden anteilig rund 1,4 Mrd US-$

investiert. Die Felder liegen in der nördlichen Norwegischen

See knapp unterhalb des Polarkreises. Die von E.ON erwor-

benen Reserven betragen rund 18,4 Mio Standard-Kubikmeter

Öläquivalent. Gemeinsam mit weiteren aussichtsreichen

Satellitenfeldern gehört das Gebiet zu den größten und attrak-

tivsten noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens.

Die Aufnahme der Produktion ist für 2011 geplant. E.ON Ruhr-

gas wird aus diesen Feldern über mindestens zehn Jahre jähr-

lich im Schnitt rund 1,4 Mrd m3 Erdgas beziehen.

In der britischen Nordsee war im Geschäftsjahr die Hunting-

ton-Explorationsbohrung erfolgreich. Zudem wurde mit einer

weiteren Bohrung zur genaueren Abschätzung der Größe

der Lagerstätte begonnen. Dieses Feld, an dem E.ON Ruhr-

gas UK mit 25 Prozent beteiligt ist, wird in den nächsten drei

Jahren entwickelt. In der norwegischen Nordsee war die

Explorationsbohrung in der Northwest Flank des Njordfelds

fündig.

Außerdem wurden die Upstream-Aktivitäten 2007 auf weitere

Länder ausgeweitet. Ende Juni unterzeichnete E.ON Ruhrgas

einen Vertrag über eine Beteiligung an einem Explorations-

projekt in Ägypten. Damit gelang der Einstieg in eine bedeu-

tende Erdgasregion Nordafrikas. Darüber hinaus werden

weitere Projekte in Afrika und dem Mittleren Osten angestrebt.

Zunehmender Wettbewerb um knapper werdende

Ressourcen und steigender Hunger nach Energie –

die langfristige Sicherung unserer Energieversorgung

von morgen war noch nie so wichtig wie heute. Wir

übernehmen diese Verantwortung und investieren

in neue Bezugsquellen für Gas, fördern nachhaltig

Innovationen und steigern unsere Kraftwerkskapazität

um 50 Prozent bis 2010. Dafür investieren wir 12 Mrd €

in hochmoderne und klimafreundliche Kraftwerke.

+ + + Versorgungs-sicherheit + + +

Versorgungssicherheit aus der Leitung

E.ON baut Europas größte BioerdgasanlageDas oberpfälzische Schwandorf liegt umgeben von satten Mais- und Getreidefeldern.

Genau das hat es für E.ON so interessant gemacht. Denn damit gibt es in nächster

Umgebung reichlich Lieferanten für Biomasse, die den Rohstoff für die Erzeugung des

so wertvollen Bioerdgases bildet. Wertvoll, weil es den CO2-Ausstoß deutlich mindert.

Wertvoll, weil es der Ressourcenknappheit entgegenwirkt. Und wertvoll nicht zuletzt,

weil es die Abhängigkeit von Lieferländern verringert.

Mit dem Bau der modernen, leistungsstarken Anlage in Schwandorf schlagen wir nicht

nur ein wichtiges Kapitel in der Biogasnutzung auf, sondern auch in der Sicherung

der Energieversorgung: Die 1.000 Kubikmeter Bioerdgas, die hier pro Stunde produziert

werden, decken den Jahresbedarf von etwa 5.000 Haushalten – ganz einfach über die

bestehenden Erdgasleitungen.

In Zeiten eines sich immer weiter verschärfenden Wettbewerbs um Energieressourcen

sind Kontinuität und Verlässlichkeit der Schlüssel für Versorgungssicherheit und Klima-

schutz. Bioerdgas ist ein Bestandteil von unserem breit aufgestellten Erzeugungsport-

folio. Und wir denken und arbeiten bereits weiter. An der Erforschung und Entwicklung

verschiedenster Energiequellen von morgen. So erforschen wir zum Beispiel das Potenzial

von Meeresenergie oder Mikroalgen. Denn nur ein ausgewogener Energiemix kann

dauerhaft die Versorgung sichern.

Studien belegen, dass bis zu10 Prozent des heimischen

Erdgasverbrauchs inDeutschland aus Bioerdgas

erzeugt werden können.

97


Russland und Norwegen wichtigste LieferländerDie Erdgasbezugsquellen und ihr Anteil am Gesamterdgas-

bezug von E.ON Ruhrgas haben sich 2007 im Vergleich zum

Vorjahr nur geringfügig verändert. Insgesamt bezog E.ON

Ruhrgas rund 698 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen

Produzenten. Dies sind rund 3,5 Prozent weniger als im Vor-

jahr. Wichtigste Lieferländer waren wiederum Russland und

Norwegen mit einem Anteil von 26 bzw. 25 Prozent am Gesamt-

aufkommen. Aus den Niederlanden wurden 17 Prozent bezo-

gen, der Anteil Großbritanniens lag bei 10 Prozent und aus

Dänemark kamen 3 Prozent. Aus inländischer Förderung

stammten 18 Prozent des Aufkommens.

Gasabsatz konstantIm Berichtszeitraum setzte E.ON Ruhrgas 713 Mrd kWh Gas

ab. Damit wurde der Vorjahreswert von 710 Mrd kWh um

3 Mrd kWh überschritten. Der leichte Zuwachs wurde trotz

der warmen Witterung zu Beginn des Jahres aufgrund der

positiven Absatzentwicklung im Ausland erreicht.

Wachstum im Ausland fortgesetztIm Auslandsgeschäft stieg der Absatz gegenüber dem Vor-

jahr um 13 Prozent. In den 14 ausländischen Märkten wurden

im Geschäftsjahr 2007 insgesamt 180 Mrd kWh abgesetzt.

Der Anteil des Exportgeschäfts am Gesamtabsatz stieg

damit um 2 Prozentpunkte auf 25 Prozent an. Mit 93 Mrd kWh

war Großbritannien wieder der bedeutendste ausländische

Absatzmarkt. Hier verbuchte E.ON Ruhrgas ein Absatzplus

von 19 Prozent. In Dänemark stieg der Absatz deutlich: Zu

Jahresbeginn wurde dort mit HNG/Midt-Nord das zweitgrößte

Erdgasunternehmen als Kunde gewonnen. Durch die Belie-

ferung von HNG/Midt-Nord stieg E.ON Ruhrgas zum zweit-

größten Erdgaslieferanten in Dänemark auf. Starke Zuwächse

gab es auch bei den Exportlieferungen in die Niederlande.

Ebenso erhöhten sich die Absätze in Italien und Frankreich.

Erstmals wurde ein Liefervertrag mit einem belgischen Kunden

abgeschlossen. In den etablierten Absatzmärkten Schweiz,

Österreich, Ungarn und Luxemburg konnten hingegen die Vor-

jahresabsätze nicht erreicht werden.

98

in Mrd kWh

Russland

Norwegen

Inländische Produktion

Niederlande

Großbritannien

Dänemark

Andere

%

25,5

25,0

18,2

17,2

9,8

3,0

1,3

2007

178,0

174,7

127,1

120,3

68,2

20,8

8,7

Erdgasaufkommen nach Regionen1)

1) Erdgasaufkommen der E.ON Ruhrgas AG; insgesamt 697,8 Mrd kWh

Gasabsatz E.ON Ruhrgas AG

in Mrd kWh

1. Quartal

2. Quartal

3. Quartal

4. Quartal

Summe

2007

213,4

131,1

137,2

231,1

712,8

2006

266,3

138,6

111,2

193,6

709,7

+/– %

–20

–5

+23

+19

–


In Deutschland blieb der Gasabsatz 3 Prozent hinter dem Vor-

jahr zurück. Wie in den Vorjahren waren Ferngasunterneh-

men die Hauptabnehmer; ihr Anteil am Gesamtabsatz redu-

zierte sich aber von 45 Prozent im Vorjahr auf 41 Prozent in

der aktuellen Periode. Die Belieferung von Ortsgasunternehmen

stieg leicht auf einen Anteil von rund 24 Prozent. Der Absatz

an Industriekunden legte ebenfalls zu und machte 10 Prozent

am Gesamtvolumen aus.

Gasabsatz Downstream-Beteiligungen

Der Gasabsatz der Downstream-Beteiligungen stieg auf

197,5 Mrd kWh. Der Anstieg resultiert aus der erstmaligen

ganzjährigen Einbeziehung der ungarischen E.ON Földgáz.

Im Vorjahr wurde das Unternehmen erst im zweiten Quartal

in den Konzernabschluss einbezogen.

Umsatz und Adjusted EBITDer Umsatz der Market Unit Pan-European Gas ging um

1 Prozent auf 22.745 Mio (Vorjahr: 22.947 Mio ) zurück.

Das Adjusted EBIT stieg um 10 Prozent auf 2.576 Mio (Vor-

jahr: 2.347 Mio ). Die einzelnen Geschäftsfelder entwickel-

ten sich wie folgt:

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT


2006

18.889

2.305

1.905

2007

17.738

2.010

1.581

2006

4.773

799

453

2007

5.625

1.158

987

Downstream-Beteiligungen

2006

–715

–12

–11

2007

–618

8

8

2006

22.947

3.092

2.347

2007

22.745

3.176

2.576

Up-/MidstreamSonstiges/

Konsolidierung Pan-European Gas

Gasabsatz Downstream-Beteiligungen1)

in Mrd kWh

Thüga

E.ON Ruhrgas International

Summe

2007

19,9

177,6

197,5

20062)

23,1

152,0

175,1

1) nicht konsolidierte Absätze der Mehrheitsbeteiligungen2) ab April 2006 inklusive E.ON Földgáz

in Mrd kWh

Gasabsatz nach Kundengruppen

Ferngas-gesellschaften

Ortsgasunternehmen

IndustriekundenInland

Verkauf Ausland

292,5

169,8

70,1

180,4

Gasabsatz der E.ON Ruhrgas AG 712,8 Mrd kWh

EndkundengeschäftE.ON UK kündigte nach dem Rückgang der Großhandelspreise

für Energie im Jahr 2006 bzw. Anfang 2007 Preisanpassungen

im Endkundengeschäft an. Im April 2007 senkte E.ON UK

die Preise für Gas um 16 Prozent und die Preise für Strom

um 5 Prozent. Diese Preisanpassungen waren im Einklang

mit denen anderer Anbieter in Großbritannien. Im britischen

Energiemarkt ist die Wechselrate der Kunden nach wie vor

vergleichsweise hoch.

Im Jahr 2007 entwickelte sich das Geschäft dennoch erfreu-

lich. Trotz geringer Absätze und rückläufiger Kundenzahl nahm

das Adjusted EBIT durch verbesserte Margen im Bereich der

kleineren Geschäftskunden und der Industrie- und Gewerbe-

kunden in diesen Segmenten zu.

Central NetworksCentral Networks arbeitet kontinuierlich daran, die Stromver-

sorgung in Mittelengland sicherzustellen. Im Jahr 2007 konnte

dies trotz der heftigen Stürme im Januar und der Flutkatas-

trophe im Sommer erreicht werden. Um solchen Herausfor-

derungen zu begegnen, hat Central Networks die Zahl ihrer

Mitarbeiter erhöht.

+/– %

+1

–8

–8

–0,51)

+0,31)

–

+123

+58

+7

2006

12.518

1.804

1.239

9,7

9,2

64

724

863

15.621

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

ROCE (in %)


Value Added

Operativer Cashflow

Investitionen


2007

12.584

1.657

1.136

9,2

9,5

–37

1.615

1.364

16.786


UK

Market Unit UK

Adjusted EBIT 8 Prozent unter VorjahresniveauInvestitionen um 58 Prozent gesteigertEnergiehandel und Erneuerbare Energien auf neue Market Units übertragen

100


Im Jahr 2007 nahm der Strom- und Gasabsatz an Industrie-

und Gewerbekunden im Vergleich zum Vorjahr aufgrund der

weiterhin margenorientierten Vertriebspolitik ab. Der Absatz

an Haushalts- und kleinere Geschäftskunden ging wegen der

wärmeren Witterung und der geringeren Kundenzahl zurück.

Der gestiegene Großhandelsabsatz spiegelt die Wettbewerbs-

und die Nachfragesituation wider.

Strombeschaffung

Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken nahm im Ver-

gleich zum Vorjahr vor allem wegen der sehr guten Verfügbar-

keit der Anlagen zu. Der Bezug von Gemeinschaftskraft-

werken stieg durch die hohe Verfügbarkeit des Kraftwerks

Corby Power. Dadurch wurde weniger Strom von Fremden

bezogen.

101

Energy ServicesDer Bereich Energy Services versorgt die Kunden mit allen

Dienstleistungen rund um den Anschluss an das Stromnetz,

das Heizen und den Energieverbrauch. Im Bereich Neuan-

schlüsse wurden im Jahr 2007 rund 100.000 Aufträge für

Geschäftskunden und etwa 15.000 Haushaltskunden ausge-

führt. Darüber hinaus wurde das Angebot um die Beratung

der Kunden in Bezug auf eine nachhaltige CO2-reduzierte

Energieversorgung erweitert.

Energy TradingIm Jahr 2007 verlief das Geschäft im Bereich Energiehandel

von E.ON UK erfolgreich. Infolge der im Mai 2007 veröffent-

lichten neuen strategischen Ausrichtung werden diese Akti-

vitäten in der neuen Market Unit Energy Trading am Stand-

ort Düsseldorf gebündelt.

Energiepolitisches UmfeldDie britische Regierung hat im Mai 2007 ein umfassendes

Energie- und Klimaschutzprogramm beschlossen, das soge-

nannte „Energy White Paper“. Darin enthalten sind eine Reihe

von Maßnahmen zur Verbesserung des Klimaschutzes und

der Versorgungssicherheit sowie zur Gewährleistung einer

kostengünstigen Energieversorgung. Durch zusätzliche An-

strengungen bei der Energieeffizienz und durch ein beschleu-

nigtes Wachstum der Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien soll der Klimaschutz vorangetrieben werden. Im

Jahr 2008 sollen dazu Gesetzesentwürfe von der britischen

Regierung zur Konkretisierung vorgelegt werden, darunter

auch zur künftigen Kernenergienutzung.

Strom- und Gasabsatz

Absatz1)

in Mrd kWh

Haushalts- und kleinere Geschäftskunden

Industrie- und Gewerbekunden

Großhandel

Stromabsatz

Haushalts- und kleinere Geschäftskunden

Industrie- und Gewerbekunden

Großhandel

Gasabsatz

2007

34,2

18,4

25,2

77,8

55,5

23,4

78,2

157,1

2006

37,9

18,4

17,5

73,8

63,9

28,7

62,8

155,4

+/– %

–10

–

+44

+5

–13

–18

+25

+1

1) ohne Großhandels- und Handelsaktivitäten

2007

41,2

36,7

1,235,5

77,9

–0,1

77,8

1) ohne KWK

+/– %

+15

–5

+71–7

+4

–

+6

in Mrd kWh

Eigenerzeugung1)


Strombeschaffung

Betriebsverbrauch,Netzverluste, Pumpstrom

Stromabsatz

2006

35,9

38,8

0,738,1

74,7

–1,0

73,7

Strombeschaffung

2006

4.910

3.490

1.788

359

10.547

in MW

Steinkohle

Gas

Wasserkraft, Wind, Öl,sonstige Energieträger

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)

UK

2007

4.910

3.506

1.806

359

10.581

31. Dezember

Zurechenbare Kraftwerksleistung

Market Unit UK

Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON UK stieg im

Gasbereich aufgrund einer Kompressorertüchtigung am Stand-

ort Enfield und bei Windkraft durch die Fertigstellung der

Windfarm Stags Holt.

Der Rückgang der Eigenerzeugung aus Kohle und der Zuwachs

bei der Eigenerzeugung aus Gas ist auf die veränderten Roh-

stoffpreise und damit auf die besseren Margen im Gasbereich

zurückzuführen. Während die Stromerzeugung aus Erneuer-

baren Energien gesteigert wurde, nahm die Produktion des

ölgefeuerten Kraftwerks Grain durch den Rückbau des

Standorts ab. Der leichte Rückgang im Bereich Kraft-Wärme-

Kopplung erklärt sich dadurch, dass einige Anlagen den Gas-

kraftwerken zugeordnet wurden.

VersorgungssicherheitZurzeit prüft E.ON UK Möglichkeiten, in den nächsten Jahren

neue Kraftwerke in Großbritannien zu errichten. Ziele hierbei

sind: Versorgungssicherheit, Reduktion der CO2-Emissionen

zur Bewältigung der Herausforderungen des Klimawandels

und weiterhin möglichst günstige Energieangebote für

unsere Kunden.

E.ON UK hat erhebliche Investitionen zur Erweiterung der

Erzeugungskapazitäten vorgesehen. Teilweise sollen Kraft-

werke ersetzt werden, die in den nächsten Jahren durch Um-

weltschutzregelungen vom Netz genommen werden müssen.

Im Jahr 2007 hat E.ON UK mit dem Bau eines der größten

Gaskraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung der Welt begonnen.

Die Anlage in Kent wird mit einer Kapazität von 1.275 MW

bis zu 340 MW Wärme liefern. Sie soll im Jahr 2009 in Betrieb

gehen.

Fortschritte wurden auch bei der Genehmigung für den Bau

von zwei hocheffizienten Kohleblöcken am Standort Kings-

north in Kent erzielt. Die hochmoderne Anlage soll in der

Nähe der vier bestehenden Blöcke gebaut werden und 2012

in Betrieb gehen. Die lokalen Behörden haben die Genehmi-

gung bereits erteilt; die der britischen Regierung steht noch aus.

102


Steinkohle

Gas

Wasserkraft, Wind, Öl,sonstige Energieträger

Kraft-Wärme-Kopplung(KWK)

52

44

2

2

Anteile in %


Biomasse-Kraftwerk ans Netz gegangen Seit November 2007 produziert Steven’s Croft, das zweit-

größte Biomasse-Kraftwerk Großbritanniens im schotti-

schen Lockerbie, Strom aus Erneuerbaren Energien. Damit

werden 140.000 Tonnen Treibhausgase pro Jahr vermieden.

Das Kraftwerk liefert Strom für rund 70.000 Haushalte.

Anfang 2005 wurde in Großbritannien die Emissionshandels-

Richtlinie der EU in Kraft gesetzt. Für das Jahr 2007 hat E.ON UK

22 Mio t CO2-Zertifikate erhalten. Aus dem Jahr 2006 konnten

zusätzlich 5,1 Mio t CO2-Zertifikate auf das Jahr 2007 übertra-

gen werden. E.ON UK musste darüber hinaus 4,7 Mio t CO2-

Zertifikate hinzukaufen. Die zweite Phase des Zertifikate-

handels begann Anfang 2008 und wird bis 2012 andauern.

Wachstum im Bereich Erneuerbare EnergienE.ON UK plant aufgrund der regulatorischen Rahmenbedin-

gungen in Großbritannien, die Stromerzeugung aus Erneuer-

baren Energien auszubauen. Das Unternehmen ist bereits

heute einer der führenden Entwickler und Eigentümer bzw.

Betreiber von Windkraftanlagen in Großbritannien. Die Gesell-

schaft hält Beteiligungen an 21 Anlagen auf dem Festland

und in der Nordsee mit einer Erzeugungskapazität von ins-

gesamt 212 MW. Hiervon sind 201 MW E.ON UK zurechenbar.

Windkraftanlagen-Projekte mit einer Erzeugungskapazität

von rund 1.134 MW (Vorjahr: 1.139 MW) befinden sich derzeit

in der Entwicklung. Im dritten Quartal 2007 nahm E.ON UK

einen Windpark auf dem Festland in Cambridgeshire mit

einer Leistung von 18 MW in Betrieb. Der Bau des Offshore-

Windparks Robin Rigg mit einer Gesamtleistung von 180 MW

ist weiter vorangekommen. Der Windpark wird 60 Turbinen mit

einer Leistung von je 3 MW umfassen. Nach der für das zweite

Quartal 2009 vorgesehenen Inbetriebnahme wird Robin Rigg

einer der größten Offshore-Windparks Großbritanniens sein.

Ferner hat E.ON UK 192 GWh Strom aus der gemeinsamen

Verbrennung von Biomasse mit Kohle in den Kraftwerken

Kingsnorth und Ironbridge erzeugt. Das 44-MW-Biomasse-

kraftwerk in Lockerbie, eine der größten Biomasseanlagen

in Großbritannien, ging nach der Endabnahme im Februar

2008 ans Netz und wird jährlich 330 GWh Strom erzeugen.

Im Jahr 2008 sollen Projekte wie das Gezeitenkraftwerk weiter-

entwickelt werden, um die Möglichkeiten in diesem Bereich

auszuschöpfen.

Anfang des Jahres 2008 wurde die Verantwortung für die

Aktivitäten im Bereich Erneuerbare Energien auf die neue

Market Unit Climate & Renewables übertragen.

Umsatz und Adjusted EBITE.ON UK steigerte den Umsatz um 1 Prozent. Das Adjusted

EBIT lag um 8 Prozent unter dem Vorjahreswert. Die einzelnen

Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:


in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT


2006

858

635

488

2007

888

645

509

2006

12.031

1.267

851

2007

12.126

1.144

762

UnreguliertesGeschäft

2006

–371

–98

–100

2007

–430

–132

–135

2006

12.518

1.804

1.239

2007

12.584

1.657

1.136

Reguliertes GeschäftSonstiges/

Konsolidierung UK

Übernahme von E.ON SverigeE.ON hat im Oktober 2007 mit Statkraft einen Letter of Intent

für einen Beteiligungstausch unterzeichnet. Danach wird E.ON

den 44,6-prozentigen Anteil von Statkraft an E.ON Sverige

übernehmen und nahezu 100 Prozent der Anteile von E.ON

Sverige halten. Im Gegenzug erhält Statkraft von E.ON Kraft-

werksbeteiligungen sowie zum Ausgleich der Wertdifferenz

E.ON-Aktien. Unter den zur Übertragung vorgesehenen Kraft-

werken befinden sich rund ein Drittel der Wasserkraftwerke

von E.ON Sverige sowie einige schwedische Wärmekraftwerke.

Abgabe der HandelsaktivitätenDie Energiehandelsaktivitäten von Nordic wurden bisher vom

Geschäftsbereich Trading von Malmö aus gesteuert. Die Han-

delsaktivitäten wurden erfolgreich an der nordeuropäischen

Energiebörse Nordpool abgewickelt. Wenn der Beteiligungs-

tausch zwischen E.ON und Statkraft vollzogen ist, werden die

Handelsaktivitäten im Rahmen der im Mai veröffentlichten

neuen Organisationsstruktur auf die neue Market Unit Energy

Trading in Düsseldorf übertragen.

+/– %

+18

+18

+31

+1,71)

–0,21)

–

+28

+42

+2

2006

2.827

871

512

8,0

9,0

–64

715

642

5.693

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

ROCE (in %)


Value Added

Operativer Cashflow

Investitionen


2007

3.339

1.027

670

9,7

8,8

62

914

914

5.804


Nordic

104

Market Unit Nordic

Adjusted EBIT deutlich gesteigertEnergiehandelsaktivitäten auf neue Einheit übertragenProjekte für Klimaschutz und Versorgungssicherheit gestartet

E.ON Nordic hat anspruchsvolle Wachstumspläne für die

kommenden drei Jahre. Neben dem Ausbau der Erzeugungs-

kapazitäten soll die Stromversorgung in Südschweden durch

den Bau der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in Malmö verbes-

sert werden. Ferner soll die Wärmeerzeugung aus Biomasse

im Rahmen von Großprojekten in Örebro und Norrköping

modernisiert und erweitert werden.

E.ON Nordic hat langfristig das Ziel, das Geschäft in Finnland

mit der Beteiligung an Fennovoima, dem nächsten Kernkraft-

projekt, auszuweiten. Darüber hinaus strebt E.ON Nordic an,

ihre Marktpositionen in Finnland, Dänemark und Norwegen

zu stärken.

Energiepolitisches Umfeld Das von der im September 2006 neu gewählten schwedischen

Regierung beschlossene energiepolitische Programm bis zum

Jahr 2010 umfasst Maßnahmen, die den Schwerpunkt auf Ver-

sorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und geringe Emis-

sionen setzen. Ebenso vorgesehen ist der Ausbau der Erzeugung

aus Erneuerbaren Energien und Kapazitätserweiterungen bei

vorhandenen Kernkraftwerken. Die Zusage der Regierung für

eine Streichung der CO2-Besteuerung wurde noch nicht

realisiert. Die Besteuerung gilt für Kraftwerke, die am Emis-

sionshandelssystem teilnehmen.

Im Dezember 2007 hat die Energienetzkommission der

Regierung ein neues System für die Regulierung der Strom-

netzentgelte vorgeschlagen. Das bisherige System, das die

Netzentgelte jährlich ex post auf ihre Angemessenheit über-

prüft, soll durch ein Ex-ante-Anreizregulierungssystem abge-

löst werden. Dies bedeutet, dass die Regulierungsbehörde

vor einer mehrjährigen Regulierungsperiode die zulässigen

Netzerlöse für diesen Zeitraum vorab festlegt. Die zulässigen

Netzerlöse sollen so berechnet werden, dass die Betriebs-

kosten gedeckt werden und eine angemessene Rendite auf

das eingesetzte Kapital sichergestellt ist. Dabei basiert das

eingesetzte Kapital auf den tatsächlich vorhandenen Netz-

anlagen. Die Kommission schlägt vor, dass das neue System

Anfang 2012 starten soll.


105

Klimaschutz und VersorgungssicherheitE.ON Nordic hat eine Reihe von Projekten gestartet, um sich

im Bereich Umweltschutz weiter zu verbessern und die Ver-

sorgungssicherheit ihrer Kunden zu gewährleisten. Dies be-

trifft zum Beispiel ein Projekt zur Abtrennung von CO2 im

Kraftwerk Karlshamn und den Ausbau der Erzeugung aus Biogas.

Durch die Modernisierung von einigen Wasserkraftwerken

und der Kernkraftwerke sollen deren Effizienz gesteigert

bzw. Erzeugungskapazitäten ausgebaut werden. Mit beiden

Technologien wird Strom ohne den Ausstoß von CO2 erzeugt.

Um die Versorgungssicherheit zu erhöhen, investiert E.ON

Nordic weiterhin stark in die Modernisierung des Stromver-

teilnetzes sowie in intelligente Stromzähler. Diese Maßnah-

men sollen die Servicequalität für die Netzkunden verbessern.


Neues Verfahren zur CO2-Reduktion Als erstes Unternehmen in Europa testet E.ON im Rah-

men der Forschungsinitiative innovate.on im E.ON-Kraft-

werk Karlshamn in Schweden ein neues Verfahren, mit

dem sich bis zu 90 Prozent des Kohlendioxids (CO2) aus

den Rauchgasen von Kraftwerken entfernen lassen. Mit

diesem Verfahren (Post-Combustion) könnten auch

bestehende Kraftwerke nachgerüstet werden.

Stromabsatz

E.ON Nordic hat im Vergleich zum Vorjahr im Wesentlichen

wegen höherer Absätze an der nordeuropäischen Energie-

börse Nordpool rund 3 Mrd kWh mehr Strom abgesetzt. Dies

ist insbesondere auf gestiegene Erzeugungsmengen aus

Wasserkraft zurückzuführen. Der Absatz an Privat- und

Geschäftskunden sank durch die milden Temperaturen im

ersten Halbjahr 2007 und mehr Wettbewerb um 1,4 Mrd kWh.

Market Unit Nordic

Strombeschaffung

106

2007

30,2

15,3

9,85,5

45,5

–2,1

43,4

+/– %

+8

+3

–4+20

+7

–

+7

in Mrd kWh

Eigenerzeugung


Strombeschaffung

Betriebsverbrauch,Netzverluste

Stromabsatz

2006

27,9

14,8

10,24,6

42,7

–2,1

40,6

Strombeschaffung

Öl

Erdgas, Kohle, KWK,Wind und sonstigeEnergieträger

Wasserkraft

Kernkraft

2

3

51

44


in %

Stromabsatz

in Mrd kWh

Privatkunden

Geschäftskunden

Vertriebspartner/Nordpool

Summe

2007

6,1

12,0

25,3

43,4

2006

6,6

12,9

21,1

40,6

+/– %

–8

–7

+20

+7

E.ON Nordic erzeugte 2,3 Mrd kWh mehr Strom in eigenen

Kraftwerken als im Vorjahreszeitraum. Die Erzeugung aus

Wasserkraft nahm wegen der höheren Zuflüsse in die Wasser-

speicher im vierten Quartal 2006 und im ersten Quartal 2007

zu. Dagegen ging die Stromerzeugung aus Kernkraft zurück.

Dies ist insbesondere auf ungeplante Stillstände in allen drei

Kernkraftwerken zurückzuführen. Der Strombezug von Fremden

stieg aufgrund grenzüberschreitender Handelsaktivitäten

deutlich.

Gas- und Wärmeabsatz

Der Gas- und Wärmeabsatz nahm wegen der warmen Witte-

rung ab. Die durchschnittlichen Temperaturen im Jahr 2007

lagen 1,5 °C über dem normalen Niveau. Das Gasgeschäft litt

darüber hinaus unter dem verstärkten Wettbewerb.

Umsatz und Adjusted EBITDer Umsatz der Market Unit Nordic stieg um 512 Mio € bzw.

18 Prozent und das Adjusted EBIT um 158 Mio € auf 670 Mio €.

Die einzelnen Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:


in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT


2006

725

311

200

2007

729

331

220

2006

2.298

638

342

2007

2.895

714

488

UnreguliertesGeschäft

2006

–196

–78

–30

2007

–285

–18

–38

2006

2.827

871

512

2007

3.339

1.027

670

Reguliertes GeschäftSonstiges/

Konsolidierung Nordic

2006

5,8

7,9

+/– %

–9

–4

in Mrd kWh

Gasabsatz

Wärmeabsatz

2007

5,3

7,6

Gas- und Wärmeabsatz2006

2.593

2.751

2.015

7.359

in MW

Kernenergie

Wasserkraft

Öl und sonstige Energieträger

Nordic

2007

2.622

2.754

2.031

7.407

31. Dezember


VersorgungssicherheitIm Jahr 2007 gewährleistete E.ON U.S. wieder eine sichere und

zuverlässige Belieferung ihrer Kunden mit Strom und Gas.

Im Zeitraum 2008 bis 2010 plant E.ON U.S. Investitionen in

Höhe von etwa 450 Mio €, um die Zuverlässigkeit der Über-

tragungs- und Verteilungsnetze sicherzustellen. Im gleichen

Zeitraum werden zur Verbesserung der Versorgungssicherheit

mehr als 750 Mio € in den Kraftwerkspark investiert, vor

allem in den Bau des Grundlastkraftwerks Trimble County 2.

108

+/– %

–6

–9

–9

–0,31)

–0,21)

–

–43

+73

+3

2006

1.930

595

426

6,0

8,0

–142

381

398

2.890

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

ROCE (in %)


Value Added

Operativer Cashflow

Investitionen


2007

1.819

543

388

5,7

7,8

–142

216

690

2.977


US-Midwest

Market Unit US-Midwest

Höhere Investitionen in Anlagen zur Emissionskontrolle und neue Erzeugungskapazitäten Abgabe von WKE fortgeschrittenAnteil an Gas Natural BAN veräußert


E.ON investiert in umweltfreundliches Kraftwerk In den USA errichten wir eines der umweltfreundlichsten

Steinkohlekraftwerke, Trimble County 2. Das Kraftwerk

mit einer Leistung von 750 MW erfüllt höchste Umwelt-

schutzanforderungen. Es mindert den Ausstoß von

Schwefeldioxid um 99 Prozent sowie von Quecksilber

um 90 Prozent im Vergleich zu einem herkömmlichen

Kohlekraftwerk. Dabei wird das gebündelte Know-how

des Konzerns genutzt.

Energiepolitisches Umfeld Das Jahr 2007 war von steigenden Brennstoff- und Energie-

preisen geprägt. Der hohe Preisanstieg in Bundesstaaten mit

liberalisierten Energiemärkten löste umfassende Beschwer-

den aus und sorgte dafür, dass die weiteren Deregulierungs-

anstrengungen im Strommarkt zum Erliegen kamen.

Eine Reihe von Bundesstaaten haben klimapolitische Maß-

nahmen ergriffen, z.B. in Form des verpflichtenden Einsatzes

Erneuerbarer Energien. Für das Jahr 2008 und darüber hinaus

werden weitreichende Anreize für ein Klimaschutzpaket

erwartet. Erstmals seit 30 Jahren wurden im Jahr 2007 auch

Anträge zum Bau neuer Kernkraftwerke gestellt. Derzeit

beinhaltet weder das Bundesgesetz noch das bundesstaat-

liche Gesetz in Kentucky, dem Hauptversorgungsgebiet von

E.ON U.S., Klimaschutzmaßnahmen.

Auch die Entgeltregulierung in den Vereinigten Staaten vari-

iert stark zwischen einzelnen Bundesstaaten. Etwa zwei Drittel

der Bundesstaaten, einschließlich Kentucky, orientieren sich

nach wie vor an traditionellen, kostenbasierten Regulierungs-

modellen.

Strom- und GasabsatzDie leichte Steigerung des Stromabsatzes im regulierten

Geschäft resultiert vor allem aus den niedrigen Tempera-

turen im Februar 2007 und der wärmeren Witterung in den

Sommermonaten. Im Off-System-Geschäft sank der Strom-

absatz im Wesentlichen wegen der niedrigeren Marktpreise.


109

Der Gasabsatz nahm im Jahr 2007 insbesondere aufgrund

der kühleren Witterung zu Jahresbeginn zu. Darüber hinaus

beeinflusste die Entwicklung weiterer Marktfaktoren das

Off-System-Gasgeschäft positiv.

Strombeschaffung

Absatz

in Mrd kWh

Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden

Off-System-Geschäft

Stromabsatz

Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden

Off-System-Geschäft

Gasabsatz

2007

34,3

1,6

35,9

13,1

0,5

13,6

2006

32,6

2,7

35,3

12,3

0,1

12,4

+/– %

+5

–41

+2

+7

+400

+10

2007

33,8

2,9

36,7

–0,8

35,9

+/– %

–1

–12

–2

–

+2

in Mrd kWh

Eigenerzeugung

Bezug

Strombeschaffung

Betriebsverbrauch,Netzverluste

Stromabsatz

2006

34,2

3,3

37,5

–2,2

35,3

Strombeschaffung


Steinkohle

Gas, Wasserkraft,Öl, sonstige Energieträger

97

3

in %

Market Unit US-Midwest110

Im Jahr 2007 deckte E.ON U.S. 97 Prozent der Eigenerzeugung

durch Kohlekraftwerke ab, die übrigen 3 Prozent entfielen

auf Erdgas, Wasserkraft und sonstige Energieträger. Die zu-

rechenbare Kraftwerksleistung von E.ON U.S. nahm leicht zu.

Der Anstieg von 7.507 MW zum Jahresende 2006 auf 7.519 MW

zum Jahresende 2007 ist im Wesentlichen auf die Wiederinbe-

triebnahme eines Kraftwerksblocks zurückzuführen.

Umsatz und Adjusted EBITDer Umsatz von US-Midwest sank um 111 Mio € oder 6 Pro-

zent und das Adjusted EBIT um 38 Mio € auf 388 Mio €. Die

Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:

in Mio

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT


2006

1.869

592

431

2007

1.766

545

393

Reguliertes Geschäft

2006

61

3

–5

2007

53

–2

–5

2006

1.930

595

426

2007

1.819

543

388

Unreguliertes Geschäft/Sonstiges US-Midwest

2006

5.294

2.141

72

7.507

+/– %

–

+1

+3

–

in MW

Steinkohle

Gas

Wasserkraft

US-Midwest

2007

5.281

2.164

74

7.519

31. Dezember


Abgabe von WKE und Gas Natural BANE.ON U.S. betreibt durch ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft

Western Kentucky Energy Corp. (WKE), Henderson, Kentucky,

USA, im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer Gesamt-

laufzeit von 25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers Electric

Corporation (BREC), eines genossenschaftlichen Stromerzeu-

gers in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeuerte Anlage

der Stadt Henderson.

Im März 2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Auf-

hebungsvereinbarung zur Beendigung des Leasingvertrags

und der Betriebsführungsvereinbarungen für neun kohlebe-

feuerte Kraftwerke und eine ölbefeuerte Stromerzeugungs-

anlage im westlichen Kentucky. Im Laufe des Jahres 2007

unterzeichneten die Parteien eine Anzahl von Ergänzungen

bzw. Nebenvereinbarungen im Zusammenhang mit der

Transaktion.

Der Vollzug der Vereinbarung hängt von der Erfüllung zahl-

reicher Bedingungen ab, wie etwa der Überprüfung und

Zustimmung durch verschiedene Aufsichtsbehörden und der

Einwilligung anderer betroffener Parteien. In Abhängigkeit

vom Vorliegen dieser Voraussetzungen erwarten die Vertrags-

parteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung

zur Jahresmitte 2008. WKE wurde daher weiterhin als nicht

fortgeführte Aktivität ausgewiesen.

Im Juni 2007 veräußerte E.ON U.S. ihre Minderheitsbeteiligung

an Gas Natural BAN und die damit verbundenen Aktivitäten

in Argentinien an Gas Natural SDG, Spanien. E.ON U.S. besitzt

seit 1999 Minderheitsbeteiligungen an verschiedenen Gas

BAN-Aktivitäten.

Wir setzen auf Wettbewerb. Und ergreifen selbst

die Initiative. Denn wer selbst die Maßstäbe setzt,

verschafft sich Raum für Gestaltung. Das wollen

wir nutzen und innerhalb von drei Jahren in puncto

Kundenzufriedenheit eine führende Stellung in

all unseren Märkten einnehmen.

+ + + Wettbewerb + + +

E WIE EINFACH – Pioniere auf dem Energiemarkt

Preis und Service stimmen –das hat schon mehr als

660.000 Kunden überzeugt.

E.ON läutet Wettbewerb um Strom- und Gaskunden ein.0800-4411800 – unter dieser Nummer ist seit Februar 2007 die vermutlich bekannteste

Wettbewerbsoffensive von E.ON zu erreichen: E WIE EINFACH.

Wie ein Paukenschlag wirkte der Markteintritt der neuen Vertriebstochter von E.ON,

die als erstes Unternehmen deutschlandweit Strom und Gas aus einer Hand anbietet.

Privat- und kleinere Gewerbekunden können seither ganz einfach ihren Versorger

wechseln. Und fahren mit dem MeinCentTarif immer 1 Cent/kWh bei Strom und

2 Cent/m3 bei Gas günstiger als mit den Standardtarifen der örtlichen Grundversorger.

Ein einzigartiges Vertriebs- und Tarifmodell, das aufgeht. In den ersten 12 Monaten

konnte E WIE EINFACH 660.000 neue Kunden begrüßen.

Dem Wettbewerb in Deutschland hat E.ON damit einen entscheidenden Impuls gege-

ben – das versprechen wir nicht nur auf Plakatwänden, in Werbespots und Zeitungs-

anzeigen. Das lässt sich vor allem an den vielen nachfolgenden Anbietern und an der

steigenden Zahl der Wechselkunden ablesen – im dritten Quartal 2007 lag deren

Anteil bei mittlerweile elf Prozent. Eine Entwicklung, die E.ON nachweislich initiiert

und dann forciert hat.

Neben dem attraktiven Preis gibt es aber einen noch viel entscheidenderen Grund dafür,

dass E WIE EINFACH die Kunden überzeugt: die konsequente Orientierung an den Erwar-

tungen der Verbraucher. Einfacher Wechsel, einfache Produkte, einfache Abwicklung!

113

Corporate Governance114

Corporate-Governance-Bericht

Gemeinsamer Bericht von Vorstand und Aufsichts-rat der E.ON AG zur Corporate Governance

E.ON versteht Corporate Governance als zentrale Herausfor-

derung an eine verantwortungsvolle und wertorientierte

Unternehmensführung. Vorstand und Aufsichtsrat haben sich

im abgelaufenen Geschäftsjahr intensiv mit der Einhaltung

der Vorgaben des Corporate-Governance-Kodex – besonders

im Zusammenhang mit den neuen Anforderungen vom

14. Juni 2007 – befasst. Am 17. Dezember 2007 gaben Vorstand

und Aufsichtsrat die Entsprechenserklärung nach § 161 AktG

ab, nach der E.ON den Empfehlungen des Kodex ohne Aus-

nahme entspricht. Die vollständige Erklärung finden Sie

ebenso wie die Erklärungen der Vorjahre im Internet unter

www.eon.com. E.ON erfüllt freiwillig auch die meisten Anre-

gungen des Kodex.

Führungs- und Kontrollstruktur Der Aufsichtsrat Der Aufsichtsrat hat 20 Mitglieder und setzt sich nach dem

deutschen Mitbestimmungsgesetz zu gleichen Teilen aus

Aktionärs- und Arbeitnehmervertretern zusammen. Die Ver-

treter der Anteilseigner werden von der Hauptversammlung,

die Arbeitnehmervertreter von den Arbeitnehmern gewählt.

Bei Abstimmungen im Aufsichtsrat hat bei Stimmengleich-

heit der Vorsitzende des Aufsichtsrats die ausschlaggebende

Stimme, falls eine zweite Abstimmung erneut zu einer Stim-

mengleichheit führt. Die Mitglieder des Aufsichtsrats der

E.ON AG sollen in der Regel nicht älter als 70 Jahre sein.

Um eine unabhängige Beratung und Überwachung des Vor-

stands sicherzustellen, gehören dem Aufsichtsrat nicht mehr

als zwei ehemalige Mitglieder des Vorstands an. Die Auf-

sichtsratsmitglieder dürfen keine Organfunktionen oder

Beratungsaufgaben bei wesentlichen Wettbewerbern des

Unternehmens ausüben. Die Aufsichtsratsmitglieder sind

verpflichtet, Interessenkonflikte, insbesondere solche, die

aufgrund einer Beratung oder Organfunktion bei Kunden,

Lieferanten, Kreditgebern oder sonstigen Geschäftspartnern

entstehen können, dem Aufsichtsrat gegenüber offenzulegen.

Der Aufsichtsrat informiert in seinem Bericht an die Haupt-

versammlung, ob Interessenkonflikte auftraten und wie sie

behandelt wurden. Wesentliche und nicht nur vorübergehende

Interessenkonflikte in der Person eines Aufsichtsratsmitglieds

sollen zur Beendigung des Mandats führen. Im Berichtsjahr

kam es nicht zu Interessenkonflikten bei Aufsichtsratsmit-

gliedern der E.ON AG. Berater- und sonstige Dienstleistungs-

und Werkverträge eines Aufsichtsratsmitglieds mit der Gesell-

schaft bedürfen der Zustimmung des Aufsichtsrats. Entspre-

chende Verträge bestanden im Berichtszeitraum nicht.

Der Aufsichtsrat überwacht die Geschäftsführung und beglei-

tet den Vorstand beratend. Er befasst sich mit der Geschäfts-

entwicklung, der Mittelfristplanung und der Weiterentwicklung

der Unternehmensstrategie. Er erörtert die Quartalsberichte

und verabschiedet unter Berücksichtigung der Prüfungs-

berichte des Abschlussprüfers und der vorbereitenden

Berichte des Prüfungsausschusses den Jahresabschluss und

den Konzernabschluss. Darüber hinaus bestellt er die Mitglie-

der des Vorstands und beruft sie ab. Dabei sorgt er gemein-

sam mit dem Vorstand für eine langfristige Nachfolgeplanung.

Geschäfte oder Maßnahmen des Vorstands, die die Vermö-

gens-, Finanz- oder Ertragslage des Unternehmens grundle-

gend verändern, bedürfen der vorherigen Zustimmung des

Aufsichtsrats. Die Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat der

E.ON AG enthält einen nicht abschließenden Katalog zustim-

mungspflichtiger Geschäfte und Maßnahmen.

Nach der Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat bestehen

folgende Ausschüsse des Aufsichtsrats:

Dem nach § 27 Absatz 3 Mitbestimmungsgesetz zu bildenden

Vermittlungsausschuss gehören je zwei Mitglieder der An-

teilseigner und der Arbeitnehmer an. Er unterbreitet dem

Aufsichtsrat Vorschläge für die Bestellung von Vorstandsmit-

gliedern, wenn im ersten Wahlgang die erforderliche Mehr-

heit von zwei Dritteln der Stimmen der Aufsichtsratsmitglie-

der nicht erreicht wird.

Der Präsidialausschuss besteht aus den vier Mitgliedern des

Vermittlungsausschusses. Er bereitet die Sitzungen des Auf-

sichtsrats vor und berät den Vorstand in Grundsatzfragen

der strategischen Fortentwicklung des Unternehmens. In Eil-

fällen – wenn eine vorherige erforderliche Beschlussfassung

des Aufsichtsrats nicht ohne wesentliche Nachteile für die

Gesellschaft abgewartet werden kann – beschließt der Präsi-

dialausschuss anstelle des Gesamt-Aufsichtsrats. Der Präsi-

dialausschuss bereitet darüber hinaus insbesondere Perso-

nalentscheidungen des Aufsichtsrats vor und ist zuständig für

den Abschluss, die Änderung und Beendigung der Anstel-

lungsverträge mit den Mitgliedern des Vorstands. Er befasst

sich darüber hinaus mit Fragen der Corporate Governance

und berichtet dem Aufsichtsrat mindestens einmal jährlich

über den Stand, die Effektivität und eventuelle Verbesserungs-

möglichkeiten der Corporate Governance des Unternehmens.

Der Prüfungsausschuss besteht aus vier Mitgliedern, die über

besondere Kenntnisse auf dem Gebiet der Rechnungslegung

bzw. der Betriebswirtschaft verfügen. Der Vorsitzende verfügt –

entsprechend den Vorgaben des Corporate Governance

Kodex – über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der

Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen bzw. inter-

nationalen Kontrollverfahren.

Der Prüfungsausschuss befasst sich vornehmlich mit Fragen

der Rechnungslegung, der Compliance und des Risikomana-

gements der Gesellschaft, der erforderlichen Unabhängigkeit

des Abschlussprüfers, der Bestimmung der Prüfungsschwer-

punkte und der Honorarvereinbarung mit dem Abschluss-

prüfer. Ferner bereitet er die Entscheidung des Aufsichtsrats


über die Feststellung des Jahresabschlusses und die Billigung

des Konzernabschlusses vor. Er prüft darüber hinaus die Quar-

talsabschlüsse und erörtert den Bericht über die prüferische

Durchsicht der Quartalsabschlüsse mit dem Abschlussprüfer.

Der Finanz- und Investitionsausschuss setzt sich aus vier

Mitgliedern zusammen. Er berät den Vorstand in allen Fragen

der Konzernfinanzierung und der Investitionsplanung. Er

entscheidet anstelle des Aufsichtsrats über die Zustimmung

zum Erwerb und zur Veräußerung von Unternehmen, Unter-

nehmensbeteiligungen und Unternehmensteilen sowie zu

Finanzmaßnahmen, deren Wert 1 Prozent des Eigenkapitals

der letzten Konzernbilanz übersteigt. Überschreitet der Wert

der genannten Geschäfte und Maßnahmen 2,5 Prozent des

Eigenkapitals der letzten Konzernbilanz, bereitet er die Ent-

scheidung des Aufsichtsrats vor.

Der Nominierungsausschuss besteht aus drei Aufsichtsrats-

mitgliedern der Anteilseigner. Vorsitzender des Nominierungs-

ausschusses ist der Vorsitzende des Aufsichtsrats. Aufgabe

des Nominierungsausschusses ist es, dem Aufsichtsrat Wahl-

vorschläge an die Hauptversammlung für geeignete Kandi-

daten zum Aufsichtsrat zu unterbreiten.

Der Vorstand Der Vorstand der E.ON AG besteht aus fünf (bis Ende Februar

2008 sechs) Mitgliedern und hat einen Vorsitzenden. Mitglie-

der des Vorstands dürfen nicht älter als 65 Jahre sein.

Der E.ON-Vorstand hat sich eine Geschäftsordnung gegeben.

Er führt die Geschäfte der Gesellschaft in gemeinschaftlicher

Verantwortung aller seiner Mitglieder. Er bestimmt die unter-

nehmerischen Ziele, die grundsätzliche strategische Ausrich-

tung, die Unternehmenspolitik und die Konzernorganisation.

Der Vorstand informiert den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah

und umfassend über alle für das Unternehmen relevanten

Fragen der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Risikolage

und des Risikomanagements. Er legt dem Aufsichtsrat außer-

dem jeweils in der letzten Sitzung eines Geschäftsjahres die

Konzerninvestitions-, Finanz- und Personalplanung für das

kommende Geschäftsjahr sowie die Mittelfristplanung vor.

Über wichtige Ereignisse, die für die Beurteilung der Lage

und der Entwicklung oder für die Leitung des Unternehmens

von wesentlicher Bedeutung sind, sowie über etwaige auf-

tretende Mängel in unseren Überwachungssystemen unter-

richtet der Vorsitzende des Vorstands den Aufsichtsratsvor-

sitzenden unverzüglich. Geschäfte und Maßnahmen, die der

Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, werden dem Auf-

sichtsrat rechtzeitig vorgelegt.

Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, Interessenkonflikte

dem Präsidialausschuss des Aufsichtsrats gegenüber unver-

züglich offenzulegen und die anderen Vorstandsmitglieder

hierüber zu informieren. Vorstandsmitglieder dürfen Neben-

tätigkeiten, insbesondere Aufsichtsratsmandate in konzern-

fremden Gesellschaften, nur mit Zustimmung des Präsidial-

ausschusses des Aufsichtsrats übernehmen. Im abgelaufenen

Geschäftsjahr ist es nicht zu Interessenkonflikten bei Vor-

standsmitgliedern der E.ON AG gekommen. Wesentliche

Geschäfte zwischen dem Unternehmen einerseits und den

Vorstandsmitgliedern sowie ihnen nahestehenden Personen

oder ihnen persönlich nahestehenden Unternehmungen

andererseits bedürfen der Zustimmung des Präsidialaus-

schusses des Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden

im Berichtszeitraum nicht.

Aktionäre und Hauptversammlung Die Aktionäre der E.ON AG nehmen ihre Rechte in der Haupt-

versammlung wahr und üben dort ihr Stimmrecht aus. Sie wer-

den regelmäßig mit einem Finanzkalender, der im Geschäfts-

bericht, in den Quartalsberichten sowie im Internet unter

www.eon.com veröffentlicht wird, über wesentliche Termine

informiert.

Die Aktionäre haben die Möglichkeit, ihr Stimmrecht in der

Hauptversammlung selbst auszuüben oder durch einen

Bevollmächtigten ihrer Wahl oder einen weisungsgebundenen

Stimmrechtsvertreter der Gesellschaft ausüben zu lassen.

Rechnungslegung und Abschlussprüfung Der E.ON-Konzernabschluss wird seit dem Geschäftsjahr 2007

nach den International Financial Reporting Standards (IFRS)

aufgestellt. Der Abschluss der E.ON AG wird nach dem deut-

schen Handelsgesetzbuch (HGB) erstellt.

Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetz-

lichen Bestimmungen durch die Hauptversammlung.

Der Prüfungsausschuss bereitet den Vorschlag des Aufsichts-

rats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers

vor. Um dessen Unabhängigkeit zu gewährleisten, holt der

Prüfungsausschuss von dem vorgesehenen Abschlussprüfer

eine Erklärung über eventuell bestehende Ausschluss- und

Befangenheitsgründe ein. Im Rahmen der Erteilung des Prü-

fungsauftrags an den Abschlussprüfer wird vereinbart,

• dass der Vorsitzende des Prüfungsausschusses über mög-

liche Ausschluss- und Befangenheitsgründe, die während

der Prüfung auftreten, unverzüglich unterrichtet wird,

• dass der Abschlussprüfer über alle für die Aufgaben des

Aufsichtsrats wesentlichen Feststellungen und Vorkomm-

nisse unverzüglich berichtet, die sich bei der Durchführung

der Abschlussprüfung ergeben, und

• dass der Abschlussprüfer den Vorsitzenden des Prüfungs-

ausschusses informiert bzw. im Prüfungsbericht vermerkt,

wenn er bei Durchführung der Abschlussprüfung Tat-

sachen feststellt, die eine Unrichtigkeit der vom Vorstand

und Aufsichtsrat abgegebenen Erklärung zum Deutschen

Corporate Governance Kodex ergeben.


Umgang mit Risiken Einzelheiten zum Risikomanagementsystem finden sich im

Lagebericht auf Seite 62 dieses Geschäftsberichts. Darüber

hinaus haben wir ein zentrales Gremium eingerichtet, das zur

Unterstützung des Vorstands für die korrekte und zeitnahe

Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Informationen

verantwortlich ist. Die Mitglieder des Gremiums stammen

aus unterschiedlichen Fachbereichen der E.ON AG und sind

aufgrund ihrer Tätigkeit für diese Aufgaben besonders

geeignet.

Die Wirksamkeit der bei der E.ON AG und bei den Führungs-

gesellschaften unserer Market Units für die Finanzpublizität

relevanten Kontrollmechanismen wird regelmäßig durch die

interne Revision und unseren Abschlussprüfer überprüft.

Der Vorstand der E.ON AG beschloss im August 2007, das

Delisting ihrer American Depositary Shares (ADS) von der

New Yorker Börse (NYSE) sowie die Deregistrierung und

Beendigung ihrer Berichtspflichten bei der amerikanischen

Börsenaufsicht Securities and Exchange Commission (SEC)

zu beantragen. Nachdem die NYSE und die SEC in der Ein-

spruchsfrist keine Einwände geltend gemacht haben, wurden

Delisting und Deregistrierung wirksam. Deshalb entfallen für

E.ON unter anderem die Anforderungen des Sarbanes-Oxley

Act Section 404 für das interne Kontrollsystem der Finanz-

berichterstattung schon für das Jahr 2007.

Dennoch hat E.ON 2007 das dokumentierte interne Kontroll-

system bezüglich der Finanzberichterstattung einer internen

Bewertung durch das Management und die interne Revision

unterzogen. E.ON ist zu dem Ergebnis gekommen, dass keine

signifikante sowie materielle Schwachstelle zum 31. Dezem-

ber 2007 im E.ON-Konzern besteht. Eine Prüfung des internen

Kontrollsystems der Finanzberichterstattung auf Basis eines

risikoorientierten Ansatzes durch den Abschlussprüfer bestä-

tigt dieses Ergebnis.

Transparenz Transparenz der Unternehmensführung hat für den Vorstand

und den Aufsichtsrat der E.ON AG einen hohen Stellenwert.

Unsere Aktionäre, alle Teilnehmer am Kapitalmarkt, Finanz-

analysten, Aktionärsvereinigungen sowie die Medien werden

regelmäßig und aktuell über die Lage sowie über wesentliche

geschäftliche Veränderungen des Unternehmens informiert.

Zur umfassenden, gleichberechtigten und zeitnahen Informa-

tion nutzen wir hauptsächlich das Internet.

Die Berichterstattung über die Lage und die Ergebnisse der

E.ON AG erfolgt durch Quartalsberichte, den Geschäftsbericht,

Bilanzpressekonferenzen, Telefonkonferenzen und zahlreiche

Veranstaltungen mit Finanzanalysten im In- und Ausland.

Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind

im Finanzkalender zusammengefasst. Wenn außerhalb der

regelmäßigen Berichterstattung bei der E.ON AG Tatsachen

eintreten, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie

erheblich zu beeinflussen, so werden diese durch Ad-hoc-

Mitteilungen bekannt gemacht. Gemäß § 10 des deutschen

Wertpapierprospektgesetzes ist E.ON verpflichtet, einmal jähr-

lich ein Dokument („Jährliches Dokument“) mit einer Zusam-

menstellung der gesellschafts- und kapitalmarktrechtlichen

Veröffentlichungen der vergangenen zwölf Monate zu ver-

öffentlichen. Der Finanzkalender, die Ad-hoc-Mitteilungen

und das „Jährliche Dokument“ stehen im Internet unter

www.eon.com zur Verfügung.

Personen mit Führungsaufgaben, insbesondere Mitglieder

des Vorstands und des Aufsichtsrats der E.ON AG, sowie mit

diesen in einer engen Beziehung stehende Personen sind

gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz verpflichtet, Geschäfte

mit Aktien der E.ON AG oder sich darauf beziehenden Finanz-

instrumenten offenzulegen. Mitteilungen über entsprechende

Geschäfte im Jahr 2007 haben wir im Internet unter

www.eon.com veröffentlicht. Mitteilungspflichtiger Besitz

nach Ziffer 6.6 des Deutschen Corporate Governance Kodex

lag zum 31. Dezember 2007 nicht vor.

