Geschäftsbericht Teil II/II Sven Finanzbericht 2008 - E.ON · Finanzbericht 2008 Geschäftsbericht...

Finanzbericht 2008

Geschäftsbericht Teil II/IISven

Dimitrij

Isabelle

Monica

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E.O

N

E.ON-Konzern in Zahlen

in Mio € 2008 2007 +/- %

Stromabsatz (in Mrd kWh) 614,6 487,0 +26

Gasabsatz (in Mrd kWh) 1.224,0 1.092,3 +12

Umsatz 86.753 68.731 +26

Adjusted EBITDA 13.385 12.450 +8

Adjusted EBIT 9.878 9.208 +7

Konzernüberschuss 1.604 7.724 -79

Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG 1.266 7.204 -82

Bereinigter Konzernüberschuss 5.598 5.115 +9

Ökonomische Investitionen 26.236 12.456 +111

Operativer Cashflow1) 6.738 8.726 -23

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.) -44.946 -23.432 -21.5142)

Pro-forma Debt Factor3) 3,2 1,9 +1,32)

Eigenkapital 38.427 55.130 -30

Bilanzsumme 157.045 137.294 +14

ROCE (in %) 12,9 14,5 -1,64)

Kapitalkosten vor Steuern (in %) 9,1 9,1 –

Kapitalkosten nach Steuern (in %) 6,7 6,1 +0,64)

Value Added 2.902 3.417 -15

Mitarbeiter (31. 12.) 93.538 87.815 +7

Ergebnis je Aktie5), 6) (in €) 0,68 3,69 -82

Eigenkapital je Aktie5), 6) (in €) 18,10 26,06 -31

Dividende je Aktie6) (in €) 1,50 1,37 +9,5

Dividendensumme 2.857 2.560 +12

Marktkapitalisierung7) (in Mrd €) 54,2 92,0 -41

1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten2) Veränderung in absoluten Werten3) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA4) Veränderung in Prozentpunkten5) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG6) nach Aktiensplit bzw. bereinigt um Aktiensplit7) auf Basis ausstehender Aktien

Finanzkalender

6. Mai 2009 Hauptversammlung 2009 7. Mai 2009 Dividendenzahlung 13. Mai 2009 Zwischenbericht Januar – März 2009 12. August 2009 Zwischenbericht Januar – Juni 2009 11. November 2009 Zwischenbericht Januar – September 2009

10. März 2010 Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2009 6. Mai 2010 Hauptversammlung 2010 7. Mai 2010 Dividendenzahlung 11. Mai 2010 Zwischenbericht Januar – März 2010 11. August 2010 Zwischenbericht Januar – Juni 2010 10. November 2010 Zwischenbericht Januar – September 2010

2 Zusammengefasster Lagebericht 2 Geschäft und Rahmenbedingungen

20 Ertragslage

32 Finanzlage

38 Vermögenslage

39 Jahresabschluss der E.ON AG

40 Mitarbeiter

42 Forschung und Entwicklung

43 Corporate Responsibility

44 Risikobericht

48 Prognosebericht

52 Konzernabschluss 52 Bestätigungsvermerk

53 Gewinn- und Verlustrechnung

54 Bilanz

56 Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten

Erträge und Aufwendungen

57 Kapitalflussrechnung

58 Entwicklung des Konzerneigenkapitals

60 Anhang

142 Versicherung der gesetzlichen Vertreter

144 Corporate Governance 144 Corporate-Governance-Bericht

148 Vergütungsbericht1)

154 Aufsichtsrat und Vorstand 154 Bericht des Aufsichtsrats

158 Aufsichtsratsmitglieder

160 Angaben1) und Erläuternder Bericht des

Vorstands zu Übernahmehindernissen

163 Vorstandsmitglieder

164 Tabellen und Erläuterungen 164 Wesentliche Beteiligungen

167 Mehrjahresübersicht

168 Finanzglossar

173 Finanzkalender

1) Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts

Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen

Inhalt

Unternehmensbericht• Unser Unternehmen. Wir stellen unser Geschäft und

unsere wichtigsten Themen vor.• Unsere Menschen. Gemeint sind unser Vorstand, unser

Aufsichtsrat und unsere Mitarbeiter.• Unsere Aktie. Ihre Entwicklung und unser

Finanzierungsprogramm.• Unsere Strategie. Von unseren Grundsätzen bis zu

unseren Wachstumszielen.• Unsere Struktur. Alle Market Units im Detail.

Zum Herunterladen oder Bestellen finden Sie den Unternehmensbericht unter www.eon.com/broschueren

Lokal. International.

Unternehmensbericht 2008

Geschäftsbericht Teil I/II

Michael

Eric

Laura

Andrew

Jacob

Olga

Sarah

Lewis

Peter

Die daraus hervorgegangene Market Unit Russia startete

ebenfalls am 1. Januar 2008. Nach der im April 2007 geschlos-

senen Vereinbarung mit Enel und Acciona haben wir Ende

Juni 2008 ein umfangreiches Beteiligungspaket mit Aktivitäten

vornehmlich in Italien, Spanien und Frankreich erworben. Die

Aktivitäten in Frankreich und Italien werden seitdem in den

Market Units Central Europe und Italy ausgewiesen. Die Akti-

vitäten in Spanien bilden die neue Market Unit Spain.

Im Geschäftsjahr 2008 wird nur die neue Market Unit Energy

Trading als eigenes Segment separat ausgewiesen. Insbeson-

dere durch die Zentralisierung der Handelsaktivitäten haben

wir unsere Organisationsstruktur erheblich verändert. Daher

werden keine Vorjahreszahlen für Energy Trading ausgewiesen.

Die Vorjahreswerte der hiervon betroffenen Market Units

wurden nicht angepasst. Ein Vergleich mit dem Vorjahr ist für

die einzelnen Market Units somit nur eingeschränkt aus-

sagekräftig. Aufgrund der Größenordnung der Kennzahlen und

der zum Teil nicht vorliegenden Vorjahreszahlen haben wir

die übrigen neuen Market Units zum Segment Neue Märkte

zusammengefasst. Die Werte für die jetzt in diesem Segment

enthaltenen Mehrheitsbeteiligungen an OGK-4 in Russland

sowie den Windparkbetreibern E2-I in Spanien und Airtricity in

Nordamerika waren im Vorjahr im Segment Corporate Center/

Neue Märkte enthalten.

Geschäft und Rahmenbedingungen

Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit

E.ON ist eines der weltweit größten privaten Energieunterneh-

men mit einem Umsatz von 86,8 Mrd € und rund 93.500 Mitar-

beitern. Unser Geschäft erstreckt sich entlang der gesamten

Wertschöpfungskette im Strom- und Gasbereich und ist geo-

grafisch oder funktional in Market Units gegliedert. Die Füh-

rungsgesellschaften der Market Units sind verantwortlich

für das integrierte Management der Zielmärkte. Business Units

führen das operative Geschäft. Wir verfolgen eine wertorien-

tierte Unternehmenspolitik, die auf verbesserte Wettbewerbs-

fähigkeit und profitables Wachstum zielt. Alle folgenden

Erläuterungen zum E.ON-Konzern gelten gleichermaßen für

die E.ON AG.

Im Verlauf des Jahres 2008 hat sich die Zahl unserer Market

Units verdoppelt. Anfang 2008 haben wir die Steuerung aller

europäischen Handelsaktivitäten in der Market Unit Energy

Trading zusammengeführt. Konzernweit gebündelt wurden

zum gleichen Zeitpunkt auch unsere Aktivitäten im Bereich der

Erneuerbaren Energien und Klimaschutzprojekte – einschließ-

lich kleinerer Wasserkraftaktivitäten – in der Market Unit Cli-

mate & Renewables und die bestehenden Aktivitäten in Italien

in der Market Unit Italy. In Russland haben wir im Oktober 2007

die Mehrheit am Erzeugungsunternehmen OGK-4 übernommen.

2 Zusammengefasster Lagebericht

Adjusted EBIT um 7 Prozent gesteigertOperativer Cashflow 23 Prozent unter VorjahresniveauDividendenerhöhung auf 1,50 € vorgesehen Für das Jahr 2009 Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau erwartet

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

als Führungsgesellschaft für das Management der vertikal

integrierten Wertschöpfungskette im europäischen Gasgeschäft

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 tech-

nische System betreut. Das Gastransportnetz wird von E.ON

Gastransport vermarktet. Für das Gasspeichergeschäft ist

E.ON Gas Storage verantwortlich. Für Downstream-Beteiligun-

gen sind E.ON Ruhrgas International und Thüga zuständig.

Thüga konzentriert sich in Deutschland auf Minderheitsbetei-

ligungen an kommunalen Gas- und Stromversorgern. Bei

E.ON Ruhrgas International liegt der Fokus auf Energiebeteili-

gungen im europäischen Ausland mit dem Schwerpunkt auf

Osteuropa.

Das Gasleitungsnetz von E.ON Gastransport und ihrer deut-

schen Projektgesellschaften umfasste zum Jahresende 11.552 km

(Vorjahr: 11.611 km). 86 km Kokereigasleitungen sind im Besitz

von E.ON Ruhrgas. Die Arbeitsgaskapazität aus eigenen, im

Gemeinschaftseigentum oder im Besitz von Projektgesellschaf-

ten befindlichen sowie angemieteten Untertage-Erdgasspei-

chern von E.ON Gas Storage belief sich auf rund 9,4 Mrd m³

(in Deutschland: 5,6 Mrd m³) mit einer maximalen Ausspeicher-

leistung von rund 8,9 Mio m³/h (in Deutschland 5,9 Mio m³/h).

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

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

tannien zuständig. Das regulierte Geschäft beinhaltet die

Stromverteilung durch Central Networks. Zum unregulierten

Geschäft zählen Stromerzeugung, Endkundengeschäft und

der Bereich Energy Services. Das Erzeugungsgeschäft umfasst

die Stromerzeugung, den Betrieb und die Wartung von Kraft-

Wärme-Kopplungsanlagen sowie die Entwicklung bzw. Betriebs-

führung von Kraftwerken. Im Endkundengeschäft werden

Strom- und Gasdienstleistungen an Haushalts-, Geschäfts- und

Industriekunden verkauft. Im Jahr 2008 belieferte E.ON UK

etwa 8,1 Millionen Kunden. Davon waren 7,5 Millionen Haus-

haltskunden und 0,6 Millionen Geschäftskunden.

Corporate CenterDie E.ON AG mit Sitz in Düsseldorf ist das Corporate Center

des E.ON-Konzerns. Hauptaufgabe des Corporate Centers ist

die Führung von E.ON als integriertes Energieunternehmen,

die strategische Weiterentwicklung, die Steuerung sowie Siche-

rung der erforderlichen Finanzierungsmittel, die marktüber-

greifende Steuerung des Gesamtgeschäfts, die Risikosteuerung

und die laufende Optimierung des Portfolios.

Das Segment Corporate Center umfasst die E.ON AG, Düssel-

dorf, und direkt von der E.ON AG geführte Beteiligungen.

Darüber hinaus ordnen wir diesem Segment die Konsolidie-

rungsmaßnahmen im Rahmen des Konzernabschlusses zu.

Central EuropeE.ON Energie mit Sitz in München ist die Führungsgesellschaft

der Market Unit Central Europe. Sie ist für das Stromgeschäft

und das Gasverteilungs- und -vertriebsgeschäft in Zentral-

europa zuständig.

Im Jahr 2008 umfasste das Geschäftsfeld Zentraleuropa

West Unreguliert (im Wesentlichen Deutschland und die

Niederlande)

• den Betrieb von Wasser-, konventionellen und nuklearen

Kraftwerken sowie die Stromerzeugung aus thermischer

Abfallverwertung,

• die regionale Verteilung von Wärme sowie

• den Strom-, Gas- und Wärmevertrieb.

Das Geschäftsfeld Zentraleuropa West Reguliert beinhaltete

• den Stromtransport über Hoch- und Höchstspannungs-

netze und die Stromverteilung über Mittel- und Nieder-

spannungsnetze sowie

• die regionale Verteilung von Gas.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost (Bulgarien, Rumänien,

Slowakei, Tschechien, Ungarn) sind die Beteiligungen an den

dortigen regionalen Strom- und Gasversorgern zusammen-

gefasst.

Im Geschäftsjahr 2008 versorgte Central Europe – einschließlich

wesentlicher Minderheitsbeteiligungen – rund 17 Millionen

Kunden im In- und Ausland mit Strom und Gas, etwa je zur

Hälfte in Zentraleuropa West und Zentraleuropa Ost.

3Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen

4 Geschäft und Rahmenbedingungen

Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten

von zwei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an

denen US-Midwest Beteiligungen hält.

Energy TradingSeit Anfang 2008 werden unsere europäischen Energiehandels-

aktivitäten zentral von Düsseldorf aus gesteuert. In der E.ON

Energy Trading AG sind unsere Risikomanagement-Aktivitäten

beim Handel von Strom, Gas, Kohle, Öl, CO2-Zertifikaten und

ähnlichen Commodities gebündelt. Die Market Unit Energy

Trading vereint damit auf den liquiden europäischen Energie-

märkten die Funktionen Brennstoffbeschaffung, Management

von Kraftwerks- und Gasportfoliokapazitäten und Vertriebs-

beschaffung – zusammengefasst unter dem Oberbegriff „Opti-

mierung“ – sowie den „Eigenhandel“ unter einem Dach.

Zwischen den europäischen Market Units und Energy Trading

werden die Transaktionen mittels marktorientierter Transfer-

preise abgerechnet. Der Eigenhandel umfasst auch das

bewusste Ausnutzen von Marktpreisveränderungen und Risi-

kopositionen im Rahmen unserer Risikomanagementsysteme

und -limite.

Im Laufe des Jahres 2008 wurden schrittweise die Integrations-

maßnahmen durchgeführt, um die Handelsaktivitäten der

Market Units Central Europe, Pan-European Gas und Nordic

bis zum Ende des Jahres auch rechtlich in der E.ON Energy

NordicE.ON Nordic mit Sitz in Malmö, Schweden, ist die Führungs-

gesellschaft der Market Unit Nordic. Das operative Geschäft

wird im Wesentlichen durch das integrierte Energieunter-

nehmen E.ON Sverige geführt. Das regulierte Geschäft umfasst

die Strom- und Gasverteilung. Im unregulierten Geschäft ist

im Wesentlichen die Stromerzeugung, die Wärmeerzeugung,

das Endkundengeschäft in den Bereichen Strom-, Gas- und

Wärmeversorgung sowie Energy Services gebündelt. Ende des

Jahres 2008 belieferte E.ON Nordic etwa eine Million Strom-,

Gas- und Wärmekunden.

US-MidwestDie 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 ver-

tikal integrierten Geschäftsmodell. Die Aktivitäten umfassen

Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und -vertrieb.

Zusätzlich bietet LG&E Dienstleistungen in der Gasverteilung

innerhalb ihres Versorgungsgebiets an.

LG&E und KU setzen Strom an rund 927.000 Kunden, hauptsäch-

lich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern unterschied-

liche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und Gewerbekun-

den sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt LG&E rund 314.000

Kunden in Kentucky mit Gas.


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

in Italien. Das operative Geschäft der neuen Market Unit

Italy umfasst die Stromerzeugung mit einer Kapazität

von 7.026 MW, den Strom- und Gasvertrieb sowie die Gas-

verteilung. Verantwortlich für das Geschäft sind die

Stromerzeugungsgesellschaft E.ON Produzione, die neue

Vertriebsgesellschaft E.ON Energia und fünf Weiterver-

teiler unter dem Dach der Marke E.ON Rete. Am Jahresende

2008 lieferte E.ON Italia Strom und Gas an rund 642.000

Privat- und Geschäftskunden.

• E.ON España, Madrid, ist als Führungsgesellschaft der

neuen Market Unit Spain für unser integriertes Energie-

geschäft in Spanien verantwortlich. E.ON Distribución

betreibt das Stromverteilungsgeschäft in Nordspanien

und lieferte Ende 2008 Strom an rund 660.000 Kunden.

E.ON Generación ist für die Stromerzeugung verantwort-

lich und verfügt über eine Erzeugungskapazität von circa

3.300 MW. E.ON Energía liefert Strom und Gas an Haus-

halts-, Geschäfts- und Industriekunden. E.ON Servicios stellt

den Gesellschaften der Market Unit zentrale Dienstleis-

tungen zur Verfügung.

Trading AG zusammenzufassen. Die rechtliche Integration von

UK erfolgte zum 1. Januar 2009. Darüber hinaus ist beabsichtigt,

im Rahmen der internationalen Ausrichtung die E.ON Energy

Trading AG in eine europäische Aktiengesellschaft (SE) umzu-

wandeln.

Neue Märkte• E.ON Climate & Renewables mit Sitz in Düsseldorf ist als

Führungsgesellschaft der neuen Market Unit Climate &

Renewables für die Steuerung und den weltweiten Aus-

bau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien –

einschließlich kleinerer Wasserkraftaktivitäten – zuständig.

Die Market Unit ist derzeit unter anderem in Deutschland,

Dänemark, Schweden, Großbritannien, den USA, Spanien,

Italien und Portugal vertreten und erzeugt in insgesamt

10 Ländern Strom aus Erneuerbaren Energien. Die gesamte

Erzeugungskapazität betrug Ende 2008 weltweit 2 GW.

Mit einer Gesamtleistung von 0,9 GW stellen die USA den

größten Teil des operativen Portfolios. Die restlichen

1,1 GW verteilen sich auf die europäischen Zielmärkte.

• E.ON Russia Power mit Sitz in Moskau ist die Führungs-

gesellschaft der neuen Market Unit Russia. Sie ist für die

Stromaktivitäten des E.ON-Konzerns in Russland verant-

wortlich. Das Geschäft in Russland konzentriert sich auf

den Betrieb konventioneller Kraftwerke mit einer instal-

lierten Nettoleistung von 8.264 MW in den grundsätzlich

wachstumsstarken Industrieregionen Zentralrussland,

Ural und Westsibirien.


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

Central Europe

E.ON Energie AGMünchen, 100 %

Zentraleuropa West Reguliertes GeschäftZentraleuropa West Unreguliertes GeschäftZentraleuropa OstSonstiges/Konsolidierung

Deutschland

MünchenHannoverLandshutBayreuthRegensburgHelmstedtQuickbornKasselFürstenwalde/SpreeErfurtPaderbornKöln

Niederlande

Rotterdam

Frankreich

Paris

Ungarn

Budapest

Tschechien

České Budějovice

Slowakei

Bratislava

Rumänien

Târgu Mureş

Bulgarien

Varna

Nordic

E.ON Nordic ABMalmö, 100 %

Reguliertes GeschäftUnreguliertes Geschäft

Sonstiges/Konsolidierung

Schweden

Malmö

Finnland

Helsinki

Pan-European Gas

E.ON Ruhrgas AGEssen, 100 %

Up-/MidstreamDownstream-Beteiligungen


Deutschland

EssenMünchenNürnbergSaarbrückenFrankfurt/MainErfurtEmstekFriedeburg/Etzel

Ungarn

Budapest

Finnland

Espoo

Lettland

Riga

Litauen

Vilnius

Slowakei

Bratislava

Russland

Moskau

Großbritannien

LondonAberdeen

Norwegen

Stavanger

Schweiz

Zug

UK

E.ON UK plcCoventry, 100 %



Großbritannien

CoventryNottingham

US-Midwest

E.ON U.S. LLCLouisville, 100 %


USA

LouisvilleLexington

Corporate CenterE.ON AG, Düsseldorf

1) Struktur bis zum 31. Dezember 2008


Absatzmärkte und jeweilige Wettbewerbspositionen

Central Europe• Nr. 2 in der Stromerzeugung

• Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb

• Wesentliche Aktivitäten in Deutschland, Belgien, Frank-

reich, den Niederlanden, Ungarn, Tschechien, der Slowakei,

Rumänien und Bulgarien

Pan-European Gas• Nr. 1 in der europäischen Gasversorgung

• Pan-europäisches Gasbezugsportfolio mit langfristigen

Lieferverträgen mit Russland, Norwegen, den Niederlanden,

Deutschland, Großbritannien und Dänemark

UK• Nr. 2 in der Stromerzeugung

• Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb

• Wesentliche Aktivitäten in Großbritannien

Nordic• Nr. 4 in der nordischen Stromerzeugung

• Nr. 3 im nordischen Stromvertrieb

• Wesentliche Aktivitäten in Schweden und Finnland

US-Midwest• Nr. 1 in der Stromerzeugung in Kentucky

• Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb in Kentucky

• Wesentliche Aktivitäten im Mittleren Westen der USA

Neue Märkte• Climate & Renewables

Mit Aktivitäten unter anderem in Deutschland, Schweden,

Italien, Spanien, Großbritannien und den USA zählt E.ON

Climate & Renewables zu den größten Produzenten von

Windenergie weltweit.

• Russia

E.ON zählt zu den führenden thermischen Stromerzeugern

in Russland.

• Italy und Spain

In Italien und Spanien zählen wir zum Kreis der wesent-

lichen Anbieter.

Energy Trading

E.ON Energy Trading AGDüsseldorf, 100 %

Deutschland

Düsseldorf

Neue Märkte

E.ON Climate & RenewablesGmbHDüsseldorf, 100 %

E.ON Russia Power Moskau, 100 %

E.ON Italia S.p.A.Mailand, 100 %

E.ON España S.L.Madrid, 100 %

Deutschland

Düsseldorf München

Großbritannien

Coventry

Schweden

Malmö

USA

Chicago

Russland

Moskau SurgutSharypovo

Italien

Mailand RomVeronaTerni

Spanien

MadridSantander


1990 sowie den Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien auf 20 Prozent vom Energieverbrauch der EU. Die

Energieeffizienz soll ebenfalls deutlich gesteigert werden.

Das von der Kommission geschätzte gemeinschaftsweite Ein-

sparpotenzial für den Energieverbrauch von 20 Prozent soll

bis zum Jahr 2020 ausgeschöpft werden.

Entscheidungen über den Energiemix werden den Mitglied-

staaten überlassen. Angesichts des hohen Beitrags der Kern-

energie zur Energieversorgung in der EU betonte der Rat die

Notwendigkeit eines breiten Dialogs über die Chancen und

Risiken der Kernenergie in der Gemeinschaft.

Im November 2008 hat die Europäische Kommission den

zweiten „Strategic Energy Review“ veröffentlicht. Das weit-

reichende Energiepaket soll die Versorgungssicherheit för-

dern und zur Umsetzung der Klimaschutzziele beitragen. Es

komplettiert die zuvor vorgelegten Pakete zu Wettbewerb

und Klimaschutz und damit das energiepolitische Zieldreieck.

Kernelement ist der EU-Aktionsplan für Energieversorgungs-

sicherheit und -solidarität. Dieser enthält Vorschläge in den

Bereichen Infrastruktur- und Diversifizierungsmaßnahmen,

Energieaußenbeziehungen, Öl- und Gasspeicher sowie Krisen-

reaktionsmechanismen, Energieeffizienz und heimische

Energieressourcen.

DeutschlandDas Bundeskabinett hat vor dem Hintergrund der EU Klima-

schutzziele im Juni 2008 das Integrierte Energie- und Klima-

programm (IEKP) verabschiedet. Mit dem IEKP sollen die Treib-

hausgase bis zum Jahr 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990

gesenkt, die Energieproduktivität verdoppelt, der Anteil Erneu-

erbarer Energien an der Stromerzeugung auf mindestens

30 Prozent gesteigert und der Anteil der Kraft-Wärme-Kopp-

lung an der Stromerzeugung auf 25 Prozent erhöht werden.

AnreizregulierungGemäß der entsprechenden Verordnung hat die Anreizregu-

lierung am 1. Januar 2009 begonnen. Die überregionalen Fern-

leitungsnetzbetreiber werden zum 1. Januar 2010 in die

Anreizregulierung überführt. Die bisher noch kostenorientiert

bestimmten Netzentgelte bilden die Ausgangsbasis für die

Anreizregulierung. Danach haben die Netzbetreiber insgesamt

zehn Jahre Zeit, um ihre Kosten auf das Niveau 100 Prozent

effizienter Netzbetreiber zu senken. Die Bundesnetzagentur

(BNetzA) hat in einem bundesweiten Effizienzvergleich für

die darin enthaltenen E.ON-Netzbetreiber bereits heute Effi-

zienzwerte von im Durchschnitt nahezu 100 Prozent ermittelt.

Im Juli 2008 hat die BNetzA für die erste Regulierungsperiode

der Anreizregulierung von 2009 bis 2013 die geltende Eigen-

kapitalverzinsung für Strom und Gas einheitlich auf 9,29 Pro-

zent für Neuanlagen und 7,56 Prozent für Altanlagen festge-

legt. Im Vergleich zum vorher geltenden Niveau sind die neuen

Zinssätze im Gasbereich nahezu unverändert, während sie

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 unser integriertes Geschäftsmodell.

• Die vertikale Integration von der Stromerzeugung in

Kraftwerken und der Gasproduktion (upstream) über den

Großhandel (midstream) bis zum Vertrieb beim Endkun-

den (downstream) ermöglicht uns gleichzeitig Geschäfts-

optimierung und Risikosteuerung.

• Die horizontale Integration zwischen Strom und Gas

generiert aus dem Zusammenwachsen beider Energie-

träger – insbesondere durch die zunehmend wichtigere

Rolle von Gas in der Stromerzeugung sowie auf der Ver-

triebsstufe – 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 und Chancen eines sich ändernden

europäischen Marktumfeldes zu begegnen.

Darüber hinaus expandiert E.ON gezielt in vielversprechende

neue Wachstumsregionen (zum Beispiel Russland) sowie in

neue Marktsegmente (zum Beispiel Erneuerbare Energie).

Energiepolitisches Umfeld

EuropaIm September 2007 legte die Europäische Kommission ein

drittes Liberalisierungspaket vor. Ziel ist, auf dem europäischen

Strom- und Gasbinnenmarkt mehr Dynamik zu entfalten. Das

Paket enthält weitgehende Strukturmaßnahmen, unter ande-

rem Vorschläge für eine Eigentumsentflechtung des Übertra-

gungs- und Fernleitungsnetzbetriebs von der Erzeugung bzw.

vom Import und vom Vertrieb sowie Vorschläge zur Regulie-

rung des Erzeugungs- und Großhandelsmarktes. Im Oktober

2008 erreichte der Rat der Europäischen Union eine Einigung

über das dritte Liberalisierungspaket, das nun noch abschlie-

ßend im Rahmen der tschechischen Ratspräsidentschaft im

Frühjahr 2009 verabschiedet wird.

Im Dezember 2008 verabschiedete der Europäische Rat das

Energie- und Klimaschutzpaket, das die Kommission im Januar

2008 vorgelegt hatte. Dadurch werden die vom Europäischen

Rat im Frühjahr 2007 festgelegten Klimaschutzziele bis 2020

rechtlich bindend und müssen nun in nationales Recht umge-

setzt werden. Sie umfassen das Gesamtziel zur Reduktion der

Treibhausgasemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber


SchwedenDas von der im September 2006 neu gewählten schwedischen

Regierung beschlossene energiepolitische Programm bis

zum Jahr 2010 umfasst Maßnahmen, die den Schwerpunkt auf

Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und geringe

Emissionen setzen. Ebenso vorgesehen ist der Ausbau der

Erzeugung aus Erneuerbaren Energien und Kapazitätserweite-

rungen bei vorhandenen Kernkraftwerken. Die Zusage der

Regierung für eine Streichung der CO2-Besteuerung wurde

noch nicht realisiert. Die Besteuerung gilt für Kraftwerke, die

am Emissionshandelssystem teilnehmen.

Das Kernenergie-Ausstiegsgesetz wird annulliert, das beste-

hende Neubauverbot aufgehoben. Zum Ersatz bestehender

Kernkraftwerke sollen bis zu zehn Reaktorblöcke an den bis-

herigen Standorten genehmigt werden. Trotz dieser Neube-

wertung der Kernenergie hält die Regierung weiterhin an der

Besteuerung der Kernkraft fest.

Auch bei Erneuerbaren Energien verbessern sich die Rahmen-

bedingungen, insbesondere bei Wind-Offshore, Biogas im

Wärmemarkt und Elektrofahrzeugen.

Im Dezember 2007 hat die Energienetzkommission der Regie-

rung ein neues System für die Regulierung der Stromnetz-

entgelte vorgeschlagen. Ein ähnliches System wurde im Jahr

2008 nun auch für die Regulierung der Gasnetzentgelte vorge-

schlagen. Das bisherige System, das die Netzentgelte jährlich

ex post auf ihre Angemessenheit überprüft, soll durch ein

Ex-ante-Anreizregulierungssystem abgelöst werden. Dies bedeu-

tet, dass die Regulierungsbehörde vor einer mehrjährigen

Regulierungsperiode die zulässigen Netzerlöse für diesen Zeit-

raum vorab festlegt. Die zulässigen Netzerlöse sollen so

berechnet werden, dass die Betriebskosten gedeckt werden

und eine angemessene Rendite auf das eingesetzte Kapital

sichergestellt ist. Dabei basiert das eingesetzte Kapital auf den

tatsächlich vorhandenen Netzanlagen. Die Kommission schlägt

vor, dass das neue System für Strom Anfang 2012 und für Gas

2011 starten soll.

USA/KentuckyMit der Wahl des neuen amerikanischen Präsidenten Obama

gewinnt die Klima- und Energiepolitik an Bedeutung. In den

nächsten zehn Jahren sollen vor allem die Entwicklung saube-

rer und Erneuerbarer Energien gefördert werden. Mit einem

Stimulierungspaket – dem „New Green Deal“ – soll die Förde-

rung Erneuerbarer Energie finanziert werden. Eine Reihe von

Bundesstaaten haben bereits klimapolitische Maßnahmen

ergriffen, zum Beispiel in Form des verpflichtenden Einsatzes

Erneuerbarer Energien. Für das Jahr 2009 werden weitreichende

Anreize für ein Klimaschutzpaket erwartet.

für den Strombereich eine Erhöhung darstellen. Mehrere Para-

meter der Anreizregulierung sind noch nicht abschließend

festgelegt, sodass die Auswirkungen der Anreizregulierung

weiterhin nicht vollständig absehbar sind.

GasnetzzugangSeit Beginn des Gaswirtschaftsjahres zum 1. Oktober 2007

besteht für die Abwicklung des Transportes ausschließlich das

Zweivertragsmodell. Transportkunden schließen nun grund-

sätzlich nur noch jeweils einen Ein- und einen Ausspeisever-

trag ab, um die Endkunden zu erreichen.

Das Zweivertragsmodell wird in den sogenannten Marktgebie-

ten angewendet. Zu Beginn existierten über 20 Marktgebiete

in Deutschland. BNetzA und Politik forderten, diese Zahl deut-

lich zu reduzieren. E.ON Gastransport (EGT) hat die Zahl ihrer

Marktgebiete von vier auf zwei reduziert. Aufgrund der unter-

schiedlichen Gasbeschaffenheiten weist das Transportnetz

der EGT damit ein Marktgebiet für hochkalorisches (H-Gas) und

eines für niedrigkalorisches Gas (L-Gas) auf. 2008 erhöhte die

Bundesnetzagentur den Druck, die bestehenden L-Gas Markt-

gebiete zu einem einzigen Marktgebiet zusammenzulegen.

Es wird davon ausgegangen, dass die Anzahl der Marktgebiete

dann insgesamt unter zehn liegen wird.

Ende Mai 2008 wurde mit dem Festlegungsverfahren der

BNetzA ein neues Konzept zu Ausgleichsleistungs- und Bilan-

zierungsregeln im deutschen Gassektor eingeführt. Die Viel-

zahl der daraus resultierenden Änderungen wurden in die

Kooperationsvereinbarung mit Wirkung zum 1. Oktober 2008

aufgenommen. Die Änderungen des Bilanzierungssystems

sollen ebenfalls in die Novellierung der Gasnetzzugangsver-

ordnung 2009 mit einfließen.

WettbewerbsmaßnahmenE.ON setzt die bereits im Jahr 2006 angestoßene Initiative zur

Wettbewerbsbelebung fort. Dazu gehören der Ausbau der

Netzkuppelstellen, die Veröffentlichung der relevanten Daten

über die verfügbare Kraftwerkskapazität und die Vermarktung

von Kraftwerkskapazität über die Strombörse EEX.

GroßbritannienDie britische Regierung hat im Mai 2007 ein umfassendes

Energie- und Klimaschutzprogramm, das sogenannte „Energy

White Paper“ verabschiedet. Darin enthalten sind Maßnahmen

zur Verbesserung des Klimaschutzes und der Versorgungs-

sicherheit sowie zur Gewährleistung einer kostengünstigen

Energieversorgung. Im Jahr 2008 wurde die Umsetzung der

Ziele durch Gesetze konkretisiert. Hierzu zählen unter anderem

Gesetze zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen, Vor-

gaben für den Bau von Kraftwerken und Netzinfrastruktur.

10

Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die wirtschaftliche Entwicklung des Jahres 2008 wurde von

einem beginnenden weltweiten konjunkturellen Abschwung,

der eskalierenden Finanzkrise und sich gegenseitig verstär-

kenden Wechselwirkungen beider Phänomene geprägt. Nach

Schätzungen des deutschen Sachverständigenrates zur Begut-

achtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (SVR) lag das

reale Weltwirtschaftswachstum 2008 mit 2,8 Prozent bereits

deutlich unter dem Vorjahresniveau von 3,7 Prozent. Während

es bis zur Mitte des Jahres 2008 noch eine globale Rohstoff-

preisinflation gab, war parallel eine Deflation der Vermögens-

werte zu beobachten. Mit dem Übergreifen der realwirt-

schaftlichen Krise auf Schwellenländer sanken aufgrund des

erwarteten Rückgangs der Nachfrage global auch die Roh-

stoffpreise, wie zum Beispiel beim Öl, drastisch.

Während die wirtschaftliche Abschwächung innerhalb der USA

zunächst noch etwas schwächer ausfiel, waren die nega tiven

Auswirkungen in der EU schneller und stärker als erwartet

sichtbar. Die wirtschaftliche Entwicklung in der EU wie auch

im Euro-Raum hat sich 2008 deutlich abgekühlt. Bei allen

Komponenten des Wachstums innerhalb der EU zeigte sich

die Abkühlung deutlich in Form geringerer Zuwachsraten.

Gesunkene Immobiliennachfrage und globale Nachfrage-

schwäche trübten insbesondere das konjunkturelle Bild

in Großbritannien ein. Sowohl die nordischen Länder als auch

die südlichen Volkswirtschaften wie Spanien und besonders

Italien erlebten 2008 einen teilweise drastischen Einbruch

des Wachstums des Bruttoinlandsprodukts (BIP), das in Italien

im Vorjahresvergleich sogar leicht sank.

Die Beitrittsländer der EU profitierten bei aller Heterogenität

in der jeweiligen Entwicklung laut SVR von der starken Binnen-

nachfrage, sodass sich dort nur eine leichte Eintrübung auf-

grund der in der übrigen EU sich beschleunigt fortsetzenden

Krise einstellte. Während Russland in der ersten Jahreshälfte

2008 noch von den hohen Exporteinnahmen seiner Rohstoffe

profitierte, belasteten die Finanzmarktkrise und die einbre-

chenden Ölpreise die russische Wirtschaft im zweiten Halb-

jahr. Im Vergleich zu anderen osteuropäischen Ländern wuchs

die russische Wirtschaft aber dank der Exporteinnahmen

noch überdurchschnittlich.

Die Entgeltregulierung in den Vereinigten Staaten variiert stark

zwischen einzelnen Bundesstaaten. Etwa zwei Drittel der Bun-

desstaaten, einschließlich Kentucky, orientieren sich nach wie

vor an traditionellen kostenbasierten Regulierungsmodellen.

Neue MärkteDer russische Strommarkt befindet sich in vielfältiger Weise

im Umbruch. Dies betrifft zuallererst den fortschreitenden

Liberalisierungsprozess, der trotz der Finanzkrise entsprechend

den offiziellen Zusagen vorangetrieben wird. Der Erzeugungs-

markt war im Juli 2008 bereits zu 25 Prozent liberalisiert. Im

Jahr 2009 ist eine weitere Marktöffnung von bis zu 50 Prozent

zu erwarten. Unsicherheiten verbleiben jedoch im Hinblick auf

die konkrete Ausgestaltung des Marktes. Ferner sind derzeit

die Auswirkungen der Finanzmarktkrise auf die russische Real-

wirtschaft nicht abschließend abschätzbar.

Der italienische Energiemarkt steht unter einem erheblichen

politischen Einfluss. Hierduch kommt es zu einer Änderung

von Marktregeln, wodurch die Unsicherheit für Marktteilneh-

mer erhöht wird. Im Sommer 2008 wurde eine „Robin-Hood-

Steuer“ eingeführt, eine Sondergewinnsteuer vor allem für

Erdölgesellschaften und Banken. Mit den Einnahmen werden

einkommensschwache Bürger mit bis zu 400 € im Jahr beim

Kauf unter anderem von Strom und Gas unterstützt. Im Januar

2009 wurde darüber hinaus eine sogenannte „Anti-Krisen-

Verordnung“ erlassen, die zum Ziel hat, die Großhandelspreise

für Strom drastisch zu senken. Ob dieses Ziel tatsächlich

erreicht wird, ist äußerst fraglich. Die Verordnung bewirkt im

Gegenteil eine kurzfristige und grundsätzliche Veränderung

des italienischen Stromgroßhandelsmarktes, die zu Risiken

in der Stromvermarktung führen kann. Darüber hinaus werden

dem Wirtschaftsministerium und Regulierer weitreichende

Eingriffsbefugnisse ermöglicht.

Nach mehr als zehn Boomjahren und stets steigender Nach-

frage steht auch der spanische Energiemarkt vor einem

Umbruch. So wird allgemein mit sinkenden Einnahmen der

Energieunternehmen gerechnet, was zum einen durch die

Wirtschaftskrise verursacht wird und zum anderen durch die

Unsicherheit darüber, ob sich die tatsächlichen Erzeugungs-

kosten in höheren Endkundenpreisen niederschlagen dürfen.

Darüber hinaus besteht das Risiko, dass die Energieunter-

nehmen an dem sogenannten Stromdefizit von derzeit circa

19 Mrd € beteiligt werden. Dieses Defizit entstand durch die

politisch motivierte Regulierung von Endkundenpreisen, die

nicht den reellen, höheren Marktpreisen entsprach. In der

Vergangenheit bilanzierten die Energiekonzerne dieses Defi-

zit als Forderung. Nun stellt die spanische Regierung diese

Forderungen infrage und verlangt von den Energieunterneh-

men Zugeständnisse.

Geschäft und Rahmenbedingungen


Vorjahresniveau. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am

Primärenergieverbrauch erhöhte sich leicht auf 7,4 Prozent

im Jahr 2008 gegenüber 7,0 Prozent im Vorjahr.

Die Bruttostromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland

stieg im Jahr 2008 geringfügig auf 639,1 Mrd kWh (Vorjahr:

637,6 Mrd kWh). Während die Stromerzeugung aus Kernenergie,

Erdgas und Erneuerbaren Energien zunahm, sanken die

Anteile von Steinkohle und Braunkohle an der Erzeugung.

Der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland lag im

Jahr 2008 bei 315 Mrd kWh (Vorjahr: 338 Mrd kWh). Im ersten

Halbjahr war der Verbrauch zwar witterungsbedingt höher, in

der zweiten Jahreshälfte ging die Nachfrage durch den kühlen

Sommer, die hohen Energiepreise und den beginnenden wirt-

schaftlichen Abschwung zurück. Der Gasverbrauch nahm trotz

einer leicht rückläufigen Nachfrage der Haushalte infolge der

hohen Preise von 1.053 Mrd kWh im Jahr 2007 auf 1.097 Mrd kWh

zu. Dies wurde im Wesentlichen durch einen größeren Ver-

brauch in Gaskraftwerken wegen Betriebsunterbrechungen

von Kernkraftwerken verursacht.

Primärenergieverbrauch 2008 in Deutschland

Anteile in % 2008 2007

Mineralöl 34,7 33,4

Erdgas 22,1 22,6

Steinkohle 13,1 14,3

Braunkohle 11,1 11,6

Kernenergie 11,6 11,1

Erneuerbare Energien 7,4 7,0

Insgesamt 100,0 100,0

Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen)

Bruttostromerzeugung 2008 in Deutschland

Anteile in % insgesamt 639,1 Mrd kWh

23,3 Kernenergie

23,5 Braunkohle

20,1 Steinkohle

13,0 Erdgas

1,6 Mineralöl

4,2 Wasserkraft

6,3 Windkraft

8,0 Sonstige

Quelle: BDEW (vorläufige Zahlen)

Die deutsche Volkswirtschaft wurde von der Finanzmarkt-

krise und der beginnenden realwirtschaftlichen Krise in den

Exportländern nach einem sehr kräftigen Zuwachs des BIP

im ersten Quartal 2008 im Laufe des weiteren Jahres beson-

ders hart getroffen.

Branchensituation

Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ist im Jahr 2008

wegen der im Vergleich zum Vorjahr kühleren Temperaturen

und trotz hoher Energiepreise um 1 Prozent auf 478 Mio t

Steinkohleeinheiten (SKE) gestiegen. Der Mineralölverbrauch

profitierte am stärksten und stieg um rund 5 Prozent auf

166 Mio t SKE. Mit einem Anteil von über 34,7 Prozent blieb

Mineralöl der mit Abstand wichtigste Energieträger. Der

Erdgasverbrauch sank um 1 Prozent auf 105,5 Mio t SKE. Ver-

antwortlich dafür war der rückläufige Verbrauch der Indus-

trie, insbesondere aufgrund der Abschwächung der industri-

ellen Konjunktur im vierten Quartal 2008. Der Verbrauch von

Steinkohle sank durch die niedrigere Nachfrage der Elektri-

zitätswirtschaft und der Stahlindustrie um mehr als 7 Prozent

auf 62,5 Mio t SKE. Der Braunkohleverbrauch ging wegen

geringerer Verfügbarkeit der Kraftwerke um rund 4 Prozent

auf 53,0 Mio t SKE zurück. Die Stromerzeugung aus Kern-

energie stieg aufgrund höherer Verfügbarkeit der Kraftwerke

um 5,9 Prozent auf 55,4 Mio t SKE. Der Beitrag der Strom-

erzeugung aus Wasserkraft und Windenergie stagnierte auf

Deutschland

Frankreich

Italien

Spanien

Euro-Raum

Schweden

Groß-britannien

EU-18

EU-27

USA

Japan

Quelle: Sachverständigenrat, November 2008, Statistisches Bundesamt

0,8

-0,1

1,0

1,2

1,2

1,0

1,2

1,4

1,5

0,7

0 1,0 2,0

1,3

Entwicklung des realen Bruttoinlandsprodukts 2008

Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %


Energiepreisentwicklung

Im Jahr 2008 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa und

Russland von drei wesentlichen Faktoren beeinflusst:

• den internationalen Rohstoffpreisen, insbesondere für

Öl, Kohle und CO2-Zertifikate, die durch die allgemeine

wirtschaftliche Entwicklung geprägt sind,

• den Wetterbedingungen und

• der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien, Spanien

und Russland.

Auf den meisten Strom- und Gasmärkten in Europa folgten

die Preise bis Juni dem weltweiten Aufwärtstrend der Rohstoff-

und CO2-Zertifikatepreise. Nach den Höchstständen fielen

die Rohstoff- und CO2-Zertifikatepreise in der zweiten Jahres-

hälfte – insbesondere infolge der allgemeinen weltweiten

Finanz- und Wirtschaftskrise – stark. Die Öl- und Kohlepreise

beispielsweise sanken auf die Hälfte ihres Allzeithochs.

Infolge der Preisentwicklung für Brennstoffe und CO2-Zertifi-

kate stiegen in Deutschland die Baseload-Strompreise für

das Jahr 2009. Ausgehend von rund 62 € pro MWh Anfang des

Jahres erreichte der Strompreis im Juni neue Höchststände

mit rund 90 € pro MWh, gefolgt von fallenden Preisen bis

Ende 2008. Am Ende des Jahres notierte der Strompreis in

Deutschland bei rund 56 € pro MWh.

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

UK Baseload Nordpool Baseload Spanien2)

€/MWh1) US Baseload EEX Baseload

110

100

90

80

70

60

50

40

30

1. 1. 07 1. 4. 07 1. 7. 07 1. 10. 07 1. 1. 08 1. 4. 08 1. 7. 08 1. 10. 08

1) für Lieferungen im Folgejahr2) fortlaufender Durchschnitt von 14 Handelstagen

In den nordeuropäischen Ländern wurden im Jahr 2008 rund

5 Mrd kWh weniger Strom verbraucht als im entsprechenden

Vorjahreszeitraum. Der Verbrauch ging aufgrund der vergleichs-

weise hohen Temperaturen zurück. Netto-Stromimporten

aus den umliegenden Ländern von 2,7 Mrd kWh im Jahr 2007

standen im Jahr 2008 Netto-Stromexporte von 1,4 Mrd kWh

gegenüber. Der Netto-Stromexport nach Deutschland stieg auf

9,7 Mrd kWh im Vergleich zu 7,3 Mrd kWh im Vorjahr.

Der Stromverbrauch im Mittleren Westen der USA ist im Jahr

2008 um rund 1 Prozent gesunken. Dies ist auf die gesunkene

Nachfrage aufgrund der wirtschaftlichen Entwicklung zurück-

zuführen. Der Gasverbrauch nahm im gleichen Zeitraum um

rund 1 Prozent zu. Hierfür waren vergleichsweise geringere

Temperaturen als im Vorjahr verantwortlich.

Die Stromerzeugung nahm in Russland im Vergleich zum Vor-

jahr um 2,4 Prozent auf 1.036 Mrd kWh im Jahr 2008 zu. Der

Anstieg wurde durch den wirtschaftlichen Abschwung im vier-

ten Quartal infolge der Finanzmarktkrise abgeschwächt. Der

größte Anteil der russischen Stromerzeugung entfällt auf

Gaskraftwerke. Erdgas ist in Russland weiterhin mit einem

Anteil von 50 Prozent der zentrale Primärenergieträger in der

gesamten Energiewirtschaft. Die Gaserzeugung Russlands

stieg auf 665 Mrd m³, ein Anstieg gegenüber 2007 um 11 Mrd m³.

Die Erdölerzeugung ging aufgrund der weltweiten Finanz-

marktkrise leicht auf 488 Mio t zurück.

Im Jahr 2008 lag der Stromverbrauch in Italien bei 336,5 Mrd kWh

(Vorjahr: 339,9 Mrd kWh). Die weltweite Finanzmarkt- und

Wirtschaftskrise wirkte sich zum Jahresende auch in Italien

auf die Nachfrage der Industrie aus. Rückgänge wurden aber

teilweise durch den kalten Winter ausgeglichen.

Der Stromverbrauch auf dem spanischen Festland lag mit

264 Mrd kWh 0,9 Prozent über dem Vorjahreswert. Dagegen

stieg der Gasverbrauch um 9,9 Prozent auf 449 Mrd kWh auf-

grund einer gestiegenen Nachfrage im Kraftwerksbereich.

Dies war auf eine geringe Verfügbarkeit von Wasserkraft und

rückläufige Erzeugungsmengen aus Öl und Kohle zurückzu-

führen. Im Hinblick auf die Gesamterzeugung wurden in Spa-

nien 2008 rund 3,6 GW an neuer Gaskraftwerkskapazität in

Betrieb genommen.


In den USA folgten die Strompreise ebenfalls der Entwick-

lung der Erdgaspreise. Nach einem Anstieg bis Mitte des Jah-

res fielen die Strompreise in der zweiten Jahreshälfte und

notierten rund 20 Prozent unter dem Jahresanfangsniveau.