Integrität Integrität und rechtmäßiges Verhalten bestimmen unser

Handeln. Der Vorstand hat dazu einen Verhaltenskodex erlas-

sen mit Richtlinien für den Umgang mit Geschäftspartnern

und staatlichen Institutionen, zur Wahrung der Vertraulich-

keit von Geschäftsinformationen und Betriebsgeheimnissen

sowie zur Behandlung von Interessenkonflikten. Integritäts-

beauftragte (Compliance Officers) der E.ON AG und der Mar-

ket Units stellen die Umsetzung und eine unabhängige und

objektive Bearbeitung sicher.

Eine Insiderrichtlinie enthält verbindliche Regelungen für den

Umgang mit Insiderinformationen und den Handel mit E.ON-

Aktien, die über die gesetzlichen Mindestanforderungen des

Wertpapierhandelsgesetzes hinausgehen. Zusätzlich haben

wir einen Code of Ethics entwickelt. Dieser gilt vor allem für

die Mitglieder des Vorstands und des für die Veröffentlichung

finanzmarktrelevanter Informationen verantwortlichen Gre-

miums. Er verpflichtet diesen Adressatenkreis insbesondere

zu einer vollständigen, angemessenen, sorgfältigen, rechtzei-

tigen und verständlichen Wiedergabe von Informationen in

Veröffentlichungen unseres Unternehmens. Auch der Code of

Ethics steht im Internet unter www.eon.com zur Verfügung.

Schließlich ist ein Verfahren zur Behandlung von Beschwerden

über die Rechnungslegung oder die Finanzberichterstattung

eingerichtet worden. Beschwerden können, auch in anonymer

Form, an den Compliance-Beauftragten übersandt werden,

der wiederum an den Prüfungsausschuss berichtet.


Vergütungsbericht

Der Vergütungsbericht berücksichtigt die Regelungen des

Handelsgesetzbuches in der durch das Vorstandsvergütungs-

offenlegungsgesetz (VorstOG) geänderten Fassung sowie die

Grundsätze des Deutschen Corporate Governance Kodex. Er

ist gleichzeitig als Bestandteil des zusammengefassten Lage-

berichts anzusehen.

Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats

Die Vergütung des Aufsichtsrats wird durch die Satzung der

E.ON AG geregelt. Das Vergütungssystem trägt – im Einklang

mit den gesetzlichen Vorschriften und entsprechend den

Vorgaben des Deutschen Corporate Governance Kodex – der

Verantwortung und dem Tätigkeitsumfang der Aufsichtsrats-

mitglieder sowie der wirtschaftlichen Lage und dem Erfolg

der Gesellschaft Rechnung. Entsprechend dem Kodex erhal-

ten die Mitglieder des Aufsichtsrats neben einer festen auch

zwei variable erfolgsorientierte Vergütungskomponenten.

Die kurzfristige Komponente ist dividendenabhängig und die

langfristige richtet sich nach dem Dreijahresdurchschnitt

des Konzernüberschusses.

Fixe Vergütung: Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten

neben dem Ersatz ihrer Auslagen, zu denen auch die auf ihre

Bezüge entfallende Umsatzsteuer gehört, für jedes Geschäfts-

jahr eine feste Vergütung in Höhe von 55.000,00 .

Kurzfristige variable Vergütung: Daneben erhalten die Auf-

sichtsratsmitglieder für jedes Geschäftsjahr eine variable Ver-

gütung in Höhe von 115,00 für je 0,01 Dividende, die über

0,10 je Stückaktie hinaus für das abgelaufene Geschäftsjahr

an die Aktionäre ausgeschüttet wird.

Langfristige variable Vergütung: Darüber hinaus wird eine

weitere variable Vergütung in Höhe von 70,00 für jede 0,01

gezahlt, um die der Dreijahresdurchschnitt des Konzernüber-

schusses je Aktie den Betrag von 2,30 übersteigt.

Mitglieder des Aufsichtsrats, die nur während eines Teils des

Geschäftsjahres dem Aufsichtsrat oder einem Ausschuss

angehört haben, erhalten für jeden angefangenen Monat ihrer

Tätigkeit eine zeitanteilige Vergütung. Die feste Vergütung

ist zahlbar nach Ablauf des Geschäftsjahres. Die variablen

Vergütungen sind zahlbar nach Ablauf der Hauptversammlung,

die über die Entlastung der Mitglieder des Aufsichtsrats für

das jeweils abgelaufene Geschäftsjahr entscheidet.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält insgesamt das Drei-

fache, sein Stellvertreter und jeder Vorsitzende eines Auf-

sichtsratsausschusses jeweils insgesamt das Doppelte und

jedes Mitglied eines Ausschusses insgesamt das Anderthalb-

fache der Vergütung.

Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten für ihre Teilnahme

an den Sitzungen des Aufsichtsrats und der Aufsichtsrats-

ausschüsse ein Sitzungsgeld von 1.000,00 je Tag der Sitzung.

Schließlich besteht zugunsten der Mitglieder des Aufsichts-

rats eine Haftpflichtversicherung, welche die gesetzliche

Haftpflicht aus der Aufsichtsratstätigkeit abdeckt. Diese sieht

für den Versicherungsfall einen Selbstbehalt von 50 Prozent

der jährlichen fixen Vergütung des Aufsichtsratsmitglieds vor.

Mit der jährlichen fixen Vergütung von 55.000,00 soll der

Unabhängigkeit des Aufsichtsrats Rechnung getragen werden,

die zur Wahrnehmung seiner Überwachungsfunktion erfor-

derlich ist. Außerdem haben die Mitglieder des Aufsichtsrats

eine Reihe von Aufgaben, die sie unabhängig vom wirtschaft-

lichen Erfolg des Unternehmens erfüllen müssen. Auch in für

das Unternehmen schwierigen Zeiten, in denen die Tätigkeit

des Aufsichtsrats regelmäßig besonders anspruchsvoll ist,

soll daher eine Mindestvergütung gewährleistet sein. Das

dividendenabhängige Vergütungselement soll dagegen zu

einem gewissen Gleichklang der Vergütungsinteressen des

Aufsichtsrats mit den Renditeerwartungen der Aktionäre

führen. Mit der Bindung eines weiteren Teils der variablen

Vergütung an den Dreijahresdurchschnitt des Konzernüber-

schusses enthält die Aufsichtsratsvergütung schließlich

einen auf den langfristigen Unternehmenserfolg bezogenen

Bestandteil.

Die Vergütung des Aufsichtsrats

Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung

von E.ON am 30. April 2008 die vorgeschlagene Dividende

beschließt, betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder

des Aufsichtsrats 4,5 Mio (Vorjahr: 4,1 Mio ).

Im Geschäftsjahr 2007 bestanden keine Kredite gegenüber

Mitgliedern des Aufsichtsrats. Die Mitglieder des Aufsichts-

rats sind auf der Seite 19 angegeben.


Das Vergütungssystem des Vorstands

Die Mitglieder des Vorstands erhalten derzeit Bezüge, die

sich aus einer festen jährlichen Grundvergütung, einer jähr-

lichen Tantieme und einer langfristigen variablen Vergütung

zusammensetzen.

Die Grundvergütung wird monatlich ausgezahlt und in regel-

mäßigen Abständen auf Marktüblichkeit und Angemessen-

heit überprüft.

Die Höhe der kurzfristigen variablen Tantieme orientiert sich

daran, inwieweit bestimmte unternehmenserfolgsspezifische

und persönliche Ziele erreicht wurden. Das Zielvereinbarungs-

system berücksichtigt zu 70 Prozent unternehmenserfolgs-

spezifische Ziele und zu 30 Prozent individuelle Ziele. Der

Unternehmenserfolg betrifft zu gleichen Teilen den operativen

Erfolg, der am Adjusted EBIT gemessen wird, und die erzielte

Kapitalrendite ROCE. Bei 100-prozentiger Zielerfüllung ent-

spricht die Tantieme der vertraglich vereinbarten Zieltantie-

me. Maximal ist eine Tantieme in Höhe von 200 Prozent der

Zieltantieme möglich. Sämtliche Vergütungen für Tätigkeiten

im Interessenbereich der Gesellschaft (gesellschaftsgebun-

dene Mandate) werden auf die Tantieme angerechnet bzw.

an die Gesellschaft abgeführt.

in

Ulrich Hartmann

Hubertus Schmoldt

Dr. Karl-Hermann Baumann

Sven Bergelin (seit 1. August 2007)

Dr. Rolf-E. Breuer

Dr. Gerhard Cromme (bis 30. Juni 2007)

Gabriele Gratz


Ulrich Hocker

Eva Kirchhof

Seppel Kraus (bis 31. Juli 2007)


Dr. Klaus Liesen

Erhard Ott

Hans Prüfer

Klaus Dieter Raschke


Dr. Theo Siegert (seit 4. Juli 2007)

Prof. Dr. Wilhelm Simson

Gerhard Skupke

Dr. Georg Frhr. von Waldenfels

Hans Wollitzer (seit 4. Januar 2007)

Zwischensumme

Sitzungsgeld und Auslagenersatz

Summe

Gesamtvergütung des Aufsichtsrats für 2007

Summe

464.490

309.660

309.660

64.513

154.830

116.123

320.343

232.245

154.830

154.830

90.317

193.537

154.830

154.830

172.580

294.225

232.245

77.415

154.830

166.280

154.830

211.580

4.339.023

189.151

4.528.174

Aufsichtsrats-bezüge von

Tochter-gesellschaften

–

–

–

–

–

–

101.000

–

–

–

–

–

–

–

17.750

61.980

–

–

–

11.450

–

56.750

248.930

Langfristigevariable

Vergütung

161.490

107.660

107.660

22.429

53.830

40.373

76.259

80.745

53.830

53.830

31.401

67.287

53.830

53.830

53.830

80.745

80.745

26.915

53.830

53.830

53.830

53.830

1.422.009

Kurzfristigevariable

Vergütung

138.000

92.000

92.000

19.167

46.000

34.500

65.167

69.000

46.000

46.000

26.833

57.500

46.000

46.000

46.000

69.000

69.000

23.000

46.000

46.000

46.000

46.000

1.215.167

Feste Vergütung

165.000

110.000

110.000

22.917

55.000

41.250

77.917

82.500

55.000

55.000

32.083

68.750

55.000

55.000

55.000

82.500

82.500

27.500

55.000

55.000

55.000

55.000

1.452.917


Als langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten

die Vorstandsmitglieder eine aktienbasierte Vergütung. Ziel

dabei ist, den Beitrag des Vorstands (und anderer wichtiger

Führungskräfte) zur Steigerung des Unternehmenswerts zu

honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu

fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente mit

gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter

werden die Interessen des Managements mit denen der

Anteilseigner sinnvoll verknüpft.

Seit dem Geschäftsjahr 2006 wird mit dem E.ON Share Per-

formance-Plan ein konzernweit einheitliches aktienbasiertes

Vergütungssystem angeboten. Die Höhe der Vergütung aus

dem E.ON Share Performance-Plan richtet sich neben der

Entwicklung des E.ON-Aktienkurses explizit auch nach der

relativen Performance der E.ON-Aktie im Verhältnis zu einem

Branchenindex.

Bis einschließlich 2005 hat E.ON jährlich virtuelle Aktienop-

tionen (Stock Appreciation Rights/SAR) im Rahmen des

E.ON-Aktienoptionsprogramms gewährt. Bereits gewährte

SAR können weiterhin nach den Regelungen der Options-

bedingungen ausgeübt werden.

Beide Programme werden im Anhang des Geschäftsberichts

in Textziffer 11 detailliert beschrieben.

Entsprechend den Empfehlungen des Deutschen Corporate

Governance Kodex umfasst die Gesamtvergütung der Vor-

standsmitglieder somit fixe und variable Bestandteile. Krite-

rien für die Höhe der Vergütung bilden insbesondere die Auf-

gaben des jeweiligen Mitglieds des Vorstands, seine persön-

liche Leistung, die Leistung des Vorstands insgesamt und die

wirtschaftliche Lage, der Erfolg und die Zukunftsaussichten

des Unternehmens unter Berücksichtigung seines Vergleichs-

umfelds.

Die variablen Vergütungskomponenten haben Risikocharakter,

sodass es sich hierbei nicht um eine gesicherte Vergütung

handelt. Die aktienbasierte Vergütung beruht auf anspruchs-

vollen, relevanten Vergleichsparametern. Eine nachträgliche

Änderung der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter ist

nach den Planbedingungen ausgeschlossen.

Der Aufsichtsrat hat zuletzt in seiner Sitzung am 17. Dezem-

ber 2007 über das Vergütungssystem des Vorstands beraten.

Für die Vergütungsentscheidungen ist das Präsidium des Auf-

sichtsrats zuständig. Dieses hat in seiner Sitzung am 17. Dezem-

ber 2007 die Höhe der Vergütung des Vorstands überprüft.

Im Fall des vorzeitigen Verlusts der Vorstandsposition aufgrund

eines Kontrollwechsels (Change-in-Control-Ereignis) haben die

Mitglieder des Vorstands einen dienstvertraglichen Anspruch

auf Zahlung von Abgeltungs- und Abfindungsleistungen.

Im Berichtsjahr bestanden mit allen Vorstandsmitgliedern

Change-in-Control-Vereinbarungen. Die mit dem Vorstands-

vorsitzenden sowie den im Geschäftsjahr 2006 neu in den

Vorstand eingetretenen Mitgliedern vereinbarte Standard-

Change-in-Control-Regelung sieht als Voraussetzung eines

Kontrollwechsels drei Fallgestaltungen vor: Ein Dritter erwirbt

mindestens 30 Prozent der Stimmrechte und erreicht damit

die Pflichtangebotsschwelle gemäß dem WpÜG, die Gesell-

schaft schließt als abhängiges Unternehmen einen Unterneh-

mensvertrag ab oder wird mit einem anderen Unternehmen

verschmolzen. Endet der Dienstvertrag des Vorstandsmit-

glieds innerhalb von 12 Monaten nach dem Kontrollwechsel

durch einvernehmliche Beendigung, Zeitablauf oder durch

Kündigung des Vorstandsmitglieds, weil seine Vorstandsposi-

tion durch den Kontrollwechsel wesentlich berührt ist, steht

ihm eine Zahlung in Höhe seiner kapitalisierten Jahresgesamt-

bezüge (Jahresgrundgehalt, Zieltantieme und Nebenleistun-

gen) für die Restlaufzeit seines Dienstvertrags zu, mindestens

aber für drei Jahre. Zur pauschalen Berücksichtigung von

Abzinsung sowie Anrechnung anderweitigen Verdienstes wird

die Zahlung um 20 Prozent gekürzt, ab dem 53. Lebensjahr

wird der Kürzungssatz stufenweise verringert.

Mit den übrigen Vorstandsmitgliedern bestehen noch Change-

in-Control-Vereinbarungen nach dem zuvor geltenden Muster.

Dieses sieht in folgenden Fällen einen Kontrollwechsel als

gegeben an: Ein Aktionär hat 25 Prozent oder mehr Stimm-

rechte an der Gesellschaft erworben, ein Dritter hat einen

Stimmrechtsanteil erlangt, der in einer ordentlichen Haupt-

versammlung der Gesellschaft zu einem Stimmrechtsanteil

von mindestens der Hälfte des stimmberechtigten Grundka-

pitals geführt hat oder hätte, die Gesellschaft schließt als

abhängiges Unternehmen einen Unternehmensvertrag ab,

wird in eine andere Gesellschaft eingegliedert, erhält eine

andere Rechtsform oder wird mit einem anderen Unterneh-

men verschmolzen. An den Kontrollwechsel sind Abgeltungs-

und Abfindungsleistungen geknüpft. Das Vorstandsmitglied

hat als Abgeltung Anspruch auf Zahlung der kapitalisierten

Jahresgesamtbezüge (Grundgehalt, Zieltantieme und Neben-

leistungen) für die restliche Vertragslaufzeit. Beträgt die

Restlaufzeit des Dienstvertrags mehr als drei Jahre, werden

die Abgeltungsleistungen für den darüber hinausgehenden

Zeitraum zur Berücksichtigung von Abzinsung und Anrech-

nung anderweitigen Verdienstes pauschal um 25 Prozent

gekürzt. Darüber hinaus erhält das Vorstandsmitglied eine

Abfindung von mindestens dem Dreifachen seiner Jahres-

gesamtbezüge bzw. dem Vierfachen, wenn es bereits mehr

als zehn Jahre als Vorstandsmitglied im Konzern tätig war.

Zusammengerechnet werden Abgeltungs- und Abfindungs-

leistungen auf maximal fünf Jahresgesamtbezüge des Vor-

standsmitglieds begrenzt.


Die Mitglieder des Vorstands haben nach dem Ausscheiden

aus dem Unternehmen in drei Fällen einen Anspruch auf

Ruhegeldzahlungen: bei Ausscheiden nach Erreichen der

Regelaltersgrenze von derzeit 60 Jahren, bei dauerhafter

Arbeitsunfähigkeit sowie im Fall der vorzeitigen Beendigung

oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags. Abhängig von

der Dauer der Vorstandstätigkeit sehen die Ruhegeldzusagen

der Vorstandsmitglieder jährliche Ruhegeldansprüche zwischen

50 und 75 Prozent des letzten Grundgehalts bzw. in einem Fall

einen Fixbetrag vor. Soweit die Mitglieder des Vorstands im

Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben

haben, werden diese Ansprüche auf die Ruhegeldzahlungen

der Gesellschaft angerechnet. Bei vorzeitiger Beendigung

oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags erhalten die Vor-

standsmitglieder, die seit mehr als fünf Jahren im E.ON-

Konzern in einer Top-Management-Position tätig sind, bis zur

Vollendung ihres 60. Lebensjahres als sogenanntes Über-

gangsgeld ein vermindertes Ruhegeld, soweit die Ursache der

vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung nicht auf

ihr Verschulden oder die Ablehnung eines mindestens gleich-

wertigen Angebots zur Vertragsverlängerung zurückgeht. Die

Höhe des Übergangsgeldes wird aus dem Verhältnis der tat-

sächlichen gegenüber der möglichen Dauer der Tätigkeit im

E.ON-Konzern bis zur Vollendung des 60. Lebensjahres ermit-

telt. Die Ruhegeldzusagen an Vorstandsmitglieder, welche die

Gesellschaft vor dem Geschäftsjahr 2006 erteilt hat, enthalten

keine Einschränkung des Ruhegeldanspruchs bei vorzeitiger

Vertragsbeendigung oder Nichtverlängerung.

Die nachfolgende Darstellung vermittelt eine Übersicht über

die Höhe der aktuellen Ruhegeldanwartschaften der Vorstands-

mitglieder. Entsprechend den Empfehlungen des Deutschen

Corporate Governance Kodex werden auch die jeweiligen

Zuführungen zu den Pensionsrückstellungen individuell auf-

geführt. Hierbei handelt es sich nicht um gezahlte Vergü-

tung, sondern auf Basis von IFRS ermittelten rechnerischen

Aufwand.

Laufende Renten werden jährlich gemäß der Entwicklung

des Verbraucherpreisindexes für Deutschland angepasst. Vor

dem Jahr 2003 erteilte Pensionszusagen ermöglichen es dem

Aufsichtsratspräsidium, unter bestimmten Voraussetzungen

nach Ermessen eine darüber hinausgehende Anpassung

vorzunehmen. Abweichend von dieser Systematik wird der

Ruhegeldanspruch eines Vorstandsmitglieds zwar ebenfalls

jährlich nach dem Verbraucherpreisindex, jedoch zuzüglich

0,7 Prozent angepasst.

Nach dem Tod eines aktiven oder ehemaligen Vorstandsmit-

glieds wird ein vermindertes Ruhegeld als Hinterbliebenen-

versorgung ausgezahlt. Witwen erhalten lebenslang 60 Prozent

des Ruhegeldes, welches das Vorstandsmitglied am Todestag

bezogen hat bzw. bezogen hätte, wenn der Pensionsfall an

diesem Tag eingetreten wäre. Das Witwengeld entfällt bei

Wiederverheiratung. Abweichend hiervon sieht die Hinter-

bliebenenversorgung eines Vorstandsmitglieds Zahlungen an

die Witwe in Höhe von 75 Prozent des Ruhegeldes vor. Unter-

haltsberechtigte Kinder erhalten mindestens bis zur Errei-

chung des 18. Lebensjahres und darüber hinaus längstens bis

zum 25. Lebensjahr für die Dauer der Schul- oder Berufs-

ausbildung 20 Prozent des Ruhegeldes, welches das Vorstands-

mitglied am Todestag bezogen hat bzw. bezogen hätte. Vor

dem Jahr 2006 erteilte Zusagen sehen abweichend hiervon

Waisengelder in Höhe von 15 Prozent des Ruhegeldes vor.

Übersteigen Witwen- und Waisengelder zusammen den Betrag

des Ruhegeldes, erfolgt eine anteilige Kürzung der Waisen-

gelder um den übersteigenden Betrag.


Dr. Burckhard Bergmann

Christoph Dänzer-Vanotti1)

Lutz Feldmann

Dr. Hans Michael Gaul2)

Dr. Marcus Schenck1)

Dr. Johannes Teyssen

Vorstandspensionen

absolut in

868.000

743.608

300.000

300.000

–

300.000

525.000

in % des Grundgehalts

70

–

50

50

–

50

70

Aktuelle Höhe der Ruhegeld-anwartschaft zum 31. Dezember 2007

davon Zinsauf-wand in

473.859

562.382

52.468

95.843

109.686

2.144

259.331

in

1.493.957

919.757

828.280

208.538

109.686

366.974

590.867

Höhe der Zuführung zu den Pensions-rückstellungen im Jahr 2007

1) Pensionsanwartschaft ist noch verfallbar2) Pensionseintritt zum 1. April 2007


Die Vergütung des Vorstands

Mit Ablauf des 31. März 2007 ist Herr Dr. Hans Michael Gaul

aus dem Vorstand ausgeschieden.

Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen im Geschäftsjahr

2007 20,4 Mio (2006: 21,7 Mio ). Für die einzelnen Mitglie-

der des Vorstands ergibt sich folgende Gesamtvergütung:

Die sonstigen Bezüge der Vorstandsmitglieder umfassen im

Wesentlichen geldwerte Vorteile aus der privaten Nutzung

von Dienst-Pkw sowie in einem Einzelfall die vorübergehende

Übernahme der Miete für den Zweitwohnsitz.

Die im Geschäftsjahr zugeteilten Rechte aus dem E.ON Share

Performance-Plan der 2. Tranche (Performance-Rechte) wurden

mit dem beizulegenden Zeitwert zum Zeitpunkt der Gewäh-

rung von 83,24 pro Stück angegeben und in die Gesamtver-

gütung des Vorstands einbezogen. Für die Ermittlung dieses

Werts wird ein anerkanntes finanzmathematisches Options-

preismodell verwendet. In diesem Optionspreismodell wird

eine große Anzahl unterschiedlicher Entwicklungspfade der

E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes Dow Jones STOXX Utilities

Index (Return EUR) simuliert (sogenannte Monte-Carlo-Simula-

tion). Für jeden Pfad wird der innere Wert eines Performance-

Rechts am Laufzeitende gemäß den Planbedingungen auf

Basis der simulierten Über- bzw. Unterperformance der E.ON-

Aktie gegenüber dem Index und des entsprechenden Aus-

zahlungswertes der Aktie ermittelt. Der beizulegende Zeitwert

entspricht schließlich dem abgezinsten Durchschnitt dieser

inneren Werte.

Für die interne Kommunikation mit dem Vorstand und Auf-

sichtsrat wird statt des finanzmathematischen Wertes der

sogenannte Zielwert verwendet. Der Zielwert entspricht dem

Auszahlungsbetrag je Performance-Recht, der sich ergibt,

wenn am Ende der Laufzeit der Kurs der E.ON-Aktie gehalten

wird und die Performance der des Vergleichsindexes ent-

spricht. Bei der zweiten Tranche beträgt der Zielwert 96,52

je Stück und entspricht dem durchschnittlichen Aktienkurs

der E.ON-Aktie der letzten 60 Börsentage vor Ausgabe der

Performance-Rechte am 1. Januar 2007. Basierend auf diesem

Zielwert hat der Präsidialausschuss des Aufsichtsrats die oben

genannten Stückzahlen festgesetzt. Dies entspricht einem

Zielwert von 1,35 Mio für den Vorstandsvorsitzenden und

0,8 Mio für ein Vorstandsmitglied bzw. 80 Prozent davon für

in 2006 eingetretene Vorstandsmitglieder.

Als ergänzende Angabe ist gemäß § 314 Abs. 1 Nr. 6a Satz 9 HGB

der Aufwand der Gesellschaft für sämtliche im aktuellen und

in Vorjahren gewährte und im Geschäftsjahr bestehende Tran-

chen zeitanteilig auszuweisen. Für 2007 ergibt sich gemäß IFRS 2

folgender bilanzieller Aufwand: Herr Dr. Bernotat 5,6 Mio ,

Herr Dr. Bergmann 2,6 Mio , Herr Dänzer-Vanotti 0,8 Mio ,

Herr Feldmann 0,4 Mio , Herr Dr. Schenck 0,4 Mio und

Herr Dr. Teyssen 1,6 Mio . Für Herrn Dr. Gaul ergab sich vom

1. Januar 2007 bis zum 31. März 2007 aufgrund einer rückläu-

figen Wertentwicklung der in diesem Zeitraum bestehenden

Aktienoptionen und Performance-Rechte ein Ertrag von rund

0,1 Mio .

Weitere detaillierte Informationen zur aktienbasierten Vergü-

tung der E.ON AG sind in der Textziffer 11 des Anhangs des

Konzernabschlusses dargestellt.


Vorstandsmitgliedern.

Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden

sich auf den Seiten 14, 15 und 213.

Die Bezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder

Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und

ihrer Hinterbliebenen betrugen 6,6 Mio (Vorjahr: 11,7 Mio ).

Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vor-

standsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 97,4 Mio

(Vorjahr: 99,9 Mio ) zurückgestellt.

in


Dr. Burckhard Bergmann

Christoph Dänzer-Vanotti

Lutz Feldmann

Dr. Hans Michael Gaul (bis 31. März 2007)

Dr. Marcus Schenck

Dr. Johannes Teyssen

Summe

Gesamtvergütung des Vorstands für 2007

Anzahlgewährter

Performance-Rechte

(2. Tranche)

13.987

8.288

6.631

6.631

2.072

6.631

8.288

52.528

Wert dergewährten

Performance-Rechte

(2. Tranche)

1.164.278

689.893

551.964

551.964

172.473

551.964

689.893

4.372.429

Summe

5.331.519

3.228.832

2.580.067

2.601.882

806.579

2.595.307

3.286.208

20.430.394

Sonstige Bezüge

47.241

28.939

18.103

39.918

6.606

33.343

86.315

260.465

Tantieme

2.880.000

1.760.000

1.410.000

1.410.000

440.000

1.410.000

1.760.000

11.070.000

Grund-vergütung

1.240.000

750.000

600.000

600.000

187.500

600.000

750.000

4.727.500

122

Bestätigungsvermerk des AbschlussprüfersWir haben den von der E.ON AG, Düsseldorf, aufgestellten

Konzernabschluss – bestehend aus Bilanz, Gewinn- und

Verlustrechnung, Aufstellung der im Konzerneigenkapital

erfassten Erträge und Aufwendungen, Kapitalflussrechnung

und Anhang – sowie den Konzernlagebericht, der mit dem

Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das

Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2007 geprüft. Die

Aufstellung von Konzernabschluss und zusammengefasstem

Lagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden

sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwenden-

den handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verantwor-

tung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es,

auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine

Beurteilung über den Konzernabschluss und den zusammen-

gefassten Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB

unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW)

festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger

Abschlussprüfung unter ergänzender Beachtung der Inter-

national Standards on Auditing (ISA) vorgenommen. Danach

ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrich-

tigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch

den Konzernabschluss unter Beachtung der anzuwendenden

Rechnungslegungsvorschriften und durch den zusammen-

gefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-,

Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichen-

der Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prü-

fungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäfts-

tätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld

des Konzerns sowie die Erwartungen über mögliche Fehler

berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksam-

keit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems

sowie Nachweise für die Angaben im Konzernabschluss und

zusammengefassten Lagebericht überwiegend auf der Basis

von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung

der Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezo-

genen Unternehmen, der Abgrenzung des Konsolidierungs-

kreises, der angewandten Bilanzierungs- und Konsolidie-

rungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des

Vorstands sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des

Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lagebe-

richts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine

hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung ge-

wonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss den

IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend

nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen

Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschrif-

ten ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild

der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns. Der

zusammengefasste Lagebericht steht in Einklang mit dem

Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild

von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken

der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Düsseldorf, den 20. Februar 2008

PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Dr. Norbert Vogelpoth Dr. Norbert Schwieters

Wirtschaftsprüfer Wirtschaftsprüfer

123An unsere Aktionäre Aufsichtsrat Das Jahr 2007 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Corporate Governance Konzernabschluss Tabellen und Erläuterungen

Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns

in Mio

Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern

Strom- und Energiesteuern

Umsatzerlöse

Bestandsveränderungen

Andere aktivierte Eigenleistungen

Sonstige betriebliche Erträge

Materialaufwand

Personalaufwand

Abschreibungen

Sonstige betriebliche Aufwendungen

Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern

FinanzergebnisBeteiligungsergebnisErträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche ErträgeZinsen und ähnliche Aufwendungen

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten


Konzernüberschuss Anteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

in €

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

aus fortgeführten Aktivitäten

aus nicht fortgeführten Aktivitäten

aus Konzernüberschuss

Anhang

(5)

(6)

(7)

(8)

(11)

(7)

(33)

(9)

(10)

(4)

(13)

2007

70.761

–2.030

68.731

22

517

7.776

–50.223

–4.597

–3.194

–9.724

1.147

10.455

–772179

1.035–1.986

–2.289

7.394

330

7.7247.204

520

10,55

0,51

11,06

2006

67.653

–3.562

64.091

8

395

7.914

–46.708

–4.529

–3.670

–11.907

748

6.342

–99550

1.169–2.214

–40

5.307

775

6.0825.586

496

7,31

1,16

8,47

124

2007

16.761

4.284

48.552

8.411

21.47814.583

6.895

2.449

680

2.034

1.155

105.804

3.811

1.515

17.973

539

7.0753.888

3002.887

577

31.490

137.294

2006

15.320

3.894

42.484

7.770

20.67913.533

7.146

2.631

373

2.090

1.247

96.488

4.199

1.477

18.057

554

6.1894.448

5871.154

611

31.087

127.575

2006

15.494

4.207

41.067

9.507

16.54410.073

6.471

3.268

1.736

1

2.108

93.932

2.587

1.090

17.088

874

9.9015.455

984.348

682

32.222

126.154

in Mio

Goodwill

Immaterielle Vermögenswerte

Sachanlagen

At equity bewertete Unternehmen

Sonstige FinanzanlagenBeteiligungenLangfristige Wertpapiere

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte

Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte

Ertragsteueransprüche

Aktive latente Steuern


Vorräte


Forderungen aus Lieferungen und Leistungenund sonstige betriebliche Vermögenswerte

Ertragsteueransprüche

Liquide MittelWertpapiere und FestgeldanlagenZahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegenZahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte


Summe Aktiva

Anhang

(14a)

(14a)

(14b)

(15)

(15)

(17)

(17)

(10)

(16)

(17)

(17)

(18)

(4)

31. Dezember 1. Januar

Bilanz des E.ON-Konzerns – Aktiva


2007

1.734

11.825

26.828

10.656

–616

–1.053

49.374

6.281

–525

5.756

55.130

15.915

5.432

2.537

2.890

18.073

7.555

52.402

5.549

18.254

1.354

3.992

613

29.762

137.294

2006

1.799

11.760

24.350

11.033

–230

–

48.712

4.994

–2.461

2.533

51.245

10.029

5.422

2.333

3.962

18.138

7.063

46.947

3.443

19.578

1.753

3.994

615

29.383

127.575

2006

1.799

11.749

22.910

8.150

–256

–

44.352

4.747

–3.130

1.617

45.969

10.985

5.666

1.134

9.768

18.009

7.625

53.187

3.455

18.296

1.859

2.552

836

26.998

126.154

in Mio

Gezeichnetes Kapital

Kapitalrücklage

Gewinnrücklagen

Kumuliertes Other Comprehensive Income

Eigene Anteile

Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen auf eigene Anteile

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG

Minderheitsanteile (vor Umgliederung)

Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen

Minderheitsanteile

Eigenkapital


Betriebliche Verbindlichkeiten

Ertragsteuern

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Übrige Rückstellungen

Passive latente Steuern



Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungenund sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Ertragsteuern


Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden


Summe Passiva

Anhang

(19)

(20)

(21)

(22)

(19)

(19)

(26)

(23)

(26)

(26)

(24)

(25)

(10)

(26)

(26)

(25)

(4)


Bilanz des E.ON-Konzerns – Passiva

126

2007

7.724

–81–82

1

2611.183–922

–966–966

0

852

–23

43

7.7677.370

397

in Mio

Konzernüberschuss

Cashflow HedgesUnrealisierte VeränderungErgebniswirksame Reklassifizierung

Weiterveräußerbare WertpapiereUnrealisierte VeränderungErgebniswirksame Reklassifizierung

WährungsumrechnungsdifferenzenUnrealisierte VeränderungErgebniswirksame Reklassifizierung

Veränderung versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen

Latente Steuern

Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen

Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Summe Comprehensive Income)Anteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

2006

6.082

–276–302

26

3.7764.202–426

1459

136

781

–862

3.564

9.6468.937

709

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


2007

7.724

–330

3.194

–146

–35

–111

–1.502 –52

–444–1.006

–68 321455

–724–958838

8.726

1.431293

1.138

–11.306–6.916–4.390

9.914

–9.114

286

–8.789

55

–3.500

64

–2.210

–237

12.533

–4.897

1.808

1.745

12

–12

0

0

–12

1.154

2.887

–1.822

–1.134

814

1.325

in Mio

Konzernüberschuss


Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

Veränderung der Rückstellungen

Veränderung der latenten Steuern

Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge

Ergebnis aus dem Abgang von VermögenswertenImmaterielle Vermögenswerte und SachanlagenBeteiligungenWertpapiere (>3 Monate)

Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und ErtragsteuernVorräteForderungen aus Lieferungen und LeistungenSonstige betriebliche Forderungen und ErtragsteueransprücheVerbindlichkeiten aus Lieferungen und LeistungenSonstige betriebliche Verbindlichkeiten und Ertragsteuern

Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)

Einzahlungen aus dem Abgang von VermögenswertenImmaterielle Vermögenswerte und SachanlagenBeteiligungen

Auszahlungen für InvestitionenImmaterielle Vermögenswerte und SachanlagenBeteiligungen

Einzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen

Auszahlungen für den Erwerb von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen

Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen

Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen

Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Anteile

Erhaltene Prämien für Put-Optionen auf eigene Anteile

Gezahlte Dividenden an die Gesellschafter der E.ON AG

Gezahlte Dividenden an Minderheitsgesellschafter

Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten

Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten

Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten

Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten

Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten

Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten

Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht fortgeführter Aktivitäten

Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende

Ergänzende Informationen zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen)

Gezahlte Zinsen

Erhaltene Zinsen

Erhaltene Dividenden

2006

6.082

–775

3.670

1.284

–465

62

–950 –95

–362–493

–1.747 –1.673–1.516

46273

907

7.161

3.877303

3.574

–5.037–4.096

–941

6.899

–10.042

–154

–4.457

–1

28

0

–4.614

–244

10.845

–11.874

–5.860

–3.156

69

–109

2

–38

0

4.348

1.154

–840

–1.029

584

1.079

Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns

Anhang128

Gewinn-rücklagen

22.910

–4.614

6.0545.586

468

24.350

24.350

–3.115

–2.210

56

7.7477.204

543

26.828

in Mio

Stand zum 1. Januar 2006

Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile

Gezahlte Dividenden

Sonstige Veränderungen

Saldo Zu-/Abgänge aus der Um-gliederung im Zusammenhang mitPut-Optionen

Comprehensive IncomeKonzernüberschussVeränderung versicherungsma-thematischer Gewinne/Verlusteleistungsorientierter Pensions-zusagen und ähnlicher VerpflichtungenOther Comprehensive Income

Stand zum 31. Dezember 2006

Stand zum 1. Januar 2007

Veränderung Konsolidierungskreis

Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile

Kapitalerhöhung

Kapitalherabsetzung

Gezahlte Dividenden

Sonstige Veränderungen

Saldo Zu-/Abgänge aus der Um-gliederung im Zusammenhang mitPut-Optionen

Comprehensive IncomeKonzernüberschussVeränderung versicherungsma-thematischer Gewinne/Verlusteleistungsorientierter Pensions-zusagen und ähnlicher VerpflichtungenOther Comprehensive Income

Stand zum 31. Dezember 2007

Gezeichnetes Kapital

1.799

1.799

1.799

–65

1.734

Kapitalrücklage

11.749

11

11.760

11.760

65

11.825

Differenz ausder Währungs-

umrechnung

675

–43

–43

632

632

–950

–950

–318

Weiter-veräußerbareWertpapiere

7.343

3.148

3.148

10.491

10.491

590

590

11.081

CashflowHedges

132

–222

–222

–90

–90

–17

–17

–107

Kumuliertes Other Comprehensive Income

Entwicklung des Konzerneigenkapitals


EigeneAnteile

–256

26

–230

–230

–386

–616

Put-Optionen auf eigene

Anteile

0

0

0

–1.053

–1.053

Anteil der Gesellschafter

der E.ON AG

44.352

37

–4.614

8.9375.586

4682.883

48.712

48.712

–386

–3.115

–2.210

–997

7.3707.204

543–377

49.374

Summe

45.969

37

–4.858

–218

669

9.6466.082

5033.061

51.245

51.245

1.067

–386

180

–3.179

–2.447

–56

939

7.7677.724

609–566

55.130

Minderheitsanteile

1.617

–244

–218

669

709496

35178

2.533

2.533

1.067

180

–64

–237

–56

1.936

397520

66–189

5.756

Umgliederung im Zusammenhang

mit Put-Optionen

–3.130

669

–2.461

–2.461

1.936

–525

Minderheits-anteile (vor derUmgliederung)

4.747

–244

–218

709496

35178

4.994

4.994

1.067

180

–64

–237

–56

397520

66–189

6.281

Anhang130

(1) Allgemeine Grundsätze

Der E.ON-Konzern (E.ON oder Konzern) ist ein in Deutschland

ansässiger, international aufgestellter Energiekonzern mit

integrierten Strom- und Gasaktivitäten. Die Berichtssegmente

des E.ON-Konzerns sind an der internen Organisations- und

Berichtsstruktur ausgerichtet:

• Die Market Unit Central Europe unter Führung der E.ON

Energie AG (E.ON Energie), München, fokussiert sich

auf das integrierte Stromgeschäft und das Downstream-

Gasgeschäft in Zentraleuropa.

• Pan-European Gas ist für das Upstream- und Midstream-

Gasgeschäft verantwortlich. Daneben hält die Market

Unit überwiegend Minderheitsbeteiligungen an Gesell-

schaften im Downstream-Gasgeschäft. Führungsgesell-

schaft dieser Market Unit ist die E.ON Ruhrgas AG

(E.ON Ruhrgas), Essen.

• Die Market Unit UK umfasst das integrierte Energiege-

schäft in Großbritannien. Geführt wird diese Market Unit

durch die E.ON UK plc (E.ON UK), Coventry, Großbritannien.

• Die Market Unit Nordic, geführt von E.ON Nordic AB

(E.ON Nordic), Malmö, Schweden, konzentriert sich auf

das integrierte Energiegeschäft in Nordeuropa. Das

operative Geschäft wird durch das integrierte Energie-

unternehmen E.ON Sverige AB (E.ON Sverige), Malmö,

Schweden, ausgeführt.

• Die Market Unit US-Midwest unter Führung der E.ON U.S.

LLC (E.ON U.S.), Louisville, Kentucky, USA, ist hauptsächlich

im regulierten Energiemarkt in Kentucky tätig.

• Corporate Center/Neue Märkte beinhaltet die direkt von

der E.ON AG (E.ON oder Gesellschaft) geführten Beteili-

gungen, inklusive der im Berichtsjahr erworbenen Akti-

vitäten in Russland und im Bereich der Erneuerbaren

Energien (vergleiche hierzu Textziffer 4), die E.ON AG

selbst sowie auf Konzernebene durchzuführende Konso-

lidierungen.

Diese Market Units sowie Corporate Center/Neue Märkte

stellen die berichtspflichtigen Segmente im Sinne des Inter-

national Financial Reporting Standard (IFRS) 8 „Geschäfts-

segmente“ (IFRS 8) dar.

Bezüglich weiterer Informationen zu den Segmenten wird

auf Textziffer 33 verwiesen.

Das Europäische Parlament und der Europäische Rat haben

mit der Verordnung EG Nr. 1606/2002 vom 19. Juli 2002 die

Einführung der IFRS in das Recht der Europäischen Union

(EU) für Konzernabschlüsse kapitalmarktorientierter Unter-

nehmen für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar

2005 beginnen, vorgeschrieben. Den Mitgliedstaaten war es

jedoch gestattet, die zwingende Anwendung der IFRS bis

2007 für Unternehmen zu verschieben, die – wie E.ON – ihren

Konzernabschluss bisher nach den US-amerikanischen

„Generally Accepted Accounting Principles“ (US-GAAP) erstell-

ten und deren Aktien in einem Nicht-EU-Mitgliedstaat zum

öffentlichen Handel zugelassen sind. In Deutschland wurde

diese Verlängerungsoption im Oktober 2004 im Rahmen des

Bilanzrechtsreformgesetzes (BilReG) umgesetzt.

E.ON hat von der Möglichkeit einer verschobenen Anwendung

der IFRS Gebrauch gemacht und den vorliegenden Konzern-

abschluss zum 31. Dezember 2007 im Einklang mit IFRS 1

„Erstmalige Anwendung der International Financial Reporting

Standards“ (IFRS 1) nach IFRS aufgestellt. Dieser Konzern-

abschluss wird in Anwendung von § 315a Abs. 1 HGB unter

Beachtung der IFRS und Interpretationen des International

Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) auf-

gestellt, die bis zum Ende der Berichtsperiode von der Euro-

päischen Kommission für die Anwendung in der EU über-

nommen worden waren und zum 31. Dezember 2007 ver-

pflichtend anzuwenden waren. Zudem macht E.ON von der

Möglichkeit der freiwilligen vorzeitigen Anwendung von IFRS 8

Gebrauch.

Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS führte im

Vergleich zu den im letzten Konzernjahresabschluss ange-

wandten Vorschriften (US-GAAP) zu Veränderungen der

Rechnungslegungsgrundsätze des Konzerns. Die nachfolgend

dargestellten Rechnungslegungsgrundsätze wurden für alle

in diesem Konzernabschluss dargestellten Perioden ange-

wandt. Sie wurden auch entsprechend den Vorschriften des

IFRS 1 für die Erstellung der Eröffnungsbilanz nach IFRS zum

1. Januar 2006 herangezogen. Die Auswirkungen des Übergangs

von US-GAAP nach IFRS werden in Textziffer 35 erläutert.


(2) Zusammenfassung der wesentlichen Grund-sätze der Rechnungslegung

Allgemeine Grundlagen

Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfolgt auf Basis

der historischen Kosten, eingeschränkt durch die zum beizu-

legenden Zeitwert (Fair Value) bewerteten zur Veräußerung

verfügbaren finanziellen Vermögenswerte (Available-for-Sale)

sowie die erfolgswirksam zum Fair Value angesetzten finan-

ziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten

(inklusive derivativer Finanzinstrumente).

Konsolidierungsgrundsätze In den Konzernabschluss werden die Abschlüsse der E.ON AG

und der von ihr beherrschten Unternehmen (Tochterunter-

nehmen) einbezogen. Beherrschung liegt vor, wenn die Gesell-

schaft die Möglichkeit zur Bestimmung der Finanz- und

Geschäftspolitik eines Unternehmens hat, um daraus wirt-

schaftlichen Nutzen zu ziehen. Darüber hinaus werden

Zweckgesellschaften konsolidiert, wenn die wirtschaftliche

Betrachtung des Verhältnisses zwischen E.ON und der Zweck-

gesellschaft zeigt, dass E.ON dieses Unternehmen beherrscht.

Die Ergebnisse der im Laufe des Jahres erworbenen oder

veräußerten Tochterunternehmen werden vom Erwerbszeit-

punkt bzw. bis zu deren Abgangszeitpunkt in die Konzern-

Gewinn- und Verlustrechnung einbezogen.

Sofern erforderlich, werden die Jahresabschlüsse der Tochter-

unternehmen angepasst, um die Bilanzierungs- und Bewer-

tungsmethoden an die im Konzern angewandten Methoden

anzugleichen. Konzerninterne Forderungen, Schulden und

Zwischenergebnisse zwischen Konzernunternehmen werden

im Rahmen der Konsolidierung eliminiert.

Assoziierte UnternehmenEin assoziiertes Unternehmen ist ein Unternehmen, auf wel-

ches E.ON durch Mitwirkung an dessen finanz- und geschäfts-

politischen Entscheidungsprozessen maßgeblichen Einfluss

nehmen kann, wobei weder Beherrschung noch gemein-

schaftliche Beherrschung vorliegt. Maßgeblicher Einfluss wird

grundsätzlich angenommen, wenn E.ON direkt oder indirekt

ein Stimmrechtsanteil von mindestens 20, aber weniger als

50 Prozent zusteht.

Anteile an assoziierten Unternehmen werden nach der Equity-

Methode bilanziert. Ebenfalls grundsätzlich nach der Equity-

Methode werden Unternehmen bilanziert, für die E.ON trotz

Mehrheit der Stimmrechte aufgrund von Beschränkungen in

Bezug auf das Vermögen oder die Geschäftsführung keine

Beherrschungsmöglichkeit besitzt.

Im Rahmen der Anwendung der Equity-Methode werden die

Anschaffungskosten der Beteiligung mit dem auf E.ON ent-

fallenden Anteil der Reinvermögensänderung fortentwickelt.

Anteilige Verluste, die den Wert des Beteiligungsanteils des

Konzerns an einem assoziierten Unternehmen übersteigen,

werden nicht erfasst. Ein bilanzierter Goodwill wird im Buch-

wert des assoziierten Unternehmens ausgewiesen.

Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit asso-

ziierten Unternehmen, die at equity bewertet sind, werden

im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die

zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.

Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung (Impairment-Test)

wird der Buchwert eines at equity bewerteten Unternehmens

mit dessen erzielbarem Betrag verglichen. Falls der Buch-

wert den erzielbaren Betrag übersteigt, so ist eine Wertmin-

derung (Impairment) in Höhe des Differenzbetrags vorzu-

nehmen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminde-

rung entfallen sind, erfolgt eine erfolgswirksame Zuschreibung.

Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten

Beteiligungen werden grundsätzlich nach konzerneinheit-

lichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Joint VenturesGemeinschaftlich geführte Unternehmen (Joint Ventures)

werden ebenfalls nach der Equity-Methode bilanziert.

Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit

Joint Ventures werden im Rahmen der Konsolidierung antei-

lig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte

wesentlich sind.

Unternehmenszusammenschlüsse Für die Abbildung von Unternehmenszusammenschlüssen

aus der Zeit vor dem 1. Januar 2006 wurde in Ausübung des

Wahlrechts in IFRS 1 auf eine Anwendung der Regelungen

des IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“ (IFRS 3) ver-

zichtet. In den aus dieser Zeit beibehaltenen Geschäfts- und

Firmenwerten (Goodwill) waren keine nach IFRS getrennt

ausweispflichtigen immateriellen Vermögenswerte enthalten.

Umgekehrt waren im Falle fehlender Ansatzfähigkeit nach

IFRS keine bislang getrennt ausgewiesenen immateriellen Ver-

mögenswerte in den Goodwill einzurechnen. Daher entspricht

der in der Eröffnungsbilanz angesetzte Goodwill dem nach

US-GAAP ausgewiesenen Goodwill.

132 Anhang

Währungsumrechnung Transaktionen der Gesellschaft, die in einer Fremdwährung

erfolgen, werden mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des

Zugangs umgerechnet. Monetäre Posten in Fremdwährung

werden zu jedem Bilanzstichtag mit dem dann geltenden

Wechselkurs umgerechnet; dabei entstehende Umrechnungs-

differenzen werden ergebniswirksam erfasst und in den

sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. sonstigen betrieblichen

Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus der Umrechnung

von originären Finanzinstrumenten, die zur Währungsabsiche-

rung der Netto-Aktiva von Fremdwährungsbeteiligungen

eingesetzt sind, werden erfolgsneutral innerhalb des Eigen-

kapitals erfasst. Der ineffektive Anteil der Absicherung wird

sofort ergebniswirksam erfasst.

Die funktionale Währung der E.ON AG sowie die Berichts-

währung des Konzerns ist der Euro. Die Vermögens- und

Schuldposten der ausländischen Tochterunternehmen der

Gesellschaft mit einer anderen funktionalen Währung als

dem Euro werden zu den am Periodenende geltenden Mit-

telkursen umgerechnet, während die entsprechenden Posten

der Gewinn- und Verlustrechnung zu Durchschnittskursen

umgerechnet werden. Wesentliche Geschäftsvorfälle auslän-

discher Konzerngesellschaften werden zum jeweiligen Trans-

aktionskurs umgerechnet. Unterschiedsbeträge aus der Wäh-

rungsumrechnung der Vermögens- und Schuldposten gegen-

über der Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungs-

differenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und

der Bilanz werden ergebnisneutral innerhalb des Eigenkapi-

tals gesondert ausgewiesen. Im Einklang mit dem Wahlrecht

des IFRS 1 wurden alle unrealisierten kumulierten Währungs-

umrechnungsdifferenzen, die in Vorperioden aus der Umrech-

nung von Abschlüssen in die Berichtswährung von E.ON

entstanden waren und die im Other Comprehensive Income

erfasst worden waren, zum Konzern-Eröffnungsbilanzstichtag

erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet.

Auf die Anschaffungskosten von monetären Finanzinstru-

menten, die als weiterveräußerbare Wertpapiere klassifiziert

werden, entfallende Umrechnungseffekte sind erfolgswirk-

sam zu erfassen. Auf die Fair-Value-Anpassungen monetärer

Finanzinstrumente entfallende Umrechnungseffekte sowie

Währungsumrechnungseffekte für nicht monetäre, als weiter-

veräußerbar klassifizierte Finanzinstrumente werden erfolgs-

neutral innerhalb des Eigenkapitals erfasst.

Die Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen

erfolgt nach der Erwerbsmethode, bei der der Kaufpreis dem

neu bewerteten anteiligen Netto-Reinvermögen des erwor-

benen Unternehmens gegenübergestellt wird (Kapitalkonso-

lidierung). Dabei sind die Wertverhältnisse zum Erwerbszeit-

punkt zugrunde zu legen, der dem Zeitpunkt entspricht, zu

dem die Beherrschung über das erworbene Unternehmen

erlangt wurde. Fair-Value-Differenzen werden in voller Höhe

aufgedeckt, das heißt, ansatzfähige Vermögenswerte, Schul-

den und Eventualschulden des Tochterunternehmens werden

unabhängig von vorliegenden Minderheitsanteilen mit ihren

Fair Values in der Konzernbilanz ausgewiesen. Die Fair-Value-

Bestimmung für einzelne Vermögenswerte erfolgt zum Bei-

spiel bei marktgängigen Wertpapieren durch Heranziehung

veröffentlichter Börsen- oder Marktpreise zum Erwerbs-

zeitpunkt sowie bei Grundstücken, Gebäuden und größeren

technischen Anlagen in der Regel anhand unternehmens-

extern vorgenommener Bewertungsgutachten. Kann auf Bör-

sen- oder Marktpreise nicht zurückgegriffen werden, werden

die Fair Values auf Basis der verlässlichsten verfügbaren

Informationen ermittelt, die auf Marktpreisen für vergleich-

bare Vermögenswerte oder auf geeigneten Bewertungsver-

fahren beruhen. E.ON bestimmt in diesen Fällen den Fair Value

mittels der Discounted-Cashflow-Methode auf Basis der

erwarteten künftigen Cashflows und der gewichteten Kapital-

kosten. Grundsätzlich folgen zur Bestimmung der Cashflows

neben der Berücksichtigung der drei Planjahre der Mittel-

fristplanung zwei zusätzliche Detailplanungsjahre, die unter

Verwendung einer aus Branchen- und Unternehmensdaten

abgeleiteten Wachstumsrate über die Nutzungsdauer des Ver-

mögenswertes fortgeschrieben werden. Der Abzinsungssatz

berücksichtigt die speziellen Risiken des Vermögenswertes.

Transaktionen mit Minderheiten werden als Transaktionen

mit Eigenkapitalgebern behandelt. Resultiert aus dem Erwerb

weiterer Anteile an einem Tochterunternehmen ein Unter-

schiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten für diese

Anteile und dem Buchwert des erworbenen Minderheiten-

anteils, ist dieser vollständig im Eigenkapital zu erfassen.

Gewinne und Verluste aus Verkäufen von Anteilen an Minder-

heiten werden, sofern sie nicht zu einem Verlust des beherr-

schenden Einflusses führen, ebenfalls im Eigenkapital erfasst.

Immaterielle Vermögenswerte sind separat anzusetzen, wenn

sie eindeutig abgrenzbar sind oder ihr Ansatz auf einem ver-

traglichen oder anderen Recht basiert. Sie sind insoweit nicht

im Goodwill enthalten. Rückstellungen für Restrukturierungs-

maßnahmen dürfen im Rahmen der Kaufpreisverteilung

nicht neu gebildet werden. Ist der gezahlte Kaufpreis höher

als das neu bewertete anteilige Netto-Reinvermögen zum

Erwerbszeitpunkt, wird der positive Differenzbetrag als

Goodwill aktiviert. Ein negativer Unterschiedsbetrag wird

sofort ergebniswirksam aufgelöst.


Die Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die

nicht an der Europäischen Währungsunion teilnehmen, haben

sich wie folgt entwickelt:

Ertragsrealisierung a) UmsatzerlöseDie Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum

Zeitpunkt der Lieferung an den Kunden bzw. mit Erfüllung

der Leistung. Die Lieferung gilt als abgeschlossen, wenn die

mit dem Eigentum verbundenen Risiken auf den Käufer über-

gegangen sind, das Entgelt vertraglich festgelegt ist und die

Erfüllung der Forderung wahrscheinlich ist. Die Umsatzerlöse

für Güter bzw. Dienstleistungen bemessen sich nach dem

Fair Value der erhaltenen oder zu erhaltenden Gegenleistung.

Umsatzerlöse werden ohne Umsatzsteuer, Retouren, Rabatte

und Preisnachlässe und nach Eliminierung konzerninterner

Verkäufe ausgewiesen.

Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen

von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abneh-

mer und Endverbraucher. Darüber hinaus bestehen Erlöse

aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen

von Dampf und Wärme.

Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Strom und Gas an

Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher

werden realisiert, wenn sie vom Kunden auf Basis einer ver-

traglichen Vereinbarung abgenommen worden sind. Sie spie-

geln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der

geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrech-

nung und dem Periodenende, wider.

b) ZinserträgeZinserträge werden zeitanteilig unter Anwendung der Effektiv-

zinsmethode erfasst.

c) DividendenerträgeDividendenerträge werden im Zeitpunkt erfasst, in dem das

Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht.

Strom- und EnergiesteuernDie in Deutschland und Schweden zu erhebende Stromsteu-

er entsteht bei Stromlieferungen inländischer Versorger an

Endverbraucher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh)

fixen, nach Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf. Die

geleisteten Strom- und Energiesteuern werden offen von den

Umsatzerlösen abgesetzt.

Das Energiesteuergesetz (EnergieStG) in Deutschland enthält

Bestimmungen für Energieerzeugnisse aus Mineralöl, für Erd-

gas und für Kohle. Es ersetzt das bis dahin geltende Mineral-

ölsteuergesetz und trat am 1. August 2006 in Kraft. Ab diesem

Zeitpunkt entsteht die Erdgassteuer nicht mehr bei Aufnahme

in das inländische Leitungsnetz, sondern erst mit der Ent-

nahme des Erdgases aus dem Leitungsnetz zum Verbrauch

am Ende der Lieferkette.

Verkäufe von Anteilen an Beteiligungen Führt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen

oder assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer

Reduzierung des prozentualen Anteilsbesitzes von E.ON an

diesen Beteiligungen (Verwässerung) und dadurch zu einem

Verlust des beherrschenden bzw. des maßgeblichen Einflus-

ses, so werden Gewinne und Verluste aus diesen Verwässe-

rungstransaktionen erfolgswirksam unter den sonstigen be-

trieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst.

Aufwendungen für Forschung und Entwicklung Aufwendungen für Forschung und Entwicklung müssen nach

IFRS in Forschungs- und Entwicklungsphase aufgeteilt werden.

Während Forschungsaufwendungen sofort erfolgswirksam

erfasst werden, sind Entwicklungsaufwendungen bei Vorliegen

der in IAS 38 „Immaterielle Vermögenswerte” (IAS 38) genann-

ten allgemeinen Ansatzkriterien für einen immateriellen

Vermögenswert sowie weiterer spezieller Voraussetzungen zu

aktivieren. In den Geschäftsjahren 2007 und 2006 waren diese

Kriterien nicht erfüllt.

Im Berichtsjahr sind 37 Mio € Forschungs- und Entwicklungs-

aufwendungen angefallen (2006: 27 Mio €).

Ergebnis je Aktie Das Basis-Ergebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt

sich aus der Division des den Gesellschaftern des Mutter-

unternehmens zustehenden Konzernüberschusses durch die

gewogene durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen

Stammaktien. Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses

je Aktie entspricht bei E.ON der Ermittlung des Basis-Ergeb-

nisses je Aktie, da die E.ON AG keine potenziell verwässernden

Stammaktien ausgegeben hat.

Britisches Pfund

Norwegische Krone

Russischer Rubel

Schwedische Krone

Ungarischer Forint

US-Dollar

ISO-Code

GBP

NOK

RUB

SEK

HUF

USD

2007

0,73

7,97

35,99

9,45

253,81

1,47

2006

0,67

8,24

34,68

9,04

251,77

1,32

2007

0,68

8,02

34,99

9,25

251,34

1,37

2006

0,68

8,05

34,11

9,25

264,26

1,26

1 , Mittelkurs zum Stichtag

1 , Jahresdurch-schnittskurs

Währungen

134 Anhang

Goodwill und immaterielle Vermögenswerte GoodwillNach IFRS 3 unterliegt der Goodwill keiner planmäßigen

Abschreibung, sondern wird mindestens jährlich einer Wert-

haltigkeitsprüfung auf der Betrachtungsebene zahlungsmittel-

generierender Einheiten (Cash Generating Units) unterzogen.

Bei Eintritt besonderer Ereignisse, die dazu führen können,

dass der Buchwert einer Cash Generating Unit nicht mehr

durch den erzielbaren Betrag gedeckt ist, ist auch unterjährig

ein Impairment-Test durchzuführen.

Die Zuordnung von neu entstandenem Goodwill erfolgt jeweils

zu den Cash Generating Units, von denen erwartet wird, dass

sie aus dem Zusammenschluss Nutzen ziehen. Als Cash

Generating Units für Zwecke des Goodwill-Impairment-Tests

wurden die operativen Geschäftsbereiche unterhalb ihrer

berichtspflichtigen Segmente identifiziert.

E.ON ermittelt zur Bestimmung des erzielbaren Betrags einer

Cash Generating Unit zunächst den Fair Value (abzüglich Ver-

kaufskosten) mittels Bewertungsverfahren, welche die Daten

der unternehmensinternen Mittelfristplanung der Gesellschaft

heranziehen. Die Bewertung erfolgt auf Basis von Discounted-

Cashflow-Berechnungen und wird anhand geeigneter Multi-

plikatoren plausibilisiert. Zudem werden – sofern vorhanden –

Markttransaktionen oder Bewertungen Dritter für ähnliche

Vermögenswerte berücksichtigt.

Die Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills erfolgt, indem der

erzielbare Betrag einer Cash Generating Unit mit ihrem Buch-

wert einschließlich Goodwill verglichen wird. Der erzielbare

Betrag ist der höhere der beiden Werte aus Fair Value abzüg-

lich Verkaufskosten der Cash Generating Unit und deren

Nutzungswert. Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag

übersteigt, so ist auf den dieser Cash Generating Unit zugeord-

neten Goodwill eine Wertminderung in Höhe des Differenz-

betrags zu erfassen.

Übersteigt der identifizierte Abwertungsbedarf den der Cash

Generating Unit zugeordneten Goodwill, sind die übrigen

Vermögenswerte der Einheit im Verhältnis ihrer Buchwerte

abzuschreiben. Eine Abstockung einzelner Vermögenswerte

darf nicht vorgenommen werden, wenn hierdurch der je-

weilige Buchwert den höheren der folgenden Werte unter-

schreiten würde:

• den Fair Value abzüglich Veräußerungskosten,

• den Nutzungswert oder

• den Wert null.

Der Betrag des Wertminderungsaufwands, der in diesem Fall

dem Vermögenswert zugeordnet worden wäre, ist anteilig

auf die anderen Vermögenswerte der Einheit zu verteilen.

Die jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Ebene

der Cash Generating Units erfolgt bei E.ON jeweils im vierten

Quartal eines Geschäftsjahres.

Abschreibungen, die auf den Goodwill einer Cash Generating

Unit vorgenommen werden, dürfen in späteren Perioden nicht

rückgängig gemacht werden.

Immaterielle VermögenswerteGemäß IAS 38 werden immaterielle Vermögenswerte über

ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben, es sei

denn, ihre Nutzungsdauer wird als unbestimmbar klassifiziert.

Erworbene immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer

Nutzungsdauer werden in die Kategorien marketingbezogen,

kundenbezogen, vertraglich bedingt und technologiebezogen

eingeteilt. Die selbsterstellten immateriellen Vermögenswerte

mit bestimmbarer Nutzungsdauer stehen im Zusammenhang

mit Software. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimm-

barer Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstel-

lungskosten bewertet und planmäßig linear über ihre jeweilige

Nutzungsdauer abgeschrieben. Diese beträgt grundsätzlich

5 bis 25 Jahre bzw. bei Software 3 bis 5 Jahre. Die Nutzungs-

dauern und Abschreibungsmethoden unterliegen einer jähr-

lichen Überprüfung. Immaterielle Vermögenswerte mit be-

stimmbarer Nutzungsdauer werden auf Wertminderungen

überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände ver-

muten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein

könnte.

Immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmbaren

Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstellungs-

kosten bewertet und jährlich – bzw. im Falle von Ereignissen,

die auf eine Wertminderung hindeuten können, auch unter-

jährig – auf ihre Werthaltigkeit überprüft. Zudem erfolgt eine

jährliche Überprüfung, ob die Einschätzung einer unbestimm-

baren Nutzungsdauer aufrecht zu erhalten ist.

In Übereinstimmung mit IAS 36 „Wertminderung von Vermö-

genswerten“ (IAS 36) wird der Buchwert eines immateriellen

Vermögenswertes mit bestimmbarer wie unbestimmbarer

Nutzungsdauer mit dessen erzielbarem Betrag, der dem

höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes

und dem Fair Value abzüglich Verkaufskosten entspricht, ver-

glichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondierenden

erzielbaren Betrag, so wird eine Wertminderung in Höhe des

Unterschiedsbetrags zwischen Buchwert und erzielbarem

Betrag vorgenommen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste

Wertminderung entfallen sind, werden immaterielle Vermögens-

werte erfolgswirksam zugeschrieben. Der im Rahmen einer

Wertaufholung zu erhöhende Buchwert eines immateriellen


Vermögenswertes mit bestimmbarer Nutzungsdauer darf

den Buchwert, der sich durch planmäßige Abschreibung ohne

die Berücksichtigung von Wertminderungen in der Periode

ergeben hätte, nicht übersteigen.

Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen immate-

riellen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der

erzielbare Betrag für die kleinste identifizierbare Gruppe

von Vermögenswerten (Cash Generating Unit) bestimmt,

der der betreffende immaterielle Vermögenswert zugeord-

net werden kann.

Bezüglich weiterer Informationen zu Goodwill und immate-

riellen Vermögenswerten wird auf Textziffer 14a verwiesen.

EmissionsrechteNach IFRS werden Emissionsrechte, die im Rahmen von

nationalen oder internationalen Emissionsrechtesystemen

zur Erfüllung der Emissionsabgaben gehalten werden, als

immaterielle Vermögenswerte ausgewiesen. Da Emissions-

rechte keiner planmäßigen Abschreibung unterliegen, erfolgt

der Ausweis unter den immateriellen Vermögenswerten mit

unbestimmbarer Nutzungsdauer. Die Emissionsrechte werden

bei Ausgabe für die jeweilige Abrechnungsperiode als (Teil-)

Erfüllung des Zuteilungsbescheids der zuständigen nationalen

Behörde oder bei Erwerb mit den Anschaffungskosten aktiviert.

Getätigte Emissionen werden durch Bildung einer sonstigen

Rückstellung zum Buchwert der gehaltenen Emissionsrechte

bzw. bei Unterdeckung zum aktuellen Fair Value der Emissions-

rechte berücksichtigt. Eine erwartete Unterdeckung wird in

den übrigen Rückstellungen erfasst. Die Aufwendungen für

die Bildung der Rückstellung werden im Materialaufwand

ausgewiesen.

Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit werden Emis-

sionsrechte auch zu Eigenhandelszwecken gehalten. Emis-

sionsrechte des Eigenhandelsbestands werden unter den

sonstigen betrieblichen Vermögenswerten mit den Anschaf-

fungskosten oder dem niedrigeren Fair Value angesetzt.

Sachanlagen Sachanlagen sind mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungs-

kosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten

bewertet und werden entsprechend ihrer voraussichtlichen

Nutzungsdauer grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern

nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf

dem Nutzungsverlauf besser gerecht wird.

Sachanlagen werden auf Wertminderungen überprüft, wenn

Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass

eine Wertminderung eingetreten sein könnte. In einem sol-

chen Fall erfolgt die Werthaltigkeitsprüfung nach IAS 36 ent-

sprechend den für immaterielle Vermögenswerte erläuterten

Grundsätzen. Sofern eine Wertminderung vorzunehmen ist,

wird die Restnutzungsdauer gegebenenfalls entsprechend

angepasst. Sind die Gründe für eine zuvor erfasste Wertmin-

derung entfallen, werden diese Vermögenswerte erfolgswirk-

sam zugeschrieben, wobei diese Wertaufholung nicht den

Buchwert übersteigen darf, der bestimmt worden wäre,

wenn in den früheren Perioden keine Wertminderung erfasst

worden wäre.

Investitionszulagen oder -zuschüsse mindern nicht die

Anschaffungs- und Herstellungskosten der entsprechenden

Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch

abgegrenzt.

Nachträgliche Anschaffungs-/Herstellungskosten, z.B. auf-

grund von Erweiterungs- oder Ersatzinvestitionen, werden

nur dann als Teil der Anschaffungs-/Herstellungskosten des

Vermögenswerts oder – sofern einschlägig – als separater

Vermögenswert erfasst, wenn es wahrscheinlich ist, dass

daraus dem Konzern zukünftig wirtschaftlicher Nutzen zuflie-

ßen wird und die Kosten des Vermögenswerts zuverlässig

ermittelt werden können.

Aufwendungen für Reparaturen und Wartungen, die keine

wesentliche Ersatzinvestition darstellen, werden in dem

Geschäftsjahr aufwandswirksam in der Gewinn- und Verlust-

rechnung erfasst, in dem sie angefallen sind.

FremdkapitalkostenFremdkapitalkosten, die im Zusammenhang mit dem Erwerb

oder der Herstellung sogenannter qualifizierter Vermögens-

werte vom Zeitpunkt der Anschaffung bzw. ab Beginn der Her-

stellung bis zur Inbetriebnahme entstehen, werden aktiviert

und anschließend mit dem betreffenden Vermögenswert

abgeschrieben. Die Zurechnung von Fremdkapitalkosten

erfolgt generell unter Berücksichtigung der Konzernfinanzie-

rung. Als konzerneinheitlicher Fremdfinanzierungszinssatz

wurde zum 31. Dezember 2007 ein Zinssatz von 5,0 Prozent

zugrunde gelegt. Bei einer spezifischen Fremdfinanzierung

werden die jeweiligen spezifischen Fremdkapitalkosten

berücksichtigt. Andere Fremdkapitalkosten werden auf-

wandswirksam verbucht.

Gebäude

Technische Anlagen und Maschinen

Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung

Nutzungsdauern der Sachanlagen

10 bis 50 Jahre

10 bis 65 Jahre

3 bis 25 Jahre

136 Anhang

Zuwendungen der öffentlichen HandInvestitionszulagen oder -zuschüsse der öffentlichen Hand

mindern nicht die Anschaffungs- und Herstellungskosten der

entsprechenden Vermögenswerte, sondern werden grund-

sätzlich passivisch abgegrenzt. Sie werden auf linearer Basis

über die erwartete Nutzungsdauer der betreffenden Vermö-

genswerte erfolgswirksam aufgelöst.

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden zum Fair Value

erfasst, wenn mit großer Sicherheit davon auszugehen ist,

dass die Zuwendung erfolgen wird und der Konzern die

notwendigen Bedingungen für den Erhalt der Zuwendung

erfüllt.

Öffentliche Zuwendungen für Kosten werden über den Zeit-

raum erfasst, in dem die entsprechenden Kosten, für deren

Kompensation sie gewährt wurden, anfallen.

Leasing Leasing-Transaktionen werden in Einklang mit IAS 17 „Leasing-

verhältnisse“ (IAS 17) entsprechend den vertraglichen Rege-

lungen und den daraus resultierenden Chancen und Risiken

klassifiziert. Zudem konkretisiert IFRIC 4 „Feststellung, ob eine

Vereinbarung ein Leasingverhältnis enthält“ (IFRIC 4) die Krite-

rien für eine Einstufung von Vereinbarungen über die Nutzung

von Vermögenswerten als Leasing. Bei kumulativer Erfüllung

der Kriterien in IFRIC 4 können auch Bezugs- bzw. Lieferver-

träge im Strom- und Gasbereich sowie bestimmte Nutzungs-

rechte als Leasing zu klassifizieren sein. E.ON schließt Verträ-

ge sowohl als Leasinggeber als auch als Leasingnehmer ab.

Transaktionen, bei welchen E.ON als Leasingnehmer involviert

ist, werden in Finanzierungsleasing- und Operating-Leasing-

Verhältnisse (Operating Lease) unterschieden. Sind die

wesentlichen Chancen und Risiken und somit das wirtschaft-

liche Eigentum der Gesellschaft zuzurechnen, werden solche

Transaktionen als Finanzierungsleasing erfasst und das

Leasingobjekt einschließlich der Verbindlichkeit in gleicher

Höhe bei der Gesellschaft bilanziert.

Der Ansatz erfolgt zu Beginn der Laufzeit des Leasingverhält-

nisses mit dem niedrigeren Wert aus dem Fair Value des Lea-

singobjekts und dem Barwert der Mindestleasingzahlungen.

Das Leasingobjekt wird über die wirtschaftliche Nutzungs-

dauer bzw. die kürzere Laufzeit des Leasingverhältnisses

abgeschrieben.

Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden nach der Effek-

tivzinsmethode fortentwickelt. Alle übrigen Leasinggeschäfte,

bei denen E.ON als Leasingnehmer auftritt, werden als Ope-

rating Lease behandelt; die Leasingzahlungen werden grund-

sätzlich linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als

Aufwand erfasst.

Leasing-Transaktionen, bei welchen E.ON Leasinggeber ist und

die wesentlichen Chancen und Risiken aus der Nutzung des

Leasingobjektes auf den Vertragspartner übertragen werden,

sind als Finanzierungsleasing erfasst. Der Barwert der aus-

stehenden Mindestleasingzahlungen wird als Forderung

bilanziert. Zahlungen des Leasingnehmers werden als Tilgungs-

leistungen bzw. Zinsertrag behandelt. Die Erträge werden

über die Laufzeit des Leasingverhältnisses nach der Effektiv-

zinsmethode erfasst.

Alle übrigen Leasing-Transaktionen werden als Operating

Lease behandelt; das Leasingobjekt bleibt bei E.ON bilanziert,

und die Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über

die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.

Finanzinstrumente Ab dem Geschäftsjahr 2007 wird erstmals der IFRS 7 „Finanz-

instrumente: Anhangangaben“ (IFRS 7) angewendet. Der neue

Standard fordert sowohl qualitative als auch quantitative

Angaben über das Ausmaß von Risiken aus Finanzinstrumen-

ten (z.B. Angaben über Kredit-, Liquiditäts- und Marktrisiken).

Originäre FinanzinstrumenteOriginäre Finanzinstrumente werden bei Zugang zum Fair

Value am Erfüllungstag bilanziert. Nicht konsolidierte Betei-

ligungen werden ebenso wie die Wertpapiere in Überein-

stimmung mit IAS 39 bewertet. E.ON kategorisiert finanzielle

Vermögenswerte als zu Handelszwecken gehalten (Held-for-

Trading), als weiterveräußerbare Wertpapiere (Available-for-

Sale) sowie als Ausleihungen und Forderungen (Loans and

Receivables). Das Management bestimmt die Kategorisie-

rung der finanziellen Vermögenswerte beim erstmaligen

Ansatz.

Die als weiterveräußerbar kategorisierten Wertpapiere werden

fortlaufend zum Fair Value bilanziert. Daraus resultierende

unrealisierte Gewinne und Verluste werden nach Abzug von

latenten Steuern bis zur Realisierung separat im Eigenkapital

ausgewiesen. Realisierte Gewinne und Verluste werden auf

Basis von einzelnen Transaktionen bewertet. Zuvor im Eigen-

kapital ausgewiesene unrealisierte Verluste werden bei sub-

stanzieller Wertminderung im Finanzergebnis erfasst. Wertauf-

holungen auf Eigenkapitalinstrumente werden ausschließlich

erfolgsneutral vorgenommen.

Ausleihungen und Forderungen (einschließlich der Forderungen

aus Lieferungen und Leistungen) sind originäre finanzielle


Vermögenswerte mit fixen bzw. bestimmbaren Zahlungen,

die nicht an einem aktiven Markt notiert sind. Ausleihungen

und Forderungen werden unter den Forderungen und sonsti-

gen Vermögenswerten ausgewiesen. Sie werden im Rahmen

der Folgebewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten

unter Anwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Für

erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorge-

nommen. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils des gesamten

Forderungsbestands wahrscheinlich, werden Wertberichti-

gungen in dem Umfang vorgenommen, der dem erwarteten

Nutzenausfall entspricht. Wertaufholungen werden unter den

sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen.

Originäre finanzielle Verbindlichkeiten (einschließlich der

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen) im

Anwendungsbereich des IAS 39 werden zu fortgeführten

Anschaffungskosten (Amortized Cost) unter Anwendung der

Effektivzinsmethode bewertet. Die Erstbewertung erfolgt zum

Fair Value zuzüglich Transaktionskosten. In der Folgebewer-

tung wird der Restbuchwert um die bis zur Fälligkeit verblei-

benden Agio-Zuschreibungen und Disagio-Abschreibungen

angepasst. Das Agio bzw. Disagio wird über die Laufzeit im

Finanzergebnis erfasst.

Derivative Finanzinstrumente und Sicherungs-geschäfte Derivative Finanzinstrumente und trennungspflichtige ein-

gebettete derivative Finanzinstrumente werden sowohl bei

erstmaliger Bilanzierung als auch in Folgeperioden zum Fair

Value am Handelstag bewertet. Sie sind gemäß IAS 39 zwin-

gend als Held-for-Trading zu kategorisieren, soweit sie nicht

Bestandteil einer Sicherungsbeziehung (Hedge Accounting)

sind. Gewinne oder Verluste aus Zeitwertschwankungen wer-

den sofort ergebniswirksam erfasst.

Im Wesentlichen werden Termingeschäfte und Währungsswaps

im Devisenbereich sowie Zins- und Zins-/Währungsswaps im

Zinsbereich eingesetzt. In Bezug auf Aktienpreisrisiken wer-

den Termingeschäfte abgeschlossen. Die eingesetzten Instru-

mente im Commodity-Bereich umfassen sowohl physisch

als auch durch Zahlung zu erfüllende strom-, gas-, kohle-, öl-

und emissionsrechtbezogene Optionen und Termingeschäfte.

Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit werden Deri-

vate im Commodity-Bereich auch zu Eigenhandelszwecken

erworben.

Die Anforderungen gemäß IAS 39 an das Hedge Accounting

umfassen insbesondere die Dokumentation der Sicherungs-

beziehung zwischen Grund- und Sicherungsgeschäft, die

Sicherungsstrategie sowie die regelmäßige retrospektive und

prospektive Effektivitätsmessung. Bei der Beurteilung der Effek-

tivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value-Verände-

rungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge Accounting

wird als effektiv angesehen, wenn sich die Fair-Value-Verän-

derung des Sicherungsinstruments in einer Bandbreite von

80 bis 125 Prozent der gegenläufigen Fair-Value-Veränderung

des Grundgeschäfts bewegt.

Im Rahmen von Fair Value Hedge Accounting wird neben der

Fair-Value-Veränderung des Derivats auch die gegenläufige

Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts, soweit sie auf das

gesicherte Risiko entfällt, erfolgswirksam erfasst. Wird ein

derivatives Finanzinstrument nach IAS 39 als Sicherungsge-

schäft in einem Cashflow Hedge eingesetzt, wird der effektive

Teil der Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments

im Eigenkapital als Bestandteil des kumulierten Other Com-

prehensive Income ausgewiesen. Eine Umbuchung in die

Gewinn- und Verlustrechnung wird in der Periode vorgenom-

men, in der das Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Entfällt

das gesicherte Grundgeschäft, wird das Sicherungsergebnis

sofort erfolgswirksam reklassifiziert. Der ineffektive Anteil der

Fair-Value-Veränderung eines Sicherungsgeschäfts, für das ein

Cashflow Hedge gebildet wurde, wird sofort erfolgswirksam

erfasst. Zur Sicherung von Währungsrisiken der Netto-Aktiva

einer ausländischen Beteiligung (Hedge of a Net Investment)

werden sowohl derivative als auch nicht derivative Finanz-

instrumente eingesetzt. Die Effekte aus Fair-Value-Veränderun-

gen bzw. Stichtagsumrechnung dieser Instrumente werden

gesondert im Eigenkapital unter dem Posten Währungs-

umrechnungsdifferenz erfasst.

Fair-Value-Änderungen, die erfolgswirksam erfasst werden

müssen, werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen und

Aufwendungen erfasst. Ergebnisse aus Zinsderivaten werden

je Vertrag saldiert im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Ergebnisse

aus derivativen Eigenhandelsinstrumenten werden saldiert

unter den Umsatzerlösen oder dem Materialaufwand ausge-

wiesen. In diesen Posten sind auch bestimmte realisierte

Erfolgskomponenten, wenn sie mit dem Absatz von Produkten

in Beziehung stehen, enthalten.

Unrealisierte Gewinne und Verluste, die sich bei der Zugangs-

bewertung eines Derivats bei Vertragsabschluss ergeben,

werden nicht erfolgswirksam erfasst. Diese Gewinne und

Verluste werden abgegrenzt und systematisch über die Lauf-

zeit des Derivats erfolgswirksam aufgelöst. Eine Ausnahme

von der erfolgsneutralen Abgrenzung besteht, sofern die

138 Anhang

Zugangsbewertung durch Marktpreise in einem aktiven Markt

gestützt, durch einen Vergleich mit anderen beobachtbaren

zeitnahen Transaktionen verifiziert oder durch eine Bewer-

tungstechnik, die nur auf beobachtbaren Marktdaten beruht,

ermittelt wurde. In diesem Fall wird das Ergebnis der Zugangs-

bewertung erfolgswirksam erfasst.

Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstru-

menten wird auf Textziffer 30 verwiesen.

VorräteDie Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- bzw. Her-

stellungskosten bzw. zum niedrigeren Nettoveräußerungs-

wert. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden

nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Bestand-

teile der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungs-

material und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und

Fertigungsgemeinkosten unter Annahme einer Normalaus-

lastung. Aufwendungen der allgemeinen Verwaltung werden

nicht aktiviert. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer

sowie geminderter Verwendbarkeit ergeben, werden durch

angemessene Wertberichtigungen auf den Netto-Veräuße-

rungswert berücksichtigt.

Forderungen und sonstige Vermögenswerte Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden anfäng-

lich zum Fair Value angesetzt, der im Regelfall dem Nominal-

betrag entspricht. In der Folge werden sie zu fortgeführten

Anschaffungskosten unter Verwendung der Effektivzinsme-

thode bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wert-

berichtigungen vorgenommen, die im ausgewiesenen Netto-

Buchwert enthalten sind. Ist der Ausfall eines bestimmten

Anteils des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich,

werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen,

der dem erwarteten Nutzenausfall entspricht.

Liquide Mittel Die liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankgut-

haben sowie kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere.

Bankguthaben und kurzfristige weiterveräußerbare Wertpa-

piere mit einer ursprünglichen Laufzeit von mehr als drei

Monaten werden unter den Wertpapieren und Festgeldanlagen

ausgewiesen. Die liquiden Mittel mit einer originären Lauf-

zeit von weniger als drei Monaten werden den Zahlungsmit-

teln und Zahlungsmitteläquivalenten zugeordnet, soweit sie

keiner Verfügungsbeschränkung unterliegen.

Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen

und deren Laufzeit mehr als zwölf Monate beträgt, werden

unter den Finanzforderungen und sonstigen finanziellen Ver-

mögenswerten ausgewiesen.

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte unddamit verbundene SchuldenEin Ausweis erfolgt in diesen Posten, wenn einzelne langfris-

tige Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten

und gegebenenfalls direkt zurechenbarer Schuldposten (Dis-

posal Groups) vorliegen, die in ihrem jetzigen Zustand ver-

äußert werden können und deren Veräußerung hinreichend

wahrscheinlich ist. Voraussetzung für das Vorliegen einer

Disposal Group ist, dass die Vermögenswerte und Schulden in

einer einzigen Transaktion oder im Rahmen eines Gesamt-

plans zur Veräußerung bestimmt sind.

Bei einer nicht fortgeführten Aktivität (Discontinued Operation)

handelt es sich um einen Geschäftsbereich (Component of an

Entity), der entweder zur Veräußerung bestimmt oder bereits

veräußert worden ist und sowohl aus betrieblicher Sicht als

auch für Zwecke der Finanzberichterstattung eindeutig von den

übrigen Unternehmensaktivitäten abgegrenzt werden kann.

Außerdem muss der als nicht fortgeführte Aktivität qualifi-

zierte Geschäftsbereich einen gesonderten wesentlichen

Geschäftszweig (Major Business Line) oder einen bestimmten

geografischen Bereich des Konzerns repräsentieren.

Auf langfristige Vermögenswerte, die einzeln oder zusammen

in einer Disposal Group zur Veräußerung bestimmt sind oder

die zu einer nicht fortgeführten Aktivität gehören, werden

keine planmäßigen Abschreibungen mehr vorgenommen. Sie

werden zum niedrigeren Wert aus Buchwert und Fair Value

abzüglich noch anfallender Veräußerungskosten angesetzt.

Liegt der Fair Value unter dem Buchwert, erfolgt eine Wert-

minderung.

Das Ergebnis aus der Bewertung von zur Veräußerung vorge-

sehenen Geschäftsbereichen zum Fair Value abzüglich noch

anfallender Veräußerungskosten sowie die Gewinne und

Verluste aus der Veräußerung nicht fortgeführter Aktivitäten

werden ebenso wie das Ergebnis aus der gewöhnlichen

Geschäftstätigkeit dieser Geschäftsbereiche in der Gewinn-

und Verlustrechnung des Konzerns gesondert als Ergebnis aus

nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Vorjahres-

werte der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend

angepasst. In der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungs-

ströme nicht fortgeführter Aktivitäten separat ausgewiesen

und die Vorjahreswerte entsprechend angepasst. Eine Anpas-

sung der Bilanz des Vorjahres erfolgt hingegen nicht.


EigenkapitalinstrumenteIn Abgrenzung zum Fremdkapital ist Eigenkapital nach IFRS

definiert als Residualanspruch an den Vermögenswerten

des Konzerns nach Abzug aller Schulden. Das Eigenkapital

ergibt sich somit als Restgröße aus den Vermögenswerten

und Schulden.

E.ON ist bedingte und unbedingte Kaufverpflichtungen gegen-

über Minderheitsgesellschaftern von Tochterunternehmen

eingegangen. Durch diese Vereinbarungen erhalten die Min-

derheitsaktionäre das Recht, ihre Anteile zu vorher festgeleg-

ten Bedingungen anzudienen. Keine der Vertragsgestaltungen

führt dazu, dass die wesentlichen Chancen und Risiken zum

Zeitpunkt des Vertragsabschlusses auf E.ON übergegangen

sind. IAS 32 „Finanzinstrumente: Darstellung“ (IAS 32) sieht

in diesem Fall vor, dass eine Verbindlichkeit in Höhe des Bar-

wertes des zukünftigen wahrscheinlichen Ausübungspreises

zu bilanzieren ist. Dieser Betrag wird aus einem separaten

Posten innerhalb der Minderheitsanteile umgegliedert und

gesondert als Verbindlichkeit ausgewiesen. Die Umgliede-

rung erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Aus-

übung. Die Aufzinsung der Verbindlichkeit wird im Zinsauf-

wand erfasst. Läuft eine Kaufverpflichtung unausgeübt aus,

wird die Verbindlichkeit in die Minderheiten zurückgeglie-

dert. Ein etwaiger Differenzbetrag zwischen Verbindlichkei-

ten und Minderheitsanteilen wird direkt in den Gewinnrück-

lagen erfasst.

Sofern Gesellschafter ein gesetzliches, nicht ausschließbares

Kündigungsrecht besitzen (z.B. bei deutschen Personenge-

sellschaften), bedingt dieses Kündigungsrecht nach IAS 32

einen Verbindlichkeitenausweis der im Konzern vorhandenen

Minderheitsanteile an den betroffenen Unternehmen. Die Ver-

bindlichkeit wird zum Barwert des vermutlichen Abfindungs-

betrages bei einer eventuellen Kündigung ausgewiesen. Der

Ansatz erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der

Kündigung. Wertänderungen der Verbindlichkeit werden im

sonstigen betrieblichen Ergebnis gezeigt. Aufzinsungseffekte

und die Minderheitsanteile am Ergebnis werden als Zinsauf-

wand ausgewiesen.

Wenn ein Konzernunternehmen Eigenkapitalanteile der E.ON

AG kauft (Treasury Shares), wird der Wert der bezahlten Gegen-

leistung, einschließlich direkt zurechenbarer zusätzlicher Kos-

ten (netto nach Ertragsteuern), vom Eigenkapital der E.ON AG

abgezogen, bis die Aktien eingezogen, wieder ausgegeben

oder weiterverkauft werden. Werden solche eigenen Anteile

nachträglich wieder ausgegeben oder verkauft, wird die erhal-

tene Gegenleistung, netto nach Abzug direkt zurechenbarer

zusätzlicher Transaktionskosten und zusammenhängender

Ertragsteuern, im Eigenkapital der E.ON AG erfasst.

Aktienbasierte Vergütungen Die Bilanzierung der im E.ON-Konzern ausgegebenen aktien-

orientierten Vergütungspläne erfolgt im Einklang mit IFRS 2

„Aktienbasierte Vergütung“ (IFRS 2). Sowohl bei dem im

Geschäftsjahr 2006 eingeführten E.ON-Share-Performance Plan

als auch bei den noch vorhandenen Stock Appreciation Rights,

die zwischen 1999 und 2005 im Rahmen des virtuellen Aktien-

optionsprogramms der E.ON AG gewährt worden sind, handelt

es sich um aktienbasierte Vergütungstransaktionen mit Bar-

ausgleich, die zu jedem Bilanzstichtag zum Fair Value der

Schuld bewertet werden. Der Vergütungsaufwand wird erfolgs-

wirksam über den Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit erfasst.

E.ON ermittelt den Fair Value mittels Monte-Carlo-Simulations-

technik.

Rückstellungen für Pensionen und ähnlicheVerpflichtungenBei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die Rück-

stellungen gemäß IAS 19 „Leistungen an Arbeitnehmer“ (IAS 19)

mittels der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected

Unit Credit Method) ermittelt, wobei zum Bilanzstichtag des

Geschäftsjahres eine versicherungsmathematische Bewertung

durchgeführt wird. Hierbei werden nicht nur die am Stichtag

bekannten Rentenverpflichtungen und erworbenen Anwart-

schaften, sondern auch wirtschaftliche Trendannahmen

berücksichtigt, die nach realistischen Erwartungen gewählt

werden.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die sich

aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten

und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der Personen-

bestände sowie der Rechnungsannahmen ergeben können,

werden vollständig in der Periode erfasst, in der sie auftreten.

Sie werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in

der Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge

und Aufwendungen (Statements of Recognized Income and

Expenses) ausgewiesen.

Der Dienstzeitaufwand, der die im Geschäftsjahr gemäß Leis-

tungsplan hinzuerworbenen Ansprüche der aktiven Arbeit-

nehmer repräsentiert, wird im Personalaufwand ausgewiesen;

der Zinsaufwand sowie die erwarteten Planvermögenserträge

werden im Finanzergebnis erfasst.

140 Anhang

Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand wird sofort in dem

Umfang erfolgswirksam erfasst, in dem die Leistungen bereits

unverfallbar sind, und ansonsten linear über den durchschnitt-

lichen Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit der geänderten Leis-

tungen verteilt.

Der bilanzierte Betrag stellt den um den nicht erfassten nach-

zuverrechnenden Dienstzeitaufwand bereinigten Barwert der

leistungsorientierten Verpflichtung nach Verrechnung mit dem

Fair Value des Planvermögens dar. Ein gegebenenfalls aus

dieser Berechnung entstehender Vermögenswert ist der Höhe

nach beschränkt auf etwaigen nachzuverrechnenden Dienst-

zeitaufwand zuzüglich des Barwerts verfügbarer Rückerstat-

tungen und der Verminderungen künftiger Beitragszahlungen.

Zahlungen für beitragsorientierte Versorgungspläne werden

bei Fälligkeit als Aufwand erfasst und innerhalb des Personal-

aufwands ausgewiesen. Zahlungen für staatliche Versorgungs-

pläne werden wie die von beitragsorientierten Versorgungsplä-

nen behandelt, sofern die Verpflichtungen des Konzerns im

Rahmen dieser Versorgungspläne denen aus beitragsorien-

tierten Versorgungsplänen entsprechen.

Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbau-verpflichtungen sowie übrige Rückstellungen Nach IAS 37 „Rückstellungen, Eventualschulden, Eventualfor-

derungen“ (IAS 37) werden Rückstellungen gebildet, wenn

rechtliche oder faktische Verpflichtungen gegenüber außen

stehenden Dritten vorliegen, die aus vergangenen Ereignissen

resultieren und deren Erfüllung wahrscheinlich zu einem

zukünftigen Ressourcenabfluss führen wird. Hierbei muss die

Höhe der Verpflichtung zuverlässig geschätzt werden können.

Der Ansatz der Rückstellung erfolgt zum voraussichtlichen

Erfüllungsbetrag. Langfristige Verpflichtungen werden – sofern

der aus der Diskontierung resultierende Zinseffekt (Unter-

schiedsbetrag zwischen Barwert und Rückzahlungsbetrag)

wesentlich ist – mit dem Barwert ihres voraussichtlichen

Erfüllungsbetrages angesetzt, wobei auch zukünftige Kosten-

steigerungen, die am Bilanzstichtag absehbar und wahr-

scheinlich sind, in die Bewertung einbezogen werden. Lang-

fristige Verpflichtungen werden mit dem zum jeweiligen

Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz diskontiert. Die Aufzin-

sungsbeträge sowie die Zinsänderungseffekte werden inner-

halb des Finanzergebnisses ausgewiesen. Eine mit der Rück-

stellung zusammenhängende Erstattung wird, sofern ihre

Vereinnahmung so gut wie sicher ist, als separater Vermögens-

wert aktiviert. Ein saldierter Ausweis innerhalb der Rückstel-

lungen ist nicht zulässig. Geleistete Anzahlungen werden von

den Rückstellungen abgesetzt.

Verpflichtungen, die aus der Stilllegung oder dem Rückbau von

Sachanlagen resultieren, werden – sofern eine zuverlässige

Schätzung möglich ist – in der Periode ihrer Entstehung mit

ihren diskontierten Erfüllungsbeträgen passiviert. Zugleich

werden die Buchwerte der entsprechenden Sachanlagen um

denselben Betrag erhöht. In den Folgeperioden werden die

aktivierten Stilllegungs- und Rückbaukosten über die voraus-

sichtliche Restnutzungsdauer des entsprechenden Vermögens-

wertes abgeschrieben, während die Rückstellung jährlich

aufgezinst wird.

Schätzungsänderungen ergeben sich insbesondere bei Ab-

weichungen von der ursprünglich geschätzten Kostenent-

wicklung, bei Änderungen bezüglich des Zahlungszeitpunkts

oder des Verpflichtungsumfangs sowie regelmäßig aus der

Anpassung des Diskontierungszinssatzes an das aktuelle

Marktzinsniveau. Die Anpassung von Rückstellungen für die

Stilllegung bzw. den Rückbau von Sachanlagen an Schätzungs-

änderungen erfolgt in der Regel erfolgsneutral durch eine

Gegenbuchung in den Sachanlagen. Sofern die stillzulegende

Sachanlage bereits vollständig abgeschrieben ist, wirken

sich Schätzungsänderungen in der Gewinn- und Verlustrech-

nung aus.

Die Schätzwerte für Rückstellungen für nicht vertragliche

Verpflichtungen im Kernenergiebereich beruhen auf externen

Gutachten und werden laufend aktualisiert.

E.ON Sverige ist nach schwedischem Recht verpflichtet, Abga-

ben an Schwedens Nationalen Fonds für Nuklearabfall zu leis-

ten. Die erforderlichen Abgaben für nukleare Entsorgung hoch

radioaktiven Abfalls und Stilllegung werden entsprechend

der Stromerzeugung für das jeweilige Kernkraftwerk jährlich

seitens der schwedischen Überwachungsbehörde für Kern-

energie berechnet, von Regierungsstellen genehmigt und in

entsprechender Höhe von E.ON Sverige gezahlt. Gemäß

IFRIC 5 „Rechte auf Anteile an Fonds für Entsorgung, Wieder-

herstellung und Umweltsanierung“ (IFRIC 5) wird für geleistete

Zahlungen an den Nationalen Fonds für Nuklearabfall ein

Ausgleichsanspruch für die Erstattung von Entsorgungs- und

Stilllegungsaufwendungen innerhalb der sonstigen Vermö-

genswerte aktiviert. Abweichend von der Vorgehensweise in

Deutschland werden die in Anlehnung an die Fondsdotierung

bewerteten Rückstellungen für Schweden mit dem Realzins

diskontiert.

Rückstellungen für bedingte Verpflichtungen zum Rückbau

von Sachanlagen, bei denen Art, Umfang, Zeitpunkt und beizu-

messende Wahrscheinlichkeiten nicht verlässlich ermittelbar

sind, werden nicht gebildet.

Eventualverbindlichkeiten sind mögliche oder gegenwärtige

Drittverpflichtungen, bei denen der Abfluss von Ressourcen

mit wirtschaftlichem Nutzen unwahrscheinlich ist oder deren

Höhe nicht ausreichend verlässlich bestimmt werden kann.

Eventualverbindlichkeiten werden grundsätzlich nicht in der

Bilanz erfasst.


Ertragsteuern Nach IAS 12 „Ertragsteuern“ (IAS 12) sind latente Steuern für

temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Ver-

mögenswerte und Schulden in der Bilanz und ihren Steuer-

werten zu bilden (Verbindlichkeits-Methode). Aktive und pas-

sive latente Steuern werden für temporäre Differenzen gebil-

det, die zu steuerpflichtigen oder abzugsfähigen Beträgen bei

der Ermittlung des zu versteuernden Einkommens künftiger

Perioden führen, es sei denn, die abweichenden Wertansätze

resultieren aus dem erstmaligen Ansatz eines Vermögenswer-

tes oder einer Schuld zu einem Geschäftsvorfall, der kein

Unternehmenszusammenschluss ist und zum Zeitpunkt des

Geschäftsvorfalls weder das Ergebnis vor Steuern noch das

zu versteuernde Einkommen beeinflusst hat (sogenannte Initial

Differences). IAS 12 verlangt außerdem die Bildung aktiver

latenter Steuern auf noch nicht genutzte Verlustvorträge und

Steuergutschriften. Aktive latente Steuern werden in dem

Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass ein zu ver-

steuerndes Ergebnis verfügbar sein wird, gegen das die tem-

porären Differenzen und noch nicht genutzten Verlustvorträge

verwendet werden können. Die Unternehmenseinheiten wer-

den individuell daraufhin beurteilt, ob es wahrscheinlich ist,

dass in künftigen Jahren ein positives steuerliches Ergebnis

entsteht. Eine etwa bestehende Verlusthistorie wird bei dieser

Analyse einbezogen. Für den Teil der aktiven latenten Steuern,

für den diese Annahmen nicht zutreffen, wurde der Wert der

latenten Steuern vermindert.

Passive latente Steuern, die durch temporäre Differenzen im

Zusammenhang mit Beteiligungen an Tochterunternehmen

und assoziierten Unternehmen entstehen, werden ange-

setzt, es sei denn, dass der Zeitpunkt der Umkehrung der

temporären Differenzen im Konzern bestimmt werden kann

und es wahrscheinlich ist, dass sich die temporären Differen-

zen in absehbarer Zeit aufgrund dieses Einflusses nicht

umkehren werden.

Zur Ermittlung der latenten Steuern sind die Steuersätze anzu-

wenden, die zu dem Zeitpunkt gelten, in dem sich die vorüber-

gehenden Differenzen wahrscheinlich wieder ausgleichen

werden. Die Auswirkungen von Steuersatz- oder Steuergesetz-

änderungen auf die aktiven und passiven latenten Steuern

werden im Regelfall ergebniswirksam berücksichtigt. Eine

Änderung über das Eigenkapital erfolgt bei latenten Steuern,

die vormals erfolgsneutral gebildet wurden. Die Änderung

erfolgt grundsätzlich in der Periode, in der das materielle

Gesetzgebungsverfahren abgeschlossen ist. Die latenten

Steuern für inländische Unternehmen wurden nach Verab-

schiedung der Unternehmenssteuerreform 2008 mit einem

Gesamtsteuersatz von 30 Prozent (2006: 39 Prozent) ermittelt.

Dabei wurden neben der Körperschaftsteuer von 15 Prozent

(2006: 25 Prozent) der Solidaritätszuschlag von 5,5 Prozent

auf die Körperschaftsteuer und der durchschnittliche Gewerbe-

steuersatz in Höhe von 14 Prozent (2006: 13 Prozent) im Kon-

zern berücksichtigt. Für ausländische Gesellschaften werden

die jeweiligen nationalen Steuersätze zugrunde gelegt.

Die wichtigsten temporären Differenzen sind in Textziffer 10

angegeben.

Kapitalflussrechnung Die Kapitalflussrechnung ist gemäß IAS 7 „Kapitalflussrechnun-

gen“ (IAS 7) in Geschäftstätigkeit, Investitionstätigkeit und

Finanzierungstätigkeit gegliedert. Zahlungsströme der nicht

fortgeführten Aktivitäten werden in der Kapitalflussrechnung

gesondert ausgewiesen. Gezahlte und erhaltene Zinsen,

gezahlte und erstattete Ertragsteuern sowie erhaltene Divi-

denden sind Bestandteil des Cashflows aus der Geschäfts-

tätigkeit, gezahlte Dividenden werden im Bereich der Finan-

zierungstätigkeit ausgewiesen. Im Zusammenhang mit dem

Erwerb bzw. Verkauf von Tochterunternehmen gezahlte Kauf-

preise (bzw. erhaltene Verkaufspreise) werden abzüglich

erworbener (bzw. abgegebener) Zahlungsmittel und Zahlungs-

mitteläquivalente im Bereich der Investitionstätigkeit gezeigt.

Wechselkursbedingte Wertänderungen der Zahlungsmittel und

Zahlungsmitteläquivalente werden gesondert ausgewiesen.

SegmentberichterstattungDie Segmentberichterstattung wurde erstmals nach IFRS 8

aufgestellt. Gemäß IFRS 8 werden die Unternehmenssegmente

der Gesellschaft – dem sogenannten „Management Approach“

folgend – nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt und

das Adjusted EBIT als die intern verwendete Ergebnisgröße

zur Performance-Messung herangezogen (vergleiche Text-

ziffer 33).

Gliederung der Bilanz sowie der Gewinn- undVerlustrechnungDie Konzernbilanz wird im Einklang mit IAS 1 „Darstellung

des Abschlusses“ (IAS 1) nach der Fristigkeitenmethode auf-

gestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von

zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden,

sowie Verbindlichkeiten, die innerhalb eines Jahres nach dem

Bilanzstichtag fällig werden, als kurzfristig ausgewiesen.

Im Rahmen der Umstellung auf IFRS wurde zudem die Gliede-

rung der Gewinn- und Verlustrechnung auf das auch für

interne Zwecke Anwendung findende Gesamtkostenverfahren

umgestellt.

KapitalstrukturmanagementEnde Mai 2007 hat E.ON die künftige Unternehmensstrategie

vorgestellt. Im Rahmen dieser strategischen Neuausrichtung

von E.ON wurde auch die Finanzstrategie des Konzerns weiter-

entwickelt.

Anhang142

So verwendet E.ON zum Management der Kapitalstruktur die

Steuerungsgröße Debt Factor. Dieser ergibt sich aus dem Ver-

hältnis zwischen der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung und

dem Adjusted EBITDA. Die wirtschaftliche Netto-Verschuldung

schließt neben den Finanzschulden auch Pensions- und Ent-

sorgungsrückstellungen ein. Als Zielgröße hat E.ON einen Debt

Factor von 3 festgelegt, der aus dem Zielrating Single A flat/A2

abgeleitet ist und aktiv gesteuert wird.

Bei einem Adjusted EBITDA im Geschäftsjahr von 12.450 Mio €

(2006: 11.724 Mio €) und einer wirtschaftlichen Netto-Ver-

schuldung zum Bilanzstichtag in Höhe von 24.138 Mio €

(2006: 18.233 Mio €) beträgt der Debt Factor 1,9 (2006: 1,6).

Schätzungen und Annahmen sowie Ermessen beider Anwendung der Rechnungslegungsgrundsätze Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen

und Annahmen, die die Anwendung von Rechnungslegungs-

grundsätzen im Konzern und den Ausweis und die Bewertung

beeinflussen können. Die Schätzungen basieren auf Erfahrun-

gen der Vergangenheit und weiteren Erkenntnissen über zu

bilanzierende Geschäftsvorfälle. Die tatsächlichen Beträge

können von diesen Schätzungen abweichen.

Die Schätzungen und die zugrunde liegenden Annahmen wer-

den fortlaufend überprüft. Anpassungen hinsichtlich der für

die Rechnungslegung relevanten Schätzungen werden in der

Periode der Änderung berücksichtigt, sofern die Änderungen

ausschließlich diese Periode beeinflussen. Sofern die Änderun-

gen sowohl die aktuelle Berichtsperiode als auch zukünftige

Perioden betreffen, werden diese in der laufenden Periode

und in späteren Perioden berücksichtigt.

Schätzungen sind insbesondere erforderlich bei der Bewer-

tung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten,

insbesondere in Zusammenhang mit Kaufpreisallokationen,

dem Ansatz und der Bewertung aktiver latenter Steuern,

der Bilanzierung von Pensions- und übrigen Rückstellungen

sowie bei der Durchführung von Werthaltigkeitsprüfungen

in Übereinstimmung mit IAS 36.

Die Grundlagen für die Einschätzungen bei den relevanten

Themen werden in den jeweiligen Abschnitten erläutert.

Neue Standards und InterpretationenDas International Accounting Standards Board (IASB) und das

IFRIC haben Standards und Interpretationen verabschiedet,

die im Berichtszeitraum noch nicht verpflichtend anzuwenden

sind. Die Anwendung dieser Regelungen setzt voraus, dass

die zum jetzigen Zeitpunkt zum Teil noch ausstehende Aner-

kennung durch die EU erfolgt.

IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des „Busi-

ness Combinations II“-Projektes eine neue Fassung des IFRS 3

„Unternehmenszusammenschlüsse“ (IFRS 3). Wesentliche

Änderungen gegenüber der alten Fassung ergeben sich ins-

besondere beim Ansatz und der Bewertung der durch einen

Zusammenschluss übernommenen Vermögenswerte und

Schulden, bei der Bewertung von Minderheitsanteilen sowie

der Goodwill-Ermittlung und bei der Abbildung von Transaktio-

nen mit variablen Kaufpreisen. Der überarbeitete Standard ist

für Transaktionen anzuwenden, die in Geschäftsjahren statt-

finden, die am oder nach dem 1. Juli 2009 beginnen. Allerdings

wurde der Standard bisher nicht von der EU in europäisches

Recht übernommen. E.ON untersucht derzeit die möglichen

Auswirkungen aus der Änderung des Standards.

IFRS 2 „Aktienbasierte Vergütung“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten

Standard IFRS 2 „Aktienbasierte Vergütung“ (IFRS 2). Die Ände-

rungen gegenüber der alten Fassung betreffen im Wesent-

lichen die Definition von Ausübungsbedingungen und die

Regelungen im Falle einer Annullierung eines Planes durch

eine andere Partei als das Unternehmen. Die Änderungen

sind auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem

1. Januar 2009 beginnen. Allerdings wurde der Standard bis-

her nicht von der EU in europäisches Recht übernommen.

Die Änderungen des IFRS 2 werden keine wesentlichen Aus-

wirkungen auf den Konzernabschluss von E.ON haben.

IAS 23 „Fremdkapitalkosten"Im März 2007 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten

Standard IAS 23 „Fremdkapitalkosten“ (IAS 23). Mit dem IAS 23

wird das bisherige Wahlrecht der sofortigen aufwandswirk-

samen Erfassung von Fremdkapitalzinsen, die direkt der

Anschaffung oder Herstellung sogenannter qualifizierter Ver-

mögenswerte zugerechnet werden können, abgeschafft. Mit

Anwendung des überarbeiteten IAS 23 sind diese Fremdkapi-

talkosten verpflichtend als Anschaffungs- oder Herstellungs-

kosten zu aktivieren. Der überarbeitete Standard ist auf

Fremdkapitalkosten bezogen auf qualifizierte Vermögens-

werte anzuwenden, mit deren Aktivierung am oder nach

dem 1. Januar 2009 begonnen wird. Allerdings wurde der

Standard noch nicht von der EU in europäisches Recht über-

nommen. Die Änderungen des IAS 23 haben für E.ON keine

Auswirkung, da E.ON bereits die Fremdkapitalkosten als

Anschaffungs- und Herstellungskosten aktiviert.

IAS 1 „Darstellung des Abschlusses“Im September 2007 veröffentlichte das IASB eine überarbei-

tete Fassung des IAS 1. Wesentliche Änderungen gegenüber

der alten Fassung ergeben sich insbesondere in der Darstel-

lung des Eigenkapitals sowie bei der Bezeichnung der Bestand-

teile des Konzernabschlusses. Der überarbeitete Standard

ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem

1. Januar 2009 beginnen. Allerdings wurde der Standard bis-

her nicht von der EU in europäisches Recht übernommen.


Die Änderungen des IAS 1 werden auf den Konzernabschluss

von E.ON keine wesentlichen Auswirkungen haben.

IAS 27 „Konzern- und separate Einzelabschlüsse“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des „Busi-

ness Combinations II“-Projektes eine überarbeitete Fassung

des IAS 27 „Konzern- und separate Einzelabschlüsse“ (IAS 27),

der Regelungen zur Konsolidierung enthält. Hier wurde insbe-

sondere erstmals auf Transaktionen eingegangen, bei denen

Anteile an einem (Tochter-)Unternehmen ge- oder verkauft

werden, ohne dass es zu einer Änderung der Beherrschung

des Unternehmens kommt. Wesentliche Änderungen gegen-

über der alten Fassung ergeben sich zudem insbesondere

beim Ansatz und der Bewertung eines verbleibenden Invest-

ments beim Verlust der Beherrschung an dem vormaligen

Tochterunternehmen sowie beim Ansatz der auf Minderhei-

ten entfallenden Verluste. Die Änderungen gemäß dem über-

arbeiteten Standard sind auf Geschäftsjahre anzuwenden,

die am oder nach dem 1. Juli 2009 beginnen. Allerdings wur-

de der Standard bisher nicht von der EU in europäisches

Recht übernommen. E.ON untersucht derzeit die möglichen

Auswirkungen aus der Änderung des Standards.

Änderungen zu IAS 32 und IAS 1 „Kündbare Finanz-instrumente und bei Liquidation entstehende Ver-pflichtungen“Im Februar 2008 verabschiedete das IASB Änderungen zu

IAS 32 und IAS 1. Wesentlicher Gegenstand der Änderungen ist

der Ausweis von bestimmten kündbaren Finanzinstrumen-

ten, die gleichzeitig Gesellschaftsanteile darstellen. Nach bis-

heriger Definition des IAS 32 waren diese Finanzinstrumente

als Fremdkapital auszuweisen. Die Neuregelung sieht u.a.

einen Ausweis als Eigenkapital vor, sofern dem Gesellschaf-

ter aus diesen Anteilen ein Anspruch auf das anteilige Net-

toreinvermögen im Liquidationsfall zusteht. Die Änderungen

sind auf Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar

2009 beginnen, anzuwenden. Die Änderungen wurden noch

nicht von der EU in europäisches Recht übernommen. E.ON

untersucht derzeit die möglichen Auswirkungen der Ände-

rungen zu IAS 32 und IAS 1.

IFRIC 11 „IFRS 2 – Geschäfte mit eigenen Aktienund Aktien von Konzernunternehmen“IFRIC 11 „IFRS 2 – Geschäfte mit eigenen Aktien und Aktien

von Konzernunternehmen“ (IFRIC 11) legt fest, wie IFRS 2 auf

aktienbasierte Vergütungsvereinbarungen anzuwenden ist,

bei denen Eigenkapitalinstrumente des Unternehmens oder

einer anderen Gesellschaft innerhalb des Konzerns gewährt

werden. Hiernach sind aktienbasierte Vergütungssysteme, bei

denen die Gesellschaft als Gegenleistung für die Gewährung

von Eigenkapitalinstrumenten Dienstleistungen erhält, als

„equity-settled“ zu behandeln. Des Weiteren regelt IFRIC 11,

wie aktienbasierte Vergütungssysteme, bei denen Eigenkapi-

talinstrumente des Mutterunternehmens gewährt werden, bei

einer Konzerngesellschaft zu bilanzieren sind. IFRIC 11 ist auf

Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. März

2007 beginnen. Die erstmalige Anwendung von IFRIC 11 wird

keine wesentlichen Auswirkungen auf den E.ON-Konzern-

abschluss haben.

IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen“IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen“ (IFRIC 12)

regelt die Bilanzierung von Vereinbarungen, bei denen die

öffentliche Hand als Konzessionsgeber Aufträge für die Erfül-

lung öffentlicher Aufgaben an private Unternehmen als

Konzessionsnehmer vergibt. Zur Erfüllung dieser Aufgaben

nutzt das private Unternehmen Infrastruktur, die in der Ver-

fügungsmacht der öffentlichen Hand verbleibt. Das private

Unternehmen ist für den Bau, den Betrieb und die Erhaltungs-

maßnahmen in Bezug auf die Infrastruktur verantwortlich. Die

Interpretation ist erstmals anzuwenden für Geschäftsjahre,

die am oder nach dem 1. Januar 2008 beginnen, wurde von

der EU aber noch nicht in europäisches Recht übernommen.

E.ON untersucht derzeit die möglichen Auswirkungen aus

einer Einführung des Standards.

IFRIC 13 „Kundentreueprogramme“IFRIC 13 „Kundentreueprogramme“ (IFRIC 13) befasst sich mit

der Rechnungslegung von Unternehmen, die Prämiengut-

schriften an Kunden vergeben. Die Interpretation regelt die

bilanzielle Behandlung von Verpflichtungen zur kostenfreien

oder verbilligten Lieferung von Gütern und Dienstleistungen,

die den Unternehmen aufgrund solcher gewährter Prämien

entstehen. Die Regelungen von IFRIC 13 sind für Geschäfts-

jahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2008 begin-

nen. Allerdings ist die Interpretation noch nicht von der EU

in europäisches Recht übernommen. Aus der Anwendung von

IFRIC 13 werden sich keine wesentlichen Auswirkungen auf

den E.ON-Konzernabschluss ergeben.

IFRIC 14 „IAS 19 – Die Begrenzung eines leistungs-orientierten Vermögenswertes, Mindestfinanzierungs-vorschriften und ihre Wechselwirkung“IFRIC 14 „IAS 19 – Die Begrenzung eines leistungsorientierten

Vermögenswertes, Mindestfinanzierungsvorschriften und ihre

Wechselwirkung“ (IFRIC 14) gibt allgemeine Leitlinien zur

Bestimmung der Obergrenze des Überschussbetrags eines

Pensionsfonds, der nach IAS 19 als Vermögenswert angesetzt

werden kann. In der Interpretation wird auch erklärt, wie

sich gesetzliche oder vertragliche Mindestfinanzierungsvor-

schriften auf Vermögenswerte oder Schulden eines Plans

auswirken können. Nach IFRIC 14 hat der Arbeitgeber keine

weitere Schuld anzusetzen, es sei denn, die nach den Mindest-

finanzierungsvorschriften zu zahlenden Beiträge können

nicht an die Gesellschaft zurückgezahlt werden. Die Interpre-

tation ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach

dem 1. Januar 2008 beginnen, wurde von der EU jedoch noch

nicht in europäisches Recht übernommen. Die erstmalige

Anwendung von IFRIC 14 wird keine wesentlichen Auswirkun-

gen auf den E.ON-Konzernabschluss haben.