Die Strompreise auf dem russischen Markt unterliegen den

besonderen russischen Marktbedingungen. Sie sind aber

teilweise auch durch die weltweite Wirtschaftskrise und die

Rohstoffpreise beeinflusst. Der Strommarkt in Russland ist

derzeit noch überwiegend reguliert, befindet sich jedoch bis

2011 in einem Prozess der schrittweisen Liberalisierung. Im

ersten Halbjahr 2008 betrug der Anteil des nicht regulierten

Strommarktes 15 Prozent, im zweiten Halbjahr 25 Prozent.

Der russische Strommarkt gliedert sich in zwei Preiszonen

(Europa/Ural und Sibirien) und in einen Strom- und einen

Kapazitätsmarkt. Innerhalb der Preiszonen wurde für den libe-

ralisierten Anteil der Stromproduktion ein kurzfristiger Markt

für die Stromlieferung am Folgetag eingerichtet. Dieser Markt

umfasst ausschließlich den Preis für die verkaufte Energie,

nicht für die eingesetzte Kapazität. Die Preisentwicklung im

Jahr 2008 wurde maßgeblich beeinflusst durch die gestie-

genen Kosten vor allem für Öl, Gas und Kohle. Der Anstieg des

Gaspreises beruht weitgehend auf der staatlich vorgegebe-

nen Anhebung des derzeit sehr niedrigen Inlandsgaspreises

auf das Weltmarktniveau. Weitere Einflussfaktoren waren

niedrige Wasserstände in Sibirien und daraufhin zurückge-

hende Leistung der Wasserkraftwerke und ein deutlicher

Verbrauchsrückgang im vierten Quartal aufgrund der Wirt-

schaftskrise und des milden Winters. Der Energiepreis im

Kurzfristhandel lag durchschnittlich bei 604 Rubel pro MWh

(circa 16 €) in der Preiszone Europa/Ural sowie bei 528 Rubel

pro MWh (circa 15 €) in der Preiszone Sibirien.

Preisentwicklung für CO2-Zertifikate in Europa

€/t CO2-Zertifikate Phase 2 CO2-Zertifikate Phase 1

25

20

15

10

5

1. 1. 07 1. 4. 07 1. 7. 07 1. 10. 07 1. 1. 08 1. 4. 08 1. 7. 08 1. 10. 08

Auch die Strompreise in Skandinavien wurden von den Ent-

wicklungen der Brennstoffpreise beeinflusst, allerdings hat

die hohe Verfügbarkeit von Wasserkraft zur Stromerzeugung

den Anstieg im ersten Halbjahr gedämpft und den Preis-

rückgang der Brennstoffe im zweiten Halbjahr verstärkt. Die

Wasserstände in den Reservoirs lagen in den ersten beiden

Quartalen 2008 über dem normalen Niveau, anschließend

bewegten sich die Stände unter Normalniveau. Nach einer

starken Zunahme vor allem im zweiten Quartal aufgrund

steigender Brennstoffpreise fielen die Strompreise bis Ende

des Jahres auf rund 39 € pro MWh und lagen damit rund ein

Viertel unter dem Jahresanfangswert.

In Großbritannien folgten die Strompreise der Preisentwick-

lung für Kohle, Erdgas und CO2-Zertifikate. Nach einem starken

Anstieg im ersten Halbjahr erreichten sie im Juli einen neuen

Höchststand, gaben jedoch wieder erheblich nach und notier-

ten Ende Dezember auf dem Niveau von Anfang des Jahres.

Die Großhandelsmärkte in Italien und Spanien sind noch nicht

im vergleichbaren Umfang liquide wie in Nordwesteuropa.

Die angegebenen spanischen Preise für Lieferung von Base-

load im folgenden Jahr haben deshalb nicht dieselbe Aus-

sagekraft. Die Preisentwicklung in Spanien war vergleichbar

mit den nordwesteuropäischen Preisen und folgte insbeson-

dere den Öl- und Kohlepreisen. Von rund 56 € pro MWh zu

Jahresbeginn stiegen die Preise bis zu 75 € Anfang Juli. Auf-

grund der Wirtschaftskrise und der dadurch ausgelösten

fallenden Rohstoffpreise fielen die Strompreise anschließend

wieder auf 51 € am Jahresende. In Italien ist allein der Kurz-

fristhandel für Lieferungen am nächsten Tag ausreichend

liquide und aussagekräftig. Der italienische Strompreis war

maßgeblich geprägt durch die Preisentwicklung von Gas

und Öl. Auch hier sanken die Preise zum Jahresende aufgrund

des wirtschaftlichen Abschwungs auf das Niveau des Jahres-

anfangs. Der Durchschnittspreis für Baseload-Lieferungen am

nächsten Tag lag bei rund 87 € pro MWh.


Die zurechenbare Kraftwerksleistung von Nordic lag bei

7.229 MW (Vorjahr: 7.407 MW). Hierbei ist die Abgabe von Kraft-

werken am 31. Dezember 2008 mit einer Leistung von ins-

gesamt 972 MW im Rahmen der Vereinbarung zwischen E.ON

und Statkraft noch nicht berücksichtigt. Die Veränderung

gegenüber dem Vorjahr resultiert unter anderem aus der Über-

tragung von Kapazitäten auf Climate & Renewables.

Ende 2008 lag die zurechenbare Kraftwerksleistung von

US-Midwest mit 7.507 MW leicht unter dem Vorjahresniveau

von 7.519 MW.

Im Segment Neue Märkte weisen wir eine zurechenbare

Kraftwerksleistung von 20.551 MW aus. Auf Climate & Rene-

wables entfallen 1.979 MW, auf Russia 8.264 MW, 7.026 MW

auf Italy und 3.282 MW auf Spain.

In der Market Unit Italy wurde der Kraftwerkspark im Jahr

2008 mit der Inbetriebnahme des 800-MW-Gas- und Dampf-

kraftwerks Livorno Ferraris (E.ON-Anteil: 600 MW) erweitert.

Bei Spain wurden mit dem Erwerb der Aktivitäten von Enel,

Acciona und Endesa die Kraftwerke Los Barrios und Tarragona

mit 567 MW bzw. 395 MW übernommen.

Zurechenbare Kraftwerksleistung

Die zurechenbare Kraftwerksleistung im E.ON-Konzern nahm

im Vergleich zum Jahresende 2007 im Wesentlichen durch den

Erwerb neuer Aktivitäten um 19 Prozent auf 74.366 MW zu.

Die Market Unit Central Europe verfügt über eine zurechen-

bare Kraftwerksleistung von insgesamt 28.749 MW (Vorjahr:

28.479 MW).

Bei UK ist der Rückgang der zurechenbaren Leistung von

10.581 MW im Vorjahr auf 10.330 MW auf die Übertragung der

Windparks (201 MW) auf die Market Unit Climate & Rene-

wables und auf den Verkauf des Wasserkraftwerks Rheidol

(50 MW) zurückzuführen. Die Veräußerung war Bestandteil

der Vereinbarung zwischen E.ON und Statkraft zur Über-

nahme von Statkrafts Minderheitsanteilen an E.ON Sverige.

Monatsdurchschnitts-preise

Rohöl Brent Frontmonat US-$/bbl Deutscher Erdgasimportpreis €/MWh US Gas Frontmonat €/MWh NBP Frontmonat €/MWh TTF Frontmonat €/MWh NCG Frontmonat (EEX) €/MWh

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

€/MWh

60

50

40

30

20

$/bbl

120

100

80

60

40

1. 1. 07 1. 4. 07 1. 7. 07 1. 10. 07 1. 1. 08 1. 4. 08 1. 7. 08 1. 10. 08

Die Preise für CO2-Zertifikate im europaweiten Handelssys-

tem EU-ETS waren maßgeblich geprägt durch die Rohstoff-

preise. Sie bewegten sich bis Ende Juni auf rund 29 €/t und

sanken – verstärkt durch den wirtschaftlichen Abschwung –

bis zum Ende des Jahres auf ein Niveau von rund 16 €/t ab.

Sie notierten damit rund ein Drittel unter den Januarwerten.


Die Market Unit UK erzeugte mit 40,4 Mrd kWh rund 2 Pro-

zent weniger Strom in eigenen Kraftwerken als im Vorjahr

(41,2 Mrd kWh). Durch neue Richtlinien zur Stromerzeugung in

konventionellen Kraftwerken, die im Jahr 2008 in Kraft traten,

wurde deutlich mehr Strom mit Gas als mit Kohle erzeugt.

Im Vergleich zum Vorjahr erzeugte Nordic 1,9 Mrd kWh

weniger Strom in eigenen Kraftwerken. Die Erzeugung aus

Wasserkraft lag im Jahr 2008 unter dem Vorjahresniveau,

weil der Zufluss in die Wasserspeicher im Vorjahr größer war.

Aus Kernenergie wurde etwas weniger Strom erzeugt als

im Vorjahr. Der Strombezug von Fremden sank insbesondere

infolge der Übertragung der Handelsaktivitäten auf E.ON

Energy Trading.

Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung

in % insgesamt 317,6 Mrd kWh

24 Kernenergie

6 Braunkohle

33 Steinkohle

27 Erdgas

7 Wasserkraft

1 Windkraft

2 Sonstige

Strom- und Gasbeschaffung

Im Jahr 2008 haben wir mehr als 8 Prozent der Stromeigen-

erzeugung von 317,6 Mrd kWh aus Erneuerbaren Energien

gewonnen.

Bei Central Europe sind der Rückgang der Eigenerzeugungs-

quote von 41 Prozent im Vorjahr auf 35 Prozent im Jahr 2008

und der Anstieg des Fremdbezugs überwiegend auf die neue

Organisationsstruktur im E.ON-Konzern zurückzuführen. Der

Bezug von Fremden beinhaltet auch die Beschaffung von der

neuen Market Unit Energy Trading.

Zurechenbare Kraftwerksleistung

MW 2008 2007 +/- %

Kernenergie 8.548 8.548 –

Braunkohle 1.314 1.314 –

Steinkohle 7.475 7.466 –

Erdgas 3.269 4.219 -23

Öl 1.145 1.145 –

Wasserkraft 2.811 3.153 -11

Windkraft 192 192 –

Sonstige 289 214 +35

Inland 25.043 26.251 -5

Kernenergie 2.593 2.622 -1

Braunkohle 1.412 1.412 –

Steinkohle 15.232 11.290 +35

Erdgas 18.683 13.561 +38

Öl 2.509 1.300 +93

Wasserkraft 4.509 2.828 +59

Windkraft 1.715 8 –

Sonstige 2.670 2.978 -10

Ausland 49.323 35.999 +37

E.ON-Konzern 74.366 62.250 +19


Gesamtaufkommen. Aus den Niederlanden wurden rund

17 Prozent bezogen, der Anteil Großbritanniens lag bei rund

6 Prozent und aus Dänemark kamen rund 4 Prozent. Aus

inländischer Förderung stammten 18 Prozent des Aufkommens.

Die Gasproduktion von Pan-European Gas lag im Geschäfts-

jahr 2008 mit 1,4 Mrd m³ um rund 76 Prozent über dem

Vorjahreswert. Der Anstieg ist zu einem großen Teil auf die auf-

genommene Gasproduktion im Feld Njord zurückzuführen.

Auch die Felder Merganser, Johnston und Caister trugen zu der

höheren Gasproduktion bei. Die Produktion von Öl und

Kondensaten stieg – ebenfalls durch die gute Entwicklung des

Njord-Feldes – um etwa 18 Prozent auf rund 6 Mio Barrel.

Upstream-Produktion

2008 2007 +/- %

Liquids/Öl (in Mio Barrel) 5,9 5,0 +18

Gas (in Mio Standard-m3) 1.360 771 +76

Summe

(in Mio Barrel Öläquivalent) 14,4 9,8 +47

Im Segment Neue Märkte wurden 75,2 Mrd kWh Strom in

eigenen Kraftwerken erzeugt. Hiervon entfielen

• 3,2 Mrd kWh auf Climate & Renewables,

• 56,7 Mrd kWh auf Russia,

• 11,4 Mrd kWh auf Italy und

• 3,9 Mrd kWh auf Spain.

Bei US-Midwest nahm die Stromerzeugung in eigenen Kraft-

werken leicht auf 35,4 Mrd kWh zu. Damit wurden rund

92 Prozent des Strombedarfs von 38,3 Mrd kWh erzeugt, von

Fremden bezog die Market Unit wie im Vorjahr 2,9 Mrd kWh

Strom.

Climate & Renewables erzeugt 92 Prozent der Eigenerzeugung

mit Windkraftanlagen. Die verbleibenden Mengen stammen

aus Biomasse und kleinsten Wasserkraftwerken.

Russia hat mit ihren eigenen Kraftwerken rund 94 Prozent

des Gesamtbedarfs von 60,5 Mrd kWh im Jahr 2008 erzeugt.

Die Market Unit Italy erzeugte im Jahr 2008 circa 45 Prozent des

Strombedarfs von 25,3 Mrd kWh in ihren eigenen Kraftwerken.

Wie bei UK bewirkten die neuen Richtlinien zur Stromerzeu-

gung in konventionellen Kraftwerken auch bei Spain, dass

deutlich mehr Strom mit Gas als mit Kohle erzeugt wurde.

Die Erdgas-Bezugsquellen und ihr Anteil am Gesamterdgas-

bezug von E.ON Ruhrgas haben sich 2008 im Vergleich zum

Vorjahr nur geringfügig verändert. Insgesamt bezog E.ON

Ruhrgas rund 680 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen

Produzenten. Dies sind rund 2,6 Prozent weniger als im Vor-

jahr. Wichtigste Lieferländer waren wiederum Russland und

Norwegen mit einem Anteil von jeweils rund 26 Prozent am

Strombeschaffung

in Mrd kWh

Central Europe UK Nordic US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Konsolidierung E.ON-Konzern

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

Eigenerzeugung 138,3 134,6 40,4 41,2 28,3 30,2 35,4 35,2 – – 75,2 15,9 – – 317,6 257,1

Bezug 251,4 192,6 52,5 36,7 28,3 15,3 2,9 2,9 347,2 – 21,4 0,9 -385,8 – 317,9 248,4Gemeinschafts-

kraftwerke 4,5 8,3 1,4 1,2 9,5 9,8 – – – – – – – – 15,4 19,3

Energy Trading/

Fremde 246,9 184,3 51,1 35,5 18,8 5,5 2,9 2,9 347,2 – 21,4 0,9 -385,8 – 302,5 229,1

Summe 389,7 327,2 92,9 77,9 56,6 45,5 38,3 38,1 347,2 – 96,6 16,8 -385,8 – 635,5 505,5

Eigenverbrauch, Netzverlust etc. -13,5 -13,5 -0,1 -0,1 -1,9 -2,1 -1,9 -2,2 – – -3,5 -0,6 – – -20,9 -18,5

Stromabsatz 376,2 313,7 92,8 77,8 54,7 43,4 36,4 35,9 347,2 – 93,1 16,2 -358,8 – 614,6 487,0


Im Beschaffungs- und Absatzprozess für den E.ON-Konzern

handelte Energy Trading konzernextern die folgenden finan-

ziellen und physischen Mengen im Jahr 2008:

Strom- und Gasabsatz

Im Jahr 2008 stieg der konsolidierte Stromabsatz im E.ON-

Konzern von 487 Mrd kWh im Vorjahr auf rund 615 Mrd kWh.

Der Zuwachs bei Central Europe, UK und Nordic war im

Wesentlichen auf die Zuordnung der Handelsaktivitäten auf

die neue Market Unit Energy Trading zurückzuführen. Lieferun-

gen an die jeweiligen Handelsbereiche dieser Market Units

im Jahr 2007 waren Innenabsätze.

Der Stromabsatz der Market Unit Central Europe erhöhte sich

um 62,5 Mrd kWh auf 376,2 Mrd kWh. Der Anstieg war im

Wesentlichen auf die Zuordnung von Aktivitäten auf die neuen

Market Units im E.ON-Konzern zurückzuführen. Lieferungen

Handelsvolumen

2008

Strom (Mrd kWh) 878,47

Gas (Mrd kWh) 937,78

CO2-Rechte (Mio t) 103,06

Öl (Mio t) 45,96

Kohle (Mio t) 107,15

an diese umgegliederten Unternehmensteile (insbesondere

an E.ON Energy Trading) waren in der alten Struktur als

Innenabsätze der Market Unit Central Europe zu eliminieren.

Bei UK nahm der Stromabsatz an Haushalts- und kleinere

Geschäftskunden leicht ab. Gründe waren die Witterung,

Veränderungen in der Kundenstruktur und verändertes Ver-

braucherverhalten. Der Absatz von Strom an Industrie- und

Gewerbekunden nahm durch Veränderungen in der Kunden-

struktur zu. Ende 2008 machten sich aber erste Auswirkungen

der wirtschaftlichen Abschwächung bemerkbar.

Berücksichtigt man nur die Nettoabsätze an Energy Trading,

hat Nordic im Jahr 2008 mit 37,6 Mrd kWh weniger Strom

verkauft als im Vorjahr (43,4 Mrd kWh inklusive Nettoabsatz

an die Strombörse Nordpool). Gründe hierfür sind vor allem

die geringeren Nettoabsätze an E.ON Energy Trading und der

höhere Wettbewerbsdruck im Bereich Geschäftskunden.

Der Stromabsatz von US-Midwest lag 2008 leicht über dem

vergleichbaren Vorjahreswert. Dies ist vor allem auf den

Verkauf größerer Mengen außerhalb des eigenen Versorgungs-

gebiets zurückzuführen, obwohl der Absatz im Endkunden-

geschäft abnahm.

Stromabsatz

in Mrd kWh

Central Europe UK Nordic US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Konsolidierung E.ON-Konzern

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

Privat- und kleinere Geschäftskunden 46,8 44,1 32,5 34,2 6,6 6,1 33,3 34,3 – – 16,5 4,8 – – 135,7 123,5

Industrie und Geschäftskunden 82,0 83,7 18,6 18,4 10,6 12,0 – – – – 31,8 7,8 – – 143,0 121,9

Vertriebspartner 101,7 105,8 – – 7,2 7,3 – – – – 6,5 – – – 115,4 113,1

Großhandelsmarkt/Energy Trading 145,7 80,1 41,7 25,2 30,3 18,0 3,1 1,6 347,2 – 38,3 3,6 -385,8 – 220,5 128,5

Summe 376,2 313,7 92,8 77,8 54,7 43,4 36,4 35,9 347,2 – 93,1 16,2 -385,8 – 614,6 487,0


Ein Rückgang beim Gasabsatz von Central Europe aus der

Abgabe von Gasaktivitäten an die neuen Market Units im

E.ON-Konzern (-13 Mrd kWh) konnte im Wesentlichen durch

das Neugeschäft in Frankreich kompensiert werden.

E.ON Ruhrgas setzte im Geschäftsjahr 687 Mrd kWh Gas ab.

Damit wurde der Vorjahreswert von 713 Mrd kWh um

26 Mrd kWh oder rund 4 Prozent unterschritten. Rückgänge

waren bei inländischen Weiterverteilern zu verzeichnen.

Insgesamt entfielen rund 38 Prozent des Absatzes auf Fern-

gasgesellschaften, rund 24 Prozent auf Ortsgasunternehmen

und gut 13 Prozent auf Industriekunden.

Der Absatz im Ausland lag leicht unter dem Vorjahreswert.

Rückläufig wirkende Effekte, wie die Ausgliederung des Kurz-

fristhandelsgeschäftes in den Niederlanden und rückläufige

Lieferungen an E.ON UK, glichen sich mit absatzerhöhenden

Effekten, wie zum Beispiel der Übernahme von Verträgen

in Italien oder LNG-Lieferverträgen in Spanien, nahezu aus.

Der starke Anstieg des Innenabsatzes der E.ON Ruhrgas AG

geht im Wesentlichen auf die Übertragung von Verträgen mit

fremden Dritten in Frankreich und Italien auf andere E.ON-

Konzerngesellschaften zurück, für die E.ON Ruhrgas jetzt

konzernintern als Vorlieferant auftritt. Außerdem werden die

Handelsmengen der E.ON Ruhrgas an E.ON Energy Trading

zur Vermarktung übergeben. Diese Geschäfte waren im Jahr

2007 Bestandteil des Außenabsatzes der E.ON Ruhrgas AG.

Der Gasabsatz der Mehrheitsbeteiligungen im Segment

Downstream-Beteiligungen von Pan-European Gas lag mit

191,5 Mrd kWh unter dem Vorjahresniveau von 197,5 Mrd kWh.

Die aufgrund der Übertragung auf die Market Unit Italy nicht

mehr in den Absatzzahlen enthaltenen Mengen von Unter-

nehmen der Thüga Italia wurden durch Absatzzuwächse bei

E.ON Földgáz Trade teilweise kompensiert.

Im Segment Neue Märkte wurden 93,1 Mrd kWh Strom abge-

setzt. Hiervon entfielen

• 4,7 Mrd kWh auf Climate & Renewables,

• 58,3 Mrd kWh auf Russia,

• 24,7 Mrd kWh auf Italy und

• 5,4 Mrd kWh auf Spain.

Die Market Unit Climate & Renewables verkaufte Strom aus-

schließlich in unregulierten Märkten.

Die Market Unit Russia setzte den Strom am Großhandels-

markt ab. Hierbei profitierte sie von dem niedrigen Wasser-

niveau in Sibirien. Die daraus resultierende verminderte

Erzeugung aus Wasserkraftwerken konnte durch Kraftwerke

der Market Unit Russia substituiert werden.

Der Stromabsatz von Italy verteilte sich auf Industrie- und

Geschäftskunden (4,8 Mrd kWh), Vertriebspartner (6,3 Mrd kWh)

und den Großhandelsmarkt (13,6 Mrd kWh).

In der Market Unit Spain wird der größte Teil der Erzeugung

am Großhandelsmarkt und an große Industriekunden ver-

kauft. Ferner bedient die Market Unit Privatverbraucher und

kleine Endverbraucher im regulierten Endkundenmarkt.

Der konsolidierte Gasabsatz lag im Berichtszeitraum um rund

132 Mrd kWh über dem Vorjahresniveau.

Gasabsatz

in Mrd kWh 2008 2007 +/- %

1. Quartal 227,4 213,4 +7

2. Quartal 152,3 131,1 +16

3. Quartal 122,9 137,2 -10

4. Quartal 184,4 231,1 -20

Gesamtabsatz E.ON Ruhrgas AG 687,0 712,8 -4

Konzerninterner Absatz 210,1 120,2 +75

Außenabsatz E.ON Ruhrgas AG 476,9 592,6 -20

Downstream-Beteiligungen 191,5 197,5 -3

Pan-European Gas 668,4 790,1 -15

Übrige Market Units 555,6 302,2 –

E.ON-Konzern 1.224,0 1.092,3 +12


Der Gasabsatz an Haushalts- und kleinere Geschäftskunden

nahm bei UK leicht zu. Gründe waren die Witterung, Verände-

rungen in der Kundenstruktur und verändertes Verbraucher-

verhalten. Der Absatzzuwachs durch die im Vergleich zum

außergewöhnlich milden Jahr 2007 normalen Temperaturen

wurde durch den anhaltenden Einfluss von Maßnahmen zur

Effizienzsteigerung beim Energieverbrauch aufgezehrt. Der

Gasabsatz an Industrie- und Gewerbekunden ging durch

zunehmendes Kostenbewusstsein und Effizienzsteigerungs-

maßnahmen zurück. Auch im Gasgeschäft zeigten sich Ende

2008 erste Auswirkungen des wirtschaftlichen Abschwungs.

Der Gasabsatz von Nordic lag leicht unter dem Vorjahres-

niveau; der Wärmeabsatz blieb mit 7,6 Mrd kWh konstant. In

beiden Jahren beeinflusste die milde Witterung den Absatz

negativ.

Bei US-Midwest nahm der Gasabsatz im Jahr 2008 gegenüber

dem Vorjahr durch die vergleichsweise kalte Witterung zu.

Im Segment Neue Märkte wurden 32,6 Mrd kWh Gas bei Italy

abgesetzt. Der Absatz verteilt sich auf Haushalts- (7,6 Mrd kWh),

Industrie- und Gewerbekunden (16,3 Mrd kWh), Vertriebspart-

ner (4,5 Mrd kWh) und Energy Trading/Sonstige (4,2 Mrd kWh).

Entwicklung der E.ON-AktieIn dem durch die Finanzkrise geprägten Aktienmarkt lag der

Kurs der E.ON-Aktie am Jahresende 2008 um 41,4 Prozent unter

dem Vorjahreswert. Berücksichtigt man die Wiederanlage

der Bardividende, war der Rückgang mit 39,5 Prozent (trotz

Verzerrungen des DAX aufgrund der Sondersituation bei VW)

geringer als im deutschen Aktienmarkt (DAX -40,4 Prozent) und

im europäischen Aktienmarkt (EURO STOXX -42,4 Prozent).

Europäische Versorger insgesamt verzeichneten einen Rück-

gang von 36,4 Prozent, gemessen am Branchenindex STOXX

Utilities.

Am 4. August 2008 haben wir für die E.ON-Aktie einen 1:3-

Aktiensplit durchgeführt und zeitgleich von Inhaber- auf

Namensaktie umgestellt. Der Aktiensplit führt rein rechnerisch

zu einer Drittelung des Kurses der einzelnen E.ON-Aktie und

auch der künftigen Dividende je Aktie. Weitere Informationen

hierzu befinden sich in Textziffer (19) des Anhangs.

E.ON-Aktie

31. Dez. 2008 28. Dez. 2007

Ergebnis je Aktie1) (in €) 0,68 3,69

Dividende je Aktie in € 1,50 1,37

Anzahl ausstehender Aktien in Mio 1.905 1.895

Jahresendkurs in € 28,442) 48,53

Marktkapitalisierung in Mrd €3) 54,2 92,0

1) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG2) Jahresendkurs 30. Dezember 20083) auf Basis ausstehender Aktien

Gasabsatz (ohne Pan-European Gas)

in Mrd kWh

Central Europe UK Nordic US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Konsolidierung Summe

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

Privat- und kleinere Geschäftskunden 45,7 39,2 56,1 55,5 0,2 0,2 13,6 13,1 – – 7,6 – – – 123,2 108,0

Industrie- und Geschäftskunden 56,8 59,5 21,7 23,4 4,9 5,1 – – – – 16,3 – – – 99,7 88,0

Vertriebspartner 27,7 27,5 – – – – – – – – 4,5 – – – 32,2 27,5

Großhandelsmarkt/Energy Trading – – 34,6 78,2 – – 0,3 0,5 493,6 – 4,2 – -232,2 – 300,5 78,7

Summe 130,2 126,2 112,4 157,1 5,1 5,3 13,9 13,6 493,6 – 32,6 – -232,2 – 555,6 302,2

20 Ertragslage

Beteiligung von Statkraft an E.ON Sverige sowie ein Wasser-

kraftwerk in Schweden erworben. Im Gegenzug erhielt

Statkraft rund 4 Prozent der E.ON-Aktien sowie Kraftwerksan-

lagen in Schweden (40 Wasserkraft- und 5 Heizkraftwerke),

in Deutschland (2 Gaskraftwerke, 11 Wasserkraftwerke, Anteile

an 2 Biomassekraftwerken, einen strukturierten Gaslieferver-

trag und einen Stromliefervertrag) sowie in Großbritannien

(1 Wasserkraftwerk). Die Transaktion wurde am 31. Dezember

2008 vollzogen.

Nicht fortgeführte AktivitätenE.ON U.S. betreibt durch ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft

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

USA, im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer Gesamtlauf-

zeit von 25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers Electric Cor-

poration (BREC), eines genossenschaftlichen Stromerzeugers

in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeuerte Anlage der

Stadt Henderson, Kentucky, USA. Im März 2007 unterzeichne-

ten E.ON U.S. und BREC eine Aufhebungsvereinbarung zur

Beendigung des Leasingvertrags und der Betriebsführungs-

vereinbarungen für neun kohlebefeuerte Kraftwerke und

eine ölbefeuerte Stromerzeugungsanlage im westlichen Ken-

tucky. Der Vollzug der Vereinbarung hängt von der Erfüllung

zahlreicher 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

im Jahr 2009. Derzeit sind behördliche Genehmigungen aus-

stehend. WKE wurde daher weiterhin als nicht fortgeführte

Aktivität ausgewiesen.

AbgangsgruppenIm zweiten Quartal 2008 wurden – im Rahmen der zwischen

E.ON und Statkraft getroffenen Vereinbarung zum Erwerb

der Minderheitsanteile an E.ON Sverige – die Bedingungen

für den Ausweis der abzugebenden Anlagen und der zuge-

hörigen Verpflichtungen als Abgangsgruppe erfüllt. Abgangs-

zeitpunkt war Ende Dezember 2008.

Im Zuge des Erwerbs der Endesa Europa/Viesgo-Aktivitäten

wurde mit dem Minderheitsgesellschafter der Endesa Italia,

A2A, vereinbart, den Minderheitsanteil im Wesentlichen gegen

Gewährung von gesellschaftseigenen Kraftwerkskapazitäten

in Italien im Wert von rund 1,5 Mrd € zu übernehmen.

Im Dezember 2008 wurde die Verpflichtungszusage von E.ON

an die Europäische Kommission, diverse Kraftwerksaktivitäten

sowie das Höchstspannungsnetz in Deutschland abzugeben,

wirksam. Basierend hierauf sowie auf den bereits unterzeich-

neten Absichtserklärungen mit Interessenten für Kraftwerks-

kapazitäten wurden die insgesamt abzugebenden Kapazitäten

einschließlich zugehöriger Aktiva und Verpflichtungen als

Abgangsgruppe dargestellt. Dies betrifft ausschließlich die

Geschäftsentwicklung

Die wirtschaftliche Entwicklung des Jahres 2008, die von

einem beginnenden weltweiten konjunkturellen Abschwung

infolge der eskalierenden Finanzkrise geprägt war, hatte

noch keine nennenswerten Auswirkungen auf unser opera-

tives Geschäft. Der Energieverbrauch nahm in den Ländern,

in denen wir tätig sind, leicht zu oder stagnierte auf dem

Vorjahresniveau. Die Preise für Rohstoffe und CO2-Zertifikate

entwickelten sich im Jahresverlauf extrem unterschiedlich.

Nach Höchstständen bis zur Jahresmitte verfielen sie in der

zweiten Jahreshälfte infolge der weltweiten Finanz- und

Wirtschaftskrise stark. Vor diesem Hintergrund entwickelte

sich unser operatives Geschäft erfreulich. Wir konnten das

Adjusted EBIT und den bereinigten Konzernüberschuss im

erwarteten Rahmen steigern. Unsere Market Units UK, Nordic,

US-Midwest, zum Teil Climate & Renewables und Russia

arbeiten außerhalb des Euro-Raums. Die jeweiligen Wechsel-

kurse hatten im Geschäftsjahr 2008 bei UK und US-Midwest

negativen Einfluss auf unsere Ertragslage in der Berichtswäh-

rung Euro.

Die folgenden Transaktionen haben unser Geschäft im Jahr

2008 beeinflusst.

Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2008

Ausführliche Beschreibungen der Transaktionen befinden sich

in Textziffer (4) des Anhangs.

UnternehmenserwerbeIm Rahmen der Beilegung des Bieterwettbewerbs zwischen

Enel/Acciona und E.ON um den spanischen Endesa-Konzern

im April 2007 sicherte sich E.ON im Gegenzug für die Rück-

nahme des auf den Erwerb einer Mehrheit an Endesa gerich-

teten Übernahmeangebots eine größere Anzahl strategischer

Beteiligungen, vor allem in Italien, Spanien und Frankreich.

Der Transaktionswert beinhaltete den Kaufpreis für das Eigen-

kapital von rund 8,6 Mrd € in bar sowie übernommene Schul-

den von rund 2,8 Mrd €. Nach erfolgter Übernahme wurden die

Aktivitäten in Frankreich auf die Market Unit Central Europe

und die Aktivitäten in Italien und Spanien auf die neuen Market

Units Italy bzw. Spain übertragen. Die Erneuerbare-Energien-

Aktivitäten wurden bei Climate & Renewables gebündelt.

Ausgehend von dem im Oktober 2007 mit der norwegischen

Statkraft AS geschlossenen Letter of Intent ist E.ON zum

alleinigen Eigentümer (Minderheitsaktionärsanteil von 0,05 Pro-

zent) von E.ON Sverige geworden. E.ON hat die 44,6-Prozent-


Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Reguliert lagen die

Umsatzerlöse mit 12,1 Mrd € um 0,9 Mrd € über dem Vor-

jahreswert. Der Anstieg resultiert vor allem aus höheren Wei-

terverrechnungen im Stromnetz. Grund hierfür sind die

gestiegenen Strombezüge, die gemäß dem Gesetz für den

Vorrang erneuerbarer Energien (EEG) in die Netze einge-

speist wurden. Dem stehen regulierungsbedingt niedrigere

Erlöse gegenüber. Im Gasnetz wurden mengenbedingt

höhere Umsätze erzielt.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Unreguliert erhöhte

sich der Umsatz um 8,1 Mrd €. 3,9 Mrd € resultierten aus der

Zuordnung der Trading-, Erneuerbare-Energien- und Italien-

Aktivitäten zu den neuen Market Units. Lieferungen an diese

umgegliederten Unternehmensteile waren in der alten

Struktur als Innenumsätze der Market Unit Central Europe

zu eliminieren. Wesentliche Ursachen für den weiteren

Anstieg waren Änderungen der konzerninternen Verrechnun-

gen, gestiegene interne Verrechnungspreise und positive

Preiseffekte an den Absatzmärkten.

Die Umsatzerlöse des Geschäftsfelds Zentraleuropa Ost

stiegen um rund 0,9 Mrd € auf 5,0 Mrd €. Die positive Ent-

wicklung ist im Wesentlichen auf höhere Strompreise in

Ungarn und Tschechien zurückzuführen.

Im Geschäftsfeld Sonstiges/Konsolidierung ist eine negative

Veränderung von 0,7 Mrd € zu verzeichnen. Die im Vorjahr

noch nicht enthaltenen Umsätze der Aktivitäten in Frankreich

konnten den Rückgang durch die Auswirkungen der verän-

derten Geschäftsfeldstruktur nicht ausgleichen.

Pan-European GasDer Umsatz der Market Unit Pan-European Gas stieg um 21 Pro-

zent auf 27.422 Mio € (Vorjahr: 22.745 Mio €) an.

Der Umsatz im Up-/Midstream-Bereich lag mit 22.300 Mio €

im Geschäftsjahr 2008 um 26 Prozent über dem Niveau des

Vorjahres von 17.738 Mio €. Sowohl der Midstream- als auch

der Upstream-Bereich trugen zu dieser positiven Entwick-

lung bei. Im Upstream-Geschäft waren insbesondere die Aus-

weitung der Produktion in Norwegen und gestiegene Ener-

giepreise für das Umsatzplus verantwortlich. Trotz sinkender

Absatzmenge und des wettbewerbsbedingten Drucks auf

die Verkaufspreise entwickelte sich der Umsatz des Midstream-

Geschäfts infolge der Energiepreisentwicklung positiv.

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Up-/Midstream 22.300 17.738 +26

Downstream Beteiligungen 6.153 5.625 +9

Sonstiges/Konsolidierung -1.031 -618 -67

Pan-European Gas 27.422 22.745 +21

Market Unit Central Europe. Eine Umgliederung des Höchst-

spannungsnetzes wurde zum 31. Dezember 2008 nicht vor-

genommen, da der Veräußerungsprozess bislang nicht ein-

geleitet ist.

Im Oktober 2008 haben sich E.ON und Gazprom auf eine

Beteiligung von E.ON am sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje

verständigt. Gazprom soll als Gegenleistung die von E.ON

mittelbar gehaltenen Aktien von Gazprom, die ungefähr die

Hälfte des von E.ON gehalten Anteils von rund 6 Prozent

am Eigenkapital der Gazprom ausmachen, übernehmen. Die

Anteile werden daher als zur Veräußerung gehaltene Ver-

mögenswerte ausgewiesen. Der Abschluss der betreffenden

Verträge soll 2009 erfolgen.

Umsatzentwicklung

Im Jahr 2008 konnten wir den Umsatz im Vergleich zum Vor-

jahr um rund 18 Mrd € erhöhen. Wesentlich Ursachen waren

• die Einbeziehung von Akquisitionen, inbesondere in

Russland, Italien, Spanien und Frankreich,

• positive Preiseffekte und höhere Weiterverrechnungen

gemäß EEG bei Central Europe,

• eine Ausweitung der Produktion sowie die Energiepreis-

entwicklung bei Pan-European Gas.

Central EuropeIm Vergleich zum Vorjahr nahm der Umsatz der Market Unit

Central Europe um 9,1 Mrd € zu.

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Central Europe 41.135 32.029 +28


UK 11.051 12.584 -12

Nordic 3.877 3.339 +16

US-Midwest 1.880 1.819 +3

Energy Trading 31.760 – –

Neue Märkte 5.862 252 –

Corporate Center -36.234 -4.037 –

Summe 86.753 68.731 +26

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Zentraleuropa West 38.640 29.719 +30Reguliert 12.103 11.238 +8

Unreguliert 26.537 18.481 +44

Zentraleuropa Ost 4.999 4.087 +22

Sonstiges/Konsolidierung -2.504 -1.777 -41


22 Ertragslage

US-MidwestIm Berichtszeitraum stieg der Umsatz der Market Unit US-

Midwest wegen der erfolgreichen Weitergabe von Kosten

für Gas und andere Brennstoffe sowie höhere Absätze außer-

halb des eigenen Versorgungsgebiets im Vergleich zum

Vorjahr um 3 Prozent. In US-Dollar lag der Umsatz sogar um

273 Mio US-$ oder 11 Prozent über dem Vorjahreswert.

Energy TradingDer Umsatz der Market Unit Energy Trading betrug im Jahr

2008 rund 31,8 Mrd €. Die Umsatzerlöse des Eigenhandels

werden saldiert mit den zugehörigen Materialaufwendungen

in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen.

Neue MärkteDer Umsatz in diesem Segment betrug 5.862 Mio €. Hiervon

entfielen

• 439 Mio € auf Climate & Renewables,

• 1.044 Mio € auf Russia,

• 3.828 Mio € auf Italy und

• 551 Mio € auf Spain.

Bei der Market Unit Russia wirkten sich die höheren Tarife

und steigende Strompreise am Großhandelsmarkt sowie

die weitere Liberalisierung des Strommarktes im Jahr 2008

positiv auf den Umsatz aus.

Der Umsatz von Italy und Spain enthält die Beiträge der Akti-

vitäten, die von Enel, Acciona und Endesa erworben wurden,

nur für das zweite Halbjahr 2008.

Corporate CenterDer im Segment Corporate Center ausgewiesene Wert spiegelt

insbesondere die konzerninterne Eliminierung der Umsätze

der europäischen Market Units mit Energy Trading wider.

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Reguliertes Geschäft 1.831 1.766 +4

Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges 49 53 -8

US-Midwest 1.880 1.819 +3

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Eigenhandel 242 – –

Optimierung 31.518 – –

Energy Trading 31.760 – –

Der Umsatz im Downstream-Bereich stieg um 528 Mio € bzw.

9 Prozent auf 6.153 Mio € gegenüber der entsprechenden

Vergleichsperiode des Vorjahres (5.625 Mio €). Dies resultierte

im Wesentlichen aus einem absatz- und preisbedingten

Anstieg der Umsätze bei E.ON Földgáz Trade. Dagegen wirkte

sich die Übertragung der Aktivitäten von Thüga Italia auf

die neue Market Unit Italy negativ aus.

UKDer Umsatz der Market Unit UK wurde wesentlich durch

Umrechnungseffekte zwischen Pfund und Euro beeinflusst

und nahm im Vergleich zum Vorjahr um 1.533 Mio € ab. In

der Landeswährung Pfund stieg der Umsatz dagegen um 2 Pro-

zent gegenüber 2007.

Im unregulierten Geschäft ging der Umsatz insbesondere

durch die Umrechnungseffekte (-1.732 Mio €) um 1.559 Mio €

zurück. Ein Umsatzzuwachs im Endkundengeschäft aufgrund

von zwei Preisanhebungen im Verlauf des Jahres wurde durch

die Effekte aus der Übertragung des Handelsgeschäfts auf

E.ON Energy Trading nahezu kompensiert.

Im regulierten Geschäft lag der Umsatz wegen des Wechsel-

kurses (-129 Mio €) um 103 Mio € unter dem Vorjahresniveau.

Der unter Sonstiges/Konsolidierung ausgewiesene Umsatz

betrifft nahezu ausschließlich Konsolidierungseffekte.

NordicDer Umsatz der Market Unit Nordic stieg im Vergleich zum

Vorjahr um 538 Mio € bzw. 16 Prozent.

Im unregulierten Geschäft nahm der Umsatz vor allem wegen

der steigenden Marktpreise und der Entkonsolidierung des

Handelsgeschäfts um 471 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert

zu. Umsätze in diesem Bereich waren in der alten Struktur

als Innenumsätze zu eliminieren. Der Umsatz im regulierten

Geschäft lag auf dem Vorjahresniveau.

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Reguliertes Geschäft 785 888 -12

Unreguliertes Geschäft 10.567 12.126 -13

Sonstiges/Konsolidierung -301 -430 +30

UK 11.051 12.584 -12

Umsatz

in Mio € 2008 2007 +/- %

Reguliertes Geschäft 732 729 –

Unreguliertes Geschäft 3.366 2.895 +16


Nordic 3.877 3.339 +16


Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen lag bei

962 Mio €, verglichen mit 1.147 Mio € im Jahr 2007. Der Rück-

gang um 16 Prozent beruht im Wesentlichen auf dem niedrige-

ren Ergebnis bei Beteiligungen von Pan-European Gas und UK.

Entwicklung des Adjusted EBIT

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 Buch-

gewinne und -verluste aus Desinvestitionen sowie weitere

nicht operative Aufwendungen und Erträge mit einmaligem

bzw. seltenem Charakter (siehe auch Erläuterungen in Text-

ziffer (33) des Anhangs).

Im Jahr 2008 konnten wir das Adjusted EBIT um 670 Mio €

gegenüber dem Vorjahreswert steigern. Gründe sind vor allem

• der Entfall von im Vorjahr enthaltenen Aufwendungen

für Verpflichtungen im Netzbereich und die neuen Akti-

vitäten in Frankreich bei Central Europe,

• positive Effekte aus der Energiepreisentwicklung in den

Großhandelsmärkten und höhere Produktionsmengen

bei Pan-European Gas sowie

• die gute Ergebnisentwicklung im unregulierten Geschäft

bei Nordic und

• im Bereich der kurzfristigen Optimierung bei Energy

Trading.

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %



UK 922 1.136 -19

Nordic 770 670 +15

US-Midwest 395 388 +2

Energy Trading 645 – –

Neue Märkte 90 7 –

Corporate Center -295 -239 -23

Summe 9.878 9.208 +7

Entwicklung weiterer wesentlicher Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung

Die anderen aktivierten Eigenleistungen nahmen um 2 Pro-

zent bzw. 9 Mio € auf 526 Mio € (Vorjahr: 517 Mio €) zu.

Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 99 Prozent auf

15.454 Mio € (Vorjahr: 7.776 Mio €) gestiegen. Gründe waren

insbesondere höhere Erträge aus Währungskursdifferenzen von

8.571 Mio € (Vorjahr: 3.284 Mio €) und aus derivativen Finanz-

instrumenten in Höhe von 3.543 Mio € (Vorjahr: 1.767 Mio €).

Die Entwicklung des Währungsergebnisses wurde durch die

erheblichen Schwankungen an den Währungsmärkten beein-

flusst. Zudem spiegelt sich hier die verstärkte Finanzierungs-

tätigkeit des E.ON Konzerns wider. Das Ergebnis aus derivativen

Finanzinstrumenten wird ebenfalls von den zuvor genannten

Effekten beeinflusst. Die wesentlichen Auswirkungen ergeben

sich jedoch aus den Commodityderivaten, die die Effekte aus

den erheblichen Preisschwankungen auf fast allen Märkten

widerspiegeln. Diese betreffen im Wesentlichen die Kohle-,

Öl- und Gaspositionen. Gegenläufige Effekte ergeben sich

in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen. Weitere Infor-

mationen zu den derivativen Finanzinstrumenten finden

sich in Textziffer (30) und (31) des Anhangs. Die Erträge aus

dem Verkauf von Wertpapieren und Beteiligungen betrugen

1.446 Mio € (Vorjahr: 1.588 Mio €). In den übrigen sonstigen

betrieblichen Erträgen sind vor allem Auflösungen von Wert-

berichtigungen, Miet- und Pachterträge, Schrott- und Mate-

rialverkäufe sowie vereinnahmte Schadenersatzleistungen

enthalten.

Beim Materialaufwand verzeichneten wir einen Zuwachs um

16.196 Mio € auf 66.419 Mio € (Vorjahr: 50.223 Mio €). Ursachen

hierfür sind vor allem höhere Rohstoffkosten und das gestie-

gene Geschäftsvolumen.

Der Personalaufwand erhöhte sich um 533 Mio € auf 5.130 Mio €

im Jahr 2008. Dies resultiert hauptsächlich aus der erstmali-

gen Einbeziehung unserer Aktivitäten in den Neuen Märkten.

Die Abschreibungen lagen mit 6.890 Mio € über dem Vor-

jahreswert von 3.194 Mio €. Grund hierfür war hauptsächlich

die außerplanmäßige Wertberichtigung des vorläufigen

Goodwill der von Enel/Acciona und Endesa erworbenen Akti-

vitäten und den Goodwill der Market Unit US-Midwest von

rund 3,3 Mrd €.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen erhöhten sich

um 109 Prozent bzw. 10.613 Mio € auf 20.337 Mio € (Vorjahr:

9.724 Mio €). Dies ist im Wesentlichen auf höhere Aufwendun-

gen aus Währungskursdifferenzen von 7.879 Mio € (Vorjahr:

3.218 Mio €) und höhere Aufwendungen aus derivativen Finanz-

instrumenten in Höhe von 6.552 Mio € (Vorjahr: 1.331 Mio €)

zurückzuführen. Eine weiter gehende Saldierung der Positionen

mit den sonstigen betrieblichen Erträgen ist nicht zulässig.

24 Ertragslage

Pan-European GasDas Adjusted EBIT von Pan-European Gas lag mit 2.631 Mio €

um 55 Mio € bzw. 2 Prozent über dem Vorjahreswert.

Das Adjusted EBIT des Up-/Midstream-Bereichs entwickelte

sich positiv und stieg von 1.581 Mio € um 25 Prozent auf

1.977 Mio €. Sowohl das Upstream- als auch das Midstream-

Geschäft trugen zu der Ergebnisverbesserung bei. Der Anstieg

im Upstream-Bereich ist auf die Energiepreisentwicklung

sowie auf die Ausweitung der Produktion von Öl- und Gas-

mengen, insbesondere durch die Aufnahme der Gasproduk-

tion des Njord-Feldes im Dezember 2007, zurückzuführen.

Im operativen Midstream-Geschäft ergaben sich höhere Erträge

aus der Speicherbewertung. Das im aktuellen Geschäftsjahr

den Speichern entnommene Gas war im Vergleich zu den Ein-

kaufspreisen günstiger bewertet als im Vorjahr. Die höheren

Erträge aus der Speicherbewertung wurden durch die Entwick-

lung der Gasbezugskosten sowie durch niedrigere Erträge

infolge des Absatzrückgangs kompensiert. Durch die Kopplung

der Gaspreise an die Ölpreise wurde das Ergebnis belastet,

weil die Einkaufspreise der Heizölpreisveränderung schneller

folgen als die Verkaufspreise. Darüber hinaus wirkte sich der

wettbewerbsbedingte Druck auf die Verkaufspreise negativ

aus und Erträge aus der Portfoliooptimierung des Vorjahres

zwischen kontinentaleuropäischen und britischen Gasmärkten

ließen sich nicht in gleicher Höhe wiederholen. Zusätzlich

ergaben sich höhere Erträge aus dem Transportgeschäft.