Anhang144

(4) Unternehmenserwerbe, Veräußerungen undnicht fortgeführte Aktivitäten

Unternehmenserwerbe im Jahr 2007

OGK-4Am 12. Oktober 2007 hat E.ON von der staatlichen russischen

Energieholding RAO UES die Mehrheit an der russischen

Kraftwerksgesellschaft OAO OGK-4 (OGK-4), Surgut, Oblast

Tjumen, Russische Föderation, erworben. Nach Übernahme

weiterer kleinerer Tranchen im Anschluss an den Mehrheits-

erwerb hält E.ON zum Bilanzstichtag einen Kapitalanteil von

72,7 Prozent an OGK-4. Hierfür wurden unter Berücksichtigung

einer vertraglich vereinbarten Kapitalerhöhung von 1,3 Mrd €

zur Finanzierung des geplanten Investitionsprogramms der

nächsten Jahre insgesamt rund 4,4 Mrd € aufgewendet.

Nach russischem Kapitalmarktrecht war E.ON verpflichtet, ein

öffentliches Übernahmeangebot für die Anteile der Minder-

heitsaktionäre der OGK-4 zu unterbreiten, das am 15. Novem-

ber 2007 zu einem Preis von 3,3503 Rubel pro Aktie bekannt

gegeben wurde. Die Annahmefrist endete am 4. Februar 2008.

E.ON konnte dadurch weitere Anteile von zusammen rund

3,4 Prozent an OGK-4 übernehmen und seinen Kapitalanteil

auf insgesamt rund 76,1 Prozent erhöhen. RAO UES hat das

Übernahmeangebot für ihren Anteil an OGK-4 in Höhe von

22,5 Prozent erwartungsgemäß nicht angenommen.

OGK-4 betreibt an fünf Standorten konventionelle Kraftwerke

mit einer installierten Gesamtleistung von 8,6 Gigawatt (GW)

und plant an den vorhandenen Standorten bis 2011 den Bau

weiterer Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 2,4 GW.

Die erstmalige Einbeziehung der Gesellschaft in den E.ON-

Konzernabschluss erfolgte im vierten Quartal 2007.

Im E.ON-Konzernabschluss wurden für den Zeitraum 1. Okto-

ber bis 31. Dezember 2007 Umsätze der OGK-4 von 248 Mio €

sowie ein Ergebnis der OGK-4 (nach Abschreibungen auf

Zeitwertdifferenzen aus der Kaufpreisverteilung) von 3 Mio €

berücksichtigt. Im Gesamtjahr hatte OGK-4 Umsätze von

898 Mio € erzielt und ein Ergebnis von 29 Mio € erwirtschaftet.

(3) Konsolidierungskreis

Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im

Berichtsjahr wie folgt verändert:

Im Jahr 2007 wurden insgesamt 107 inländische und 78 aus-

ländische Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet

(2006: 108 bzw. 60).

Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und nicht fortge-

führte Aktivitäten werden in Textziffer 4 erläutert.

Summe

508

33

40

501

123

33

591

Konsolidierte Unternehmen zum 1. Januar 2006

Zugänge

Abgänge/Verschmelzungen

Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2006

Zugänge

Abgänge/Verschmelzungen

Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2007

Inland

129

15

5

139

23

9

153

Ausland

379

18

35

362

100

24

438

Konsolidierungskreis


Zum 31. Dezember 2007 ist die Kaufpreisverteilung für OGK-4

noch vorläufig, da insbesondere Auswirkungen auf das Sach-

anlagevermögen sowie aus möglichen Verpflichtungen zu

untersuchen sind.

in Mio


Sachanlagen

Sonstige Vermögenswerte

Summe Aktiva



Summe Passiva

NettovermögenAnteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

Anschaffungskosten

Goodwill (vorläufig)

IFRS-Buchwertevor Erstkonsoli-

dierung

11

738

1.497

2.246

210

124

334

1.9121.390

522

Kaufpreis-allokation

–

2.212

5

2.217

529

–

529

1.688–1.390

461

4.350

1.733

Buchwerte beiErstkonsoli-

dierung

11

2.950

1.502

4.463

739

124

863

3.600–

983

1.733

Wesentliche Bilanzposten OGK-4

ENERGI E2 Renovables IbéricasE.ON Climate & Renewables GmbH hat am 13. August 2007

100 Prozent der Anteile an der ENERGI E2 Renovables Ibéricas

S.L.U. (E2-I), Madrid, Spanien, erworben. Der Kaufpreis betrug

insgesamt rund 481 Mio €. E2-I und ihre Tochtergesellschaften

wurden zum 31. August 2007 erstkonsolidiert. E2-I betreibt

über ihre Tochter- und Beteiligungsgesellschaften im Wesent-

lichen Windparks in Spanien und Portugal mit einer installier-

ten Leistung von rund 260 MW. Eine größere Projektpipeline

steht in den nächsten Jahren zur weiteren Entwicklung an. Da

Anpassungen der Kaufpreisverteilung wegen der noch nicht

endgültig erfolgten Klärung technischer Sachverhalte nicht

ausgeschlossen werden können, ist diese noch vorläufig.

Im E.ON-Konzernabschluss wurden für den Zeitraum 1. Sep-

tember bis 31. Dezember 2007 Umsätze von E2-I von 5 Mio €

sowie ein Ergebnis (nach Abschreibungen auf Zeitwertdiffe-

renzen aus der Kaufpreisverteilung) von –1 Mio € berücksich-

tigt. Im Gesamtjahr hatte E2-I Umsätze von rund 15 Mio €

erzielt und ein Ergebnis von etwa 4 Mio € erwirtschaftet.

146 Anhang

Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitätenim Jahr 2007

ONEE.ON hatte gemeinsam mit den Mitgesellschaftern Telenor

und Tele Danmark im Juni 2007 einen Vertrag über die Ver-

äußerung ihrer Anteile an dem österreichischen Telekommu-

nikationsunternehmen ONE GmbH (ONE), Wien, Österreich,

an ein Bieterkonsortium, bestehend aus France Télécom und

dem Finanzinvestor Mid Europa Partners, unterzeichnet. Die

Übertragung des 50,1-Prozent-Anteils von E.ON erfolgte am

2. Oktober 2007. Im vierten Quartal 2007 hat E.ON aus der

Veräußerung ihrer Beteiligung unter Berücksichtigung der

zur Verfügung gestellten Gesellschafterdarlehen einen Mittel-

zufluss von 569 Mio € sowie einen Abgangsgewinn von

321 Mio € realisiert.

RAGE.ON, ThyssenKrupp und RWE hatten am 7. August 2007 mit

der RAG-Stiftung vereinbart, die von ihnen gehaltenen

Aktien der RAG AG (RAG), Essen, an die RAG-Stiftung zu ver-

äußern. Die drei Gesellschafter hielten insgesamt 90 Prozent

des Aktienkapitals. Die Übertragung des E.ON-Aktienpaketes

wurde zum 30. November 2007 zu einem Kaufpreis von 1 €

vollzogen.

Folgende Effekte ergaben sich aus den nicht fortgeführten

Aktivitäten:

WKEE.ON U.S. betreibt durch Western Kentucky Energy Corp. (WKE),

Henderson, Kentucky, USA, im Rahmen eines Leasingvertrags

mit einer Gesamtlaufzeit von 25 Jahren die Kraftwerke der

Big Rivers Electric Corporation (BREC), eines genossenschaft-

lichen Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohle-

befeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA.

Im März 2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Aufhe-

bungsvereinbarung zur Beendigung des Leasingvertrags und

der Betriebsführungsvereinbarungen für neun kohlebefeuerte

Kraftwerke und eine ölbefeuerte Stromerzeugungsanlage im

westlichen Kentucky, die alle von der im vollständigen Besitz

von E.ON U.S. befindlichen Gesellschaft WKE und deren Toch-

tergesellschaften gehalten werden.

Der Vollzug der Vereinbarung hängt von der Erfüllung zahl-

reicher Bedingungen ab, wie etwa der Überprüfung und

Zustimmung durch verschiedene Aufsichtsbehörden und der

Einwilligung anderer betroffener Parteien. In Abhängigkeit

vom Vorliegen dieser Voraussetzungen erwarten die Vertrags-

parteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung

zur Jahresmitte 2008. WKE wurde daher weiterhin als nicht

fortgeführte Aktivität ausgewiesen.

AirtricityE.ON North America Holdings LLC hat am 18. Dezember 2007

sämtliche Anteile an der Airtricity Inc., Chicago, Illinois, USA,

sowie sämtliche Anteile an der Airtricity Holdings (Canada)

Ltd., Toronto, Ontario, Kanada, zu einem Kaufpreis von rund

580 Mio € erworben. Airtricity betreibt mehrere Windparks in

den Bundesstaaten Texas und New York mit einer installierten

Kapazität von rund 250 MW. Bis Ende 2008 sollen weitere

in Mio

Immaterielle Vermögenswerte und erworbener Goodwill

Sachanlagen

Sonstige Vermögenswerte

Summe Aktiva



Summe Passiva

NettovermögenAnteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

Anschaffungskosten

Goodwill (vorläufig)

IFRS-Buchwertevor Erstkonsoli-

dierung

74

934

202

1.210

335

828

1.163

4743

4

Kaufpreis-allokation

231

31

218

480

143

5

148

332–4332

1.061

718

Buchwerte beiErstkonsoli-

dierung

305

965

420

1.690

478

833

1.311

379–

36

718

Wesentliche Bilanzposten E.ON Climate & Renewables (E2-I und Airtricity)

Windparks mit einer deutlich größeren Kapazität fertiggestellt

werden. Aufgrund der zeitlichen Nähe von Erstkonsolidierung

und Aufstellung des Konzernabschlusses wurde der Unterschieds-

betrag aus der Kapitalkonsolidierung vorläufig in voller Höhe als

Goodwill bilanziert.

Im Gesamtjahr hatte Airtricity Umsätze von rund 9 Mio € erzielt

und ein negatives Ergebnis von etwa 44 Mio € erwirtschaftet.


Die nachfolgenden Tabellen zeigen die wesentlichen Posten

der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz der nicht

fortgeführten WKE-Aktivitäten im Segment US-Midwest:

Darüber hinaus wurden im Geschäftsjahr 2007 weitere Ergeb-

nisse aus nicht fortgeführten Aktivitäten berücksichtigt.

Diese betreffen infolge der Abgabe des E.ON-Aktienpaketes

an RAG an die RAG-Stiftung am 30. November 2007 mit

418 Mio € die aus der Veräußerung von Degussa-Anteils-

tranchen an RAG entstandenen Zwischengewinne aus Vor-

jahren. Weiterhin ergaben sich nachlaufende Erträge aus

den nicht fortgeführten Aktivitäten des bereits im Jahr 2005

veräußerten Segments Viterra von insgesamt 6 Mio € sowie

ein Verlust aus der Veräußerung des ehemaligen Segments

Öl von 13 Mio €.

Unternehmenserwerbe im Jahr 2006

JČP/DDGázIm Zuge von Portfoliobereinigungen in Tschechien und Ungarn

wurden Minderheitsbeteiligungen an verschiedenen Gesell-

schaften abgegeben. Im Gegenzug erhielt E.ON neben zwei

anderen Minderheitsbeteiligungen zusätzlich zum bereits

gehaltenen Anteil von 13,1 Prozent weitere 46,7 Prozent an

der zum 1. September 2006 erstmals vollkonsolidierten

Gesellschaft Jihočeská plynárenská, a.s. (JČP), České Budějovice,

Tschechische Republik. Ein weiterer Anteil von 39,2 Prozent

wurde im Rahmen einer anderen Transaktion ebenfalls im

September erworben. Der von E.ON gehaltene Anteil an JČP

betrug damit 99,0 Prozent. Die restlichen Anteile an JČP wur-

den 2007 erworben.

Zusätzlich zum bereits gehaltenen Anteil von 50,02 Prozent

wurden im Rahmen des Tauschvorgangs weitere 49,9 Prozent

an der bereits vollkonsolidierten Gesellschaft Dél-dunántúli

Gázszolgáltató ZRt. (DDGáz), Pécs, Ungarn, erworben. Die

Beteiligungsquote zum Bilanzstichtag betrug 99,9 Prozent.

Im Rahmen der Tauschtransaktion und unter Berücksichtigung

einer Barkomponente von insgesamt 30 Mio € ergaben sich

Anschaffungskosten für JČP und DDGáz von rund 104 Mio €.

Der Gewinn aus der Veräußerung der Minderheitsbeteili-

gungen betrug 31 Mio €.

E.ON Földgáz Storage und E.ON Földgáz TradeE.ON Ruhrgas hatte zum 31. März 2006 durch den Erwerb der

Beteiligungen an MOL Földgázellátó ZRt. (jetzt E.ON Földgáz

Trade) und MOL Földgáztároló ZRt. (jetzt E.ON Földgáz Storage),

beide Budapest, Ungarn, das Gashandels- und Speicher-

geschäft des ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL

vollständig übernommen. Hierbei wurde vereinbart, in Abhän-

gigkeit von der Entwicklung der regulatorischen Rahmen-

bedingungen in Ungarn bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen

vorzunehmen. Der Kaufpreis betrug rund 400 Mio €. Die

Gesellschaften wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert.

Zum 31. Dezember 2006 ergab sich aus der Kaufpreisauftei-

lung ein vorläufiger Goodwill in Höhe von 119 Mio €, der im

Berichtsjahr um 9 Mio € auf 110 Mio € angepasst wurde.

Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitätenim Jahr 2006

Im Jahr 2006 wurden unter den nicht fortgeführten Aktivitäten

die im Juni 2006 veräußerte Gesellschaft E.ON Finland, Espoo,

Finnland (E.ON Finland), der Market Unit Nordic, die Aktivitäten

von WKE der Market Unit US-Midwest sowie Degussa ausge-

wiesen. Darüber hinaus resultierte aus einer Kaufpreisnach-

besserung für die Veräußerung von Viterra 2006 ein Ertrag

von rund 54 Mio € (nach Steuern: 53 Mio €).

E.ON FinlandAm 26. Juni 2006 vollzogen E.ON Nordic und der finnische

Energiekonzern Fortum Power and Heat Oy (Fortum) – ent-

sprechend dem am 2. Februar 2006 unterzeichneten Vertrag –

die Übertragung aller Anteile, die E.ON Nordic an E.ON Fin-

land hielt, an Fortum. Der Kaufpreis für 65,56 Prozent der

Anteile betrug insgesamt rund 390 Mio €. E.ON Finland wurde

Mitte Januar 2006 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert.

2006

227

–129

98

–34

64

2007

204

–338

–134

53

–81

in Mio

Umsatzerlöse

Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto

Ergebnis der gewöhnlichenGeschäftstätigkeit


Ergebnis aus nicht fortgeführtenAktivitäten

Gewinn- und Verlustrechnung – WKE – (Kurzfassung)

2006

215

396

611

615

1. Januar

2006

211

471

682

836

2007

202

362

564

613

31. Dezember

in Mio

Sachanlagen

Übrige Vermögenswerte

Summe Vermögenswerte

Schulden

Wesentliche Bilanzposten –WKE – (Kurzfassung)

148 Anhang

(6) Andere aktivierte Eigenleistungen

Andere aktivierte Eigenleistungen belaufen sich auf 517 Mio €

(2006: 395 Mio €) und resultieren im Wesentlichen aus

Engineering-Leistungen im Zusammenhang mit Neubau-

projekten.

In der nachstehenden Tabelle sind wesentliche Posten der

Gewinn- und Verlustrechnung aus nicht fortgeführten Aktivi-

täten des Segments Nordic dargestellt.

DegussaIm Dezember 2005 unterzeichneten E.ON und RAG eine Eck-

punktevereinbarung über den Verkauf der von E.ON gehal-

tenen Degussa-Anteile (42,9 Prozent) an RAG. Im Zuge der

weiteren Umsetzung dieser Eckpunktevereinbarung erfolgte

am 21. März 2006 die Einbringung dieser Anteile in die RAG

Projektgesellschaft mbH, Essen, sowie deren Verkauf auf

Termin. Am 3. Juli 2006 wurde der Terminkaufvertrag mit der

RAG über den E.ON-Geschäftsanteil an der RAG Projekt-

gesellschaft mbH vollzogen und damit die zuletzt nur noch

mittelbare Degussa-Beteiligung abgegeben.

(5) Umsatzerlöse

Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum

Zeitpunkt der Lieferung an den Kunden bzw. mit Erfüllung

der Leistung. Die Lieferung gilt als abgeschlossen, wenn die

mit dem Eigentum verbundenen Risiken auf den Käufer über-

gegangen sind, das Entgelt vertraglich festgelegt ist und die

Erfüllung der Forderung wahrscheinlich ist.

Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen

von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer

und Endverbraucher. Darüber hinaus bestehen Erlöse aus der

Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen von

Dampf und Wärme.

Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Strom und Gas an

Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher

werden realisiert, wenn sie vom Kunden auf Basis einer ver-

traglichen Vereinbarung abgenommen worden sind. Sie spie-

geln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der

geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrech-

nung und dem Periodenende, wider.

Die Aufteilung der Umsatzerlöse nach Segmenten findet

sich in Textziffer 33.

Der Kaufpreis in Höhe von rund 2,8 Mrd € wurde am 31. August

2006 von RAG an E.ON gezahlt. Aus der Transaktion wurde

zunächst ein Ertrag in Höhe von 981 Mio € erzielt, der anschlie-

ßend um den Zwischengewinn in Höhe der prozentualen

Beteiligung von E.ON an der RAG mit 39,2 Prozent korrigiert

werden musste. Aus der Einbringung und dem anschließen-

den Verkauf wurde somit zunächst ein Ertrag von 596 Mio €

realisiert.

Da die Degussa-Beteiligung bis zur Veräußerung die Voraus-

setzungen für die Qualifizierung als nicht fortgeführte Aktivi-

tät gemäß IFRS 5 „Zur Veräußerung gehaltene langfristige Ver-

mögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche“ (IFRS 5)

erfüllte, war dieser Ertrag zusammen mit dem Effekt aus der

Fortschreibung des Degussa-Equitywertes um anteilige Ergeb-

nisse im ersten Quartal 2006 von 37 Mio € im E.ON-Konzern-

abschluss als Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten von

insgesamt 633 Mio € auszuweisen.

Die aus der Veräußerung von Degussa-Anteilstranchen an RAG

entstandenen Zwischengewinne beliefen sich zum 31. Dezem-

ber 2006 auf insgesamt 418 Mio €.

2006

131

11

–115

27

–7

20

in Mio

Umsatzerlöse

Netto-Ergebnis aus dem Abgang

Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto




Gewinn- und Verlustrechnung – E.ON Finland – (Kurzfassung)


(7) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt

zusammen:

Die realisierten Erträge aus Währungsderivaten und die ertrags-

wirksamen Währungseffekte aus Fremdwährungstransaktio-

nen werden unter den Erträgen aus Währungskursdifferenzen

ausgewiesen.

Die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen

die Fair-Value-Bewertung und realisierte Erträge aus Deriva-

ten nach IAS 39 mit Ausnahme von Ergebniseffekten aus

Zinsderivaten.

Die Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen und Wertpa-

pieren entfielen mit 321 Mio € auf die ONE. Darüber hinaus

sind Gewinne aus dem Verkauf von Wertpapieren in Höhe

von 1.128 Mio € (2006: 613 Mio €) enthalten. Im Vorjahr waren

hier außerdem die Gewinne aus dem Abgang von Wertpapier-

spezialfonds im Rahmen der Übertragung auf das Contractual

Trust Arrangement (CTA) (vergleiche hierzu auch Textziffer 24)

in Höhe von 159 Mio € ausgewiesen.

(8) Materialaufwand

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezo-

gene Waren umfassen insbesondere den Bezug von Gas und

Strom, von Brennstoffen für die Stromerzeugung sowie den

Nuklearbereich. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen

beinhalten im Wesentlichen Instandhaltungsaufwendungen.

Des Weiteren sind im Materialaufwand Netznutzungsentgelte

enthalten.

Im Jahr 2007 sind in den übrigen sonstigen betrieblichen

Erträgen vor allem Auflösungen von Wertberichtigungen,

Miet- und Pachterträge, Schrott- und Materialverkäufe

sowie vereinnahmte Schadensersatzleistungen enthalten.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich folgen-

dermaßen zusammen:

Die realisierten Aufwendungen aus Währungsderivaten und

die aufwandswirksamen Währungskurseffekte aus Fremd-

währungstransaktionen werden unter den Aufwendungen aus

Währungskursdifferenzen ausgewiesen.

Die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten be-

treffen die Fair-Value-Bewertung und realisierte Aufwendungen

aus Derivaten nach IAS 39 mit Ausnahme von Ergebniseffek-

ten aus Zinsderivaten.

In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind

Konzessionsabgaben in Höhe von 471 Mio € (2006: 512 Mio €),

externe Prüfungs- und Beratungskosten in Höhe von 414 Mio €

(2006: 263 Mio €), Werbe- und Marketingaufwendungen in

Höhe von 360 Mio € (2006: 281 Mio €) sowie Wertberichtigun-

gen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe

von 333 Mio € (2006: 293 Mio €) enthalten. Des Weiteren

werden hier Fremdleistungen, IT-Aufwendungen und Versiche-

rungsprämien ausgewiesen.

in Mio

Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen

Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten

Sonstige Steuern

Verluste aus dem Abgang vonBeteiligungen und Wertpapieren

Übrige

Summe

2007

3.218

1.331

216

138

4.821

9.724

2006

4.447

3.052

190

125

4.093

11.907

Sonstige betriebliche Aufwendungen

in Mio

Aufwendungen für Roh-, Hilfs- undBetriebsstoffe und bezogene Waren

Aufwendungen für bezogene Leistungen

Summe

2007

47.667

2.556

50.223

2006

44.171

2.537

46.708

Materialaufwand

in Mio

Erträge aus Währungskursdifferenzen

Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten

Erträge aus dem Abgang vonBeteiligungen und Wertpapieren

Erträge aus sonstigen Lieferungen und Leistungen

Übrige

Summe

2007

3.284

1.767

1.588

232

905

7.776

2006

4.439

1.087

981

169

1.238

7.914

Sonstige betriebliche Erträge

150 Anhang

(9) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:

Geringere Abschreibungen auf Minderheitsbeteiligungen

und eine niedrigere Zinsbelastung haben gegenüber dem

Vorjahr zu einer deutlichen Verbesserung des Finanzergeb-

nisses geführt.

Im Jahr 2006 sind Wertminderungen in Höhe von insgesamt

140 Mio € infolge der Netzregulierung auf deutsche Minder-

heitsbeteiligungen als Abschreibungen auf sonstige Finanz-

anlagen erfasst worden.

Die Verbesserung des Zinsergebnisses im Berichtsjahr ist vor

allem auf höhere erwartete Planvermögenserträge im Zusam-

menhang mit der Bewertung der Rückstellungen für Pensionen

und ähnliche Verpflichtungen zurückzuführen.

Die sonstigen Zinserträge enthalten überwiegend Erträge

aus Leasingforderungen (Finanzierungsleasing). In den sons-

tigen Zinsaufwendungen ist die Aufzinsung von Rückstellun-

gen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen in Höhe

von 708 Mio € (2006: 713 Mio €) enthalten. Außerdem wurde

die Zinsbelastung aus Pensionsrückstellungen – gekürzt um

die erwarteten Erträge aus Planvermögen – mit einem Betrag

von 79 Mio € in den sonstigen Zinsaufwendungen berücksich-

tigt (2006: 242 Mio €).

Die Aufzinsung von Verbindlichkeiten im Zusammenhang

mit Put-Optionen führte gemäß IAS 32 zu einem Aufwand

von 22 Mio € (2006: 102 Mio €).

Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten Fremdkapital-

zinsen in Höhe von 62 Mio € (2006: 27 Mio €) vermindert.

Realisierte Erträge und Aufwendungen aus Zinsswaps wer-

den saldiert ausgewiesen.

in Mio

Erträge aus Beteiligungen

Abschreibungen auf sonstige Finanzanlagen

Beteiligungsergebnis

Available-for-Sale

Loans and Receivables

Held-for-Trading

Sonstige Zinserträge

Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge

Amortized Cost

Held-for-Trading

Sonstige Zinsaufwendungen

Zinsen und ähnliche Aufwendungen

Zinsergebnis

Finanzergebnis

2007

215

–36

179

207

696

51

81

1.035

–929

–78

–979

–1.986

–951

–772

2006

209

–159

50

216

779

53

121

1.169

–988

–142

–1.084

–2.214

–1.045

–995

Finanzergebnis

Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.


(10) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Für die Geschäftsjahre 2007 und 2006 setzen sich die Steuern

vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten

Steuern wie folgt zusammen:

in Mio

Laufende Ertragsteuern

Inländische Körperschaftsteuer

Inländische Gewerbesteuer

Ausländische Ertragsteuern

Übrige Steuern vom Einkommen und Ertrag

Summe

Latente Steuern

Inland

Ausland

Summe


2007

931

735

648

10

2.324

–149

114

–35

2.289

2006

–407

354

553

5

505

–61

–404

–465

40


resultiert, dahingehend geändert, dass die Realisierung des

Körperschaftsteuerguthabens künftig nicht mehr an Gewinn-

ausschüttungen gebunden ist. Stattdessen ist mit Ablauf des

31. Dezember 2006 ein unbedingter Anspruch auf Auszahlung

des Guthabens in zehn gleichen Jahresraten im Zeitraum von

2008 bis 2017 entstanden. Während die Erfassung des abge-

zinsten Guthabens 2006 zu einem Steuerertrag in Höhe von

1.279 Mio € führte, ergibt sich im Berichtsjahr, insbesondere

durch die Aufzinsung des Körperschaftsteuerguthabens, ein

Steuerertrag in Höhe von 75 Mio €.

Erstmals sind mit Inkrafttreten des Jahressteuergesetzes 2008

am 29. Dezember 2007 bislang unversteuerte Einkommensteile,

die im sogenannten „EK 02“ erfasst sind, ausschüttungsunab-

hängig nachzuversteuern und erstmals zum 30. September

2008 in bis zu zehn gleichen Jahresraten zu zahlen. Der soge-

nannte Körperschaftsteuer-Erhöhungsbetrag beträgt dabei

3 Prozent des zum 31. Dezember 2006 ermittelten EK 02. Hie-

raus ergibt sich ein Bruttobetrag in Höhe von 88 Mio €. Alter-

nativ besteht die Möglichkeit einer Einmalzahlung. Unter der

Annahme einer geplanten Zahlung zum 30. September 2008

ergibt sich im Geschäftsjahr ein Steueraufwand in Höhe von

70 Mio €.

Für den Unterschied zwischen dem Nettovermögen und dem

steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assozi-

ierten Unternehmen (sogenannte „Outside Basis Differences“)

wurden 2006 keine passiven latenten Steuern bilanziert. Zum

Stichtag beträgt die passive latente Steuer 7 Mio €. Passive

latente Steuern für Tochtergesellschaften und assoziierte

Unternehmen wurden insoweit nicht bilanziert, als die Gesell-

schaft den Umkehreffekt steuern kann und soweit es wahr-

scheinlich ist, dass sich die temporäre Differenz in absehbarer

Zeit nicht umkehren wird. Für temporäre Differenzen von

Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe

von 1.646 Mio € (2006: 1.335 Mio €) wurden passive latente

Steuern nicht gebildet, da E.ON in der Lage ist, den zeitlichen

Verlauf der Umkehrung zu steuern und sich die temporären

Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren.

Steuersatzänderungen in Großbritannien, Tschechien und

einigen anderen Staaten führten insgesamt zu einem laten-

ten Steuerertrag in Höhe von 118 Mio €. 2006 ergab sich durch

Steuersatzänderungen im Ausland insgesamt ein latenter

Steuerertrag in Höhe von 21 Mio €.

Der Anstieg des Steueraufwands um 2.249 Mio € im Vergleich

zum Vorjahr beruht im Wesentlichen darauf, dass der Sonder-

effekt der erstmaligen Aktivierung des abgezinsten Körper-

schaftsteuerguthabens in 2006 zu einem Steuerertrag in Höhe

von 1.279 Mio € geführt hat. Der weitere Anstieg ist auf Ergeb-

nissteigerungen zurückzuführen.

Durch das am 18. August 2007 in Kraft getretene Unternehmen-

steuerreformgesetz 2008 ergeben sich ab dem 1. Januar 2008

weitreichende Steueränderungen in Deutschland. Insbeson-

dere der Körperschaftsteuersatz sinkt von 25 Prozent im lau-

fenden Jahr auf 15 Prozent in 2008, der durchschnittliche

inländische Gewerbesteuersatz steigt von 13 Prozent im lau-

fenden Jahr auf 14 Prozent in 2008. Der Solidaritätszuschlag

beträgt unverändert 5,5 Prozent auf den Körperschaftsteuer-

satz. Aufgrund der Änderung des durchschnittlichen Gesamt-

steuersatzes von bisher 39 auf 30 Prozent ist eine Neube-

wertung des Gesamtbestandes der latenten Steuern in

Deutschland zum 31. Dezember 2007 durchzuführen. Hieraus

ergibt sich im Geschäftsjahr 2007 ein nicht zahlungswirk-

samer latenter Steuerertrag in Höhe von 59 Mio €.

Mit dem am 13. Dezember 2006 in Kraft getretenen Gesetz

über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung der Euro-

päischen Gesellschaft und zur Änderung weiterer steuerrecht-

licher Vorschriften (SEStEG) wurden die Vorschriften zum

Körperschaftsteuerguthaben, das noch aus dem bis zum Jahr

2001 gültigen körperschaftsteuerlichen Anrechnungsverfahren

152 Anhang

Es ergeben sich die in der folgenden Tabelle dargestellten

aktiven und passiven latenten Steuern zum 31. Dezember

2007 und 2006:

Die Ertragsteuern, die im Zusammenhang mit den nicht fort-

geführten Aktivitäten stehen, werden in der Gewinn- und Ver-

lustrechnung unter dem Posten „Ergebnis aus nicht fortge-

führten Aktivitäten“ ausgewiesen (vergleiche auch Textziffer 4)

und ergeben sich wie folgt:

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit teilt sich

auf das In- und Ausland wie folgt auf:

Die Unterschiede zwischen dem für 2007 in Deutschland gel-

tenden Ertragsteuersatz von 39 Prozent (2006: 39 Prozent)

und dem effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:

1) davon in 2006 Ertrag aus Aktivierung der Körperschaftsteuerguthaben –1.279 Mio

%

39,0

–1,4

–1,3

–0,4

–9,2

–4,2

–21,7

0,8

2006

Erwartete Ertragsteuern

Ertragsteuerminderung für ausgeschüttete Dividenden

Unterschied zu ausländischen Steuersätzen

Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts

Steuereffekte auf steuerfreies Einkommen

Steuereffekte auf Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen

Sonstiges1)

Effektiver Steueraufwand/-satz

%

39,0

–0,8

–4,2

–1,8

–8,2

–3,6

3,2

23,6

in Mio

3.776

–75

–405

–177

–790

–353

313

2.289

in Mio

2.085

–76

–71

–21

–491

–227

–1.159

40

Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz

2007

in Mio

WKE

E.ON Finland

Viterra

Summe

2007

–53

–

–

–53

2006

34

7

1

42

Steueraufwand aus nicht fortgeführten Aktivitäten

in Mio

Inland

Ausland

Summe

2007

5.500

4.183

9.683

2006

3.463

1.884

5.347


in Mio


Sachanlagen

Finanzanlagen

Vorräte

Forderungen

Rückstellungen

Verbindlichkeiten

Verlustvorträge

Steuergutschriften

Sonstige

Zwischensumme

Wertänderung



Sachanlagen

Finanzanlagen

Vorräte

Forderungen

Rückstellungen

Verbindlichkeiten

Sonstige


Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto

2007

73

608

138

9

70

3.107

2.070

452

81

163

6.771

–212

6.559

1.033

6.501

1.727

176

1.946

443

253

880

12.959

–6.400

2006

62

647

209

12

397

4.209

2.418

613

38

187

8.792

–435

8.357

1.101

6.547

1.977

246

2.076

502

178

1.546

14.173

–5.816

31. Dezember

Aktive und passive latente Steuern


Von den ausgewiesenen latenten Steuern sind insgesamt

2.246 Mio € direkt dem Eigenkapital belastet worden (2006:

2.223 Mio €).

Die latenten Steuern stellen sich bezüglich des Zeitraums

ihrer Umkehrung und nach Saldierung wie folgt dar:

Im Rahmen des Erwerbs von OGK-4 ergaben sich aus der

Kaufpreisverteilung zum 31. Dezember 2007 passive latente

Steuern in Höhe von 529 Mio €. Die Kaufpreisverteilung für

E2-I führte am 31. Dezember 2007 zu passiven latenten Steuern

in Höhe von 148 Mio €.

Die Kaufpreisverteilungen weiterer Erwerbe führten am

31. Dezember 2007 insgesamt zu einem Ansatz von 19 Mio €

passiven latenten Steuern.

Die Erwerbe von DDGáz, E.ON Földgáz Trade, E.ON Földgáz

Storage, Somet und E.ON Värme führten am 31. Dezember

2006 insgesamt zu einem Ansatz von 6 Mio € aktiven und

27 Mio € passiven latenten Steuern.

Die steuerlichen Verlustvorträge am Jahresende setzen sich

wie folgt zusammen:

Seit dem 1. Januar 2004 sind inländische Verlustvorträge unter

Berücksichtigung eines Sockelbetrags von 1 Mio € nur noch

zu 60 Prozent des zu versteuernden Einkommens verrechen-

bar. Diese körperschaftsteuerliche Regelung zur Mindestbe-

steuerung gilt entsprechend für gewerbesteuerliche Verlust-

vorträge.

Von den noch nicht genutzten Steuergutschriften, für die kei-

ne latenten Steuern gebildet wurden, verfallen 12 Mio € nach

2012.

Langfristig

1.428

–424

1.004

–6.495

–5.491

Kurzfristig

254

–11

243

–568

–325

31. Dezember 2006

Langfristig

1.069

–208

861

–6.843

–5.982

Kurzfristig

298

–4

294

–712

–418

31. Dezember 2007

Nettobetrag der aktiven und passiven latenten Steuern

in Mio


Wertänderung

Nettobetrag der aktiven latenten Steuern


Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto

in Mio

Inländische Verlustvorträge

Ausländische Verlustvorträge

Summe

2007

1.646

739

2.385

2006

2.016

956

2.972

Steuerliche Verlustvorträge

31. Dezember

Anhang154

Aktienbasierte Vergütung

Als langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten die

Vorstandsmitglieder der E.ON AG und bestimmte Führungs-

kräfte der E.ON AG sowie der Market Units eine aktienbasierte

Vergütung. Voraussetzung für die Gewährung ist der Besitz

einer bestimmten Anzahl von Aktien der E.ON AG, die bis

zum Ende der Laufzeit bzw. bis zur vollständigen Ausübung

gehalten werden müssen. Ziel dieser aktienbasierten Vergü-

tung ist es, den Beitrag zur Steigerung des Unternehmens-

werts zu honorieren und den langfristigen Unternehmenser-

folg zu fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente

mit gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharak-

ter werden die Interessen der Anteilseigner und des Manage-

ments sinnvoll verknüpft.

Im Folgenden wird über das im Jahr 2005 beendete virtuelle

Aktienoptionsprogramm der E.ON AG sowie über den im Jahr

2006 neu eingeführten E.ON-Share-Performance Plan berichtet.

Virtuelles Aktienoptionsprogramm der E.ON AG

Von 1999 bis einschließlich 2005 hat E.ON jährlich virtuelle

Aktienoptionen (Stock Appreciation Rights/SAR) im Rahmen

des virtuellen Aktienoptionsprogramms der E.ON AG gewährt.

Im Geschäftsjahr 2007 wurde die dritte Tranche vollständig

ausgeübt. Noch vorhandene SAR der vierten bis siebten

Tranche können auch nach der Beendigung dieses Programms

weiterhin nach den Regelungen der Optionsbedingungen

ausgeübt werden.

Im Jahr 2007 wurden für die Ausgabe von Aktien im Rahmen

des Belegschaftsaktienprogramms über die Börse insgesamt

373.905 Aktien bzw. 0,05 Prozent der Aktien der E.ON AG zu

einem durchschnittlichen Anschaffungspreis von 121,10 € je

Aktie erworben (in 2006 Entnahme aus dem Bestand eigener

Aktien: 443.290 Aktien bzw. 0,06 Prozent) und zu Vorzugsprei-

sen zwischen 45,20 € und 104,64 € (2006: zwischen 38,37 € und

74,77 €) an die Mitarbeiter weitergegeben. Die durch Gewäh-

rung der Vorzugspreise entstandenen Kosten werden in der

Position „Löhne und Gehälter“ als Personalaufwand erfasst. Zur

Entwicklung des Bestands an eigenen Aktien der E.ON AG

werden weitere Informationen unter Textziffer 19 gegeben.

Seit dem Geschäftsjahr 2003 besteht für in Großbritannien

beschäftigte Mitarbeiter die Möglichkeit, E.ON-Aktien im

Rahmen eines Belegschaftsaktienprogramms zu erwerben

und zusätzlich Bonus-Aktien zu beziehen. Der Aufwand aus

der Ausgabe der Bonus-Aktien wird ebenfalls unter „Löhne

und Gehälter“ als Personalaufwand erfasst.

(11) Personalbezogene Angaben

Personalaufwand

Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:

Ausgabedatum

Laufzeit

Sperrfrist

Basiskurs1)

Basiskurs des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)

Teilnehmer im Jahr der Ausgabe

Anzahl ausgegebener Optionen

Ausübungsschwelle (Kursanstieg gegenüber Basiskurs)

Ausübungsschwelle (Mindestkurs)1)

Maximaler Ausübungsgewinn

3. Tranche

2. Jan. 2001

7 Jahre

2 Jahre

58,70

300,18

231

1,8 Mio

20 %

70,44

–

4. Tranche

2. Jan. 2002

7 Jahre

2 Jahre

50,70

262,44

186

1,7 Mio

10 %

55,77

–

5. Tranche

2. Jan. 2003

7 Jahre

2 Jahre

37,86

202,14

344

2,6 Mio

10 %

41,65

–

6. Tranche

2. Jan. 2004

7 Jahre

2 Jahre

44,80

211,58

357

2,7 Mio

10 %

49,28

49,05

7. Tranche

3. Jan. 2005

7 Jahre

2 Jahre

61,10

268,66

357

2,9 Mio

10 %

67,21

65,35

Stock Appreciation Rights der E.ON AG

1) im Jahr 2006 nach Sonderdividendenausschüttung angepasst

in Mio

Löhne und Gehälter

Soziale Abgaben

Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung

für Altersversorgung

Summe

2007

3.692

556

349327

4.597

2006

3.553

580

396377

4.529

Personalaufwand


Die SAR können von den Berechtigten nach Ablauf der Sperr-

frist in bestimmten Ausübungszeiträumen ausgeübt werden,

sofern die Ausübungsschwellen überschritten wurden.

Der Ausübungsgewinn wird in bar ausgezahlt und entspricht

der Differenz zwischen dem Aktienkurs der E.ON AG bei Aus-

übung und dem Basiskurs, multipliziert mit der Anzahl der

ausgeübten Optionen. Um die Effekte aus außerordentlichen,

nicht vorhergesehenen Entwicklungen nach oben hin zu

begrenzen, wurde der maximal mögliche Ausübungsgewinn

je Option für die SAR ab der sechsten Tranche auf 100 Prozent

des Basiskurses bei Ausgabe festgelegt. Diese Begrenzung

des Ausübungsgewinns ist erstmals im Geschäftsjahr 2006

wirksam geworden.

Die SAR wurden zum Bilanzstichtag im Rahmen der IFRS 2-

Bewertung auf Basis des rechnerischen Optionswertes (Fair

Value) bewertet.

Für die Ermittlung dieser Optionswerte wird ein anerkanntes

Optionspreismodell verwendet. In diesem Optionspreismodell

wird eine große Anzahl unterschiedlicher Entwicklungspfade

der E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes Dow Jones STOXX

Utilities Index (Price EUR) simuliert (Monte-Carlo-Simulation).

Zur Ermittlung der rechnerischen Optionswerte wird ein

bestimmtes Ausübungsverhalten zugrunde gelegt. In Abhän-

gigkeit von der Kursentwicklung der E.ON-Aktie wurden für

die Tranchen individuelle Ausübungsquoten definiert. Es

werden restlaufzeitkongruente historische Volatilitäten und

Korrelationen der E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes ver-

wendet. Als risikoloser Zinssatz wird der Zero-Swapsatz für

die entsprechende Restlaufzeit zugrunde gelegt. Im Rahmen

des Bewertungsmodells werden außerdem die Dividenden-

renditen der E.ON-Aktie (2,30 Prozent) und des Vergleichs-

indexes (3,18 Prozent) berücksichtigt. Die Dividendenrendite

der E.ON-Aktie wird auf Basis des Verhältnisses der zuletzt

ausgeschütteten Dividende und des Aktienkurses am Bewer-

tungstag angesetzt. Sie entspricht damit zum Stichtag an-

nähernd der zukünftig erwarteten Dividendenrendite. Der

Durchschnitt der Xetra-Schlusskurse der E.ON-Aktie betrug

im Geschäftsjahr 118,08 €. Der Xetra-Schlusskurs der E.ON-

Aktie betrug am Jahresende 145,59 €. Der Dow Jones STOXX

Utilities Index (Price EUR) erreichte einen Schlusswert von

549,75 Punkten.

Die folgende Übersicht enthält weitere im Rahmen der

Bewertung verwendete Parameter:

Im Geschäftsjahr 2007 wurden 2.902.786 SAR der Tranchen

drei bis sieben planmäßig ausgeübt. Darüber hinaus wurden

100.349 SAR der Tranchen drei bis fünf und sieben in Über-

einstimmung mit den Optionsbedingungen außerplanmäßig

ausgeübt. Die Summe der Ausübungsgewinne für die

Begünstigten belief sich auf 163,2 Mio € (2006: 134,4 Mio €).

Im Geschäftsjahr sind 7.000 SAR der Tranche drei verfallen.

Innerer Wert zum 31. Dezember 2007

Rechnerischer Optionswert zum 31. Dezember 2007

Swapsatz

Volatilität der E.ON-Aktie

Volatilität des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)

Korrelation E.ON-Aktie/Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)

4. Tranche

94,89 €

93,81 €

4,55%

21,97%

13,78%

0,7845

5. Tranche

107,73 €

104,39 €

4,45%

24,44%

14,54%

0,7492

6. Tranche

49,05 €

48,64 €

4,42%

25,47%

14,78%

0,7191

7. Tranche

65,35 €

64,09 €

4,43%

25,61%

14,74%

0,7015

SAR-Programm der E.ON AG – Bewertungsparameter des Optionspreismodells

Anhang156

Jedes Performance-Recht berechtigt am Ende der dreijährigen

Laufzeit zu einer Barauszahlung in Höhe des dann festge-

stellten Endkurses der E.ON-Aktie. Die Höhe der Auszahlung

hängt zudem maßgeblich von der relativen Performance der

E.ON-Aktie im Verhältnis zum Vergleichsindex Dow Jones STOXX

Utility Index (Return EUR) ab. Die Auszahlung entspricht dem

Zielwert dieser Vergütungskomponente, wenn der Kurs der

E.ON-Aktie am Ende der Laufzeit gehalten wurde und die

Performance der des Vergleichsindexes entspricht. Die Höhe

des maximal an einen Planteilnehmer auszuzahlenden Betrags

je Performance-Recht ist jedoch auf das Dreifache des

ursprünglich zugeteilten Zielwertes begrenzt.

Sowohl die Ermittlung des Anfangskurses, des Endkurses als

auch der relativen Performance erfolgt jeweils anhand von

60-Tage-Durchschnittskursen, um den Effekt von zufälligen,

nicht nachhaltigen Kurseffekten zu reduzieren.

Die Berechnung des Auszahlungsbetrages erfolgt für alle

Planteilnehmer gleichzeitig auf den Tag des Laufzeitendes

der Tranche. Entspricht die Performance der E.ON-Aktie der

Performance des Indexes, so wird der Auszahlungsbetrag

nicht angepasst und der Endkurs kommt zur Auszahlung.

Hat sich die E.ON-Aktie dagegen besser entwickelt als der

Index, so erhöht sich der Auszahlungsbetrag proportional.

Für den Fall, dass sich die E.ON-Aktie schlechter entwickelt

als der Index, kommt es zu überproportionalen Abschlägen.

Ab einer Unterperformance von 20 Prozent erfolgt keine

Auszahlung mehr.

Die SAR der Tranchen vier bis sieben waren am Bilanzstichtag

ausübungsfähig.

E.ON-Share-Performance Plan

Im Geschäftsjahr 2007 wurden virtuelle Aktien (Performance-

Rechte) der zweiten Tranche des E.ON-Share-Performance

Plans gewährt. Erstmals erhielten neben dem Top-Manage-

ment auch bestimmte Senior Manager Performance Rechte.

Bestand SAR zum 31. Dezember 2005

Zuteilungen in 2006

Ausübungen in 2006

Während der Laufzeit in 2006 verfallene SAR


Zuteilungen in 2007

Ausübungen in 2007

Während der Laufzeit in 2007 verfallene SAR


Ausübungsgewinne 2007

Rückstellung zum 31. Dezember 2007

Aufwand in 2007

3. Tranche

158.750

–

85.750

–

73.000

–

66.000

7.000

–

4,6 Mio

0,0 Mio

1,4 Mio

4. Tranche

238.909

–

169.742

–

69.167

–

42.333

–

26.834

2,8 Mio

2,5 Mio

2,0 Mio

5. Tranche

613.711

–

346.358

2.423

264.930

–

113.379

–

151.551

9,2 Mio

15,8 Mio

8,7 Mio

6. Tranche

2.417.995

–

2.349.731

13.717

54.547

–

26.547

–

28.000

1,3 Mio

1,4 Mio

0,1 Mio

7. Tranche

2.885.428

–

49.511

26.041

2.809.876

–

2.754.876

–

55.000

145,3 Mio

3,5 Mio

31,2 Mio

Entwicklung des SAR-Programms der E.ON AG

Die Rückstellung für das SAR-Programm beträgt zum Bilanz-

stichtag 23,2 Mio € (2006: 143,1 Mio €). Der Aufwand für das

Geschäftsjahr 2007 betrug 43,4 Mio € (2006: 113,0 Mio €).

Der Bestand an SAR, die Rückstellungen und Aufwendungen

aus dem virtuellen Aktienoptionsprogramm haben sich wie

folgt entwickelt:

Ausgabedatum

Laufzeit

Zielwert bei Ausgabe

Teilnehmer im Jahr der Ausgabe

Anzahl ausgegebener Performance-Rechte

Maximaler Auszahlungsbetrag

1. Tranche

1. Jan. 2006

3 Jahre

79,22

396

458.641

237,66

2. Tranche

1. Jan. 2007

3 Jahre

96,52

501

395.025

289,56

E.ON-Share-Performance Rechte


Im Geschäftsjahr 2007 wurden 395.025 Performance-Rechte

der zweiten Tranche gewährt. In 2007 wurde der Gewinn aus

15.500 Performance-Rechten der ersten und zweiten Tranchen

in Übereinstimmung mit den Planbedingungen außerordent-

lich ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen betrug 1,6 Mio €

(2006: 0,1 Mio €). Im Geschäftsjahr sind 4.349 Performance-

Rechte der ersten und der zweiten Tranche verfallen. Am Jah-

resende beträgt die Summe der Rückstellungen 67,8 Mio €

(2006: 8,9 Mio €). Die Rückstellung entfällt jeweils anteilig

In dem Plan bestehen Anpassungsmechanismen, um z. B. den

Effekt von zwischenzeitlichen Kapitalmaßnahmen zu elimi-

nieren. So wurden Kapitaladjustierungsfaktoren für die erste

Tranche gebildet, um die wirtschaftlichen Effekte der Sonder-

dividendenzahlung am 5. Mai 2006 zu kompensieren.

Für die Bilanzierung wird der finanzmathematische Wert

(Fair Value) gemäß IFRS 2 anhand eines anerkannten Options-

preismodells ermittelt. Dabei wird analog zum Optionspreis-

modell des virtuellen Aktienoptionsprogramms eine große

Anzahl unterschiedlicher Entwicklungspfade der E.ON-Aktie

(unter Berücksichtigung der Effekte reinvestierter Dividenden

und Kapitaladjustierungsfakoren) und des Vergleichsindexes

simuliert (sogenannte Monte-Carlo-Simulation). Abweichend

wird jedoch der Vergleichsindex Dow Jones STOXX Utilities

Index (Return EUR) verwendet, der zum Bilanzstichtag einen

Stand von 968,95 Punkten aufweist. Da die Auszahlung für

alle Planteilnehmer zu einem bestimmten Zeitpunkt erfolgt,

sind Annahmen zum Ausübungsverhalten in dieser Planstruk-

tur nicht vorgesehen und dementsprechend nicht in dieses

Optionspreismodell einbezogen. Dividendenzahlungen und

Kapitalmaßnahmen werden durch entsprechende Faktoren

analog denen des Indexproviders berücksichtigt.

auf die bisher abgelaufene Zeit der insgesamt dreijährigen

Laufzeit. Der Aufwand für den E.ON-Share-Performance Plan

betrug im Geschäftsjahr 2007 insgesamt 60,5 Mio € (2006:

9,0 Mio €).

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


Summe

2007

44.054

12.204

16.499

5.872

2.940

1.865

83.434

2006

44.148

12.653

14.599

5.697

2.919

437

80.453

Mitarbeiter

Innerer Wert zum 31. Dezember 2007

Rechnerischer Wert zum 31. Dezember 2007

Swapsatz

Volatilität der E.ON-Aktie

Volatilität des Dow Jones STOXXUtility Index (Return EUR)

Korrelation E.ON-Aktie/Dow JonesSTOXX Utility Index (Return EUR)

1. Tranche

157,47

158,72

4,55%

21,56%

13,81%

0,8056

2. Tranche

162,93

163,59

4,45%

21,73%

13,46%

0,7977

E.ON-Share-Performance Plan – Bewertungsparameter des Preismodells

Zuteilungen in 2006

Abgerechnete Performance-Rechtein 2006

Verfallene Performance-Rechte in 2006

Bestand zum 31. Dezember 2006

Zuteilungen in 2007

Abgerechnete Performance-Rechtein 2007

Verfallene Performance-Rechte in 2007

Bestand zum 31. Dezember 2007

Auszahlungsbeträge in 2007

Rückstellung zum 31. Dezember 2007

Aufwand in 2007

1. Tranche

458.641

2.020

2.020

454.601

–

11.042

2.691

440.868

1,0 Mio

46,6 Mio

38,8 Mio

2. Tranche

–

–

–

–

395.025

4.458

1.658

388.909

0,6 Mio

21,2 Mio

21,7 Mio

Entwicklung des E.ON-Share-Performance Plans

Die erste und zweite Tranche waren am Bilanzstichtag noch

nicht ordentlich auszahlungsfähig.

Für das Jahr 2008 ist die Auflage einer dritten Tranche des

E.ON-Share-Performance Plans vorgesehen.

Mitarbeiter

Im Berichtsjahr beschäftigte die Gesellschaft durchschnittlich

83.434 Mitarbeiter (2006: 80.453). Dabei sind 2.352 (2006: 2.280)

Auszubildende nicht berücksichtigt. Nach Market Units setzt

sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:

Anhang158

(12) Sonstige Angaben

Deutscher Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG haben die nach § 161

AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 17. Dezember

2007 abgegeben und den Aktionären durch Veröffentlichung

auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com) dauer-

haft zugänglich gemacht.

Honorare und Dienstleistungen des Abschlussprüfers

Für die in den Geschäftsjahren 2007 und 2006 erbrachten

Dienstleistungen des Abschlussprüfers, Pricewaterhouse-

Coopers (PwC), sind folgende Honorare angefallen:

Die Honorare für Abschlussprüfungen betreffen die Prüfung

des Konzernabschlusses und der gesetzlich vorgeschriebenen

Abschlüsse der E.ON AG und ihrer verbundenen Unternehmen.

Des Weiteren sind hier die Honorare für die Prüfung der inter-

nen Kontrollen über die Finanzberichterstattung ausgewiesen.

Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen betreffen

insbesondere die prüferische Durchsicht der Zwischenab-

schlüsse nach IFRS sowie in 2006 die prüferische Durchsicht

der Umstellung der Rechnungslegung auf IFRS. Darüber

hinaus sind hier die Honorare für projektbegleitende Prüfun-

gen im Rahmen der Einführung von IT- und internen Kontroll-

systemen, Due-Diligence-Leistungen im Zusammenhang mit

Akquisitionen und Desinvestitionen sowie sonstige Einzelsach-

verhalte enthalten.

Die Honorare für Steuerberatungsleistungen entfallen vor

allem auf die Einzelfallberatung im Zusammenhang mit M&A-

Transaktionen, die laufende Beratung im Zusammenhang

mit der Erstellung von Steuererklärungen und der Prüfung

von Steuerbescheiden sowie auf die Beratung in sonstigen

nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten.

Die Honorare für sonstige Leistungen betreffen im Wesent-

lichen die fachliche Unterstützung bei IT-Projekten, fachbe-

zogene Schulungsmaßnahmen sowie regulierungsrelevante

Themen.

Anteilsbesitz

Die Aufstellung des gesamten Anteilsbesitzes der E.ON AG

wird in einer gesonderten Aufstellung des Anteilsbesitzes

beim elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemacht. In

dieser Aufstellung sind ebenfalls diejenigen Beteiligungen

vermerkt, die von der Aufstellung bzw. Offenlegung eines

Konzernabschlusses bzw. eines Jahresabschlusses sowie

eines entsprechenden Lageberichtes nach § 264 Abs. 3 bzw.

§ 264b HGB befreit sind.

in Mio

Abschlussprüfungen

Sonstige Bestätigungsleistungen

Steuerberatungsleistungen

Sonstige Leistungen

Summe

2006

33

25

1

2

61

2007

33

22

1

1

57

Honorare des Abschlussprüfers


(13) Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird

wie folgt berechnet:

Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie ent-

spricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die

E.ON AG keine potenziell verwässernden Stammaktien aus-

gegeben hat.

Ergebnis je Aktie

2006

5.307

–486

4.821

775

–10

765

5.586

0

7,31

1,16

8,47

659

2007

7.394

–520

6.874

330

–

330

7.204

0

10,55

0,51

11,06

651

in Mio


Abzüglich Minderheitsanteile

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten(Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)


Abzüglich Minderheitsanteile

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)


in

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

aus fortgeführten Aktivitäten

aus nicht fortgeführten Aktivitäten

aus Konzernüberschuss

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

160

(14) Goodwill, immaterielle Vermögenswerte undSachanlagen

in Mio

Goodwill

Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte

Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte

Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte

Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte

Selbsterstellte immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer

Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte


Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte

Bauten



Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau

Sachanlagen

Um-buchungen

–229

–

10

–11

68

–

67

–400

–13

–346

18

200

1.468

–70

–1.190

426

Abgänge

–10

–175

–2

–12

–23

–

–212

–239

–1

–452

–61

–146

–1.428

–206

–12

–1.853

Zugänge

13

–

1

66

49

32

148

990

29

1.167

25

74

2.327

276

3.961

6.663

Veränderun-gen Konsoli-

dierungs-kreis

2.489

–

25

305

10

–

340

–

–

340

1

1.183

1.901

–9

1.001

4.077

Währungs-unterschiede

–822

–4

–98

–22

–8

–21

–153

–43

–

–196

–119

–163

–1.963

–141

–176

–2.562

1. Januar2007

15.604

227

2.482

1.694

503

218

5.124

1.263

15

6.402

3.970

7.996

80.098

3.362

2.088

97.514

31.Dezember

2007

17.045

48

2.418

2.020

599

229

5.314

1.571

30

6.915

3.834

9.144

82.403

3.212

5.672

104.265

Anhang

Anschaffungs- und Herstellungskosten

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen


1. Januar 2007

–284

–217

–983

–778

–365

–165

–2.508

–

–

–2.508

–252

–4.117

–48.264

–2.371

–26

–55.030

Verände-rungen

Konsolidie-rungskreis

–

–

–

–1

1

–

–

–

–

–

–

–

–50

15

–

–35

Zugänge

–

–9

–198

–42

–78

–24

–351

–

–

–351

–12

–242

–2.272

–218

–

–2.744

Abgänge

–

175

–

6

23

1

205

–

–

205

3

117

781

193

8

1.102

Um-buchungen

–

–

–

30

–34

–

–4

–4

–

–8

–

–11

–94

102

10

7

Wertminde-rungen

–

–

–

–

–

–

–

–66

–

–66

–1

–5

–17

–

–10

–33

Zuschreibun-gen

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1

2

1

–

–

4

31.Dezember

2007

–284

–47

–1.125

–771

–448

–172

–2.563

–68

–

–2.631

–257

–4.161

–49.084

–2.194

–17

–55.713

31.Dezember

2007

16.761

1

1.293

1.249

151

57

2.751

1.503

30

4.284

3.577

4.983

33.319

1.018

5.655

48.552

Kumulierte AbschreibungenNetto-

Buchwerte


–

4

56

14

5

16

95

2

–

97

4

95

831

85

1

1.016

Anhang162

in Mio

Netto-Buchwert zum 1. Januar 2006

Veränderungen aus Unternehmenerwerben und Veräußerungen

Sonstige Veränderungen1)

Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2006

Veränderungen aus Unternehmenerwerben und Veräußerungen

Sonstige Veränderungen1)

Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2007

Entwicklung des Goodwills nach Segmenten

1) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Umbuchungen und Währungskursdifferenzen des Berichtsjahres, außerdem auch Umgliederungen in nicht fortgeführte Aktivitäten(2006 im Segment Nordic: –83 Mio ).