Im Bereich Downstream-Beteiligungen reduzierte sich das

Adjusted EBIT von 987 Mio € um 355 Mio € bzw. 36 Prozent

auf 632 Mio €. Diese Entwicklung ging insbesondere auf

rückläufige Ergebnisse der E.ON Földgáz Trade infolge ungüns-

tiger Wechselkursentwicklungen und nicht ausreichender

Preiserhöhungen seitens des Regulierers zurück. Zusätzlich

wirkten sich entfallende Sondereffekte des Vorjahres aus

Beteiligungsverkäufen und aus der deutschen Unternehmens-

steuerreform bei Equity-Beteiligungen der Thüga sowie im

Beteiligungsergebnis der E.ON Ruhrgas International negativ

auf das Adjusted EBIT aus.

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %

Up-/Midstream 1.977 1.581 +25

Downstream-Beteiligungen 632 987 -36

Sonstiges/Konsolidierung 22 8 +175


Central EuropeDas Adjusted EBIT der Market Unit Central Europe lag um

50 Mio € über dem Vorjahreswert.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Reguliert war ein

Ergebnisanstieg um 107 Mio € auf 853 Mio € zu verzeichnen.

Regulierungsbedingte Belastungen im Stromnetz konnten

durch den Entfall von im Vorjahr enthaltenen Aufwendungen

für Verpflichtungen im Netzbereich sowie durch witterungsbe-

dingt höhere Durchleitungsmengen im Gasnetz überkom-

pensiert werden.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Unreguliert lag das

Ergebnis mit 3.360 Mio € um 210 Mio € unter dem Vorjahres-

wert. Positiven Preiseffekten im Stromgeschäft standen

gestiegene Aufwendungen für Brennstoffe und CO2-Zertifikate

sowie Belastungen durch Stillstände und Produktionsein-

schränkungen der Kernkraftwerke Krümmel, Brunsbüttel und

Unterweser gegenüber. Das Vorjahr enthielt zudem höhere

Erträge aus der erforderlichen Neubewertung von nuklearen

Entsorgungsverpflichtungen. Im Gasgeschäft wirkten sich

gestiegene Bezugskosten, die nur teilweise an die Kunden

weitergegeben wurden, und eine freiwillige Vereinbarung mit

dem Bundeskartellamt ergebnismindernd aus. Darüber hin-

aus wurden positive Ergebnisse der abgegebenen Aktivitäten

bei anderen Market Units des E.ON-Konzerns abgebildet.

Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Zentraleuropa Ost

v erzeichnete mit 424 Mio € einen um 63 Mio € höheren Wert

als im Vorjahr. Der Anstieg war vor allem von positiven Preis-

effekten in Ungarn geprägt, die durch tariflich höhere Perso-

nalaufwendungen jedoch teilweise kompensiert wurden.

Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Sonstiges/Konsoli-

dierung lag im Wesentlichen aufgrund der erstmaligen Ein-

beziehung der Frankreich-Aktivitäten um 90 Mio € über

dem Vorjahreswert.

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %

Zentraleuropa West 4.213 4.316 -2Reguliert 853 746 +14

Unreguliert 3.360 3.570 -6

Zentraleuropa Ost 424 361 +17

Sonstiges/Konsolidierung 83 -7 –



Das Adjusted EBIT im regulierten Geschäft ging leicht um

9 Mio € zurück. Der positive Effekt aus den höheren Tarifen

im Netzbereich wurde kompensiert durch niedrigere Absatz-

mengen und gestiegene Abschreibungen im Bereich des

Verteilungsnetzes.

US-MidwestDas Adjusted EBIT der Market Unit US-Midwest nahm um

7 Mio € zu. Gründe hierfür waren – trotz höherer Betriebs-

kosten und des im Vergleich zum US-Dollar starken Euro –

steigende Erstattungen im Rahmen von Umweltprojekten

und die Weitergabe von Kosten für Gas und andere Brenn-

stoffe. In US-Dollar erhöhte sich das Adjusted EBIT sogar um

49 Mio US-$ oder 9 Prozent.

Energy TradingDas positive Adjusted EBIT der Market Unit Energy Trading

von insgesamt 645 Mio € entfällt mit 466 Mio € auf den

Optimierungsbereich. Dieses Ergebnis spiegelt eine stark posi-

tive Entwicklung, insbesondere im Bereich der kurzfristigen

Optimierung, sowie eine insgesamt günstige Energiepreisent-

wicklung wider. Der Eigenhandel konnte mit 179 Mio € eben-

falls einen sehr hohen Beitrag zum Gesamtergebnis leisten.

Neue MärkteDas Adjusted EBIT in diesem Segment betrug 90 Mio €. Hier-

von entfielen

• 66 Mio € auf Climate & Renewables,

• 41 Mio € auf Russia und

• -17 Mio € auf Italy und Spain.

Bei Russia führten Währungskurseffekte aus der Absicherung

von Investitionsfinanzierungen zu einem positiven Ergebnis-

beitrag. Darüber hinaus wirkten sich höhere Margen infolge

der weitergehenden Marktliberalisierung und gestiegene

Absätze positiv aus.

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %

Reguliertes Geschäft 402 393 +2

Unreguliertes Geschäft/Sonstiges -7 -5 -40


Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %

Eigenhandel 179 – –

Optimierung 466 – –


UKDas Adjusted EBIT von UK ging um 214 Mio € bzw. 19 Prozent

zurück. In der Landeswährung Pfund sank das Adjusted EBIT

dagegen nur um 6 Prozent. Dies war auf gestiegene Kosten

durch Energieeffizienzmaßnahmen und geringere Absatz-

mengen im Endkundengeschäft zurückzuführen.

Das Ergebnis im regulierten Geschäft lag in lokaler Währung

leicht über dem Vorjahresniveau. Der Rückgang in der Berichts-

währung wurde durch die Umrechnung von Pfund in Euro

(-74 Mio €) verursacht. Für den Ergebnisrückgang von 207 Mio €

im unregulierten Geschäft waren vor allem Umrechnungs-

effekte (-91 Mio €) und höhere Kosten im Endkundengeschäft

(-76 Mio €) – unter anderem durch Aufwendungen für obli-

gatorische Energieeffizienzmaßnahmen – verantwortlich. Im

Segment Sonstiges/Konsolidierung nahm das Ergebnis im

Wesentlichen aufgrund der Übertragung des Handelsgeschäfts

um 50 Mio € zu.

NordicDas Adjusted EBIT der Market Unit Nordic erhöhte sich gegen-

über dem Vorjahr um 100 Mio €.

Im unregulierten Geschäft stieg das Adjusted EBIT im Vergleich

zum Vorjahr um 106 Mio €. Ursache hierfür sind die steigen-

den marktorientierten Transferpreise zwischen E.ON Energy

Trading und dem Erzeugungsbereich bei Nordic. Ferner war

der Vorjahreswert durch Schätzungsänderungen für Rückstel-

lungen im Kernenergiebereich belastet. Dagegen wirkte

sich der Rückgang der Erzeugungsmengen im Jahr 2008 – vor

allem aus Wasserkraft – negativ aus.

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %


Unreguliertes Geschäft 555 762 -27


UK 922 1.136 -19

Adjusted EBIT

in Mio € 2008 2007 +/- %


Unreguliertes Geschäft 594 488 +22


Nordic 770 670 +15

26 Ertragslage

Das wirtschaftliche Zinsergebnis ging im Jahr 2008 gegen-

über 2007 planmäßig um 875 Mio € zurück. Ausschlaggebend

hierfür war die Entwicklung der Netto-Finanzposition.

Die Netto-Buchgewinne lagen mit 1.324 Mio € auf dem Vor-

jahresniveau von 1.345 Mio €. Im Jahr 2008 resultieren diese

im Wesentlichen aus der Abgabe von Aktivitäten im Rahmen

der Vereinbarung zwischen E.ON und Statkraft zur Über-

nahme der E.ON Sverige-Anteile von Statkraft. Darüber hinaus

fielen wie im Vorjahr Buchgewinne aus der Veräußerung von

Wertpapieren bei der Market Unit Cenral Europe an.

Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement

von insgesamt 524 Mio € sind im Jahr 2008 im Rahmen ver-

schiedener Restrukturierungs- und Integrationsprojekte im

E.ON-Konzern entstanden. Ein Großteil der Aufwendungen ent-

fiel hierbei auf Strukturmaßnahmen, im Wesentlichen bei

deutschen Regionalversorgern, sowie auf Kosten in Verbindung

mit der Umsetzung der neuen Konzernorganisationsstruktur,

insbesondere für die Zentralisierung der Handelsaktivitäten

in der Market Unit Energy Trading. Im Vorjahr fielen Aufwen-

dungen für Restrukturierung/Kostenmanagement lediglich in

geringerem Umfang an.

Nach dem Rechnungslegungsstandard IAS 36 sind mindestens

jährlich Goodwill-Impairment-Tests durchzuführen. Hieraus

ergab sich ein Wertberichtigungsbedarf auf den Goodwill der

Market Unit US-Midwest in Höhe von 1,5 Mrd € und auf den

noch vorläufigen Goodwill der von Enel/Acciona und Endesa

erworbenen Aktivitäten in Italien, Spanien und Frankreich

in Höhe von 1,8 Mrd €. Ausführliche Erläuterungen hierzu befin-

den sich in Textziffer (14a) des Anhangs.

Wirtschaftliches Zinsergebnis

in Mio € 2008 2007

Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung -1.893 -951

Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (-) 58 -9

Summe -1.835 -960

Das Adjusted EBIT von Italy (0 Mio €) und Spain (-17 Mio €)

enthält die Ergebnisse der Aktivitäten, die von Enel, Acciona

und Endesa erworben wurden, nur für das zweite Halbjahr

2008. Darüber hinaus belastete die nicht zahlungswirksame

Erfassung von frei zugeteilten CO2-Zertifikaten die Ergebnisse

beider Market Units.

Konzernüberschuss

Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG und

das entsprechende Ergebnis je Aktie lagen mit 1,3 Mrd €

bzw. 0,68 € um jeweils 82 Prozent unter dem Vorjahresniveau.

Konzernüberschuss

in Mio € 2008 2007 +/- %


Wirtschaftliches Zinsergebnis -1.835 -960 –

Netto-Buchgewinne 1.324 1.345 –

Restrukturierung/Kostenmanagement -524 -77 –

Goodwill-Impairments -3.315 – –

Sonstiges nicht operatives Ergebnis -2.933 167 –

Ergebnis aus fortgeführten

Aktivitäten vor Steuern 2.595 9.683 -73

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -863 -2.289 –

Ergebnis aus fortgeführten

Aktivitäten 1.732 7.394 -77

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten -128 330 –


Anteil der Gesellschafter

der E.ON AG 1.266 7.204 -82

Minderheitsanteile 338 520 -35


Bereinigter Konzernüberschuss

Der Konzernüberschuss wird neben der operativen Geschäfts-

entwicklung durch Sondereinflüsse wie zum Beispiel die

Marktbewertung von Derivaten geprägt. Mit dem bereinigten

Konzernüberschuss weisen wir eine Ergebnisgröße nach

Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Min-

derheitsanteilen aus, die um außergewöhnliche Effekte

bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen neben den Effek-

ten aus der Marktbewertung von Derivaten auch Buchge-

winne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungs-

aufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen

und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter (nach

Steuern und Minderheitsanteilen). Darüber hinaus werden

die Ergebnisse aus nicht fortgeführten Aktivitäten und aus der

Erstanwendung neuer IFRS-Vorschriften nach Steuern und

Minderheitsanteilen sowie außergewöhnliche Steuer effekte

beim bereinigten Konzernüberschuss nicht berücksichtigt.

Bereinigter Konzernüberschuss

in Mio € 2008 2007 +/- %


Netto-Buchgewinne -1.324 -1.345 –

Aufwendungen für Restruktu-rierung/Kostenmanagement 524 77 –

Goodwill-Impairments 3.315 – –

Sonstiges nicht operatives Ergebnis 2.933 -167 –

Steuern und Minderheitsanteile auf das neutrale Ergebnis -1.141 -142 –

Außergewöhnliche Steuereffekte -103 -182 –

Ergebnis aus nicht fortgeführ-ten Aktivitäten 128 -330 –

Summe 5.598 5.115 +9

Das sonstige nicht operative Ergebnis war vor allem durch

zwei negative Effekte geprägt. Einerseits resultierten aus der

stichtagsbezogenen Marktbewertung von Derivaten, mit

denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abge-

sichert wird, negative Effekte in Höhe von 2.176 Mio €. Zum

31. Dezember 2007 führte die stichtagsbezogene Marktbewer-

tung von Derivaten zu einem positiven Effekt in Höhe von

564 Mio €. Andererseits war es erforderlich, bei der Market

Unit Central Europe – bedingt durch die Finanzmarktkrise –

Abschreibungen auf Wertpapiere und Finanzanlagen in Höhe

von 667 Mio € vorzunehmen. Im Vergleichszeitraum waren

derartige Aufwendungen von untergeordneter Bedeutung.

Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern nahm

gegenüber dem Vorjahreswert deutlich ab. Dies ist auf den

Wertberichtigungsbedarf bei der Market Unit US-Midwest

und bei den von Enel/Acciona und Endesa erworbenen Akti-

vitäten, die Effekte aus der stichtagsbezogenen Derivate-

bewertung und den planmäßigen Rückgang des wirtschaft-

lichen Zinsergebnisses zurückzuführen.

Im Geschäftsjahr 2008 wird für die fortgeführten Aktivitäten

ein Steueraufwand von 863 Mio € ausgewiesen. Der Rückgang

um 1.426 Mio € im Vergleich zum Vorjahr beruht im Wesent-

lichen auf dem niedrigeren steuerpflichtigen Ergebnis und auf

dem Entlastungseffekt aus der Unternehmenssteuerreform

2008 in Deutschland. Dagegen ist die effektive Steuerquote

von 24 Prozent im Vorjahr auf 33 Prozent im Jahr 2008 gestie-

gen, da die Wertminderung des Goodwill im Konzernabschluss

nicht zu steuerlichen Entlastungen führt.

Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält im

Wesentlichen das Ergebnis der abzugebenden Gesellschaft

Western Kentucky Energy (WKE), welches gemäß IFRS in der

Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen wird

(siehe Erläuterungen in Textziffer (4) des Anhangs).

28 Ertragslage

von 65 zu 35 Prozent. Dabei handelt es sich um eine Zielkapi-

talstruktur, die aus dem Marktwert des Eigenkapitals sowie

der mit dem angestrebten Zielrating korrespondierenden Ver-

schuldung abgeleitet wird. Im Vergleich zu den dargestellten

Vorjahreswerten sind darüber hinaus die Auswirkungen der

zum Jahresbeginn 2008 in Kraft getretenen Unternehmens-

steuerreform berücksichtigt.

Insgesamt führte die Neufestlegung der Parameter zu einer

Veränderung der Nachsteuer-Kapitalkosten des E.ON-Kon-

zerns für das Jahr 2008 von 6,1 Prozent auf 6,7 Prozent. Die

Kapitalkosten vor Steuern liegen aufgrund gegenläufiger

Effekte im Zusammenhang mit der Steuerreform unverändert

bei 9,1 Prozent.

Unsere Renditeanforderungen für die einzelnen Segmente

wurden ebenfalls angepasst. Sie variierten für das abgelau-

fene Geschäftsjahr zwischen 8,7 Prozent und 10,4 Prozent

vor Steuern.

Vor dem Hintergrund der deutlich gestiegenen Marktvolati-

lität im Zuge der Finanzmarkt- und Wirtschaftskrise haben

wir die Kapitalkosten im weiteren Verlauf des Geschäftsjahres

wiederholt überprüft. Dabei wurde das Niveau der Kapital-

kosten bestätigt.

Kapitalkosten

2008 2007

Risikoloser Zinssatz 4,5 % 4,3 %

Marktprämie1) 4,0 % 4,0 %

Beta-Faktor2) 0,88 0,85

Eigenkapitalkosten nach Steuern 8,0 % 7,7 %

Steuersatz 27 % 33 %

Eigenkapitalkosten vor Steuern 11,0 % 11,5 %

Fremdkapitalkosten vor Steuern 5,7 % 4,7 %

Tax Shield (27 %)3) 1,5 % 1,6 %

Fremdkapitalkosten nach Steuern 4,2 % 3,1 %

Anteil Eigenkapital 65 % 65 %

Anteil Fremdkapital 35 % 35 %

Kapitalkosten nach Steuern 6,7 % 6,1 %

Kapitalkosten vor Steuern 9,1 % 9,1 %

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

2) Der Beta-Faktor dient als Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zum gesamten Aktienmarkt: Ein Beta größer eins signalisiert ein höheres Risiko, ein Beta kleiner eins dagegen ein niedrigeres Risiko als der Gesamtmarkt.

3) Mit dem sogenannten Tax Shield wird die steuerliche Abzugsfähigkeit der Fremdkapitalzinsen in den Kapitalkosten berücksichtigt. Der hierbei relevante Steuersatz weicht für das Geschäftsjahr 2007 (35 %) leicht vom durchschnitt-lichen Steuersatz des Vorjahres ab.

Wertmanagement

Konzernweit einheitliches Wertmanagement Im Mittelpunkt unserer Unternehmenspolitik steht die nach-

haltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wert-

orientierten Steuerung des Gesamtunternehmens sowie der

einzelnen Geschäftsfelder setzen wir ein konzernweit ein-

heitliches Planungs- und Controllingsystem ein, das die effi-

ziente 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 gegen-

übergestellt. Bei der Wertanalyse kommt neben dem ROCE

als relativem Performance-Maß gleichzeitig der Indi kator

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 Fremdkapitalkos-

ten. Die Renditeansprüche der Eigen- und Fremdkapitalgeber

fließen gewichtet mit den jeweiligen Marktwerten in die Mit-

telwertbildung ein. Die Eigenkapitalkosten entsprechen der

Rendite, die Anleger bei einer Investition in die E.ON-Aktie

erwarten. Als Kosten des Fremdkapitals setzen wir die lang-

fristigen Finanzierungskonditionen des E.ON-Konzerns nach

Steuern an. Die Prämissen der Kapitalkostenfestlegung werden

jährlich überprüft. Eine Anpassung der Kapitalkosten erfolgt

bei signifikanten Änderungen.

Aufgrund deutlicher Veränderungen von einzelnen Prämissen

haben wir unsere Kapitalkosten im abgelaufenen Geschäfts-

jahr angepasst.

Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapital-

kosten vor und nach Steuern im Vergleich zum Vorjahr. Abwei-

chungen ergeben sich insbesondere aus dem Anstieg der

langfristigen Zinsen für Fremdkapital. Die Kapitalstruktur ent-

spricht für den E.ON-Konzern unverändert einem Verhältnis


Wertentwicklung

in Mio € 2008 2007

Adjusted EBIT 9.878 9.208

Goodwill, immaterielle Vermögens-gegenstände und Sachanlagen 80.441 69.597

+ Beteiligungen 12.787 22.994

+ Vorräte 4.774 3.811

+ Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 13.599 9.064

+ Übrige unverzinsliche Vermögens-werte inkl. aktiver Rechnungsabgren-zungsposten und latenter Steuern 29.527 13.317

– Unverzinsliche Rückstellungen1) 7.784 9.807

– Unverzinsliche Verbindlichkeiten inkl. passiver Rechnungsabgrenzungs-posten und latenter Steuern 50.543 31.349

– Bereinigungen2) 1.664 9.692

Capital Employed der fortgeführten

Aktivitäten zum Stichtag 81.137 67.935

Capital Employed der fortgeführten

Aktivitäten im Jahresdurchschnitt3) 76.363 63.287

ROCE 12,9 % 14,5 %

Kapitalkosten 9,1 % 9,1 %

Value Added 2.902 3.417

1) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen kurzfristige Rückstellungen, darunter beispielsweise aus absatz- und beschaffungsmarkt-orientierten Verpflichtungen. Insbesondere Pensions- und Entsorgungsrück-stellungen werden nicht in Abzug gebracht.

2) Bereinigungen bei der Ermittlung des Capital Employed betreffen die Markt-bewertungen von übrigen Beteiligungen (unter Berücksichtigung latenter Steuerwirkungen) sowie betriebliche Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 für bestimmte Kaufverpflichtungen gegenüber Minderheitsgesellschaftern zu bilden 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 2008 68.046 Mio €, zum 30. Juni 2008 80.949 Mio € und zum 30. September 2008 83.746 Mio €.

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

nachhaltig aus dem operativen Geschäft erzielten Erfolg auf

das eingesetzte Kapital. Er wird als Quotient aus dem Adjus-

ted 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 betrieb-

lich 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

gewährleistet werden. Während die übrigen Beteiligungen

in der Bilanz zu Marktwerten angesetzt werden, sind Verän-

derungen der Marktwerte nicht im Adjusted EBIT, sondern

erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Dies betrifft insbeson-

dere unsere Anteile an Gazprom.

Der Value Added spiegelt den operativen Erfolg wider, der über

die Kosten des eingesetzten Kapitals hinaus erwirtschaftet

wird. Die Kennzahl wird wie folgt ermittelt:

Value Added = (ROCE – Kapitalkosten) x Capital Employed

Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE

und Value Added für den E.ON-Konzern.

30 Ertragslage

Central EuropeIm vergangenen Jahr hat Central Europe mit 24,4 Prozent eine

Rendite leicht unter dem Vorjahreswert – jedoch weiterhin

deutlich über den Kapitalkosten – erzielt. Der Value Added

konnte erneut leicht gesteigert werden. Positive Preiseffekte

und operative Verbesserungen trugen zu der positiven Wert-

entwicklung bei. Gegenläufig wirkte ein Anstieg der Kapital-

basis, der vor allem aus höheren Investitionen in Sachanlagen

sowie einer höheren Mittelbindung im Working Capital resul-

tierte. Das mittelfristige Investitionsprogramm wird zu einer

höheren Kapitalbindung führen, die nicht dauerhaft durch wei-

tere Optimierungen im Bereich Working Capital kompensiert

werden kann.

Pan-European GasIm abgelaufenen Geschäftsjahr sind bei Pan-European Gas

sowohl die Rendite als auch der Value Added auf einem

kons tanten Niveau geblieben. Einem leicht gesteigerten Ergeb-

nis steht eine investitionsbedingt höhere Kapitalbasis gegen-

über. Diese Ergebnisentwicklung wurde wesentlich durch

preis- sowie mengengetriebene Ergebnisverbesserungen im

Upstream-Geschäft getragen. Im Midstream-Geschäft ergaben

sich höhere Erträge aus der Speicherbewertung und aus

dem Transportgeschäft, während das Adjusted EBIT im Down-

stream-Bereich aufgrund rückläufiger Ergebnisbeiträge der

E.ON Földgáz Trade sowie dem Wegfall positiver Einmaleffekte

zurückgegangen ist.

Renditeentwicklung im Geschäftsjahr 2008

Unsere Integrations- und Wachstumsstrategie spiegelt sich

in einer anhaltend positiven Wertentwicklung des Konzerns

wider. Dem erneuten Anstieg des Adjusted EBIT steht dabei

trotz außerplanmäßiger Wertberichtigungen eine investitions-

bedingt erhöhte Kapitalbasis gegenüber. Mit einem ROCE

von 12,9 Prozent lagen wir im Jahr 2008 erneut erheblich über

den Kapitalkosten. Der Value Added beläuft sich für das

abgelaufene Geschäftsjahr auf 2,9 Mrd €.

Wertentwicklung nach Geschäftsbereichen

in Mio €

Central Europe Pan-European Gas1) UK Nordic

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

Adjusted EBIT 4.720 4.670 2.631 2.576 922 1.136 770 670

÷ Capital Employed 19.310 18.943 17.594 17.130 10.101 12.368 6.948 6.886

= ROCE 24,4 % 24,7 % 15,0 % 15,0 % 9,1 % 9,2 % 11,1 % 9,7 %

Kapitalkosten 9,2 % 9,3 % 8,8 % 8,8 % 9,8 % 9,5 % 9,3 % 8,8 %

Value Added 2.935 2.917 1.091 1.062 -71 -37 125 62

1) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen nicht berücksichtigt. Dies betrifft insbesondere unsere Beteiligung an Gazprom.2) Im Segment Corporate Center wird für das Vorjahr auch das Segment Neue Märkte ausgewiesen.


Energy Trading und Neue MärkteFür die neue Market Unit Energy Trading sind die Kennzahlen

ROCE und Value Added aufgrund der strukturellen Beson-

derheiten des Handelsgeschäfts nur sehr eingeschränkt aus-

sagefähig und an dieser Stelle nachrichtlich ausgewiesen.

Die Wertkennzahlen des Segments Neue Märkte spiegeln

deutlich die umfassenden Investitionen in die hier gebündel-

ten Wachstumsmärkte wider. Die hieraus resultierenden

Ergebnissteigerungen und Wertbeiträge werden bei diesen

langfristig ausgerichteten Wachstumsgeschäften erwartungs-

gemäß erst in den kommenden Jahren realisiert.

UKUK hat im vergangenen Jahr einen leichten Rückgang des ROCE

auf 9,1 Prozent zu verzeichnen. Dies resultiert im Wesent-

lichen aus der internen Umhängung des Handelsgeschäfts zur

neuen Market Unit Energy Trading. Das fortlaufende Geschäft

weist eine im Vorjahresvergleich stabile Rendite auf. Dabei

wurde die rückläufige Entwicklung der Ergebnisbeiträge des

Vertriebsbereichs durch operative Ergebnissteigerungen in

der Erzeugung ausgeglichen.

NordicDie Market Unit Nordic konnte die Rendite im abgelaufenen

Geschäftsjahr auf 11,1 Prozent steigern und lag damit deutlich

über den Kapitalkosten. Die Wertsteigerung ist insbesondere

auf die im Jahresvergleich deutlich gestiegenen marktbasier-

ten Transferpreise zurückzuführen.

US-MidwestDer ROCE von US-Midwest ist gegenüber dem Vorjahr leicht

gestiegen. Dies resultiert im Wesentlichen aus höheren Ergeb-

nisbeiträgen aus Umweltschutzinvestitionen. Daneben wir-

ken sich zeitliche Abgrenzungseffekte aus der Weiterverrech-

nung von Brennstoffkosten an die Kunden positiv aus. Das

Capital Employed ist trotz der Investitionstätigkeit aufgrund

des im vierten Quartal erstmals wirksamen Goodwill-Impair-

ments leicht rückläufig.

US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Corporate Center E.ON-Konzern

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 20072) 2008 2007

395 388 645 – 90 – -295 -232 9.878 9.208

6.537 6.780 868 – 15.596 – -591 1.180 76.363 63.287

6,0 % 5,7 % 74,3 % – 0,6 % – – – 12,9 % 14,5 %

8,7 % 7,8 % 9,2 % – 10,4 % – – – 9,1 % 9,1 %

-176 -142 565 – -1.528 – – – 2.902 3.417

32 Finanzlage

Im Jahr 2008 investierte die Market Unit Central Europe

607 Mio € mehr als im Vorjahr. Die Investitionen in Sachanla-

gen und immaterielle Vermögenswerte lagen mit 2.965 Mio €

um 575 Mio € über dem Vorjahreswert. Ursachen dafür waren

vor allem steigende Investitionen in neue Kraftwerksstand-

orte und in die Netzanbindung von Offshore-Windparks in der

deutschen Nordsee. Auf Investitionen im Bereich Stromerzeu-

gung entfielen 1.466 Mio €, auf Netzinvestitionen 1.312 Mio €.

Die Beteiligungsinvestitionen lagen bei 223 Mio € (Vorjahr:

191 Mio €) und betrafen insbesondere Kapitaleinlagen bei

Erzeugungsgesellschaften und den Anteilserwerb des Ent-

sorgers SOTEC.

Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas

betrugen 1.215 Mio €. Hiervon entfielen 943 Mio € (Vorjahr:

1.381 Mio €) auf Sachanlagen und immaterielle Vermögens-

werte. Dabei handelte es sich im Wesentlichen um Inves-

titionen in die gaswirtschaftliche Infrastruktur und Entwick-

lungskosten des Explorationsbereichs. Die Investitionen in

Beteiligungen betrugen 272 Mio € und resultierten im Wesent-

lichen aus der Kapitalerhöhung des assoziierten Unterneh-

mens Nord Stream AG. Der hohe Vorjahreswert von 1.043 Mio €

betraf im Wesentlichen den Erwerb der Contigas Deutsche

Energie-AG von der Market Unit Central Europe.

Die Market Unit UK investierte im Jahr 2008 rund 1.162 Mio €.

1.120 Mio € entfielen auf Sachanlagen und immaterielle

Vermögenswerte und 42 Mio € auf Beteiligungen. Ursache für

den Rückgang der Investitionen um 202 Mio € waren vor

allem Währungsumrechnungseffekte (-190 Mio €) und die Über-

tragung der Erneuerbare-Energien-Aktivitäten auf die neue

Market Unit Climate & Renewables. Im regulierten Geschäft

hat UK im Rahmen des 5-Jahres-Regulierungsprogramms die

Investitionen gegenüber dem Vorjahr gesteigert.

Ausgabewirksame Investitionen

Anteile in % insgesamt: 18.406 Mio €

43 Corporate Center

18 Neue Märkte

17 Central Europe

7 Pan-European Gas

6 UK

5 Nordic

4 US-Midwest

Entwicklung der ausgabewirksamen und ökonomischen Investitionen

Mit der Umsetzung unseres umfangreichen Investitionspro-

gramms kommen wir weiter voran. Insgesamt haben wir im

Jahr 2008 mit 18,4 Mrd € 7,1 Mrd € mehr investiert als im Vor-

jahr. Auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte ent-

fielen 9,0 Mrd € (Vorjahr: 6,9 Mrd €). Die Investitionen in Betei-

ligungen betrugen 9,4 Mrd € gegenüber 4,4 Mrd € im Vorjahr.

Die zur Ermittlung der ökonomischen Investitionen addierten

Werte zu übernommenen Schulden und zum Tausch von Ver-

mögenswerten fielen nahezu ausschließlich im Rahmen der

Akquisition des Beteiligungspakets von Enel/Acciona und

Endesa sowie des Anteilstauschs mit Statkraft an.

Ausgabewirksame Investitionen

in Mio € 2008 2007 +/- %


Pan-European Gas 1.215 2.424 -50

UK 1.162 1.364 -15

Nordic 939 914 +3

US-Midwest 650 690 -6


Neue Märkte 3.305 207 –

Corporate Center 7.939 3.126 –

Summe 18.406 11.306 +63

Ausland 15.415 9.058 +70

Ökonomische Investitionen

in Mio € 2008 2007

Ausgabewirksame Investitionen 18.406 11.306

Übernommene Schulden 3.464 1.150

Tausch von Vermögenswerten 4.366 –

Summe 26.236 12.456


Cashflow und Finanzposition

E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit

den Kennzahlen operativer Cashflow und wirtschaftliche

Netto-Verschuldung dar.

Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2008

um 23 Prozent unter dem Niveau des Vorjahres.

Der operative Cashflow von Central Europe ist im Vergleich

zum Vorjahr um 205 Mio € angestiegen. Wesentliche Gründe

dafür sind eine höhere liquiditätswirksame Strommarge und

eine geringere Zuführung zum Contractual Trust Arrange-

ment als im Vorjahr. Dagegen belasteten die Stillstände der

Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel, höhere Auszah-

lungen für Strombezug und Brennstoffe, die Regulierung der

Netzentgelte sowie eine höhere Mittelbindung im Working

Capital den operativen Cashflow.

Operativer Cashflow

in Mio € 2008 2007 +/-



UK 893 1.615 -722

Nordic 835 914 -79


Energy Trading -1.452 – -1.452

Neue Märkte 140 – +140

Corporate Center -46 -871 +825

Operativer Cashflow1) 6.738 8.726 -1.988

Instandhaltungsinvestitionen 1.648 1.984 -336

Wachstums- und Ersatzinvesti-tionen, Akquisitionen/Sonstiges 16.759 9.322 +7.437

Cashwirksame Effekte aus Desinvestments 432 1.431 -999

1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Die Market Unit Nordic investierte 25 Mio € mehr als im Vor-

jahr. In Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte wurden

923 Mio € (Vorjahr: 892 Mio €) zur Instandhaltung und zum

Ausbau der Kraftwerke sowie zur Verbesserung und zum Aus-

bau des Verteilungsnetzes investiert. Die Beteiligungsinvesti-

tionen gingen von 22 Mio € im Jahr 2007 auf 16 Mio € zurück.

Die Investitionen der Market Unit US-Midwest lagen in der

Berichtswährung Euro unter dem Niveau des Vorjahres, in

US-Dollar aber um 1 Prozent über dem Vorjahreswert. Das

Investitionsprogramm wurde planmäßig fortgeführt. Hierzu

gehört auch der Bau des neuen Kohle-Grundlastkraftwerks

Trimble County 2, das voraussichtlich im Jahr 2010 ans Netz

gehen wird.

Im Segment Neue Märkte entfallen 1.484 Mio € überwiegend

auf Windkraftprojekte in den USA bei Climate & Renewables,

644 Mio € vor allem auf vier Neubauprojekte und die Erhö-

hung des Anteils an OGK-4 bei Russia, 860 Mio € insbesondere

auf von anderen Market Units übernommene Aktivitäten, die

Fertigstellung des Kraftwerks Livorno Ferraris und die Ertüch-

tigung des Kraftwerks Terni bei Italy und 317 Mio € im

Wesentlichen auf zwei neue Gaskraftwerke und Umweltschutz-

maßnahmen an zwei bestehenden Kraftwerken bei Spain.

Die Investitionen im Segment Corporate Center betrafen vor

allem die Akquisition des umfangreichen Beteiligungspakets

von Enel/Acciona und Endesa mit Aktivitäten vornehmlich in

Italien, Spanien und Frankreich.

Aktienrückkaufprogramm

Das im Jahr 2007 gestartete 7-Mrd-€-Aktienrückkaufprogramm

haben wir im Jahr 2008 fortgesetzt und rund 74 Millionen

Aktien mit einem Kurswert von etwa 3 Mrd € zurückgekauft.

Insgesamt wurden 6,448 Mrd € ausgegeben. Um angesichts

der Finanzmarktkrise ein höchstmögliches Maß an Flexibilität

zu bewahren, haben wir entschieden, den Aktienrückkauf

zu unterbrechen und die weitere Entwicklung an den Kapital-

märkten abzuwarten.

34 Finanzlage

Der operative Cashflow im Segment Neue Märkte betrug

140 Mio €.

Der operative Cashflow im Segment Corporate Center liegt

deutlich über dem Vorjahresniveau. Dies wird im Wesentlichen

durch höhere konzerninterne Steuerverrechnungen begrün-

det. Dagegen wirkten sich insbesondere die höheren Zinszah-

lungen negativ aus.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit in Höhe von

-17.078 Mio € (Vorjahr: -8.789 Mio €) war 2008 durch den Erwerb

des umfangreichen Beteiligungspakets von Enel/Acciona

und Endesa mit Aktivitäten vornehmlich in Spanien, Italien

und Frankreich geprägt.

Der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit war 2008 mit

11.391 Mio € (Vorjahr: 1.808 Mio €) positiv. Dies ist vor allem

durch die Begebung neuer Anleihen begründet. Dagegen

reduzierten weitere Aktienrückkäufe und die Dividendenzah-

lung der E.ON AG den Cashflow.

Weitere Informationen zur Kapitalflussrechnung befinden

sich in Textziffer (29) im Anhang zum Konzernabschluss.

Kapitalflussrechnung des Konzerns (Kurzfassung)

in Mio € 2008 2007

Operativer Cashflow 6.738 8.726

Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -17.078 -8.789

Cashflow aus der Finanzierungs tätigkeit fortgeführter Aktivitäten 11.391 1.808

Veränderung der Zahlungsmittel

fortgeführter Aktivitäten 1.051 1.745

Liquide Mittel zum 31. Dezember 6.348 7.075

Der operative Cashflow der Market Unit Pan-European Gas lag

im Geschäftsjahr 2008 deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Insbesondere bei der E.ON Földgáz Trade waren negative Preis-

effekte im Gasgeschäft infolge ungünstiger Wechselkursent-

wicklungen und nicht ausreichender Preiserhöhungen seitens

des Regulierers sowie negative Speichereffekte für einen

signifikanten Rückgang des Cashflows verantwortlich. Wäh-

rend im Jahr 2007 die Gasvorräte in den Speichern reduziert

wurden, kam es 2008 zu einem Anstieg der Gasvorräte. Zusätz-

lich belastet wurde der Cashflow von Pan-European Gas

durch im Vorjahresvergleich geringere Dividendeneinzahlun-

gen aus Beteiligungen. Bei der E.ON Ruhrgas AG wirkte

sich die Speicherbeschäftigung ebenfalls belastend auf den

operativen Cashflow aus. Im Vorjahr wurde den Speichern

per Saldo deutlich mehr Gas entnommen als im Jahr 2008.

Der operative Cashflow von UK lag 722 Mio € unter dem Vor-

jahreswert. Dies ist zum Teil auf negative Effekte aus der

Währungsumrechnung zurückzuführen. Der größere Teil ent-

fällt wegen der zeitlichen Verschiebung von steigenden

Bezugskosten und der möglichen Weitergabe an Kunden auf

das Endkundengeschäft. Im Jahr 2008 führten die hohen

Brennstoffkosten deshalb zu einem Mittelabfluss. Dagegen

verzeichnete UK 2007 in einem Umfeld mit eher sinkenden

Preisen hohe Mittelzuflüsse. Trotz operativer Verbesserungen

wie der starken Verkürzung von Abrechnungsprozessen

resultiert aus diesen Effekten ein Rückgang des Cashflows.

Der operative Cashflow der Market Unit Nordic folgte der

positiven Geschäftsentwicklung, lag aber aufgrund der Ent-

wicklung der Vorräte unter dem Niveau des Vorjahres. Im

Vergleich zum Vorjahr wirkten sich dagegen geringere Kosten

infolge der Stürme im Winter positiv aus.

Der operative Cashflow der Market Unit US-Midwest stieg

im Vergleich zum Vorjahr. Im Jahr 2007 hatten Einzahlungen

in Pensionsfonds den Cashflow belastet.

Der operative Cashflow der Market Unit Energy Trading betrug

-1.452 Mio €. Aufgrund der zentralen Stellung im Beschaf-

fungs- und Absatzprozess des Konzerns ist der Cashflow erheb-

lich von der Abrechnung der konzerninternen Leistungsbe-

ziehungen geprägt. Der negative operative Cashflow ist im

Wesentlichen auf konzerninterne Zahlungen und einen

erheblichen Bestandsaufbau von Emissionsrechten im vierten

Quartal 2008 zurückzuführen.


Im Jahr 2008 stieg der Debt Factor auf 3,4 im Vergleich zu 1,9

im Vorjahr. Berücksichtigt man das Adjusted EBITDA des im

Laufe des Jahres 2008 erworbenen Beteiligungspakets von

Enel/Acciona und Endesa für das gesamte Jahr, ergibt sich

zum 31. Dezember 2008 ein Pro-forma Debt Factor von 3,2.

Finanzstrategie

Die Finanzstrategie des E.ON-Konzerns beinhaltet vier

Kernelemente:

• Das Zielrating von E.ON besteht in einem Single A flat/A2

Rating. Das Ratingziel ermöglicht eine effizientere Kapi-

talstruktur, erhält aber dabei die Finanzierungssicherheit.

• Zum Management der Kapitalstruktur verwendet E.ON

die Steuerungsgröße Debt Factor. Dieser ergibt sich aus

dem Verhältnis zwischen der wirtschaftlichen Netto-Ver-

schuldung und dem Adjusted EBITDA. Die wirtschaftliche

Netto-Verschuldung schließt neben den Finanzschulden

auch Pensions- und Entsorgungsrückstellungen ein. Als

Zielgröße hat E.ON einen Debt Factor von 3 festgelegt,

der aus dem Zielrating abgeleitet ist.

• E.ON steuert die Kapitalstruktur aktiv. Anhand des Debt

Factors wird die Entwicklung der Kapitalstruktur konti-

nuierlich überprüft und gegebenenfalls angepasst. Liegt

der Debt Factor deutlich über 3, ist strikte Investitions-

disziplin erforderlich. Bei strategisch wichtigen Investi-

tionen müssten dann Gegenfinanzierungskonzepte wie

Portfoliomaßnahmen oder Kapitalerhöhungen genutzt

werden. Wenn sich hingegen abzeichnet, dass der Ver-

schuldungsfaktor nachhaltig deutlich unter 3 liegen wird,

soll verstärkt Kapital an unsere Aktionäre ausgekehrt

werden, zum Beispiel durch höhere Dividendenzahlungen

oder Aktienrückkäufe. Priorität haben aber immer wert-

schaffende Investitionen.

• Zielwert für die Ausschüttungsquote und damit für die

Dividende ist unverändert ein Korridor von 50 bis 60 Pro-

zent des bereinigten Konzernüberschusses.

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

verschuldung und den vorhandenen liquiden Mitteln sowie

langfristigen Wertpapieren. Im Vergleich zum Stand per

31. Dezember 2007 (-7.494 Mio €) ist die Netto-Finanzposition

um 22.199 Mio € auf -29.693 Mio € zurückgegangen. Wesent-

licher Grund für die Veränderung der Netto-Finanzposition war

die Akquisition des umfangreichen Beteiligungspakets von

Enel/Acciona und Endesa. Darüber hinaus wirkten sich neben

gestiegenen Sachanlageinvestitionen die Dividendenzahlung

der E.ON AG und Mittelabflüsse im Rahmen des Aktienrück-

kaufprogramms mindernd aus. Der hohe operative Cashflow

trug dagegen positiv bei. Unsere wirtschaftliche Netto-Ver-

schuldung stieg entsprechend ebenfalls deutlich an.

Bei der Herleitung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung

haben wir erstmals die Marktwerte (netto) der Währungs-

derivate aus Finanztransaktionen (ohne Transaktionen aus

dem operativen Geschäft und dem Asset-Management)

aufgenommen, um auch die Fremdwährungseffekte aus Finanz-

transaktionen zu erfassen, die sich aus bilanziellen Gründen

nicht direkt in den Komponenten der Netto-Finanzposition

auswirken.

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Liquide Mittel 6.348 7.075

Langfristige Wertpapiere 5.017 6.895

Liquide Mittel und langfristige

Wertpapiere 11.365 13.970

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kre-ditinstituten und Dritten -39.095 -19.357

Finanzverbindlichkeiten aus Beteiligungsverhältnissen -1.963 -2.107

Finanzverbindlichkeiten -41.058 -21.464

Netto-Finanzposition -29.693 -7.494

Marktwerte (netto) der Währungs-derivate aus Finanztransaktionen1) 1.988 706

Pensionsrückstellungen -3.559 -2.890

Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen -14.839 -15.034

Abzüglich Vorausleistungen an den schwedischen Nuklearfonds 1.157 1.280

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung -44.946 -23.432

Adjusted EBITDA 13.385 12.450

Debt Factor 3,4 1,9

Pro-forma Debt Factor 3,2 1,9

1) Hierin nicht enthalten sind Transaktionen aus operativem Geschäft und Asset-Management.

36

Commercial Paper. Von Beginn des Finanzierungsprogramms

bis Ende 2008 wurden insgesamt Anleihen und Schuldschein-

darlehen in Höhe von rund 19 Mrd € platziert, davon etwa

13 Mrd € im Jahr 2008 (Angaben ohne Commercial Paper). Die

Benchmark-Anleihen waren deutlich überzeichnet und konn-

ten bei einer Vielzahl von institutionellen Investoren platziert

werden. Die erfolgreichen Anleiheemissionen belegen das

Vertrauen der Investoren in E.ON.

Für unsere Leistungen bei der Umsetzung des Finanzierungs-

programms hat E.ON im Januar 2009 die begehrte Auszeich-

nung „Corporate Issuer of the Year“ (bester Unternehmens-

emittent des Jahres) der International Financing Review (IFR)

erhalten.

Weitere Erläuterungen zu ausstehenden E.ON-Anleihen befin-

den sich in Textziffer (26) des Anhangs zum Konzernabschluss.

Finanzierungspolitik und -maßnahmen

Die Finanzierung des Investitionsprogramms und des Aktien-

rückkaufprogramms erfolgt durch liquide Mittel, den laufen-

den operativen Cashflow sowie die Aufnahme von Finanzver-

bindlichkeiten. E.ON verfolgt eine Finanzierungspolitik, die

jederzeit Zugang zu unterschiedlichen Finanzierungsquellen

gewährleistet.

Im Regelfall werden externe Finanzierungen von der E.ON AG

oder von der niederländischen 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 Herbst 2007 starteten wir unser Finanzierungsprogramm

für den Zeitraum bis 2010. Seitdem hat E.ON eine Reihe von

Benchmark-Anleihen in Euro, Pfund und Dollar begeben. E.ON

hat ebenfalls kleinere Anleihen in unterschiedlichen Währun-

gen begeben und weitere opportunistische Finanzierungs-

möglichkeiten genutzt. Darüber hinaus begibt E.ON regelmäßig

Finanzlage


Ausführliche Erläuterungen zu Verbindlichkeiten und Haftungs-

verhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich

in den Textziffern (26) und (27) des Anhangs.

E.ON hat von Moody’s seit dem 4. April 2007 ein Langfrist-

Rating von A2 und von Standard & Poor’s seit dem 12. Juni 2007

ein Langfrist-Rating von A. Das Kurzfrist-Rating ist A-1 (Stan-

dard & Poor’s) und P-1 (Moody’s). Die Bonitätsbeurteilungen

beider Ratingagenturen entsprechen damit dem von E.ON

angestrebten Ratingziel. Sowohl Standard & Poor’s als auch

Moody’s haben in 2008 das Langfrist- und Kurzfrist-Rating

für E.ON jeweils mit stabilem Ausblick bestätigt.

Ratings der E.ON AG

Lang-fristiges

Rating

Kurz-fristiges

Rating Ausblick

Moody’s A2 P-1 stabil

Standard & Poor’s A A-1 stabil

Durch die Finanzkrise erhöhten sich im Verlauf des Jahres

2008 die von Investoren verlangten Risikoaufschläge. Hiervon

waren auch die E.ON-Anleihen betroffen.

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 zum Beispiel Rating, Laufzeit

und Mindestvolumen.

Die E.ON-Anleihen im Jahr 2008 wurden mit Ausnahme der

US-Dollar-Anleihen unter dem bestehenden 30-Mrd-€-Debt-

Issuance-Programm emittiert. Im Rahmen des Debt-Issuance-

Programms standen zum Jahresende Schuldverschreibungen

in Höhe von umgerechnet 23,1 Mrd € aus.

Neben dem Debt-Issuance-Programm steht uns ein europä-

isches Commercial-Paper-Programm (CP) mit einem Volumen

von 10 Mrd € sowie ein US-Dollar-CP-Programm in Höhe von

10 Mrd US-$ zur Verfügung, unter dem wir kurzfristige Schuld-

verschreibungen begeben können. Zum Jahresende 2008

waren die CP-Programme mit 7,3 Mrd € ausgenutzt.

E.ON hat die 364-Tages-Tranche (Tranche A) der syndizierten

Kreditlinie mit einem Volumen von 7,5 Mrd € erfolgreich ver-

längert. Tranche A hat jetzt eine Laufzeit bis zum 26. Novem-

ber 2009. Die langfristige Tranche (Tranche B) in Höhe von

rund 5 Mrd € läuft unverändert bis zum 2. Dezember 2011. Die

Kreditlinie wurde im gesamten Jahr 2008 nicht in Anspruch

genommen.

38

Die langfristigen Schulden erhöhten sich um 10,6 Mrd € auf

63 Mrd €. Ursachen waren insbesondere die erfolgreiche

Platzierung langfristiger Bonds mit einem Buchwert in Höhe

von 10,8 Mrd € im Jahr 2008 und die restlaufzeitbedingte

Umgliederung von 4,5 Mrd € von den langfristigen in die kurz-

fristigen Verbindlichkeiten.

Die kurzfristigen Schulden nahmen um rund 25,9 Mrd € auf

55,6 Mrd € zu. Gründe hierfür waren vor allem die gestiegene

kurzfristige Refinanzierung, stichtagsbedingt höhere Verbind-

lichkeiten aus derivativen Geschäften und höhere kurzfristige

Verbindlichkeiten aus der erstmaligen Einbeziehung der Akti-

vitäten von Enel/Acciona und Endesa.

Die nachfolgenden Finanzkennziffern belegen, dass der E.ON-

Konzern über eine gute Vermögens- und Kapitalstruktur

verfügt:

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 36 Prozent

durch Eigenkapital gedeckt (31. Dezember 2007:

52 Prozent).

• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 95 Prozent

(31. Dezember 2007: 102 Prozent) durch langfristiges

Kapital finanziert.

Weitere Erläuterungen zur Vermögenslage befinden sich im

Anhang des Konzernabschlusses in den Textziffern (4) bis (26).

Die positive Ertragslage, die erfreuliche Wertentwicklung und

die soliden Finanzkennziffern belegen die solide wirtschaft-

liche Lage des E.ON-Konzerns im Geschäftsjahr 2008.

Die langfristigen Vermögenswerte erhöhten sich zum

31. Dezember 2008 im Vergleich zum 31. Dezember 2007 um

1 Prozent, vor allem durch den Erwerb und erstmaligen Ein-

bezug der Aktivitäten aus dem Beteiligungspaket von Enel/

Acciona und Endesa sowie Investitionen in Sachanlagen.

Dagegen verminderten niedrigere Marktwerte infolge der

Finanzmarktkrise und außerplanmäßige Wertberichtigungen

auf Goodwills die langfristigen Vermögenswerte.

Die kurzfristigen Vermögenswerte nahmen im Vergleichszeit-

raum um 61 Prozent zu. Gründe hierfür waren vor allem stich-

tagsbedingt höhere Forderungen aus derivativen Geschäften

und höhere kurzfristige Vermögenswerte durch die erstmalige

Einbeziehung der Aktivitäten von Enel/Acciona und Endesa.

Die Eigenkapitalquote liegt um 16 Prozentpunkte unter dem

Niveau von 40 Prozent Ende Dezember 2007. Infolge der

Finanzmarktkrise minderten unrealisierte Verluste im Rahmen

der Marktbewertung unserer Beteiligung an Gazprom vor

Berücksichtigung von latenten Steuern das Eigenkapital um

rund 9 Mrd €. Daneben konnte die Ausschüttung von 3 Mrd €

an die E.ON-Aktionäre und Minderheitsgesellschafter durch

die laufenden Jahresüberschüsse im Jahr 2008 nicht kompen-

siert werden. Darüber hinaus führte die Transaktion mit Stat-

kraft zu einer weiteren, ergebnisneutralen Minderung des

Eigenkapitals in Höhe von 2,7 Mrd €. Im Rahmen des im Vor-

jahr begonnenen Aktienrückkaufprogramms wurden im Jahre

2008 73.692.090 eigene Aktien erworben. Zusätzlich wurden

weitere Aktien im Rahmen des Mitarbeiterprogramms über die

Börse erworben und an Mitarbeiter ausgegeben. Insgesamt

ergibt sich durch die Veränderung eigener Anteile eine Minde-

rung des Eigenkapitals in Höhe von 2,9 Mrd €.

Vermögenslage

Konzernbilanzstruktur

in Mio € 31. Dez. 2008 % 31. Dez. 2007 %

Langfristige Vermögenswerte 106.436 68 105.804 77

Kurzfristige Vermögenswerte 50.609 32 31.490 23

Aktiva 157.045 100 137.294 100

Eigenkapital 38.427 24 55.130 40

Langfristige Schulden 62.973 40 52.402 38

Kurzfristige Schulden 55.645 36 29.762 22

Passiva 157.045 100 137.294 100


Am Bilanzstichtag standen aus dem Aktienrückkauf ins-

gesamt 82.616.922 eigene Aktien mit einem Gesamtwert von

3.316 Mio € im Eigentum der Gesellschaft. Da diese Aktien

zum Zwecke der Einziehung erworben wurden, werden sie

vom Eigenkapital abgesetzt.

Das Beteiligungsergebnis der E.ON AG hat sich 2008 durch

zum Teil rückläufige Ergebnisabführungen bei gleichzeitig

gestiegenen Verlustausgleichsverspflichtungen um 2.247 Mio €

auf 4.997 Mio € reduziert. Zum positiven Beteiligungsergebnis

hat insbesondere die Gewinnabführung der E.ON Energie AG

in Höhe von 7.740 Mio € beigetragen. Darüber hinaus führte

die Ausschüttung der Kapitalrücklage von E.ON UK Holding

GmbH zu einem Ergebnisanstieg von 3.104 Mio €. Gegenläufig

wirken sich hier Wertberichtigungen auf Finanzanlagen bei

Tochtergesellschaften aus, die im Rahmen von Verlustaus-

gleichsverpflichtungen das Beteiligungsergebnis belasten.

Die Anpassungen auf den niedrigeren beizulegenden Wert

betreffen insbesondere die Obergesellschaft der Market Unit

US-Midwest mit 1.703 Mio € und die E.ON Europa S.L. mit

1.584 Mio €. E.ON Europa hält Anteile an verbundenen Unter-

nehmen in Frankreich, Italien und Spanien. Einzelheiten zu

den Ursachen für die vorgenommenen Wertberichtigungen

befinden sich in Textziffer (14a) des Anhangs.

Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und

Erträgen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 132 Mio € auf

-118 Mio € verbessert.

Die Steuern beinhalten sowohl für das Geschäftsjahr 2008

als auch für Vorjahre die laufenden Ertragsteuern und aperio-

dische Steuern für noch offene Betriebsprüfungszeiträume.

Wir schlagen der Hauptversammlung am 6. Mai 2009 vor, aus

dem Bilanzgewinn eine Dividende von 1,50 € je dividenden-

berechtigte Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer

Steigerung um 9,5 Prozent. Wir können die Dividende insbe-

sondere aufgrund der positiven operativen Ergebnisentwick-

lung bereits zum zehnten Mal in Folge erhöhen. Auf diese

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

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

in Mio € 2008 2007

Beteiligungsergebnis 4.997 7.244

Zinsergebnis -965 -557

Übrige Aufwendungen und Erträge -118 -250

Ergebnis der gewöhnlichen

Geschäftstätigkeit 3.914 6.437

Steuern -1.025 -1.321

Jahresüberschuss 2.889 5.116

Gewinnvortrag 30 –

Einstellung in die Gewinnrücklagen -62 -2.526

Bilanzgewinn 2.857 2.590

Jahresabschluss der E.ON AG

Der Jahresabschluss der E.ON AG ist nach den Vorschriften

des Handelsgesetzbuches und des Aktiengesetzes aufgestellt.

Der Jahresüberschuss beträgt 2.889 Mio € nach 5.116 Mio €

im Vorjahr. Unter Berücksichtigung des Gewinnvortrages in

Höhe von 30 Mio € und nach Einstellung von 62 Mio € in die

anderen Gewinnrücklagen ergibt sich ein Bilanzgewinn von

2.857 Mio €.

Das Grundkapital der Gesellschaft wurde durch Beschluss der

Hauptversammlung am 30. April 2008 in der Weise neu ein-

geteilt, dass eine Aktie mit einem anteiligen Betrag am Grund-

kapital von bisher 2,60 € zukünftig in drei Aktien mit einem

anteiligen Betrag am Grundkapital von 1,00 € je Aktie einge-

teilt ist (Aktiensplit). Um dies zu erreichen, wurde zunächst

das Grundkapital der Gesellschaft aus Gesellschaftsmitteln

ohne Ausgabe neuer Aktien von 1.734,2 Mio € um 266,8 Mio €

auf 2.001,0 Mio € erhöht. Danach wurde das Grundkapital

neu eingeteilt, sodass auf bisher eine nunmehr drei Stück-

aktien entfallen mit dem gesetzlich geringstmöglichen antei-

ligen Betrag am Grundkapital je Aktie in Höhe von 1,00 €. Dabei

wurde die Anzahl der ausgegebenen Aktien verdreifacht.

Das Grundkapital beträgt nunmehr 2.001.000.000,00 € (Vorjahr:

1.734.200.000 €) und ist eingeteilt in 2.001.000.000 Stück (Vor-

jahr: 667.000.000 Stück) auf den Namen lautende Stückaktien

(Aktien ohne Nennbetrag). Die Satzung wurde entsprechend

geändert; die Eintragungen im Handelsregister (HRB 22315)

erfolgten am 1. August 2008.

Bilanz der E.ON AG (Kurzfassung)

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen 155 158

Finanzanlagen 27.564 27.667

Anlagevermögen 27.719 27.825

Forderungen gegen verbundene Unternehmen 39.852 20.466

Übrige Forderungen 3.777 2.569

Liquide Mittel 415 1.634

Umlaufvermögen 44.044 24.669

Gesamtvermögen 71.763 52.494

Eigenkapital 11.475 14.076

Sonderposten mit Rücklageanteil 393 414

Rückstellungen 4.194 3.191

Verbindlichkeiten gegenüber verbunde-nen Unternehmen 42.902 30.388

Übrige Verbindlichkeiten 12.799 4.425

Gesamtkapital 71.763 52.494

40 Mitarbeiter

Sofern sich bis zur Hauptversammlung die Anzahl der dividen-

denberechtigten Stückaktien durch Rückkauf eigener Aktien

verringert, ist beabsichtigt, den Beschlussvorschlag in der

Weise anzupassen, dass bei unveränderter Ausschüttung in

Höhe von 1,50 € je dividendenberechtigte Stückaktie der

auf die nicht mehr dividendenberechtigten Aktien entfallende

Teilbetrag auf neue Rechnung vorgetragen werden soll.

Der vom Abschlussprüfer PricewaterhouseCoopers Aktien-

gesellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, mit

dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene

vollständige Jahresabschluss der E.ON AG wird im elektroni-

schen Bundesanzeiger bekannt gemacht. Er kann als Sonder-

druck 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 160 bis 162.

Mitarbeiter

Entwicklung der Mitarbeiterzahlen

Am 31. Dezember 2008 waren im E.ON-Konzern weltweit

93.538 Mitarbeiter beschäftigt, rund 7 Prozent mehr als am

Jahresende 2007. Hinzu kommen 2.705 Auszubildende sowie

330 Vorstände und Geschäftsführer.

Die Veränderungen in den einzelnen Market Units sind weitest-

gehend auf die Reorganisationen im Rahmen der neuen

Konzernstruktur zurückzuführen. In der Market Unit Energy

Trading wurden die europäischen Handelsaktivitäten

zusammengeführt.

Mitarbeiter1)

31. Dezember

+/- %2008 2007

Central Europe 44.142 44.051 –


UK 17.480 16.786 +4

Nordic 5.826 5.804 –

US-Midwest 3.110 2.977 +4


Neue Märkte 9.214 5.424 +70

Corporate Center2) 3.054 559 –

Summe 93.538 87.815 +7

Nicht fortgeführte Aktivitäten3) 474 474 –

1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder2) einschließlich E.ON IS im Jahr 2008.3) enthält WKE

Darüber hinaus wurde beispielsweise das Italiengeschäft der

Market Units Central Europe und Pan-European Gas auf die

neue Market Unit Italy übertragen. Gleiches gilt für die neue

Market Unit Climate & Renewables, die das Erneuerbare-

Energien-Geschäft bündelt. Im Anschluss an die Akquisition

der Aktivitäten von Enel/Acciona und Endesa haben wir im

dritten Quartal die neue Market Unit Spain mit rund 1.200 Mit-

arbeitern installiert. Darüber hinaus wurden Aktivitäten aus

dem Erwerb mit insgesamt rund 1.800 Beschäftigten auf die

Market Units Italy und Central Europe übertragen. Die neuen

Market Units Russia, Italy, Climate & Renewables und Spain

werden im Segment Neue Märkte ausgewiesen.

Bei der Market Unit Central Europe ist der geringfügige

Anstieg der Mitarbeiterzahl auf zwei gegenläufige Effekte

zurückführen: Durch die Umstrukturierung des Konzerns

haben zum Jahresanfang rund 2.800 Mitarbeiter die Market

Unit Central Europe verlassen. Diese Abgabe von Mitarbeitern

wurde allerdings durch die neuen Aktivitäten in Frankreich

und Polen sowie die Akquisitionen im Bereich der Abfallver-

brennung und der Strom- und Gasversorgung in Deutschland

mehr als kompensiert.

Gründe für den Anstieg der Mitarbeiterzahl bei E.ON UK um

4 Prozent sind vor allem der verstärkte Einsatz von Mitarbei-

tern mit Kundenkontakt im Vertrieb, sowie die Akquisition

einer Gesellschaft im Bereich der beruflichen Weiterbildung.

In der Market Unit Nordic wurde der Rückgang durch die

Übertragung von rund 100 Mitarbeitern auf die neuen Market

Units Energy Trading und Climate & Renewables durch Neu-

einstellungen und eine Akquisition im Bereich der technischen

Beratung vollständig ausgeglichen.

Grund für den Personalzuwachs bei der Market Unit US-Mid-

west sind neue Mitarbeiter im Zusammenhang mit verschie-

denen Investitionsprojekten.

Geografische Struktur

Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Zahl der im Ausland beschäf-

tigten Mitarbeiter (ohne Vorstände/Geschäftsführer und

Auszubildende) auf insgesamt 57.134 Mitarbeiter bzw. 61,1 Pro-

zent (Vorjahr: 53.200 Mitarbeiter bzw. 60,6 Prozent). Diese

Erhöhung ist vor allem auf die Akquisition der Aktivitäten von

Enel/Acciona und Endesa zurückzuführen.


Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur, Teilzeitbeschäftigung

Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember 2008

bei insgesamt rund 27 Prozent. Unter den Senior Managern

beträgt der Frauenanteil derzeit 11 Prozent, unter den Top

Executives 5 Prozent. Zur mittelfristig angestrebten Erhöhung

der Anzahl weiblicher Senior Manager und Top Executives hat

E.ON neben weiteren Maßnahmen ein Mentoring-Programm

ins Leben gerufen.

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

Konzern rund 41 Jahre und die durchschnittliche Betriebszu-

gehörigkeit rund 14 Jahre. Insgesamt 7.209 Mitarbeiter waren

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

4.321 Frauen (60 Prozent). Die auf freiwilligen Kündigungen

basierende Fluktuation lag im Konzerndurchschnitt bei rund

5 Prozent.

Arbeitgebermarke – Employer Branding

Im internationalen Wettbewerb spielt es eine immer größere

Rolle, die am besten qualifizierten und talentiertesten Mit-

arbeiter zu gewinnen. E.ON erhielt 2008 die begehrte Auszeich-

nung des Great Place to Work© Institute Europe und darf

erstmals als Gesamtkonzern das Prädikat „Best Workplaces

in Europe 2008“ führen. Im Ranking der „Top-Arbeitgeber

Deutschland 2008“ – einer Studie des Magazins Junge Karriere

und des unabhängigen Forschungsunternehmens CRF –

konnte E.ON sich 2008 zum zweiten Mal in Folge einen Spitzen-

platz sichern und wurde zu den besten Arbeitgebern in

Deutschland gewählt.

Gesamtbelegschaft nach Regionen1)

31. 12. 2008

Deutschland 39.281

Großbritannien 18.581

Rumänien 8.507

Russland 5.769

Schweden 5.574

Ungarn 5.116

USA und Kanada 3.250

Tschechische Republik 2.768

Bulgarien 2.120

Weitere Länder2) 5.607

1) einschließlich Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende2) unter anderem Italien, Spanien, Frankreich, Polen, Niederlande etc.

E.ON Graduate Program

Seit der Einführung des Programms im Jahr 2005 wurden kon-

zernweit insgesamt 176 Nachwuchskräfte eingestellt. 97 Trai-

nees haben das Programm seitdem erfolgreich abgeschlossen

und konnten übernommen werden. Erstmals nahm im Jahr

2008 die Market Unit Russia an dem Programm teil.

Personalentwicklung – Talent Management

Im Rahmen des einmal jährlich stattfindenden Management-

Review-Prozesses werden konzernweit Führungskräfte im

Sinne der Potenzialentwicklung nach einheitlichen Standards

diskutiert und Nachwuchskräfte identifiziert. Das Konzept

der Senior Management Potentials unterstützt bestätigte

Nachwuchskräfte durch vielfältige, individuelle Lern- und

Entwicklungsmöglichkeiten bei der zielgerichteten Entwick-

lung ins Senior Management.

Die konzernweiten Weiterbildungskosten betrugen im Jahr

2008 rund 88 Mio €. Ein Großteil der Weiterbildung wird

dabei über den internen Bildungsanbieter E.ON Academy

abgedeckt.

Top Executives

Die zunehmende internationale Expansion des E.ON-Konzerns

hat auch direkte Auswirkungen auf das Management der

Top Executives. Neben einem stärkeren Austausch von Füh-

rungskräften zwischen den einzelnen Market Units werden

bei Besetzung von Top-Führungspositionen verstärkt inter-

nationale Erfahrungen erforderlich. Für neue Akquisitionen

konnten bewährte Führungskräfte aus dem Konzern, darunter

auch Mitglieder des Executive Pools, des Top-Nachwuchspro-

gramms für Senior Manager, für Schlüsselpositionen gewonnen

werden. Andererseits wurden landesspezifische Führungs-

positionen auch mit Managern aus dem jeweiligen lokalen

Markt besetzt. Im Rahmen der Integration neuer Market

Units sowie von Restrukturierungsmaßnahmen bestehender

Geschäftseinheiten wurden fast 30 Prozent der Positionen

im Top Management neu besetzt, davon mehr als 75 Prozent

durch konzerninterne Bewerber. Im Rahmen der Weiterent-

wicklung der Führungsinstrumente für die Top Executives

wurde die Performance-Ausrichtung weiter verstärkt. Ziel ist

eine stärkere Steuerung über Key Performance Indicators und

eine stärkere Leistungsdifferenzierung sowohl bei der variab-

len Vergütung als auch bei langfristigen Anreizprogrammen.

42

Vergütung, Altersversorgung, Mitarbeiterbeteiligung

Zu einem wettbewerbsfähigen Arbeitsumfeld zählen auch

eine attraktive Vergütung sowie ansprechende Nebenleistun-

gen. Im Jahr 2008 wurden die Regelungen der betrieblichen

Altersversorgung in Deutschland vereinheitlicht und neu aus-

gerichtet. Durch Neuverteilung des Zins- und Langlebigkeits-

risikos sowie Einführung eines differenzierten Beitragssystems

wurden die Versorgungsleistungen zukunftssicher gemacht

und als wichtiger Bestandteil eines attraktiven Vergütungs-

pakets gestärkt.

Ein weiterer Erfolgsfaktor für die Mitarbeiterbindung ist

die Beteiligung am Unternehmenserfolg: Seit dem Jahr 2007

nehmen über die Gruppe der Top Executives hinaus die in

Deutschland beschäftigten Senior Manager im Grade 3 des

konzernweiten Job Grading Systems am E.ON Share Perfor-

mance Plan teil. Darüber hinaus wurde die Attraktivität des

Mitarbeiteraktienprogramms durch eine Erhöhung des Unter-

nehmenszuschusses weiter verbessert. Im Jahr 2008 haben ins-

gesamt 22.392 Mitarbeiter 1.138.050 Aktien gezeichnet. Damit

lag die Teilnahmequote mit 58 Prozent geringfügig unter der

Quote des Vorjahres (59 Prozent).

Grundzüge des Vergütungssystems für Vorstand und Aufsichtsrat

Die Grundzüge der Vergütungssysteme sowie Angaben zu den

Konzernbezügen einzelner Vorstands- und Aufsichtsratsmit-

glieder sind für das Geschäftsjahr 2008 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 Vergütungsbe-

richt ist im Corporate-Governance-Kapitel auf den Seiten 148

bis 153 veröffentlicht und als Bestandteil dieses zusammen-

gefassten Lageberichts anzusehen. Auf eine Darstellung des

Vergütungsberichts an dieser Stelle wurde daher verzichtet.

Ausbildung

Einen traditionell hohen Wert nimmt bei E.ON die Ausbildung

junger Menschen ein. Die Ausbildungsquote in Deutschland

blieb gegenüber dem Vorjahr annähernd gleich und liegt bei

rund 7 Prozent.

Die bereits im Jahr 2003 gestartete E.ON-Ausbildungsinitiative

wurde auch im Jahr 2008 fortgeführt und weiter ausgebaut.

Über die bereits bestehenden Angebote hinaus wurde über

950 weiteren jungen Menschen in Deutschland eine Perspek-

tive in Form einer Ausbildung, ausbildungsvorbereitender

Praktika und von Schulprojekten geboten.

Forschung und Entwicklung

Auch im Jahr 2008 hat E.ON das Engagement im Bereich For-

schung und Entwicklung weiter gesteigert. Mit unseren viel-

fältigen Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten verfolgen

wir schon seit Langem zwei Ziele:

Zum einen optimieren wir bestehende Anlagen und Verfahren,

um betrieblichen Herausforderungen mit innovativen Lösun-

gen zu begegnen und unsere Anlagen während ihrer gesamten

Lebensdauer effizient und wirtschaftlich zu betreiben.

Auszubildende in Deutschland

31. 12. 2008

Central Europe 2.317

Pan-European Gas 298

E.ON AG/Sonstige1) 90

E.ON-Konzern 2.705

1) einschließlich E.ON IS


Zum anderen unterstützen wir durch unsere „innovate.on“-

Initiative aktiv die Entwicklung von Schlüsseltechnologien und

beschleunigen so deren Markteintritt. Dies ist der Anspruch,

den wir als eines der weltweit führenden Energieunternehmen

an uns selbst stellen. Ziele unserer Aktivitäten sind, die opera-

tive Umsetzung von Forschungsergebnissen und ihre wirt-

schaftliche Implementierung aktiv voranzutreiben. 2008 haben

wir die Schlüsseltechnologien um die Kernenergie-Genera-

tion III+ als eine weitere „innovate.on“-Technologie erweitert.

Im Jahr 2008 lag der Forschungs- und Entwicklungsaufwand

von E.ON gemäß Rechnungslegungsstandard IAS 38 bei rund

53 Mio € (2007: 37 Mio €). 203 Mitarbeiter arbeiteten 2008

bei E.ON in den Bereichen Forschung und Entwicklung, davon

70 bei Central Europe, 55 bei E.ON Engineering UK für UK,

37 bei Pan-European Gas, 25 bei Nordic, 8 bei US-Midwest,

4 bei Climate & Renewables und 4 im Corporate Center.

Neben den Investitionen in die Optimierung und Weiterent-

wicklung von Technologien ist E.ON auch auf dem Gebiet

der Grundlagenforschung aktiv. E.ON unterstützte die Energie-

forschung an Hochschulen im Jahr 2008 mit 4 Mio €.

Das gesamte Investitionsvolumen im Jahr 2008 für Neue Tech-

nologien in den Bereichen Hochschulförderung, Forschung,

Entwicklung und Demonstrationsanlagen lag bei 106 Mio €

(2007: 83 Mio €).

Corporate Responsibility (CR)

Die Energiewirtschaft befindet sich – bedingt durch Globali-

sierung, weltweit steigenden Energiebedarf sowie Klimawan-

del – in einem Umbruch, der nur im Einklang mit den gesell-

schaftlichen Erwartungen und Wertvorstellungen erfolgreich

bewältigt werden kann. Die CR-Organisation unterstützt

dabei, mit diesen Erwartungen professionell umzugehen und

einen Beitrag zur Balance der unterschiedlichen Interessen

zu leisten. Unser Ziel ist es, eine Vorbildrolle für verantwortungs-

volle Energieversorgung in unserer Branche einzunehmen.

Dafür haben wir unsere CR-Strategie und unser Arbeitspro-

gramm weiterentwickelt und für den Zeitraum 2008–2010

klare Ziele und Maßnahmen definiert. Dies umfasst neben der

Analyse und Bewertung von Risiken in den CR-Kernfeldern

Markt und Region, Klima- und Umweltschutz sowie Gesund-

heitsmanagement und Arbeitssicherheit vor allem die Auf-

stellung konzernweit gültiger Standards und Richtlinien sowie

deren Integration in wichtige Konzernstrategien. Darüber

wird durch spezifische Projekte bzw. Programme verantwort-

liches Handeln in Kernbereichen konkretisiert und das CR-

Profil des Konzerns weiter geschärft.

Dass wir damit auf dem richtigen Weg sind, wurde durch

unsere Leistungen in Ratings und Rankings auch im Jahr 2008

bestätigt. Unsere wichtigsten Erfolge sind dabei die erneute

Aufnahme in den weltweit führenden Nachhaltigkeitsindex

Dow Jones Sustainability Index (DJSI) sowie das erstmalige

Listing im Carbon Disclosure Leadership Index (CDLI), der die

Offenlegung und Maßnahmen zur Reduzierung der CO2-Emis-

sionen bewertet. Damit sendet E.ON auch wichtige Signale

an den Kapitalmarkt und die steigende Zahl von Investoren,

deren Investitionsentscheidungen von Nachhaltigkeitskriterien

beeinflusst werden.

Unter www.eon.com/verantwortung und in der im Mai 2009

erscheinenden CR-Publikation finden Sie weitere Informa-

tionen, die nicht als Bestandteil des zusammengefassten

Lageberichts anzusehen sind.

44 Risikobericht

MarktrisikenDas internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Market

Units bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur

gekennzeichnet. In Verbindung mit der gegenwärtigen Wirt-

schaftskrise ergeben sich für E.ON somit Risiken aus Nach-

fragerückgängen im Wesentlichen bei industriellen bzw. gewerb-

lichen Kunden, die zunehmend ihre Produktion kürzen. Unser

in- und ausländisches Stromgeschäft sieht sich zudem bedingt

durch neu in den Markt tretende Anbieter sowie aggressiveres

Vorgehen bereits bestehender Marktteilnehmer einem ver-

stärkten Wettbewerb ausgesetzt, der unsere Margen reduzie-

ren könnte. E.ON Ruhrgas sieht sich im Gasbereich ebenfalls

einem zunehmenden Wettbewerbsdruck ausgesetzt. Durch ein

umfassendes Vertriebscontrolling und ein intensives Kunden-

management begrenzen wir diese Risiken.

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

keit Marktpreisänderungsrisiken im Commodity-Bereich aus-

gesetzt. Zur Begrenzung dieser Risiken betreiben wir ein

systematisches Risikomanagement. Kernelemente dieses Risi-

komanagements sind – neben den bereits erwähnten konzern-

weit bindenden Richtlinien und dem unternehmens weiten

Berichtssystem – die Verwendung quantitativer Kennziffern

sowie die Limitierung von Risiken und Funktions trennung

von Bereichen. Zur Begrenzung von Marktpreisänderungs-

risiken setzen wir im Markt übliche derivative Instrumente

ein. Diese Instrumente werden mit Finanzinstituten, Brokern,

Strombörsen und Drittkunden kontrahiert, deren Bonität wir

laufend überwachen. Mit Gründung der E.ON Energy Trading

wurden die Preisrisiken aus den liquiden europäischen

Commodity-Märkten sukzessive gebündelt und einheitlich

gesteuert.

Im Wesentlichen werden Strom-, Gas-, Kohle-, Emissionsrechte-

und Ölpreissicherungsgeschäfte kontrahiert, um Preisände-

rungsrisiken abzusichern, eine Systemoptimierung und einen

Lastenausgleich zu erzielen sowie unsere Margen zu sichern.

Der Eigenhandel im Commodity-Bereich findet im Rahmen

detailliert festgelegter Richtlinien und innerhalb eng definier-

ter Grenzen statt.

Finanzwirtschaftliche RisikenDie Steuerung der Zins- und Währungsrisiken erfolgt eben-

falls auf Basis eines systematischen Risikomanagements.

Ausführliche Erläuterungen hierzu befinden sich in Textziffer

(31) des Anhangs zum Konzernabschluss.

Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungsrisiken aus kurz-

und langfristigen Wertpapieren, die durch ein geeignetes

Asset Management gesteuert werden.

Risikomanagementsystem

Das Risikomanagementsystem besteht aus einer Vielzahl von

Bausteinen, die in die gesamte Aufbau- und Ablauforgani-

sation von E.ON eingebettet sind. Damit ist das Risikomanage-

mentsystem integraler Bestandteil der Geschäftsprozesse

und Unternehmensentscheidungen. Zu den Bausteinen des

Risikomanagementsystems zählen im Wesentlichen konzern-

weite Richtlinien und Berichtssysteme, der konzernweit ein-

heitliche Strategie-, Planungs- und Controllingprozess, die

Tätigkeit der internen Revision sowie die gesonderte konzern-

weite Risikoberichterstattung auf Basis des Gesetzes zur

Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG)

und die Einrichtung von Risikokomitees. Unser Risikomanage-

mentsystem zielt darauf ab, die Unternehmensleitung in

die Lage zu versetzen, frühzeitig Risiken zu erkennen, um

rechtzeitig gegensteuern zu können. Die konzernweiten

Planungs-, Steuerungs- und Berichtsprozesse werden konti-

nuierlich auf Effektivität und Effizienz überprüft. Darüber

hinaus erfolgt gemäß den gesetzlichen Anforderungen eine

regelmäßige Überprüfung der Wirksamkeit unseres Risiko-

früherkennungssystems durch unsere interne Revision und

durch die Abschlussprüfer.

Risikomanagement und Versicherung

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

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 das

entsprechende Reporting sicher.

Risikokomitee

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

tung eines Überwachungs- und Risikofrüherkennungssystems

besteht ein Risikokomitee für den E.ON-Konzern. Das Risiko-

komitee stellt als Gremium unter Beteiligung von maßgeblich

beteiligten Bereichen und Abteilungen der E.ON AG die

Umsetzung und Einhaltung der durch den Vorstand beschlos-

senen Strategie zur Risikopolitik im Commodity- und Kredit-

risikobereich 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:


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. Beispiels-

weise könnte es problematisch werden, wichtige Leistungs-

träger zu halten, akquirierte Unternehmen erfolgreich in unser

vorhandenes Geschäft zu integrieren sowie geplante Kosten-

einsparungen 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 beziehungs-

weise den Betrieb eines neuen Geschäftes mehr aufwenden

müssen als angenommen. Des Weiteren beinhalten Akqui-

sitionen und Investitionen in neue geografische Gebiete oder

Geschäftsbereiche, dass wir uns mit neuen Absatzmärkten

beziehungsweise Wettbewerbern vertraut machen und uns mit

den entsprechenden wirtschaftlichen Risiken auseinander-

setzen. Dies gilt gleichermaßen für das von uns im Jahr 2007

aufgelegte strategische Maßnahmenpaket beziehungsweise

das umfangreiche Investitionsprogramm bis zum Jahr 2010.

Diesen möglichen Risiken begegnen wir mit umfangreichen

präventiven Maßnahmen. Diese beinhalten – neben den

zugrunde liegenden Richtlinien und Handbüchern – unter ande-

rem umfassende Due-Diligence-Prüfungen und die rechtliche

Absicherung im Rahmen von Verträgen sowie ein mehrstufi-

ges Genehmigungsverfahren und ein Beteiligungs- bzw.

Projektcontrolling. Nachgelagerte umfangreiche Integrations-

projekte tragen darüber hinaus zu einer erfolgreichen Inte-

gration bei.

Operative RisikenBei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden techno-

logisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. In bedeu-

tenden Teilen Europas und der USA kam es in den letzten

Jahren zu größeren Stromausfällen. Die Gründe für diese Strom-

ausfälle variieren, obwohl sie hauptsächlich auf ein ungenü-

gendes – lokales oder regionales – Gleichgewicht zwischen

Energieerzeugung und -verbrauch zurückzuführen sind.

Dabei können einzelne Ausfälle aufgrund von Überlastung

oder Spannungsproblemen eine kaskadenförmige Abschal-

tung der Netze und Kraftwerke auslösen. Die Wahrscheinlich-

keit dieser Art von Problemen hat sich in den letzten Jahren

nach der Liberalisierung der EU-Strommärkte erhöht. Dies ist

Aus dem operativen Geschäft bzw. dem Einsatz derivativer

Finanzinstrumente ergeben sich für E.ON Kreditausfallrisiken.

Auf Basis des konzernweiten Kreditrisikomanagements erfolgt

eine systematische Überwachung der Geschäftspartner-Boni-

tät sowie regelmäßige Ermittlung des Kreditaus fallrisikos. Die

Überprüfung des Kreditratings der Geschäftspartner wird

auf Grundlage existierender Bonitätskriterien durchgeführt.

Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungs- und weitere Ver-

lustrisiken aus kurz- und langfristigen Kapitalanlagen, die bei

E.ON zur Deckung langfristiger Verpflichtungen, insbesondere

im Pensions- und Entsorgungsbereich, dienen. Grundlage

der Risikosteuerung ist dabei eine konservative Anlagepolitik

und eine breite Diversifizierung des Portfolios. Risiken für

das Portfolio, die sich zum Beispiel aus der Finanzmarktkrise

ergeben, können hierdurch zwar nicht vermieden, aber in

ihrem Ausmaß deutlich begrenzt werden.

Das derzeitige Finanzmarktumfeld geht auch an E.ON nicht

spurlos vorüber. Zum einen können sich konjunkturbedingte

Produktionsausfälle infolge der Finanzmarkt- und Wirtschafts-

krise trotz des wenig zyklischen Charakters der Energie-

branche langfristig negativ auf unser Geschäft auswirken.

Daneben können fallende Bewertungen und die erhöhte

Volatilität zu Abschreibungen auf Finanzanlagevermögen füh-

ren. Weiterhin können Zahlungsausfälle von Geschäfts-

partnern zu erhöhten Kreditausfallrisiken führen, denen wir

insbesondere im Hinblick auf Finanzinstitute durch ein ver-

stärktes Risikomanagement begegnen.

Auch die öffentlichen Kapitalmärkte bieten derzeit eine

im Vergleich zu Vorjahren deutlich erhöhte Volatilität. E.ON

besitzt in Relation zu anderen Unternehmen einen guten

Zugang zum Kapitalmarkt, aber auch wir stellen fest, dass

sich die Kreditmargen trotz unseres stabilen A-Ratings erhöht

haben. Bislang ergaben sich aber insgesamt keine negativen

Auswirkungen der Finanzmarktkrise auf die Refinanzierungs-

kosten des Konzerns. Steigenden Kreditmargen stehen stark

gesunkene Nominalzinsen gegenüber.

Bisher hat E.ON als Schuldner mit sehr guter Bonität keine

Probleme bei der Verfügbarkeit von Fremdmitteln. 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, zu erwerben und zu integrieren, die unser Energie-

geschäft unter annehmbaren Bedingungen sinnvoll ergänzen.

Um die notwendigen Zustimmungen für Akquisitionen zu

erhalten, könnten wir aufgefordert werden, andere Teile unseres

46 Risikobericht

Aus dem zunehmenden Wettbewerb auf dem Gasmarkt und

steigenden Handelsvolumen 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.

AnreizregulierungGemäß der entsprechenden Verordnung werden die Netz-

entgelte mit Wirkung zum 1. Januar 2009 im Wege der Anreiz-

regulierung gebildet. Obwohl die E.ON - Netz betreiber bei

dem von der Bundesnetzagentur durchgeführten Effizienz-

vergleich bereits heute Werte von im Durchschnitt nahezu

100 Prozent erreicht haben, ist nicht klar, inwieweit auch

zwischenzeitlich eingetretene Kostensteigerungen in den

Erlösobergrenzen Berücksichtigung finden können.

Marktorientierte EntgeltbildungE.ON Gastransport hat ihre Netzentgelte bislang marktorien-

tiert gebildet. Dies hat die Bundesnetzagentur mit Bescheid

vom 22. September 2008 untersagt. E.ON Gastransport hat

dagegen Beschwerde eingelegt. Bliebe diese erfolglos, würde

sie zum 1. Januar 2010 in die Anreizregulierung überführt.

Nach europaweiten Durchsuchungen der EU-Kommission im

Jahre 2006 ermittelt die EU-Kommission gegen E.ON Ruhrgas

wegen möglicher Vorwürfe im Gastransportbereich. Wegen

des mutmaßlichen Verstoßes gegen Art. 81 EG-Vertrag hat

die EU-Kommission mit Entscheidung vom 18. Juli 2007 ein

Kartellverfahren gegen E.ON Ruhrgas und Gaz de France

eingeleitet. Die Kommission weist darauf hin, dass die Verfah-

renseinleitung nicht bedeutet, dass abschließende Beweise

für einen Verstoß vorliegen. Im Zusammenhang mit den Nach-

prüfungen im Strombereich hat die EU-Kommission die

Ermittlungen mit Entscheidung vom 26. November 2008 nach

der Zusage, das Übertragungsnetz und Erzeugungskapazi-

täten abzugeben, eingestellt.

zum Teil mit einem zunehmenden uneingeschränkten grenz-

überschreitenden physikalischen Stromhandel zu begründen,

der in einer wesentlich höheren Last im internationalen Netz

resultiert, das ursprünglich hauptsächlich für Zwecke der

gegenseitigen Unterstützung und Betriebsoptimierung konst-

ruiert wurde. Infolgedessen gibt es Engpässe an vielen

Stellen in Europa und die hohe Belastung hat zu einem gerin-

geren Grad an Sicherheitsreserven im Netz geführt. In

Deutschland ist das Risiko von Stromausfällen geringer, da

sich Kraftwerke – im Gegensatz zu vielen anderen Ländern –

in der näheren Umgebung von Ballungszentren befinden und

somit kürzere Übertragungswege vorhanden sind bzw. eine

stärkere Vernetzung gegeben ist. Zusätzlich wird die geringe

Wahrscheinlichkeit eines Stromausfalls in Deutschland durch

die Organisation des deutschen Stromnetzes in vier Regel-

zonen unterstützt. Dennoch existiert im Hinblick auf unsere

deutschen und internationalen Aktivitäten das Risiko eines

Stromausfalls sowie einer Abschaltung von Kraftwerken infolge

unvorhergesehener Betriebsstörungen oder sonstiger Pro-

bleme, die unter anderem auch auf extreme Wetterverhältnisse

zurückgeführt werden können. Betriebsstörungen oder län-

gere Produktionsausfälle 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 Ver-

bindung mit Rechtsstreitigkeiten. Im Wesentlichen handelt

es sich dabei um Klagen und Verfahren wegen angeblicher Preis-

absprachen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Gegen

Unternehmen des E.ON-Konzerns könnten zudem auch in

Zukunft gerichtliche Prozesse, behördliche Untersuchungen

und Verfahren sowie andere Ansprüche eingeleitet oder

geltend gemacht werden. Durch eine geeignete Verfahrens-

betreuung und entsprechende Vertragsgestaltungen im Vor-

feld versuchen wir, die Risiken dieser und zukünftiger Rechts-

streitigkeiten zu minimieren.


durch das russisches Gas geleitet werden muss, bevor es sei-

nen abschließenden Bestimmungsort in Westeuropa erreicht,

können nachteilige Auswirkungen auf den Gasbezug aus

Russland haben, wobei derartige Vorfälle außerhalb der Ein-

flussmöglichkeiten von E.ON Ruhrgas liegen.

Die Nachfrage nach Strom und Gas ist saisonal. Im Allgemeinen

existiert eine höhere Nachfrage während der kalten Monate

Oktober bis März sowie eine geringere Nachfrage während

der wärmeren Monate April bis September. Im Ergebnis bedeu-

tet diese saisonale Struktur, dass unsere Umsätze und opera-

tiven Ergebnisse im ersten und vierten Quartal höher bzw. im

zweiten und dritten Quartal geringer sind. Unsere Umsätze

und operativen Ergebnisse können jedoch bei ungewöhnlich

warmen Wetterperioden während der Herbst- und Winter-

monate negativ beeinflusst werden. Darüber hinaus könnten

sich für unsere Market Unit Nordic negative Auswirkungen

durch einen zu geringen Niederschlag ergeben, der sich in

einer reduzierten Stromerzeugung aus Wasserkraft bemerkbar

machen kann. 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 Unternehmensleitung

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

im operativen Geschäft gegenüber dem Vorjahr aufgrund

der aktuellen Umfeldbedingungen verändert. Insbesondere

könnte ein anhaltend niedrigeres Preisniveau in den Commo-

dity-Märkten und ein dauerhaft deutlicher Rückgang der

Nachfrage, insbesondere von Industriekunden, mittelfristig

die Ertragslage des E.ON-Konzerns erheblich beeinflussen.

Aus heutiger Sicht sind für die Zukunft jedoch keine Risiken

erkennbar, die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner

Market Units gefährden könnten.

In England führt die Regulierungsbehörde OFGEM derzeit

ein Verfahren wegen vermeintlicher unfairer Preisdifferenzie-

rungen im Strom- und Gasvertrieb durch. Dabei sind alle

Marktteilnehmer, auch E.ON UK, betroffen. Setzt sich die Regu-

lierungsbehörde durch, muss teilweise eine mehr kostenori-

entierte statt einer marktorientierten Preisbildung angesetzt

werden. Dies beinhaltet Risiken für die weitere Entwicklung

des Wettbewerbs im Retail-Bereich in Großbritannien.

Weitere ThemenAuf Antrag des Bundesverbandes neuer Energieanbieter (bne)

sowie von LichtBlick hat die BNetzA ein Missbrauchsverfah-

ren gegen die vier deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber,

darunter E.ON Netz, eröffnet. LichtBlick und bne fordern die

Behörde auf, die vier Übertragungsnetzbetreiber zum gemein-

samen Ausregeln ihrer Regelzonen zu verpflichten und

etwaige von Anbietern der Regelenergie erzielte Mehrerlöse

abzuschöpfen. Rechtlich erscheint dieser Anspruch nicht

begründet.

Am 2. Februar 2009 hat das Bundeskartellamt im Rahmen

einer Sektoruntersuchung der E.ON Gastransport GmbH und

der E.ON Avacon AG einen Auskunftsbeschluss zur Kapazi-

tätssituation in den deutschen Fernleitungsnetzen zugesandt,

dessen Beantwortung derzeit bearbeitet wird. Darin fordert

das BKartA Informationen zur Kapazitätsbuchung, Kapazitäts-

nutzung, Kapazitätsvergabe und Open-Season-Verfahren

an. Sofern sich aus der Sektoruntersuchung ein hinreichend

konkreter Anfangsverdacht ergeben sollte, drohen kartell-

rechtliche Missbrauchsverfahren.

Wir könnten darüber hinaus – in Verbindung mit dem Betrieb

von Kernkraftwerken beziehungsweise konventionellen Kraft-

werken – durch Umweltschädigungen aus der Umwelthaft-

pflicht beansprucht 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. Mit zurzeit fünf weiteren Liefer-

ländern ist E.ON Ruhrgas eines der am stärksten diversifizier-

ten Gasversorgungsunternehmen Europas. Verschiedene

zurückliegende Ereignisse in einigen Ländern Osteuropas

haben in Teilen Westeuropas die Bedenken hinsichtlich der

Zuverlässigkeit russischer Gaslieferungen verstärkt, obwohl

Russland bisher immer ein sehr zuverlässiger Lieferant war.

Wirtschaftliche beziehungsweise politische Instabilität oder

andere Konflikte in jedem möglichen Durchleitungsland,

48 Prognosebericht

Eine große Unsicherheit besteht derzeit in der Prognose der

Preise von CO2-Emissionszertifikaten durch die beschlossene

Vollauktionierung und zahlreiche Ausnahmeregelungen. Die

langfristige Entwicklung der Zertifikatspreise wird wesentlich

durch den weltweiten Umgang mit dem Instrument Zertifi-

katehandel bestimmt werden.

Die Branche erwartet langfristig eine Stabilisierung der infolge

der Finanz- und Wirtschaftskrise zuletzt zurückgegangenen

Energiepreise. 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 80er-Jahren – nicht den gleichen negativen Einfluss auf

die Weltwirtschaft hatte. Erdgas und Ölprodukte stehen in

vielen Anwendungsbereichen in direkter Konkurrenz. Daher

ist davon auszugehen, dass sich die Preise beider Energie-

träger auch zukünftig parallel entwickeln werden. Steigende

Förderraten bei Kohle – bei gleichzeitig erhöhtem Bedarf –

sorgen für eine langfristig stabile Preisentwicklung. Dies deutet

auf eine erhöhte Preisdifferenz zwischen den Primärenergie-

trägern 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-

erzeugung. Mit den verbindlichen europäischen und natio-

nalen Ausbauzielen für Erneuerbare Energien werden

Anforderungen an die Systemintegration gestellt, die eine

wachsende Herausforderung für die Branche ist.

Programm zur Effizienzsteigerung

Unter dem Namen „Perform-to-Win“ bereiten wir die Umset-

zung eines umfangreichen Programms zur weiteren Steige-

rung der Wettbewerbsfähigkeit vor. Die darin vorgesehenen

Verbesserungen konzentrieren sich auf die Erhöhung von

Effizienz und Produktivität, gezielte Kostensenkungen, die

Optimierung von Strukturen und Abläufen sowie den Abbau

von Doppelarbeit und überflüssiger Bürokratie. Die Maß-

nahmen betreffen alle Wertschöpfungsstufen und operativen

Bereiche. Sie sollen jetzt weiter konkretisiert und auf

Gesamtwirtschaftliche Situation

Der Sachverständigenrat (SVR) der Bundesregierung rechnet

für das Jahr 2009 bei hoher Prognoseunsicherheit mit über-

wiegenden Abwärtsrisiken und deshalb nicht mit einer wirt-

schaftlichen Belebung. Während in reiferen Volkswirtschaften

eine weitere Abschwächung des Wachstums erwartet wird

und keine Aufschwungdynamik erkennbar sein wird, verlang-

samt sich auch die Wachstumsdynamik in den Schwellen-

ländern. Als größter Unsicherheitsfaktor verbleiben die Aus-

wirkungen der Finanzkrise auf die Kreditvergabe.

Für die EU-27 wird ein deutlich schwächeres Wachstum als

im Jahr 2008 erwartet. Dabei wird in einigen für E.ON relevan-

ten Ländern wie Schweden und den Niederlanden mit

einem überdurchschnittlichem Wachstum gerechnet, während

für Deutschland ein Nullwachstum und für Großbritannien,

Italien und Spanien sogar negative Wachstumsraten des BIP

vorausgesehen werden. Für Russland wird aufgrund der

Finanzmarktkrise und der sinkenden Einnahmen aus Rohstoff-

exporten mit einer signifikanten Abschwächung der Wachs-

tumsdynamik gerechnet. Konjunkturell und energiepreis-

bedingt wird dabei die Inflation in den USA und in der EU

im Vergleich zu 2008 aber rückläufig sein.