Nordic

368

3

–73

298

2

–12

288

Pan-European

Gas

4.200

146

53

4.399

15

–39

4.375

CentralEurope

2.419

65

1

2.485

17

–28

2.474

UK

4.955

–

1

4.956

–

–614

4.342

US-Midwest

3.552

–

–370

3.182

–

–330

2.852

Corporate Center/

NeueMärkte

–

–

–

–

2.458

–28

2.430

Summe

15.494

214

–388

15.320

2.492

–1.051

16.761

in Mio

Goodwill

Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte

Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte

Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte

Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte

Selbsterstellte immaterielle Vermögenswerte

Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer

Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte


Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte

Bauten



Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau

Sachanlagen

Um-buchungen

–61

–

9

9

120

–95

43

–27

–23

–7

–140

258

895

7

–1.040

–20

Abgänge

–12

–

–5

–18

–32

–2

–57

–244

–

–301

–49

–24

–1.169

–180

–32

–1.454

Zugänge

56

–

2

28

65

20

115

391

11

517

55

100

2.067

243

1.815

4.280

Veränderun-gen Konsoli-

dierungs-kreis

74

–

2

–24

3

–

–19

–39

–

–58

–12

–59

182

–77

42

76


–245

4

31

10

1

4

50

11

1

62

86

5

95

26

–27

185

1. Januar2006

15.792

223

2.443

1.689

346

291

4.992

1.171

26

6.189

4.030

7.716

78.028

3.343

1.330

94.447

31.Dezember

2006

15.604

227

2.482

1.694

503

218

5.124

1.263

15

6.402

3.970

7.996

80.098

3.362

2.088

97.514

Anschaffungs- und Herstellungskosten

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

a) Goodwill und immaterielle Vermögenswerte

Goodwill Die Veränderungen des Goodwills je Segment lassen sich für

die Geschäftsjahre 2007 und 2006 wie folgt darstellen:


1. Januar 2006

–298

–123

–782

–601

–267

–209

–1.982

–

–

–1.982

–333

–3.813

–46.847

–2.378

–9

–53.380

Verände-rungen

Konsolidie-rungskreis

14

–

9

12

–3

–

18

–

–

18

–

36

392

38

–

466

Zugänge

–

–50

–197

–51

–54

–26

–378

–

–

–378

–12

–216

–2.275

–205

–

–2.708

Abgänge

–

–

1

8

31

–

40

–

–

40

2

5

914

178

–

1.099

Um-buchungen

–

–

–1

–1

–71

73

–

–

–

–

96

–96

–29

16

–

–13

Wertminde-rungen

–

–41

–

–140

–

–

–181

–

–

–181

–5

–25

–355

–

–18

–403

Zuschreibun-gen

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1

–

–

–

–

1

31.Dezember

2006

–284

–217

–983

–778

–365

–165

–2.508

–

–

–2.508

–252

–4.117

–48.264

–2.371

–26

–55.030

31.Dezember

2006

15.320

10

1.499

916

138

53

2.616

1.263

15

3.894

3.718

3.879

31.834

991

2.062

42.484

Kumulierte AbschreibungenNetto-

Buchwerte


–

–3

–13

–5

–1

–3

–25

–

–

–25

–1

–8

–64

–20

1

–92

hinausgehenden Cashflow-Annahmen werden auf Basis von

Vergangenheitsanalysen und Zukunftsprognosen bereichs-

spezifische Wachstumsraten ermittelt. Die zur Diskontierung

verwendeten Nachsteuerzinssätze werden auf Grundlage

von Marktdaten bereichsspezifisch ermittelt und betragen

zum Bewertungsstichtag zwischen 5,6 und 7,3 Prozent

(2006: 5,4 bis 7,8 Prozent).

Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des Fair

Values abzüglich der Veräußerungskosten durch das Manage-

ment beruht, umfassen die Prognosen der Marktpreise für Roh-

stoffe, künftiger Strom- und Gaspreise auf den Großhandels-

und Endverbrauchermärkten, der unternehmensbezogenen

Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen

sowie von Wachstumsraten und Diskontierungszinssätzen.

Da die Fair Values abzüglich der Veräußerungskosten sämtlich

über den entsprechenden Buchwerten der Cash Generating

Units lagen, waren im Rahmen der Goodwill-Impairment-

Tests in 2007 und 2006 keine Wertminderungen des Goodwills

erforderlich.

Nach IFRS 3 unterliegt der Goodwill keiner planmäßigen Ab-

schreibung, sondern wird mindestens jährlich Impairment-

Tests auf der Betrachtungsebene der Cash Generating Units

unterzogen. Darüber hinaus ist der Goodwill einzelner Cash

Generating Units bei Eintritt besonderer Ereignisse, die zu

einer Verringerung des erzielbaren Betrags der jeweiligen

Cash Generating Unit führen können, auch unterjährig einer

solchen Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen.

Im Rahmen der Goodwill-Impairment-Tests werden zunächst

die Fair Values abzüglich der Veräußerungskosten der Cash

Generating Units auf Basis von Discounted-Cashflow-Verfah-

ren ermittelt sowie anhand geeigneter Multiplikatoren plau-

sibilisiert. Zudem werden – sofern vorhanden – Markttransaktio-

nen oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte

berücksichtigt.

Die Bewertung basiert auf den vom Vorstand genehmigten

Unternehmensplanungen. Den Berechnungen liegt ein Detail-

prognosezeitraum von fünf, in Ausnahmefällen von zehn

Jahren, zugrunde. Für die über die Detailplanungsperiode

164 Anhang

b) Sachanlagen

Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von

62 Mio (2006: 27 Mio ) als Bestandteil der Anschaffungs-

und Herstellungskosten der Sachanlagen aktiviert.

Die planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen beliefen

sich im Jahr 2007 auf 2.744 Mio (2006: 2.708 Mio ). In Höhe

von 33 Mio (2006: 403 Mio ) wurden Wertminderungen auf

Sachanlagen vorgenommen. 2006 entfielen 227 Mio auf

Wertminderungen von Sachanlagen im Gasverteilnetzbetrieb

in Deutschland infolge der Auswirkung der Regulierung der

Netzentgelte. Zuschreibungen auf Sachanlagen wurden in

Höhe von 4 Mio (2006: 1 Mio ) vorgenommen.

Es bestanden im Jahr 2007 Veräußerungsbeschränkungen

in Höhe von 5.228 Mio (2006: 4.236 Mio ), die sich über-

wiegend auf Grundstücke und Gebäude sowie technische

Anlagen und Maschinen beziehen.

Bestimmte Kraftwerke, Gasspeicher und Leitungsnetze wer-

den im Wege des Finanzierungsleasings genutzt und im

E.ON-Konzernabschluss aktiviert, weil E.ON das wirtschaftliche

Eigentum am geleasten Vermögenswert zuzurechnen ist.

Die auf dieser Basis aktivierten Sachanlagen weisen zum

Bilanzstichtag folgende Netto-Buchwerte auf:

Immaterielle Vermögenswerte Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermö-

genswerte betrugen im Jahr 2007 351 Mio (2006: 378 Mio ),

und die Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte

beliefen sich auf 66 Mio (2006: 181 Mio ).

In den immateriellen Vermögenswerten mit unbestimmbarer

Nutzungsdauer sind Emissionsrechte verschiedener Handels-

systeme mit einem Buchwert von 228 Mio (2006: 289 Mio )

enthalten.

Auf Basis des Bestands an immateriellen Vermögenswerten

mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden die folgenden

Abschreibungsbeträge für die folgenden fünf Berichtsjahre

erwartet:

Diese Schätzungen können insbesondere aufgrund von

Akquisitionen und Veräußerungen von den tatsächlichen

Beträgen in der Zukunft abweichen.

in Mio

2008

2009

2010

2011

2012

Summe

335

275

211

177

151

1.149

Voraussichtlicher Abschreibungsaufwand

in Mio

Grundstücke

Bauten



Netto-Buchwerte der aktivierten Leasinggegenstände

E.ON als Leasingnehmer – Buchwerte aktivierter Vermögenswerte

2006

–

3

285

6

294

2007

–

2

271

2

275

31. Dezember

in Mio

Fälligkeit bis 1 Jahr

Fälligkeit 1–5 Jahre

Fälligkeit über 5 Jahre

Summe

E.ON als Leasingnehmer – Zahlungsverpflichtungen aus Finanzierungsleasing

2006

58

127

295

480

2007

56

104

288

448

Mindestleasingzahlungen

2006

15

42

203

260

2007

17

50

188

255

Enthaltener Zinsanteil

2006

43

85

92

220

2007

39

54

100

193

Barwerte

Die entsprechenden Zahlungsverpflichtungen aus

Finanzierungsleasing-Verträgen werden wie folgt fällig:


Der Barwert der Mindestleasingverpflichtungen wird über-

wiegend unter den Leasingverbindlichkeiten ausgewiesen.

Darüber hinaus ist ein Betrag von 22 Mio (2006: 24 Mio )

in den Finanzverbindlichkeiten gegenüber Beteiligungs-

unternehmen enthalten.

Zu den künftigen Verpflichtungen aus Operating-Lease-Ver-

hältnissen, bei denen das wirtschaftliche Eigentum nicht bei

E.ON als Leasingnehmer liegt, vergleiche Textziffer 27.

E.ON tritt auch als Leasinggeber auf. Die zukünftig zu verein-

nahmenden Leasingraten aus Operating-Lease-Verhältnissen

weisen nebenstehende Fälligkeitsstruktur auf:

Zu Leasingforderungen aus Finanzierungsleasing-Verhältnissen

vergleiche Textziffer 17.

(15) At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

Die at equity bewerteten Unternehmen und sonstigen

Finanzanlagen setzen sich wie folgt zusammen:

Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen

vollständig fungible festverzinsliche Wertpapiere.

Im Geschäftsjahr 2007 betrugen die Wertminderungen auf at

equity bewertete Unternehmen 1 Mio (2006: 215 Mio )

und auf sonstige Finanzanlagen 28 Mio (2006: 152 Mio ).

Im Jahr 2006 wurden Wertminderungen in Höhe von 335 Mio

infolge der Netzregulierung auf at equity bewertete Unter-

nehmen und Beteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich

in Deutschland vorgenommen. Der Buchwert der sonstigen

Finanzanlagen, die wertberichtigt sind, beträgt zum Geschäfts-

jahresende 524 Mio (2006: 436 Mio ).

Von den langfristigen Wertpapieren sind 1.524 Mio (2006:

1.169 Mio ) zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflich-

tungen der VKE zweckgebunden.

Anteile an at equity bewerteten Unternehmen

Nebenstehende Aufstellungen geben einen Überblick über

wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und Verlust-

rechnung sowie der aggregierten Bilanz der at equity

bewerteten Unternehmen.

in Mio

At equity bewertete Unternehmen

BeteiligungenBeteiligung an OAO Gazprom

Langfristige Wertpapiere

Summe

31. Dez.2007

8.411

14.58313.061

6.895

29.889

31. Dez.2006

7.770

13.53311.918

7.146

28.449

1. Jan.2006

9.507

10.0738.141

6.471

26.051

At equity bewertete Unternehmenund sonstige Finanzanlagen

in Mio

Umsatzerlöse

Jahresergebnis

2007

48.656

4.399

2006

49.531

3.715

Ergebnisdaten der at equity bewertetenUnternehmen

2007

24.940

14.353

8.636

15.280

15.377

31. Dezember

2006

42.011

27.034

23.114

26.381

19.550

Bilanzdaten der at equity bewerteten Unternehmen

in Mio



Rückstellungen

Verbindlichkeiten und sonstige Passiva

Eigenkapital

in Mio

Nominalwert der ausstehenden Leasingraten




Summe

E.ON als Leasinggeber – Operating Lease

2007

29

87

190

306

Die von E.ON vereinnahmten Beteiligungserträge dieser Unter-

nehmen betrugen im Berichtsjahr 1.019 Mio (2006: 880 Mio ).

Auf at equity bewertete Unternehmen, deren Anteile markt-

gängig sind, entfallen Buchwerte in Höhe von 1.104 Mio

(2006: 973 Mio ). Diese Anteile weisen Fair Values von

2.284 Mio (2006: 2.401 Mio ) auf.

Aus Beteiligungszugängen bei at equity bewerteten Unter-

nehmen ergab sich insgesamt ein Goodwill von 102 Mio

(2006: 54 Mio ).

Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegen

zum Bilanzstichtag 79 Mio (2006: 76 Mio ) Verfügungs-

beschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.

166

Rohstoffe, Handelswaren und fertige Erzeugnisse werden

grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.

Die Wertberichtigungen im Jahr 2007 beliefen sich auf 3 Mio

(2006: 6 Mio ). Zuschreibungen erfolgten in Höhe von 5 Mio

(2006: 5 Mio ). Der Buchwert der zu Netto-Veräußerungswer-

ten angesetzten Vorräte beträgt 183 Mio .

Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor.

Anhang

(16) Vorräte

Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2007 und

2006 wie folgt zusammen:

Zum Bilanzstichtag enthalten die sonstigen finanziellen Ver-

mögenswerte Forderungen gegen Minderheitsgesellschafter

von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 518 Mio (2006:

609 Mio ) und Einlagen für Börsentermingeschäfte in Höhe

von 262 Mio (2006: 135 Mio ). Darüber hinaus ist im Zusam-

menhang mit der Anwendung von IFRIC 5 in den sonstigen

finanziellen Vermögenswerten mit 1.280 Mio (2006: 1.290 Mio )

ein Erstattungsanspruch gegenüber dem schwedischen

Nuklearfonds im Zusammenhang mit der Stilllegung und

dem Rückbau von Kernkraftwerken bzw. der nuklearen Ent-

sorgung enthalten. Da dieser Vermögenswert zweckgebun-

den ist, unterliegt er Restriktionen im Hinblick auf die Ver-

fügbarkeit durch die Gesellschaft.

Die übrigen betrieblichen Vermögenswerte enthalten im

Wesentlichen Forderungen aus Zinsabgrenzungen in Höhe

von 598 Mio (2006: 555 Mio ).

(17) Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich die Forderun-

gen und sonstigen Vermögenswerte wie folgt zusammen:

2007

1.946

1.801

64

3.811

31. Dezember

2006

2.144

1.987

68

4.199

Vorräte

in Mio

Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe

Handelswaren

Unfertige Leistungen und fertige Erzeugnisse

Summe

kurzfristig

451

61

965

1.477

1.018

9.760

4.714

2.565

18.057

19.534

langfristig

593

531

1.507

2.631

28

–

4

341

373

3.004

in Mio

Finanzforderungen gegen Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

Forderungen aus Finanzierungsleasing

Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte


Betriebliche Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten

Übrige betriebliche Vermögenswerte

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte

Summe

kurzfristig

463

43

1.009

1.515

842

9.064

5.232

2.835

17.973

19.488

langfristig

564

529

1.356

2.449

4

–

328

348

680

3.129

31. Dezember 2007 31. Dezember 2006

Forderungen und sonstige Vermögenswerte


Die Forderungen aus Finanzierungsleasing resultieren über-

wiegend aus bestimmten Stromlieferverträgen, die nach

IFRIC 4 als Leasingverhältnis zu bilanzieren sind. Die Nominal-

und Barwerte der ausstehenden Leasingzahlungen weisen

die folgenden Fälligkeiten auf:

Vom Barwert der ausstehenden Leasingzahlungen werden

572 Mio (2006: 592 Mio ) unter den Forderungen aus

Finanzierungsleasing und 128 Mio (2006: 131 Mio ) unter

den Finanzforderungen gegen Unternehmen, mit denen ein

Beteiligungsverhältnis besteht, ausgewiesen.

in Mio

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

nicht wertgemindert und nicht überfällig

nicht wertgemindert und überfällig bis 90 Tage

nicht wertgemindert und überfällig von91 bis 180 Tage

nicht wertgemindert und überfällig von181 bis 360 Tage

nicht wertgemindert und überfällig über360 Tage

Nettowert wertberichtigte Forderungen

2007

9.064

6.874

1.449

285

263

161

32

2006

9.760

7.113

1.938

192

285

189

43

Altersstruktur Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Die Altersstrukturanalyse für Forderungen aus Lieferungen

und Leistungen stellt sich wie folgt dar:

2007

–503

–

–333

64

198

18

–556

2006

–394

3

–293

54

149

–22

–503

in Mio

Stand zum 1. Januar

Veränderungen Konsolidierungskreis

Wertminderungen

Zuschreibungen

Ausbuchung

Sonstiges1)

Stand zum 31. Dezember

Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

Die einzelnen wertberichtigten Forderungen bestehen gegen-

über einer Vielzahl von Endkunden, bei denen ein vollstän-

diger Forderungseingang nicht mehr wahrscheinlich ist. Die

Überwachung der Forderungsbestände erfolgt in den einzel-

nen Market Units. Bei den ausgewiesenen Buchwerten lie-

gen keine Anhaltspunkte für eine Wertminderung vor.

Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen

und Leistungen haben sich wie folgt entwickelt:

2007

104

359

879

1.342

Bruttoinvestitionen inFinanzierungsleasing-

VerhältnisseNoch nicht realisierter

ZinsertragBarwert der Mindest-

leasingzahlungen

2006

102

351

1.007

1.460

2007

44

169

429

642

2006

35

155

547

737

2007

60

190

450

700

2006

67

196

460

723

in Mio




Nominalwert der ausstehenden Leasingraten

E.ON als Leasinggeber – Finanzierungsleasing

1) Unter „Sonstiges” fallen überwiegend Zugänge und Währungsumrechnungs-differenzen.

168

(18) Liquide Mittel

Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprüng-

lichen Fälligkeit wie folgt zusammen:

(19) Gezeichnetes Kapital

Das Grundkapital ist eingeteilt in 667.000.000 (2006: 692.000.000)

auf den Inhaber lautende nennwertlose Stückaktien und

beträgt 1.734.200.000 (2006: 1.799.200.000 ). Die Reduzie-

rung des Grundkapitals um 65 Mio ist auf die Einziehung

von 25.000.000 eigenen Aktien im Dezember 2007 zurückzu-

führen. Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Aktien

zum 31. Dezember 2007 betrug 631.622.782 (2006: 659.597.269).

Im Bestand der E.ON AG befanden sich zum 31. Dezember 2007

6.905.024 eigene Aktien (2006: 3.930.537) mit einem Konzern-

buchwert von 616 Mio (entsprechend 1,03 Prozent bzw.

einem rechnerischen Anteil von 17.953.062 des Grundkapi-

tals). Die Erhöhung resultiert aus Zugängen von eigenen

Aktien im Rahmen des Aktienrückkaufprogramms, welche

zum Stichtag noch nicht eingezogen waren. Im Jahr 2007

wurden für das Mitarbeiteraktienprogramm 373.905 Aktien

über die Börse erworben und an Mitarbeiter ausgegeben

(in 2006: Ausgabe von 443.290 Aktien aus dem Bestand eige-

ner Aktien). Zur Ausgabe von Aktien im Rahmen des Mitarbei-

teraktienprogramms siehe auch Textziffer 11. Weiterhin wur-

den aus dem Bestand 457 Aktien an Mitarbeiter ausgegeben

(2006: 427 Aktien).

Die verfügungsbeschränkten Zahlungsmittel, von denen

12 Mio (2006: 18 Mio ) eine Fälligkeit von mehr als drei

Monaten aufweisen, beinhalten 67 Mio (2006: 74 Mio )

bei Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begren-

zung der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang

mit der Marktbewertung von Derivategeschäften. Darüber

hinaus sind in den kurzfristigen Wertpapieren mit einer

ursprünglichen Fälligkeit von mehr als drei Monaten Wert-

papiere der VKE in Höhe von 578 Mio (2006: 566 Mio ) ent-

halten, die zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflich-

tungen zweckgebunden sind. Weitere Wertpapiere in Höhe

von 234 Mio (2006: 371 Mio ) sind zur Absicherung von

Finanztransaktionen zweckgebunden.

In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten

sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände und Guthaben bei

der Bundesbank und anderen Kreditinstituten sowie Wert-

papiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von weniger als

drei Monaten in Höhe von 2.847 Mio (2006: 1.115 Mio )

ausgewiesen, sofern sie nicht verfügungsbeschränkt sind.

Weitere 28.472.194 Aktien der E.ON AG werden zum 31. De-

zember 2007 von einem Tochterunternehmen gehalten

(2006: 28.472.194).

Von der E.ON Energie AG wurden 2.890 Aktien der E.ON AG

erworben und unmittelbar nach Erwerb an Zahlungs statt an

Dritte abgegeben.

Im Rahmen des Rückkaufprogramms sollen insgesamt eige-

ne Aktien in der Größenordnung von 7 Mrd zurückgekauft

werden. Ziele des Aktienrückkaufs sind die Optimierung der

Kapitalstruktur des Konzerns sowie die Erhöhung der Attrak-

tivität der E.ON-Aktie. Der Vorstand wurde auf der Haupt-

versammlung vom 3. Mai 2007 ermächtigt, eigene Aktien

einzuziehen, ohne dass die Einziehung eines weiteren Haupt-

versammlungsbeschlusses bedarf.

Der Vorstand der E.ON AG hat in seiner Sitzung vom 4. Dezem-

ber 2007 beschlossen, von den insgesamt im Rahmen des

Aktienrückkaufs erworbenen Aktien 25.000.000 Stück einzu-

ziehen. Dies entsprach 3,61 Prozent des Grundkapitals bzw.

einem rechnerischen Anteil am Grundkapital in Höhe von

65 Mio . Die Kapitalherabsetzung erfolgte im Wege der ver-

einfachten Kapitalherabsetzung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG.

Anhang

in Mio

Wertpapiere und Festgeldanlagen Kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprüng-lichen Fälligkeit von mehr als 3 MonatenFestgeldanlagen mit einer ursprünglichenFälligkeit von mehr als 3 Monaten


Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

Summe

2007

3.888

2.862

1.026

300

2.887

7.075

2006

4.448

4.399

49

587

1.154

6.189

31. Dezember

Liquide Mittel


Außerdem wurden in 2007 im Rahmen des Rückkaufprogramms

Put-Optionen über weitere 10.000.000 eigene Aktien abge-

schlossen. Die aus den Put-Optionen resultierenden potenziel-

len Kaufpreisverpflichtungen wurden gemäß IAS 32 aus einem

separaten Posten des Eigenkapitals mit insgesamt 1.098 Mio

in die Verbindlichkeiten umgegliedert. Die erhaltene Options-

prämie in Höhe von 64 Mio wirkte sich nach Abzug der

latenten Steuern von 19 Mio mit insgesamt 45 Mio eigen-

kapitalerhöhend aus.

Genehmigtes Kapital

Der Vorstand wurde in der Hauptversammlung vom 27. April

2005 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum

27. April 2010 das Grundkapital um bis zu 540 Mio durch

ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lau-

tender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen mit der

Möglichkeit der Bezugsrechtsbeschränkung der Aktionäre zu

erhöhen (Genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG). Der

Vorstand ist – mit Zustimmung des Aufsichtsrats – ermäch-

tigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu

entscheiden.

Auf der Hauptversammlung vom 30. April 2003 wurde ein bis

zum 30. April 2008 befristetes bedingtes Kapital – mit der Mög-

lichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175,0 Mio

zur Ausgabe von Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder

Optionsrechten sowie der Erfüllung von Wandlungspflichten

gegenüber den Gläubigern von Teilschuldverschreibungen

mit Wandlungspflichten auf Aktien der E.ON AG oder von

Gesellschaften, an denen die E.ON AG unmittelbar oder mittel-

bar mit Mehrheit beteiligt ist, beschlossen.

Nachfolgende Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG zu den

Stimmrechtsverhältnissen liegen für das Geschäftsjahr 2007

vor:

Die UBS AG Zürich, Schweiz hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG

am 06.06.2007 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der

E.ON AG, Düsseldorf, Deutschland, ISIN: DE0007614406, WKN

761440 am 01.06.2007 durch Aktien die Schwelle von 3% der

Stimmrechte überschritten hat und nunmehr 3,48% (das ent-

spricht 24.100.066 Stimmrechten) beträgt. 0,16% der Stimm-

rechte (das entspricht 1.102.568 Stimmrechten) sind der

Gesellschaft gemäß § 22 Abs. 1, Satz 1, Nr. 1 WpHG zuzurechnen.

Die Capital Research and Management Company Los Ange-

les, USA hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 21.12.2007 mit-

geteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der E.ON AG, Düssel-

dorf, Deutschland, ISIN: DE0007614406, WKN: 761440 am

13.12.2007 durch Aktien die Schwelle von 5% der Stimmrechte

überschritten hat und nunmehr 5,06% (das entspricht

33.743.064 Stimmrechten) beträgt. 5,06% der Stimmrechte an

E.ON AG (das entspricht 33.743.064 Stimmrechten) sind der

Capital Research and Management Company gemäß

§ 22 Abs. 1, Satz 1, Nr. 6 WpHG zuzurechnen.

(20) Kapitalrücklage

Die Kapitalrücklage stammt ausschließlich aus Agiobeträgen

und beläuft sich zum 31. Dezember 2007 auf 11.825 Mio

(2006: 11.760 Mio ). Sie hat sich gegenüber dem Stand zum

31. Dezember 2006 um 65 Mio durch den Einzug von

25.000.000 Stück Aktien erhöht.

Die Erhöhung 2006 in Höhe von 11 Mio resultierte aus der

Ausgabe von 443.290 Aktien der E.ON AG an Mitarbeiter.

170

Die im Rahmen einer vereinfachten Kapitalherabsetzung ein-

gezogenen 25.000.000 Stück Aktien mindern die Gewinnrück-

lagen zum 31. Dezember 2007 mit einem entsprechenden

Betrag von 3.115 Mio .

Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON AG stehen nach

deutschem Aktienrecht nur die handelsrechtlichen Gewinn-

rücklagen der E.ON AG zur Verfügung. Diese belaufen sich zum

31. Dezember 2007 auf insgesamt 3.627 Mio (2006: 4.593 Mio ).

Hiervon sind die gesetzliche Rücklage mit 45 Mio (2006:

45 Mio ) gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG und die Rücklage für

eigene Anteile mit 230 Mio (2006: 230 Mio ) gemäß § 272

Abs. 4 HGB am Bilanzstichtag nicht ausschüttungsfähig.

Damit steht grundsätzlich ein Betrag von 3.352 Mio (2006:

4.318 Mio ) für Dividendenzahlungen zur Verfügung.

In den Konzern-Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2007

sind kumulierte, nicht ausgeschüttete Ergebnisse aus

Unternehmen, die at Equity bewertet wurden, in Höhe von

1.297 Mio (2006: 910 Mio ) enthalten.

Für das Geschäftsjahr 2007 wird der Hauptversammlung die

Ausschüttung einer von 3,35 um 22 Prozent auf 4,10 je

Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr

2002 hat sich die Dividende damit von 1,75 auf 4,10

erhöht bzw. ist um durchschnittlich 19 Prozent pro Jahr ge-

stiegen. Bezogen auf den Jahresendkurs 2007 beträgt die

Dividendenrendite 2,8 Prozent. Bei einer Dividende von 4,10

beträgt das Ausschüttungsvolumen 2.590 Mio .

(22) Veränderung des Other Comprehensive Income

Die Veränderung der unrealisierten Gewinne aus weiterver-

äußerbaren Wertpapieren ist im Wesentlichen bedingt durch

den Anstieg des Fair Value der Anteile an Gazprom in Höhe

von 1.143 Mio vor latenten Steuern.

Die ergebniswirksamen Reklassifizierungen aus weiterveräu-

ßerbaren Wertpapieren resultieren in 2007 im Wesentlichen

aus Veräußerungen von Wertpapieren bei der Market Unit

Central Europe. 2006 sind hier Erträge aus der Entkonsolidie-

rung von Wertpapierspezialfonds in Höhe von 159 Mio im

Rahmen der Dotierung des CTA (siehe auch Textziffer 24)

enthalten.

Anhang

(21) Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie

folgt zusammen:

(23) Minderheitsanteile

Die Minderheitsanteile am Kapital teilen sich auf die Seg-

mente wie folgt auf:

in Mio

Gesetzliche Rücklagen

Andere Rücklagen

Summe

2007

45

26.783

26.828

2006

45

24.305

24.350

31. Dezember

Gewinnrücklagen

in Mio

Central Europe

Pan-European Gas

UK

Nordic

US-Midwest


Summe

2007

2.578

212

84

1.782

29

1.071

5.756

2006

2.299

832

63

1.789

77

–2.527

2.533

31. Dezember

Minderheitsanteile

Der Anstieg der Minderheitsanteile im Geschäftsjahr resul-

tiert im Wesentlichen aus dem Auslaufen einer Stillhalterver-

pflichtung bezüglich des Kaufs der ausstehenden Anteile an

E.ON Sverige sowie aus dem Erwerb der OGK-4 (vergleiche

hierzu Textziffern 26 sowie 4).


(24) Rückstellungen für Pensionen und ähnlicheVerpflichtungen

Den Verpflichtungen für die Versorgungsansprüche der Mit-

arbeiter des E.ON-Konzerns in Höhe von 15,9 Mrd stand

zum 31. Dezember 2007 ein Planvermögen mit einem Fair

Value von 13,1 Mrd gegenüber. Dies entspricht einem Aus-

finanzierungsgrad der Anwartschaften von 82 Prozent.

Neben dem ausgewiesenen Planvermögen werden durch die

VKE Finanzanlagen und liquide Mittel in Höhe von 2,4 Mrd

(2006: 2,3 Mrd ) verwaltet, die kein Planvermögen gemäß

IAS 19 darstellen, aber ausschließlich für die Rückdeckung

von Versorgungsansprüchen von Mitarbeitern in der Market

Unit Central Europe und im Corporate Center/Neue Märkte

vorgesehen sind.

In den Jahren 2006 und 2007 hat sich der Finanzierungs-

status, gemessen als Unterschiedsbetrag aus Anwartschafts-

barwert der Versorgungsansprüche der Mitarbeiter und dem

Fair Value des Planvermögens, wie folgt entwickelt:

Darstellung der Versorgungsverpflichtungen

Als Ergänzung zu den Leistungen staatlicher Rentensysteme

und der Eigenvorsorge bestehen für die meisten Mitarbeiter

im E.ON-Konzern betriebliche Versorgungszusagen.

Es werden sowohl leistungsorientierte (Defined Benefit Pen-

sion Plans) als auch beitragsorientierte (Defined Contribution

Pension Plans) Altersversorgungszusagen gewährt. Der Groß-

teil der ausgewiesenen Versorgungsverpflichtungen resul-

tiert aus Leistungszusagen der Konzerngesellschaften, bei

denen sich die Altersrente grundsätzlich nach den Bezügen

der letzten Dienstjahre (endgehaltsabhängige Pensionspläne)

oder nach Festbetragsstaffeln bemisst.

Um die mit dieser Zusageform verbundenen Risiken künftig

zu reduzieren, wurde zwischen 1998 und 2006 ein Großteil der

endgehaltsabhängigen Pensionspläne für neu eintretende

Mitarbeiter geschlossen und in Deutschland und Großbritannien

durch neu konzipierte Pensionspläne, die sowohl Elemente

leistungsorientierter als auch beitragsorientierter Altersver-

sorgungszusagen beinhalten, sowie in den USA durch Defined-

Contribution-Pensionspläne ersetzt. Bei den deutschen Kon-

zerngesellschaften wurden vielfach auch für bestehende

Versorgungszusagen für Dienstzeiten ab 2004 die neu konzi-

pierten Pensionspläne eingeführt.

Darüber hinaus beinhalten die Rückstellungen für Pensionen

und ähnliche Verpflichtungen in geringer Höhe auch Rückstel-

lungen für Verpflichtungen aus der Kostenübernahme von

Gesundheitsfürsorgeleistungen (Postretirement health care

benefits), die im Wesentlichen in den USA gewährt werden.

Im Rahmen beitragsorientierter Versorgungszusagen (Defined

Contribution Pension Plans) erfüllt das Unternehmen seine

Verpflichtungen gegenüber Arbeitnehmern mit beitrags-

orientierten Versorgungszusagen durch die Zahlung verein-

barter Beträge an externe Versorgungsträger.

in Mio

Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsverpflichtungen

Fair Value des Planvermögens

Finanzierungsstatus

2007

15.936

–13.056

2.880

2006

17.306

–13.342

3.964

2006

17.849

–8.076

9.773

1. Januar31. Dezember

Zwei-Jahres-Entwicklung

172

Verpflichtungsumfang

Die Versorgungsverpflichtungen, gemessen am Anwart-

schaftsbarwert, haben sich wie folgt entwickelt:

Ausländische Versorgungsverpflichtungen entfallen nahezu

vollständig auf die Market Units UK (2007: 7.134 Mio ) und

US-Midwest (2007: 779 Mio ). Der den Gesundheitsfürsorge-

leistungen zuzuordnende Anteil des gesamten Verpflich-

tungsumfangs beträgt 139 Mio (2006: 179 Mio ).

Die Veränderung des Konsolidierungskreises in 2007 resultier-

te im Wesentlichen aus dem Zugang von OGK-4 (22 Mio ).

Die in 2006 und 2007 entstandenen versicherungsmathema-

tischen Gewinne sind hauptsächlich auf die Anhebung der

Rechnungszinssätze zurückzuführen und bewirken eine Ver-

ringerung des Anwartschaftsbarwertes.

Bei der versicherungsmathematischen Bewertung der Ver-

pflichtungen der wesentlichen Konzerngesellschaften wur-

den die folgenden durchschnittlichen Annahmen für die

Regionen Deutschland, Großbritannien und USA zugrunde

gelegt:

Anhang

Ausland

8.466

95

422

22

10

83

–761

25

–437

48

7.973

Gesamt

17.849

265

771

–2

14

–816

45

21

–847

6

17.306

Inland

9.205

172

361

5

1

–492

–

–

–416

4

8.840

Ausland

8.644

93

410

–7

13

–324

45

21

–431

2

8.466

in Mio

Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar

Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerwor-benen Versorgungsansprüche (Employer service cost)

Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)


Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Past service cost)

Versicherungsmathematische Gewinne (–)/Verluste (Actuarial gains [–]/losses)

Währungsunterschiede

Mitarbeiterbeiträge

Pensionszahlungen

Sonstige

Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember

Gesamt

17.306

256

810

24

10

–920

–761

25

–863

49

15.936

Inland

8.840

161

388

2

–

–1.003

–

–

–426

1

7.963

2007 2006

Entwicklung des Anwartschaftsbarwertes

6,65

5,25

8,25

–

9,00

Übrige

4,50

2,75

4,50

1,50

–

CTA-Pläne

4,50

2,75

4,90

1,50

–

5,10

4,00

5,90

3,00

–

5,95

5,25

8,25

–

10,00

in %

Zinssatz

Gehaltstrend

Erwarteter Planvermögensertrag

Rententrend

Gesundheitskostentrend

Übrige

5,50

2,75

4,50

1,75

–

CTA-Pläne

5,50

2,75

5,40

1,75

–

5,80

4,20

5,90

3,20

–

31. Dezember 2007

Deutschland UK USA Deutschland UK USA

31. Dezember 2006

Versicherungsmathematische Annahmen


Daneben werden auch andere unternehmensspezifische ver-

sicherungsmathematische Annahmen wie die Mitarbeiter-

fluktuation in die Berechnung einbezogen. Im Inland wurde

2007 erstmals die Anhebung der Altersgrenzen nach RV-

Altersgrenzenanpassungsgesetz im Rahmen der Ermittlung

der Versorgungsverpflichtung berücksichtigt.

Für die bilanzielle Bewertung der betrieblichen Pensionsver-

pflichtungen im E.ON-Konzern wurden als biometrische

Rechnungsgrundlagen jeweils die länderspezifisch anerkann-

ten und auf dem neuesten Stand befindlichen Sterbetafeln

verwendet.

Die im E.ON-Konzern verwendeten Rechnungszinssätze

basieren auf den länderspezifischen, zum Bilanzstichtag

ermittelten Renditen hochwertiger festverzinslicher Unter-

nehmensanleihen mit einer der mittleren Laufzeit der Pen-

sionsverpflichtungen entsprechenden Duration.

Darstellung des Planvermögens

Die Finanzierung leistungsorientierter Versorgungszusagen

erfolgt sowohl bei den inländischen als auch bei den auslän-

dischen Konzerngesellschaften größtenteils durch die

Ansammlung zweckgebundener Vermögenswerte (Planver-

mögen) in eigens dafür errichteten und vom Unternehmen

rechtlich separierten Pensionsvehikeln.

In 2006 haben zahlreiche inländische Konzerngesellschaften

ein Treuhandmodell (CTA) mit zwei eigens zu diesem Zweck

gegründeten Vereinen (Pensionsabwicklungstrust e.V., E.ON

Pension Trust e.V.) eingerichtet. Das vom E.ON Pension Trust e.V.

treuhänderisch verwaltete Deckungsvermögen betrug am

Bilanzstichtag 5.204 Mio und ist im Sinne von IAS 19 als Plan-

vermögen zu behandeln. Das übrige inländische Planvermögen

in Höhe von 318 Mio wird von Pensionskassen der Market

Unit Central Europe gehalten.

Das ausländische Planvermögen in Höhe von insgesamt

7.534 Mio (2006: 7.974 Mio ) dient nahezu vollständig der

Finanzierung der Pensionspläne der Market Units UK und

US-Midwest und wird von unabhängigen Pensionsfonds

(Pension Trusts) verwaltet. Der Großteil des Planvermögens

in Höhe von 6.944 Mio (2006: 7.401 Mio ) entfällt dabei

auf die Market Unit UK.

Der dem Verpflichtungsumfang für leistungsorientierte Ver-

sorgungszusagen gegenüberstehende Fair Value des Plan-

vermögens entwickelte sich wie dargestellt.

Ausland

7.974

465

167

25

–

7

–715

–434

45

7.534

Gesamt

8.076

529

5.241

21

–4

–36

87

–575

3

13.342

Inland

307

102

5.126

–

–

–21

–

–146

–

5.368

Ausland

7.769

427

115

21

–4

–15

87

–429

3

7.974

in Mio

Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar

Erwarteter Planvermögensertrag

Arbeitgeberbeiträge

Mitarbeiterbeiträge


Versicherungsmathematische Gewinne/Verluste (–) (Actuarial gains/losses [–])

Währungsunterschiede

Pensionszahlungen

Sonstige

Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember

Gesamt

13.342

731

436

25

4

–65

–715

–747

45

13.056

Inland

5.368

266

269

–

4

–72

–

–313

–

5.522

2007 2006

Entwicklung des Planvermögens

174

Die von der VKE verwalteten Finanzanlagen und liquiden Mittel

in Höhe von 2,4 Mrd (2006: 2,3 Mrd ) gehen dabei nicht in

die Ermittlung des Finanzierungsstatus zum 31. Dezember

2007 ein, da sie kein Planvermögen gemäß IAS 19 darstellen.

Für eine vollständige Beurteilung des Ausfinanzierungsgra-

des der Versorgungsverpflichtungen des E.ON-Konzerns ist

dieses Deckungsvermögen, das im Wesentlichen der Rück-

deckung von Versorgungsverpflichtungen der Market Unit

Central Europe dient, zusätzlich zu berücksichtigen.

Das prinzipielle Anlageziel für das Planvermögen ist die zeit-

kongruente Abdeckung der aus den jeweiligen Versorgungs-

zusagen resultierenden Zahlungsverpflichtungen. Das Plan-

vermögen enthält keine selbst genutzten Immobilien. Eine

Investition in Aktien und Anleihen von E.ON-Konzernunter-

nehmen ist generell nicht vorgesehen.

Zur Umsetzung des Anlageziels verfolgt der E.ON-Konzern

grundsätzlich eine an der Struktur der Versorgungsverpflich-

tungen ausgerichtete Anlagestrategie (LDI – Liability-Driven

Investment-Ansatz). Die langfristig ausgerichtete LDI-Strategie

zielt auf ein Management des Finanzierungsstatus (Funded

Status) und bewirkt, dass der Fair Value des Planvermögens

die insbesondere durch Zins- und Inflationsschwankungen

verursachten Wertänderungen des Anwartschaftsbarwertes

bis zu einem gewissen Grad gegenläufig periodengleich

Anhang

nachvollzieht. Bei der Umsetzung der LDI-Strategie können

auch Derivate (z. B. Zins- und Inflationsswaps) zum Einsatz

kommen. Um langfristig den Finanzierungsstatus des E.ON-

Konzerns, der sich im Wesentlichen aus dem Anwartschafts-

barwert aller Versorgungsansprüche der Mitarbeiter und

dem Fair Value des gesamten Planvermögens ergibt, positiv

zu beeinflussen, wird ein Teil des Planvermögens zudem

diversifiziert in Anlageklassen investiert, die langfristig eine

über der für festverzinsliche Anleihen liegende Rendite

erwarten lassen.

Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur für die einzelnen

Planvermögen erfolgt auf der Basis regelmäßig durchgeführ-

ter Asset-Liability-Studien. Im Rahmen dieser Analysen wird

die Ziel-Portfoliostruktur vor dem Hintergrund der bestehen-

den Anlagegrundsätze, des aktuellen Ausfinanzierungsgra-

des, des Kapitalmarktumfeldes und der Verpflichtungsstruk-

tur überprüft und gegebenenfalls angepasst. Die langfristig

erwarteten Renditen für die einzelnen Planvermögen resul-

tieren aus der angestrebten Portfoliostruktur und den im

Rahmen der Asset-Liability-Studie prognostizierten langfris-

tigen Renditen für die einzelnen Anlageklassen.

Zum Bilanzstichtag war das Planvermögen in die folgenden

in der Tabelle dargestellten Vermögenskategorien investiert.

Ausland

27

62

7

4

Gesamt

18

49

8

25

Inland

6

31

10

53

Ausland

29

63

5

3

Gesamt

18

39

5

38

Inland

1

3

4

92

Vermögenskategorien des Planvermögens

31. Dezember 200631. Dezember 2007

in %

Aktien

Schuldtitel

Immobilien

Sonstiges (im Wesentlichen Termingelder)


in Mio

2008

2009

2010

2011

2012

2013–2017

Summe

Inland

447

462

479

489

497

2.615

4.989

Ausland

420

430

440

451

465

2.530

4.736

Gesamt

867

892

919

940

962

5.145

9.725

Erwartete Pensionszahlungen

Pensionsrückstellung

Die bilanzierte Rückstellung des E.ON-Konzerns resultiert aus

einer Gegenüberstellung des Anwartschaftsbarwertes der

Versorgungsverpflichtungen und des Fair Values des Planver-

mögens, angepasst um noch nicht erfasste nachzuverrech-

nende Dienstzeitaufwendungen, und leitet sich wie folgt ab:

Der Rückgang der Pensionsrückstellungen im Verlauf des

Jahres 2006 resultierte im Wesentlichen aus der erstmaligen

Dotierung des inländischen CTA in Höhe von 5,1 Mrd . Der

weitere Rückgang der Pensionsrückstellung zum Bilanzstich-

tag 31. Dezember 2007 ist insbesondere auf den Anstieg der

Rechnungszinssätze und die damit einhergehende Verringe-

rung des gesamten Anwartschaftsbarwertes zurückzuführen.

Beitrags- und Versorgungszahlungen

In 2007 wurden zur Finanzierung der bestehenden leistungs-

orientierten Versorgungsverpflichtungen Arbeitgeberbeiträge

in das Planvermögen in Höhe von 436 Mio (2006: 5.241 Mio In 2007 erfolgten Pensionszahlungen für die Erfüllung von

Versorgungsverpflichtungen in Höhe von 863 Mio (2006:

847 Mio ). Für die zum 31. Dezember 2007 bestehenden

Versorgungszusagen werden für die nächsten zehn Jahre

folgende Pensionszahlungen prognostiziert:

inklusive der Dotierung des CTA) geleistet. Für das folgende

Geschäftsjahr werden insbesondere für die Finanzierung

bestehender und neu entstandener Versorgungsanwart-

schaften konzernweit Arbeitgeberbeitragszahlungen in Höhe

von 188 Mio erwartet.

Ausland

76

Inland

112

Erwartete Arbeitgeberbeiträge 2008

in Mio

Erwartete Arbeitgeberbeiträge

2007

15.632

–13.056

304

2.880

–3

2.877–13

2.890

2006

17.508

–8.076

341

9.773

–5

9.768–

9.768

2006

16.996

–13.342

310

3.964

–4

3.960–2

3.962

Herleitung Pensionsrückstellung


in Mio

Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen mit (vollständiger oder teilweiser) Planvermögensdeckung

Fair Value des Planvermögens

Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen ohne Planvermögensdeckung

Finanzierungsstatus

Nicht erfasster, nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand

Bilanzierter Betragausgewiesen als betriebliche Forderungenausgewiesen als Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

176

in Mio

Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenenVersorgungsansprüche (Employer service cost)

Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)

Erwarteter Planvermögensertrag (Expected return on plan assets)

Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Past service cost)

Summe

Inland

161

388

–266

–

283

Ausland

95

422

–465

10

62

Gesamt

256

810

–731

10

345

2006

Inland

172

361

–102

1

432

Ausland

93

410

–427

13

89

Gesamt

265

771

–529

14

521

Gesamtaufwand der Versorgungszusagen

Anhang

Pensionsaufwand

Der Gesamtaufwand leistungsorientierter Versorgungszu-

sagen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzt sich

wie folgt zusammen:

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden

vollständig in der Periode erfasst, in der sie auftreten. Sie

werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in der

Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge

und Aufwendungen ausgewiesen.

Die tatsächlichen Vermögenserträge aus dem Planvermögen

betragen in 2007 in Summe 666 Mio (2006: 486 Mio ).

Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Ver-

sorgungszusagen wurden für beitragsorientierte Versor-

gungszusagen in Form von Zahlungen von fest vereinbarten

Beiträgen an externe Versorgungsträger sowie für sonstige

Altersversorgungsverpflichtungen 53 Mio (2006: 54 Mio )

aufgewendet.

Vom dargestellten Gesamtaufwand für leistungsorientierte

Versorgungszusagen entfallen 12 Mio (2006: 15 Mio ) auf

Gesundheitsfürsorgeleistungen von Betriebsrentnern. Eine

Veränderung der angenommenen Trends für die Steigerung

der Gesundheitskosten um ±1,0 Prozent führt zu einer Verän-

derung dieses Aufwands (nur Dienstzeit- und Zinskompo-

nente) um +0,5 Mio bzw. –0,4 Mio (2006: +0,7 Mio bzw.

–0,6 Mio ) sowie des hierauf entfallenden Verpflichtungs-

umfangs um +4,9 Mio bzw. –4,4 Mio (2006: +7,7 Mio

bzw. –6,9 Mio ).

Die im Konzerneigenkapital erfassten versicherungsmathe-

matischen Gewinne/Verluste entwickelten sich wie folgt:

in Mio

Kumulierte im Eigenkapital erfassteversicherungsmathematische Gewinne (+)/Verluste (–) zum 1. Januar

Erfassung der versicherungsmathe-matischen Gewinne (+)/Verluste (–) des Berichtsjahres im Eigenkapital

Kumulierte im Eigenkapital erfassteversicherungsmathematische Gewinne (+)/Verluste (–) zum 31. Dezember

2007

781

852

1.633

2006

–

781

781

Kumulierte im Eigenkapital erfassteversicherungsmathematischeGewinne/Verluste

in %

Erfahrungsbedingte Anpassungen des Verpflichtungsbetrages

Erfahrungsbedingte Anpassungen des Planvermögens

2007

1,22

–0,50

31. Dezember

2006

0,73

–0,22

Erfahrungsbedingte Anpassungen

In den Jahren 2006 und 2007 haben sich folgende erfahrungs-

bedingte Anpassungen des Barwertes aller leistungsorien-

tierten Versorgungsverpflichtungen und des Fair Value des

Planvermögens ergeben:

2007

Die erfahrungsbedingten Anpassungen spiegeln die Effekte

auf die im E.ON-Konzern bestehenden Verpflichtungsbeträge

und Planvermögen wider, die sich aus der Abweichung der

tatsächlich eingetretenen Bestandsentwicklung des Geschäfts-

jahres von den zu Beginn des Geschäftsjahres unterstellten

Annahmen ergeben. Dazu zählen unter anderem die Entwick-

lung der Einkommenssteigerungen sowie sonstiger zur

Bestimmung der Anwartschaften maßgeblicher Bemessungs-

größen, Rentenerhöhungen, Mitarbeiterfluktuation und bio-

metrische Daten wie Todes- und Invaliditätsfälle.


Nachfolgend wird die Entwicklung der übrigen Rückstellungen

dargestellt:

(25) Übrige Rückstellungen

Die übrigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

Die Aufzinsung im Rahmen der Rückstellungsentwicklung ist

im Finanzergebnis (vergleiche Textziffer 9) enthalten.

Die verwendeten Zinssätze betragen im Kernenergiebereich

nach landesspezifischer Ermittlung zum 31. Dezember 2007

5,5 Prozent (2006: 5,0 Prozent) in Deutschland und 2,5 Prozent

(2006: 2,1 bis 2,5 Prozent) in Schweden. Bei den übrigen Rück-

stellungspositionen kommen in Abhängigkeit von der Lauf-

zeit Zinssätze zwischen 3,0 und 4,5 Prozent (2006: 3,8 bis

5,2 Prozent) zur Anwendung.

in Mio

Nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich

Vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich

Verpflichtungen im Personalbereich

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen

Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen

Absatzmarktorientierte Verpflichtungen

Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen

Sonstige

Summe

Langfristig

10.425

3.389

804

901

107

41

474

1.997

18.138

Kurzfristig

120

294

686

295

419

309

15

1.856

3.994

Langfristig

10.022

3.335

690

943

290

80

456

2.257

18.073

Kurzfristig

133

300

593

301

451

296

32

1.886

3.992



in Mio

Nicht vertragliche Entsor-gungsverpflichtungen imKernenergiebereich

Vertragliche Entsorgungs-verpflichtungen im Kernenergiebereich


Sonstige Rückbau- undEntsorgungsverpflich-tungen

Beschaffungsmarktorien-tierte Verpflichtungen

AbsatzmarktorientierteVerpflichtungen

Umweltschutzmaßnah-men und ähnlicheVerpflichtungen

Sonstige

Summe

Um-buchung

–110

110

1

–

–

–3

–

–21

–23

Auf-lösung

–

–

–89

–

–35

–92

–19

–244

–479

Schät-zungs-ände-

rungen

–745

3

–

49

–

–

–

–

–693

Standzum 31.Dezem-

ber 2007

10.155

3.635

1.283

1.244

741

376

488

4.143

22.065

Inan-spruch-nahme

–

–384

–717

–23

–51

–113

–17

–984

–2.289

Zufüh-rung

25

55

598

5

297

237

23

1.504

2.744

Aufzin-sung

492

181

3

35

6

1

15

30

763

Verände-rungen

Konsoli-dierungs-

kreis

–

–

3

2

–

–

–

42

47

Wäh-rungs-unter-

schiede

–52

–13

–6

–20

–2

–4

–3

–37

–137

Standzum

1. Januar2007

10.545

3.683

1.490

1.196

526

350

489

3.853

22.132

Entwicklung der übrigen Rückstellungen

178

verordnung und Angaben des Bundesamtes für Strahlen-

schutz. Von den Rückstellungen wurden 781 Mio (2006:

781 Mio ) geleistete Anzahlungen an das Bundesamt für

Strahlenschutz abgesetzt. Diese Zahlungen werden jährlich

auf Basis der Endlagervorausleistungsverordnung bis zur

Höhe der Ausgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz für

die Errichtung der Endlager Gorleben und Konrad geleistet.

In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2007

Schätzungsänderungen in Höhe von –859 Mio . Die Market

Unit Nordic hat Schätzungsänderungen in Höhe von 114 Mio

zu verzeichnen.

Rückstellungen für vertragliche Entsorgungs-verpflichtungen im Kernenergiebereich

Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grund-

lage basierenden Rückstellungen in Höhe von 3,6 Mrd

beinhalten sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Ent-

sorgung von abgebrannten Brennelementen und schwach

radioaktiven Betriebsabfällen, die Stilllegung und den Rück-

bau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile, deren Bewertung

auf zivilrechtlichen Verträgen beruht.

Die Rückstellungen werden im Wesentlichen als langfristige

Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezins-

ten Erfüllungsbetrag bewertet.

Von dem auf Deutschland entfallenden Anteil der Rückstellun-

gen wurden 126 Mio (2006: 113 Mio ) geleistete Anzahlungen

an Wiederaufarbeitungs- und sonstige Entsorgungsunterneh-

men abgesetzt. Diese Anzahlungen betreffen Vorauszahlun-

gen für Wiederaufarbeitungsdienstleistungen und für die Lie-

ferung von Zwischenlagerbehältern und die Rückführung

von Abfällen aus der Wiederaufarbeitung. Die in den Rück-

stellungen erfassten Verpflichtungen beinhalten im Rahmen

der Entsorgung von Brennelementen die vertragsgemäßen

Kosten zum einen für die Restabwicklung der Wiederaufar-

beitung und die damit verbundenen Transporte und Behälter

für die Rückführung von Abfällen in die zentralen Zwischen-

lager Gorleben und Ahaus sowie die eigentliche zentrale

Zwischenlagerung und zum anderen für die im Zusammen-

hang mit dem Entsorgungspfad „Direkte Endlagerung“ anfal-

lende Beschaffung von Zwischenlagerbehältern, die Transporte

von abgebrannten Brennelementen in standortnahe Zwischen-

lager und die eigentliche Zwischenlagerung. Des Weiteren sind

Rückstellungen für nicht vertragliche Entsorgungs-verpflichtungen im Kernenergiebereich

Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grund-

lage basierenden Rückstellungen in Höhe von 10,2 Mrd

beinhalten auf der Grundlage von Gutachten und Kosten-

schätzungen sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Ent-

sorgung von abgebrannten Brennelementen und schwach

radioaktiven Betriebsabfällen, die Stilllegung und den Rück-

bau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile.

Die Rückstellungen werden im Wesentlichen als langfristige

Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezins-

ten Erfüllungsbetrag bewertet.

Die in den Rückstellungen für nicht vertragliche nukleare

Verpflichtungen erfassten Stilllegungsverpflichtungen bein-

halten die erwarteten Kosten des Nachbetriebs der Anlage,

der Demontage sowie der Beseitigung und Entsorgung der

nuklearen Bestandteile des Kernkraftwerks.

Zusätzlich sind im Rahmen der Entsorgung von Brennelemen-

ten Kosten für durchzuführende Transporte von zentralen

und standortnahen Zwischenlagern zur Konditionierungsan-

lage bzw. zum Endlager, Kosten für eine endlagergerechte

Konditionierung und Kosten für die Beschaffung von End-

lagerbehältern berücksichtigt.

Die Stilllegungskosten sowie die Kosten der Entsorgung der

Brennelemente und der schwach radioaktiven Betriebsab-

fälle enthalten jeweils auch die eigentlichen Endlagerkosten.

Sämtliche den Rückstellungen zugrunde liegenden Kostenan-

sätze werden jährlich auf Basis externer Gutachten aktualisiert.