Branchensituation

Die Entwicklung der Branche wird durch das von der Bundes-

regierung verabschiedete Integrierte Klimaschutz- und Energie-

paket (IEKP) mitbestimmt werden. Die Bundesregierung

beabsichtigt hiermit eine signifikante Veränderung des Energie-

mixes in Deutschland, wodurch sich erhebliche Auswirkungen

auf unser Geschäft ergeben. Zielgrößen des IEKP für das Jahr

2020 sind:

• Mindestens 30 Prozent Stromerzeugung aus Erneuer-

baren Energien,

• 25 Prozent aus Kraft-Wärme-Kopplung und

• zusätzlich Reduktion des Stromverbrauchs um bis zu

11 Prozent.

Außerdem wird das von der Europäischen Union im Dezem-

ber 2008 verabschiedete sogenannte Green Package die

Entwicklung der Branche beeinflussen. Zielgrößen für das

Jahr 2020 sind:

• Reduktion der Treibhausgasemissionen um 20 Prozent,

• Steigerung der Energieeffizienz um 20 Prozent und

• Steigerung des Anteils Erneuerbarer Energien auf 20 Pro-

zent am Gesamtenergieverbrauch.


Umsetzbarkeit geprüft werden. Insgesamt ist mit dem Maß-

nahmenpaket ein Verbesserungspotenzial von bis zu 1,5 Mrd €

bis 2011 verbunden. Dies wird dazu beitragen, dass wir unsere

ehrgeizigen Ziele trotz Finanz- und Wirtschaftskrise erreichen

und die bisher positive Unternehmensentwicklung fortsetzen

können.

Ein Teil der Maßnahmen hat dabei konzernübergreifende

Bedeutung. Dazu gehören zum Beispiel Maßnahmen in den

Bereichen Einkauf und Informationstechnologie sowie die

Reduzierung von Komplexität in den Verwaltungsbereichen.

Der andere Teil der Maßnahmen betrifft speziell die operativen

Bereiche. Dabei geht es zum Beispiel um die Verbesserung

der Auslastung von Kernkraftwerken bei Nordic, die Optimie-

rung des gesamten Vertriebs bei UK, die Vermarktung von

Speicherkapazitäten bei Pan-European Gas oder die Integra-

tion des Strom- und Gasvertriebs in Deutschland.

Wir wollen durch Perform-to-Win die Voraussetzungen ver-

bessern, um die Entwicklung des E.ON-Konzerns auf dem

bisher hohen Niveau fortzusetzen und weiteres werthaltiges

Wachstum zu erzielen.

Mitarbeiter

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

ende 2009 (ohne Auszubildende und Vorstände/Geschäfts-

führer) leicht sinken. Dies ist vor allem auf die Maßnahmen

zur Integration und Effizienzsteigerung in Osteuropa und

Russland, Desinvestitionen im britischen Servicegeschäft sowie

die Abgabe von Kraftwerksbeteiligungen in Italien zurück-

zuführen. Darüber hinaus können bei der Umsetzung des

Perform-to-Win-Programms zukünftig Auswirkungen auf die

Beschäftigung nicht vollständig ausgeschlossen werden.

Ergebnisentwicklung

Im Unterschied zu vorangegangenen Jahren ist die Prognose

der Ergebnisentwicklung des E.ON-Konzerns für 2009 in deut-

lich höherem Umfang mit Unsicherheiten behaftet. Wesent-

liche Ursachen hierfür sind der nur schwer prognostizierbare

weitere Verlauf der weltweiten Finanz- und Wirtschaftskrise

sowie die bis dato nicht abschließend quantifizierbaren Ergeb-

nisauswirkungen aus der im Rahmen mit der EU-Kommission

vereinbarten Abgabe von rund 5.000 MW Erzeugungskapazi-

täten. Parallel hierzu prüfen wir im Rahmen des Projekts

„Perform to Win“ verschiedene Maßnahmen, um weitere

Kosteneinsparungen sowie Effizienz- und Produktivitätsstei-

gerungen zu erzielen. Vor diesem Hintergrund gehen wir

gegenwärtig davon aus, im Geschäftsjahr 2009 beim Adjusted

EBIT das hohe Niveau des Vorjahres zu erreichen. Jedoch

werden nicht alle Market Units gleichermaßen zu diesem Ziel

beitragen können.

Für den bereinigten Konzernüberschuss erwarten wir im Jahr

2009 eine Verringerung in der Größenordnung von circa

10 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Zurückzuführen ist dies im

Wesentlichen auf höhere Zinsaufwendungen, welche aus

dem planmäßigen Aufbau von Fremdkapital – unter anderem

für die Erschließung von Wachstumsfeldern – resultieren.

An unserer bisherigen Ausschüttungsquote von 50 bis 60 Pro-

zent des bereinigten Konzernüberschusses wollen wir

festhalten.

Zu den Market Units im Einzelnen:

Für die Market Unit Central Europe erwarten wir für das Jahr

2009 ein über dem Vorjahr liegendes Adjusted EBIT. Deutliche

Belastungen aus der Regulierung im Bereich Stromnetze

sowie negative Effekte aus den anhaltenden Stillständen der

Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel werden vor allem

durch eine positive Entwicklung im Bereich Erzeugung vor-

aussichtlich mehr als ausgeglichen.

Im Jahr 2009 rechnen wir für die Market Unit Pan-European

Gas mit einem Adjusted EBIT unter Vorjahresniveau. Insbe-

sondere wird das Ergebnis durch die preis- und wettbewerbs-

bedingten Margenrückgänge im Midstream-Geschäft belastet.

Zudem ist die Ergebnisentwicklung im Upstream-Bereich,

bedingt durch die derzeitige Gas- und Ölpreisentwicklung,

rückläufig.

Für die Market Unit UK erwarten wir, vor allem aufgrund der

Übertragung von weiteren Aktivitäten auf die Market Unit

Energy Trading sowie negativer Wechselkurseffekte, ein gerin-

geres Adjusted EBIT als im Vorjahr. Wesentliche Herausfor-

derungen im Jahr 2009 bilden die volatilen Energiepreise, das

Erreichen der CO2-Minderungsziele sowie die gesamtwirt-

schaftliche Entwicklung in Großbritannien.

50 Prognosebericht

Anteilstausch mit Statkraft größtenteils abgeschlossen. Im

Jahr 2009 konzentrieren wir uns zur Sicherung und zum Aus-

bau unserer starken Marktposition im Strom- und Gasmarkt

auf organisches Wachstum. Insgesamt sind im Jahr 2009 Inves-

titionen in Höhe von 13 Mrd € geplant. Um im aktuellen wirt-

schaftlichen Umfeld zeitnah auf neue Entwicklungen reagie-

ren zu können, haben wir die fortlaufende Überprüfung des

Investitionsprogramms intensiviert.

Finanzlage

Von 2007 bis zum Jahr 2010 wollen wir zusätzliches Fremdka-

pital in Höhe von rund 30 Mrd € im Konzern aufnehmen.

Darin sind auch die Refinanzierungen bestehender Anleihen

enthalten. Hierbei wollen wir eine breite Mischung aus

unterschiedlichen Märkten, Investoren, Währungen und Lauf-

zeiten erreichen. Von Beginn des Finanzierungsprogramms

bis Ende 2008 wurden bereits insgesamt Anleihen und Schuld-

scheindarlehen in Höhe von rund 19 Mrd € platziert. Wir

erwarten, dass wir trotz der Finanzmarktkrise unser Finanzie-

rungsprogramm im Jahr 2009 erfolgreich fortsetzen können.

Ökonomische Investitionen1): Planung 2009

Mrd € Anteile in %

Central Europe 3,9 30

Pan-European Gas 4,5 35

UK 0,9 7

Nordic 0,9 7

US-Midwest 0,5 4

Energy Trading – –

Neue Märkte 2,2 17

Corporate Center/Sonstige 0,1 –

Summe 13,0 100

1) Zahlungswirksame Investitionen zuzüglich zu übernehmender Schulden und des Tauschs von Vermögenswerten.

Wir gehen bei der Market Unit Nordic davon aus, dass das

Adjusted EBIT unter dem Ergebnis von 2008 liegt. Dies ist

im Wesentlichen auf den Verkauf von einem Drittel der Erzeu-

gungskapazitäten aus Wasserkraft an Statkraft zurückzufüh-

ren. Darüber hinaus werden planmäßige Ertüchtigungs- sowie

Modernisierungsmaßnahmen in 2009 zu einer geringeren

Verfügbarkeit der Kernkraftwerke führen. Zusätzlich ist zu

erwarten, dass Wechselkurseffekte sich negativ auf das

Ergebnis auswirken.

Für die Market Unit US-Midwest rechnen wir mit einem

Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau. Dabei wird ein aufgrund

der derzeitigen wirtschaftlichen Entwicklung zu erwartender

Absatzrückgang weitgehend durch einen wieder stärkeren

US-Dollar ausgeglichen werden.

Bei der Market Unit Energy Trading erwarten wir, dass das

Adjusted EBIT unter dem Wert für das Jahr 2008 liegt. Dieses

ist im Wesentlichen auf sinkende Energiepreise zurückzu-

führen, welche seit dem vierten Quartal 2008 zu beobachten

sind. Darüber hinaus gehen wir davon aus, das außerordent-

lich gute Eigenhandelsergebnis nicht wieder erreichen zu

können.

Das Adjusted EBIT im Segment Neue Märkte wird über dem

Vorjahresniveau liegen. Hierbei wird die Market Unit Climate

& Renewables von dem deutlichen Zuwachs der Erzeugungs-

kapazitäten profitieren. Bei der Market Unit Russia werden

die positiven Erwartungen aus der Liberalisierung des Mark-

tes von den derzeit nicht abschließend abschätzbaren

Auswirkungen der Finanzmarktkrise auf die russische Real-

wirtschaft getrübt. Bei den Market Units Italy und Spain

ist zu berücksichtigen, dass die Endesa-Aktivitäten in Italien

und die neue Market Unit Spain erst seit dem zweiten Halb-

jahr 2008 konsolidiert wurden. Ferner werden die Einmal-

effekte aus der Berücksichtigung der frei zugeteilten CO2-

Zertifikate, die das Ergebnis von 2008 belastet hatten, nicht

mehr auftreten. Allerdings bleibt in Italien und Spanien abzu-

warten, wie sich geplante politische Maßnahmen auf die

weitere Geschäftsentwicklung in diesen Märkten auswirken.

Ökonomische Investitionen

Mit unserer Investitionsplanung führen wir die am Capital

Market Day 2007 verkündete Wachstumsoffensive fort. Die

externen Wachstumsschritte haben wir mit der Übernahme

der Aktivitäten von Enel/Acciona und Endesa sowie dem


Der erfolgreiche Start im Jahr 2009 bestärkt uns hierin. So

konnten wir bereits in den Monaten Januar und Februar

Anleihen und Schuldscheindarlehen in Höhe von 5,4 Mrd € in

den Währungen EUR, GBP und CHF platzieren. Dies ermög-

lichte es uns, 1,54 Mrd € der im Mai 2009 fälligen Anleihe über

4,25 Mrd € durch ein öffentliches Rückkaufangebot vorzeitig

zurückzukaufen. Hierdurch wurde neben einer Zinsersparnis

und Risikominimierung (aus der vermiedenen Zwischen-

anlage) erreicht, das Fälligkeitsprofil vorzeitig zu glätten.

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 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.

Darüber hinaus können weitere Chancen durch eine fortlau-

fende Optimierung von Transport- und Speicherrechten im

Gasbereich sowie der Verfügbarkeit und Ausnutzung unserer

Anlagen im Strom- beziehungsweise Gasbereich realisiert

werden.

Durch ungewöhnlich kalte Wetterperioden – sehr niedrige

Durchschnittstemperaturen beziehungsweise Temperatur-

spitzen – in den Herbst- und Wintermonaten können sich für

E.ON im Absatzbereich für Strom und Gas aufgrund einer

höheren Nachfrage Chancen ergeben.

Im Rahmen des E.ON-Beschaffungsnetzwerks werden erheb-

liche Synergieeffekte aus der Volumenbündelung beim Ein-

kauf von Investitionsgütern, Materialien und Dienstleistungen

realisiert. Weitere Kostensenkungen ergeben sich aus dem

konzernweiten Best-Practice-Transfer, insbesondere durch den

Vergleich von Material- und Leistungsspezifikationen sowie

durch einheitliche Prozesse für die Beschaffung. Die Bünde-

lung der Einkaufsverantwortung für Neubau-Investitionen in

der New Build Unit und der Market Unit Climate & Renewables

hat schon im Jahr 2008 entscheidend dazu beigetragen, dass

sich die massiven Preissteigerungen am Beschaffungsmarkt

für Großkomponenten nur in begrenztem Umfang auf die

Kosten der Neubauvorhaben im Konzern auswirken konnten.

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 im

Geschäftsjahr 2010 eine positive operative Entwicklung. Eine

verlässliche Prognose für das Geschäftsjahr 2010 können

wir aus heutiger Sicht aufgrund von Ungewissheiten hinsicht-

lich der wirtschaftlichen, währungsbezogenen, regulato-

rischen, technischen und wettbewerbsbezogenen Entwicklung

nicht abgeben. Ein großer Unsicherheitsfaktor sind die Aus-

wirkungen der Finanzmarktkrise und deren weiterer Einfluss

auf die wirtschaftliche Entwicklung weltweit.

Der zusammengefasste Lagebericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmens-leitung des E.ON-Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationen beruhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowie sonstige Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenen Einschätzungen abwei-chen. Die E.ON AG beabsichtigt nicht und übernimmt keinerlei Verpflichtung, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.

Konzernabschluss52

Die Prüfung umfasst die Beurteilung der Jahresabschlüsse der

in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der

Abgrenzung des Konsolidierungskreises, der angewandten

Bilanzierungs- und Konsolidierungsgrundsätze und der wesent-

lichen Einschätzungen des Vorstands sowie die Würdigung

der Gesamtdarstellung des Konzernabschlusses und des

zusammengefassten Lageberichts. 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

gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Konzernabschluss

den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den

ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handels-

rechtlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung

dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen ent-

sprechendes 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 4. März 2009

PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Dr. Norbert Vogelpoth Dr. Norbert Schwieters

Wirtschaftsprüfer Wirtschaftsprüfer

Bestätigungsvermerk des AbschlussprüfersWir haben den von der E.ON AG, Düsseldorf, aufgestellten

Konzernabschluss – bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Ver-

lustrechnung, 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 2008 geprüft.

Die Aufstellung von Konzernabschluss und zusammengefass-

tem Lagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden

sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwen-

denden handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verant-

wortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe

ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung

eine Beurteilung über den Konzernabschluss und den zusam-

mengefassten Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB

unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer

(IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßi-

ger Abschlussprüfung unter ergänzender Beachtung der

Inter national Standards on Auditing (ISA) vorgenommen.

Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass

Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung

des durch den Konzernabschluss unter Beachtung der anzu-

wendenden Rechnungslegungsvorschriften und durch den

zusammen gefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Ver-

mögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken,

mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Fest-

legung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse

über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und

recht liche Umfeld des Konzerns sowie die Erwartungen

über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung

werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen

internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben

im Konzernabschluss und im zusammengefassten Lage-

bericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt.


in Mio € Anhang 2008 2007

Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern 88.885 70.761

Strom- und Energiesteuern -2.132 -2.030

Umsatzerlöse (5) 86.753 68.731

Bestandsveränderungen 27 22

Andere aktivierte Eigenleistungen (6) 526 517

Sonstige betriebliche Erträge (7) 15.454 7.776

Materialaufwand (8) -66.419 -50.223

Personalaufwand (11) -5.130 -4.597

Abschreibungen (14) -6.890 -3.194

Sonstige betriebliche Aufwendungen (7) -20.337 -9.724

Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen 962 1.147

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern 4.946 10.455

Finanzergebnis (9) -2.351 -772Beteiligungsergebnis (9) -458 179

Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge (9) 1.159 1.035

Zinsen und ähnliche Aufwendungen (9) -3.052 -1.986

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag (10) -863 -2.289

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten 1.732 7.394

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten (4) -128 330

Konzernüberschuss 1.604 7.724

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG 1.266 7.204

Minderheitsanteile 338 520

in €

Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) – unverwässert und verwässert (13)

aus fortgeführten Aktivitäten 0,75 3,52

aus nicht fortgeführten Aktivitäten -0,07 0,17

aus Konzernüberschuss 0,68 3,69

Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns

54

Bilanz des E.ON-Konzerns – Aktiva

in Mio € Anhang

31. Dezember

2008 2007

Goodwill (14a) 17.166 16.761

Immaterielle Vermögenswerte (14a) 6.749 4.284

Sachanlagen (14b) 56.526 48.552

At equity bewertete Unternehmen (15) 8.981 8.411

Sonstige Finanzanlagen (15) 8.823 21.478Beteiligungen 3.806 14.583


Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte (17) 2.451 2.449

Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte (17) 1.295 680

Ertragsteueransprüche (10) 1.988 2.034

Aktive latente Steuern (10) 2.457 1.155

Langfristige Vermögenswerte 106.436 105.804

Vorräte (16) 4.774 3.811

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte (17) 2.101 1.515

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte (17) 31.342 17.973

Ertragsteueransprüche (10) 1.515 539

Liquide Mittel (18) 6.348 7.075Wertpapiere und Festgeldanlagen 2.125 3.888

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 552 300

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 3.671 2.887

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte (4) 4.529 577

Kurzfristige Vermögenswerte 50.609 31.490

Summe Aktiva 157.045 137.294


Bilanz des E.ON-Konzerns – Passiva

in Mio € Anhang

31. Dezember

2008 2007

Gezeichnetes Kapital (19) 2.001 1.734

Kapitalrücklage (20) 13.741 11.825

Gewinnrücklagen (21) 22.164 26.828

Kumuliertes Other Comprehensive Income (22) 110 10.656

Eigene Anteile (19) -3.549 -616

Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen auf eigene Anteile (19) – -1.053


Minderheitsanteile (vor Umgliederung) 4.538 6.281

Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen (26) -578 -525

Minderheitsanteile (23) 3.960 5.756


Finanzverbindlichkeiten (26) 25.036 15.915

Betriebliche Verbindlichkeiten (26) 6.063 5.432

Ertragsteuern (10) 2.602 2.537

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (24) 3.559 2.890

Übrige Rückstellungen (25) 19.198 18.073

Passive latente Steuern (10) 6.515 7.555

Langfristige Schulden 62.973 52.402

Finanzverbindlichkeiten (26) 16.022 5.549

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten (26) 32.060 18.254

Ertragsteuern (10) 2.153 1.354

Übrige Rückstellungen (25) 4.260 3.992

Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden (4) 1.150 613

Kurzfristige Schulden 55.645 29.762

Summe Passiva 157.045 137.294

56

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

in Mio € 2008 2007


Cashflow Hedges 180 -81Unrealisierte Veränderung 473 -82

Ergebniswirksame Reklassifizierung -293 1

Weiterveräußerbare Wertpapiere -10.186 261Unrealisierte Veränderung -9.769 1.183

Ergebniswirksame Reklassifizierung -417 -922

Währungsumrechnungsdifferenz -1.678 -966Unrealisierte Veränderung -1.692 -966

Ergebniswirksame Reklassifizierung 14 –

Veränderung versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher Verpflichtungen 5 852

Ertragsteuern 1.042 -23

Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen -10.637 43

Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Summe Comprehensive Income) -9.033 7.767

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG -9.127 7.370



Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns

in Mio € 2008 2007


Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten 128 -330

Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 6.890 3.194

Veränderung der Rückstellungen 635 -146

Veränderung der latenten Steuern -1.056 -35

Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge 229 -111

Ergebnis aus dem Abgang von Vermögenswerten -1.407 -1.502Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen -362 -52

Beteiligungen -877 -444

Wertpapiere (>3 Monate) -168 -1.006

Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Ertragsteuern -285 -68Vorräte -1.454 321

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen -4.616 455

Sonstige betriebliche Forderungen und Ertragsteueransprüche -10.172 -724

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 515 -958

Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten und Ertragsteuern 15.442 838

Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow) 6.738 8.726

Einzahlungen aus dem Abgang von Vermögenswerten 432 1.431Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 190 293

Beteiligungen 242 1.138

Auszahlungen für Investitionen -18.406 -11.306Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen -8.996 -6.916

Beteiligungen -9.410 -4.390

Einzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen 10.235 9.914

Auszahlungen für den Erwerb von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen -9.099 -9.114

Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen -240 286

Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten -17.078 -8.789

Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen 62 55

Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Anteile -2.951 -3.500

Erhaltene Prämien für Put-Optionen auf eigene Anteile 25 64

Gezahlte Dividenden an die Gesellschafter der E.ON AG -2.560 -2.210

Gezahlte Dividenden an Minderheitsgesellschafter -377 -237

Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten 22.976 12.533

Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten -5.784 -4.897

Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 11.391 1.808

Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten 1.051 1.745

Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten 15 12

Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten -15 -12

Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten – –

Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente

nicht fortgeführter Aktivitäten 0 0

Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente -267 -12

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang 2.887 1.154

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende 3.671 2.887

Ergänzende Informationen zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) -1.490 -1.822

Gezahlte Zinsen -1.543 -1.134

Erhaltene Zinsen 877 814

Erhaltene Dividenden 1.138 1.325

Weitere Erläuterungen zur Kapitalflussrechnung werden in Textziffer 29 gegeben.

58 Anhang

Entwicklung des Konzerneigenkapitals

in Mio € Gezeichnetes

Kapital KapitalrücklageGewinn-

rücklagen

Kumuliertes Other Comprehensive Income

Differenz aus der Währungs-

umrechnung

Weiter-veräußerbare Wertpapiere

Cashflow Hedges

Stand zum 1. Januar 2007 1.799 11.760 24.350 632 10.491 -90

Veränderung Konsolidierungskreis

Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile

Kapitalerhöhung

Kapitalherabsetzung -65 65 -3.115

Gezahlte Dividenden -2.210

Sonstige Veränderungen

Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen 56

Comprehensive Income 7.747 -950 590 -17Konzernüberschuss 7.204

Veränderung versicherungsma-

thematischer Gewinne/Verluste

leistungsorientierter Pensions-

zusagen und ähnlicher

Verpflichtungen 543

Other Comprehensive Income -950 590 -17

Stand zum 31. Dezember 2007 1.734 11.825 26.828 -318 11.081 -107

Stand zum 1. Januar 2008 1.734 11.825 26.828 -318 11.081 -107

Veränderung Konsolidierungskreis

Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile

Kapitalerhöhung 267 1.916

Kapitalherabsetzung

Gezahlte Dividenden -2.560

Sonstige Veränderungen

Anteilserhöhung -3.469 -310 163 -35

Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen 128

Comprehensive Income 1.237 -1.919 -8.568 123Konzernüberschuss 1.266

Veränderung versicherungsma-

thematischer Gewinne/Verluste

leistungsorientierter Pensions-

zusagen und ähnlicher

Verpflichtungen -29

Other Comprehensive Income -1.919 -8.568 123

Stand zum 31. Dezember 2008 2.001 13.741 22.164 -2.547 2.676 -19


Eigene Anteile

Put-Optionen auf eigene

Anteile

Anteil der Gesellschafter

der E.ON AG

Minderheits-anteile (vor der Umgliederung)

Umgliederung im Zusammenhang

mit Put-OptionenMinderheits-

anteile Summe

-230 0 48.712 4.994 -2.461 2.533 51.245

1.067 1.067 1.067

-386 -386 -386

180 180 180

-3.115 -64 -64 -3.179

-2.210 -237 -237 -2.447

-56 -56 -56

-1.053 -997 1.936 1.936 939

7.370 397 397 7.767 7.204 520 520 7.724

543 66 66 609

-377 -189 -189 -566

-616 -1.053 49.374 6.281 -525 5.756 55.130

-616 -1.053 49.374 6.281 -525 5.756 55.130

267 267 267

-2.933 -2.933 -2.933

2.183 153 153 2.336

-23 -23 -23

-2.560 -418 -418 -2.978

-194 -194 -194

-3.651 -1.622 -1.622 -5.273

1.053 1.181 -53 -53 1.128

-9.127 94 94 -9.033 1.266 338 338 1.604

-29 -47 -47 -76

-10.364 -197 -197 -10.561

-3.549 0 34.467 4.538 -578 3.960 38.427

60 Anhang

• Alle sonstigen Segmente werden im Einklang mit IFRS 8

zusammengefasst und als Segment Neue Märkte bezeich-

net. Dieses beinhaltet die Akti vitäten der neuen Market

Units Climate & Renewables, Italy und Russia, welche zum

1. Januar 2008 ihre Tätigkeit aufgenommen haben, sowie

seit dem 1. Juli 2008 die Market Unit Spain. In diesem Seg-

ment werden auch die zum 30. Juni 2008 erstmals konso-

lidierten Aktivitäten ausgewiesen, die im Zuge der Verein-

barung mit Enel S.p.A. (Enel), Rom, Italien, und mit Acciona,

S.A. (Acciona), Madrid, Spanien, einerseits und Endesa, S.A.

(Endesa), Madrid, Spanien, andererseits erworben wurden,

wobei die ebenfalls in die Vereinbarung einbezogenen

Aktivitäten in Frankreich seit dem dritten Quartal 2008 im

Segment Central Europe ausgewiesen werden.

Zudem beinhaltet Corporate Center/Konsolidierung, neben der

E.ON AG (E.ON oder Gesellschaft) selbst, die direkt von der

E.ON AG geführten Beteiligungen sowie die auf Konzernebene

durchzuführenden Konsolidierungen. Bezüglich weiterer Infor-

mationen zu den Segmenten wird auf Textziffer 33 verwiesen.

Dieser Konzernabschluss wird in Anwendung von § 315a

Abs. 1 HGB unter Beachtung der IFRS und Interpretationen des

International Financial Reporting Interpretations Committee

(IFRIC) aufgestellt, die bis zum Ende der Berichtsperiode von

der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU

übernommen wurden und zum 31. Dezember 2008 verpflichtend

anzuwenden waren. Zudem macht E.ON seit 2007 von der

Möglichkeit der freiwilligen vorzeitigen Anwendung des

IFRS 8 sowie der überarbeiteten Version des International

Accounting Standard (IAS) 23 „Fremdkapitalkosten“ (IAS 23)

im Berichtsjahr Gebrauch.

(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 berichtspflichtigen

Segmente im Sinne des International Financial Reporting

Standard (IFRS) 8 „Geschäftssegmente“ (IFRS 8) des E.ON-

Konzerns sind an der internen Organisations- und Berichts-

struktur ausgerichtet:

• Die Market Unit Central Europe unter Führung der E.ON

Energie AG (E.ON Energie), München, fokussiert sich auf

das 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 Gesellschaften

im Downstream-Gasgeschäft. Führungsgesellschaft die-

ser Market Unit ist die E.ON Ruhrgas AG (E.ON Ruhrgas),

Essen.

• Die Market Unit UK umfasst das Energiegeschäft 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

Energiegeschäft in Nordeuropa. Das operative Geschäft

wird durch das integrierte Energieunternehmen 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.

• Die Market Unit Energy Trading, mit der Führungsgesell-

schaft E.ON Energy Trading AG, Düsseldorf, hat seit dem

1. Januar 2008 die Handelsaktivitäten der Market Units

Central Europe, Pan-European Gas, Nordic und UK aufge-

nommen. Energy Trading vereint damit die europäischen

Handelsaktivitäten für Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2-Zer-

tifikate des Konzerns.


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, gegebenenfalls

unter Berücksichtigung zuzurechnender langfristiger Auslei-

hungen, übersteigen, werden nicht erfasst. Ein bilanzierter

Goodwill wird im Buchwert 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 Buchwert

den erzielbaren Betrag übersteigt, ist eine Wertminderung

(Impairment) in Höhe des Differenzbetrags vorzunehmen.

Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung

entfallen sind, erfolgt eine entsprechende erfolgswirksame

Zuschreibung.

Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten

Beteiligungen werden grundsätzlich nach konzerneinheit-

lichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.

Joint Ventures Gemeinschaftlich geführte Unternehmen (Joint Ventures) wer-

den ebenfalls nach der Equity-Methode bilanziert. Unrealisierte

Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit Joint Ventures wer-

den im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit

die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.

(2) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze der Rechnungslegung

Allgemeine Grundlagen

Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfolgt grundsätzlich

auf Basis der historischen Kosten, eingeschränkt durch die zum

beizulegenden Zeitwert (Fair Value) bewerteten zur Veräuße-

rung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte (Available-for-

Sale) sowie die erfolgswirksam zum Fair Value angesetzten

finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkei-

ten (inklusive derivativer Finanzinstrumente).

KonsolidierungsgrundsätzeIn den Konzernabschluss werden die Abschlüsse der E.ON AG

und der von ihr beherrschten Unternehmen (Tochterunterneh-

men) einbezogen. Beherrschung liegt vor, wenn die Gesellschaft

die Möglichkeit zur Bestimmung der Finanz- und Geschäfts-

politik eines Unternehmens hat, um daraus wirtschaftlichen

Nutzen zu ziehen. Darüber hinaus werden Zweckgesellschaf-

ten konsolidiert, wenn die wirtschaftliche Betrachtung des

Verhältnisses zwischen E.ON und der Zweckgesellschaft zeigt,

dass E.ON dieses Unternehmen beherrscht.

Die Ergebnisse der im Laufe des Jahres erworbenen oder ver-

äußerten Tochterunternehmen werden vom Erwerbszeitpunkt

bzw. bis zu deren Abgangszeitpunkt in die Konzern-Gewinn-

und Verlustrechnung einbezogen.

Sofern erforderlich, werden die Jahresabschlüsse der Tochter-

unternehmen angepasst, um deren 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 welches

E.ON durch Mitwirkung an dessen finanz- und geschäftspoli-

tischen Entscheidungsprozessen maßgeblichen Einfluss neh-

men kann, wobei weder Beherrschung noch gemeinschaftliche

Beherrschung vorliegt. Maßgeblicher Einfluss wird grundsätz-

lich angenommen, wenn E.ON direkt oder indirekt ein Stimm-

rechtsanteil von mindestens 20, aber weniger als 50 Prozent

zusteht.

62 Anhang

neu gebildet werden. Ist der gezahlte Kaufpreis höher als das

neu bewertete anteilige Netto-Reinvermögen zum Erwerbs-

zeitpunkt, wird der positive Differenzbetrag als Goodwill akti-

viert. Ein negativer Unterschiedsbetrag wird sofort ergebnis-

wirksam aufgelöst.

WährungsumrechnungTransaktionen 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 ebenso wie die Effekte bei Realisierung

ergebniswirksam erfasst und in den sonstigen betrieblichen

Erträgen bzw. sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausge-

wiesen. Ergebnisse aus der Umrechnung von originären

Finanzinstrumenten, die zur Währungsabsicherung der Netto-

Aktiva von Fremdwährungsbeteili gungen eingesetzt sind,

werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals erfasst.

Der ineffektive Anteil der Absicherung wird sofort ergebnis-

wirksam erfasst.

Die funktionale Währung der E.ON AG sowie die Berichtswäh-

rung des Konzerns ist der Euro. Die Vermögens- und Schuld-

posten der ausländischen Tochterunternehmen der Gesellschaft

mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro werden

zu den am Bilanzstichtag geltenden Mittelkursen umgerech-

net, während die entsprechenden Posten der Gewinn- und

Verlustrechnung zu Jahresdurchschnittskursen umgerechnet

werden. Wesentliche Geschäftsvorfälle ausländischer Kon-

zerngesellschaften werden zum jeweiligen Transaktionskurs

umgerechnet. Unterschiedsbeträge aus der Währungsum-

rechnung der Vermögens- und Schuldposten gegenüber der

Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen

zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und der Bilanz

werden ergebnisneutral innerhalb des Eigenkapitals geson-

dert ausgewiesen.

Umrechnungseffekte, die auf die Anschaffungskosten von als

weiterveräußerbare Wertpapiere klassifizierte monetären

Finanzinstrumenten entfallen, sind erfolgswirksam zu erfassen.

Auf die Fair-Value-Anpassungen monetärer Finanzinstrumente

entfallende Umrechnungseffekte sowie Währungsumrech-

nungseffekte für nicht monetäre, als weiterveräußerbar klassi-

fizierte Finanzinstrumente werden erfolgsneutral innerhalb

des Eigenkapitals erfasst.

UnternehmenszusammenschlüsseDie Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen

erfolgt nach der Erwerbsmethode, bei der der Kaufpreis dem

neu bewerteten anteiligen Netto-Reinvermögen des erworbe-

nen Unternehmens gegenübergestellt wird (Kapitalkonsolidie-

rung). Dabei sind die Wertverhältnisse zum Erwerbszeitpunkt

zugrunde zu legen, der dem Zeitpunkt entspricht, zu dem die

Beherrschung über das erworbene Unternehmen erlangt

wurde. Wertdifferenzen werden in voller Höhe aufgedeckt, das

heißt, ansatzfähige Vermögenswerte, Schulden und Eventual-

schulden des Tochterunternehmens werden unabhängig von

vorliegenden Minderheitsanteilen mit ihren Fair Values in

der Konzernbilanz ausgewiesen. Die Fair-Value-Bestimmung

für einzelne Vermögenswerte erfolgt zum Beispiel bei markt-

gängigen Wertpapieren durch Heranziehung veröffentlichter

Börsen- oder Marktpreise zum Erwerbszeitpunkt sowie bei

Grundstücken, Gebäuden und größeren technischen Anlagen

in der Regel anhand unternehmensextern vorgenommener

Bewertungsgutachten. Kann auf Börsen- oder Marktpreise

nicht zurückgegriffen werden, werden die Fair Values auf

Basis der verlässlichsten verfügbaren Informationen ermittelt,

die auf Marktpreisen für vergleichbare Vermögenswerte oder

auf geeigneten Bewertungsverfahren beruhen. E.ON bestimmt

in diesen Fällen den Fair Value mittels der Discounted-Cash-

flow-Methode auf Basis der erwarteten künftigen Cashflows

und der gewichteten Kapitalkosten. Grundsätzlich folgen zur

Bestimmung der Cashflows neben der Berücksichtigung der

drei Planjahre der Mittelfristplanung zwei zusätzliche Detail-

planungsjahre, die unter Verwendung einer aus Branchen- und

Unternehmensdaten abgeleiteten Wachstumsrate über die

Nutzungsdauer des Vermögenswertes fortgeschrieben werden.

Der Abzinsungssatz berücksichtigt die speziellen Risiken der

erworbenen Aktivitäten.

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


Strom- und EnergiesteuernDie Stromsteuer entsteht bei Stromlieferungen an Endverbrau-

cher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh) fixen, nach

Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf. Die geleisteten

Strom- und Energiesteuern werden offen von den Umsatz-

erlösen abgesetzt, sofern die Strom- und Energiesteuer mit

der Abnahme der Energie durch den Endverbraucher entsteht.

Verkäufe von Anteilen an BeteiligungenFührt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen oder

assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer Redu-

zierung des prozentualen Anteilsbesitzes von E.ON an diesen

Beteiligungen (Verwässerung) und dadurch zu einem Verlust

des beherrschenden bzw. des maßgeblichen Einflusses, so

werden Gewinne und Verluste aus diesen Verwässerungstrans-

aktionen erfolgswirksam unter den sonstigen betrieblichen

Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst.

Ergebnis je AktieDas 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-Ergebnis-

ses je Aktie, da die E.ON AG keine potenziell verwässernden

Stammaktien ausgegeben hat.

Goodwill und immaterielle VermögenswerteGoodwillNach IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“ (IFRS 3) unter-

liegt der Goodwill keiner planmäßigen Abschreibung, sondern

wird mindestens jährlich einer Werthaltigkeitsprüfung auf der

Betrachtungsebene zahlungsmittelgenerierender 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 Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die

nicht an der Europäischen Währungsunion teilnehmen, haben

sich wie folgt entwickelt:

Ertragsrealisierunga) UmsatzerlöseDie Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum

Zeitpunkt der Lieferung an den Kunden bzw. mit Erfüllung der

Leistung. Die Lieferung gilt als abgeschlossen, wenn entspre-

chend den vertraglichen Vereinbarungen die mit dem Eigen-

tum verbundenen Risiken auf den Käufer übergegangen

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. Sie spie-

geln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der

geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrech-

nung und dem Periodenende, wider.

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 Abnehmer

und Endverbraucher. In diesem Posten werden auch Erlöse

aus der Verteilung von Strom und Gas, aus Lieferungen von

Dampf, Wärme und Wasser sowie aus dem Eigenhandel

ausgewiesen.

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.

Währungen

ISO-

Code

1 €, Mittelkurs zum Stichtag

1 €, Jahresdurch-schnittskurs

2008 2007 2008 2007

Britisches Pfund GBP 0,95 0,73 0,80 0,68

Norwegische Krone NOK 9,75 7,97 8,22 8,02

Russischer Rubel RUB 41,28 35,99 36,42 34,99

Schwedische Krone SEK 10,87 9,45 9,62 9,25

Ungarischer Forint HUF 266,70 253,81 251,51 251,34

US-Dollar USD 1,39 1,47 1,47 1,37

64 Anhang

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 „Immaterielle Vermögenswerte“ (IAS 38) werden

immaterielle Vermögenswerte über ihre voraussichtliche

Nutzungsdauer abgeschrieben, es sei denn, ihre Nutzungs-

dauer 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. Zudem werden

vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte im Einklang

mit den in den Verträgen fixierten Regelungen planmäßig

abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmetho-

den unterliegen einer jährlichen Überprüfung. Immaterielle

Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden

auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder ver-

änderte Umstände vermuten 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 aufrechtzuerhalten ist.

In Übereinstimmung mit IAS 36 wird der Buchwert eines imma-

teriellen Vermögenswertes mit bestimmbarer wie unbestimm-

barer Nutzungsdauer mit dessen erzielbarem Betrag, der dem

höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes

und dem Fair Value abzüglich Veräußerungskosten entspricht,

verglichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondieren-

den erzielbaren Betrag, so wird eine Wertminderung in Höhe

des Unterschiedsbetrags zwischen Buchwert und erzielbarem

Betrag vorgenommen.

Die Zuordnung von neu entstandenem Goodwill erfolgt jeweils

zu den Cash Generating Units, von denen erwartet wird, dass

sie aus dem Zusammenschluss Nutzen ziehen. Die Cash Gene-

rating Units für Zwecke des Goodwill-Impairment-Tests sind

regelmäßig die operativen Geschäftsbereiche unterhalb der

Segmente bzw. die Segmente.

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 Veräußerungskosten der Cash Generating Unit und deren

Nutzungswert. E.ON ermittelt zur Bestimmung des erzielba-

ren Betrags einer Cash Generating Unit zunächst den Fair Value

(abzüglich Veräußerungskosten) mittels allgemein anerkann-

ter Bewertungsverfahren. Die Basis hierfür ist die Mittelfrist-

planung der jeweiligen Cash Generating Unit. Die Bewertung

erfolgt anhand von Discounted-Cashflow-Berechnungen und

wird grundsätzlich mittels geeigneter Multi plikatoren plausi-

bilisiert. Zudem werden – sofern vorhanden – Markttransakti-

onen oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte

berücksichtigt. Sofern erforderlich wird zudem eine Berech-

nung des Nutzungswerts durchgeführt. In Abgrenzung zur

Ermittlung des Fair Values erfolgt die Berechnung des Nutzungs-

werts aus der Sichtweise des Managements. In Einklang mit

IAS 36 „Wertminderung von Vermögenswerten“ (IAS 36) wird

zudem sichergestellt, dass insbesondere Restrukturierungsauf-

wendungen sowie Erst- und Erweiterungsinvestitionen (sofern

diese noch nicht begonnen wurden) nicht in die Bewertung

einbezogen werden.

Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt, so ist auf

den dieser Cash Generating Unit zugeordneten Goodwill eine

Wertminderung in Höhe des Differenzbetrags zu erfassen.

Übersteigt der identifizierte Abwertungsbedarf den der Cash

Generating Unit zugeordneten Goodwill, sind die übrigen Ver-

mögenswerte der Einheit im Verhältnis ihrer Buchwerte abzu-

schreiben. Eine Abstockung einzelner Vermögenswerte darf

lediglich dann vorgenommen werden, wenn hierdurch der

jeweilige Buchwert den höheren der folgenden Werte nicht

unterschreiten würde:

• den Fair Value abzüglich Veräußerungskosten,

• den Nutzungswert oder

• den Wert null.

Der Betrag des Wertminderungsaufwands, der in diesem Fall

dem Vermögenswert darüber hinaus zugeordnet worden wäre,

ist anteilig auf die anderen Vermögenswerte der Einheit zu

verteilen.


SachanlagenSachanlagen sind mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungs-

kosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten

bewertet und werden entsprechend der voraussichtlichen

Nutzungsdauer der Komponenten grundsätzlich linear abge-

schrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschrei-

bungsverlauf 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 wor-

den wäre.

Investitionszulagen oder -zuschüsse mindern nicht die

Anschaffungs- oder Herstellungskosten der entsprechenden

Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch

abgegrenzt.

Nachträgliche Anschaffungs- oder Herstellungskosten, zum

Beispiel aufgrund von Erweiterungs- oder Ersatzinvestitionen,

werden nur dann als Teil der Anschaffungs- oder Herstel-

lungskosten des Vermögenswerts oder – sofern einschlägig –

als separater Vermögenswert erfasst, wenn es wahrscheinlich

ist, dass daraus dem Konzern zukünftig wirtschaftlicher

Nutzen zufließen 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.

Nutzungsdauern der Sachanlagen

Gebäude 10 bis 50 Jahre

Technische Anlagen und Maschinen 10 bis 65 Jahre

Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 3 bis 25 Jahre

Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung ent-

fallen sind, werden immaterielle Vermögenswerte erfolgs-

wirksam 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 Berücksichti-

gung von zuvor erfassten Wertminderungen in der Periode

ergeben hätte, nicht übersteigen.

Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen immate-

riellen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der erziel-

bare Betrag für die kleinste identifizierbare Gruppe von Ver-

mögenswerten (Cash Generating Unit) bestimmt, der dieser

immaterielle Vermögenswert zugeordnet werden kann. Bezüg-

lich weiterer Informationen zu Goodwill und immateriellen

Vermögenswerten wird auf Textziffer 14a verwiesen.

Aufwendungen für Forschung und EntwicklungAufwendungen 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 genannten allgemeinen Ansatzkriterien für

einen immateriellen Vermögenswert sowie weiterer spezieller

Voraussetzungen zu aktivieren. In den Geschäftsjahren 2008

und 2007 waren diese Kriterien – mit Ausnahme von selbst-

erstellter Software – nicht erfüllt.

EmissionsrechteNach IFRS werden Emissionsrechte, die im Rahmen von natio-

nalen und internationalen Emissionsrechtesystemen zur

Erfüllung der Abgabeverpflichtungen gehalten werden, als

immaterielle Vermögenswerte ausgewiesen. Da Emissions-

rechte keiner planmäßigen Abnutzung im Rahmen des Produk-

tionsprozesses unterliegen, erfolgt der Ausweis unter den

immateriellen Vermögenswerten mit unbestimmbarer Nut-

zungsdauer. Die Emissionsrechte werden mit den Anschaf-

fungskosten bei Ausgabe für die jeweilige Abrechnungsperiode

als (Teil-) Erfüllung des Zuteilungsbescheids der zuständigen

nationalen Behörde oder bei Erwerb aktiviert.

Getätigte Emissionen werden durch Bildung einer Rückstel-

lung zum Buchwert der gehaltenen Emissionsrechte bzw. bei

Unterdeckung zum aktuellen Fair Value der Emissionsrechte

berücksichtigt. Die Aufwendungen für die Bildung der Rück-

stellung werden im Materialaufwand ausgewiesen.

Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit werden Emis-

sionsrechte auch zu Eigenhandelszwecken gehalten. Emis sions-

rechte des Eigenhandelsbestands werden unter den sonstigen

betrieblichen Vermögenswerten mit den Anschaffungskosten

oder dem niedrigeren Fair Value angesetzt.

66 Anhang

LeasingLeasing-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

Kriterien für eine Einstufung von Vereinbarungen über die

Nutzung von Vermögenswerten als Leasing. Bei kumulativer

Erfüllung der Kriterien in IFRIC 4 können auch Bezugs- bzw.

Lieferverträge im Strom- und Gasbereich sowie bestimmte

Nutzungsrechte als Leasing zu klassifizieren sein. E.ON schließt

Verträge sowohl als Leasinggeber als auch als Leasingneh-

mer ab.

Transaktionen, bei welchen E.ON als Leasingnehmer involviert

ist, werden in Finanzierungsleasing- und Operating-Leasing-

Verhältnisse (Operating Lease) unterschieden. Sind die wesent-

lichen Chancen und Risiken und somit das wirtschaftliche

Eigentum der Gesellschaft zuzurechnen, werden solche Trans-

aktionen als Finanzierungsleasing erfasst und das Leasing-

objekt 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 abge-

schrieben. Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden nach

der Effektivzinsmethode fortentwickelt.

Alle übrigen Leasinggeschäfte, bei denen E.ON als Leasing-

nehmer auftritt, werden als Operating Lease behandelt; die

Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über die Lauf-

zeit 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 bilan-

ziert. Zahlungen des Leasingnehmers werden als Tilgungs-

leistungen bzw. Zinsertrag behandelt. Die Erträge werden über

die Laufzeit des Leasingverhältnisses nach der Effektivzins-

methode erfasst.

Alle übrigen Leasing-Transaktionen, bei denen E.ON als Lea-

singgeber auftritt, werden als Operating Lease behandelt;

das Leasingobjekt bleibt bei E.ON bilanziert, und die Leasing-

zahlungen werden grundsätzlich linear über die Laufzeit des

Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.

Exploration und Evaluierung von mineralischen RessourcenDie Explorations- und Feldesentwicklungs-Ausgaben der

Market Unit Pan-European Gas werden nach der sogenannten

„Successful Efforts Method“ bilanziert. Im Einklang mit IFRS 6

„Exploration und Evaluierung von mineralischen Ressourcen“

(IFRS 6) werden die Ausgaben für Explorationsbohrungen,

deren Ergebnis noch nicht endgültig feststeht, zunächst grund-

sätzlich als immaterieller Vermögenswert aktiviert.

Beim Nachweis von Öl- und/oder Gasreserven und genehmig-

ter Feldesentwicklung werden die betreffenden Ausgaben in

das Sachanlagevermögen umgebucht. Die Sachanlagen wer-

den entsprechend der Produktionsmenge abgeschrieben. Für

die wirtschaftlich nicht fündigen Bohrungen werden die zuvor

aktivierten Ausgaben der Bohrungen sofort als Aufwand ver-

rechnet. Andere aktivierte Ausgaben werden ebenfalls abge-

schrieben, sobald keine entwickelbaren Reserven nachgewie-

sen werden konnten. Sonstige Aufwendungen für geologische

und geophysikalische Arbeiten (Seismik) und Lizenzgebühren

werden sofort ergebniswirksam erfasst.

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 abge-

schrieben. Bei einer spezifischen Fremdfinanzierung werden

die jeweiligen spezifischen Fremdkapitalkosten berücksichtigt.

Bei nicht spezifischer Finanzierung wurde ein konzernein-

heitlicher Fremdfinanzierungszinssatz von 5,0 Prozent (2007:

5,0 Prozent) für 2008 zugrunde gelegt. Andere Fremdkapital-

kosten werden aufwandswirksam gebucht.

Zuwendungen der öffentlichen HandInvestitionszulagen oder -zuschüsse der öffentlichen Hand

mindern nicht die Anschaffungs- oder Herstellungskosten

der entsprechenden Vermögenswerte, sondern werden grund-

sätzlich passivisch abgegrenzt. Sie werden auf linearer

Basis über die erwartete Nutzungsdauer der zugehörigen

Vermögenswerte erfolgswirksam aufgelöst.

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden dann zum Fair

Value erfasst, wenn mit großer Sicherheit davon auszugehen

ist, dass die Zuwendung erfolgen wird und der Konzern die not-

wendigen Bedingungen für den Erhalt der Zuwendung erfüllt.

Öffentliche Zuwendungen für Kosten werden über den Zeit-

raum ertragswirksam gebucht, in dem die entsprechenden

Kosten, für deren Kompensation sie gewährt wurden, anfallen.


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 Derivate 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

Effektivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value-

Veränderungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge

Accounting wird als effektiv angesehen, wenn sich die Fair-

Value-Veränderung des Sicherungsinstruments in einer Band-

breite 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 Sicherungs-

geschäft in einem Cashflow Hedge eingesetzt, wird der erfor-

derliche Teil der Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstru-

ments im Eigenkapital als Bestandteil des kumulierten Other

Comprehensive 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 im erforder-

lichen Umfang erfolgswirksam erfasst. Zur Sicherung von

Währungsrisiken der Netto-Aktiva einer ausländischen Betei-

ligung (Hedge of a Net Investment) werden sowohl derivative

als auch nicht derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die

Effekte aus Fair-Value-Veränderungen bzw. Stichtagsumrech-

nung dieser Instrumente werden gesondert im Eigenkapital

unter dem Posten Währungsumrechnungsdifferenz erfasst.

Fair-Value-Änderungen, die erfolgswirksam erfasst werden

müssen, werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen und

Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus Zinsderivaten

werden je Vertrag saldiert im Zinsergebnis ausgewiesen. Die

Ergebnisse aus derivativen Eigenhandelsinstrumenten werden

FinanzinstrumenteOriginäre FinanzinstrumenteOriginäre Finanzinstrumente werden bei Zugang zum Fair Value

am Erfüllungstag bilanziert. Nicht konsolidierte Beteiligungen

werden ebenso wie die Wertpapiere in Übereinstimmung mit

IAS 39 „Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung“ (IAS 39)

bewertet. E.ON kategorisiert finanzielle Vermögenswerte als

zu Handelszwecken gehalten (Held-for-Trading), als weiter-

veräußerbare Wertpapiere (Available-for-Sale) sowie als Aus-

leihungen und Forderungen (Loans and Receivables). Das

Management bestimmt die Kategorisierung der finan ziellen

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 Forderun-

gen aus Lieferungen und Leistungen) sind originäre finanzi-

elle 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

bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichti-

gungen vorgenommen.

Originäre finanzielle Verbindlichkeiten (einschließlich der

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen) im Anwen-

dungsbereich des IAS 39 werden zu fortgeführten Anschaf-

fungskosten (Amortized Cost) unter Anwendung der Effektiv-

zinsmethode bewertet. Die Erstbewertung erfolgt zum Fair

Value zuzüglich Transaktionskosten. In der Folgebewertung

wird der Restbuchwert um die bis zur Fälligkeit verbleibenden

Agio-Zuschreibungen und Disagio-Abschreibungen angepasst.

Das Agio bzw. Disagio wird über die Laufzeit im Finanzergeb-

nis erfasst.

Derivative Finanzinstrumente und SicherungsgeschäfteDerivative 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 und Verluste aus Fair-Value-Schwankungen

werden sofort ergebniswirksam erfasst.

68 Anhang

Monaten werden unter den Wertpapieren und Festgeldanlagen

ausgewiesen. Die liquiden Mittel mit einer originären Laufzeit

von weniger als drei Monaten werden den Zahlungsmitteln

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 und damit 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 veräu-

ßert werden können und deren Veräußerung hinreichend

wahrscheinlich ist. Voraussetzung für das Vorliegen einer Dis-

posal Group ist, dass die Vermögenswerte und Schulden in

einer einzigen Transaktion oder im Rahmen eines Gesamtplans

zur Veräußerung bestimmt sind.

Bei einer nicht fortgeführten Aktivität (Discontinued Opera-

tion) 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

qualifizierte Geschäftsbereich einen gesonderten wesentlichen

Geschäftszweig (Major Business Line) oder einen bestimmten

geografischen Geschäftsbereich 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 Ver-

luste 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

saldiert unter den Umsatzerlösen oder dem Materialaufwand

ausgewiesen. 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 Ver-

luste werden abgegrenzt und systematisch über die Laufzeit

des Derivats erfolgswirksam aufgelöst. Eine Ausnahme von der

erfolgsneutralen Abgrenzung besteht, sofern die Zugangs-

bewertung durch Marktpreise in einem aktiven Markt gestützt,

durch einen Vergleich mit anderen beobachtbaren zeitnahen

Transaktionen verifiziert oder durch eine Bewertungstechnik,

die nur auf beobachtbaren Marktdaten beruht, ermittelt

wurde. In diesem Fall wird das Ergebnis der Zugangsbewer-

tung erfolgswirksam erfasst.

IFRS 7 „Finanzinstrumente: Anhangangaben“ (IFRS 7) fordert

umfangreiche qualitative und quantitative Angaben über das

Ausmaß von Risiken aus Finanzinstrumenten. Weitere Informa-

tionen zu den Finanzinstrumenten sind in den Textziffern 30

und 31 zu finden.

VorräteDie Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- oder Her-

stellungskosten bzw. zum niedrigeren Netto-Veräußerungs-

wert. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden

nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Bestandteile

der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungsmaterial

und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und Fertigungs-

gemeinkosten unter Annahme einer Normalauslastung. Auf-

wendungen der allgemeinen Verwaltung werden nicht akti-

viert. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer sowie

geminderter Verwertbarkeit ergeben, werden durch angemes-

sene Wertberichtigungen auf den Netto-Veräußerungswert

berücksichtigt.

Forderungen und sonstige VermögenswerteForderungen und sonstige Vermögenswerte werden anfänglich

zum Fair Value angesetzt, der im Regelfall dem Nominalbetrag

entspricht. In der Folge werden sie zu fortgeführten Anschaf-

fungskosten unter Verwendung der Effektivzinsmethode

bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichti-

gungen vorgenommen, die im ausgewiesenen Netto-Buch-

wert enthalten sind. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils

des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich, werden

Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen, der dem

erwarteten Nutzenausfall entspricht.

Liquide MittelDie liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankgut-

haben sowie kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere.

Bankguthaben und kurzfristige weiterveräußerbare Wert-

papiere mit einer ursprünglichen Laufzeit von mehr als drei


Anteile nachträglich wieder ausgegeben oder verkauft, wird

die erhaltene Gegenleistung, netto nach Abzug direkt zurechen-

barer zusätzlicher Transaktionskosten und zusammenhängen-

der Ertragsteuern, im Eigenkapital der E.ON AG erfasst.

Aktienbasierte VergütungenDie 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 waren, han-

delt es sich um aktienbasierte Vergütungstransaktionen mit

Barausgleich, die zu jedem Bilanzstichtag zum Fair Value bewer-

tet werden. Der Vergütungsaufwand wird erfolgswirksam über

den Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit erfasst. E.ON ermittelt

den Fair Value mittels Monte-Carlo-Simulations technik.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche VerpflichtungenBei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die

Rückstellungen gemäß IAS 19 „Leistungen an Arbeitnehmer“

(IAS 19) mittels der Methode der laufenden Einmalprämien

(Projected Unit Credit Method) ermittelt, wobei zum Bilanz-

stichtag des Geschäftsjahres eine versicherungsmathemati-

sche Bewertung durchgeführt wird. Hierbei werden nicht nur

die am Stichtag bekannten Rentenverpflichtungen und erwor-

benen Anwartschaften, sondern auch wirtschaftliche Trend-

annahmen 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 Arbeitneh-

mer repräsentiert, wird im Personalaufwand ausgewiesen;

der Zinsaufwand sowie die erwarteten Planvermögenserträge

werden im Finanzergebnis erfasst.

aus nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Vorjahres-

werte der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend

angepasst. Der Ausweis der betreffenden Vermögenswerte

und Schulden erfolgt in einem separaten Bilanzposten. In

der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungsströme nicht

fortgeführter Aktivitäten separat ausgewiesen und die Vor-

jahreswerte entsprechend angepasst. Eine Anpassung 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 Kaufverpflichtungen gegenüber Minderheitsgesell-

schaftern von Tochterunternehmen eingegangen. Durch diese

Vereinbarungen erhalten die Minderheitsaktionäre das Recht,

ihre Anteile zu vorher festgelegten Bedingungen anzudienen.

Keine der Vertragsgestaltungen führt dazu, dass die wesent-

lichen Chancen und Risiken zum Zeitpunkt des Vertragsab-

schlusses auf E.ON übergegangen sind. IAS 32 „Finanzinstru-

mente: Darstellung“ (IAS 32) sieht in diesem Fall vor, dass

eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes des zukünftigen

wahrscheinlichen Ausübungspreises zu bilanzieren ist. Dieser

Betrag wird aus einem separaten Posten innerhalb der Min-

derheitsanteile umgegliedert und gesondert als Verbindlich-

keit ausgewiesen. Die Umgliederung erfolgt unabhängig von

der Wahrscheinlichkeit der Ausübung. Die Aufzinsung der Ver-

bindlichkeit wird im Zinsaufwand erfasst. Läuft eine Kaufver-

pflichtung unausgeübt aus, wird die Verbindlichkeit in die

Minderheiten zurückgegliedert. Ein etwaiger Differenzbetrag

zwischen Verbindlichkeiten und Minderheitsanteilen wird

direkt in den Gewinnrücklagen erfasst.

Sofern Gesellschafter ein gesetzliches, nicht ausschließbares

Kündigungsrecht besitzen (zum Beispiel bei deutschen Per-

sonengesellschaften), bedingt dieses Kündigungsrecht nach

IAS 32 einen Verbindlichkeitenausweis der im Konzern vorhan-

denen Minderheitsanteile an den betroffenen Unternehmen.

Die Verbindlichkeit wird zum Barwert des vermutlichen Abfin-

dungsbetrages bei einer eventuellen Kündigung ausgewiesen.

Der Ansatz erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit

der Kündigung. Wertänderungen der Verbindlichkeit werden

im sonstigen betrieblichen Ergebnis gezeigt. Aufzinsungs-

effekte und die Minderheitsanteile am Ergebnis werden als

Zinsaufwand ausgewiesen.

Wenn ein Konzernunternehmen Eigenkapitalanteile der

E.ON AG kauft (Treasury Shares), wird der Wert der bezahlten

Gegenleistung, einschließlich direkt zurechenbarer zusätzli-

cher Kosten (netto nach Ertragsteuern), vom Eigenkapital der

E.ON AG abgezogen, bis die Aktien eingezogen, wieder aus-

gegeben oder weiterverkauft werden. Werden solche eigenen

70 Anhang

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 Abwei-

chungen von der ursprünglich geschätzten Kostenentwicklung,

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 bezie-

hungsweise den Rückbau von Sachanlagen an Schätzungs-

änderungen erfolgt in der Regel erfolgsneutral durch eine

Gegenbuchung in den Sachanlagen. Sofern die stillzulegende

Sach anlage 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 Fonds für Nuklearabfall zu leisten. Die

erforderlichen Abgaben für nukleare Entsorgung hoch radio-

aktiven Abfalls und Stilllegung werden entsprechend der

Stromerzeugung für das jeweilige Kernkraftwerk seitens der

schwedischen Strahlenschutzbehörde berechnet, von Regie-

rungsstellen genehmigt und in entsprechender Höhe von

E.ON Sverige gezahlt. Gemäß IFRIC 5 „Rechte auf Anteile an

Fonds für Entsorgung, Wiederherstellung und Umweltsanie-

rung“ (IFRIC 5) wird für geleistete Zahlungen an den Natio-

nalen Fonds für Nuklearabfall ein Ausgleichsanspruch für die

Erstattung von Entsorgungs- und Stilllegungsaufwendungen

innerhalb der sonstigen Vermögenswerte aktiviert. Entspre-

chend der üblichen Vorgehensweise in Schweden werden die

Rückstellungen 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 Drittverpflichtungen

aus vergangenen Ereignissen, die nicht gänzlich vom Unter-

nehmen kontrollierbar sind, oder gegenwärtige Drittverpflich-

tungen aus vergangenen Ereignissen, bei denen der Abfluss

von Ressourcen mit wirtschaftlichem Nutzen unwahrschein-

lich ist oder deren Höhe nicht ausreichend verlässlich

bestimmt werden kann. Eventualverbindlichkeiten werden

grundsätzlich nicht in der Bilanz erfasst.

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 die-

ser Berechnung entstehender Vermögenswert ist der Höhe nach

beschränkt auf etwaigen noch 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 Versorgungs-

plänen behandelt, sofern die Verpflichtungen des Konzerns

im Rahmen dieser Versorgungspläne denen aus beitragsorien-

tierten Versorgungsplänen entsprechen.

Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauver-pflichtungen sowie übrige RückstellungenNach IAS 37 „Rückstellungen, Eventualschulden, Eventualfor-

derungen“ (IAS 37) werden Rückstellungen gebildet, wenn

rechtliche oder faktische Verpflichtungen gegenüber außen-

stehenden Dritten vorliegen, die aus vergangenen Ereignis-

sen 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


Unternehmenssteuerreform 2008 in Deutschland sind hierbei

berücksichtigt. Für ausländische Gesellschaften werden die

jeweiligen nationalen Steuersätze zugrunde gelegt.

Die wichtigsten temporären Differenzen sind in Textziffer 10

angegeben.

KapitalflussrechnungDie Kapitalflussrechnung ist gemäß IAS 7 „Kapitalflussrech-

nungen“ (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 Dividen-

den sind Bestandteil des Cashflows aus der Geschäftstätig-

keit, gezahlte Dividenden werden im Bereich der Finanzierungs-

tätigkeit ausgewiesen. Im Zusammenhang mit dem Erwerb

beziehungsweise Verkauf von Tochterunternehmen gezahlte

Kaufpreise (beziehungsweise erhaltene Verkaufspreise) wer-

den abzüglich erworbener (beziehungsweise abgegebener)

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente im Bereich

der Investitionstätigkeit gezeigt. Wechselkursbedingte Wer-

tänderungen der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquiva-

lente werden gesondert ausgewiesen.

SegmentberichterstattungDie Segmentberichterstattung wurde erstmals in 2007 nach

IFRS 8 aufgestellt. Gemäß IFRS 8 werden die Segmente der

Gesellschaft – dem sogenannten „Management Approach“ fol-

gend – nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt und

das Adjusted EBIT als die intern verwendete Ergebnisgröße

zur Performance-Messung als Segmentergebnis herangezo-

gen (vergleiche Textziffer 33).

Gliederung der Bilanz sowie der Gewinn- und VerlustrechnungDie 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, grundsätzlich als kurzfristig

ausgewiesen.

Die Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt

nach dem auch für interne Zwecke Anwendung findenden

Gesamtkostenverfahren.

ErtragsteuernNach IAS 12 „Ertragsteuern“ (IAS 12) sind latente Steuern für

temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Vermö-

genswerte und Schulden in der Bilanz und ihren Steuerwer-

ten zu bilden (Verbindlichkeits-Methode). Aktive und passive

latente Steuern werden für temporäre Differenzen gebildet,

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 Vermögens-

wertes 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 Ini-

tial Differences). IAS 12 verlangt außerdem die Bildung akti-

ver latenter Steuern auf noch nicht genutzte Verlustvorträge

und Steuergutschriften. Aktive latente Steuern werden in

dem Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass ein zu

versteuerndes Ergebnis verfügbar sein wird, gegen das die

temporären Differenzen und noch nicht genutzten Verlustvor-

träge verwendet werden können. Die Unternehmenseinheiten

werden individuell daraufhin beurteilt, ob es wahrscheinlich

ist, dass in künftigen Jahren ein positives steuerliches Ergeb-

nis entsteht. Eine etwa bestehende Verlusthistorie wird bei

dieser Analyse einbezogen. Für den Teil der aktiven latenten

Steuern, für den diese Annahmen nicht zutreffen, wird der

Wert der latenten Steuern vermindert.

Passive latente Steuern, die durch temporäre Differenzen im

Zusammenhang mit Beteiligungen an Tochterunternehmen

und assoziierten Unternehmen entstehen, werden angesetzt,

es sei denn, dass der Zeitpunkt der Umkehrung der temporären

Differenzen im Konzern bestimmt werden kann und es wahr-

scheinlich ist, dass sich die temporären Differenzen in abseh-

barer 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 sind mit

einem Gesamtsteuersatz von 30 Prozent (2007: 30 Prozent)

ermittelt. Dabei werden neben der Körperschaftsteuer von

15 Prozent (2007: 15 Prozent) der Solidaritätszuschlag von

5,5 Prozent auf die Körperschaftsteuer und der durchschnitt-

liche Gewerbesteuersatz in Höhe von 14 Prozent (2007: 14 Pro-

zent) im Konzern berücksichtigt. Die Auswirkungen der

72 Anhang

Neue Standards und InterpretationenDas International Accounting Standards Board (IASB) und das

International Financial Reporting Interpretations Committee

(IFRIC) haben Standards und Interpretationen ver abschiedet,

die von der EU in europäisches Recht übernommen wurden

und im Berichtszeitraum 1. Januar 2008 bis 31. Dezember 2008

verpflichtend anzuwenden sind beziehungsweise von E.ON

freiwillig angewendet werden:

IAS 23 „Fremdkapitalkosten“Im März 2007 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten

Standard IAS 23. Mit diesem Standard wird das bisherige

Wahlrecht der sofortigen auf wandswirksamen Erfassung von

Fremdkapitalzinsen, die direkt der An schaffung oder Her-

stellung sogenannter qualifizierter Vermögenswerte zugerech-

net werden können, abgeschafft. Mit Anwendung des über-

arbeiteten IAS 23 sind diese Fremdkapitalkosten verpflichtend

als Anschaffungs- oder Herstellungskosten zu aktivieren.

Der überarbeitete Standard ist für Geschäftsjahre anzuwen-

den, die am oder nach dem 1. Januar 2009 beginnen. Eine

frühere An wendung ist zulässig. Der Standard wurde von der

EU in europäisches Recht übernommen und von E.ON im

Geschäftsjahr 2008 bereits angewendet.

Änderungen zu IAS 39 und IFRS 7 „Umgliederung finanzieller Vermögenswerte“Im Oktober 2008 verabschiedete das IASB Änderungen zu

IAS 39 und IFRS 7. Diese Änderungen ermöglichen dem Anwen-

der unter bestim mten Voraussetzungen die Umgliederung

einzelner Finanz instrumente zwischen Bewertungskategorien.

Korrespondierend dazu ergeben sich erweiterte Angabe-

pflichten nach IFRS 7. Die Änderungen zu IAS 39 und IFRS 7

treten rückwirkend zum 1. Juli 2008 in Kraft und wurden

von der EU in europäisches Recht übernommen. Im November

2008 veröffentlichte das IASB nochmals eine Klarstellung

zum Datum des Inkrafttretens dieser Änderungen. Im E.ON-

Konzern wurden keine Umgliederungen vorgenommen.

Das IASB und das IFRIC haben weitere Standards und Interpre-

tationen verabschiedet. Die Anwendung dieser Regelungen

erfolgt im Geschäftsjahr nicht, da zum jetzigen Zeitpunkt die

Anerkennung durch die EU teilweise aussteht bzw. die

Standards und Interpretationen noch nicht verpflichtend

anzuwenden sind:

IFRS 1 „Erstmalige Anwendung der International Financial Reporting Standards“Das IASB veröffentlichte im November 2008 eine geänderte

Version des IFRS 1 „Erstmalige Anwendung der Financial

Reporting Standards“ (IFRS 1). Ziel des Standards ist es, die

erstmalige Anwendung dieses Standards zu vereinfachen,

der aufgrund vieler Änderungen in den Vorjahren komplexer

und weniger verständlich wurde. Da E.ON den Konzernab-

schluss bereits nach den IFRS aufstellt, ist die Neufassung

des Standards für E.ON nicht relevant.

KapitalstrukturmanagementEnde Mai 2007 hat E.ON die künftige Unternehmensstrategie

vorgestellt. Im Rahmen dieser strategischen Neuausrichtung

von E.ON wurde auch die Finanzstrategie des Konzerns

weiterentwickelt.

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 Entsor-

gungsrückstellungen 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 13.385 Mio €

(2007: 12.450 Mio €) und einer wirtschaftlichen Netto-Verschul-

dung zum Bilanzstichtag in Höhe von 44.946 Mio € (2007:

23.871 Mio €) beträgt der Debt Factor 3,4 (2007: 1,9). Die Netto-

Verschuldung wurde im Berichtsjahr um bestimmte Positio-

nen aus Währungsderivaten ergänzt. Die Vorjahreszahl wurde

zur besseren Vergleichbarkeit angepasst.

Schätzungen und Annahmen sowie Ermessen bei der Anwendung der RechnungslegungsgrundsätzeDie Aufstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen

und Annahmen, die die Anwendung von Rechnungslegungs-

grundsätzen im Konzern, 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, bei

der Durchführung von Werthaltigkeitsprüfungen in Überein-

stimmung mit IAS 36 sowie der Fair-Value-Ermittlung

bestimmter Finanzinstrumente.

Die Grundlagen für die Einschätzungen bei den relevanten

Themen werden in den jeweiligen Abschnitten erläutert.


Sammelstandard zu Änderungen verschiedener International Financial Reporting StandardsZusätzlich zu den dargestellten Änderungen einzelner Stan-

dards überarbeitet das IASB im sogenannten „Annual Impro-

vements Process“ bestehende Standards. Diese Änderungen

werden durch das IASB als kleine, nicht dringliche, aber not-

wendige Änderungen angesehen, die daher in einem Gesamt-

standard zusammengefasst werden. Dieser Standard wurde

im Mai 2008 vom IASB veröffentlicht. Eine Vielzahl der Ände-

rungen ist auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach

dem 1. Januar 2009 beginnen. Der Sammelstandard wurde

von der EU in das europäische Recht übernommen. Es bestehen

keine zeitlichen Abweichungen zwischen den Anwendungs-

vorschriften des IASB-Standards und der EU. Soweit Änderun-

gen des diesjährigen Standards für E.ON relevant sind, werden

sie künftig entsprechend umgesetzt. Die mit dem Standard

verbundenen Änderungen von IAS 36 bezüglich der Anhang-

angaben wurden von E.ON im vorliegenden Geschäftsbericht

angewandt.

Änderungen zu IAS 32 und IAS 1 „Kündbare Finanz-instrumente und bei Liquidation entstehende Verpflichtungen“Im Februar 2008 verabschiedete das IASB Änderungen zu IAS 32

und IAS 1. Wesentlicher Gegenstand der Änderungen ist der

Ausweis von bestimmten kündbaren Finanzinstrumenten, die

gleichzeitig Gesellschaftsanteile darstellen. Nach bisheriger

Definition des IAS 32 waren diese Finanzinstrumente als Fremd-

kapital auszuweisen. Die Neuregelung sieht unter anderem

einen Ausweis als Eigenkapital vor, sofern dem Gesellschafter

aus diesen Anteilen ein Anspruch auf das an teilige Netto-

Reinvermögen im Liquidationsfall zusteht. Die Änderungen

gelten für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2009

beginnen. Sie wurden von der EU in europäisches Recht über-

nommen und sind spätestens ab 1. Januar 2009 verpflichtend

anzuwenden. E.ON erwartet hieraus keine Auswirkungen auf

den Konzernabschluss.

Änderungen zu IFRS 1 und IAS 27 „Investitionen in Tochterunternehmen, gemeinsam kontrollierte Unternehmen und Beteiligungen“Im Mai 2008 veröffentlichte das IASB Änderungen zu IFRS 1

und IAS 27. Mit der überarbeiteten Fassung ergeben sich Ver-

einfachungen beim erstmals nach IFRS aufzustellenden Ein-

zelabschluss. Das gilt insbesondere für die Erstbewertung von

Tochterunternehmen, Joint Ventures und assoziierten Unter-

nehmen mit dem Fair Value oder als Substitut des Buchwertes

aus der vorherigen Rechnungslegung. Durch die Streichung

der Definition der Anschaffungskostenmethode aus IAS 27

fällt die Trennung der Gewinne in „vor“ und „nach“ der Akqui-

sition weg. Durch die Neuregelung des IAS 27 sind Dividenden

künftig komplett als Ertrag zu erfassen. Die Änderungen gel-

ten für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2009

IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des

„Business Combinations II“-Projektes eine neue Fassung des

IFRS 3. Wesent liche Änderungen gegenüber der alten Fassung

ergeben sich insbesondere beim Ansatz und der Bewertung

der durch einen Zusammenschluss übernommenen Vermögens-

werte und Schulden, bei der Bewertung von Minderheits-

anteilen sowie der Goodwill-Ermittlung und bei der Abbil dung

von Transaktionen mit variablen Kaufpreisen. Der überar-

beitete Standard ist für Transaktionen anzuwenden, die in

Geschäftsjahren stattfinden, die am oder nach dem 1. Juli 2009

beginnen. Allerdings wurde der Standard bisher noch nicht

von der EU in europäisches Recht übernommen. E.ON kann

aufgrund der prospektiven Anwendung des Standards sowie

des darin enthaltenen Wahlrechts bezüglich der Goodwill-

Ermittlung, das einzeln ausgeübt werden kann, derzeit keine

generelle Aussage über die künftigen Auswirkungen auf den

Konzernabschluss tätigen.

IAS 1 „Darstellung des Abschlusses“Im September 2007 veröffentlichte das IASB eine überar-

beitete Fassung des IAS 1. Wesentliche Änderungen gegen-

über der alten Fassung ergeben sich insbesondere in der

Darstellung des Eigenkapitals sowie bei der Bezeichnung der

Bestandteile des Konzernabschlusses. Der überarbeitete

Standard gilt für Geschäftsjahre, die am oder nach dem

1. Janu ar 2009 beginnen. Er wurde von der EU in europäisches

Recht übernommen und ist danach spätestens ab 1. Januar

2009 verpflichtend anzuwenden. Die Anwendung des IAS 1

wird keine wesentlichen Auswirkungen auf die Darstellung

des E.ON-Konzernabschlusses haben.

IAS 27 „Konzern- und separate Einzelabschlüsse“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des

„Business Combinations II“-Projektes eine überarbeitete Fas-

sung des IAS 27 „Konzern- und separate Einzelabschlüsse“

(IAS 27), der Regelungen zur Konsolidierung enthält. Hier wurde

insbesondere erstmals auf Transaktionen eingegangen, bei

denen Anteile an einem (Tochter-)Unternehmen ge- oder ver-

kauft werden, ohne dass es zu einer Änderung der Beherr-

schung des Unternehmens kommt. Wesentliche Änderungen

gegenüber der alten Fassung ergeben sich zudem insbeson-

dere beim Ansatz und der Bewertung eines verbleibenden

Investments beim Verlust der Beherrschung an dem vorma-

ligen Tochterunternehmen sowie beim Ansatz der auf Min-

derheiten entfallenden Verluste. Die Änderungen gemäß dem

überarbeiteten Standard sind auf Geschäftsjahre anzuwen-

den, 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.

74 Anhang

wie aktienbasierte Vergütungssysteme, bei denen Eigenka-

pitalinstrumente 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 Übernahme in euro päisches

Recht ist erfolgt. E.ON hat keine Pläne identifiziert, die unter

den Anwendungsbereich von IFRIC 11 fallen.

IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessions-vereinbarungen“Im November 2006 wurde IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessions-

vereinbarungen“ (IFRIC 12) veröffentlicht. Die Interpretation

regelt die Bilanzierung von Vereinbarungen, bei denen die

öffentliche Hand als Konzessionsgeber Aufträge für die Erfül-

lung öffentlicher Aufgaben an private Unternehmen als Kon-

zessionsnehmer vergibt. Zur Erfüllung dieser Aufgaben nutzt

das private Unternehmen Infrastruktur, die in der Verfügungs-

macht der öffentlichen Hand verbleibt. Das private Unter-

nehmen ist für den Bau, den Betrieb und die Erhaltungsmaß-

nahmen in Bezug auf die Infrastruktur verantwortlich. Die

Interpre tation 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 hat die Auswirkungen der Interpretation untersucht.

Danach ergeben sich keine wesentlichen Auswirkungen auf

den Konzern abschluss.

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 gelten für Geschäfts-

jahre, die am oder nach dem 1. Juli 2008 beginnen. Die Inter-

pretation ist von der EU in europäisches Recht übernommen

worden und danach spätestens ab 1. Januar 2009 verpflich-

tend anzuwenden. E.ON hat keine Kundentreueprogramme

identifiziert, die unter die Regelungen des IFRIC 13 fallen.



anzuwenden. E.ON erwartet keine Auswirkungen auf den

Konzernabschluss.

Änderung zu IFRS 2 „Anteilsbasierte Vergütung – Ausübungsbedingungen und Annullierungen“Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten

IFRS 2. Die Änderungen gegenüber der alten Fassung betreffen

im Wesentlichen die Definition von Ausübungsbedingungen

und die Regelungen im Falle einer Annullierung eines Planes

durch eine andere Partei als das Unternehmen. Die Änderungen

gelten für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Janu ar 2009



anzuwenden. E.ON erwartet keine wesentlichen Auswirkungen

auf den Konzernabschluss.

Änderung zu IAS 39 „Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung“ – „Zulässige Grundgeschäfte im Rahmen von Sicherungsbeziehungen“Das IASB hat im Juli 2008 Ergänzungen zu IAS 39 in einem

Dokument mit dem Titel „Eligible Hedged Items – Amendment

to IAS 39 Financial Instruments: Recognition and Measurement“

veröffentlicht. Darin werden die Anwendungsgrundsätze in

den Bereichen der Designation von Inflationsrisiken als Grund-

geschäft sowie der Designation eines einseitigen Risikos in

einem Grundgeschäft (beispielsweise mit einer Option als

Sicherungsgeschäft) konkretisiert. Die Ergänzungen sind auf

Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2009

beginnen. Die Übernahme der Änderungen in europäisches

Recht erfolgte noch nicht. Aus der Berücksichtigung der Ände-

rung werden sich keine wesentlichen Auswirkungen auf den

E.ON-Konzernabschluss ergeben.

IFRIC 11 „IFRS 2 – Geschäfte mit eigenen Aktien und 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 Gewäh-

rung von Eigenkapitalinstrumenten Dienstleistungen erhält,

als equity-settled zu behandeln. Des Weiteren regelt IFRIC 11,


Geschäftsbetriebes zu verfahren ist. Die Neufassung ist für

Geschäfts jahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Okto-

ber 2008 beginnen. Die Interpretation ist noch nicht von der

EU in europäisches Recht übernommen worden. Für E.ON wer-

den sich keine weitreichenden Änderungen aus der erstma-

ligen Anwendung dieser Interpretation ergeben.

IFRIC 17 „Sachdividenden an Eigentümer“IFRIC 17 „ Sachdividenden an Eigentümer“ (IFRIC 17) wurde

im November 2008 veröffentlicht. Die Interpretation regelt die

Bewertung von Vermögenswerten, die keine Zahlungsmittel

sind und die ein Unternehmen als Gewinnausschüttung an die

Anteilseigner überträgt. Nach IFRIC 17 ist eine Dividenden-

verpflichtung anzusetzen, wenn die Dividende von den zustän-

digen Organen genehmigt wurde und nicht mehr im Ermes-

sen des Unternehmens steht. Diese Verpflichtung ist zum

beizulegenden Zeitwert der zu übertragenden Nettovermö-

genswerte zu bewerten. Die Differenz zwischen der Dividen-

denverpflichtung und dem Buchwert des zu übertragenden

Vermögenswertes ist erfolgswirksam zu erfassen. Es sind

zusätzliche Anhangangaben vorzunehmen, wenn die für die

Ausschüttung vorgesehenen Vermögenswerte der Definition

eines aufgegebenen Geschäftsbereichs entsprechen. IFRIC 17

tritt für Geschäftsjahre in Kraft, die am oder nach dem

1. Juli 2009 beginnen. Die Übernahme der Interpretation in

europäisches Recht steht noch aus. E.ON erwartet keine

Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

IFRIC 18 „Übertragung von Vermögenswerten durch einen Kunden“Im Januar 2009 wurde IFRIC 18 „Übertragung von Vermögens-

werten durch einen Kunden “ (IFRIC 18) veröffentlicht. IFRIC 18

erläutert, unter welchen Umständen ein unter den Anwen-

dungsbereich fallender Vermögenswert vorliegt und wie des-

sen Ansatz und erstmalige Bewertung erfolgen soll. Weiter-

hin regelt die Interpretation die Identifizierung von einzelnen

bestimmbaren Dienstleistungen im Austausch für den über-

tragenen Vermögenswert, die Umsatzrealisierung und die Bilan-

zierung bei einer Übertragung von Zahlungsmitteln durch

einen Kunden. IFRIC 18 ist auf Übertragungen von Vermögens-

werten anzuwenden, die das Unternehmen am oder nach

dem 1. Juli 2009 erhält. Eine Übernahme in europäisches Recht

durch die EU ist noch nicht erfolgt. E.ON wird die Auswirkun-

gen von IFRIC 18 auf den Konzernabschluss prüfen.

IFRIC 14 „IAS 19 – Obergrenze von Vermögenswer-ten bei leistungsorientierten Plänen, Mindestfinan-zierungsanforderungen und ihre Wechselwirkung“IFRIC 14 „IAS 19 – Obergrenze von Vermögenswerten bei leis-

tungsorientierten Plänen, Mindestfinanzierungsanforderungen

und ihre Wechselwirkung“ (IFRIC 14) gibt allgemeine Leitlinien

zur Bestimmung der Obergrenze des Überschussbetrags

eines Pensionsfonds, der nach IAS 19 als Vermögenswert ange-

setzt werden kann. In der Interpretation wird auch dargestellt,

wie sich gesetzliche oder vertragliche Mindestfinanzierungs-

anforderungen auf Vermögenswerte oder Schulden eines

Plans auswirken können. Nach IFRIC 14 hat der Arbeitgeber

keine weitere Schuld anzusetzen, es sei denn, die nach den

Mindestfinanzierungsanforderungen zu zahlenden Beiträge

können nicht an die Gesellschaft zurückgezahlt werden. Die

Interpretation gilt für Geschäftsjahre, die am oder nach dem

1. Januar 2008 beginnen. Sie wurde in europäisches Recht

übernommen und ist danach spätestens ab 1. Januar 2009

verpflichtend anzuwenden. Auf der Basis der bestehenden

Pensionspläne erwartet E.ON keine wesentlichen Auswirkun-

gen auf den Konzernabschluss.

IFRIC 15 „Immobilienfertigungsaufträge“IFRIC 15 „Immobilienfertigungsaufträge“ (IFRIC 15) wurde im

Juli 2008 veröffentlicht. Die Interpretation regelt die Bilanzie-

rung von Immobilienverkäufen, bei denen es vor Abschluss

der Bauarbeiten zum Vertragsabschluss mit dem Erwerber

kommt. IFRIC 15 definiert Kriterien, nach denen sich die

Bilanzierung entweder nach IAS 11 „Fertigungsaufträge“ oder

nach IAS 18 „Erträge“ zu richten hat. Daraus ergibt sich, zu

welchem Zeitpunkt die Erträge aus der Errichtung erfasst wer-

den sollten. Darüber hinaus wird geregelt, welche Anhang-

angaben zu machen sind. Die Interpretation ist für Ge schäfts-

jahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2009

beginnen. Die Interpretation wurde noch nicht von der EU

in europäisches Recht übernommen. Die erstmalige Anwen-

dung von IFRIC 15 wird keine wesentlichen Auswirkungen

auf den Konzernabschluss von E.ON haben.

IFRIC 16 „Absicherungen einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb“Im Juli 2008 wurde IFRIC 16 „Absicherungen einer Nettoinves-

tition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb“ (IFRIC 16)

veröffentlicht. Die Interpretation regelt Zweifelsfragen in Ver-

bindung mit der Sicherung eines ausländischen Geschäfts-

betriebes. Erläutert wird, was als Risiko bei der Absicherung

einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbe-

trieb anzusehen ist, wo innerhalb der Unternehmensgruppe

das Sicherungsinstrument zur Minderung dieses Risikos

gehalten werden darf und wie bei Abgang des ausländischen

76 Anhang

Im Jahr 2008 wurden insgesamt 103 inländische und 83 aus-

ländische Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet

(2007: 107 bzw. 78). Wesentliche Unternehmenserwerbe,

Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten werden

in Textziffer 4 erläutert.

(3) Konsolidierungskreis

Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich wie

folgt verändert:

Konsolidierungskreis

Inland Ausland Summe

Konsolidierte Unternehmen zum 1. Januar 2007 139 362 501

Zugänge 23 100 123

Abgänge/Verschmelzungen 9 24 33

Konsolidierte Unternehmen

zum 31. Dezember 2007 153 438 591

Zugänge 18 91 109

Abgänge/Verschmelzungen 20 34 54

Konsolidierte Unternehmen

zum 31. Dezember 2008 151 495 646

(4) Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten

Unternehmenserwerbe im Jahr 2008

Endesa Europa/ViesgoIm Rahmen der Beilegung des Bieterwettbewerbs zwischen

Enel/Acciona und E.ON um den spanischen Endesa-Konzern im

April 2007 sicherte sich E.ON im Gegenzug für die Rücknahme

des auf den Erwerb einer Mehrheit an Endesa gerichteten

Übernahmeangebots eine größere Anzahl strategischer Betei-

ligungen, vor allem in Italien, Spanien und Frankreich. Der

Transaktionswert beinhaltet den Kaufpreis für das Eigenkapital

von rund 8,6 Mrd € in bar sowie übernommene Schulden von

etwa 2,8 Mrd €. Nach erfolgter Übernahme der Endesa durch

Enel/Acciona Ende Oktober 2007, erwarb E.ON am 26. Juni 2008

von Enel sämtliche Anteile an den Gesellschaften

• Electra de Viesgo Distribución S.L., Santander, Spanien

• Enel Viesgo Generación S.L., Santander, Spanien

• Enel Viesgo Servicios S.L., Santander, Spanien

und zeitgleich von Endesa sämtliche Anteile an der Endesa

Europa S.L. , Madrid, Spanien.

Die genannten Gesellschaften wurden im zweiten Halbjahr

2008 umfirmiert und lauten nun E.ON Distribución S.L. (E.ON

Distribución), E.ON Generación S.L. (E.ON Generación), E.ON

Servicios S.L. und E.ON Europa S.L. (E.ON Europa). Diese Gesell-

schaften sind nunmehr in Madrid, Spanien, ansässig.

Das operative Geschäft der ehemaligen Viesgo-Gesellschaften

umfasst konventionelle Kraftwerkskapazitäten an verschie-

denen spanischen Standorten von insgesamt 1,5 GW. Ein Neu-

bauprojekt mit einer Kapazität von rund 1 GW wurde im

dritten Quartal 2008 in Betrieb genommen. E.ON Distribución

versorgt in den spanischen Provinzen Kantabrien und Asturien

rund 660.000 Kunden mit elektrischer Energie. Im Rahmen

der Transaktion zwischen E.ON und Enel/Acciona veräußerte

Endesa außerdem zwei weitere Kraftwerke in Spanien mit

einer Kapazität von zusammen rund 1 GW an E.ON Generación.

E.ON Europa betreibt über Tochter- und Beteiligungsgesell-

schaften in Italien und Frankreich Kraftwerkskapazitäten

von etwa 7 GW bzw. 2,5 GW. Weitere Kraftwerksbeteiligungen

werden in Polen und in der Türkei gehalten. Der über die

Endesa Europa erworbene Anteil an der Endesa Italia S.p.A.,

Rom, Italien, beläuft sich auf 80 Prozent. Die Gesellschaft

ist mittlerweile umfirmiert in E.ON Produzione, S.p.A., Rom,

Italien (E.ON Produzione). Der Anteil an der Société Nationale

d’Electricité et de Thermique S.A. (SNET France), Paris, Frank-

reich, beträgt 65 Prozent.

Bereits im Juni 2008 wurde mit dem zu 20 Prozent beteiligten

Minderheitsgesellschafter der E.ON Produzione, A2A S.p.A.

(A2A), Mailand, Italien, vereinbart, den Minderheitsanteil im

Wesentlichen gegen Gewährung von gesellschaftseigenen

Kraftwerkskapazitäten in Italien im Wert von rund 1,5 Mrd €

zu übernehmen. Da der Kaufpreis unabhängig von der Wert-

entwicklung der zu spezifizierenden Kraftwerkskapazitäten war,

war die Endesa Italia bereits zum 30. Juni 2008 zu 100 Prozent


in den Konzernabschluss einzu beziehen. Im Juli 2008 erfolgte

die Spezifikation der zu übertragenden Kraftwerkskapazitä-

ten von rund 1,5 GW. Die rechtliche Übertragung des Minder-

heitsanteils und der Kraftwerkskapazitäten soll in 2009

erfolgen. Diese Kapazitäten wurden seit dem Zeitpunkt der

Spezifizierung im dritten Quartal 2008 als Abgangsgruppe

Wesentliche Bilanzposten der Endesa Europa/Viesgo-Aktivitäten

in Mio € Buchwerte vor

Erstkonsolidierung Kaufpreis allokationBuchwerte bei

Erstkonsolidierung

Immaterielle Vermögenswerte 477 2.127 2.604

Sachanlagen 6.754 457 7.211

Sonstige Vermögenswerte 2.783 389 3.172

Summe Vermögenswerte 10.014 2.973 12.987

Langfristige Schulden 2.663 830 3.493

Kurzfristige Schulden 4.587 447 5.034

Summe Schulden 7.250 1.277 8.527

Nettovermögen 2.764 1.696 4.460

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG 2.377 -2.377 –

Minderheitsanteile 387 -75 312

Anschaffungskosten in bar 8.566

Sachleistung für die Übertragung des Minderheitsanteils 1.509

Goodwill (vorläufig) vor Impairment und Umgliederung 5.927

Impairment (vorläufig) -1.800

Umgliederung Goodwill in Abgangsgruppen (A2A) -652

Goodwill (vorläufig) 3.475 3.475

aus gewiesen. Der Wertansatz erfolgte zu den übernommenen

Buchwerten zuzüglich der Anpassungen aus der vorläufigen

Kaufpreisallokation mit einem Netto-Buchwert von 1,5 Mrd €.

Der laufende Ergebnisanspruch des Minderheitsgesellschaf-

ters wird seit dem dritten Quartal 2008 bis zum Abgang als

Kaufpreisanpassung abgebildet.

78 Anhang

Aufgrund der genannten Komplexität und der mithin zum

31. Dezember 2008 noch nicht finalisierten Kaufpreisalloka-

tion sowie der daher noch nicht erfolgten Allokation des

vorläufigen Goodwills wurde die Werthaltigkeitsprüfung des

erworbenen vorläufigen Goodwills auf Ebene der Gesamt-

transaktion durchgeführt.

Der Werthaltigkeitstest in Bezug auf die Gesamttransaktion

ergab ein vorläufiges Impairment von 1.800 Mio €, das zunächst

dem vorläufigen Goodwill zugeordnet wurde. Die Höhe sowie

Zuordnung dieses vorläufigen Impairments kann sich nach

Finalisierung der Kaufpreisallokation ändern. Daraus resul-

tierende Änderungen würden rückwirkend erfasst werden.

Das vorläufige Impairment wird ausschließlich im Segment

Neue Märkte erfasst, da aufgrund der zuvor genannten

Gründe mangels Goodwill-Allokation keine Verteilung auf ein-

zelne Cash Generating Units möglich ist. Ursache für die

Wertminderung ist unter anderem die allgemein verschlech-

terte wirtschaftliche Situation in Europa. Vor allem in Italien

hat sich die Perspektive auf dem Energiemarkt im Herbst 2008

unter anderem aufgrund regulatorischer Eingriffe in die

Großhandelsmärkte sowie durch verminderte Produktions-

mengen infolge der zeitlich verzögerten Inbetriebnahme

von Kraftwerken eingetrübt. Hinzu kam die Erhöhung des Unter-

nehmenssteuersatzes für Energieunternehmen, Banken und

Versicherungen von 27,5 auf 33 Prozent. Unter anderem waren

diese Sachverhalte bei Abschluss der Transaktion nicht bezie-

hungsweise nicht vollumfänglich bekannt.

Nicht fortgeführte Aktivitäten in 2008

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 Auf-

hebungsvereinbarung 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

in 2009. Derzeit sind behördliche Genehmigungen ausste-

hend. WKE wurde daher weiterhin als nicht fortgeführte Akti-

vität ausgewiesen.

Die erstmalige Einbeziehung der Aktivitäten erfolgte im zwei-

ten Quartal 2008. Im E.ON-Konzernabschluss für das erste

Halbjahr 2008 wurden aufgrund der zeitlichen Nähe des

Erwerbsstichtages zum Berichtsstichtag keine Umsatz- und

Ergebnisbeiträge berücksichtigt, da diese für den E.ON-Konzern-

abschluss unwesentlich waren. Zum 30. Juni 2008 wurden die

nach den bisher angewandten Bilanzierungsgrundsätzen der

erworbenen Gesellschaften bewerteten Vermögenswerte

und Schulden in der Bilanz angesetzt; die liquiden Mittel betru-

gen 124 Mio €. Im ersten Halbjahr 2008 wurden von den ehe-

maligen Viesgo-Gesellschaften Umsätze von 539 Mio € und

ein Ergebnis von -5 Mio € erzielt. Endesa Europa hatte in die-

sem Zeitraum Umsätze von 2.171 Mio € und ein Ergebnis von

197 Mio € erwirtschaftet. Eine separate Ermittlung der Umsatz-

und Ergebnisbeiträge im zweiten Halbjahr 2008 war aufgrund

der bereits begonnenen organisatorischen Inte gration der

neu erworbenen Einheiten in den E.ON-Konzern nicht möglich.

Unter Berücksichtigung der Komplexität des Erwerbs und

der Vielzahl der zu beurteilenden Einzelsachverhalte konnte

bislang keine abschließende Kaufpreisallokation auf den

Erstkonsolidierungszeitpunkt vorgenommen werden; insbe-

sondere hinsichtlich der Würdigung bestimmter Vertrags-

konstruktionen und eventuell daraus resultierender Vermö-

genswerte und Schulden bzw. Auswirkungen auf bisher

vorgenommene Bewertungen sind weitere Beurteilungen

beziehungsweise Begutachtungen notwendig. Aufgrund

der Vorläufigkeit der Kaufpreisallokation sowie der gegebenen

komplexen Transaktionsstruktur und der darauf aufbauen-

den begonnenen Integration sowie der noch andauernden

Identifizierung und Bewertung von Synergiepotenzial ist

mithin noch keine Aufteilung des vorläufigen Goodwills auf

einzelne zu definierende Cash Generating Units vorgenom-

men worden. Der gesamte vorläufige Goodwill wird innerhalb

des Segments Neue Märkte ausgewiesen, da nach Finalisie-

rung der Kaufpreisallokation dieser Goodwill-Betrag – ohne der

finalen Allokation auf Cash Generating Units vorzugreifen – im

Wesentlichen auf dieses Segment entfallen wird. In diesem

Segment werden ebenso die erworbenen Vermögenswerte

und Schulden in Italien und Spanien ausgewiesen. Die den

französischen Aktivitäten zuzurechnenden Vermögenswerte

und Schulden sind aufgrund ihrer internen Steuerung und

der eindeutigen Abgrenzbarkeit bereits im dritten Quartal 2008

dem Segment Central Europe zugeordnet worden.