Bei der Bemessung der Rückstellungen in Deutschland wur-

den die Einflussgrößen aus der Verständigung zwischen der

Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen

vom 14. Juni 2000, unterzeichnet am 11. Juni 2001, berücksich-

tigt. Die Endlagerkosten umfassen insbesondere Investitions-

und Betriebskosten der voraussichtlichen Endlager Gorleben

und Konrad und basieren auf der Endlagervorausleistungs-

Anhang


die vertragsgemäßen Kosten des Stilllegungsbereichs sowie

der Konditionierung von schwach radioaktiven Betriebsab-

fällen in den Rückstellungen berücksichtigt.

In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2007

Schätzungsänderungen in Höhe von –58 Mio . Die Market

Unit Nordic hat Schätzungsänderungen in Höhe von 61 Mio

zu verzeichnen.


Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen

vor allem Rückstellungen für Vorruhestandsregelungen, Jubi-

läumsverpflichtungen, die aktienbasierten Vergütungen

sowie andere Personalkosten.

Sonstige Rückbau- und Entsorgungs-verpflichtungen

Die Rückstellungen für sonstige Rückbau- und Entsorgungs-

verpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflich-

tungen für konventionelle und regenerative Kraftwerksanlagen

inklusive der konventionellen Anlagenteile im Kernenergie-

bereich auf Basis zivilrechtlicher Vereinbarungen oder

öffentlich-rechtlicher Auflagen. Außerdem werden hier Rück-

stellungen für Rekultivierung von Tagebau- und Gasspeicher-

standorten sowie für den Rückbau von Infrastruktureinrich-

tungen ausgewiesen.

Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen

Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Ver-

pflichtungen enthalten vor allem Rückstellungen für Verlust-

risiken aus schwebenden Einkaufskontrakten.

Absatzmarktorientierte Verpflichtungen

Die Rückstellungen für absatzmarktorientierte Verpflichtun-

gen enthalten im Wesentlichen Verlustrisiken aus schweben-

den Verkaufskontrakten. Darüber hinaus sind hier vor allem

Rückstellungen für Gewährleistungen enthalten.

Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen

Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen

vor allem Sanierungs- und Gewässerschutzmaßnahmen

sowie die Beseitigung von Altlasten. Weiterhin werden in

dieser Position Rückstellungen für Heimfall, übrige Rekulti-

vierungen sowie Verpflichtungen zur Beseitigung von Berg-

schäden ausgewiesen.

Sonstige

Die sonstigen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen

Rückstellungen aus dem Strom- und Gasgeschäft, inklusive

der im Vorjahr gebildeten Rückstellung zur Berücksichtigung

des Risikos der sogenannten Mehrerlösabschöpfung infolge

der Netzentgeltregulierung in Deutschland. Darüber hinaus

sind hier Verpflichtungen aus dem Erwerb und der Veräuße-

rung von Unternehmen, sonstigen Steuern, dem Emissions-

rechtehandel sowie aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand

enthalten.

Anhang180

(26) Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2007

und 2006 wie folgt zusammen:


Im Folgenden werden die wichtigsten Kreditvereinbarungen

und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Kon-

zerns beschrieben. Unter Anleihen werden die ausstehenden

Schuldverschreibungen gezeigt, einschließlich der unter dem

„Debt Issuance Programm“.

Corporate CenterDebt Issuance Programm über 30 Mrd Das bestehende Medium Term Note-Programm über 20 Mrd

wurde im Dezember 2007 auf 30 Mrd aufgestockt und in

Debt Issuance Programm umbenannt. Das Programm ermög-

licht es der E.ON AG und der E.ON International Finance B.V.

(EIF), Amsterdam, Niederlande, unter unbedingter Garantie

der E.ON AG von Zeit zu Zeit Schuldtitel in Form von öffent-

lichen und Privatplatzierungen an Investoren auszugeben.

Zum Jahresende standen unter dem Debt Issuance Pro-

gramm folgende Schuldverschreibungen der EIF aus:

in Mio

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten

Finanzverbindlichkeiten aus BeteiligungsverhältnissenFinanzverbindlichkeiten gegenüber verbundenen UnternehmenFinanzverbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunternehmen


Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

Betriebliche Verbindlichkeiten aus BeteiligungsverhältnissenBetriebliche Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen UnternehmenBetriebliche Verbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunternehmen

Investitionszuschüsse

Bauzuschüsse von Energieabnehmern

Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten

Erhaltene Anzahlungen

Übrige betriebliche Verbindlichkeiten

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Summe

Kurzfristig

3.481

2.068152

1.916

5.549

4.477

474

135

339

26

434

5.011

451

7.381

18.254

23.803

Langfristig

15.876

399

30

15.915

–

65

44

21

219

2.978

260

6

1.904

5.432

21.347

Summe

19.357

2.107161

1.946

21.464

4.477

539

179

360

245

3.412

5.271

457

9.285

23.686

45.150

31. Dezember 2006

Kurzfristig

1.472

1.971147

1.824

3.443

5.311

274

75

199

23

360

5.897

400

7.313

19.578

23.021

Langfristig

9.993

367

29

10.029

–

70

48

22

243

3.110

41

9

1.949

5.422

15.451

Summe

11.465

2.007154

1.853

13.472

5.311

344

123

221

266

3.470

5.938

409

9.262

25.000

38.472

Verbindlichkeiten

Emissionsvolumen injeweiliger Währung

4.250 Mio EUR

200 Mio CHF

500 Mio GBP

1.750 Mio EUR

225 Mio CHF

900 Mio EUR

1.750 Mio EUR

600 Mio GBP

975 Mio GBP

900 Mio GBP

AnfänglicheLaufzeit

7 Jahre

3 Jahre

10 Jahre

5 Jahre

7 Jahre

15 Jahre

10 Jahre

12 Jahre

30 Jahre

30 Jahre

Fälligkeit

Mai 2009

Dez 2010

Mai 2012

Okt 2012

Dez 2014

Mai 2017

Okt 2017

Okt 2019

Juni 2032

Okt 2037

Kupon

5,750%

3%

6,375%

5,125%

3,25%

6,375%

5,5%

6%

6,375%

5,875%

Listing

Luxemburg

SWX Swiss Exchange

Luxemburg

Luxemburg

SWX Swiss Exchange

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Luxemburg

Schuldverschreibungen der E.ON International Finance

31. Dezember 2007


Die Debt Issuance Programm-Dokumentation und die Doku-

mentation der ausstehenden Schuldverschreibungen sind

für derartige Finanzierungsprogramme und -instrumente

üblich.

Commercial Paper Programm über 10 Mrd Das bestehende Commercial Paper Programm über 10 Mrd

ermöglicht es der E.ON AG und bestimmten 100-prozentigen

Tochtergesellschaften, unter unbedingter Garantie der E.ON AG,

von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu

729 Tagen an Investoren auszugeben. Zum 31. Dezember

2007 waren unter diesem Programm Commercial Paper in

Höhe von 1.757 Mio (2006: 123 Mio ) ausstehend.

Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 15 Mrd Im November 2007 hat E.ON die bestehende revolvierende

Kreditlinie von 10 Mrd auf 15 Mrd erhöht. Die Kreditlinie

ermöglicht es der E.ON AG und bestimmten Tochtergesell-

schaften, jeweils unter unbedingter Garantie der E.ON AG,

Kredite in unterschiedlichen Währungen in einer Gesamthöhe

von bis zu 15 Mrd aufzunehmen. Dieser Kreditrahmen ist

unterteilt in eine Tranche A über 10 Mrd und eine Tranche B

mit 5 Mrd . Tranche A hat eine Laufzeit bis zum 27. November

2008. Tranche B läuft bis zum 2. Dezember 2011. Die Zinssätze

für die Inanspruchnahme der Kreditlinie entsprechen im All-

gemeinen dem EURIBOR bzw. LIBOR für die jeweilige Währung

zuzüglich einer Marge von 0,15 Prozent p.a. Zum 31. Dezem-

ber 2007 war diese Kreditlinie ungenutzt (2006: 0 ).

Die Buchwerte der Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und

der EIF gegenüber konzernexternen Kreditinstituten und

Dritten weisen zum 31. Dezember 2007 die folgenden Fällig-

keiten auf:

in Mio

Anleihen

Commercial Paper

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten

Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing

Sonstige Finanzverbindlichkeiten

Summe

Fälligkeitin 2008

–

1.757

425

–

4

2.186

Fälligkeitin 2009

4.162

–

–

–

4

4.166

Fälligkeitin 2010

120

–

–

–

4

124

Fälligkeitin 2011

–

–

–

–

–

–

Fälligkeitin 2012

2.423

–

–

–

–

2.423

Fälligkeitnach 2012

6.117

–

–

–

–

6.117

Summe

12.822

1.757

425

–

12

15.016

Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und der E.ON International Finance

182 Anhang

in Mio

Anleihen

Commercial Paper


Verbindlichkeiten ausFinanzierungsleasing


Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten

2007

275

–

8

25

–

308

2006

406

–

27

54

6

493

UK

2007

–

–

40

63

47

150

2006

–

–

69

66

105

240

Pan-European Gas

2007

–

–

992

39

136

1.167

2006

–

–

1.040

24

126

1.190

Central Europe

Finanzverbindlichkeiten nach Market Units zum 31. Dezember

Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten Die Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und

Dritten nach Segmenten setzen sich wie folgt zusammen:


2007

738

227

–

30

431

1.426

2006

634

243

54

36

383

1.350

Nordic

2007

635

–

–

–

–

635

2006

729

–

–

–

15

744

US-Midwest

2007

12.822

1.757

972

14

106

15.671

2006

7.234

123

48

16

27

7.448


2007

14.470

1.984

2.012

171

720

19.357

2006

9.003

366

1.238

196

662

11.465

E.ON-Konzern

Sonstige Finanzverbindlichkeiten Die sonstigen Finanzverbindlichkeiten beinhalten erhaltene

Sicherheiten mit einem Fair Value von 407 Mio € (2006:

55 Mio ). Hierbei handelt es sich um von Banken hinterlegte

Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Auslastung von

Kreditlimiten im Zusammenhang mit der Marktbewertung

von Derivategeschäften sowie erhaltene Margenzahlungen

im Zusammenhang mit Börsentermingeschäften. Darüber

hinaus beinhaltet die Position erhaltene Sicherheitsleistun-

gen im Zusammenhang mit Lieferungen und Leistungen in

Höhe von 75 Mio € (2006: 77 Mio €). E.ON kann diese erhal-

tenen Sicherheiten ohne Nebenbedingungen verkaufen oder

verpfänden.

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungenund sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen

beliefen sich zum 31. Dezember 2007 auf 4.477 Mio

(2006: 5.311 Mio ).

Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Investitionszu-

schüsse von 245 Mio (2006: 266 Mio ) wurden überwie-

gend für Investitionen gewährt, wobei die bezuschussten

Vermögenswerte im Eigentum der E.ON verbleiben und diese

Zuschüsse nicht rückzahlbar sind. Analog zum Abschreibungs-

verlauf wird ihre Auflösung in den sonstigen betrieblichen

Erträgen erfasst.

Die Baukostenzuschüsse in Höhe von 3.412 Mio (2006:

3.470 Mio ) wurden von Kunden gemäß den allgemein ver-

bindlichen Bedingungen für die Errichtung neuer Strom- und

Gasanschlüsse gezahlt. Diese Zuschüsse sind branchenüb-

lich, in der Regel nicht rückzahlbar und werden grundsätz-

lich entsprechend der Nutzungsdauer ergebniserhöhend auf-

gelöst und den Umsatzerlösen zugerechnet.

Die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten umfassen im

Wesentlichen abgegrenzte Schulden in Höhe von 3.530 Mio

(2006: 2.673 Mio ), Zinsverpflichtungen in Höhe von 760 Mio

(2006: 672 Mio ) sowie die Verpflichtungen aus den im Rah-

men des Aktienrückkaufprogramms im Jahr 2007 abgeschlos-

senen Put-Optionen in Höhe von 1.111 Mio . Darüber hinaus

sind in den übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten Stillhalter-

verpflichtungen für den Erwerb zusätzlicher Anteile an be-

reits konsolidierten Tochterunternehmen sowie Minderheiten

an vollkonsolidierten Personengesellschaften in Höhe von

754 Mio (2006: 2.781 Mio ) enthalten. Dieser Rückgang der

Verbindlichkeiten aus Stillhalterverpflichtungen resultiert im

Wesentlichen aus der Stillhalterverpflichtung in Höhe von rund

2 Mrd gegenüber Statkraft von E.ON Sverige bezüglich des

Kaufs der ausstehenden Anteile an E.ON Sverige, die im Be-

richtsjahr unausgeübt ausgelaufen ist.

184 Anhang

(27) Haftungsverhältnisse und sonstige Verpflichtungen

E.ON ist im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit Haftungsver-

hältnisse und sonstige Verpflichtungen eingegangen, die

eine Vielzahl zugrunde liegender Sachverhalte betreffen.

Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften,

Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadenser-

satzansprüchen (für weitere Informationen wird auf Textzif-

fer 28 verwiesen), kurz- und langfristige, vertragliche und

gesetzliche Verpflichtungen sowie sonstige Verpflichtungen.

Haftungsverhältnisse

Die Eventualverbindlichkeiten des E.ON-Konzerns aus den

bestehenden Haftungsverhältnissen belaufen sich zum

31. Dezember 2007 auf 96 Mio (2006: 114 Mio ). Hinsicht-

lich dieser Eventualverbindlichkeiten besteht derzeit kein

Anspruch auf Erstattung.

E.ON hat direkte und indirekte Garantien, bei denen es sich

um bedingte Zahlungsverpflichtungen von E.ON in Abhän-

gigkeit vom Eintritt eines bestimmten Ereignisses bzw. von

Änderungen eines Basiswerts in Beziehung zu einem Vermö-

genswert, einer Verbindlichkeit oder einem Eigenkapitaltitel

des Garantieempfängers handelt, gegenüber Dritten für nahe

stehende Unternehmen und Konzernfremde gewährt. Diese

beinhalten vor allem Finanz- und Gewährleistungsgarantien.

Darüber hinaus hat E.ON auch Freistellungsvereinbarungen

abgeschlossen. Diese sind neben anderen Garantien Bestand-

teil von Vereinbarungen über den Verkauf von Beteiligungen,

die von Konzerngesellschaften abgeschlossen wurden, und

beinhalten vor allem die im Rahmen solcher Transaktionen

üblichen Zusagen und Gewährleistungen, Haftungsrisiken für

Umweltschäden sowie mögliche steuerliche Gewährleistun-

gen. In manchen Fällen ist der Käufer der Beteiligungen ver-

pflichtet, die Kosten teilweise zu übernehmen oder bestimmte

Kosten abzudecken, bevor E.ON selbst verpflichtet ist, Zah-

lungen zu leisten. Teilweise werden Verpflichtungen zuerst

von Versicherungsverträgen oder Rückstellungen der ver-

kauften Gesellschaften abgedeckt. Garantien, die von Gesell-

schaften gegeben wurden, die nach der Garantievergabe

von E.ON AG (bzw. VEBA AG oder VIAG AG vor deren Fusion)

verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen

Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.

E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch aus Beteili-

gungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Personenhan-

delsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.

Die Garantien von E.ON beinhalten auch die Deckungsvorsorge

aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Für die Risiken aus

nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbe-

treiber nach Inkrafttreten des entsprechend novellierten

Atomgesetzes (AtG) und der entsprechend novellierten

Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV)

am 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd

je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen.

Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio über eine einheitliche

Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht

GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug

auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeordne-

ten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio

und 15 Mio . Konzernunternehmen haben sich entsprechend

ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebs-

gesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren

Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haft-

pflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe

von 2.244,4 Mio je Schadensfall haben E.ON Energie und die

übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbe-

treiber mit Vertrag vom 11. Juli/27. Juli/21. August/28. August

2001 vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im

Schadensfall – nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglich-

keiten und der seiner Muttergesellschaften – finanziell so

auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen

nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß

beträgt der auf E.ON Energie entfallende Anteil bezüglich

der Haftung, zuzüglich 5,0 Prozent für Schadensabwicklungs-

kosten, derzeit 42,0 Prozent (2006: 42,0 Prozent).

Die Gesellschaften der Market Unit Nordic haben entspre-

chend schwedischem Recht gegenüber staatlichen Einrich-

tungen Garantien abgegeben. Diese Garantien beziehen sich

auf die Deckung möglicher Mehrkosten für die Entsorgung

hoch radioaktiven Abfalls und Stilllegungen, die über die in

der Vergangenheit bereits finanzierten Abgaben hinausge-

hen. Darüber hinaus sind die Gesellschaften der Market Unit

Nordic für alle Kosten der Entsorgung schwach radioaktiven

Abfalls verantwortlich.

In Schweden haftet der Eigentümer von Kernkraftwerken für

Schäden, die durch Unfälle in den entsprechenden Kernkraft-

werken und durch Unfälle mit radioaktiven Substanzen, die

im Zusammenhang mit den Kernkraftwerken stehen, verur-

sacht werden. Zum 31. Dezember 2007 war die Haftung

begrenzt auf einen Betrag in Höhe von 3.063 Mio SEK bzw.

324 Mio (2006: 3.102 Mio SEK bzw. 343 Mio ) pro Schadens-

fall. Dieser Betrag muss gemäß „Law Concerning Nuclear

Liability“ versichert werden. Die Market Unit Nordic hat die

entsprechenden Versicherungen für ihre Kernkraftwerke vor-

genommen. Derzeit erfolgt eine behördliche Überprüfung

der dargestellten Regelungen hinsichtlich der zuvor


beschriebenen Haftungsbegrenzungen. In welchem Umfang

sich aus dem Ergebnis dieser Untersuchung Anpassungen der

schwedischen Haftungsbegrenzungsregelungen ergeben

werden, ist derzeit nicht absehbar.

Außer von den Market Units Central Europe und Nordic wer-

den keine weiteren Kernkraftwerke betrieben. Daher bestehen

über die zuvor genannten hinaus keine weiteren vergleich-

baren Eventualverbindlichkeiten.

Sonstige Verpflichtungen

Neben bilanzierten Rückstellungen und Verbindlichkeiten

sowie ausgewiesenen Eventualverbindlichkeiten bestehen

sonstige größtenteils langfristige Verpflichtungen, die sich

aus mit Dritten geschlossenen Verträgen oder aufgrund

gesetzlicher Bestimmungen ergeben.

Zum 31. Dezember 2007 besteht ein Bestellobligo in Höhe

von 7,9 Mrd (2006: 4,9 Mrd ). Hier sind vor allem Verpflich-

tungen für noch nicht vollzogene Investitionen insbesondere

bei den Market Units Central Europe, UK und Nordic sowie bei

der in Russland erworbenen Kraftwerksgesellschaft OGK-4

im Zusammenhang mit Kraftwerksneubauprojekten sowie

Modernisierungen von bestehenden Kraftwerksanlagen ent-

halten. Die im Bestellobligo enthaltenen Verpflichtungen für

Kraftwerksneubauten belaufen sich am 31. Dezember 2007

auf 5,4 Mrd (2006: 2,5 Mrd ). Diese beinhalten auch Ver-

pflichtungen für den Bau von Windkraftanlagen.

Darüber hinaus resultieren sonstige finanzielle Verpflichtungen

aus Miet-, Pacht- und Operating-Lease-Verträgen. Die ent-

sprechenden Mindestleasingzahlungen, die in Nominalwerten

dargestellt sind, werden folgendermaßen fällig:

Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Aufwen-

dungen aus solchen Verträgen betragen 218 Mio (2006:

236 Mio ).

Weitere langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen

im E.ON-Konzern zum 31. Dezember 2007 im Wesentlichen

zur Abnahme fossiler Brennstoffe wie Gas, Braun- und Stein-

kohle. Die Verpflichtungen aus diesen Abnahmeverträgen

belaufen sich am 31. Dezember 2007 auf rund 250 Mrd .

Der Gasbezug erfolgt in der Regel über langfristige Abnahme-

verträge mit großen internationalen Erdgasproduzenten. Im

Allgemeinen handelt es sich hierbei um Take-or-pay-Verträge.

Die Preise für das Erdgas werden grundsätzlich an Preise

von Wettbewerbsenergien angelehnt, die die Wettbewerbs-

situation im Markt widerspiegeln. Die Regelungen der lang-

fristigen Verträge werden in gewissen Abständen (in der

Regel sind dies drei Jahre) im Rahmen von Verhandlungen

der Vertragspartner überprüft und können sich insofern

ändern. Bei Nichteinigung über Preisüberprüfungen ent-

scheidet abschließend ein neutrales Schiedsgericht. Für die

Berechnung der finanziellen Verpflichtungen, die aus diesen

Verträgen resultieren, werden die gleichen Prämissen wie zu

internen Planungszwecken angewendet. Weiterhin werden

für die Berechnungen die individuellen Take-or-pay-Bestim-

mungen der jeweiligen Verträge herangezogen.

Vertragliche Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen

zum 31. Dezember 2007 in Höhe von 7,7 Mrd , insbesondere

gegenüber Gemeinschaftskraftwerken bei der Market Unit

Central Europe. Der Abnahmepreis für Strom aus Gemein-

schaftskraftwerken basiert auf den Produktionskosten des

Stromerzeugers zuzüglich einer Gewinnmarge, welche generell

auf Basis einer vereinbarten Kapitalrendite berechnet wird.

Des Weiteren bestehen bei der Market Unit Central Europe

langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme von

Leistungen im Zusammenhang mit der Wiederaufarbeitung

der bis zum 30. Juni 2005 transportierten Brennelemente

und der Zwischenlagerung der hieraus resultierenden Abfälle.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen zum 31. Dezem-

ber 2007 in Höhe von rund 3,7 Mrd . Sie enthalten im Wesent-

lichen Verpflichtungen für Anteilserwerbe sowie zum Erwerb

von als Finanzanlagen gehaltenen Immobilienfonds und Ver-

pflichtungen aus der Netzanbindung von Offshore-Windparks.

Diese Sachverhalte betreffen vor allem die Market Unit

Central Europe.

Darüber hinaus besteht gegenüber den Minderheitsaktio-

nären der russischen Kraftwerksgesellschaft OGK-4 eine

Verpflichtung zur Übernahme von deren Anteilen. Bezüglich

weiterer Informationen wird auf Textziffer 4 verwiesen.

in Mio




Summe

148

401

334

883

Mindestleasing-zahlungen

E.ON als Leasingnehmer – Operating Lease

186 Anhang

(28) Schwebende Rechtsstreitigkeiten undSchadensersatzansprüche

Gegen Konzernunternehmen sind verschiedene gerichtliche

Prozesse (einschließlich Klagen wegen Produkthaftungs-

ansprüchen und angeblicher Preisabsprachen), behördliche

Untersuchungen und Verfahren sowie andere Ansprüche

anhängig oder könnten in der Zukunft eingeleitet oder gel-

tend gemacht werden. Dazu zählen insbesondere Klagen

und Verfahren wegen angeblicher Preisabsprachen und

marktmissbräuchlichen Verhaltens. Zudem sind Klagen gegen

E.ON AG und US-Tochtergesellschaften im Zusammenhang

mit der Veräußerung von VEBA Electronics im Jahr 2000

anhängig. E.ON Ruhrgas ist Partei in verschiedenen Schieds-

verfahren, unter anderem im Zusammenhang mit dem Erwerb

von Anteilen an der Europgas a.s. sowie im Zusammenhang

mit Gaslieferverträgen. Rechtsstreitigkeiten sind vielen

Unsicherheiten unterworfen; auch wenn der Ausgang einzel-

ner Verfahren nicht mit Sicherheit vorausgesagt werden

kann, werden sich daraus ergebende mögliche Verpflichtun-

gen nach Einschätzungen des Vorstands weder einzeln noch

zusammen einen wesentlichen Einfluss auf Finanzlage,

Betriebsergebnis oder Liquidität des Konzerns haben.

(29) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung

Zur Kapitalflussrechnung werden folgende ergänzende

Angaben gemacht:

Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2007

um 22 Prozent über dem Niveau des Vorjahres. Dieses ist ins-

besondere auf die Market Units Pan-European Gas und Nordic

zurückzuführen, wo operative Verbesserung sowie eine

geringere Mittelbindung im Working Capital positiv wirkten.

Ein positiver Effekt ergab sich zudem durch den Forderungs-

abbau in der Market Unit UK. Negative Abweichungen gegen-

über dem Vorjahr traten im Corporate Center auf, welche im

Wesentlichen durch höhere konzernexterne Steuerzahlungen

verursacht wurden.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit war im Berichtsjahr

negativ. Bei rückläufigen Erlösen aus Beteiligungsverkäufen

stiegen die Auszahlungen sowohl für Sachanlage- als auch

für Beteiligungsinvestitionen gegenüber dem Vorjahr deut-

lich an. Größtes Einzelprojekt war der Erwerb der Mehrheit

der Anteile an der russischen Kraftwerksgesellschaft OGK-4.

Dem stand eine Verringerung der Mittelbindung für Fest-

geldanlagen und Wertpapierkäufe gegenüber.

Infolge einer verstärkten Aufnahme von Fremdkapital stieg

der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr

deutlich an. Trotz des Aktienrückkaufprogramms war er in

2007 erstmals seit 2002 wieder positiv.

in Mio

Nicht zahlungswirksame Investitionen und Finanzierungstätigkeiten

Tauschvorgänge bei Unternehmens-erwerben

Dotierung von externem Fondsvermögen für Pensionsverpflichtungen durch Übertragung von Termingeldern und Wertpapieren

2007

–

–

2006

138

5.126

Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung

Die Verkaufspreise entkonsolidierter Beteiligungen und

Aktivitäten betrugen insgesamt 25 Mio (2006: 989 Mio ).

Die verkaufsbedingte Entkonsolidierung von Beteiligungen

und Aktivitäten führte zu Bestandsabgängen von 21 Mio

(2006: 1.523 Mio ) bei den Vermögenswerten und 11 Mio

(2006: 562 Mio ) bei den Rückstellungen und Verbindlich-

keiten. Der mitveräußerte Bestand an Zahlungsmitteln betrug

2 Mio (2006: 550 Mio ).

Die Kaufpreise für Tochterunternehmen betrugen insgesamt

5.416 Mio (2006: 550 Mio ). Die miterworbenen Zahlungs-

mittel betrugen 1.450 Mio (2006: 57 Mio ). Der bei diesen

Unternehmen erworbene Bestand an Vermögenswerten

betrug 8.615 Mio (2006: 1.935 Mio ) und an Rückstellungen

sowie Verbindlichkeiten 2.182 Mio (2006: 1.365 Mio ).


(30) Derivative Finanzinstrumente undSicherungsgeschäfte

Strategie und Ziele

Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt,

wenn ihnen bilanzierte Vermögenswerte oder Verbindlichkei-

ten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen bzw. geplante

Transaktionen zugrunde liegen. In einzelnen Gesellschaften

der Market Units findet darüber hinaus ein Eigenhandel im

Commodity-Bereich im Rahmen der nachstehend beschrie-

benen Risikomanagement-Richtlinien statt.

Hedge Accounting gemäß IAS 39 wird insbesondere angewen-

det bei Zinsderivaten hinsichtlich der Sicherung langfristiger

Verbindlichkeiten sowie bei Währungsderivaten zur Sicherung

von Auslandsbeteiligungen (Hedge of a Net Investment in a

Foreign Operation) und langfristigen Fremdwährungsforde-

rungen und -verbindlichkeiten. Im Commodity-Bereich werden

Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme gesichert, die ins-

besondere aus dem geplanten Stromein- und -verkauf sowie

dem erwarteten Gasbezug resultieren. Termingeschäfte wer-

den zur Absicherung von Aktienpreisrisiken eingesetzt.

Fair Value Hedges

Fair Value Hedges dienen der Absicherung gegen das Risiko

von Marktwertschwankungen. Fair Value Hedge Accounting

wird insbesondere beim Tausch fester Zinsbindungen von in

Fremdwährungen und in Euro denominierten langfristigen

Finanzforderungen und -verbindlichkeiten in variable Zins-

bindungen eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente werden

Zins- und Zins-/Währungsswaps genutzt. Die Ergebnisse sind

in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung

ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft

abgebildet wird. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis im

sonstigen Zinsergebnis. Aus den Buchwertanpassungen der

Grundgeschäfte ergab sich im Geschäftsjahr ein Verlust von

9 Mio (2006: 14 Mio Ertrag), während im gleichen Zeitraum

Erträge bei den zugeordneten Sicherungsgeschäften von

12 Mio (2006: 15 Mio Verlust) realisiert wurden. Die bei-

zulegenden Zeitwerte der innerhalb von Fair Value Hedges

verwendeten Derivate betragen –90 Mio (2006: –98 Mio ).

Cashflow Hedges

Cashflow Hedges dienen der Absicherung gegen Risiken aus

variablen Zahlungsströmen. Zur Begrenzung des Zinsände-

rungs- und Währungsrisikos werden insbesondere Zins- und

Zins-/Währungsswaps eingesetzt. Diese Instrumente sichern

Zahlungsströme aus verzinslichen langfristigen Finanzforde-

rungen und -verbindlichkeiten in Fremdwährungen und in

Euro durch Cashflow Hedge Accounting in der funktionalen

Währung der jeweiligen E.ON-Gesellschaft.

Zur Begrenzung der Schwankungen zukünftiger Zahlungs-

ströme aus dem Strom- und Gasgeschäft aufgrund variabler

Marktpreise werden Termingeschäfte und Futures einge-

setzt, für die ebenfalls Cashflow Hedge Accounting ange-

wendet wird.

Zum 31. Dezember 2007 sind bestehende Grundgeschäfte in

Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu 10 Jahren (2006: bis

zu 11 Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten

bis zu 25 Jahren (2006: bis zu 26 Jahren) im Bereich der Zins-

sicherungen einbezogen. Die Sicherung von Risiken aus Eigen-

kapitalinstrumenten erfolgt bis zu einem Jahr (2006: 1 Jahr).

Im Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter

Grundgeschäfte bis zu 4 Jahre (2006: bis zu 4 Jahre).

Zum 31. Dezember 2007 ergab sich aus dem ineffektiven

Teil von Cashflow Hedges ein Ertrag in Höhe von 3 Mio

(2006: Ertrag 3 Mio ).

188 Anhang

Nach den am Bilanzstichtag vorliegenden Informationen erge-

ben sich in den Folgeperioden die nachstehenden Effekte aus

der Umgliederung des OCI in die Gewinn- und Verlustrechnung:

Die Ergebnisse aus der Umgliederung werden in der Regel in

der Position der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen,

in der auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird.

Die Ergebnisse aus ineffektiven Teilen von Cashflow Hedges

werden unter den sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. Auf-

wendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis

im sonstigen Zinsergebnis. Die Fair Values der innerhalb von

Cashflow Hedges verwendeten Derivate betragen –339 Mio

(2006: –359 Mio ).

Im Jahr 2007 wurde ein Betrag von –82 Mio (2006: –302 Mio )

dem Other Comprehensive Income zugeführt, während im

gleichen Zeitraum ein Ertrag von 1 Mio (2006: 26 Mio ) in

die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurde.

Net Investment Hedges

Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen

werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, Währungs-

swaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.

Zum 31. Dezember 2007 wurden 1.489 Mio (2006: 909 Mio )

aus Fair-Value-Veränderungen von Derivaten und der Stichtags-

kursumrechnung von originären Verbindlichkeiten im Zusam-

menhang mit Net Investment Hedges im Other Comprehensive

Income in dem Posten Währungsumrechnung ausgewiesen.

In 2007 ergaben sich keinerlei Ineffektivitäten aus den Net

Investment Hedges (2006: Ertrag von 2 Mio ).

Bewertung derivativer Finanzinstrumente

Der Fair Value derivativer Finanzinstrumente ist abhängig

von der Entwicklung der zugrunde liegenden Marktfaktoren.

Die jeweiligen Fair Values werden in regelmäßigen Abstän-

den ermittelt und überwacht. Der für alle derivativen Finanz-

instrumente ermittelte Fair Value ist der Preis, zu dem eine

Partei die Rechte und/oder Pflichten einer anderen Partei

übernehmen würde. Die Fair Values der derivativen Finanzins-

trumente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden

unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorlie-

genden Marktdaten ermittelt.

Die der Bewertung der eingesetzten derivativen Finanzins-

trumente zugrunde liegenden Bewertungsmethoden und

Annahmen stellen sich wie folgt dar:

• Devisen-, Strom-, Gas-, Kohle- und Öltermingeschäfte

und -swaps sowie Derivate auf Emissionsrechte werden

einzeln mit ihrem Terminkurs bzw. -preis am Bilanzstich-

tag bewertet. Die Terminkurse bzw. -preise richten sich

nach den Kassakursen und -preisen unter Berücksichti-

gung von Terminauf- und -abschlägen. Soweit möglich

wird auf Marktdaten zurückgegriffen.

• Die Marktpreise von Devisen-, Strom- und Gasoptionen

werden nach marktüblichen Bewertungsmethoden

ermittelt. Caps, Floors und Collars werden anhand von

Marktnotierungen oder auf der Grundlage von Options-

preismodellen bewertet.

• Die Fair Values von Instrumenten zur Sicherung von

Zinsrisiken werden durch Diskontierung der zukünftigen

Cashflows ermittelt. Die Diskontierung erfolgt anhand

der marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der

Instrumente. Für Zins-, Währungs- und Zins-/Währungs-

swaps werden zum Bilanzstichtag für jede einzelne

Transaktion die Barwerte ermittelt. Die Zinserträge wer-

den im Zahlungszeitpunkt bzw. bei der Abgrenzung zum

Stichtag erfolgswirksam erfasst.

Buchwerte

–103

6

249

–1

2008

–35

–1

128

–1

2009

–9

–

84

–

2010–2012

–10

–2

37

–

>2012

–49

9

–

–

Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2007

in Mio

OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges

OCI – Zins-Cashflow-Hedges

OCI – Commodity-Cashflow-Hedges

OCI – Sonstige Cashflow-Hedges

1) OCI = Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern

Buchwerte

–98

3

274

–31

2007

–43

–1

253

–31

2008

–10

–1

20

–

2009–2011

–25

–

1

–

>2011

–20

5

–

–

Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2006

in Mio

OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges

OCI – Zins-Cashflow-Hedges

OCI – Commodity-Cashflow-Hedges

OCI – Sonstige Cashflow-Hedges

1) OCI = Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern


• Termingeschäfte auf Aktien werden auf Basis des Börsen-

kurses der zugrunde liegenden Aktien unter Berücksich-

tigung von Zeitkomponenten bewertet.

• Börsennotierte Stromtermingeschäfte und -optionen

werden zum Bilanzstichtag einzeln mit den börsentäglich

festgestellten Abrechnungspreisen bewertet, die von der

jeweiligen Clearingstelle veröffentlicht werden. Gezahlte

Initial Margins sind unter den sonstigen Vermögenswer-

ten ausgewiesen. Während der Laufzeit erhaltene bzw.

gezahlte Variation Margins werden unter den sonstigen

Verbindlichkeiten bzw. sonstigen Vermögenswerten aus-

gewiesen.

• Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden, sofern

Marktpreise fehlen, anhand von auf internen Fundamen-

taldaten beruhenden Bewertungsmodellen bewertet.

Verluste in Höhe von 11 Mio (2006: 49 Mio ) und Erträge

von 141 Mio (2006: 96 Mio ) aus der Zugangsbewertung von

Derivaten wurden abgegrenzt und werden entsprechend der

Vertragserfüllung in den Folgeperioden aufgelöst. Die beiden

folgenden Tabellen enthalten sowohl Derivate, die im Hedge

Accounting nach IAS 39 stehen, als auch Derivate, bei denen

auf die Anwendung von Hedge Accounting verzichtet wird.

in Mio

Devisentermingeschäfte

Kauf

Verkauf

Devisenoptionen

Kauf

Verkauf

Zwischensumme

Währungsswaps

Zins-/Währungsswaps

Zwischensumme

Zinsswaps

Festzinszahler

Festzinsempfänger

Zinsfutures

Zwischensumme

Sonstige Derivate

Zwischensumme

Summe

Nominalwert

8.466,8

9.738,3

–

–

18.205,1

19.847,2

301,6

20.148,8

1.894,0

6.153,7

1.719,4

9.767,1

117,3

117,3

48.238,3

Fair Value

–24,2

67,3

–

–

43,1

686,6

–49,6

637,0

–21,5

–85,9

30,2

–77,2

12,0

12,0

614,9

Nominalwert

4.532,7

6.982,4

7,4

–

11.522,5

18.499,3

321,9

18.821,2

2.292,5

6.078,3

–

8.370,8

636,7

636,7

39.351,2

Fair Value

–27,1

19,4

0,1

–

–7,6

7,4

–17,0

–9,6

–16,4

–89,8

–

–106,2

31,0

31,0

–92,4


Gesamtvolumen der währungs-, zins- und aktienbezogenen Derivate

in Mio

Stromtermingeschäfte

Börsengehandelte Stromtermingeschäfte

Stromswaps

Stromoptionen

Kohletermin- und -swapgeschäfte

Börsengehandelte Kohletermingeschäfte

Ölbezogene Derivate

Gastermingeschäfte

Gasswaps

Gasoptionen

Börsengehandelte Gastermingeschäfte

Emissionsrechtbezogene Derivate

Börsengehandelte emissionsrechtbezogene Derivate

Summe

Nominalwert

25.733,5

10.033,6

21,4

104,9

5.024,4

38,1

780,4

12.932,1

313,8

4,5

1,2

1.808,0

407,8

57.203,7

Fair Value

–794,1

–98,8

–1,1

9,5

193,1

25,7

11,6

335,3

–36,2

–3,6

0,1

6,0

–0,1

–352,6

Nominalwert

29.049,7

8.089,5

15,1

0,3

1.320,2

58,9

1.213,4

16.757,1

153,4

5,3

–

461,0

33,9

57.157,8

Fair Value

–854,0

–275,0

0,5

0,2

29,2

–1,1

–30,6

6,7

–17,4

2,8

–

2,8

3,8

–1.132,1


Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtbezogenen Derivate

190 Anhang

Für die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie

für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gelten auf-

grund der kurzen Restlaufzeit die Buchwerte als realistische

Schätzung ihrer Fair Values.

Soweit Finanzinstrumente an einem aktiven Markt notiert

sind, stellt die jeweilige Preisnotierung an diesem Markt den

Fair Value dar. Dies betrifft insbesondere gehaltene Aktien

und begebene Anleihen.

Der Fair Value von Anteilen an nicht börsennotierten Gesell-

schaften sowie nicht aktiv gehandelten Schuldtiteln wie Dar-

lehen, Ausleihungen und Finanzverbindlichkeiten wird durch

Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die Dis-

(31) Zusätzliche Angaben zu Finanzinstrumenten

Die Buchwerte der Finanzinstrumente, die Aufteilung nach

Bewertungskategorien gemäß IAS 39, die Fair Values und deren

Bewertungsquellen stellen sich nach Klassen wie folgt dar:

in Mio

Beteiligungen

Finanzforderungen und sonstige finanzielle VermögenswerteForderungen gegen Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtForderungen aus Finanzierungsleasing2)



Forderungen gegen Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtForderungen aus Lieferungen und LeistungenDerivate ohne Hedging-BeziehungenDerivate mit Hedging-Beziehungen Sonstige betriebliche Vermögenswerte

Wertpapiere und Festgeldanlagen





FinanzverbindlichkeitenVerbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtAnleihenCommercial PaperVerbindlichkeiten gegenüber KreditinstitutenVerbindlichkeiten Finanzierungsleasing2)



Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtVerbindlichkeiten aus Lieferungen und LeistungenDerivate ohne Hedging-BeziehungenDerivate mit Hedging-Beziehungen Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Summe Verbindlichkeiten

SummeBuchwerteim Anwen-

dungsbe-reich des

IFRS 7

14.583

3.920

899700

2.321

17.021

8459.0644.928

6321.552

10.783

2.887

300

–

49.494

21.464

2.08514.470

1.9842.012

193720

17.356

5394.4774.630

641754

6.315

38.820

Buchwerte

14.583

3.964

899700

2.365

18.653

8469.0644.928

6323.183

10.783

2.887

300

577

51.747

21.464

2.08514.470

1.9842.012

193720

23.686

5394.4774.630

641754

12.645

45.150

Bewer-tungs-

kategoriengemäß

IAS 391)

AfS

LaRn/aLaR

LaRLaRHfTn/aLaR

AfS

AfS

AfS

AfS

AmCAmCAmCAmC

n/aAmC

AmCAmC

HfTn/a

AmCAmC

Fair Value

14.583

4.140

899705

2.536

16.940

8459.0644.928

6321.471

10.783

2.887

300

–

49.633

21.903

2.08514.886

1.9841.931

297720

17.356

5394.4774.630

641754

6.315

39.259

Anhandvon

Börsen-kursen

ermittelt

13.061

262

––

262

377

––

365–

12

9.635

2.860

300

–

26.495

12.869

–12.823

–––

46

502

––

502–––

13.371

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassenim Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2007

1) AfS: Available-for-Sale; LaR: Loans and Receivables; HfT: Held-for-Trading; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.2) Beinhaltet Finanzierungsleasing gegenüber Dritten und gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.


kontierung erfolgt anhand der aktuellen marktüblichen Zin-

sen über die Restlaufzeit der Finanzinstrumente. Für Beteili-

gungen mit einem Buchwert in Höhe von 58,3 Mio (2006:

58,3 Mio ) wurde auf eine Bewertung zum Fair Value auf-

grund nicht verlässlich ermittelbarer Cashflows verzichtet.

Es konnten keine Fair Values auf Basis vergleichbarer Trans-

aktionen abgeleitet werden. Die Beteiligungen sind im Ver-

gleich zur Gesamtposition des Konzerns unwesentlich.

Der Fair Value von Commercial Paper und Geldaufnahmen

im Rahmen kurzfristiger Kreditfazilitäten sowie der Verbind-

lichkeiten aus Lieferungen und Leistungen wird wegen der

kurzen Laufzeiten in Höhe des Buchwertes angesetzt.

in Mio

Beteiligungen

Finanzforderungen und sonstige finanzielle VermögenswerteForderungen gegen Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtForderungen aus Finanzierungsleasing2)



Forderungen gegen Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtForderungen aus Lieferungen und LeistungenDerivate ohne Hedging-BeziehungenDerivate mit Hedging-Beziehungen Sonstige betriebliche Vermögenswerte

Wertpapiere und Festgeldanlagen





FinanzverbindlichkeitenVerbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtAnleihenCommercial PaperVerbindlichkeiten gegenüber KreditinstitutenVerbindlichkeiten Finanzierungsleasing2)



Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis bestehtVerbindlichkeiten aus Lieferungen und LeistungenDerivate ohne Hedging-BeziehungenDerivate mit Hedging-Beziehungen Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Summe Verbindlichkeiten

SummeBuchwerteim Anwen-

dungsbe-reich des

IFRS 7

13.533

4.095

913723

2.459

16.980

1.0469.7604.294

424 1.456

11.594

1.154

587

134

48.077

13.472

1.9839.003

3661.238

220662

18.791

3445.3115.436

502 2.7814.417

32.263

Buchwerte

13.533

4.108

913723

2.472

18.430

1.0469.7604.294

424 2.906

11.594

1.154

587

611

50.017

13.472

1.9839.003

3661.238

220662

25.000

3445.3115.436

502 2.781

10.626

38.472

Bewer-tungs-

kategoriengemäß

IAS 391)

AfS

LaRn/aLaR

LaRLaRHfTn/aLaR

AfS

AfS

AfS

AfS

AmCAmCAmCAmC

n/aAmC

AmCAmC

HfTn/a

AmCAmC

Fair Value

13.533

4.361

913730

2.718

16.980

1.0469.7604.294

4241.456

11.594

1.154

587

134

48.343

14.239

1.9829.670

3661.238

321662

18.791

3445.3115.436

502 2.7814.417

33.030

Anhandvon

Börsen-kursen

ermittelt

11.928

235

––

235

85

––

85––

11.266

1.154

587

–

25.255

8.654

–8.622

–––

32

421

––

421–––

9.075

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassenim Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2006

1) AfS: Available-for-Sale; LaR: Loans and Receivables; HfT: Held-for-Trading; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.2) Beinhaltet Finanzierungsleasing gegenüber Dritten und gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.

Anhang192

Zur Fair Value-Ermittlung von derivativen Finanzinstrumen-

ten wird auf Textziffer 30 verwiesen.

In den beiden nachfolgenden Tabellen sind die vertraglich ver-

einbarten (undiskontierten) Mittelabflüsse der finanziellen Ver-

bindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 dargestellt:

in Mio

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

Anleihen

Commercial Paper


Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten


Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht


Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)

Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32


Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7

Mittel-abflüsse

2010–2012

16

4.648

–

713

63

225

5.665

5

–

9.007

125

136

9.273

14.938

Mittel-abflüsseab 2013

23

12.024

–

221

278

379

12.925

49

–

10.333

185

368

10.935

23.860

Mittel-abflüsse

2009

5

5.324

–

144

25

97

5.595

11

–

13.339

327

32

13.709

19.304

Cash-Flow-Analyse

Mittel-abflüsse

2008

2.099

1.018

2.026

1.112

52

175

6.482

473

4.477

27.758

131

6.026

38.865

45.347

31. Dezember 2007

in Mio

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht

Anleihen

Commercial Paper


Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten


Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht


Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)

Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32


Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7

Mittel-abflüsse

2009–2011

19

5.658

–

574

70

42

6.363

–

–

12.445

101

100

12.646

19.009

Mittel-abflüsseab 2012

20

6.541

–

194

285

113

7.153

53

–

11.157

136

21

11.367

18.520

Mittel-abflüsse

2008

4

679

–

130

42

89

944

–

–

9.027

292

128

9.447

10.391

Cash-Flow-Analyse

Mittel-abflüsse

2007

1.982

790

367

523

56

487

4.205

305

5.311

22.555

2.187

4.168

34.526

38.731

31. Dezember 2006


Risikomanagement

GrundsätzeDie vorgeschriebenen Abläufe, Verantwortlichkeiten und

Maßnahmen im Rahmen des Finanz- und Risikomanage-

ments sind in internen Konzernrichtlinien detailliert darge-

stellt. Die Market Units haben darüber hinaus eigene Richt-

linien, die sich im Rahmen der Konzernrichtlinien bewegen,

entwickelt. Um ein effizientes Risikomanagement im E.ON-

Konzern zu gewährleisten, sind die Abteilungen Handel

(Front Office), Risikocontrolling (Middle Office) und Finanz-

abwicklung (Back Office) als voneinander unabhängige Ein-

heiten aufgebaut. Die Risikosteuerung und -berichterstattung

im Commodity-Bereich auf Konzernebene wurde in diesem

Jahr in einer neuen Abteilung zusammengefasst, während

die Risikosteuerung und -berichterstattung im Zins- und

Währungsbereich nach wie vor vom Finanzcontrolling durch-

geführt wird.

E.ON setzt im Finanzbereich ein konzernweites System für

Treasury, Risikomanagement und Berichterstattung ein. Bei

diesem System handelt es sich um eine vollständig integrierte

Standard-IT-Lösung, die fortlaufend aktualisiert wird. Das

System dient zur Analyse und Überwachung von Risiken des

E.ON-Konzerns in den Bereichen Liquidität, Fremdwährungen

und Zinsen. Im Commodity-Bereich werden in den Market

Units etablierte Systeme eingesetzt.

Die konzernweite Überwachung von Kontrahentenrisiken

erfolgt im Finanzcontrolling mit Unterstützung einer Stan-

dardsoftware.

Ein gesondertes Risikokomitee ist für die Sicherstellung

und Weiterentwicklung der durch den Vorstand der E.ON AG

beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodity-

und Kreditrisikobereich zuständig.

1. LiquiditätsmanagementWesentliche Ziele des E.ON-internen Liquiditätsmanage-

ments sind die jederzeitige Sicherstellung der Zahlungs-

fähigkeit, die rechtzeitige Erfüllung vertraglicher Zahlungs-

verpflichtungen sowie die Kostenoptimierung im E.ON-Konzern.

Zur Liquiditätssteuerung legt die Konzern-Finanzrichtlinie

eine grundsätzliche Andienungspflicht für Finanzgeschäfte

der Gesellschaften, die sich im ausschließlichen Eigentum

von E.ON befinden, fest. Das Cashpooling und die externen

Finanzierungen sind weitgehend auf die E.ON AG und

bestimmte Finanzierungsgesellschaften zentralisiert. Die

Mittel werden bedarfsgerecht intern an die anderen Kon-

zernunternehmen weitergeleitet.

Das Nettoergebnis der Bewertungskategorie Loans and

Receivables umfasst neben Zinserträgen und -aufwendungen

aus Finanzforderungen im Wesentlichen Wertberichtigungen

auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Die Gewinne

und Verluste aus der Veräußerung von Available-for-Sale-Wert-

papieren und Beteiligungen werden in den sonstigen betrieb-

lichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen.

Daneben sind insbesondere die Zinserträge und -aufwen-

dungen aus verzinslichen Wertpapieren im Nettoergebnis

enthalten.

Sowohl Marktwertänderungen aus den derivativen Finanz-

instrumenten als auch die Erträge und Aufwendungen aus der

Realisierung sind im Nettoergebnis der Bewertungskategorie

Held-for-Trading enthalten.

Sofern finanzielle Verbindlichkeiten mit einem variablen Zins-

satz ausgestattet sind, wurden zur Ermittlung der zukünftigen

Zinszahlungen die am Bilanzstichtag fixierten Zinssätze auch

für die folgenden Perioden verwendet. Sofern finanzielle Ver-

bindlichkeiten jederzeit gekündigt werden können, werden

diese, wie Verbindlichkeiten aus jederzeit ausübbaren Put-

Optionen, dem frühesten Laufzeitband zugeordnet.

Bei brutto erfüllten Derivaten (in der Regel Währungsderivate

und Commodity-Derivate) stehen den Auszahlungen korres-

pondierende Mittel- bzw. Warenzuflüsse gegenüber.

Das Nettoergebnis der Finanzinstrumente nach Bewertungs-

kategorien gemäß IAS 39 stellt sich wie folgt dar:

in Mio

Loans and Receivables

Available-for-Sale

Held-for-Trading

Amortized Cost

Summe

2007

385

1.533

446

–929

1.435

2006

520

847

–1.858

–989

–1.480

Nettoergebnis nach Bewertungskategorien1)

1) Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.

194

Die E.ON AG sorgt auf Basis der aktuellen Liquiditätsplanung

für ausreichende Kreditlinien bei Banken unter Berücksichti-

gung einer strategischen Kreditlinienreserve. Die Tochter-

gesellschaften melden ihren Bedarf an.

2. PreisrisikenIm Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der E.ON-

Konzern Preisrisiken im Fremdwährungs-, Zins- und Commo-

dity-Bereich sowie bei Beteiligungsinvestitionen im Rahmen

der Geldanlage ausgesetzt. Aus diesen Risiken resultieren

Ergebnis-, Eigenkapital- und Cashflow-Schwankungen. Zur

Begrenzung bzw. Ausschaltung dieser Risiken hat E.ON ver-

schiedene Strategien entwickelt, die den Einsatz derivativer

Finanzinstrumente beinhalten.

Die nachstehend beschriebene Analyse der risikoreduzieren-

den Tätigkeiten der Gesellschaft sowie die mithilfe der Pro-

fit-at-Risk-, Value-at-Risk- und Sensitivitätsanalysen generierten

Beträge stellen zukunftsorientierte und somit risikobehaftete

und ungewisse Angaben dar. Aufgrund unvorhersehbarer

Entwicklungen in den weltweiten Finanzmärkten können

sich die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von den ange-

führten Hochrechnungen unterscheiden. Die in den Risiko-

analysen verwendeten Methoden sind nicht als Prognosen

zukünftiger Ereignisse oder Verluste anzusehen, da sich die

Gesellschaft ebenfalls Risiken ausgesetzt sieht, die entweder

nicht finanziell oder nicht quantifizierbar sind. Diese Risiken

beinhalten hauptsächlich Länder-, Geschäfts- und Rechtsrisi-

ken, welche nicht in den folgenden Analysen berücksichtigt

wurden.

Risikomanagement im FremdwährungsbereichDer E.ON-Konzern ist aufgrund der internationalen Natur

einiger seiner Geschäftstätigkeiten Risiken in Bezug auf in

Fremdwährung denominierte Umsatzerlöse, Vermögenswerte,

Forderungen, Verbindlichkeiten und antizipierte Zahlungen

sowie Investitionen in ausländische Geschäftsbetriebe aus-

gesetzt. Dieses Risiko stammt im Wesentlichen aus Geschäften

in US-Dollar, britischen Pfund, ungarischen Forint, schwedi-

schen Kronen und russischen Rubel sowie aus Nettoinvesti-

tionen im Ausland.

Die E.ON AG übernimmt die Steuerung der Devisenrisiken

des Konzerns und legt geeignete Risikoparameter fest. Die

Tochtergesellschaften sind für die Steuerung ihrer operativen

Devisenrisiken verantwortlich. Gebuchte Grundgeschäfte

werden grundsätzlich in voller Höhe abgesichert. Bei kontra-

hierten, aber noch nicht gebuchten, und geplanten Geschäf-

ten erfolgt die Absicherung nach Abstimmung zwischen der

Tochtergesellschaft und der E.ON AG.

Das Währungskursrisiko aus Nettoinvestitionen im Ausland,

deren funktionale Währung nicht auf Euro lautet, wird auf

Konzernebene bei Bedarf durch Net Investment Hedges

reduziert. Zudem werden Fremdwährungsfinanzierungen zur

Steuerung der Währungskursrisiken eingesetzt.

Das Marktrisiko wird in Übereinstimmung mit der internen

Risikoberichterstattung und internationalen Standards des

Bankwesens gemäß der Value-at-Risk-Methode unter Einbe-

zug historischer Marktdaten ermittelt. Der Value-at-Risk (VaR)

gleicht dem potenziellen Maximalverlust (basierend auf einer

Wahrscheinlichkeit von 99 Prozent) aus Fremdwährungsposi-

tionen, der im Laufe des folgenden Werktages entstehen

könnte. Die Berechnungen berücksichtigen Korrelationen

zwischen einzelnen Transaktionen; das Risiko eines Portfo-

lios ist grundsätzlich geringer als die Summe der individuel-

len Risiken.

Der 1-Tages-Value-at-Risk aus der Währungsumrechnung von

Geldanlagen und -aufnahmen in Fremdwährung zuzüglich

der Fremdwährungsderivate beträgt 148 Mio (2006: 54 Mio )

und resultiert wie 2006 im Wesentlichen aus den offenen

Positionen in britischen Pfund und US-Dollar. Neben den ins-

gesamt gestiegenen Volumina in Fremdwährungen hat ins-

besondere die höhere Volatilität des Währungskurses Euro

zu britischen Pfund zu dem Anstieg des VaR im Vorjahresver-

gleich beigetragen.

Dieser VaR wurde gemäß den Anforderungen des IFRS 7

berechnet. In der Praxis wird sich jedoch ein anderer

Wert ergeben, da bestimmte Grundgeschäfte (z. B. Plan-

transaktionen, nicht bilanzierte Eigenverbrauchsverträge) in

der Berechnung nach IFRS 7 nicht berücksichtigt werden.

Risikomanagement im ZinsbereichEinige Posten der Konzernbilanz sowie Finanzderivate basie-

ren auf Festzinsen und weisen demnach Änderungen des

Zeitwerts aufgrund von Schwankungen des Marktzinsniveaus

auf. Bei Bilanzposten und Finanzderivaten, die auf variablen

Zinssätzen basieren, ist E.ON hingegen Ergebnisrisiken aus-

gesetzt. E.ON strebt die Aufrechterhaltung eines bestimmten

Mix von festverzinslichem und variablem Fremdkapital inner-

halb des Gesamtportfolios an. Die Gesellschaft macht Gebrauch

von Zinsswaps, um von der Zinsdifferenz zwischen kurz- und

langfristigen Zinsen sowie einem möglichen Rückgang des

Zinsniveaus zu profitieren.

Anhang


Der E.ON-Konzern hält zum 31. Dezember 2007 Zinsswaps

mit einem Nennwert von 9.767 Mio (2006: 8.371 Mio ).

Eine Sensitivitätsanalyse wurde für kurzfristiges und variabel

verzinsliches Fremdkapital des Konzerns durchgeführt, wobei

Zinsderivate mit berücksichtigt wurden. Eine Zunahme

(Abnahme) des Zinsniveaus um 1 Prozent würde den Netto-

zinsaufwand pro Jahr um 30 Mio (2006: 35 Mio ) erhöhen

(senken).

Risikomanagement im Commodity-BereichE.ON ist aufgrund schwankender Preise von Commodities

erheblichen Risiken auf der Absatz- und Beschaffungsseite

ausgesetzt. Dieses Risiko wird an einer potenziellen negati-

ven Abweichung vom angestrebten Adjusted EBIT bemessen.

Das maximal zulässige Risiko aus Commodities wird im Rah-

men der Mittelfristplanung vom Konzernvorstand zentral

festgelegt und in Abstimmung mit den Market Units in eine

dezentrale Limitstruktur überführt. Vor der Festlegung der

Limite wurden die geplanten Investitionsvorhaben und alle

sonstigen bekannten Verpflichtungen und quantifizierbaren

Risiken berücksichtigt.

Commmodity-Geschäfte werden bei E.ON im Wesentlichen

innerhalb des Systemportfolios abgeschlossen, welches die

operativen Grundgeschäfte, bestehende Absatz- und Bezugs-

verträge und zu Sicherungszwecken oder zur Kraftwerksopti-

mierung eingesetzte Energiederivate umfasst. Das Risiko im

Systemportfolio resultiert damit aus der offenen Position

zwischen Planbeschaffung und -erzeugung sowie den Plan-

absatzmengen. Das Risiko für diese offenen Positionen wird

über den Profit-at-Risk (PaR) gemessen, welcher das Risiko

unter Berücksichtigung der Höhe der offenen Position, der

Preise, der Volatilität und der Liquidität der zugrunde liegen-

den Commodities angibt. Der PaR ist dabei definiert als die

maximal zu erwartende negative Wertänderung des Portfolios

bei einer Wahrscheinlichkeit von 95 Prozent, wenn die offene

Position schnellstmöglich geschlossen wird.

E.ON setzt derivative Finanzinstrumente ein, um die Markt-

preisrisiken aus den Commodities Strom, Gas, Kohle und Öl

zu reduzieren. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um

Swaps und Termingeschäfte auf Strom, Gas, Kohle und Öl

sowie emissionsrechtbezogene Derivate. Derivate im Com-

modity-Bereich werden durch die Market Units für die Zwecke

Preisrisikomanagement, Systemoptimierung, Lastenausgleich

und Margenerhöhung eingesetzt. Eigenhandel ist hierbei nur

in besonders engen Limiten zugelassen. Für das Eigenhandels-

portfolio wird ein 5-Tages-Value-at-Risk als Risikomaß verwen-

det bei einem Konfidenzintervall von 95 Prozent.

Die Limite für jegliche Handelsaktivitäten einschließlich

Eigenhandel werden durch handelsunabhängige Gremien

festgesetzt und überwacht. Die im Rahmen von Sicherungs-

und Eigenhandelsaktivitäten angewandten Grenzwerte bein-

halten 5-Tages-Value-at-Risk- und Profit-at-Risk-Kennziffern

sowie Stop-Loss-Werte. Zusätzliche Kernelemente des Risi-

komanagementsystems umfassen die klare Funktionstren-

nung der Bereiche Disposition, Handel, Abwicklung und Kon-

trolle, konzernweit gültige Richtlinien für den Umgang mit

Commodity-Risiken sowie eine handelsunabhängige Risiko-

berichterstattung. Monatlich findet eine Berichterstattung

über die konzernweite Entwicklung der Risiken aus dem

Commodity-Bereich an das Risikokomitee statt.

Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2007 strom-, gas-,

öl und emissionsrechtbezogene Derivate mit einem Nenn-

wert von 57.204 Mio (2006: 57.158 Mio ).

Der VaR für das Eigenhandelsportfolio betrug zum Stichtag

13 Mio (2006: 16 Mio ). Der PaR betrug für die im System-

portfolio enthaltenen Finanzinstrumente im Anwendungs-

bereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2007 433 Mio (2006:

289 Mio ).

Die Einschränkung bei dieser Berechnung auf Finanzinstru-

mente im Anwendungsbereich des IFRS 7 spiegelt die öko-

nomische Position des E.ON-Konzerns nicht wider. So dürfen

alle nicht bilanzierten Geschäfte, z.B. sogenannte Own-Use-

Verträge, aus normalen Liefer- und Leistungsbeziehungen

in der Berechnung des PaR nach IFRS 7 nicht berücksichtigt

werden, obwohl sie einen wesentlichen Bestandteil der

ökonomischen Position darstellen. Daher ist der PaR der

ökonomischen Position signifikant abweichend zum PaR

gemäß IFRS 7.

196 Anhang

Risikomanagement im AktienbereichDer Wert aller börsennotierten Beteiligungen beträgt zum

Abschlussstichtag 13.457 Mio (2006: 12.871 Mio ). Hierbei

bildet der Anteil an Gazprom mit einem Wert von 13.061 Mio

(2006: 11.918 Mio ) den wesentlichen Bestandteil. Diese

Beteiligung wird als strategisch angesehen und zurzeit nicht

gesichert. Darüber hinaus bestehende Aktienpositionen wer-

den teilweise über Termingeschäfte abgesichert. Das Nomi-

nalvolumen der hierfür abgeschlossenen Termingeschäfte

beträgt zum Bilanzstichtag 97 Mio € (2006: 567 Mio €).

Sämtliche börsennotierten Beteiligungen werden als Availa-

ble-for-Sale bilanziert. Wertänderungen werden grundsätzlich

als Veränderung des OCI gezeigt.

KreditrisikomanagementDas Kreditrisikomanagement umfasst die Identifikation, Bewer-

tung und Steuerung von Kreditrisiken. Kreditrisiken resultie-

ren aus der Nicht- oder Teilerfüllung der Gegenleistung für

erbrachte Vorleistungen oder der Bezahlung bestehender

Forderungen durch die Geschäftspartner und daraus folgen-

den zusätzlichen Aufwendungen für die Wiedereindeckung.

Um Kreditrisiken aus dem Einsatz von Finanzinstrumenten

sowie aus der operativen Geschäftstätigkeit zu minimieren,

werden Transaktionen nur mit Geschäftspartnern geschlos-

sen, welche die internen Mindestanforderungen erfüllen. Auf

Basis der internen Bonitätseinstufungen werden Limite für

das maximale Kreditrisiko vergeben. Der Prozess der Limit-

vergabe und -überwachung erfolgt dabei im Rahmen von

konzernweiten Mindestvorgaben. In diesem Prozess nicht

enthalten sind Langfristverträge aus operativem Geschäft

und Transaktionen im Assetmanagement. Diese werden teil-

weise auf Ebene der Market Units gesondert überwacht.

Grundsätzlich sind die jeweiligen Konzerngesellschaften für

das Kreditrisikomanagement des operativen Geschäfts ver-

antwortlich. In Abhängigkeit von der Art der Geschäftstätig-

keit und der Höhe des Kreditlimits findet eine ergänzende

Überwachung und Steuerung des Kreditrisikos sowohl auf

der Stufe der Market Unit als auch der Ebene des Konzerns

statt. Das E.ON AG Risikokomitee wird monatlich über die

Höhe der Kreditlimite sowie deren Auslastung von wesent-

lichen Geschäftspartnern im Finanz- und Energiehandel

informiert. Die Buchwerte der originären und derivativen

finanziellen Vermögenswerte zuzüglich der ausgegebenen

Finanzgarantien geben das maximale Kreditrisiko zum Stich-

tag wieder.

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 Patronats-

erklärungen (Letter of Awareness) akzeptiert. Darüber hinaus

werden in geringerem Umfang Bankgarantien bzw. -bürgschaf-

ten und die Hinterlegung von Barmitteln und Wertpapieren

als Sicherheiten zur Reduzierung des Kreditrisikos eingefor-

dert. Zur Höhe und den Hintergründen der als Sicherheiten

erhaltenen finanziellen Vermögenswerte wird auf Textziffer 26

verwiesen.

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 Wäh-

rungsderivate im Bankenbereich wird diese Aufrechnungs-

möglichkeit bilanziell nachvollzogen. Obwohl ein Großteil

der Transaktionen im Rahmen von Verträgen abgeschlossen

wurde, die ein Netting erlauben, ist eine Aufrechnung der

laufenden Transaktionen mit positiven und negativen Fair

Values in der nachfolgenden Tabelle nicht dargestellt.

Zusätzlich werden erhaltene Sicherheiten nicht berücksich-

tigt. Dadurch wird das Kontrahentenrisiko in der nachfolgen-

den Tabelle höher dargestellt, als es tatsächlich ist. Das

Kontrahentenrisiko entspricht der Summe der positiven Fair

Values. Insgesamt weist der Derivatebestand zum 31. Dezem-

ber 2007 folgende Laufzeiten- und Bonitätsstruktur auf. Da


insbesondere Derivate hohen Marktwertschwankungen

unterliegen, können kurzfristig Kreditrisikokonzentrationen

entstehen. Daher werden die Kreditrisikokonzentrationen

aus derivativen Forderungen gesondert dargestellt:

Bei mit Börsen abgeschlossenen Termin- und Optionskontrak-

ten sowie bei emissionsbezogenen Derivaten mit einem

Nominalwert von insgesamt 12.200 Mio (2006: 8.182 Mio ),

bestehen zum Bilanzstichtag keine Adressausfallrisiken.

Nominal-wert

17.384,4

14.778,1

2.352,0

1.583,9

11.590,8

47.689,2

Kontra-henten-

risiko

1.000,1

1.229,3

220,9

132,1

141,3

2.723,7

Nominal-wert

16.163,8

10.149,3

948,6

2.647,0

4.706,7

34.615,4

Kontra-henten-

risiko

901,3

728,3

95,7

47,2

181,6

1.954,1

Nominal-wert

4.926,0

2.427,7

95,4

431,8

3.056,4

10.937,3

Kontra-henten-

risiko

333,6

73,2

8,9

32,6

64,7

513,0

Nominal-wert

38.474,2

27.355,1

3.396,0

4.662,7

19.353,9

93.241,9

Kontra-henten-

risiko

2.235,0

2.030,8

325,5

211,9

387,6

5.190,8

Summe Davon bis 1 Jahr Davon 1–5 Jahre Davon über 5 Jahre

1) Die Position „Sonstige” umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien bzw. mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.

Rating des Kontrahenten

in Mio

AAA und Aaa bis AA– und Aa3

AA– und A1 oder A+ und Aa3 bis A– und A3

A– und Baa1 oder BBB+ undA3 bis BBB– oder Baa3

BBB– und Ba1 oder BB+ undBaa3 bis BB– und Ba3

Sonstige1)

Summe

Standard & Poor’s und/oder Moody’s

31. Dezember 2007

Nominal-wert

13.592,5

9.319,7

2.181,4

1.196,6

11.125,1

37.415,3

Kontra-henten-

risiko

941,2

944,5

218,1

111,1

200,3

2.415,2

Nominal-wert

15.000,6

11.607,9

1.084,5

827,3

6.332,5

34.852,8

Kontra-henten-

risiko

616,8

585,5

61,7

45,3

93,2

1.402,5

Nominal-wert

5.859,2

1.922,1

245,7

8,3

8.024,6

16.059,9

Kontra-henten-

risiko

383,3

55,1

0,0

0,0

102,4

540,8

Nominal-wert

34.452,3

22.849,7

3.511,6

2.032,2

25.482,2

88.328,0

Kontra-henten-

risiko

1.941,3

1.585,1

279,8

156,4

395,9

4.358,5

Summe Davon bis 1 Jahr Davon 1–5 Jahre Davon über 5 Jahre

1) Die Position „Sonstige” umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien bzw. mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.

Rating des Kontrahenten

in Mio

AAA und Aaa bis AA– und Aa3

AA– und A1 oder A+ und Aa3 bis A– und A3

A– und Baa1 oder BBB+ undA3 bis BBB– oder Baa3

BBB– und Ba1 oder BB+ undBaa3 bis BB– und Ba3

Sonstige1)

Summe

Standard & Poor’s und/oder Moody’s

31. Dezember 2006

198

(32) Transaktionen mit nahestehenden Unterneh-men und Personen

Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit steht E.ON mit

zahlreichen Unternehmen im Lieferungs- und Leistungsaus-

tausch. Darunter befinden sich auch nahestehende Unter-

nehmen, die at equity bewertet werden oder zum Fair Value

bilanziert sind. Mit diesen Unternehmen wurden Trans-

aktionen getätigt, die sich im Berichts- und Vorjahr wie folgt

ausgewirkt haben:

Assetmanagement

Zum Zweck der Finanzierung langfristiger Zahlungsverpflich-

tungen, unter anderem auch Entsorgungsverpflichtungen

(siehe Textziffer 25), wurden per 31. Dezember 2007 von Gesell-

schaften der Market Unit Central Europe Kapitalanlagen in

Höhe von insgesamt 7,3 Mrd (2006: 8,9 Mrd ) gehalten.

Für dieses Finanzvermögen wird eine „Akkumulationsstrate-

gie“ (Total-Return-Ansatz) verfolgt, mit einer breiten Diversi-

fikation über die Segmente Geldmarkt, Renten, Immobilien

und Aktien. Für die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur wer-

den in regelmäßigen Abständen von externen Finanzberatern

Asset-Allocation-Studien durchgeführt. Der Großteil des Ver-

mögens wird in Investmentfonds angelegt, die von externen

Fondsmanagern verwaltet werden. Das Risikomanagement

für das Vermögen wird nach einer Value-at-Risk-Methode

gesteuert. Die Kennzahlen basieren auf einer 3-monatigen

Haltedauer und einem 98-Prozent-Konfidenzintervall. Anhand

dieser Parameter ergab sich für 2007 ein VaR von 202 Mio €

(2006: 383 Mio €). Die fortlaufende Überwachung des Gesamt-

risikos und der einzelnen Fondsmanager erfolgt durch das

Konzern-Assetmanagement der E.ON AG, das Teil des Finanz-

bereichs der E.ON AG ist.

Die als Versicherungsverein auf Gegenseitigkeit geführte

VKE verwaltete zum Jahresende Finanzanlagen in Höhe von

2,4 Mrd (2006: 2,3 Mrd ), die fast ausschließlich der Rück-

deckung von Versorgungsansprüchen von Mitarbeitern in

der Market Unit Central Europe dienen. Das Pensionsvermö-

gen der VKE stellt kein Planvermögen gemäß IAS 19 dar und

wird unter den langfristigen und kurzfristigen Vermögens-

werten in der Bilanz gezeigt. Die VKE unterliegt den Rege-

lungen des Versicherungsaufsichtsgesetzes (VAG) und der

Geschäftsbetrieb untersteht der Aufsicht der Bundesanstalt

für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Die Kapitalanlage

und das fortlaufende Risikomanagement erfolgt in dem von

der BaFin vorgegebenen Regulierungsrahmen. Der Großteil

des über Geldmarkt-, Renten-, Immobilien- und Aktienanla-

gen diversifizierten Portfolios wird in Investmentfonds ange-

legt, die von externen Fondsmanagern verwaltet werden.

Der 3-Monats VaR mit einem Konfidenzintervall von 98 Pro-

zent beträgt für das von VKE verwaltete Vermögen 118 Mio €

(2006: 71 Mio €).

Erträge aus Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

beruhen hauptsächlich auf Lieferungen von Gas und Strom

an Weiterverteiler und kommunale Unternehmen, insbeson-

dere an Stadtwerke. Die Geschäftsbeziehungen zu diesen

Unternehmen unterscheiden sich grundsätzlich nicht von

jenen Beziehungen, die mit kommunalen Unternehmen ohne

Beteiligung von E.ON bestehen.

Aufwendungen mit nahestehenden Unternehmen entstehen

vor allem durch Gas-, Kohle- und Strombezüge.

Die Forderungen gegen nahestehende Unternehmen beinhalten

im Wesentlichen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen.

E.ON weist gegenüber nahestehenden Unternehmen Ver-

bindlichkeiten aus, von denen 515 Mio (2006: 286 Mio )

aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen mit Gemein-

schafts-Kernkraftwerken resultieren. Diese Verbindlichkeiten

haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent p.a.

(2006: 1,0 Prozent) verzinst. E.ON bezieht von diesen Kraftwer-

ken Strom auf Basis eines Kostenübernahmevertrags sowie

zu einem Tarif auf Basis der Kosten zuzüglich einer Marge

(cost plus fee). Die Abrechnung dieser Transaktionen erfolgt

hauptsächlich über Verrechnungskonten. Darüber hinaus

weist E.ON im Berichtsjahr Finanzverbindlichkeiten in Höhe

von 1.233 Mio (2006: 1.255 Mio ) aus, die aus Darlehensge-

währungen dieser Gemeinschafts-Kernkraftwerke an E.ON

resultieren.

Anhang

2007

6.626

4.407

1.988

3.116

2006

7.467

3.804

1.892

2.440

in Mio

Erträge

Aufwendungen

Forderungen

Verbindlichkeiten

Transaktionen mit nahestehendenUnternehmen und Personen


Aus der Einbringung der Degussa in die RAG Projektgesell-

schaft mbH und dem anschließenden Terminverkauf dieser

Gesellschaft an RAG im Geschäftsjahr 2006 wurde ein

Gewinn in Höhe von 596 Mio realisiert. Für weitere Infor-

mationen vergleiche Textziffer 4.

Entsprechend IAS 24 sind die Leistungen anzugeben, die

dem Management in Schlüsselpositionen (Vorstandsmitglie-

der der E.ON AG) gewährt wurden. Der Aufwand für das

Geschäftsjahr beträgt für kurzfristig fällige Leistungen

16,1 Mio (2006: 16,5 Mio ) und für Leistungen nach Been-

digung des Dienstverhältnisses 3,0 Mio (2006: 3,3 Mio ).

Als Leistung nach Beendigung des Dienstverhältnisses wird

der aus den Pensionsrückstellungen resultierende Dienst-

zeitaufwand (Service Cost) ausgewiesen.

Der nach den Maßgaben von IFRS 2 ermittelte Aufwand für

die im Geschäftsjahr bestehenden Tranchen des E.ON-Aktien-

optionsprogramms und des E.ON-Share-Performance Planes

beträgt 11,4 Mio (2006: 17,7 Mio ).

Detaillierte und individualisierte Angaben hinsichtlich der

Vergütung finden sich im Vergütungsbericht auf den

Seiten 117 bis 121.

(33) Segmentberichterstattung

Die Berichtssegmente des E.ON-Konzerns sind an der internen

Organisations- und Berichtsstruktur ausgerichtet.

• Central Europe fokussiert sich auf das integrierte Strom-

geschäft sowie das Downstream-Gasgeschäft in Zentral-

europa.

• Pan-European Gas ist für das europäische Upstream-

und Midstream-Gasgeschäft verantwortlich. Daneben

hält die Market Unit überwiegend Minderheitsbeteili-

gungen an Gesellschaften im Downstream-Gasgeschäft.

• UK umfasst das integrierte Energiegeschäft in Groß-

britannien.

• Nordic konzentriert sich auf das integrierte Energie-

geschäft in Nordeuropa.

• US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten Energie-

markt in Kentucky, USA, tätig.

• Corporate Center/Neue Märkte beinhaltet die direkt von

der E.ON AG geführten Beteiligungen, inklusive der im

Berichtsjahr erworbenen Aktivitäten in Russland und im

Bereich der Erneuerbaren Energien (vergleiche Textziffer 4),

die E.ON AG selbst sowie auf Konzernebene durchzufüh-

rende Konsolidierungen.

Nach IFRS sind veräußerte bzw. zum Verkauf bestimmte

Segmente oder wesentliche Unternehmensteile unter den

nicht fortgeführten Aktivitäten auszuweisen. Im Geschäfts-

jahr 2007 betrifft dies die zum Verkauf bestimmte Gesell-

schaft WKE. Im Vorjahr waren neben WKE auch E.ON Finland

und Degussa, die im Juni bzw. August 2006 veräußert wurden,

unter den nicht fortgeführten Aktivitäten zu zeigen. Die ent-

sprechenden Werte zum 31. Dezember 2007 sind ebenso wie

die für die Vorperioden berichteten um sämtliche Bestand-

teile der nicht fortgeführten Aktivitäten bereinigt (siehe

Erläuterungen in Textziffer 4).

Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige

Ertragskraft eines Geschäfts dient bei E.ON das Adjusted

EBIT, ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis

vor Zinsen und Steuern. Zu den Bereinigungen zählen das

wirtschaftliche Zinsergebnis, Netto-Buchgewinne, Aufwendun-

gen für Restrukturierung/Kostenmanagement und das sons-

tige nicht operative Ergebnis.

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 Restrukturie-

rung/Kostenmanagement handelt es sich um außergewöhn-

liche Aufwendungen mit einmaligem Charakter. Im sonstigen

nicht operativen Ergebnis werden sonstige nicht operative

Aufwendungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem

Charakter zusammengefasst. Je nach Einzelfall können hier

unterschiedliche Positionen der Gewinn- und Verlustrech-

nung betroffen sein. So sind zum Beispiel Effekte aus der

Marktbewertung von Derivaten in den sonstigen betrieb-

lichen Aufwendungen und Erträgen sowie Wertminderungen

auf Sachanlagen in den Abschreibungen enthalten.

Durch die vorgenommenen Anpassungen können die in der

Segmentberichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen

von den gemäß IFRS definierten Kennzahlen abweichen.

200

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Adjusted EBIT

auf den Konzernüberschuss nach IFRS:

Im Geschäftsjahr 2007 lagen die Netto-Buchgewinne 516 Mio

über dem Vorjahresniveau. Sie fielen wie im Jahr 2006 im

Wesentlichen bei der Veräußerung von Wertpapieren bei der

Market Unit Central Europe an.

Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement

sind im Jahr 2007 insbesondere im Endkundengeschäft bei

UK entstanden. Im Vorjahr sind keine Aufwendungen für

Restrukturierungen/Kostenmanagement angefallen.

Das sonstige nicht operative Ergebnis war vor allem durch

die stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten (564 Mio )

geprägt, mit denen das operative Geschäft gegen Preis-

schwankungen abgesichert wird. Die Verbesserung ist mit

2,5 Mrd insbesondere auf positive Ergebniseffekte bei den

Market Units UK und Pan-European Gas zurückzuführen.

Anhang

in Mio

Adjusted EBIT


Netto-Buchgewinne

Aufwendungen für Restrukturierung

Sonstiges nicht operatives Ergebnis

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitätenvor Steuern

Steuern vom Einkommen und vomErtrag



KonzernüberschussAnteil der Gesellschafter der E.ON AGMinderheitsanteile

2007

9.208

–960

1.345

–77

167

9.683

–2.289

7.394

330

7.7247.204

520

2006

8.356

–948

829

–

–2.890

5.347

–40

5.307

775

6.0825.586

496

Konzernüberschuss

in Mio

Außenumsatz

Innenumsatz

Umsatzerlöse

Adjusted EBITDA

Planmäßige Abschreibungen

Impairments1)

Adjusted EBITdarin Equity-Ergebnis1)

Operativer Cashflow

InvestitionenImmaterielle Vermögenswerte und SachanlagenBeteiligungen2)

BilanzsummeImmaterielle VermögenswerteSachanlagenAt equity bewertete Unternehmen

2007

31.350

679

32.029

6.222

–1.521

–31

4.670317

3.811

2.581

2.390191

63.4421.889

18.3752.134

Segmentinformationen nach Bereichen

2006

26.384

813

27.197

5.747

–1.495

–17

4.235315

3.802

2.279

1.883396

59.0931.965

17.6641.962

2007

19.714

3.031

22.745

3.176

–530

–70

2.576696

3.041

2.424

1.3811.043

39.0901.1376.7465.602

2006

20.555

2.392

22.947

3.092

–502

–243

2.347536

604

882

377505

36.994867

6.2895.276

2007

12.455

129

12.584

1.657

–521

0

1.13624

1.615

1.364

1.364–

18.170675

7.5062

2006

12.355

163

12.518

1.804

–554

–11

1.2396

724

863

8603

19.636793

7.1578

Central Europe Pan-European Gas UK

1) Die Adjusted-EBIT-wirksamen Impairments weichen aufgrund von Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen sowie aufgrundvon im neutralen Ergebnis erfassten Impairments von den nach IFRS ausgewiesenen Beträgen ab. Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstigeFinanzanlagen werden nach IFRS im Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen bzw. im Finanzergebnis erfasst. Die Abweichungen in 2007 resultieren im Wesentlichenaus Zuschreibungen auf Beteiligungen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden. Grund für die Abweichungen in 2006 sind vor allem regulierungsbedingte Wertminde-rungen auf Sachanlagen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden, und Beteiligungen in den Market Units Central Europe und Pan-European Gas.

2) Die Investitionen in Beteiligungen enthalten neben at equity bewerteten Beteiligungen auch Erwerbe vollkonsolidierter Unternehmen sowie Investitionen in nicht konsolidierungspflichtigen Beteiligungen.


Dagegen belasteten die Kosten im Zusammenhang mit dem

Akquisitionsvorhaben Endesa (288 Mio ) und mit dem

Sturm in Schweden zu Beginn des Jahres 2007 (95 Mio ) das

Ergebnis. Im Jahr 2006 wirkten sich infolge der Kürzung der

Netznutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur bei

Central Europe und Pan-European Gas Wertminderungen im

Gasverteilnetz sowie bei Minderheitsbeteiligungen mit Akti-

vitäten im Netzbereich in Höhe von insgesamt 374 Mio

negativ aus. Darüber hinaus mussten 2006 Wertminderungen

für Gasspeicher- und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK

(187 Mio ) sowie für Sachanlagen bei den Market Units

Pan-European Gas und Nordic (insgesamt 100 Mio ) vorge-

nommen werden.

Eine weitere Anpassung im Rahmen der internen Erfolgs-

analyse betrifft das Zinsergebnis, das nach wirtschaftlichen

Kriterien dargestellt wird. Zur Ermittlung des wirtschaftlichen

Zinsergebnisses wird das Zinsergebnis gemäß Gewinn- und

Verlustrechnung nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt

und um außergewöhnliche Effekte, das heißt um neutrale

Zinsanteile, bereinigt.

Das wirtschaftliche Zinsergebnis liegt nahezu auf dem Niveau

des Vorjahres. Im Vergleich zum Vorjahr ergab sich aufgrund

höherer erwarteter Erträge aus Planvermögen ein geringerer

Netto-Zinsaufwand. Dem steht auf Konzernebene ein höheres

neutrales Zinsergebnis gegenüber. Ursache der Veränderung

des neutralen Zinsergebnisses ist ein geringerer Zinsaufwand

aus Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Put-Optionen.

Grundsätzlich werden konzerninterne Transaktionen zu

Marktpreisen getätigt.

2007

3.216

123

3.339

1.027

–345

–12

67010

914

914

89222

11.759213

7.429357

2007

1.819

0

1.819

543

–155

–

38823

216

690

690–

8.13013

4.15332

2006

1.930

0

1.930

595

–163

–6

42621

381

398

3980

8.38720

4.00040

2007

177

–3.962

–3.785

–175

–51

–6

–2328

–871

3.333

1993.134

–3.297357

4.343284

2006

127

–3.455

–3.328

–385

–14

–4

–403–10

935

–27

–14–13

–7.82520

190101

2007

68.731

–

68.731

12.450

–3.123

–119

9.2081.078

8.726

11.306

6.9164.390

137.2944.284

48.5528.411

2006

64.091

–

64.091

11.724

–3.087

–281

8.356869

7.161

5.037

4.096941

127.5753.894

42.4847.770

2006

2.740

87

2.827

871

–359

–

5121

715

642

59250

11.290229

7.184383

Nordic US-Midwest Corporate Center/Neue Märkte E.ON-Konzern

in Mio

Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung

Neutraler Zinsaufwand (+)/-ertrag (–)


2007

–951

–9

–960

2006

–1.045

97

–948


202

Geografische Segmentierung

Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaf-

ten) und die Sachanlagen stellen sich nach Regionen wie

folgt dar:

Angaben zu Absatz- und Beschaffungsmärkten

Aus der Kundenstruktur des Konzerns 2007 und 2006 erge-

ben sich keine wesentlichen Konzentrationen auf bestimmte

geografische Regionen oder Geschäftsbereiche. Aufgrund

der großen Anzahl von Kunden und der Vielzahl der

Geschäftsaktivitäten gibt es keine Kunden, deren Geschäfts-

volumen im Vergleich zum Gesamtgeschäftsvolumen des

Konzerns wesentlich ist.

Die Gasbezüge von E.ON stammen im Wesentlichen aus

Russland, Norwegen, Deutschland, den Niederlanden und

Großbritannien.

Anhang

in Mio

Außenumsatz nachSitz des Kunden

Außenumsatz nachSitz der Gesell-schaften

Sachanlagen

2007

36.895

40.614

18.898

2006

34.929

38.942

18.380

2007

25.520

23.518

23.107

2006

23.431

21.168

18.999

2007

4.491

2.780

1.573

2006

3.783

2.051

1.104

Deutschland Übriges EuropaÜbriges Euroland

2007

68.731

68.731

48.552

2006

64.091

64.091

42.484

2007

56

51

64

2006

64

51

73

Sonstige

2007

1.769

1.768

4.910

2006

1.884

1.879

3.928

USA Summe

Segmentinformationen nach Regionen


(34) Organbezüge

Aufsichtsrat

Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am

30. April 2008 die vorgeschlagene Dividende beschließt,

betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats

4,5 Mio (2006: 4,1 Mio ).


Mitgliedern des Aufsichtsrats.

Das System der Vergütung des Aufsichtsrats sowie die Bezüge

jedes einzelnen Aufsichtsratsmitglieds sind im Vergütungs-

bericht, der Bestandteil des zusammengefassten Lagebe-

richts ist, auf den Seiten 117 bis 121 dargestellt.

Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden

sich auf den Seiten 19 und 212.

Vorstand

Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 20,4 Mio (2006:

21,7 Mio ) und enthalten die Grundvergütung, die Tantieme,

die sonstigen Bezüge sowie die aktienbasierte Vergütung.

Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und

ihrer Hinterbliebenen betrugen 6,6 Mio (2006: 11,7 Mio ).

Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vor-

standsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 97,4 Mio

(2006: 99,9 Mio ) zurückgestellt.


Vorstandsmitgliedern.

Das System der Vergütung des Vorstands sowie die Bezüge

jedes einzelnen Vorstandsmitglieds sind im Vergütungsbe-

richt, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts

ist, auf den Seiten 117 bis 121 dargestellt.

Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden

sich auf den Seiten 14, 15 und 213.

(35) IFRS-Überleitungsrechnungen des E.ON-Konzerns

Erläuterungen zur Umstellung der Konzern-rechnungslegung auf International FinancialReporting Standards

E.ON stellt zum 31. Dezember 2007 erstmals einen Konzern-

abschluss in Übereinstimmung mit IFRS auf. Die E.ON IFRS-

Konzerneröffnungsbilanz wurde auf den 1. Januar 2006 auf-

gestellt (Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS gemäß IFRS 1).

Gemäß IFRS 1 sind in dem ersten IFRS-Konzernabschluss die

Ansatz- und Bewertungsmethoden anzuwenden, die auf den

Standards und Interpretationen basieren, die am 31. Dezem-

ber 2007, dem Zeitpunkt der erstmaligen Aufstellung des

Konzernabschlusses nach IFRS, verpflichtend zu beachten

sind, soweit diese veröffentlicht und von der EU übernom-

men sind. Diese Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

sind rückwirkend auf den Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS

und für alle innerhalb des ersten IFRS-Konzernabschlusses

dargestellten Perioden anzuwenden.

Die sich ergebenden Unterschiedsbeträge zwischen den

Buchwerten der Vermögenswerte und Schulden nach IFRS

zum 1. Januar 2006 im Vergleich zu den Buchwerten in der

US-GAAP-Konzernbilanz zum 31. Dezember 2005 wurden im

Rahmen der Erstellung der IFRS-Eröffnungsbilanz erfolgs-

neutral im Eigenkapital erfasst.

Entsprechend den Regeln des IFRS 1 hat E.ON die verpflich-

tenden Befreiungen sowie die nachfolgend erläuterten

optionalen Befreiungen von der retrospektiven Anwendung

der IFRS angewendet.

Erläuterung der bei E.ON in Anspruch genomme-nen Befreiungen nach IFRS 1

In der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz zum 1. Januar 2006 sind

die Buchwerte der Vermögenswerte und Schulden aus der

US-GAAP-Bilanz zum 31. Dezember 2005 grundsätzlich rück-

wirkend nach den Regelungen derjenigen IFRS anzusetzen

und zu bewerten, die am 31. Dezember 2007 in Kraft sind.

IFRS 1 enthält für einzelne Fälle jedoch optional Ausnahmen,

nach denen vom Grundsatz der retrospektiven Anwendung

der IFRS abgewichen werden kann. Im Folgenden werden

die optionalen Befreiungen erläutert, von denen E.ON im

Rahmen der Aufstellung der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz

Gebrauch gemacht hat.

UnternehmenszusammenschlüsseE.ON hat von dem Wahlrecht des IFRS 1 Gebrauch gemacht,

auf eine retrospektive Anwendung der Regelungen des IFRS 3

für Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem Zeitpunkt

des Übergangs auf IFRS stattfanden, zu verzichten. Die Ab-

bildung dieser Unternehmenszusammenschlüsse nach US-GAAP

Anhang204

in Mio

Eigenkapital gemäß US-GAAP

Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen

Eigenkapital gemäß US-GAAP, einschließlich Minderheitsanteilen

Auswirkungen IAS 32

Vorräte

Pensionen und ähnliche Verpflichtungen


Derivate

Bewertung von weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten

US-Regulierung

Ertragsteuern

Sonstiges

Gesamte Anpassungen

Eigenkapital gemäß IFRS

Textverweis

a

b

c

d

e

f

g

h

i

j

31. Dezember 2006

47.845

4.917

52.762

–2.780

348

–81

–129

226

370

279

223

27

–1.517

51.245

1. Januar 2006

44.484

4.734

49.218

–3.249

134

–1.391

–43

–566

377

403

800

286

–3.249

45.969

Überleitung des Eigenkapitals

wurde beibehalten. Grundsätzlich sind sämtliche Vermögens-

werte und Schulden in der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz

anzusetzen, die im Rahmen von Unternehmenszusammen-

schlüssen erworben bzw. übernommen wurden und die

Ansatzvoraussetzungen nach IFRS erfüllen. Zudem werden

nach US-GAAP nicht bilanzierte, aber nach IFRS anzusetzen-

de Vermögenswerte und Schulden in der IFRS-Eröffnungs-

bilanz angesetzt. Hieraus resultierende Anpassungsbeträge

werden erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet,

soweit es sich nicht um immaterielle Vermögenswerte han-

delt. Diese führen zu einer Anpassung des nach US-GAAP

ermittelten Goodwills. Es waren keine Anpassungen auf-

grund des Ansatzes von immateriellen Vermögenswerten

erforderlich, sodass der Buchwert des Goodwills nach US-

GAAP in die IFRS-Eröffnungsbilanz übernommen werden

konnte.

Die Werthaltigkeit des Goodwills ist zum Zeitpunkt des Über-

gangs auf IFRS zu prüfen. Bei E.ON ergab sich zum Zeitpunkt

des Übergangs kein Wertminderungsbedarf.

Kumulierte Währungsumrechnungsdifferenzen E.ON hat von dem Wahlrecht des IFRS 1 Gebrauch gemacht,

die unrealisierten kumulierten Währungsumrechnungsdiffe-

renzen, die in Vorperioden aus der Umrechnung von Ab-

schlüssen in die Berichtswährung von E.ON entstanden sind

und im Other Comprehensive Income erfasst wurden, zum

Konzern-Eröffnungsbilanzstichtag zu realisieren und mit den

Gewinnrücklagen zu verrechnen.

Bei einem späteren Abgang eines Unternehmens werden

nur die nach Aufstellung der Eröffnungsbilanz entstandenen

und erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Währungsum-

rechnungsdifferenzen im Abgangsergebnis berücksichtigt.

Wesentliche Auswirkungen der Umstellung von US-GAAP auf IFRSDie nachfolgenden Überleitungen und die zugehörigen

Erläuterungen geben einen Überblick über die Auswirkungen

der Umstellung auf IFRS. Die Anpassungen werden in den

folgenden Überleitungen dargestellt:

• Eigenkapital zum 1. Januar 2006

• Eigenkapital zum 31. Dezember 2006

• Konzernüberschuss für das Geschäftsjahr vom 1. Januar

bis 31. Dezember 2006

Überleitung des Eigenkapitals


a) Änderungen des Ausweises von Minderheits-anteilenNach IFRS werden die Minderheitsanteile Dritter am Konzern

innerhalb des Eigenkapitals ausgewiesen. Nach US-GAAP

erfolgt der Ausweis der Minderheiten außerhalb des Eigen-

kapitals.

b) Auswirkungen IAS 32Put-Optionen auf MinderheitsanteileFinanzinstrumente, für die ein Rückzahlungsrecht seitens

der Inhaber besteht, erfüllen nach IFRS nicht die Eigenkapital-

definition. E.ON ist gegenüber einigen Minderheitsgesellschaf-

tern bedingte bzw. unbedingte Verpflichtungen zum Erwerb

ausstehender Anteile an Tochterunternehmen eingegangen.

Entsprechend ist eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes

des zukünftigen Ausübungspreises zu bilanzieren. Diese

Umgliederung aus dem Eigenkapital hat unabhängig von

der Ausübungswahrscheinlichkeit zu erfolgen und wird

innerhalb der Minderheitsanteile gesondert ausgewiesen.

Nach US-GAAP werden diese potenziellen Verpflichtungen in

der Regel wie ein Derivat zum Fair Value bilanziert.

Minderheiten an deutschen PersonengesellschaftenNach deutschen gesellschaftsrechtlichen Vorschriften steht

den Anteilseignern einer deutschen Personengesellschaft

ein gesetzliches, nicht ausschließbares Kündigungsrecht zu.

Nach IAS 32 führt dieses Kündigungsrecht dazu, dass die im

Konzern vorhandenen Minderheitsanteile als rückzahlbar

angesehen werden. In der Folge ist, unabhängig von der

Wahrscheinlichkeit einer Kündigung, eine Verbindlichkeit zum

Barwert des voraussichtlichen Abfindungsbetrages aus dem

Eigenkapital zu reklassifizieren. Die Reklassifizierung wird

innerhalb der Minderheitsanteile gesondert ausgewiesen.

Nach US-GAAP werden diese Anteile unter den Minderheiten

gezeigt.

Insgesamt verringert sich das Eigenkapital in der Eröffnungs-

bilanz aufgrund dieser Effekte um 3.249 Mio (31. Dezember

2006: –2.780 Mio ).

c) VorräteDie Bewertung der Gasvorräte erfolgte unter US-GAAP grund-

sätzlich nach der LIFO-Methode. Nach IAS 2 „Vorräte“ (IAS 2)

ist diese Bewertungsmethode unzulässig. Der Wechsel der

Bewertung der Gasvorräte zu Durchschnittskosten erhöhte

das Eigenkapital in der Eröffnungsbilanz um 134 Mio

(31. Dezember 2006: 348 Mio ).

d) Pensionen und ähnliche VerpflichtungenFür Pensionsverpflichtungen sind sowohl nach US-GAAP als

auch nach IFRS Rückstellungen zu bilden. Abweichungen

zwischen den Wertansätzen nach IAS 19 und SFAS 87

„Employers’ Accounting for Pensions“ (SFAS 87) ergaben sich

in der Eröffnungsbilanz insbesondere aufgrund der Ausübung

des Wahlrechts in IFRS zur sofortigen vollständigen Erfas-

sung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste

im Eigenkapital. Im Zuge der Umstellung wurden die nach

US-GAAP bilanzierten immateriellen Vermögenswerte aus

der Pensionsbewertung, der unter den sonstigen betrieb-

lichen Vermögenswerten ausgewiesene positive Überhang

des Planvermögens sowie die Mindestpensionsrückstellung

(Additional Minimum Liability) ausgebucht. Insgesamt ergab

sich eine Eigenkapitalverminderung in der Eröffnungsbilanz

in Höhe von 1.391 Mio (31. Dezember 2006: –81 Mio ).

Ursächlich für die weitere Reduzierung der Differenz zum

Ende des Geschäftsjahres 2006 ist die Erstanwendung des

SFAS 158 „Employers’ Accounting for Defined Benefit Pen-

sion and Other Postretirement Plans – an amendment of

FASB Statements No. 87, 88, 106, and 132(R)“ (SFAS 158), nach

dem auch unter US-GAAP versicherungsmathematische

Gewinne und Verluste erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst

werden müssen.

e) Übrige RückstellungenNach IFRS sind langfristige Rückstellungen grundsätzlich mit

dem zum jeweiligen Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz

abzuzinsen, sofern der aus der Diskontierung resultierende

Zinseffekt wesentlich ist. Demgegenüber werden nach US-

GAAP engere Anforderungen an die Diskontierungsfähigkeit

von Rückstellungen gestellt, sodass nach IFRS mehr Rück-

stellungen mit dem im Vergleich zum Rückzahlungsbetrag

niedrigeren Barwert erfasst sind.

Ein weiterer Unterschied besteht in der Folgebewertung von

Rückstellungen für Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen.

Die Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten von Sachanlagen

sind sowohl nach US-GAAP als auch nach IFRS um zukünftige

Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen zu erhöhen. Der

Erhöhungsbetrag wird über die Nutzungsdauer des entspre-

chenden Vermögenswertes abgeschrieben. Im Rahmen der

Folgebewertung der korrespondierenden Rückstellung führt

nach IFRS jede Neubewertung der Rückstellung zu einer erfolgs-

neutralen Auf- oder Abstockung der gesamten Anschaffungs-

oder Herstellungskosten des betreffenden Vermögenswertes,

während nach US-GAAP nur die aktivierten Rückbau- und

Entsorgungskosten auf- oder abgestockt werden. Auswirkun-

gen auf die Gewinn- und Verlustrechnung ergeben sich aus

einer solchen Neubewertung erst, wenn infolge einer Verrin-

gerung der Rückstellung der Buchwert des korrespondieren-

den Aktivpostens auf null sinkt; in diesem Fall wird jede weiter

gehende Verringerung der Rückstellung erfolgswirksam

Anhang206

erfasst. Die unterschiedliche Definition des korrespondierenden

Aktivpostens (IFRS: gesamte Anschaffungs- und Herstellungs-

kosten, US-GAAP: nur aktivierte Rückbau- und Entsorgungs-

kosten) bewirkt, dass erfolgswirksame Neubewertungen nach

IFRS seltener vorkommen als nach US-GAAP.

Darüber hinaus ergab sich eine Verringerung des Eigenkapitals

aufgrund der unterschiedlichen Behandlung von Aufstockungs-

beträgen im Rahmen von Altersteilzeitvereinbarungen.

Insgesamt verringerte sich das Eigenkapital in der Eröffnungs-

bilanz aufgrund der Bilanzierungsunterschiede bei den sons-

tigen Rückstellungen um 43 Mio (31. Dezember 2006:

–129 Mio ).

f) DerivateWeitere Unterschiede bestehen in Bezug auf die Derivatdefi-

nition. Nach US-GAAP bestehen industriespezifische Ausnah-

meregelungen für kraftwerksbezogene Lieferverträge, die in

den IFRS nicht vorhanden sind. Dies führt dazu, dass nach

IFRS die Derivatdefinition weiter gefasst ist.

Bei eingebetteten Derivaten in bestimmten Bezugs- und

Absatzverträgen besteht nach IFRS die Möglichkeit, nur das

eingebettete Derivat zu bewerten und den nicht derivativen

Teil als schwebendes Geschäft, im Einklang mit den Regelun-

gen für Geschäfte des Eigenbedarfs, zu bilanzieren. Nach US-

GAAP führt das Vorhandensein eines eingebetteten Derivats

in diesen Verträgen zu einer erfolgswirksamen Fair-Value-Bilan-

zierung des Gesamtvertrags. Weitere Effekte ergeben sich

aus Unterschieden in der Derivatdefinition in Bezug auf die

zukünftige Erfüllung bzw. Marktliquidität.

Insgesamt führten die Effekte zu einer Eigenkapitalvermin-

derung in der Eröffnungsbilanz um 566 Mio (31. Dezember

2006: Erhöhung um 226 Mio ).

g) Bewertung von weiterveräußerbaren FinanzinstrumentenUnter US-GAAP sind nicht marktgängige Eigenkapitalinstru-

mente zu Anschaffungskosten zu bilanzieren. Nach IFRS sind

sämtliche Eigenkapitalinstrumente zum Fair Value zu bilan-

zieren, sofern dieser verlässlich bestimmbar ist. Dies gilt selbst

dann, wenn kein Börsenwert und kein sonstiger öffentlicher

Marktpreis existiert. Die unrealisierten Gewinne und Verluste

aus weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten, mit Ausnah-

me von erfolgswirksamen Abschreibungen aufgrund sub-

stanzieller Wertminderungen, werden im Eigenkapital erfasst

und bei Realisierung reklassifiziert. Die Marktbewertung von

weiterveräußerbaren Eigenkapitalinstrumenten führte zu

einer Erhöhung des Eigenkapitals in der Eröffnungsbilanz

um 377 Mio (31. Dezember 2006: 370 Mio ).

h) US-RegulierungDie Rechnungslegung der Versorgungsunternehmen Louisville

Gas and Electric Company, Louisville, Kentucky, USA, und

Kentucky Utilities Company, Lexington, Kentucky, USA, der

Market Unit US-Midwest unterliegt den US-Regulierungsvor-

schriften und erfolgt gemäß US-GAAP nach den Bestimmun-

gen des SFAS 71 „Accounting for the Effects of Certain Types

of Regulation“ (SFAS 71). Danach sind bestimmte Kosten,

die üblicherweise erfolgswirksam als Aufwendungen auszu-

weisen sind, zu aktivieren (Vermögenswerte unter US-Regu-

lierung), da davon ausgegangen wird, dass diese Kosten

zukünftig in Form von Tarifanpassungen an die Endkunden

weitergegeben werden können. Entsprechend werden

bestimmte Gutschriften nicht als Erträge erfasst, sondern als

Rückstellungen passiviert (Schulden unter US-Regulierung).

Die tatsächliche oder erwartete Weitergabe von Kosten und

Gutschriften an Endverbraucher basiert dabei auf spezifischen

Tarifentscheidungen oder Erfahrungswerten im Einzelfall.

Die nach US-GAAP gebildeten Vermögenswerte und Schulden

unter US-Regulierung erfüllen nach IFRS nicht die Ansatz-

kriterien von Vermögenswerten und Schulden. Infolgedessen

wurden sie in der Eröffnungsbilanz mit den Gewinnrücklagen

verrechnet und erhöhten das Eigenkapital um 403 Mio

(31. Dezember 2006: 279 Mio ).

i) ErtragsteuernDie oben erwähnten Anpassungen führen im Vergleich zu

US-GAAP zu veränderten temporären Differenzen zwischen

IFRS-Buchwerten und steuerlichen Werten und damit auch

zu Veränderungen bei den latenten Steuern.

Darüber hinaus sind nach IAS 12 latente Steuern in Verbin-

dung mit Anteilen an Tochterunternehmen und assoziierten

Unternehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in dem

Umfang nicht anzusetzen, in dem der Anteilseigner in der Lage

ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung der temporären

Differenz zu steuern, und es wahrscheinlich ist, dass sich die

temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren

werden.

Insgesamt ergibt sich aus den genannten Sachverhalten in

der Eröffnungsbilanz eine Erhöhung des Eigenkapitals um

800 Mio (31. Dezember 2006: 223 Mio ).

j) SonstigesLeasing IFRIC 4 regelt analog EITF 01-8 „Determining Whether an

Arrangement Contains a Lease“ (EITF 01-8) die Bilanzierung

von eingebetteten Leasingverhältnissen. IFRIC 4 verlangt

eine retrospektive Anwendung. Die entsprechenden Regelun-

gen des EITF 01-8 nach US-GAAP waren hingegen ausschließ-

lich prospektiv ab dem Stichtag 28. Mai 2003 anzuwenden.

Der positive Effekt hieraus auf das Eigenkapital beläuft sich

in der Eröffnungsbilanz auf 90 Mio (31. Dezember 2006:

125 Mio ).


Änderung KonsolidierungskreisNach IFRS ist eine Gasspeichergesellschaft bei der Market

Unit Pan-European Gas zusätzlich zu konsolidieren. Die Kon-

solidierungspflicht ergibt sich aus SIC Interpretation 12 „Kon-

solidierung – Zweckgesellschaften“ (SIC-12), da E.ON die

Mehrheit der Nutzen und Lasten zusteht. Das nach US-GAAP

gemäß „Financial Accounting Standards Board (FASB) Inter-

pretation (FIN) 46 (revised December 2003) „Consolidation of

Variable Interest Entities – an Interpretation of ARB No. 51“

(FIN 46R) erforderliche Kriterium der asymmetrischen Chan-

cen- und Risikoverteilung ist nicht erfüllt. Daneben bestehen

wesentliche Rechte für Minderheitsgesellschafter, sodass

keine Kontrolle nach allgemeinen Grundsätzen nach US-GAAP

gegeben ist. Die Konsolidierung der Gasspeichergesellschaft

führt zu einer Erhöhung des Eigenkapitals in der Eröffnungs-

bilanz um 81 Mio (31. Dezember 2006: 70 Mio ).

Impairment Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung von Sachanlagen

und immateriellen Vermögenswerten wird nach US-GAAP in

einem ersten Schritt überprüft, ob der Buchwert des betrach-

teten Vermögenswertes bzw. der Gruppe von Vermögens-

werten nicht realisierbar sein könnte. Der Buchwert ist dann

nicht realisierbar, wenn dieser die aus der Nutzung des

betrachteten Vermögenswertes bzw. der Gruppe von Vermö-

genswerten geschätzten künftigen undiskontierten Cashflows

überschreitet. In diesem Fall wird dann in einem zweiten

Schritt ein Impairment in Höhe des Unterschiedsbetrags

zwischen dem bisherigen Buchwert und dem niedrigeren

Fair Value vorgenommen. Nach IFRS existiert kein zweistufi-

ges Verfahren. Der Buchwert des betrachteten Vermögens-

wertes wird mit dessen erzielbarem Betrag, der dem höhe-

ren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes

und dem Fair Value abzüglich Verkaufskosten entspricht, ver-

glichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondieren-

den erzielbaren Betrag, so wird ein Impairment in Höhe des

Unterschiedsbetrags vorgenommen. Im vierten Quartal 2006

wurden nach IFRS Impairments in Höhe von 186 Mio auf

Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in der Market

Unit UK vorgenommen. Nach US-GAAP war kein Impairment

erforderlich, da die undiskontierten Cashflows die Buchwerte

der Vermögenswerte überschritten. Entsprechend ist das

Eigenkapital zum 31. Dezember 2006 nach IFRS um 186 Mio

reduziert.

DegussaAus der IFRS-Umstellung für den E.ON-Anteil an Degussa in

der Eröffnungsbilanz zum 1. Januar 2006 sowie den damit

verbundenen Effekten aus der Anwendung der Equity-Methode

und der Abbildung der Veräußerung nach IFRS im Vorjahr

resultiert in der Eröffnungsbilanz eine Verminderung des

Eigenkapitals von 31 Mio (31. Dezember 2006: –142 Mio ).

Überleitung des Konzernüberschusses

in Mio

Konzernüberschuss gemäß US-GAAP

Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen

Konzernüberschuss gemäß US-GAAP, einschließlich Minderheitsanteilen

Auswirkungen IAS 32

Vorräte



Derivate

Bewertung von weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten

US-Regulierung

Ertragsteuern

Sonstiges

Gesamte Anpassungen

Konzernüberschuss gemäß IFRS

Textverweis

a

b

c

d

e

f

g

h

i

j

2006

5.057

526

5.583

–121

214

118

–78

791

–55

9

–363

–16

499

6.082

Überleitung des Konzernüberschusses

Anhang208

a) Änderungen des Ausweises von Minderheits-anteilenIm Einklang mit dem Ausweisunterschied in der Bilanz wer-

den nach IFRS die Minderheitsanteile am Gewinn als Teil der

Gewinnverwendung im Eigenkapital dargestellt. Nach US-GAAP

erfolgt eine Berücksichtigung der Minderheitsanteile am

Ergebnis im Rahmen der Ermittlung des Konzernüberschusses.

b) Auswirkungen IAS 32Put-Optionen auf MinderheitenFinanzinstrumente, für die ein Rückzahlungsrecht besteht,

erfüllen nach IFRS nicht die Eigenkapitaldefinition. E.ON ist

gegenüber einigen Minderheitsgesellschaftern bedingte

bzw. unbedingte Rückkaufsverpflichtungen für ausstehende

Anteile eingegangen. Entsprechend ist eine Verbindlichkeit

in Höhe des Barwertes des zukünftigen Ausübungspreises,

unabhängig von der Ausübungswahrscheinlichkeit, zu bilan-

zieren. Die Aufzinsung dieser Verbindlichkeit wird im Zins-

ergebnis gezeigt. Die Minderheitsanteile am Ergebnis blei-

ben Teil der Gewinnverwendung, die im Eigenkapital darge-

stellt wird.

Nach US-GAAP werden diese potenziellen Verpflichtungen in

der Regel wie ein Derivat zum Fair Value bilanziert. Die Min-

derheitsanteile bleiben Teil der US-GAAP-Konzernüberschuss-

ermittlung.

Minderheiten an deutschen PersonengesellschaftenNach deutschen gesellschaftsrechtlichen Vorschriften steht

den Anteilseignern einer deutschen Personengesellschaft

ein gesetzliches, nicht ausschließbares Kündigungsrecht zu.

Nach IAS 32 führt dieses Kündigungsrecht dazu, dass die im

Konzern vorhandenen Minderheitsanteile als Verbindlichkeit

zu bilanzieren sind. Die den Minderheiten zustehenden Anteile

am Ergebnis sowie die Aufzinsung der Verbindlichkeiten

werden als Zinsaufwand erfasst. Die übrigen Wertänderungen

der Verbindlichkeiten sind in den sonstigen betrieblichen

Erträgen und Aufwendungen enthalten.

Nach US-GAAP werden diese Anteile unter den Minderheiten

gezeigt. Die diesen Gesellschaftern zustehenden Anteile am

Ergebnis werden weiterhin als Minderheitsanteile am Ergeb-

nis ausgewiesen und sind Bestandteil der Ermittlung des

Konzernüberschusses.

Diese Effekte führten zu einer Verringerung des Konzern-

überschusses im Geschäftsjahr 2006 von 121 Mio .

c) VorräteDer Wechsel der Bewertung der Gasvorräte zu Durchschnitts-

kosten nach IFRS anstatt nach der im Allgemeinen unter US-

GAAP angewandten LIFO-Methode führte zu einem höheren

Konzernüberschuss im Geschäftsjahr 2006 von 214 Mio .

d) Pensionen und ähnliche VerpflichtungenE.ON hat von dem Wahlrecht des IAS 19 Gebrauch gemacht,

alle versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste

erfolgsneutral mit dem Eigenkapital zu verrechnen. In Ab-

weichung zur Vorgehensweise nach US-GAAP wird auch in

Folgeperioden keine erfolgswirksame Amortisation dieser

Gewinne und Verluste vorgenommen.

Infolgedessen erhöhte sich der Konzernüberschuss im

Geschäftsjahr 2006 gegenüber US-GAAP um 118 Mio .

e) Übrige RückstellungenAus den im Rahmen der Überleitung des Eigenkapitals

beschriebenen Unterschieden in der Bilanzierung von übri-

gen Rückstellungen resultierte im Geschäftsjahr 2006 eine

Belastung des Konzernüberschusses in Höhe von 78 Mio .

Die höhere Belastung zum Geschäftsjahresende ist im

Wesentlichen durch Altersteilzeitvereinbarungen bei der

Market Unit Central Europe bedingt.

f) DerivateNach US-GAAP bestehen industriespezifische Ausnahmerege-

lungen für kraftwerksbezogene Lieferverträge, die in den

IFRS nicht vorhanden sind. Dieses führt dazu, dass nach IFRS

die Derivatdefinition weiter gefasst ist.

Bei eingebetteten Derivaten in bestimmten Bezugs- und

Absatzverträgen besteht nach IFRS die Möglichkeit, nur das

eingebettete Derivat zu bewerten und den nicht derivativen

Teil als schwebendes Geschäft zu bilanzieren. Nach US-GAAP

führt das Vorhandensein eines eingebetteten Derivats in die-

sen Verträgen zu einer erfolgswirksamen Fair-Value-Bilanzie-

rung des Gesamtvertrags. Weitere Effekte ergeben sich aus

Unterschieden in der Derivatdefinition in Bezug auf die

zukünftige Erfüllung bzw. Marktliquidität.

Insgesamt erhöhte sich der Konzernüberschuss aufgrund

dieser Sachverhalte im Geschäftsjahr 2006 um 791 Mio .


g) Bewertung von weiterveräußerbaren Finanz-instrumentenNach IFRS sind die Währungsumrechnungseffekte von mone-

tären Finanzinstrumenten, die als weiterveräußerbar ange-

sehen werden, erfolgswirksam zu erfassen, soweit sie auf

die Anschaffungskosten entfallen. Nach US-GAAP sind diese

Effekte zusammen mit den anderen Fair-Value-Veränderun-

gen im Other Comprehensive Income zu bilanzieren. Im

Geschäftsjahr 2006 führte dies zu einer Verminderung des

Konzernüberschusses von 55 Mio .

h) US-RegulierungDie nach US-GAAP gebildeten Vermögenswerte und Schul-

den unter US-Regulierung erfüllen nach IFRS nicht die

Ansatzkriterien von Vermögenswerten und Schulden. Die

sofortige erfolgswirksame Erfassung der Erträge und Auf-

wendungen führte in 2006 zu einer Erhöhung des Konzern-

überschusses um 9 Mio .

i) ErtragsteuernIm Geschäftsjahr 2006 führen die oben erwähnten Ergebnis-

abweichungen, insbesondere im Bereich der Pensionen, zu

Veränderungen bei den latenten Steuern, die den Konzern-

überschuss mindern.

Weiterhin sind nach IAS 12 latente Steuern in Verbindung

mit Anteilen an Tochterunternehmen und assoziierten Unter-

nehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in dem

Umfang nicht anzusetzen, in dem der Anteilseigner in der

Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung der tempo-

rären Differenz zu steuern, und es wahrscheinlich ist, dass

sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht

umkehren werden. Im Vergleich zu US-GAAP ergibt sich zum

31. Dezember 2006 hieraus eine Erhöhung des Konzernüber-

schusses nach IFRS.

Insgesamt führen die Veränderungen der Ertragsteuern im

Geschäftsjahr 2006 damit zu einer Verringerung des Kon-

zernüberschusses um 363 Mio .

j) SonstigesAus der IFRS-Umstellung für den E.ON-Anteil an Degussa

ergibt sich im Hinblick auf die Equity-Fortschreibung sowie

den in 2006 realisierten Abgangsgewinn eine weitere Diffe-

renz. Die Umstellung führt in 2006 zu einem positiven Ergeb-

nisunterschied von 205 Mio . Gegenläufig wirkte sich das

nach IFRS im vierten Quartal 2006 in der Market Unit UK vor-

genommene Impairment in Höhe von 186 Mio auf den

Konzernüberschuss für 2006 aus.

Unterschiede in der KapitalflussrechnungAufgrund der IFRS-Umstellung ergaben sich in 2006 Verände-

rungen des operativen Cashflows nach IFRS von –33 Mio ,

des Cashflows aus der Investitionstätigkeit von 44 Mio sowie

des Cashflows aus der Finanzierungstätigkeit von –11 Mio

gegenüber US-GAAP. Die geringfügigen Anpassungen resul-

tieren aus Veränderungen des Konsolidierungskreises und

der Bilanzierung von Leasingverhältnissen gemäß IFRIC 4.

210 Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzu-

wendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernab-

schluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes

Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns

vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebe-

richt der Gesellschaft zusammengefasst ist, der Geschäftsver-

lauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage

des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen

Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die

wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Ent-

wicklung des Konzerns beschrieben sind.

Düsseldorf, den 19. Februar 2008

Der Vorstand

Bernotat Bergmann Dänzer-Vanotti

Feldmann Schenck Teyssen


Tabellen und Erläuterungen

Weitere Informationen zu den IFRS-Überleitungen

Zusätzlich zu den Erläuterungen in Textziffer 35 zu den Über-

leitungen des Eigenkapitals und des Konzernüberschusses

werden im Folgenden die Auswirkungen der IFRS-Umstel-

lung auf andere wichtige Kennzahlen beschrieben.

Die Erhöhung des Adjusted EBIT nach IFRS im Geschäftsjahr

2006 ist im Wesentlichen auf den Wechsel der Bewertung

der Gasvorräte zu Durchschnittskosten gemäß IFRS anstatt

nach der LIFO-Methode gemäß US-GAAP zurückzuführen.

Weitere positive Effekte ergeben sich insbesondere aus der

Verringerung des Aufwands für Pensionen gegenüber US-

GAAP, was im Wesentlichen auf die wegfallende ergebnis-

wirksame Amortisation versicherungsmathematischer

Gewinne und Verluste zurückzuführen ist. Darüber hinaus

führte in der Market Unit US-Midwest die sofortige erfolgs-

wirksame Erfassung von nach US-GAAP gebildeten Vermö-

genswerten und Schulden unter US-Regulierung zu einer

Erhöhung des Adjusted EBIT.

Gegenläufig wirkte sich die Bilanzierung der übrigen Rück-

stellungen auf das Adjusted EBIT in 2006 aus. Nach US-GAAP

ist die in den weiteren Aktivitäten ausgewiesene Ergebnis-

fortschreibung der Degussa-Beteiligung Bestandteil des

Adjusted EBIT, während sie nach IFRS im Ergebnis aus nicht

fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen werden muss.

Für die ausführliche Erläuterung der Effekte verweisen wir

auf die Beschreibung der Überleitung des Eigenkapitals bzw.

des Konzernüberschusses in Textziffer 35.

Überleitung des bereinigten Konzernüberschusses Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des bereinigten

Konzernüberschusses von US-GAAP auf IFRS für das

Geschäftsjahr 2006:

in Mio

Adjusted EBIT gemäß US-GAAP2)

Vorräte



Derivate

US-Regulierung

Sonstige

Gesamte Anpassungen

Adjusted EBIT gemäß IFRS

CentralEurope

4.168

1

102

33

–

–

–69

67

4.235

Pan-European

Gas

2.106

213

9

–7

–

–

26

241

2.347

US-Mid-west

391

–

3

–

–

32

–

35

426

CorporateCenter

–416

–

8

–3

–

–

8

13

–403

UK

1.229

–

6

–

8

–

–4

10

1.239

Nordic

619

–

–

–107

–

–

–

–107

512

E.ON-Konzern

8.150

214

128

–84

8

32

–92

206

8.356

Kernge-schäft

Energie

8.097

214

128

–84

8

32

–39

259

8.356

WeitereAktivi-täten1)

53

–

–

–

–

–

–53

–53

0

Überleitung des Adjusted EBIT 2006

1) Unter den weiteren Aktivitäten wurde nach US-GAAP die Equity-Beteiligung an Degussa in Höhe von 42,9 Prozent bis zu deren Abgang im Juli 2006 ausgewiesen.2) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe Geschäftsbericht 2006, S. 36

Überleitung des Adjusted EBITDie Überleitung des Adjusted EBIT von US-GAAP auf IFRS

für das Geschäftsjahr 2006 ist in der folgenden Tabelle dar-

gestellt:

in Mio

Bereinigter Konzernüberschuss gemäß US-GAAP1)

Differenzen EBIT


Ertragsteuern

Fremdanteile

Gesamte Anpassungen

Bereinigter Konzernüberschuss gemäß IFRS

2006

4.386

206

133

–73

30

296

4.682

Überleitung des bereinigten Konzernüberschusses

1) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe Geschäftsbericht 2006, S. 37

Die Definition und Überleitung des Konzernüberschusses zum

bereinigten Konzernüberschuss nach IFRS ist auf Seite 40

dargestellt.

Zusätzlich zu den Differenzen des Adjusted EBIT ist die Erhö-

hung des bereinigten Konzernüberschusses im Vergleich zu

US-GAAP in 2006 im Wesentlichen auf die Unterschiede im

wirtschaftlichen Zinsergebnis zurückzuführen. Die Unter-

schiede im wirtschaftlichen Zinsergebnis ergeben sich insbe-

sondere aus den Bilanzierungsunterschieden bei den übri-

gen Rückstellungen, die in Textziffer 35 beschrieben werden.

Angaben zu den Organen212

Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2007 oder auf den Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Aufsichtsrat der E.ON AG.• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

Ulrich HartmannVorsitzender

• Deutsche Bank AG

• Deutsche Lufthansa AG

• IKB Deutsche Industriebank AG

(Vorsitz)

• Münchener Rückversicherungs-

Gesellschaft AG

• Henkel KGaA

Hubertus SchmoldtVorsitzender der Industriegewerkschaft

Bergbau, Chemie, Energie

stellv. Vorsitzender

• Bayer AG

• Deutsche BP AG

• RAG Aktiengesellschaft

• Evonik Industries AG

• DOW Olefinverbund GmbH

Dr. Karl-Hermann Baumann• Linde AG

• Bayer Schering Pharma AG

Sven Bergelin (seit 1. August 2007)

ver.di Bundesfachgruppenleiter

Energiewirtschaft

• E.ON Avacon AG

• E.ON Kernkraft GmbH

Dr. Rolf-E. Breuer• Landwirtschaftliche Rentenbank

Dr. Gerhard Cromme(bis 30. Juni 2007)

Vorsitzender des Aufsichtsrats der

ThyssenKrupp AG

• Allianz SE

• Axel Springer AG

• Siemens AG (Vorsitz)

• ThyssenKrupp AG (Vorsitz)

• Compagnie de Saint-Gobain

Gabriele GratzVorsitzende des Betriebsrats der E.ON

Ruhrgas AG

• E.ON Ruhrgas AG

Ulrich HockerHauptgeschäftsführer der

Deutsche Schutzvereinigung für

Wertpapierbesitz e.V.

• Feri Finance AG

• Deutsche Telekom AG

• Arcandor AG

• ThyssenKrupp Stainless AG

• Gartmore SICAV

• Phoenix Mecano AG

(Präsident des Verwaltungsrats)

Seppel Kraus(bis 31. Juli 2007)

Gewerkschaftssekretär

• Hexal AG

• Wacker Chemie AG

• Novartis Deutschland GmbH

Prof. Dr. Ulrich LehnerVorsitzender der Geschäftsführung

der Henkel KGaA

• Dr. Ing. h.c. F. Porsche AG

• Porsche Automobil Holding SE

• Novartis AG

• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG

Erhard OttMitglied des ver.di-Bundesvorstands

• E.ON Energie AG

Klaus Dieter RaschkeVorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON Energie AG

• E.ON Energie AG

• E.ON Kernkraft GmbH

Dr. Henning Schulte-NoelleVorsitzender des Aufsichtsrats

der Allianz SE

• Allianz SE (Vorsitz)

• Siemens AG

• ThyssenKrupp AG

Dr. Theo Siegert (seit 4. Juli 2007)

Geschäftsführender Gesellschafter

der de Haen-Carstanjen & Söhne

• Deutsche Bank AG

• ERGO AG

• Merck KGaA

• E. Merck OHG

• DKSH Holding Ltd.

• Hülskens Holding GmbH & Co. KG

Prof. Dr. Wilhelm Simson• Hochtief AG

• Merck KGaA (Vorsitz)

• E. Merck OHG

• Freudenberg KG

• Jungbunzlauer Holding AG

• Frankfurter Allgemeine Zeitung GmbH

Gerhard SkupkeVorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON edis AG

• E.ON edis AG

Dr. Georg Frhr. von WaldenfelsStaatsminister a.D., Rechtsanwalt

• CAPEO Consulting AG

• Georgsmarienhütte Holding GmbH

• Rothenbaum Sport GmbH (Vorsitz)

Hans Wollitzer (seit 4. Januar 2007)

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON Energie AG

• E.ON Energie AG

• E.ON Bayern AG

Angaben zu zusätzlichen Mandaten von E.ON-Aufsichtsratsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2007)


Dr. Wulf H. BernotatVorsitzender des Vorstands

• E.ON Energie AG1) (Vorsitz)

• E.ON Ruhrgas AG1) (Vorsitz)

• Allianz SE

• Bertelsmann AG

• Metro AG

• E.ON US Investments Corp.2) (Vorsitz)

• E.ON Nordic AB2) (Vorsitz)

• E.ON UK plc2) (Vorsitz)

• E.ON Sverige AB2) (Vorsitz)

Dr. Burckhard BergmannMitglied des Vorstands

• Thüga AG1) (Vorsitz)

• Allianz Lebensversicherungs-AG

• MAN Ferrostaal AG

• Accumulatorenwerke Hoppecke

Carl Zoellner & Sohn GmbH

• Jaeger Beteiligungsgesellschaft

mbH & Co. KG (Vorsitz)

• Nord Stream AG

• OAO Gazprom

• E.ON Ruhrgas E&P GmbH2) (Vorsitz)

• E.ON Gastransport AG & Co. KG2) (Vor-

sitz)

• E.ON UK plc2)

• ZAO Gerosgaz2) (Vorsitz; im Wechsel

mit einem Vertreter des ausländischen

Partners)

Christoph Dänzer-VanottiMitglied des Vorstands und

Arbeitsdirektor

• E.ON Nordic AB2)

• E.ON Sverige AB2)

Lutz FeldmannMitglied des Vorstands

• E.ON Energie AG1)

• OAO OGK-42)

Dr. Hans Michael GaulMitglied des Vorstands

(bis 31. März 2007)

• Allianz Versicherungs-AG

• DKV AG

• Volkswagen AG

• Evonik Industries AG

• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG

• IVG Immobilien AG

• VNG Verbundnetz Gas AG

Dr. Marcus SchenckMitglied des Vorstands

• E.ON Ruhrgas AG1)

• E.ON IS GmbH2)

• NFK Finanzcontor GmbH2) (Vorsitz)

• E.ON Risk Consulting GmbH2) (Vorsitz)

• E.ON Audit Services GmbH2) (Vorsitz)

• OAO OGK-42)

Dr. Johannes TeyssenMitglied des Vorstands

• E.ON Energie AG1)

• E.ON Ruhrgas AG1)

• Salzgitter AG

• E.ON Nordic AB2)

• E.ON Sverige AB2)

• E.ON UK plc2)

Angaben zu zusätzlichen Mandaten von Vorstandsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2007)

Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2007 oder auf den Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Vorstand.• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1) Freigestellte Konzernmandate2) Weitere Konzernmandate

ErgebnisMio

0,0

0,0

174,6

5,5

0,0

129,0

0,0

0,0

0,0

1,9

–3,9

10,0

0,0

0,0

–9,4

73,0

75,2

–13,0

0,0

0,0

0,0

0,0

79,4

27,1

1,6

0,0

–2,9

0,0

71,2

6,3

0,0

70,3

0,0

0,0

0,0

5,6

34,2

11,9

90,9

0,0

30,1

17,1

24,8

–105,0

36,4

24,6

0,0

0,0

10,9

–7,2

Eigen-kapitalMio

4.218,8

359,6

645,0

20,4

50,0

1.044,6

905,4

722,9

735,3

152,7

109,9

25,5

552,9

121,5

34,6

744,9

933,3

94,4

995,2

22,8

227,5

4,1

557,3

1.075,4

2,9

245,2

60,7

1.661,7

535,0

237,1

536,2

828,7

128,6

370,9

395,8

81,9

209,6

111,9

338,3

3.501,5

339,0

537,3

267,5

199,0

115,6

428,1

1.048,9

2.214,6

27,7

85,6

Kapital-anteil

%

100,0

100,0

21,0

100,0

100,0

66,9

100,0

100,0

100,0

100,0

67,0

67,0

100,0

100,0

99,9

100,0

74,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

73,8

100,0

100,0

100,0

99,6

100,0

73,3

51,0

100,0

77,2

100,0

100,0

62,8

100,0

43,7

49,3

49,0

100,0

47,2

38,9

100,0

100,0

100,0

51,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Sitz

DE, München

DE, Helmstedt

CH, Bern

IT, Dalmine

DE, Köln

DE, Helmstedt

DE, Regensburg

NL, Voorburg

NL, Voorburg

BG, Varna

BG, Gorna

BG, Varna

DE, München

HU, Pécs

HU, Pécs

CZ, České Budějovice

DE, Fürstenwalde


DE, München

DE, Gelsenkirchen

HU, Györ

DE, München

DE, Quickborn

HU, Budapest

IT, Mailand

DE, Hannover

HU, Nagykanizsa

DE, Hannover

DE, Kassel

RO, Bacau

DE, Bayreuth

DE, Erfurt

HU, Debrecen

DE, Landshut

DE, Paderborn


CZ, Brno

CZ, Prag

SK, Bratislava

DE, Essen

LV, Riga

LT, Vilnius

HU, Budapest

HU, Budapest

DE, Essen

RO, Târgu Mures

DE, Essen

DE, Essen

NO, Stavanger

GB, Aberdeen

UmsatzMio

0,0

191,7

1.205,4

604,3

34,8

3.423,4

3.888,6

0,0

1.088,4

6,2

122,9

146,3

6,4

339,2

145,4

399,6

2.113,9

964,8

16.995,3

64,8

581,3

173,0

2.941,0

49,8

188,4

2.308,8

132,1

3.089,3

1.324,2

304,4

5.729,9

1.439,2

372,6

378,2

1.286,5

130,0

637,2

334,0

721,5

19.080,6

261,5

225,4

108,5

1.961,8

1.297,4

718,9

0,0

0,0

130,1

12,2

Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2007

214 Wesentliche Beteiligungen

Gesellschaft


E.ON Energie AG1), 3), 4)

BKB Aktiengesellschaft1), 3), 4)

BKW FMB Energie AG2)

Dalmine Energie S.p.A.1)

E WIE EINFACH Strom & Gas GmbH1), 3), 4)

E.ON Avacon AG1)

E.ON Bayern AG1), 3)

E.ON Benelux Holding b.v.1)

E.ON Benelux n.v.1)

E.ON Bulgaria EAD1)

E.ON Bulgaria Grid AD1)

E.ON Bulgaria Sales AD1)

E.ON Czech Holding AG1), 3), 4)

E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató ZRt. (EDE)1)

E.ON Dél-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1)

E.ON Distribuce, a.s.1)

E.ON edis AG1), 7)

E.ON Energie, a.s.1)

E.ON Energy Trading AG1), 3), 4)

E.ON Engineering GmbH1), 3), 4)

E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató ZRt.1)

E.ON Facility Management GmbH1), 3), 4)

E.ON Hanse AG1)

E.ON Hungária Energetikai ZRt.1)

E.ON Italia S.p.A.1)

E.ON Kernkraft GmbH1), 3), 4)

E.ON Közép-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1)

E.ON Kraftwerke GmbH1), 3), 4)

E.ON Mitte AG1)

E.ON Moldova Distributie S.A.1)

E.ON Netz GmbH1), 3), 4)

E.ON Thüringer Energie AG1), 7)

E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató ZRt. (ETI)1)

E.ON Wasserkraft GmbH1), 3), 4)

E.ON Westfalen Weser AG1)

Jihočeská plynárenská, a.s. (JČP)1)

Jihomoravská plynárenská, a.s. (JMP)2)

Prazska plynárenská, a.s.2)

Západoslovenská energetika a.s. (ZSE)2)


E.ON Ruhrgas AG1), 3)

A/s Latvijas Gāze2)

AB Lietuvos Dujos2)

E.ON Földgáz Storage ZRt.1)

E.ON Földgáz Trade ZRt.1)

E.ON Gastransport AG & Co. KG1), 5)

E.ON Gaz Distributie S.A.1), 9)

E.ON Ruhrgas E&P GmbH1), 3)

E.ON Ruhrgas International AG1), 3)

E.ON Ruhrgas Norge AS1)

E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited1)

26,3

23,6

20,6

44,5

13,2

55,3

3,1

82,7

–4,1

17.969,5

0,0

645,9

0,0

3,6

–686,5

222,6

215,6

35,5

336,4

–151,2

–0,6

1,1

14,8

9,9

263,4

49,9

39,3

0,9

129,1

–12,6

82,5

49,9

61,8

–2,2

0,0

8,9

0,0

29,0

ErgebnisMio

83,4

20,0

91,7

226,1

81,7

49,9

23,6

161,6

–3,5

96.358,9

140,2

5.780,5

2.355,4

11,2

3.706,6

906,0

812,1

89,6

2.161,6

–251,0

11,7

19,8

26,5

203,8

4.429,0

3.046,7

4.281,1

568,6

1.074,6

–287,0

807,5

–69,0

1.266,5

22,8

11,3

186,5

10.290,5

3.600,0

Eigen-kapitalMio

50,0

74,8

70,0

20,0

25,9

23,6

51,0

40,6

24,5

6,4

20,0

24,5

100,0

51,0

100,0

100,0

100,0

50,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

55,3

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

72,7

Kapital-anteil

%Sitz

DE, Erfurt

DE, Friedeburg-Etzel

DE, Nürnberg

FI, Espoo

DE, Frankfurt/Main

GB, London

DE, Essen

DE, Emstek

CH, Zug

RU, Moskau

DE, Saarbrücken

SK, Bratislava

DE, München

DE, Essen

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Corby

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Coventry

GB, Coventry

SE, Malmö

SE, Malmö

US, Louisville

US, Louisville

US, Lexington

US, Louisville

US, Louisville

US, Chicago

DE, Duisburg

ES, Madrid

DE, Hannover

US, New York

DE, Düsseldorf

RU, Surgut

739,8

50,3

815,0

879,8

1.280,0

198,8

63,5

113,9

0,0

63.051,6

1.429,3

2.505,4

391,8

59,0

0,0

0,0

0,0

0,0

4.491,7

164,9

51,5

16,5

0,0

164,2

0,0

11,7

0,0

0,0

930,8

50,1

941,4

0,0

0,0

0,7

349,5

0,0

0,0

898,0

UmsatzMio

Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2007


1) Konsolidiertes verbundenes Unternehmen2) Sonstige Beteiligung3) Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung)4) Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB in Anspruch genommen5) Eigenkapital 115,6 Mio €, davon 90,0 Mio € ausstehende Einlagen nicht eingefordert6) Umsatz stammt aus dem Konzernabschluss zum 30. September 20077) inklusive Treuhandaktien8) IFRS-Reporting Package9) vormals E.ON Gaz România S.A.

Gesellschaft

Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG)2)

Etzel Gas-Lager GmbH & Co. KG1)

Ferngas Nordbayern GmbH1)

Gasum Oy2)

Gas-Union GmbH2)

Interconnector (UK) Limited2), 6)

MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH & Co. KG2)

NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG2)

Nord Stream AG2)

OAO Gazprom2)

Saar Ferngas AG2), 3)

Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. (SPP)2), 8)

Thüga Aktiengesellschaft1), 3)

Trans Europa Naturgas Pipeline Gesellschaft mbH & Co. KG2)

Market Unit UK

E.ON UK plc1)

Central Networks East plc1)

Central Networks West plc1)

Corby Power Ltd.1)

E.ON Energy Limited1)

E.ON UK CHP Ltd.1)

E.ON UK CoGeneration Limited1)

E.ON UK Renewables Limited1)

Economy Power Limited1)

Enfield Energy Centre Limited1)

Market Unit Nordic

E.ON Nordic AB1)

E.ON Sverige AB1), 8)

Market Unit US-Midwest

E.ON U.S. LLC1), 8)

E.ON U.S. Capital Corp.1), 8)

Kentucky Utilities Company (KU)1), 8)

LG&E Energy Marketing Inc.1), 8)

Louisville Gas and Electric Company (LG&E)1), 8)

Übrige

Airtricity Inc.1)

Aviga GmbH1)

E.ON Renovables Iberia, S.L.1)

E.ON IS GmbH1)

E.ON North America, Inc.1)

E.ON Ruhrgas Holding GmbH1), 3)

OAO OGK-41)

216

Adjusted EBITWichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltigeErtragskraft unserer Geschäfte. Das Adjusted EBIT (Earnings beforeInterest and Taxes) ist ein bereinigtes Ergebnis aus fortgeführten Akti-vitäten vor Finanzergebnis und Steuern. Bereinigt werden im Wesent-lichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen bzw. seltenenCharakter haben (vgl. neutrales Ergebnis).

Adjusted EBITDAEarnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation – entsprichtdem Adjusted EBIT vor Abschreibungen bzw. Amortisation.

American Depositary Receipts (ADR)ADR sind Aktienzertifikate über nicht-amerikanische Aktien, die vonUS-amerikanischen Banken ausgestellt werden. Sie erleichtern nicht-amerikanischen Unternehmen den Zugang zu US-Investoren.

AnreizregulierungMethode zur Regulierung von Netzentgelten, mit der NetzbetreibernAnreize zur Steigerung ihrer Effizienz gegeben werden sollen. VomRegulierer werden Obergrenzen für die zulässigen Gesamterlöse füreine fünfjährige Regulierungsperiode vorgegeben. Die Obergrenzenwerden im Umfang einer vorab festgelegten Effizienzvorgabe abgesenkt.Gelingt es einem Netzbetreiber, seine Effizienz stärker als vorgegebenzu steigern, darf er hiervon bis zum Ende der Regulierungsperiodeprofitieren, bevor die Obergrenzen an die gestiegene Effizienz ange-passt werden.

AnreizregulierungsverordnungVerordnung zur Anreizregulierung, die im November 2007 in Kraft getretenist. Gemäß der Verordnung beginnt die Anreizregulierung am 1. Januar2009. Die Anreizregulierung wird dann das derzeit praktizierte reinkostenorientierte Entgeltregulierungsprinzip ablösen.

Barrel (bbl)Das Barrel ist eine Maßeinheit für Rohöl und petrochemische Produkte.1 bbl entspricht rund 159 Litern.

Baseload (deutsch: Grundlast)Netzbelastung, die während eines Tages in einem Stromnetz nichtunterschritten wird. Da der niedrigste Stromverbrauch meist nachtsauftritt, wird die Höhe der Grundlast bestimmt von Industrieanlagen,die nachts produzieren, Straßenbeleuchtung und Dauerverbrauchernin Haushalt und Gewerbe.

Bereinigter KonzernüberschussErgebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertragsowie Anteilen Konzernfremder, die um außergewöhnliche Effektebereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen – neben den Effekten ausder Marktbewertung von Derivaten – Buchgewinne und -verluste ausDesinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige Auf-wendungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter(nach Steuern und Fremdanteilen). Darüber hinaus wird das Ergebnisaus nicht fortgeführten Aktivitäten beim bereinigten Konzernüber-schuss nicht berücksichtigt.

Beta-FaktorMaß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zumGesamtmarkt (Beta >1 = höheres Risiko, Beta <1 = niedrigeres Risiko).

BilanzkreisabrechnungAbrechnung des notwendigen Ausgleichs zwischen Erzeugung undVerbrauch von elektrischer Energie innerhalb einer Regelzone bzw.zwischen Ein- und Ausspeisung von Erdgas in einem Bilanzkreis inner-halb eines Marktgebiets.

BiogasLaut Definition des Energiewirtschaftsgesetzes Biomethan, Gas ausBiomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas.

BiomasseBiomasse umfasst alle Lebewesen, abgestorbene Organismen, organi-sche Stoffwechselprodukte und organische Reststoffe. Biomasse kannunter anderem in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zur Erzeugung vonStrom und Wärme genutzt werden.

BrennstoffzelleIn einer Brennstoffzelle werden durch elektrochemische Reaktion vonWasserstoff und Sauerstoff Strom und Wärme erzeugt. Der Wirkungs-grad moderner Brennstoffzellen liegt bei etwa 60 Prozent.

BrentBrent ist die für Europa wichtigste Rohölsorte. Brent ist leichtes Rohölmit niedrigem Schwefelgehalt. Es stammt aus der Nordsee zwischenden Shetlandinseln und Norwegen. Gehandelt wird es unter andereman der Londoner Warenterminbörse International Petroleum Exchange.

Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post undEisenbahn (BNetzA)Bundesoberbehörde im Geschäftsbereich des Bundeswirtschaftsmini-steriums, die seit Juli 2005 gemeinsam mit den zuständigen Landes-behörden unter anderem für die Regulierung der deutschen Gas- undElektrizitätswirtschaft zuständig ist.

Capital EmployedDas Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu ver-zinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird das unverzinslich zurVerfügung stehende Kapital vom betrieblich gebundenen Anlage- undUmlaufvermögen der Geschäftsfelder abgezogen. Hierbei werden dieübrigen Beteiligungen nicht zu Marktwerten, sondern zu ihrenAnschaffungskosten angesetzt.

Clean Development Mechanism (CDM)Ein im Kyoto-Protokoll vorgesehener flexibler Mechanismus zur Reduk-tion von Schadstoffemissionen. Ein im Anhang B zum Kyoto-Protokollgenannter Industriestaat mit einer Verpflichtung zur Reduktion seinerEmissionen kann in einem anderen Land, welches nicht im Anhang Baufgeführt ist (regelmäßig ein Entwicklungsland) und nicht zur Emis-sionsreduktion verpflichtet ist, in ein emissionsminderndes Projektinvestieren. Das Investorland kann sich die aus dem Projekt resultieren-den Emissionsminderungen (Certified Emission Reductions) übertragenund auf sein Reduktionsziel anrechnen lassen. Ein erwünschter Neben-effekt ist auch der Transfer von neuester Technologie in Entwicklungs-länder.

CO2

Kohlenstoffdioxid ist ein farb- und geruchloses Gas, das in sehr gerin-ger Konzentration ein natürlicher Bestandteil der Luft ist und bei derVerbrennung von kohlenstoffhaltigen Substanzen entsteht.

CO2-EmissionshandelEU-weites System auf der Basis des Kyoto-Protokolls und der EU-Klima-schutzbeschlüsse für den Handel von CO2-Emissionsrechten in zweiHandelsperioden (2005–2007 bzw. 2008–2012). Anlagen in der energie-intensiven Industrie – einschließlich Kraftwerken über 20 MW instal-lierter Leistung – müssen für ihre CO2-Emissionen Rechte vorweisen,die den Anlagenbetreibern vom Staat zugeteilt werden. Produzierendie Anlagenbetreiber mehr CO2, müssen sie die CO2-Emissionen ihrerAnlagen verringern oder sich Emissionsrechte zukaufen. Produzierensie weniger CO2, können sie die überschüssigen Berechtigungen aufdem freien Markt verkaufen.

Commercial Paper (CP)Kurzfristige Schuldverschreibungen von Industrieunternehmen undKreditinstituten. CP werden im Regelfall auf abgezinster Basis emit-tiert. Die Rückzahlung erfolgt dann zum Nennbetrag.

Contractual Trust Arrangement (CTA)Treuhandmodell für die Finanzierung von Pensionsrückstellungen. ImRahmen des CTA überträgt das Unternehmen sicherungshalber für dieErfüllung seiner Pensionsverpflichtungen Vermögen auf einen unab-hängigen und rechtlich selbstständigen Treuhänder.

Glossar

217An unsere Aktionäre AufsichtsratDas Jahr 2007 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Corporate Governance Konzernabschluss Tabellen und Übersichten

Credit Default Swap (CDS)Finanzinstrument zur Absicherung von Ausfallrisiken bei Krediten,Anleihen oder Schuldnernamen.

Debt FactorVerhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und AdjustedEBITDA. Der Debt Factor dient als neue Steuerungsgröße für die Kapi-talstruktur.

Debt Issuance ProgrammVertraglicher Rahmen und Musterdokumentation für die Begebungvon Anleihen im In- und Ausland.

Discontinued OperationsNicht fortgeführte Aktivitäten – abgrenzbare Geschäftseinheiten, diezum Verkauf bestimmt sind oder bereits veräußert wurden. Sie unter-liegen besonderen Ausweisregeln.

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbrau-cherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundeneVersorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die Sicherstel-lung eines wirksamen Wettbewerbs sowie die Umsetzung und Durch-führung von EU-Recht.

EntgeltgenehmigungsverfahrenDas EnWG und die Strom- bzw. Gasnetzentgeltverordnung enthaltenden Grundsatz der kostenorientierten Entgeltbildung und derenGenehmigung durch die Regulierungsbehörde. Unter bestimmten Vor-aussetzungen können Fernleitungsnetzbetreiber stattdessen bei derRegulierungsbehörde die Bildung marktorientierter Entgelte anzeigen.

Entry-Exit-SystemErlaubt Kunden eines Netzbetreibers, Einspeise- und Ausspeisekapazi-täten unabhängig voneinander in unterschiedlicher Höhe zu buchen.Gebuchte Kapazitäten können nach Einbringung in einen Bilanzkreisohne Festlegung eines Transportpfads genutzt und mit denen andererTransportkunden kombiniert werden.

Equity-BewertungVerfahren zur Berücksichtigung von Beteiligungsgesellschaften, die nichtauf Basis einer Vollkonsolidierung mit allen Aktiva und Passiva in denKonzernabschluss einbezogen werden. Hierbei wird der Beteiligungs-buchwert um die Entwicklung des anteiligen Eigenkapitals der Beteili-gung fortgeschrieben. Diese Veränderung geht in der Regel in dieGewinn- und Verlustrechnung der Eigentümergesellschaft ein.

ErdgasuntertagespeicherNatürliche oder künstlich hergestellte unterirdische Hohlräume in geo-logischen Formationen zur Speicherung von Gas – in Deutschland inTiefen bis zu 2.900 Metern gelegen. Erdgasuntertagespeicher dienendem Ausgleich von saisonalen oder kurzfristigen Verbrauchsschwan-kungen.

Erneuerbare EnergieAuch regenerative Energie genannt, bezeichnet Energien aus nachhal-tigen Quellen, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich sind.Hierzu zählen: Sonnenenergie, Biomasse, Wasserkraft, Windenergie,Umgebungswärme, Erdwärme und Meeresenergie.

Europäische RegulierungDie aktuellen nationalen Regulierungsregelungen beruhen auf europä-ischen Vorgaben. Im September 2007 veröffentlichte die EuropäischeKommission ihr drittes Paket zur Energieliberalisierung, um den Binnen-markt für Strom und Gas zu vervollständigen. Derzeit laufen die Bera-tungen im Rat und Europäischen Parlament.

Fair ValueWert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und derivative Finanz-instrumente zwischen sachverständigen, vertragswilligen und vonein-ander unabhängigen Geschäftspartnern gehandelt würden.

FernleitungsnetzbetreiberUnternehmen, die Erdgas über weite Strecken durch Hochdruckfern-leitungsnetze transportieren.

FernwärmeGebäudeheizung für Siedlungen oder ganze Stadtteile durch ein zen-trales Heizwerk. Die Verteilung erfolgt über Warmwasser- oder Dampf-rohrsysteme.

FinanzderivateVertragliche Vereinbarung, die sich auf einen Basiswert (z.B. Referenz-zinssätze, Wertpapierpreise, Rohstoffpreise etc.) und einen Nominal-betrag (z.B. Fremdwährungsbetrag, bestimmte Anzahl von Aktien etc.)bezieht.

Fossile BrennstoffeIn mehreren Millionen Jahren aus Biomasse entstandene Energie-rohstoffe. Dazu zählen Erdöl, Erdgas, Stein- und Braunkohle.

Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG)Ziel des Gesetzes ist die Förderung des Ausbaus der Stromerzeugungaus Erneuerbaren Energien. Der Anteil Erneuerbarer Energien an derStromversorgung soll entsprechend den Zielen der EU bis 2010 aufmindestens 12,5 Prozent und darüber hinaus bis 2020 auf mindestens20 Prozent angehoben werden. Gemäß diesem Gesetz hat Strom, deraus Erneuerbaren Energien erzeugt wird, Vorrang bei der Einspeisungins Netz. Die entsprechenden Vergütungen werden in einem festgeleg-ten Verfahren vom Anlagenbetreiber über Netzbetreiber und Energie-versorgungsunternehmen auf alle Endkunden umgelegt.

GoodwillDer Goodwill entspricht dem Betrag, den ein Käufer als Ganzes unterBerücksichtigung zukünftiger Ertragserwartungen über den Wert allermateriellen und immateriellen Vermögensgegenstände nach Abzugder Schulden bereit ist für ein Unternehmen zu zahlen.

Henry HubHenry Hub ist ein Gasfernleitungsknotenpunkt in Louisiana/USA, derals Handelspunkt für Gas-Future-Verträge der NYMEX (New York Mer-cantile Exchange) benutzt wird.

HochspannungElektrische Spannung zwischen 60 kV und 110 kV (in Schweden bis 130 kV).

HöchstspannungDient der überregionalen Energieübertragung mit Spannungen über110 kV, in der Regel 220 kV und 380 kV.

Impairment-TestWerthaltigkeitsprüfung, bei der der Buchwert eines Vermögensgegen-stands mit seinem erzielbaren Betrag verglichen wird. Für den Fall,dass der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet, ist eine außer-planmäßige Abschreibung (Impairment) auf den Vermögensgegenstandvorzunehmen. Von besonderer Bedeutung für Firmenwerte (Goodwill),die mindestens einmal jährlich einem solchen Impairment-Test zuunterziehen sind.

International Financial Reporting Standards (IFRS)Internationale Rechnungslegungsvorschriften, die aufgrund der Ver-ordnung des Europäischen Parlaments und des Rates von kapitalmark-torientierten EU-Unternehmen für Geschäftsjahre, die am oder nachdem 1. Januar 2005 beginnen – spätestens jedoch ab 2007 – , anzuwen-den sind. In Deutschland wurde die Verlängerungsoption im Oktober2004 im Rahmen des Bilanzrechtsreformgesetzes (BilReG) umgesetzt.

Joint Implementation (JI) Ein im Kyoto-Protokoll vorgesehener flexibler Mechanismus zur Reduk-tion von Schadstoffemissionen. Wenn ein in Anhang B des Kyoto-Pro-tokolls genannter Industriestaat mit einer Verpflichtung zur Reduktionseiner Emissionen in emissionsmindernde Maßnahmen in einem ande-ren, ebenfalls in Anhang B des Kyoto-Protokolls genannten Industrie-staat investiert, kann sich der Investorstaat die daraus resultierenden

Glossar218

Emissionsminderungen in Form von Minderungszertifikaten (EmissionReduction Units) übertragen und auf sein Reduktionsziel anrechnenlassen.

KapitalflussrechnungDie Kapitalflussrechnung dient der Ermittlung und Darstellung desZahlungsmittelflusses, den ein Unternehmen in einem Geschäftsjahraus laufender Geschäftstätigkeit, Investitionstätigkeit und Finanzie-rungstätigkeit erwirtschaftet oder verbraucht hat.

KapitalkostenKapitalkosten für das eingesetzte Kapital werden als gewichteterDurchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten ermittelt (WeightedAverage Cost of Capital – WACC). Die Eigenkapitalkosten entsprechender Rendite, die Anleger bei einer Investition in Aktien erwarten. DieFremdkapitalkosten orientieren sich an den Marktkonditionen für Kre-dite und Anleihen. In den Fremdkapitalkosten wird berücksichtigt, dassFremdkapitalzinsen steuerlich abzugsfähig sind (Tax Shield).

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)Bei einer mit KWK betriebenen Energiewandlungsanlage wird sowohldie bei der chemischen oder physikalischen Umwandlung von Energie-trägern entstehende Wärme als auch die durch die Energieumwand-lung erzeugte elektrische Energie zu weiten Teilen genutzt. Durch dieNutzung der Abwärme lässt sich der Wirkungsgrad der Kraftwerke ent-scheidend erhöhen.

Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG)Gesetz für den Erhalt, die Modernisierung und den Ausbau der KWKfür die Stromversorgung im allgemeinen Interesse von Energieeinspa-rung und Klimaschutz. Die Betreiber begünstigter KWK-Anlagen erhal-ten je nach Größe und Alter der Anlage einen gestaffelten Zuschlagpro in das Stromnetz eingespeister Kilowattstunde.

KraftwerksanschlussverordnungDie im Juni 2007 in Kraft getretene Verordnung regelt Bedingungen fürden Anschluss von Kraftwerken mit einer Nennleistung ab 100 MW anElektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannung von mindestens 100 kV.

LNG (liquefied natural gas)Verflüssigtes Erdgas, das per Tankschiff transportiert wird. Erdgas ver-flüssigt man durch Abkühlung auf ca. minus 162°C und verkleinertdadurch das Volumen gegenüber dem gasförmigen Zustand auf densechshundertsten Teil. LNG gewinnt in der internationalen Gasbeschaf-fung immer mehr an Bedeutung.

MmBtu (million British thermal units)Mengenangabe für die aus einer Primärquelle zur Verfügung stehendeEnergie. 1 MmBtu entspricht 0,293071 MWh.

National Balancing Point (NBP)Virtueller Handelspunkt im UK National Transmission System (NTS) zurBilanzierung von Ein- und Ausspeisungen in das NTS. Der NBP wirdauch als Lieferpunkt im Rahmen von Gashandelsverträgen vorgese-hen, z.B. für Gas-Future-Verträge an der Intercontinental Exchange.

Netto-FinanzpositionSaldo aus liquiden Mitteln, Wertpapieren und aus Finanzverbindlich-keiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten sowie Beteiligungs-unternehmen.

NetzanschlussverordnungVerordnung über den Netzanschluss von Letztverbrauchern an dasNiederspannungs- bzw. Niederdrucknetz.

NetzentgelteEntgelt, das für den Zugang zu Netzen der Netzbetreiber bezahlt wer-den muss. Die Entgelte werden in Cent/kWh oder Cent/m3 ausgewie-sen. Das neue EnWG in Verbindung mit den neuen Verordnungen siehtsowohl kosten- als auch marktorientierte Verfahren für die Bildungvon Netzentgelten vor.

Netzentgeltverordnung (Strom- bzw. Gas-NEV)Auf Grundlage des EnWG erlassene Rechtsverordnung, die Einzelheitender Netzentgeltberechnung regelt.

NetzverlusteDifferenz zwischen der eingespeisten und der entnommenen elektri-schen Energie in einem Netzsystem. Netzverluste entstehen aufgrundder ohmschen Widerstände der Leitungen, Ableitungen über Isolatoren,Koronaentladungen oder anderer physikalischer Vorgänge.

Netzzugangsverordnung (Strom- bzw. Gas-NZV)Auf Grundlage des EnWG erlassene Rechtsverordnung, die Einzelheitendes Netzzugangs regelt.

Neutrales ErgebnisDas neutrale Ergebnis enthält Geschäftsvorfälle, die einmaligen bzw.seltenen Charakter haben. Hierzu zählen vor allem Buchgewinne und -verluste aus größeren Desinvestitionen sowie Restrukturierungsauf-wendungen (vgl. Adjusted EBIT).

NOX

Stickoxide oder Stickstoffoxide ist eine Sammelbezeichnung für diegasförmigen Oxide des Stickstoffs. Sie entstehen unter anderem beider Verbrennung von Gas, Öl und Kohle.

Ökonomische InvestitionenAusgabewirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung zuzüg-lich zu übernehmender Schulden, langfristiger Miet-, Leasing- undPachtbeziehungen sowie des Tauschs von Vermögenswerten.

ÖlpreisbindungInternational übliche vertragliche Koppelung des Preises für Erdgas anden Marktpreis für Rohöl bzw. aus Rohöl hergestellte Produkte wie Heiz-öl oder Schweröl. In der Regel erfolgt die Anpassung des Gaspreisesan die Ölpreisentwicklung mit einem Zeitverzug von einigen Monaten,wobei als Referenzwerte üblicherweise Durchschnittswerte über einenoder mehrere Monate zugrunde gelegt werden.

Operativer CashflowDer durch gewöhnliche Geschäftstätigkeit erwirtschaftete Mittelzu-fluss/-abfluss.

OptionRecht, den zugrunde liegenden Optionsgegenstand (beispielsweise Wert-papiere oder Devisen) zu einem vorweg fest vereinbarten Preis (Basis-preis) zu einem bestimmten Zeitpunkt bzw. in einem bestimmten Zeit-raum vom Kontrahenten (Stillhalter) zu kaufen (Kaufoption/Call) oderan ihn zu verkaufen (Verkaufsoption/Put).

Peakload (deutsch: Spitzenlast)Bezeichnet kurzzeitig auftretende hohe Energienachfrage im Strom-netz. Zu ihrer Deckung ist Kraftwerksleistung notwendig, die zusätzlichzur Grund- und Mittellast auch bei schwankendem Stromverbrauch dieVersorgung zu jeder Zeit sicherstellt.

PrimärenergieAls Primärenergie bezeichnet man die Energie, die aus den natürlichvorkommenden Energieformen oder Energieträgern zur Verfügung steht.Zu ihnen zählen neben den fossilen Energieträgern Erdgas, Mineralöl,Steinkohle und Braunkohle auch Kernbrennstoffe wie Uran und rege-nerative Energiequellen wie Wasser, Sonne und Wind.

PrimärenergieverbrauchDer Primärenergieverbrauch gibt an, wie viel Energie in einer Volks-wirtschaft in einer Zeiteinheit (meistens ein Jahr) eingesetzt wurde,um alle Energiedienstleistungen zu nutzen.

PumpstromStrom, der für das Hochpumpen von Wasser aus einem tiefer liegen-den in ein höher gelegenes Becken eines Speicherkraftwerks genutztwird mit dem Ziel, den Strom in Form potenzieller Energie zu speichern.


Purchase Price AllocationKaufpreisverteilung – Aufteilung des Kaufpreises nach einer Unterneh-mensakquisition auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.

RatingKlassifikation kurz- und langfristiger Schuldtitel oder Schuldner ent-sprechend der Sicherheit der zukünftigen Zins- und Tilgungszahlungenin Bonitätsklassen oder Ratingkategorien. Die Hauptfunktion einesRatings ist, Transparenz und somit Vergleichbarkeit für Investoren undGläubiger hinsichtlich des Risikos einer Finanzanlage zu schaffen.

RegelenergieFür eine stabile Versorgung der Verbraucher mit elektrischer Energieist ein ständiger Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch vonelektrischer Energie im Stromnetz notwendig. Dieser Ausgleich erfolgtdurch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber unter Einsatz von alsRegelenergie bezeichneten Energiereserven.

RegelzoneTeilbereich des gesamten deutschen Übertragungsnetzes. Der für eineRegelzone zuständige Übertragungsnetzbetreiber gewährleistet denstabilen Netzbetrieb durch Ausregelung von Erzeugungs- und Verbrauchs-schwankungen mithilfe von Regelenergie.

Regenerative EnergienSiehe Erneuerbare Energien.

ROCEReturn on Capital Employed – zentrales Renditemaß für die periodischeErfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder. Der ROCE wird als Quotientaus dem Adjusted EBIT und dem investierten Kapital (Capital Employed)berechnet. Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundeneund zu verzinsende Vermögen wider.

SO2

Schwefeldioxid ist ein farbloses, stechend riechendes und sauerschmeckendes, giftiges Gas. Es entsteht vor allem bei der Verbrennungvon schwefelhaltigen fossilen Brennstoffen wie Kohle oder Erdöl-produkten.

Stock Appreciation Rights (SAR)SAR sind virtuelle Aktienoptionen, bei denen die Vergütung nicht inAktien, sondern als Barvergütung erfolgt. Der Ausübungsgewinn ent-spricht der Differenz zwischen dem Kurs der E.ON-Aktie zum Zeitpunktder Ausübung und dem Basiskurs der virtuellen Aktienoption.

StückaktienAktien ohne Nennwert, die lediglich einen bestimmten Anteil am Grund-kapital einer Gesellschaft verkörpern.

Syndizierte KreditlinieVon einem Bankenkonsortium verbindlich zugesagte Kreditlinie.

Take-or-pay-VerträgeVorrangig im Gassektor vorkommende langfristige Bezugsverträge miteiner festgelegten Mindestmenge (meist Jahresmenge). Diese sehenvor, dass eine Lieferung auch dann bezahlt werden muss, falls sie späternicht abgenommen werden kann.

Tax ShieldBerücksichtigt den Entlastungseffekt von Fremdkapitalzinsen auf dieSteuerschuld bei der Ermittlung von Kapitalkosten (vgl. Kapitalkosten).

ThermBritische Wärmemengenangabe. 1 therm entspricht 0,0293071 MWh.

TransportkundeJede natürliche oder juristische Person, die auf vertraglicher Basis Kapazi-täten bucht und Leistungen des Netzbetreibers in Anspruch nimmt.

UmspannwerkTeil des elektrischen Versorgungsnetzes eines Energieversorgungs-unternehmens. Dient der Verbindung zweier unterschiedlicherSpannungsebenen oder Spannungsnetze.

UnbundlingGesetzlich vorgeschriebene buchhalterische, informatorische, organi-satorische und rechtliche Entflechtung der Funktionen Erzeugung,Handel, Übertragung und Verteilung von Elektrizität und Gas. DasUnbundling soll gewährleisten, dass Diskriminierungen, Quersubven-tionen und Wettbewerbsverzerrungen im liberalisierten Energiemarktnicht auftreten.

ÜbertragungsnetzHöchstspannungsnetz mit einer Spannung von über 110 kV für denüberregionalen Transport von elektrischer Energie.

United States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP)US-amerikanische Rechnungslegungsregeln, bei denen der Grundsatzder periodengerechten Erfolgsermittlung (fair presentation) im Vorder-grund steht.

Value AddedZentraler Indikator für den absoluten Wertbeitrag einer Periode. AlsResidualgewinn drückt er den Erfolgsüberschuss aus, der über dieKosten des Eigen- und Fremdkapitals hinaus erwirtschaftet wird. DerValue Added wird als Produkt von Rendite-Spread (ROCE – Kapitalkos-ten) und Kapitaleinsatz (Capital Employed) berechnet. Das CapitalEmployed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzinsendeVermögen wider.

VerdichterstationGleicht in Gastransportsystemen den Druckverlust aus, der bei zuneh-mender Entfernung durch Reibung der Gasmoleküle an der Rohrwandverursacht wird. Die Abstände zwischen Verdichterstationen an denTransportleitungen betragen in der Regel 100 bis 250 Kilometer.

Versicherungsmathematische Gewinne und VerlusteDie versicherungsmathematische Berechnung der Pensionsrückstellun-gen beruht im Wesentlichen auf zu prognostizierenden Parametern(wie z.B. den Lohn- und Rentenentwicklungen). Wenn sich die tatsäch-lichen Entwicklungen später von den Annahmen unterscheiden, resul-tieren daraus versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste.

WirkungsgradDer Wirkungsgrad ist allgemein das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand,bei einer Maschine beispielsweise das Verhältnis von abgegebener zuzugeführter Leistung. Der Wirkungsgrad gibt Auskunft über die Effizienzdes Energieumwandlungsprozesses.

Wirtschaftliche Netto-VerschuldungKennziffer, die die Netto-Finanzposition um die Pensionsrückstellungenund die Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungenerweitert, wobei Vorauszahlungen an den schwedischen Nuklearfondsabgezogen werden.

Working CapitalFinanzkennzahl, die sich aus dem Umlaufvermögen abzüglich der kurz-fristigen Verbindlichkeiten ergibt.

Zweivertragsmodell Gasnetzzugangsmodell für Erdgas, das den Netzzugang für den Trans-portkunden mit einem Ein- und/oder Ausspeisevertrag sowie einemBilanzkreisvertrag vorsieht. Das als Entry-Exit-System ausgestalteteZweivertragsmodell bezieht sich auf Marktgebiete mit jeweils einemvirtuellen Handelspunkt. Aufgrund des Einspeisevertrages erhält derTransportkunde Zugang zum Marktgebiet und kann im Rahmen dergebuchten Kapazitäten Gasmengen zum virtuellen Handelspunkttransportieren, wo die Gasmengen übertragen werden können. DerAusspeisevertrag ermöglicht dem Transportkunden den Transport vonErdgas bis zum gebuchten Ausspeisepunkt.

E.ON AG

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 -4 53

[email protected]

Für Analysten und Aktionäre

T 02 11 -45 79 -5 42

[email protected]

Für Anleihe-Investoren

T 02 11 -45 79 -5 63

[email protected]

Design: Lesmo, DüsseldorfProduktion: Jung Produktion, DüsseldorfSatz und Lithographie: Addon Technical Solutions, DüsseldorfDruck: Druckpartner, Essen

Fotos: Rüdiger Nehmzow (Seiten 2, 20, 21, 22, 24, 25, 72, 73, 78, 79, 96 und 97),Andreas Pohlmann (Seiten 4, 14 und 15), Hartmut Nägele (Seite 16),

Bernd Meyer (Seiten 2 und 13), Christian Schlüter (Seiten 2, 13 und 113),Rainer Rehfeld (Seiten 2, 22 und 78), Attila Szabó (Seite 10), Paul Langrock/laif (Seite 12),Martin Joppen (Seiten 13 und 23), Dietmar Banck (Seiten 22 und 113),E.ON Kraftwerke (Seite 74), Frank Domke (Seite 75), Cheyenne Smith (Seite 76),Zaha Hadid (Seite 80), E.ON Engineering (Seite 81), Lunar Energy Limited (Seite 82),E.ON Energie (Seite 90), Atle Kårstadt (Seite 94), Gavin Young (Seite 102),Bergslagsbild AB (Seite 105), E.ON U.S. (Seite 108) und E WIE EINFACH (Seite 112)

Das für diesen Geschäftsbericht verwendete Papier wurde aus Zellstoffen hergestellt, die aus verantwor-tungsvoll bewirtschafteten und gemäß den Bestimmungen des Forest Stewardship Council zertifiziertenForstbetrieben stammen.

Weitere Informationen

IMO-COC-027827


2006

64.091

11.724

8.356

6.082

5.586

13,8

9,0

2.916

96.488

31.087

127.575

51.2451.799

2.533

46.94722.10010.02914.818

29.3833.9943.443

21.946

127.575

7.161

5.037

40

102

–18.233

1,6

11,2

8,47

73,81

104,40

82,12

102,83

3,35

2.210

67,6

Aa3

AA–

80.612

2007

68.731

12.450

9.208

7.724

7.204

14,5

9,1

3.417

105.804

31.490

137.294

55.1301.734

5.756

52.40220.96315.91515.524

29.7623.9925.549

20.221

137.294

8.726

11.306

40

102

–24.138

1,9

12,7

11,06

78,12

146,06

96,05

145,59

4,10

2.5906)

92,0

A2

A

87.815

in Mio

Umsatz und Ergebnis

Umsatz

Adjusted EBITDA

Adjusted EBIT

Konzernüberschuss


Wertentwicklung

ROCE (in %)


Value Added

Vermögensstruktur



Gesamtvermögen

Kapitalstruktur

EigenkapitalGezeichnetes Kapital

Minderheitsanteile

Langfristige SchuldenRückstellungenFinanzverbindlichkeitenÜbrige Verbindlichkeiten und Sonstiges

Kurzfristige SchuldenRückstellungenFinanzverbindlichkeitenÜbrige Verbindlichkeiten und Sonstiges

Gesamtkapital

Cashflow/Investitionen


Investitionen

Kennziffern

Eigenkapitalquote3) (in %)

Deckung des langfristig gebundenen Vermögens (in %)(langfristiges Kapital in Prozent des langfristig gebundenen Vermögens)


Debt Factor4)

Operativer Cashflow in % des Umsatzes

Aktie

Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)

Eigenkapital5) je Aktie (in €)

Höchstkurs je Aktie (in €)

Tiefstkurs je Aktie (in €)

Jahresendkurs je Aktie (in €)

Dividende je Aktie (in €)

Dividendensumme


Langfristiges Rating der E.ON AG

Moody’s

Standard & Poor’s

Mitarbeiter


2005

51.616

10.194

7.293

7.407

–

12,2

9,0

1.920

93.914

32.648

126.562

44.4841.799

4.734

52.25127.40210.55514.294

25.0936.4603.807

14.826

126.562

6.544

3.941

35

108

–

–

12,7

11,24

67,50

88,92

64,50

87,39

2,75

4.614

57,6

Aa3

AA–

79.570

2004

42.150

9.664

6.747

4.339

–

11,5

9,0

1.477

88.223

25.839

114.062

33.5601.799

4.144

52.62427.32813.26512.031

23.7346.9147.0369.784

114.062

5.776

4.777

29

102

–

–

13,7

6,61

50,93

67,06

49,27

67,06

2,35

1.549

44,2

Aa3

AA–

59.732

2003

39.953

8.584

5.645

4.647

–

9,9

9,5

251

86.967

24.883

111.850

29.7741.799

4.625

53.45227.08514.52111.846

23.9997.2437.2669.490

111.850

5.224

8.773

27

101

–

–

13,1

7,11

45,39

51,74

34,67

51,74

2,00

1.312

33,9

A-1

AA–

57.029

Mehrjahresübersicht1)

1) um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte/bis einschließlich 2005 Konzernabschluss gemäß US-GAAP · 2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeitfortgeführter Aktivitäten · 3) bis zum Jahr 2005 ohne Minderheitsanteile · 4) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA · 5) Anteil derGesellschafter der E.ON AG · 6) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich · 7) auf Basis ausstehender Aktien

Finanzkalender

Hauptversammlung 2008DividendenzahlungZwischenbericht Januar – März 2008Zwischenbericht Januar – Juni 2008Zwischenbericht Januar – September 2008

Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2008Hauptversammlung 2009DividendenzahlungZwischenbericht Januar – März 2009Zwischenbericht Januar – Juni 2009Zwischenbericht Januar – September 2009

30. April 20082. Mai 2008

14. Mai 200813. August 2008

12. November 2008

10. März 20096. Mai 20097. Mai 2009

13. Mai 200912. August 2009

11. November 2009


E.ON Geschäftsbericht 2007 · 6.082 5.586 4.682 5.037 7.161 –18.233 1,6 51.245 127.575 13,8 9,0...

Documents

Transcript of E.ON Geschäftsbericht 2007 · 6.082 5.586 4.682 5.037 7.161 –18.233 1,6 51.245 127.575 13,8 9,0...