Bislang konnte noch keine vollständige Überleitung auf die

im E.ON-Konzern angewandten Bilanzierungsgrundsätze

erfolgen. Soweit noch keine Überleitung vorgenommen wurde,

wurden grundsätzlich die Ansatz- und Bewertungsmethoden

der Vorgängergesellschaften weitergeführt. Dies betraf im

Wesentlichen die italienischen Aktivitäten. Bereits durchge-

führte Überleitungen auf die im E.ON-Konzern angewandten

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden wurden zusammen

mit den Anpassungen aus der Kaufpreisallokation dargestellt.


Electrabel/EnBWIm Dezember 2008 wurde die Verpflichtungszusage von E.ON

an die Europäische Kommission, diverse Kraftwerksaktivitäten

sowie das Höchstspannungsnetz in Deutschland abzugeben,

wirksam. Basierend hierauf sowie auf den bereits unterzeich-

neten Absichtserklärungen mit zwei Interessenten für Kraft-

werkskapazitäten, Electrabel SA/NV, Brüssel, Belgien, und EnBW

Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe, Deutschland,

wurden die insgesamt abzugebenden Kapazitäten einschließ-

lich zugehöriger Aktiva und Verpflichtungen als Abgangs-

gruppe dargestellt. Die Netto-Buchwerte der Abgangsgruppe

betreffen ausschließlich die Market Unit Central Europe mit

einem Betrag von 0,4 Mrd €. Der Abgang soll in 2009 erfolgen.

Eine Umgliederung des Höchstspannungsnetzes wurde zum

31. Dezember 2008 nicht vorgenommen, da der Veräußerungs-

prozess bislang nicht eingeleitet wurde.

Beteiligung an OAO GazpromIm Oktober 2008 haben sich E.ON und Gazprom auf eine Betei-

ligung von E.ON am sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje

verständigt. Gazprom soll als Gegenleistung die von E.ON

mittelbar gehaltenen Aktien von Gazprom, die ungefähr die

Hälfte des von E.ON gehaltenen Anteils von rund 6 Prozent

am Eigenkapital der Gazprom ausmachen, übernehmen. Die

Anteile werden daher als zur Veräußerung gehaltene Ver-

mögenswerte ausgewiesen. Der Buchwert der zum Fair Value

bilanzierten Anteile bei E.ON beträgt 1,4 Mrd €. Der Abschluss

der betreffenden Verträge soll in 2009 erfolgen.

Unternehmenserwerbe im Jahr 2007

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

Energieholding RAO UES die Mehrheit an der russischen Kraft-

werksgesellschaft OAO OGK-4 (OGK-4), Surgut, Oblast Tjumen,

Russische Föderation, erworben. Nach Übernahme weiterer

kleinerer Tranchen im Anschluss an den Mehrheits von 72,7 Pro-

zent an OGK-4. Hierfür wurden unter Berücksichtigung einer

vertraglich vereinbarten Kapitalerhöhung von 1,3 Mrd € zur

Finanzierung des geplanten Investitionsprogramms der nächs-

ten Jahre insgesamt rund 4,4 Mrd € aufgewendet.

Die nachfolgenden Tabellen zeigen die wesentlichen Posten

der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz der nicht

fortgeführten WKE-Aktivitäten im Segment US-Midwest:

Abgangsgruppen und zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte im Jahr 2008

Statkraft/E.ON SverigeAusgehend von dem im Oktober 2007 geschlossenen Letter

of Intent über den mit 44,6 Prozent nahezu vollständigen

Erwerb der Minderheitsanteile an der E.ON Sverige von der

Statkraft AS (Statkraft), Oslo, Norwegen, im Wesentlichen

gegen Gewährung diverser Kraftwerkseinheiten und eigener

Aktien wurden im zweiten Quartal 2008 die Bedingungen

für den Ausweis der abzugebenden Anlagen und der zugehö-

rigen Verpflichtungen insbesondere im Personalbereich als

Abgangsgruppe erfüllt. Abwertungen auf niedrigere Zeitwerte

waren nicht erforderlich. Abgangszeitpunkt war Ende Dezem-

ber 2008. Es wurde ein Ertrag aus dem Abgang der Kraftwerks-

einheiten von 1,0 Mrd € nach Abzug von Ertragsteuern erzielt.

Die Hingabe der eigenen Anteile wurde erfolgsneutral im

Eigenkapital erfasst.

Endesa Europa/ViesgoIm Zuge des Erwerbs der Endesa Europa/Viesgo-Aktivitäten

wurde mit dem Minderheitsgesellschafter der Endesa Italia,

A2A, vereinbart, den Minderheitsanteil im Wesentlichen gegen

Gewährung von gesellschaftseigenen Kraftwerkskapazitäten

in Italien im Wert von rund 1,5 Mrd € zu übernehmen. Der

vorläufige Netto-Buchwert der Abgangsgruppe beläuft sich

auf 1,5 Mrd € und wird im Segment Neue Märkte ausgewiesen.

Gewinn- und Verlustrechnung – WKE – (Kurzfassung)

in Mio € 2008 2007

Umsatzerlöse 204 204

Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto -414 -338

Ergebnis der gewöhnlichen

Geschäftstätigkeit -210 -134

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag 82 53

Ergebnis aus nicht fortgeführten

Aktivitäten -128 -81

Wesentliche Bilanzposten – WKE – (Kurzfassung)

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 156 202

Übrige Vermögenswerte 422 362

Summe Vermögenswerte 578 564

Schulden 711 613

80 Anhang

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 erwartungsge-

mäß nicht angenommen. In 2008 wurden weitere Zukäufe

vorgenommen, sodass der Anteilsbesitz zum Bilanzstichtag

bei 78,3 Prozent liegt.

OGK-4 betreibt an fünf Standorten konventionelle Kraftwerke

mit einer installierten Gesamtleistung von 8,2 GW (netto)

und plant an den vorhandenen Standorten bis 2011 den Bau

weiterer Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 2,3 GW.

Die erstmalige Einbeziehung der Gesellschaft in den E.ON-

Konzernabschluss erfolgte im vierten Quartal 2007.

Im September 2008 wurde die Kaufpreisallokation finalisiert.

Im Vergleich zum 31. Dezember 2007 wurden lediglich gering-

fügige Änderungen vorgenommen.

Wesentliche Bilanzposten OGK-4

in Mio € IFRS-Buchwerte vor Erstkonsolidierung Kaufpreis allokation

Buchwerte bei Erstkonsolidierung

Immaterielle Vermögenswerte 11 – 11

Sachanlagen 738 2.185 2.923

Sonstige Vermögenswerte 1.497 8 1.505

Summe Vermögenswerte 2.246 2.193 4.439

Langfristige Schulden 210 523 733

Kurzfristige Schulden 124 – 124

Summe Schulden 334 523 857

Nettovermögen 1.912 1.670 3.582

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG 1.390 -1.390 –

Minderheitsanteile 522 456 978

Anschaffungskosten 4.350

Goodwill 1.746 1.746


Wesentliche Bilanzposten E.ON Climate & Renewables (E2-I)



Immaterielle Vermögenswerte und erworbener Goodwill 64 221 285

Sachanlagen 112 32 144

Sonstige Vermögenswerte 127 184 311

Summe Vermögenswerte 303 437 740



Summe Schulden 243 136 379

Nettovermögen 60 301 361

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG 56 -56 –

Minderheitsanteile 4 33 37

Anschaffungskosten 481

Goodwill 157 157

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 Tochtergesell-

schaften wurden zum 31. August 2007 erstkonsolidiert. Die

Kaufpreis allokation wurde im August 2008 finalisiert. Wesent-

liche Änderungen im Vergleich zum Erstkonsolidierungszeit-

punkt hatten sich im Bereich der immateriellen Vermögens-

werte und der Finanzanlagen ergeben. Hieraus resultierte

eine Erhöhung des Goodwills um 42 Mio €. Die Gesellschaft

firmiert seit dem ersten Quartal 2008 als E.ON Renovables

Iberia, S.L.

82 Anhang

56 Mio € aufgedeckt sowie passivische latente Steuern von

126 Mio € bilanziert. Der Goodwill verminderte sich entspre-

chend um 230 Mio €. Dies beinhaltet im Zuge der Finalisierung

der Kaufpreisallokation im Dezember 2008 erfasste Verminde-

rungen von im Wesentlichen immateriellen Vermögenswerten

um 29 Mio € sowie eine dadurch bedingte Erhöhung des

Goodwill um 22 Mio €. Die Gesellschaften firmieren seit dem

zweiten Quartal 2008 als E.ON Climate & Renewables North

America Inc., Chicago, Illinois, USA beziehungsweise als EC&R

Canada Ltd., Toronto, Ontario, Kanada.

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 und ihre Tochtergesellschaften wurden

zum 31. Dezember 2007 erstkonsolidiert. Aufgrund der zeit-

lichen Nähe von Erstkonsolidierung und Aufstellung des Kon-

zernabschlusses wurde der Unterschiedsbetrag aus der Kapi-

talkonsolidierung zum 31. Dezember 2007 in voller Höhe als

Goodwill bilanziert. In 2008 wurden bei den immateriellen

Vermögenswerten und den Vermögenswerten des Sachanla-

gevermögens stille Reserven von 300 Mio € beziehungsweise

Wesentliche Bilanzposten E.ON Climate & Renewables (Airtricity)



Immaterielle Vermögenswerte und erworbener Goodwill 10 300 310

Sachanlagen 822 56 878

Sonstige Vermögenswerte 75 – 75

Summe Vermögenswerte 907 356 1.263



Summe Schulden 920 126 1.046

Nettovermögen -13 230 217

Anteil der Gesellschafter der E.ON AG -13 13 –

Minderheitsanteile – – –

Anschaffungskosten 580

Goodwill 363 363


Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2007

ONEE.ON hatte gemeinsam mit den Mitgesellschaftern Telenor

und Tele Danmark im Juni 2007 einen Vertrag über die Veräu-

ßerung ihrer Anteile an dem österreichischen Telekommuni-

kationsunternehmen 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 Ver-

äußerung ihrer Beteiligung unter Berücksichtigung der zur

Verfügung gestellten Gesellschafterdarlehen einen Mittelzu-

fluss 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 veräußern.

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.

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-Anteilstranchen an RAG

entstandenen Zwischengewinne aus Vorjahren. Weiterhin

ergaben sich nachlaufende Erträge aus den nicht fortgeführ-

ten Aktivitäten des bereits im Jahr 2005 veräußerten Segments

Viterra von insgesamt 6 Mio € sowie ein Verlust aus der Ver-

äußerung des ehemaligen Segments Öl von 13 Mio €.

84 Anhang

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. Unrealisierte und reali-

sierte Erlöse aus Eigenhandelsaktivitäten werden saldiert in

den Umsatzerlösen erfasst.

Die Aufteilung der Umsatzerlöse nach Segmenten findet sich

in Textziffer 33.

Die Erträge aus Währungskursdifferenzen enthalten im Wesent-

lichen realisierte Erträge aus Währungsderivaten in Höhe von

6.195 Mio € (2007: 2.778 Mio €) sowie Effekte aus der Stichtags-

kursumrechnung in Höhe von 1.974 Mio € (2007: 392 Mio €). Das

Ergebnis des Jahres 2008 ist durch die Schwankungen an den

Währungsmärkten sowie die Finanzierungsaktivitäten von E.ON

geprägt.

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. Das Ergebnis des Jahres 2008 aus derivativen

Finanzinstrumenten wurde neben den genannten Schwan-

kungen an den Währungsmärkten sowie den Finanzierungs-

aktivitäten zusätzlich durch die Preisentwicklung auf den

Commodity-Märkten beeinflusst.

In den Erträgen aus dem Abgang von Beteiligungen sowie

Sachanlagen sind die Erträge aus der Statkraft-Transaktion in

Höhe von 1.070 Mio € enthalten. Weiterhin wurden Gewinne

aus dem Verkauf von Wertpapieren in Höhe von 554 Mio €

(2007: 1.128 Mio €) erzielt. Im Vorjahr waren hier außerdem

die Gewinne aus dem Abgang von Beteiligungen und Wert-

papieren ausgewiesen, von denen 321 Mio € auf den Abgang

der ONE entfielen (vergleiche hierzu auch Textziffer 4).

(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 überge-

gangen 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 sind Erlöse aus der Ver-

teilung von Strom und Gas, aus Lieferungen von Dampf,

Wärme und Wasser sowie aus dem Eigenhandel enthalten.

(6) Andere aktivierte Eigenleistungen

Andere aktivierte Eigenleistungen belaufen sich auf 526 Mio €

(2007: 517 Mio €) und resultieren im Wesentlichen aus Engi-

neering-Leistungen im Netzbereich und im Zusammenhang

mit Neubauprojekten.

(7) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt

zusammen:

Sonstige betriebliche Erträge

in Mio € 2008 2007

Erträge aus Währungskursdifferenzen 8.571 3.284

Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten 3.543 1.767

Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen und Wertpapieren 1.446 1.588

Erträge aus dem Abgangvon Sachanlagevermögen 419 123

Übrige 1.475 1.014

Summe 15.454 7.776


Die Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen enthalten

im Wesentlichen realisierte Aufwendungen aus Währungs-

derivaten in Höhe von 6.088 Mio € (2007: 2.806 Mio €) sowie

Effekte aus der Stichtagskursumrechnung in Höhe von

1.418 Mio € (2007: 319 Mio €).

Die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten

betreffen die Fair-Value-Bewertung und realisierte Aufwendun-

gen aus Derivaten nach IAS 39 mit Ausnahme von Ergebnis-

effekten aus Zinsderivaten.

In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind

Konzessionsabgaben in Höhe von 477 Mio € (2007: 471 Mio €),

externe Prüfungs- und Beratungskosten in Höhe von 474 Mio €

(2007: 414 Mio €), Werbe- und Marketingaufwendungen in

Höhe von 370 Mio € (2007: 360 Mio €) sowie Wertberichtigun-

gen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in

Höhe von 422 Mio € (2007: 333 Mio €) enthalten. Des Weiteren

werden hier Fremdleistungen, IT-Aufwendungen und Versi-

cherungsprämien ausgewiesen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen aus Explorations-

tätigkeit beliefen sich auf 53 Mio € (2007: 25 Mio €).

Materialaufwand

in Mio € 2008 2007

Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren 63.611 47.667

Aufwendungen für bezogene Leistungen 2.808 2.556

Summe 66.419 50.223

Im Jahr 2008 waren in den übrigen sonstigen betrieblichen

Erträgen vor allem Auflösungen von Wertberichtigungen,

Miet- und Pachterträge, Schrott- und Materialverkäufe sowie

vereinnahmte Schadenersatzleistungen enthalten.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich folgen-

dermaßen zusammen:

Sonstige betriebliche Aufwendungen

in Mio € 2008 2007

Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen 7.879 3.218

Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten 6.552 1.331

Sonstige Steuern 262 216

Verluste aus dem Abgang von Beteiligungen und Wertpapieren 401 138

Übrige 5.243 4.821

Summe 20.337 9.724

(8) Materialaufwand

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und

bezogene Waren umfassen insbesondere den Bezug von Gas

und Strom, von Brennstoffen für die Stromerzeugung sowie

den Nuklearbereich. Des Weiteren sind hier Netznutzungsent-

gelte enthalten. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen

beinhalten im Wesentlichen Instandhaltungsaufwendungen.

86 Anhang

Der Rückgang des Zinsergebnisses im Berichtsjahr ist vor

allem auf höhere Zinsaufwendungen aus Finanzverbindlich-

keiten zurückzuführen.

Die sonstigen Zinserträge enthalten überwiegend Erträge aus

Leasingforderungen (Finanzierungsleasing) und Erträge für

Steuern aus Vorjahren. In den sonstigen Zinsaufwendungen ist

die Aufzinsung von Rückstellungen für Entsorgungs- und Rück-

bauverpflichtungen in Höhe von 759 Mio € (2007: 708 Mio €)

enthalten. Außerdem wurde die Zinsbelastung aus Pensions-

rückstellungen – gekürzt um die erwarteten Erträge aus Plan-

vermögen – mit einem Betrag von 145 Mio € in den sonstigen

Zinsaufwendungen berücksichtigt (2007: 79 Mio €).

Gemäß IAS 32 führte die Aufzinsung von Verbindlichkeiten

im Zusammenhang mit Put-Optionen zu einem Aufwand von

61 Mio € (2007: 22 Mio €).

Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten Fremdkapital-

zinsen in Höhe von 182 Mio € (2007: 62 Mio €) vermindert.

Realisierte Erträge und Aufwendungen aus Zinsswaps werden

in der Gewinn- und Verlustrechnung saldiert ausgewiesen.

(9) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:

Die Veränderung des Finanzergebnisses gegenüber dem Vor-

jahr resultiert im Wesentlichen aus einer signifikanten Erhö-

hung der Finanzverbindlichkeiten im Rahmen des Finanzierungs-

programms sowie höheren Wertminderungen auf sonstige

Finanzanlagen. Diese Wertminderungen betreffen in 2008

fast ausschließlich die im Rahmen des Asset Managements

gehaltenen Wertpapiere (vergleiche Textziffer 31).

Finanzergebnis

in Mio € 2008 2007

Erträge aus Beteiligungen 217 215

Wertminderungen auf sonstige Finanzanlagen -675 -36

Beteiligungsergebnis -458 179

Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge 1.159 1.035

Available-for-Sale 144 207

Loans and Receivables 658 696

Held-for-Trading 124 51

Sonstige Zinserträge 233 81

Zinsen und ähnliche Aufwendungen -3.052 -1.986Amortized Cost -1.625 -929

Held-for-Trading -131 -78

Sonstige Zinsaufwendungen -1.296 -979

Zinsergebnis -1.893 -951

Finanzergebnis -2.351 -772

Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.


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

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. Die Forderung hieraus ist in den

Ertragsteueransprüchen enthalten und beträgt im Berichts-

jahr 1.157 Mio € (2007: 1.354 Mio €).

Die Verbindlichkeiten aus Ertragsteuern beinhalten im

Wesentlichen die Ertragsteuern für das laufende Jahr und

von den Steuerbehörden noch nicht abschließend geprüfte

Vorjahreszeiträume.

Für den Unterschied zwischen dem Nettovermögen und dem

steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assozi-

ierten Unternehmen (sogenannte „Outside Basis Differences“)

wurden zum Stichtag 8 Mio € passive latente Steuern bilan-

ziert (2007: 7 Mio €). Passive latente Steuern für Tochterge-

sellschaften und assoziierte Unternehmen wurden insoweit

nicht bilanziert, da die Gesellschaft den Umkehreffekt steuern

kann und es daher wahrscheinlich ist, dass sich die temporäre

Differenz in absehbarer Zeit nicht umkehren wird. Für tempo-

räre Differenzen von Tochterunternehmen und assoziierten

Unternehmen in Höhe von 1.543 Mio € (2007: 1.646 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.

Steuersatz- und -rechtsänderungen in Russland, Schweden,

Großbritannien und einigen anderen Staaten führten insge-

samt zu einem latenten Steuerertrag in Höhe von 112 Mio €.

2007 ergab sich durch Steuersatzänderungen im Ausland ins-

gesamt ein latenter Steuerertrag in Höhe von 118 Mio €.

(10) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Für die Geschäftsjahre 2008 und 2007 setzen sich die Steuern

vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten

Steuern wie folgt zusammen:

Der Rückgang des Steueraufwands um 1.426 Mio € im Vergleich

zum Vorjahr beruht im Wesentlichen auf dem Rückgang des

steuerpflichtigen Ergebnisses und auf dem Entlastungseffekt

aus der Unternehmenssteuerreform 2008 in Deutschland.

Demgegenüber ist die effektive Steuerquote von 24 Prozent

in 2007 auf 33 Prozent in 2008 gestiegen, da die vorgenom-

menen Wertminderungen des Goodwills (vergleiche Textzif-

fer 14) im E.ON-Konzernabschluss nicht zu steuerlichen Ent-

lastungen führen.

Seit dem 1. Januar 2008 beträgt der durchschnittliche Gesamt-

steuersatz in Deutschland aufgrund des am 18. August 2007

in Kraft getretenen Unternehmenssteuerreformgesetzes 2008

30 Prozent (2007: 39 Prozent). Der Körperschaftsteuersatz ist

auf 15 Prozent (2007: 25 Prozent) gesunken, der durchschnitt-

liche inländische Gewerbesteuersatz ist auf 14 Prozent (2007:

13 Prozent) gestiegen. Der Solidaritätszuschlag beträgt im

Vergleich zum Vorjahr unverändert 5,5 Prozent auf den Körper-

schaftsteuersatz. Die hierdurch bereits im Vorjahr erforder liche

Neubewertung des Gesamtbestandes der latenten Steuern

in Deutschland führte in 2007 zu einem nicht zahlungswirk-

samen latenten Steuerertrag in Höhe von 59 Mio €.

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

in Mio € 2008 2007

Inländische Ertragsteuern 977 1.666

Ausländische Ertragsteuern 937 648

Übrige Steuern vom Einkommen und vom Ertrag 5 10

Laufende Ertragsteuern 1.919 2.324

Inland -398 -149

Ausland -658 114

Latente Steuern -1.056 -35

Steuern vom Einkommen

und vom Ertrag 863 2.289

88 Anhang

Es ergeben sich die in der folgenden Tabelle dargestellten

aktiven und passiven latenten Steuern zum 31. Dezember 2008

und 2007:

Aktive und passive latente Steuern

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Immaterielle Vermögenswerte 532 73

Sachanlagen 665 608

Finanzanlagen 218 138

Vorräte 20 9

Forderungen 433 70


Verbindlichkeiten 4.323 2.070

Verlustvorträge 717 452

Steuergutschriften 107 81

Sonstige 150 163

Zwischensumme 10.908 6.771

Wertänderung -179 -212

Aktive latente Steuern 10.729 6.559

Immaterielle Vermögenswerte 1.648 1.033

Sachanlagen 6.378 6.501

Finanzanlagen 265 1.727

Vorräte 225 176

Forderungen 4.369 1.946

Rückstellungen 603 443

Verbindlichkeiten 515 253

Sonstige 784 880

Passive latente Steuern 14.787 12.959

Aktive/Passive (-) latente Steuern, netto -4.058 -6.400

Die Ertragsteuern, die im Zusammenhang mit den nicht fort-

geführten Aktivitäten stehen, werden in der Gewinn- und

Verlustrechnung unter dem Posten „Ergebnis aus nicht fort-

geführten Aktivitäten“ ausgewiesen. Diese betreffen ausschließ-

lich WKE und belaufen sich auf -82 Mio € (2007: -53 Mio €).

Vergleiche hierzu auch Textziffer 4.

Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit teilt sich

auf das In- und Ausland wie folgt auf:

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit

in Mio € 2008 2007

Inland 4.123 5.500

Ausland -1.528 4.183

Summe 2.595 9.683

Die Unterschiede zwischen dem für 2008 in Deutschland gel-

tenden Ertragsteuersatz von 30 Prozent (2007: 39 Prozent)

und dem effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:

Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz

2008 2007

in Mio € % in Mio € %

Erwartete Ertragsteuern 778 30,0 3.776 39,0

Ertragsteuerminderung für ausgeschüttete Dividenden -5 -0,2 -75 -0,8

Unterschied zu ausländischen Steuersätzen -115 -4,4 -405 -4,2

Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts -112 -4,3 -177 -1,8

Steuereffekte auf steuerfreies Einkommen -145 -5,6 -790 -8,2

Steuereffekte auf Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen -289 -11,1 -353 -3,6

Sonstiges1) 751 28,8 313 3,2

Effektiver Steueraufwand/-satz 863 33,2 2.289 23,6

1) davon in 2008 1.070 Mio € wegen Goodwill-Impairment, -200 Mio € wegen Ertrag aus der Entkonsolidierung


Die latenten Steuern stellen sich bezüglich des Zeitraums

ihrer Umkehrung und nach Saldierung wie folgt dar:

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. Innerhalb der ausländischen Verlustvorträge entfällt

ein wesentlicher Teil auf Vorjahre. Die Feststellung dieses

Teils erfolgte in 2008 durch die nationale Steuerbehörde. Ins-

gesamt wurden auf zeitlich unbegrenzt nutzbare ausländi-

sche Verlustvorträge in Höhe von 2.095 Mio € keine latenten

Steuern gebildet.

Auf noch nicht genutzte Steuergutschriften in Höhe von

29 Mio € wurden keine latenten Steuern gebildet. Hiervon

verfallen 21 Mio € innerhalb der nächsten 5 Jahre, 8 Mio €

nach 2013.

Steuerliche Verlustvorträge

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Inländische Verlustvorträge 1.377 1.646

Ausländische Verlustvorträge 3.547 739

Summe 4.924 2.385

Von den ausgewiesenen latenten Steuern sind insgesamt

1.098 Mio € direkt dem Eigenkapital belastet worden (2007:

2.246 Mio €). Darüber hinaus sind 106 Mio € laufende Ertrag-

steuern (2007: 0 Mio €) direkt im Eigenkapital erfasst.

Infolge des Erwerbs von Endesa Europa/Viesgo ergaben sich

aus der vorläufigen Kaufpreisverteilung zum 31. Dezember

2008 aktive latente Steuern in Höhe von 254 Mio € und pas-

sive latente Steuern in Höhe von 572 Mio €.

Die Kaufpreisverteilungen weiterer Erwerbe führten am

31. Dezember 2008 insgesamt zu einem Ansatz von 6 Mio €

aktiven latenten Steuern und 30 Mio € passiven latenten

Steuern.

Aus den finalisierten Kaufpreisallokationen der Erwerbe im

Vorjahr ergaben sich insgesamt 106 Mio € an passiven laten-

ten Steuern.

Die Erwerbe von OGK-4, E2-I und weiterer Gesellschaften

führten am 31. Dezember 2007 insgesamt zu einem Ansatz von

696 Mio € passiven latenten Steuern.

Nettobetrag der aktiven und passiven latenten Steuern

in Mio €

31. Dezember 2008 31. Dezember 2007

kurzfristig langfristig kurzfristig langfristig

Aktive latente Steuern 259 2.377 298 1.069

Wertänderung -57 -122 -4 -208

Nettobetrag der aktiven latenten Steuern 202 2.255 294 861

Passive latente Steuern -1.102 -5.413 -712 -6.843

Aktive/Passive (-) latente Steuern, netto -900 -3.158 -418 -5.982

90 Anhang

obigen Vorjahresangaben beziehen sich auf das neu einge-

teilte Grundkapital. Zum Aktien-Split sowie zur Entwicklung

des Bestands an eigenen Aktien der E.ON AG werden weitere

Informationen unter Textziffer 19 gegeben.

Seit dem Geschäftsjahr 2003 besteht für beschäftigte Mitar-

beiter in Großbritannien die Möglichkeit, E.ON-Aktien im Rah-

men 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.

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 gehal-

ten werden müssen. Ziel dieser aktienbasierten Vergütung ist

es, den Beitrag zur Steigerung des Unternehmenswerts zu

honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu för-

dern. Durch diese variable Vergütungskomponente mit gleich-

zeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter werden

die Interessen der Anteilseigner und des Managements sinn-

voll verknüpft.

(11) Personalbezogene Angaben

Personalaufwand

Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:

Im Jahr 2008 wurden für die Ausgabe von Aktien im Rahmen

des Belegschaftsaktienprogramms über die Börse insgesamt

1.138.050 Aktien bzw. 0,06 Prozent der Aktien der E.ON AG zu

einem durchschnittlichen Anschaffungspreis von 39,65 € je

Aktie (2007: 40,37 € je Aktie) erworben (in 2007 Erwerb über

die Börse: 1.121.715 Aktien bzw. 0,05 Prozent) und zu Vorzugs-

preisen zwischen 10,64 € und 32,18 € (2007: zwischen 15,07 €

und 34,88 €) an die Mitarbeiter weitergegeben. Die durch

Gewährung der Vorzugspreise entstandenen Kosten werden

in dem Posten „Löhne und Gehälter“ als Personalaufwand

erfasst. Danach wurde das Grundkapital neu eingeteilt, sodass

auf bisher eine Aktie nunmehr drei Stückaktien entfallen. Die

Personalaufwand

in Mio € 2008 2007

Löhne und Gehälter 4.148 3.692

Soziale Abgaben 642 556

Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung 340 349

für Altersversorgung 314 327

Summe 5.130 4.597

Stock Appreciation Rights der E.ON AG

7. Tranche 6. Tranche 5. Tranche 4. Tranche

Ausgabedatum 3. Jan. 2005 2. Jan. 2004 2. Jan. 2003 2. Jan. 2002

Laufzeit 7 Jahre 7 Jahre 7 Jahre 7 Jahre

Sperrfrist 2 Jahre 2 Jahre 2 Jahre 2 Jahre

Basiskurs1) 20,37 € 14,93 € 12,62 € 16,90 €

Basiskurs des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR) 268,66 211,58 202,14 262,44

Teilnehmer im Jahr der Ausgabe 357 357 344 186

Anzahl ausgegebener Optionen 2,9 Mio 2,7 Mio 2,6 Mio 1,7 Mio

Ausübungsschwelle (Kursanstieg gegenüber Basiskurs) 10 % 10 % 10 % 10 %

Ausübungsschwelle (Mindestkurs)1) 22,41 € 16,42 € 13,88 € 18,59 €

Anzahl Bezugsrechte1) 3 3 3 3

Maximaler Ausübungsgewinn für 3 Bezugsrechte 65,35 € 49,05 € – –

1) nach Aktien-Split vom 4. August 2008


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 wer-

den restlaufzeitkongruente historische Volatilitäten und Kor-

relationen der E.ON-Aktie verwendet. Als risikoloser Zinssatz

wird der Zero-Swapsatz für die entsprechende Restlaufzeit

zugrunde gelegt. In das Bewertungsmodell werden außer-

dem die Dividendenrenditen der E.ON-Aktie einbezogen. Die

Dividendenrendite der E.ON- Aktie wird tranchen- und rest-

laufzeitabhängig auf Basis der Bloomberg Consensus-Schät-

zungen ermittelt. Der Durchschnitt der Xetra-Schlusskurse

der E.ON-Aktie betrug im Geschäftsjahr 38,31 € (Schlusskurse

vor Aktien-Split bereinigt). Der Xetra-Schlusskurs der E.ON-

Aktie betrug am Jahresende 28,44 €. Der Dow Jones STOXX

Utilities Index (Price EUR) erreichte einen Schlusswert von

337,55 Punkten.

Die folgende Übersicht enthält weitere im Rahmen der

Bewertung verwendete Parameter:

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 wurden die noch bestehenden und nicht im

Laufe des Jahres 2008 verfallenen SAR der vierten Tranche

vollständig ausgeübt. Noch vorhandene SAR der fünften bis

siebten Tranche können auch nach der Beendigung dieses

Programms weiterhin nach den Regelungen der Optionsbe-

dingungen ausgeübt werden.

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 adjustierten Basiskurs, multipliziert mit der

Anzahl der ausgeübten Optionen und einem Bezugsfaktor

von drei. Die Adjustierung des Basiskurses sowie die Einfüh-

rung des Bezugsverhältnisses von drei ist mit dem Aktien-

Split der E.ON-Aktie am 4. August 2008 erforderlich geworden,

um bei unveränderter Anzahl von Aktienoptionen Wertneu-

tralität zu gewährleisten. Um die Effekte aus außerordent-

lichen, nicht vorhergesehenen Entwicklungen nach oben hin

zu begrenzen, wurde der maximal mögliche Ausübungs-

gewinn je Option für die SAR ab der sechsten Tranche auf

100 Prozent des Basiskurses bei Ausgabe festgelegt.

SAR-Programm der E.ON AG – Bewertungsparameter des Optionspreismodells


Innerer Wert zum 31. Dezember 20081) 24,21 € 40,53 € 47,46 € 34,62 €

Rechnerischer Optionswert zum 31. Dezember 20081) 24,72 € 37,80 € 48,33 € 34,62 €

Swapsatz 2,89 % 2,65 % 2,27 % 2,06 %

Volatilität der E.ON-Aktie 33,51 % 36,16 % 43,20 % 75,12 %

Dividendenrendite der E.ON-Aktie 6,64 % 6,08 % 5,57 % 5,57 %

1) für drei Bezugsrechte

92 Anhang

maximal an einen Planteilnehmer auszuzahlenden Betrags je

Performance-Recht ist jedoch auf das Dreifache des ursprüng-

lich 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 Plan-

teilnehmer gleichzeitig auf den Tag des Laufzeitendes der

Tranche. Entspricht die Performance der E.ON-Aktie der Perfor-

mance 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 Unter-

performance von 20 Prozent erfolgt keine Auszahlung mehr.

In dem Plan bestehen Anpassungsmechanismen, um zum

Beispiel den Effekt von zwischenzeitlichen Kapitalmaßnah-

men zu eliminieren. Nach dem Aktien-Split wurden Adjus-

tierungsfaktoren gebildet, um bei unveränderter Anzahl von

Im Geschäftsjahr 2008 wurden 99.451 SAR der Tranchen vier

bis sieben planmäßig ausgeübt. Die Summe der Ausübungs-

gewinne für die Begünstigten belief sich auf 6,0 Mio € (2007:

163,2 Mio €). Im Geschäftsjahr sind 6.500 SAR der Tranche

vier verfallen.

Die SAR der Tranchen fünf bis sieben waren am Bilanzstich-

tag ausübungsfähig.

Die Rückstellung für das SAR-Programm beträgt zum Bilanz-

stichtag 6,8 Mio € (2007: 23,2 Mio €). Im Geschäftsjahr 2008

ergab sich aufgrund einer rückläufigen Wertentwicklung der

Aktienoptionen ein Ertrag aus der Auflösung der Rückstel-

lung in Höhe von 10,4 Mio € (2007: Aufwand 43,4 Mio €). Der

Bestand an SAR, die Rückstellungen und Aufwendungen aus

dem virtuellen Aktienoptionsprogramm haben sich wie folgt

entwickelt:

E.ON-Share-Performance Plan

Im Geschäftsjahr 2008 wurden virtuelle Aktien (Performance-

Rechte) der dritten Tranche des E.ON-Share-Performance

Plans gewährt.

Jedes Performance-Recht berechtigt am Ende der dreijährigen

Laufzeit zu einer Barauszahlung in Höhe des dann festgestell-

ten 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 Uti-

lity 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 Per-

formance der des Vergleichsindexes entspricht. Die Höhe des

E.ON-Share-Performance Rechte

3. Tranche 2. Tranche 1. Tranche

Ausgabedatum 1. Jan.2008 1. Jan.2007 1. Jan.2006

Laufzeit 3 Jahre 3 Jahre 3 Jahre

Zielwert bei Ausgabe 136,26 € 96,52 € 79,22 €

Teilnehmer im Jahr der Ausgabe 555 502 396

Anzahl ausgegebener Performance-Rechte 294.623 395.025 458.641

Maximaler Auszahlungsbetrag 408,78 € 289,56 € 237,66 €

Entwicklung des SAR-Programms der E.ON AG


Bestand SAR zum 31. Dezember 2006 2.809.876 54.547 264.930 69.167

Zuteilungen in 2007 – – – –

Ausübungen in 2007 2.754.876 26.547 113.379 42.333

Während der Laufzeit in 2007 verfallene SAR – – – –

Bestand SAR zum 31. Dezember 2007 55.000 28.000 151.551 26.834

Zuteilungen in 2008 – – – –

Ausübungen in 2008 29.000 18.000 32.117 20.334

Während der Laufzeit in 2008 verfallene SAR – – – 6.500

Bestand SAR zum 31. Dezember 2008 26.000 10.000 119.434 0

Ausübungsgewinne 2008 1,9 Mio € 0,9 Mio € 2,6 Mio € 0,6 Mio €

Rückstellung zum 31. Dezember 2008 0,6 Mio € 0,4 Mio € 5,8 Mio € 0,0 Mio €

Ertrag in 2008 1,0 Mio € 0,1 Mio € 7,4 Mio € 1,9 Mio €


(2007: 1,6 Mio €). Im Geschäftsjahr sind 13.613 Performance-

Rechte der ersten, zweiten und dritten Tranche verfallen.

Am Jahresende beträgt die Rückstellung 29,2 Mio € (2007:

67,8 Mio €). Die Rückstellung entfällt jeweils anteilig auf die

bisher abgelaufene Zeit der insgesamt dreijährigen Laufzeit.

Der Aufwand für den E.ON-Share-Performance Plan betrug im

Geschäftsjahr 2008 1,4 Mio € (2007: 60,5 Mio €).

Die zweite und dritte Tranche waren am Bilanzstichtag noch

nicht ordentlich auszahlungsfähig.

Für das Jahr 2009 ist die Auflage einer vierten Tranche des

E.ON-Share-Performance Plans vorgesehen.

Entwicklung des E.ON-Share-Performance Plans

3. Tranche 2. Tranche 1. Tranche

Bestand zum

31. Dezember 2006 – – 454.601

Zuteilungen in 2007 – 397.382 –

Abgerechnete Perfor-mance-Rechte in 2007 – 4.458 11.042

Verfallene Performance-Rechte in 2007 – 1.658 2.691

Bestand zum

31. Dezember 2007 0 391.266 440.868

Zuteilungen in 2008 294.623 – –

Abgerechnete Perfor-mance-Rechte in 2008 – 3.463 436.406

Verfallene Performance-Rechte in 2008 3.379 5.772 4.462

Bestand zum

31. Dezember 2008 291.244 382.031 0

Auszahlungsbeträge in 2008 0,0 Mio € 0,5 Mio € 39,5 Mio €

Rückstellung zum 31. Dezember 2008 6,4 Mio € 22,8 Mio € 0,0 Mio €

(-) Aufwand/(+) Ertrag in 2008 -6,4 Mio € -2,2 Mio € 7,2 Mio €

Performance-Rechten Wertneutralität zu gewährleisten.

Aus diesem Grund war eine Bereinigung der Zielwerte bei

Ausgabe und der maximalen Auszahlungsbeträge um den

Aktien-Split nicht erforderlich.

Für die Bilanzierung wird der finanzmathematische Wert (Fair

Value) gemäß IFRS 2 anhand eines anerkannten Optionspreis-

modells ermittelt. Dabei wird analog zum Optionspreismodell

des virtuellen Aktienoptionsprogramms eine große Anzahl

unterschiedlicher Entwicklungspfade der E.ON-Aktie (unter

Berücksichtigung der Effekte reinvestierter Dividenden und

Kapitaladjustierungsfaktoren) und des Vergleichsindexes simu-

liert (sogenannte Monte-Carlo-Simulation). Abweichend wird

jedoch der Vergleichsindex Dow Jones STOXX Utilities Index

(Return EUR) verwendet, der zum Bilanzstichtag einen Stand

von 616,05 Punkten aufweist. Da die Auszahlung für alle Plan-

teilnehmer zu einem bestimmten Zeitpunkt erfolgt, sind Annah-

men zum Ausübungsverhalten in dieser Planstruktur nicht

vorgesehen und dementsprechend nicht in dieses Options-

preismodell einbezogen. Dividendenzahlungen und Kapital-

maßnahmen werden durch entsprechende Faktoren analog

denen des Indexproviders berücksichtigt.

Im Geschäftsjahr 2008 wurden 294.623 Performance-Rechte

der dritten Tranche gewährt. Die Laufzeit der ersten Tranche

endete am 31. Dezember 2008. Der Auszahlungsbetrag wurde

für die 430.328 am Ende der Laufzeit ordentlich abgerechne-

ten Performance-Rechte der 1. Tranche mit 89,70 € pro Perfor-

mance-Recht festgestellt. Zum Bilanzstichtag wurde eine

Verbindlichkeit in Höhe der Summe der Auszahlungsbeträge

von 38,6 Mio € gebildet. Die Auszahlung und Auflösung der

Verbindlichkeit erfolgt im ersten Quartal 2009. Darüber hinaus

wurde im Jahr 2008 der Gewinn aus 9.541 Performance-Rech-

ten der ersten und zweiten Tranchen in Übereinstimmung mit

den Planbedingungen außerordentlich ausgezahlt. Die

Summe der außerordentlichen Auszahlungen betrug 1,4 Mio €

E.ON-Share-Performance Plan – Bewertungsparameter des Preismodells

3. Tranche 2. Tranche 1. Tranche1)

Innerer Wert zum 31. Dezember 2008 73,78 € 91,62 € 89,70 €

Rechnerischer Wert zum 31. Dezember 2008 65,88 € 89,65 € 89,70 €

Swapsatz 2,69 % 2,25 % –

Volatilität der E.ON-Aktie 40,22 % 52,50 % –

Volatilität des Dow Jones STOXX Utility Index (Return EUR) 29,58 % 39,34 % –

Korrelation E.ON-Aktie/ Dow Jones STOXX Utility Index (Return EUR) 0,92 0,93 –

1) Laufzeitende erreicht

94 Anhang

Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen betreffen

insbesondere die prüferische Durchsicht der Zwischenab-

schlüsse nach IFRS. Darüber hinaus sind hier die Honorare für

projektbegleitende Prüfungen im Rahmen der Einführung

von IT- und internen Kontrollsystemen, Due-Diligence-Leistun-

gen im Zusammenhang mit Akquisitionen und Desinvestitio-

nen sowie sonstige Einzelsachverhalte 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 natio-

nalen und internationalen Steuerangelegenheiten.

Die Honorare für sonstige Leistungen betreffen im Wesentlichen

die fachliche Unterstützung bei IT-Projekten sowie regulie-

rungsrelevante 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 beziehungsweise Offenlegung eines

Jahresabschlusses sowie eines entsprechenden Lageberichtes

nach § 264 Abs. 3 beziehungsweise § 264b HGB befreit sind.

(12) Sonstige Angaben

Deutscher Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG haben die nach § 161

AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 15. Dezem-

ber 2008 abgegeben und den Aktionären durch Veröffentli-

chung auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com)

dauerhaft zugänglich gemacht.

Honorare und Dienstleistungen des Abschlussprüfers

Für die in den Geschäftsjahren 2008 und 2007 erbrachten Dienst-

leistungen des Abschlussprüfers, PricewaterhouseCoopers

(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.

Honorare des Abschlussprüfers

in Mio € 2008 2007

Abschlussprüfung 32 33

Sonstige Bestätigungsleistungen 31 22

Steuerberatungsleistungen 2 1

Sonstige Leistungen 2 1

Summe 67 57

Mitarbeiter

Im Berichtsjahr beschäftigte E.ON durchschnittlich 91.546 Mit-

arbeiter (2007: 83.434). Dabei sind 2.419 (2007: 2.352) Auszubil-

dende nicht berücksichtigt. Nach Segmenten setzt sich die

Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:

Mitarbeiter

2008 2007

Central Europe 43.190 44.054

Pan-European Gas 10.406 12.204

UK 17.535 16.499

Nordic 5.880 5.872

US-Midwest 3.070 2.940

Energy Trading 828 –

Neue Märkte1) 7.704 1.356

Corporate Center 2.933 509

Summe 91.546 83.434

1) einschließlich OGK-4, E2-I und Airtricity im Jahr 2007


(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.

Bei der Berechnung des Ergebnisses je Aktie wurde der

Aktien-Split (vergleiche hierzu Textziffer 19) bereits berück-

sichtigt. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst.

in Mio € 2008 2007


Abzüglich Minderheitsanteile -338 -520

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten

(Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) 1.394 6.874

Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten -128 330

Abzüglich Minderheitsanteile – –

Ergebnis aus nicht

fortgeführten Aktivitäten

(Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) -128 330

Konzernüberschuss der

Gesellschafter der E.ON AG 1.266 7.204

in €

Ergebnis je Aktie

(Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)

aus fortgeführten Aktivitäten 0,75 3,52

aus nicht fortgeführten Aktivitäten -0,07 0,17

aus Konzernüberschuss 0,68 3,69

Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück 1.862 1.954

Ergebnis je Aktie

96 Anhang

(14) Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

in Mio €

Anschaffungs- oder Herstellungskosten

1. Januar 2008

Währungs-unterschiede

Verände-rungen

Konsolidie-rungskreis Zugänge Abgänge

Um-buchungen

31. Dezember 2008

Goodwill 17.045 -1.163 6.028 21 -71 -1.100 20.760

Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte 48 – – – – – 48

Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte 2.418 -241 138 1 -1 -18 2.297

Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte 2.020 -58 2.593 24 -56 -104 4.419

Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte 599 -18 46 59 -30 37 693

Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte 229 -54 -3 49 -34 14 201

Immaterielle Vermögenswerte mit

bestimmbarer Nutzungsdauer 5.314 -371 2.774 133 -121 -71 7.658

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer 1.571 -197 480 1.566 -898 -66 2.456

Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte 30 1 14 29 -2 -39 33

Immaterielle Vermögenswerte 6.915 -567 3.268 1.728 -1.021 -176 10.147

Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte 3.834 -211 408 64 -36 -973 3.086

Bauten 9.144 -407 1.205 77 -100 -388 9.531

Technische Anlagen und Maschinen 82.403 -3.951 10.308 1.806 -546 -602 89.418

Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 3.212 -324 57 274 -137 -27 3.055

Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau 5.672 -579 1.698 6.853 -15 -3.763 9.866

Sachanlagen 104.265 -5.472 13.676 9.074 -834 -5.753 114.956


Kumulierte AbschreibungenNetto-

Buchwerte

1. Januar

2008Währungs-

unterschiede

Verände-rungen


Um-buchungen

Wertminde-rungen

Zuschreibun-gen

31. Dezember 2008

31. Dezember 2008

-284 5 -1 0 1 0 -3.315 0 -3.594 17.166

-47 – – – – – – – -47 1

-1.125 161 – -182 – 16 – – -1.130 1.167

-771 58 -455 -106 5 -39 -4 – -1.312 3.107

-448 13 -29 -84 20 – -1 – -529 164

-172 40 – -23 16 – -2 – -141 60

-2.563 272 -484 -395 41 -23 -7 0 -3.159 4.499

-68 9 – – 50 – -230 – -239 2.217

0 – – – – – – – 0 33

-2.631 281 -484 -395 91 -23 -237 0 -3.398 6.749

-257 5 -14 -12 2 17 -8 – -267 2.819

-4.161 185 -859 -291 69 344 -7 – -4.720 4.811

-49.084 1.774 -4.994 -2.545 365 3.195 -53 – -51.342 38.076

-2.194 200 -36 -213 110 47 – – -2.086 969

-17 3 -1 – – – – – -15 9.851

-55.713 2.167 -5.904 -3.061 546 3.603 -68 0 -58.430 56.526

98 Anhang

a) Goodwill und immaterielle Vermögenswerte

GoodwillDie Veränderungen des Goodwills je Segment lassen sich für

die Geschäftsjahre 2008 und 2007 wie folgt darstellen:

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen

in Mio €

Anschaffungs- oder Herstellungskosten

1. Januar 2007

Währungs-unterschiede

Verände-rungen


Um-buchungen

31. Dezember 2007

Goodwill 15.604 -822 2.489 13 -10 -229 17.045

Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte 227 -4 – – -175 – 48

Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte 2.482 -98 25 1 -2 10 2.418

Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte 1.694 -22 305 66 -12 -11 2.020

Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte 503 -8 10 49 -23 68 599

Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte 218 -21 – 32 – – 229

Immaterielle Vermögenswerte mit

bestimmbarer Nutzungsdauer 5.124 -153 340 148 -212 67 5.314

Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer 1.263 -43 – 990 -239 -400 1.571

Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte 15 – – 29 -1 -13 30

Immaterielle Vermögenswerte 6.402 -196 340 1.167 -452 -346 6.915

Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte 3.970 -119 1 25 -61 18 3.834

Bauten 7.996 -163 1.183 74 -146 200 9.144

Technische Anlagen und Maschinen 80.098 -1.963 1.901 2.327 -1.428 1.468 82.403

Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 3.362 -141 -9 276 -206 -70 3.212

Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau 2.088 -176 1.001 3.961 -12 -1.190 5.672

Sachanlagen 97.514 -2.562 4.077 6.663 -1.853 426 104.265


Kumulierte AbschreibungenNetto-

Buchwerte

1. Januar

2007Währungs-

unterschiede

Verände-rungen


Um-buchungen

Wertminde-rungen

Zuschreibun-gen

31. Dezember 2007

31. Dezember 2007

-284 0 0 0 0 0 0 0 -284 16.761

-217 4 – -9 175 – – – -47 1

-983 56 – -198 – – – – -1.125 1.293

-778 14 -1 -42 6 30 – – -771 1.249

-365 5 1 -78 23 -34 – – -448 151

-165 16 – -24 1 – – – -172 57

-2.508 95 0 -351 205 -4 0 0 -2.563 2.751

0 2 – – – -4 -66 – -68 1.503

0 – – – – – – – 0 30

-2.508 97 0 -351 205 -8 -66 0 -2.631 4.284

-252 4 – -12 3 – -1 1 -257 3.577

-4.117 95 – -242 117 -11 -5 2 -4.161 4.983

-48.264 831 -50 -2.272 781 -94 -17 1 -49.084 33.319

-2.371 85 15 -218 193 102 – – -2.194 1.018

-26 1 – – 8 10 -10 – -17 5.655

-55.030 1.016 -35 -2.744 1.102 7 -33 4 -55.713 48.552

Entwicklung des Goodwill nach Segmenten

in Mio € Central Europe

Pan-European

Gas UK NordicUS-

MidwestEnergy Trading

Neue Märkte

Corporate Center/Konsoli-dierung Summe

Netto-Buchwert zum 1. Januar 2007 2.485 4.399 4.956 298 3.182 – – – 15.320

Veränderungen aus Unter-nehmenserwerben und -veräußerungen1) 17 15 – 2 – – 2.458 – 2.492

Sonstige Veränderungen2) -28 -39 -614 -12 -330 – -28 – -1.051

Netto-Buchwert zum

31. Dezember 2007 2.474 4.375 4.342 288 2.852 0 2.430 0 16.761

Veränderungen aus Unter-nehmenserwerben und -veräußerungen1) -80 -100 -163 2 – 226 6.093 – 5.978

Veränderung aus Impairment – – – – -1.515 – -1.800 – -3.315

Sonstige Veränderungen2) -180 -103 -1.027 -61 160 -14 -1.033 – -2.258

Netto-Buchwert zum

31. Dezember 2008 2.214 4.172 3.152 229 1.497 212 5.690 0 17.166

1) Die Veränderungen aus Unternehmenserwerben und -veräußerungen beinhalten auch Effekte aus der Goodwill-Reallokation im Zuge der Errichtung der Market Units Energy Trading, Climate & Renewables und Italy.

2) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Umbuchungen, Währungskursdifferenzen sowie Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.

100 Anhang

Nach IFRS 3 unterliegt der Goodwill keiner planmäßigen

Abschreibung, 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-Verfahren

ermittelt und – sofern vorhanden – anhand geeigneter Multi-

plikatoren plausibilisiert. Zudem werden Markttransaktionen

oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte

berücksichtigt.

Die Bewertung basiert auf der vom Vorstand genehmigten

Mittelfristplanung. Den Berechnungen für Zwecke der Impair-

ment-Tests liegt ein Detailprognosezeitraum von fünf, in

Ausnahmefällen von zehn Jahren, zugrunde. Für die über die

Detailplanungsperiode hinausgehenden Cashflow-Annahmen

werden auf Basis von Vergangenheitsanalysen und Zukunfts-

prognosen bereichsspezifische Wachstumsraten ermittelt.

Die in 2008 verwendeten Wachstumsraten liegen zwischen

1,1 und 3,5 Prozent (2007: 1,3 bis 4,1 Prozent). Basis der Ablei-

tung dieser nominalen Wachstumsraten bilden die lang-

fristigen marktspezifischen Inflationsraten, korrigiert um

bereichsspezifische Entwicklungserwartungen der jeweiligen

Geschäftsfelder (zum Beispiel regulatorische Rahmenbedin-

gungen, Reinvestitionszyklen oder Wachstumsperspektiven).

Die zur Diskontierung verwendeten Nachsteuerzinssätze

werden auf Grundlage von Marktdaten bereichsspezifisch

ermittelt und betragen zum Bewertungsstichtag zwischen

6,0 und 9,0 Prozent (2007: 5,6 bis 7,3 Prozent).

Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des Fair

Values abzüglich der Veräußerungskosten durch das Manage-

ment beruht, umfassen die Prognosen der Marktpreise für

Rohstoffe, künftiger Strom- und Gaspreise auf den Großhandels-

und Endverbrauchermärkten, der unternehmensbezogenen

Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen

sowie von Wachstumsraten und Diskontierungszinssätzen.

Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfungen des jeweiligen Good-

wills im Geschäftsjahr wurden Wertminderungen in Höhe

von 3.315 Mio € erfasst. Davon entfallen 1.515 Mio € auf den

regulierten Geschäftsbereich der Market Unit US-Midwest.

Gründe für die Anpassung bei US-Midwest sind vor allem ein

Anstieg der Market-Unit-spezifischen Kapitalkosten sowie

niedrigere langfristige Wachstumsraten aufgrund des gene-

rellen Marktumfeldes. Der erzielbare Betrag zur Bestimmung

des Impairments des regulierten Geschäfts bei US-Midwest

entspricht dem Nutzungswert.

Die Cashflow-Prognose zur Berechnung des Nutzungswertes

für den Impairment-Test in der Market Unit US-Midwest

erfolgte in Anlehnung an regulatorische Vorgaben auf Basis

einer Zehnjahresplanung. Den wesentlichen Werttreiber

der Cashflow Prognosen stellt das erwartete langfristige Last-

wachstum dar, da dieses maßgeblichen Einfluss auf die

notwendige Investitionstätigkeit hat. Das investierte Kapital

bildet im Rahmen des Entgeltsystems die Bemessungs-

grundlage der maximalen Vergütung, festgesetzt als erlaubte

Eigenkapitalrendite. Das den Planungen zugrunde liegende

langfristige Lastwachstum wird hierbei in regelmäßigen Abstän-

den mit den Regulierungsbehörden abgestimmt.

Zudem ergab sich ein vorläufiges Impairment auf den vorläu-

figen Goodwill der von Enel/Acciona und Endesa erworbenen

Aktivitäten in Italien, Spanien und Frankreich in Höhe von

1.800 Mio €. Aufgrund der noch vorläufigen Kaufpreisallokation

und der bisher nicht abgeschlossenen Integration ist noch

keine Aufteilung des vorläufigen Goodwills auf einzelne zu

definierende Cash Generating Units vorgenommen worden. Der

gesamte vorläufige Goodwill wird deshalb im Segment Neue

Märkte ausgewiesen (vergleiche hierzu auch Textziffer 4).

Der Wertminderungsbedarf des vorläufigen Goodwills aus dem

Erwerb der Aktivitäten der ehemaligen Endesa Europa/Viesgo

resultiert unter anderem aus der allgemein verschlechterten

wirtschaftlichen Situation in Europa. Vor allem in Italien hat

sich die Perspektive auf dem Energiemarkt im Herbst 2008

unter anderem aufgrund regulatorischer Eingriffe in die

Großhandelsmärkte sowie durch verminderte Produktions-

mengen infolge der zeitlich verzögerten Inbetriebnahme

von Kraftwerken eingetrübt. Hinzu kam die Erhöhung des

Unternehmenssteuersatzes für Energieunternehmen, Banken

und Versicherungen von 27,5 auf 33 Prozent. Der erzielbare

Betrag zur Bestimmung dieses Impairments entspricht dem

Fair Value abzüglich Veräußerungskosten.

Da im Vorjahr die Fair Values abzüglich der Veräußerungskos-

ten sämtlich über den entsprechenden Buchwerten der Cash

Generating Units lagen, waren im Rahmen der Goodwill-

Impairment-Tests 2007 keine Wertminderungen des Goodwills

erforderlich.

Die Goodwill-Impairments in Höhe von insgesamt 3.315 Mio €

sind in den Abschreibungen enthalten.

Immaterielle VermögenswerteDie planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögens-

werte betrugen 395 Mio € im Jahr 2008 (2007: 351 Mio €),

und die Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte

beliefen sich auf 237 Mio € (2007: 66 Mio €).

In den immateriellen Vermögenswerten sind Emissionsrechte

verschiedener Handelssysteme mit einem Buchwert von

1.094 Mio € (2007: 228 Mio €) enthalten.


Im Berichtsjahr wurden 53 Mio € (2007: 37 Mio €) Forschungs-

und Entwicklungsaufwendungen im Sinne von IAS 38 auf-

wandswirksam erfasst.

Auf Basis des Bestands an immateriellen Vermögenswerten mit

bestimmbarer Nutzungsdauer werden die folgenden Abschrei-

bungsbeträge für die folgenden fünf Berichtsjahre erwartet:

Diese Schätzungen können insbesondere aufgrund von Akqui-

sitionen und Veräußerungen von den tatsächlichen Beträgen

in der Zukunft abweichen.

Auf immaterielle Vermögenswerte aus der Explorationstätig-

keit entfallen zum 31. Dezember 2008 Buchwerte in Höhe von

399 Mio € (2007: 551 Mio €). Wertminderungen wurden in

Höhe von 41 Mio € erfasst (2007: 54 Mio €).

Voraussichtlicher Abschreibungsaufwand

in Mio €

2009 391

2010 324

2011 290

2012 250

2013 203

Summe 1.458

b) Sachanlagen

Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von

182 Mio € (2007: 62 Mio €) als Bestandteil der Anschaffungs-

oder Herstellungskosten der Sachanlagen aktiviert.

Die planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen beliefen

sich im Jahr 2008 auf 3.061 Mio € (2007: 2.744 Mio €). In Höhe

von 68 Mio € (2007: 33 Mio €) wurden Wertminderungen auf

Sachanlagen erfasst. Zuschreibungen auf Sachanlagen wurden

im Berichtsjahr nicht vorgenommen (2007: 4 Mio €).

Im Jahr 2008 unterlagen insbesondere Grundstücke und Gebäude

sowie technische Anlagen und Maschinen in Höhe von

5.760 Mio € (2007: 5.228 Mio €) Veräußerungsbeschränkungen.

Bestimmte Kraftwerke, Gasspeicher und Leitungsnetze wer-

den im Wege des Finanzierungsleasings genutzt und im

E.ON-Konzernabschluss aktiviert, weil E.ON das wirtschaftli-

che Eigentum am geleasten Vermögenswert zuzurechnen ist.

Die auf dieser Basis aktivierten Sachanlagen weisen zum

Bilanzstichtag folgende Netto-Buchwerte auf:

E.ON als Leasingnehmer – Buchwerte aktivierter Vermögenswerte

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Bauten 28 2

Technische Anlagen und Maschinen 305 271

Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung – 2

Netto-Buchwert der aktivierten Leasinggegenstände 333 275

E.ON als Leasingnehmer – Zahlungsverpflichtungen aus Finanzierungsleasing

in Mio €

Mindestleasingzahlungen Enthaltener Zinsanteil Barwerte

2008 2007 2008 2007 2008 2007

Fälligkeit bis 1 Jahr 51 56 19 17 32 39

Fälligkeit 1–5 Jahre 163 104 63 50 100 54

Fälligkeit über 5 Jahre 294 288 179 188 115 100

Summe 508 448 261 255 247 193

Die entsprechenden Zahlungsverpflichtungen aus Finanzie-

rungsleasing-Verträgen werden wie folgt fällig:

102 Anhang

Anteile an at equity bewerteten Unternehmen

Unten stehende Aufstellungen geben einen Überblick über

wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und Verlust-

rechnungen sowie der aggregierten Bilanzen der at equity

bewerteten Unternehmen.

Die von E.ON vereinnahmten Beteiligungserträge dieser Unter-

nehmen betrugen im Berichtsjahr 965 Mio € (2007: 1.019 Mio €).

Auf at equity bewertete Unternehmen, deren Anteile markt-

gängig sind, entfallen Buchwerte in Höhe von 990 Mio €

(2007: 1.104 Mio €). Diese Anteile weisen Fair Values von

1.422 Mio € (2007: 2.284 Mio €) auf.

Aus Beteiligungszugängen bei at equity bewerteten Unter-

nehmen ergab sich insgesamt ein Goodwill von 9 Mio €

(2007: 102 Mio €).

Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegen

zum Bilanzstichtag 87 Mio € (2007: 79 Mio €) Verfü gungs-

beschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.

Ergebnisdaten der at equity bewerteten Unternehmen

in Mio € 2008 2007

Umsatzerlöse 35.803 48.656

Jahresergebnis 3.313 4.399

Bilanzdaten der at equity bewerteten Unternehmen

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Langfristige Vermögenswerte 26.493 24.940

Kurzfristige Vermögenswerte 16.954 14.353


Verbindlichkeiten und sonstige Passiva 17.206 15.280


(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 2008 betrugen die Wertminderungen auf at

equity bewertete Unternehmen 25 Mio € (2007: 1 Mio €) und

auf sonstige Finanzanlagen 60 Mio € (2007: 28 Mio €). Der

Wertrückgang der Gazprom-Beteiligung spiegelt auch den

Kursverfall an den Finanzmärkten wider. Neben der Erfassung

der Verminderung des Marktwertes dieser Beteiligung, die

erfolgsneutral im Eigenkapital zu erfassen war, wurde eine

Umgliederung von rund der Hälfte des Beteiligungsanteils in

die zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte vorgenom-

men; siehe auch Textziffer 4. Im Zusammenhang mit der

erfolgsneutralen Veränderung des Beteiligungsansatzes und

der steuerlichen Bemessungsgrundlage ergab sich eine

wesentliche Verringerung des Bestandes der latenten Steu-

ern. Der Buchwert der sonstigen Finanzanlagen, die wertbe-

richtigt sind, beträgt zum Geschäftsjahresende 146 Mio €

(2007: 524 Mio €).

Von den langfristigen Wertpapieren sind 1.593 Mio € (2007:

1.524 Mio €) zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflich-

tungen der VKE zweckgebunden.

At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

At equity bewertete Unternehmen 8.981 8.411

Beteiligungen 3.806 14.583Beteiligung an OAO Gazprom 2.121 13.061


Summe 17.804 29.889

Der Barwert der Mindestleasingverpflichtungen wird über-

wiegend unter den Leasingverbindlichkeiten ausgewiesen.

Darüber hinaus ist ein Betrag von 19 Mio € (2007: 22 Mio €) in

den Finanzverbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunter-

nehmen 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.

E.ON als Leasinggeber – Operating Lease

in Mio € 2008 2007

Nominalwert der ausstehenden Leasingraten

Fälligkeit bis 1 Jahr 51 29

Fälligkeit 1–5 Jahre 124 87

Fälligkeit über 5 Jahre 189 190

Summe 364 306


Rohstoffe, Handelswaren und fertige Erzeugnisse werden

grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.

Die Wertberichtigungen im Jahr 2008 beliefen sich auf 13 Mio €

(2007: 3 Mio €). Zuschreibungen erfolgten in Höhe von 1 Mio €

(2007: 5 Mio €). Der Buchwert der zu Netto-Veräußerungswer-

ten angesetzten Vorräte beträgt 138 Mio € (2007: 183 Mio €).

Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor.

(16) Vorräte

Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2008 und

2007 wie folgt zusammen:

Vorräte

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe 2.614 1.946

Handelswaren 2.066 1.801

Unfertige Leistungen und fertige Erzeugnisse 94 64

Summe 4.774 3.811

(17) Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich die Forderungen

und sonstigen Vermögenswerte wie folgt zusammen:

Zum Bilanzstichtag enthalten die sonstigen finanziellen Ver-

mögenswerte Forderungen gegen Minderheitsgesellschafter

von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 687 Mio € (2007:

518 Mio €) und Einlagen für Börsentermingeschäfte in Höhe

von 757 Mio € (2007: 262 Mio €). Darüber hinaus ist, basierend

auf den Vorgaben von IFRIC 5, in den sonstigen finanziellen

Vermögenswerten mit 1.157 Mio € (2007: 1.280 Mio €) ein Erstat-

tungsanspruch gegenüber Schwedens Fonds für Nuklearabfall

im Zusammenhang mit der Stilllegung und dem Rückbau

von Kernkraftwerken bzw. der nuklearen Entsorgung enthal-

ten. Da dieser Vermögenswert zweckgebunden ist, unterliegt

er Restriktionen im Hinblick auf die Verfügbarkeit durch die

Gesellschaft.

Die übrigen betrieblichen Vermögenswerte enthalten im

Wesentlichen Forderungen aus Zinsabgrenzungen in Höhe

von 555 Mio € (2007: 598 Mio €).

Forderungen und sonstige Vermögenswerte

in Mio €


Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Langfristig

Finanzforderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 423 633 463 564

Forderungen aus Finanzierungsleasing 38 487 43 529

Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte 1.640 1.331 1.009 1.356

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 2.101 2.451 1.515 2.449

Betriebliche Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 1.164 3 842 4

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 13.599 – 9.064 –

Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten 12.846 346 5.232 328

Übrige betriebliche Vermögenswerte 3.733 946 2.835 348

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und

sonstige betriebliche Vermögenswerte 31.342 1.295 17.973 680

Summe 33.443 3.746 19.488 3.129

104 Anhang

Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen

und Leistungen haben sich wie folgt entwickelt:

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

525 Mio € (2007: 572 Mio €) unter den Forderungen aus

Finanzierungsleasing und 125 Mio € (2007: 128 Mio €) unter

den Finanzforderungen gegen Unternehmen, mit denen ein

Beteiligungsverhältnis besteht, ausgewiesen.

Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

in Mio € 2008 2007

Stand zum 1. Januar -556 -503

Veränderung Konsolidierungskreis -12 –

Wertminderungen -422 -333

Zuschreibungen 103 64

Abgänge 45 198

Sonstiges1) 112 18

Stand zum 31. Dezember -730 -556

1) Unter „Sonstiges“ fallen überwiegend Währungsumrechnungsdifferenzen.

Die Altersstrukturanalyse für Forderungen aus Lieferungen

und Leistungen stellt sich wie folgt dar:

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 liegen

keine Anhaltspunkte für eine Wertminderung vor.

Altersstruktur Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

in Mio € 2008 2007

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 13.599 9.064

nicht wertgemindert und nicht überfällig 11.202 6.874

nicht wertgemindert und überfällig bis 60 Tage 1.523 1.253

nicht wertgemindert und überfällig von 61 bis 90 Tage 219 196



nicht wertgemindert und überfällig über 360 Tage 68 161

Nettowert wertberichtigte Forderungen 204 32

E.ON als Leasinggeber – Finanzierungsleasing

in Mio €

Bruttoinvestition in Finanzierungsleasing-

VerhältnisseNoch nicht realisierter

ZinsertragBarwert der Mindest-

leasingzahlungen

2008 2007 2008 2007 2008 2007

Fälligkeit bis 1 Jahr 96 104 44 44 52 60

Fälligkeit 1–5 Jahre 328 359 163 169 165 190

Fälligkeit über 5 Jahre 799 879 366 429 433 450

Summe 1.223 1.342 573 642 650 700


(18) Liquide Mittel

Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprüng-

lichen Fälligkeit wie folgt zusammen:

Die verfügungsbeschränkten Zahlungsmittel, von denen

29 Mio € (2007: 12 Mio €) eine Fälligkeit von mehr als drei

Monaten aufweisen, beinhalten 11 Mio € (2007: 67 Mio €)

bei Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begren-

zung der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang

mit der Marktbewertung von Derivategeschäften sowie

250 Mio €, die zum 31. Dezember 2008 noch einem gesetz-

lichen Zahlungsmoratorium unterlagen.

Darüber hinaus sind in den kurzfristigen Wertpapieren mit

einer ursprünglichen Fälligkeit von mehr als drei Monaten

Wert papiere der VKE in Höhe von 380 Mio € (2007: 578 Mio €)

enthalten, die zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Ver-

pflichtungen zweckgebunden sind. Im Vorjahr waren Wertpa-

piere in Höhe von 234 Mio € zur Absicherung von Finanztrans-

aktionen zweckgebunden.

In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten

sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände, Guthaben bei der

Bundesbank und anderen Kreditinstituten mit einer ursprüng-

lichen Fälligkeit von weniger als drei Monaten in Höhe von

1.838 Mio € (2007: 2.847 Mio €) ausgewiesen, sofern sie nicht

verfügungsbeschränkt sind.

Liquide Mittel

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Wertpapiere und Festgeldanlagen 2.125 3.888Kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprüng-

lichen Fälligkeit von mehr als 3 Monaten 1.347 2.862

Festgeldanlagen mit einer ursprünglichen

Fälligkeit von mehr als 3 Monaten 778 1.026

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläqui-valente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 552 300

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 3.671 2.887

Summe 6.348 7.075

106 Anhang

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 Namen

lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen

mit der Möglichkeit der Bezugsrechtsbeschränkung der Aktio-

näre 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.

Bedingtes Kapital

Auf der Hauptversammlung vom 30. April 2003 wurde ein bis

zum 30. April 2008 befristetes bedingtes Kapital – mit der

Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175 Mio €

zur Ausgabe von Teilschuldverschreibungen mit Wandel-

oder Optionsrechten sowie der Erfüllung von Wandlungs-

pflichten gegenüber den Gläubigern von Teilschuldver-

schreibungen mit Wandlungspflichten auf Aktien der E.ON

AG oder von Gesellschaften, an denen die E.ON AG unmittel-

bar oder mittelbar mit Mehrheit beteiligt ist, beschlossen.

Das bedingte Kapital wurde nicht in Anspruch genommen.

Stimmrechtsverhältnisse

Nachfolgende Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG zu den

Stimmrechtsverhältnissen liegen für das Geschäftsjahr 2008

vor:

Die UBS AG Zürich, Schweiz, hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG

am 1. Juli 2008 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der

E.ON AG am 4. Juni 2007 durch Aktien die Schwelle von 3 Pro-

zent der Stimmrechte unterschritten hat und nunmehr

0,76 Prozent (das entspricht 5.275.721 Stimmrechten) beträgt.

0,38 Prozent der Stimmrechte (das entspricht 2.611.521

Stimmrechten) sind der Gesellschaft gemäß § 22 Abs. 1 Satz 1

Nr. 1 WpHG zuzurechnen.

Die Capital Research and Management Company Los Angeles,

USA, hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 7. Mai 2008 mitge-

teilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der E.ON AG am 2. Mai 2008

durch Aktien die Schwelle von 5 Prozent der Stimmrechte

unterschritten hat und nunmehr 4,96 Prozent (das entspricht

33.110.358 Stimmrechten) beträgt. 4,96 Prozent der Stimm-

rechte an E.ON AG (das entspricht 33.110.358 Stimmrechten)

sind der Capital Research and Management Company gemäß

§ 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 WpHG zuzurechnen.

(19) Gezeichnetes Kapital

Die Hauptversammlung vom 30. April 2008 hat beschlossen,

die Aktien der Gesellschaft von Inhaber- auf Namensaktien

umzustellen und die Satzung entsprechend zu ändern. Wei-

terhin wurde beschlossen, das Grundkapital in der Weise neu

einzuteilen, dass zunächst das Grundkapital um 267 Mio €

aus Gesellschaftsmitteln erhöht wurde. Danach wurde das

Grundkapital neu eingeteilt, sodass auf bisher eine Aktie

nunmehr drei Stückaktien entfallen. Dabei wurde die Anzahl

der ausgegebenen Aktien verdreifacht. Das Grundkapital

beträgt nunmehr 2.001.000.000 € (2007: 1.734.200.000 €) und

ist eingeteilt in 2.001.000.000 auf den Namen lautende nenn-

wertlose Stückaktien (2007: 667.000.000 auf den Inhaber

lautende nennwertlose Stückaktien). Die nachfolgenden Anga-

ben beziehen sich auf das neu eingeteilte Grundkapital.

Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Aktien zum

31. Dezember 2008 betrug 1.904.530.366 (2007: 1.894.868.346).

Im Bestand der E.ON AG sowie einer Tochtergesellschaft

befanden sich zum 31. Dezember 2008 96.469.634 eigene Aktien

(31. Dezember 2007: 106.131.654) mit einem Konzernbuch-

wert von 3.549 Mio € (entsprechend 4,82 Prozent bzw. einem

rechnerischen Anteil von 96.469.634 € des Grundkapitals). Die

im Vorjahr ausgewiesenen Put-Optionen in Höhe von 1.053 Mio €

wurden in 2008 ausgeübt beziehungsweise sind verfallen.

Im Rahmen des im Vorjahr begonnenen Aktienrückkaufpro-

gramms wurden im Jahr 2008 73.692.090 eigene Aktien

erworben. Ziele des Aktienrückkaufs sind eine effizientere

Kapitalstruktur des Konzerns sowie die Erhöhung der Attrak-

tivität der E.ON-Aktie. Im Jahr 2008 wurden für das Mitarbei-

teraktienprogramm 1.138.050 Aktien über die Börse erworben

und an Mitarbeiter ausgegeben (in 2007: Erwerb von

1.121.715 Aktien über die Börse). Zur Ausgabe von Aktien im

Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms siehe auch Text-

ziffer 11. Weiterhin wurden aus dem Bestand 941 Aktien an

Mitarbeiter ausgegeben (2007: 1.371 Aktien).

Mit einem weiteren Beschluss der Hauptversammlung vom

30. April 2008 ist die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 30. Okto-

ber 2009 eigene Aktien zu erwerben. Auf die erworbenen

Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich

im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den

§§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr

als zehn Prozent des Grundkapitals entfallen. Die Gesellschaft

wurde durch die Hauptversammlung weiterhin ermächtigt,

Aktien auch unter Einsatz von Put- oder Call-Optionen oder

einer Kombination aus beiden zu erwerben.

Aufgrund der oben beschriebenen Maßnahmen ergibt sich

insgesamt eine Erhöhung der eigenen Anteile, die sich mit

2.933 Mio € auf das Eigenkapital im Konzern auswirkt.


Die Capital Research and Management Company Los Angeles,

USA, hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 29. Dezember 2008

mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der E.ON AG am

19. Dezember 2008 durch Aktien die Schwelle von 3 Prozent der

Stimmrechte unterschritten hat und nunmehr 2,98 Prozent

(das entspricht 59.629.800 Stimmrechten) beträgt. 2,98 Pro-

zent der Stimmrechte an E.ON AG (das entspricht 59.629.800

Stimmrechten) sind der Capital Research and Management

Company gemäß § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 WpHG zuzurechnen.

Die Statkraft SF, Oslo, Norwegen hat uns gemäß § 21 Abs. 1

WpHG am 6. Januar 2009 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechts-

anteil an der E.ON AG am 31. Dezember 2008 die Schwelle

von 3 Prozent der Stimmrechte überschritten hat und nun-

mehr 4,17 Prozent (das entspricht 83.415.119 Stimmrechten)

beträgt. Die vorgenannten Stimmrechte werden der Statkraft

SF nach § 22 Abs. 1. Satz 1 Nr. 1 WpHG über ihr Tochterunter-

nehmen Statkraft AS, Oslo, Norwegen, sowie – aufgrund der

Übertragung der vorgenannten Stimmrechte noch am sel-

ben Tag von Statkraft AS auf Statkraft Regional Holding AS,

Oslo, Norwegen, ein Tochterunternehmen der Statkraft AS –

über Statkraft Regional Holding AS zugerechnet.

Die Statkraft AS, Oslo, Norwegen, hat uns gemäß § 21 Abs. 1

WpHG am 7. Januar 2009 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechts-

anteil an der E.ON AG am 31. Dezember 2008 die Schwelle von

3 Prozent der Stimmrechte überschritten hat und nunmehr

4,17 Prozent (das entspricht 83.415.119 Stimmrechten) beträgt.

Im Zuge eines Durchgangserwerbs hat die Gesellschaft noch

am selben Tage die vorgenannten Stimmrechte an ihr Tochter-

unternehmen Statkraft Regional Holding AS, Oslo, Norwegen,

weiter übertragen, sodass der Gesellschaft nunmehr die Stimm-

rechte von unverändert 4,17 Prozent (das entspricht 83.415.119

Stimmrechten) nach § 22 Abs. 1 Satz 1 WpHG zuzurechnen sind.

Die Statkraft Regional Holding AS, Oslo, Norwegen, hat uns

nach § 21 Abs. 1 WpHG am 2. Januar 2009 mitgeteilt, dass ihr

Stimmrechtsanteil an der E.ON AG am 31. Dezember 2008 die

Schwelle von 3 Prozent der Stimmrechte überschritten hat und

zu diesem Tag 4,17 Prozent (83.415.119 Stimmrechte) beträgt.

Das königliche Ministerium für Handel und Industrie, Oslo,

Norwegen, hat uns nach § 21 Abs. 1 WpHG am 9. Januar 2009

im Namen des Staates Norwegen mitgeteilt, dass sein

Stimmrechtsanteil an der E.ON AG am 31. Dezember 2008 die

Schwellen von 3 Prozent und 5 Prozent der Stimmrechte

überschritten hat und zu diesem Tag 5,91 Prozent (118.276.492

Stimmrechte) beträgt.

Die vorgenannten Stimmrechte werden dem Staat Norwegen

wie folgt zugerechnet:

4,17 Prozent (83.455.839 der Stimmrechte) werden dem Staat

Norwegen nach § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 WpHG zugerechnet.

4,17 Prozent (83.415.119 der Stimmrechte) der dem Staat Nor-

wegen zugerechneten Stimmrechte werden gehalten von der

Statkraft Regional Holding AS und werden dem Staat Norwegen

über die folgenden kontrollierten Unternehmen

zugerechnet:

• Statkraft SF,

• Statkraft AS,

• Statkraft Regional Holding AS.

Weitere 1,74 Prozent (34.720.645 Stimmrechte) werden dem

Staat Norwegen nach § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 WpHG

zugerechnet.

Weitere 0,005 Prozent (100.008 Stimmrechte) werden dem Staat

Norwegen nach § 22 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, Nr. 2 (in Verbindung mit

Satz 2) und Nr. 6 (in Verbindung mit Satz 2) WpHG zugerechnet.

(20) Kapitalrücklage

Die Kapitalrücklage beläuft sich zum 31. Dezember 2008 auf

13.741 Mio € (2007: 11.825 Mio €). Im Rahmen des Erwerbs

der 44,6 Prozent Beteiligung von Statkraft an E.ON Sverige

erhielt Statkraft im Gegenzug auch 4,17 Prozent der Anteile

an der E.ON AG. Die Kapitalrücklage erhöhte sich entspre-

chend um 2.183 Mio €. Aufgrund des Beschlusses der Haupt-

versammlung zur Erhöhung des Grundkapitals vom 30. April

2008, minderte sich die Kapitalrücklage gegenüber dem

Stand zum 31. Dezember 2007 um 267 Mio €.

108 Anhang

(21) Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie folgt

zusammen:

Die im Rahmen einer vereinfachten Kapitalherabsetzung im

Vorjahr eingezogenen 25.000.000 Stück Aktien minderten

die Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2007 mit einem ent-

sprechenden Betrag von 3.115 Mio €.

Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON AG stehen

nach deutschem Aktienrecht die handelsrechtlichen Gewinn-

rücklagen sowie grundsätzlich auch der laufende handels-

rechtliche Jahresüberschuss der E.ON AG zur Verfügung. Diese

Rücklagen belaufen sich zum 31. Dezember 2008 auf insge-

samt 834 Mio € (2007: 3.627 Mio €). Hiervon sind die gesetz-

liche Rücklage mit 45 Mio € (2007: 45 Mio €) gemäß § 150

Gewinnrücklagen

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Gesetzliche Rücklagen 45 45

Andere Rücklagen 22.119 26.783

Summe 22.164 26.828

Abs. 3 und 4 AktG und die Rücklage für eigene Anteile mit

233 Mio € (2007: 230 Mio €) gemäß § 272 Abs. 4 HGB am Bilanz-

stichtag nicht ausschüttungsfähig. Damit steht für Dividen-

denzahlungen aus den Gewinnrücklagen grundsätzlich ein

Betrag von 556 Mio € (2007: 3.352 Mio €) zur Verfügung.

In den Konzern-Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2008 sind

kumulierte, nicht ausgeschüttete Ergebnisse aus Unterneh-

men, die at equity bewertet wurden, in Höhe von 1.466 Mio €

(2007: 1.297 Mio €) enthalten.

In den Gewinnrücklagen wurden Unterschiedsbeträge aus

dem Erwerb weiterer Anteile an Tochtergesellschaften von

insgesamt 3.469 Mio € verrechnet, die vor allem aus der

Transaktion mit Statkraft zum Erwerb von 44,6 Prozent an

E.ON Sverige stammten.

Für das Geschäftsjahr 2008 wird der Hauptversammlung die

Ausschüttung einer von 1,37 € um 9,5 Prozent auf 1,50 € je

Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr

2003 hat sich die Dividende damit von 0,67 € auf 1,50 € erhöht

bzw. ist um durchschnittlich 18 Prozent pro Jahr gestiegen.

Bezogen auf den Jahresendkurs 2008 beträgt die Dividenden-

rendite 5,3 Prozent. Bei einer Dividende von 1,50 € beträgt

das Ausschüttungsvolumen 2.857 Mio €.

(22) Veränderung des Other Comprehensive Income

Die Veränderung der unrealisierten Gewinne aus weiterver-

äußerbaren Wertpapieren ist im Wesentlichen bedingt durch

die Verminderung des Fair Value der Anteile an Gazprom in

Höhe von 9.415 Mio € vor latenten Steuern. Da der Zeitwert

deutlich über den Anschaffungskosten liegt, ist gegenwärtig

kein Anlass für eine Wertminderung zu sehen. Die ergebnis-

wirksamen Reklassifizierungen aus weiterveräußerbaren

Wertpapieren resultierten im Wesentlichen aus Veräußerun-

gen von Wertpapieren bei der Market Unit Central Europe.

(23) Minderheitsanteile

Minderheitsanteile

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Central Europe 2.782 2.578

Pan-European Gas 168 212

UK 59 84

Nordic 81 1.782

US-Midwest 21 29

Energy Trading – –

Neue Märkte 805 1.005

Corporate Center/Konsolidierung 44 66

Summe 3.960 5.756

Die Aufteilung der Minderheitsanteile am Kapital auf Seg-

mente entspricht der nebenstehenden Tabelle.

Der Rückgang der Minderheitsanteile im Geschäftsjahr

resultiert im Wesentlichen aus dem Erwerb der ausstehenden

Anteile an E.ON Sverige gegen Hingabe von Kraftwerksein-

heiten und eigenen Anteilen. Die Hingabe der eigenen Anteile

wurde erfolgsneutral in der Kapitalrücklage erfasst. Die Diffe-

renz zwischen Kaufpreis und Buchwert der Anteile führte

ebenfalls zu einer erfolgsneutralen Verminderung der Gewinn-

rücklage. Aus der Transaktion wurde ein Ertrag von rund

1,0 Mrd € nach Abzug von Ertragsteuern erzielt (vergleiche

hierzu Textziffer 4 sowie die vorstehenden Erläuterungen

zum Eigenkapital).


(24) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Den Verpflichtungen für die Versorgungsansprüche der Mit-

arbeiter des E.ON-Konzerns in Höhe von 14,1 Mrd € stand zum

31. Dezember 2008 ein Planvermögen mit einem Fair Value

von 11,0 Mrd € gegenüber. Dies entspricht einem Ausfinan-

zierungsgrad der Anwartschaften von 78 Prozent.

Neben dem ausgewiesenen Planvermögen wird durch die

Versorgungskasse Energie (VKE) ein zusätzliches Pensions-

Darstellung der Versorgungsverpflichtungen

Als Ergänzung zu den Leistungen staatlicher Rentensysteme

und der privaten Eigenvorsorge bestehen für die meisten Mit-

arbeiter im E.ON-Konzern betriebliche Versorgungszusagen.

Es bestehen sowohl leistungsorientierte (Defined-Benefit-

Pläne) als auch beitragsorientierte Zusagen (Defined-Contri-

bution-Pläne). Der überwiegende Teil der ausgewiesenen

Versorgungsverpflichtungen resultiert aus Leistungszusagen

der Konzerngesellschaften, bei denen sich die Altersrente

nach den Bezügen der letzten Dienstjahre (endgehaltsabhän-

gige Pensionspläne) oder nach Festbetragsstaffeln bemisst.

Zur Vermeidung künftiger Risiken aus diesen Versorgungszu-

sagen wurden zwischen 1998 und 2008 bei den wesentlichen

inländischen und ausländischen Konzernunternehmen neu

konzipierte Pensionspläne eingeführt. Nahezu alle Neueintritte

deckungsvermögen in Höhe von 2,3 Mrd € (2007: 2,4 Mrd €)

verwaltet, das kein Planvermögen gemäß IAS 19 darstellt,

aber ausschließlich der Rückdeckung von Versorgungsansprü-

chen von Mitarbeitern bei den deutschen Market Units dient.

In den letzten drei Jahren hat sich der Finanzierungsstatus,

gemessen als Unterschiedsbetrag aus dem Anwartschafts-

barwert der Versorgungsansprüche der Mitarbeiter und dem

Fair Value des Planvermögens, wie folgt entwickelt:

bei den inländischen Market Units sowie bei den Market Units

UK, US-Midwest und Spain erhalten mittlerweile Versorgungs-

zusagen, deren zukünftige Risiken kalkulierbar und steuerbar

sind. Darüber hinaus wurden bei den deutschen Konzern-

gesellschaften größtenteils ab dem Jahr 2004 endgehaltsab-

hängige Leistungszusagen für bestehende Mitarbeiter in

eine neu konzipierte Leistungszusage überführt.

Die Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtun-

gen beinhalten in geringer Höhe auch Rückstellungen für Ver-

pflichtungen aus der Kostenübernahme von Gesundheitsfür-

sorgeleistungen (Post-employment health care benefits), die

im Wesentlichen in den USA und in Spanien gewährt werden.

Im Rahmen rein beitragsorientierter Versorgungszusagen (Defi-

ned-Contribution-Pläne) erfüllt das Unternehmen seine Ver-

pflichtungen gegenüber Arbeitnehmern durch die Zahlung

vereinbarter Beträge an externe Versorgungsträger und ähn-

liche Dienstleister.

Drei-Jahres-Entwicklung des Finanzierungsstatus

in Mio €

31. Dezember 1. Januar

2008 2007 2006 2006

Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsverpflichtungen 14.096 15.936 17.306 17.849

Fair Value des Planvermögens -11.034 -13.056 -13.342 -8.076

Finanzierungsstatus 3.062 2.880 3.964 9.773

110 Anhang

Verpflichtungsumfang

Die Versorgungsverpflichtungen, gemessen am Anwartschafts-

barwert, haben sich wie folgt entwickelt:

Entwicklung des Anwartschaftsbarwertes

in Mio €

2008 2007

Gesamt Inland Ausland Gesamt Inland Ausland

Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar 15.936 7.963 7.973 17.306 8.840 8.466

Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerwor-benen Versorgungsansprüche (Employer service cost) 220 138 82 256 161 95

Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost) 866 425 441 810 388 422

Veränderungen Konsolidierungskreis 438 1 437 24 2 22

Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand(Past service cost) 27 6 21 10 – 10

Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (Actuarial gains [-]/losses) -1.020 77 -1.097 -920 -1.003 83

Währungsunterschiede -1.422 – -1.422 -761 – -761

Mitarbeiterbeiträge 24 – 24 25 – 25

Pensionszahlungen -848 -443 -405 -863 -426 -437

Plankürzungen -2 – -2 – – –

Sonstige -123 -120 -3 49 1 48

Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember 14.096 8.047 6.049 15.936 7.963 7.973

Versicherungsmathematische Annahmen

in %


Deutsch-land UK USA

Übriges Ausland

Deutsch-land UK USA

Übriges Ausland

Zinssatz 5,75 6,40 6,05 3,00–10,00 5,50 5,80 6,65 4,50–7,50

Gehaltstrend 2,75 3,00 5,25 0,00–12,00 2,75 4,20 5,25 2,75–12,00

Erwarteter Planvermögensertrag 4,50–5,10 5,40 8,25 4,50–9,85 4,50–5,40 5,90 8,25 5,00–5,75

Rententrend1) 2,00 2,50 – 0,00–4,25 1,75 3,20 – 0,00–2,00

Gesundheitskostentrend – – 8,00 4,00 – – 9,00 –

1) Der Rententrend für Deutschland gilt für Anspruchsberechtigte, die nicht einem 1%-Rententrend unterliegen.

Ausländische Versorgungsverpflichtungen entfallen nahezu

vollständig auf die Market Units UK (2008: 4.637 Mio €; 2007:

7.134 Mio €), US-Midwest (2008: 911 Mio €; 2007: 779 Mio €)

und Spain (2008: 355 Mio €; 2007: 0 €). Der den Gesundheits-

fürsorgeleistungen zuzuordnende Anteil des gesamten

Verpflichtungsumfangs beträgt 161 Mio € (2007: 139 Mio €).

Die Veränderung des Konsolidierungskreises in 2008 resultiert

vor allem aus der Akquisition Endesa Europa/Viesgo. Unter

Sonstige wurden im Wesentlichen leistungsorientierte Versor-

gungsverpflichtungen in Höhe von 116 Mio € in den Bilanz-

posten „Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten

verbundene Schulden“ umgegliedert.

Die in 2008 entstandenen versicherungsmathema tischen

Gewinne sind hauptsächlich auf die Anhebung des Rechnungs-

zinssatzes sowie die Absenkung des Gehalts- und Renten-

trends in der Market Unit UK zurückzuführen und bewirken

eine Verringerung des Anwartschaftsbarwertes. Im Inland

übersteigen die versicherungsmathematischen Verluste, die

einerseits aus der Anhebung des Rententrends sowie ande-

rerseits aus Abweichungen gegenüber langfristigen Trend-

annahmen in 2008 resultieren, die versicherungsmathema-

tischen Gewinne aus dem Anstieg des Rechnungszinssatzes.

Bei der versicherungsmathematischen Bewertung der Ver-

pflichtungen der Konzerngesellschaften wurden die folgenden

durchschnittlichen Annahmen für die Regionen Deutschland,

Großbritannien, USA und übriges Ausland zugrunde gelegt:


Ansammlung zweckgebundener Vermögenswerte (Planver-

mögen) in eigens dafür errichteten und vom Unternehmen

rechtlich separierten Pensionsvehikeln.

Im Rahmen des Contractual Trust Arrangement (CTA) für die

deutschen Konzerngesellschaften wurden durch den E.ON

Pension Trust e.V. am Bilanzstichtag Planvermögen in einer

Höhe von 4.847 Mio € (2007: 5.204 Mio €) treuhänderisch ver-

waltet. Das übrige inländische Planvermögen in Höhe von

300 Mio € (2007: 318 Mio €) wird im Wesentlichen von Pensi-

onskassen der Market Unit Central Europe gehalten.

Das ausländische Planvermögen in Höhe von insgesamt

5.887 Mio € (2007: 7.534 Mio €) dient vor allem der Finanzie-

rung der Pensionspläne der Market Units UK und US-Mid-

west und wird größtenteils von unabhängigen Pensions-

fonds (Pension Trusts) verwaltet. Planvermögen in Höhe von

5.132 Mio € (2007: 6.944 Mio €) entfällt dabei auf die Market

Unit UK. Das Deckungsvermögen der neuen Market Unit

Spain von insgesamt 287 Mio € besteht nahezu vollständig

aus qualifizierten Versicherungsverträgen, die gemäß IAS 19

Planvermögen darstellen.

Die Veränderung des Konsolidierungskreises in 2008 resultiert

im Wesentlichen aus der Akquisition Endesa Europa/Viesgo.

Der Fair Value des Planvermögens, der dem Verpflichtungs-

umfang für leistungsorientierte Versorgungszusagen gegen-

übersteht, entwickelte sich wie dargestellt:

Daneben werden auch andere unternehmensspezifische

versicherungsmathematische Annahmen wie die Mitarbeiter-

fluktuation in die Berechnung einbezogen.

Für die bilanzielle Bewertung der betrieblichen Pensionsver-

pflichtungen im E.ON-Konzern wurden als biometrische Rech-

nungsgrundlagen jeweils die länderspezifisch anerkannten

und auf einem aktuellen Stand befindlichen Sterbetafeln ver-

wendet.

Die im E.ON-Konzern verwendeten Rechnungszinssätze

basieren auf den regionenspezifischen, zum Bilanzstichtag

ermittelten Renditen hochwertiger festverzinslicher Unter-

nehmensanleihen mit einer der mittleren Laufzeit der Pensions-

verpflichtungen entsprechenden Duration. Aufgrund der Aus-

wirkungen der Finanzkrise auf Unternehmen der Finanzbranche

wurde ab dem ersten Quartal 2008 die bis dahin sehr hohe

Gewichtung der Renditen von Finanzunternehmen im Rahmen

der Ermittlung der Rechnungszinssätze reduziert, um einer

erheblichen und nicht sachgerechten Verzerrung der Rechnungs-

zinssätze im E.ON-Konzern entgegenzuwirken.

Zum 31. Dezember 2008 würde im E.ON-Konzern eine einheit-

liche Veränderung der Rechnungszinssätze um ±0,5 Prozent-

punkte zu einer Veränderung des Anwartschaftsbarwertes

(Defined Benefit Obligation) um -865 Mio € bzw. +965 Mio €

führen.

Darstellung des Planvermögens

Die Finanzierung leistungsorientierter Versorgungszusagen

erfolgt sowohl bei den inländischen als auch bei den aus-

ländischen Konzerngesellschaften größtenteils durch die

Entwicklung des Planvermögens

in Mio €

2008 2007


Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar 13.056 5.522 7.534 13.342 5.368 7.974

Erwarteter Planvermögensertrag 721 295 426 731 266 465

Arbeitgeberbeiträge 204 7 197 436 269 167

Mitarbeiterbeiträge 24 – 24 25 – 25

Veränderungen Konsolidierungskreis 284 – 284 4 4 –

Versicherungsmathematische Gewinne/Verluste (-) (Actuarial gains/losses [-]) -1.008 -352 -656 -65 -72 7

Währungsunterschiede -1.527 – -1.527 -715 – -715

Pensionszahlungen -724 -326 -398 -747 -313 -434

Sonstige 4 1 3 45 – 45

Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember 11.034 5.147 5.887 13.056 5.522 7.534

112 Anhang

verursachten Wertänderungen des Anwartschaftsbarwertes

bis zu einem gewissen Grad periodengleich nachvollzieht. Bei

der Umsetzung der LDI-Strategie können auch Derivate (zum

Beispiel Zins- und Inflationsswaps) zum Einsatz kommen. Um

langfristig den Finanzierungsstatus des E.ON-Konzerns posi-

tiv 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

Vermögenskategorien investiert:

Die von der VKE verwalteten langfristigen Kapitalanlagen

und liquiden Mittel in Höhe von 2,3 Mrd € (2007: 2,4 Mrd €)

gehen nicht in die Ermittlung des Finanzierungsstatus zum

31. Dezember 2008 ein, da sie kein Planvermögen gemäß IAS

19 darstellen. Für eine vollständige Beurteilung des Ausfinan-

zierungsgrades der Versorgungsverpflichtungen des E.ON-

Konzerns ist dieses Deckungsvermögen, das im Wesentlichen

der Rückdeckung von Versorgungsverpflichtungen der Mar-

ket 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 nahezu keine selbst genutzten Immobilien.

Eine Investition in Aktien und Anleihen von E.ON-Konzern-

unternehmen 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 Plan vermögens

die insbesondere durch Zins- und Inflationsschwankungen

Vermögenskategorien des Planvermögens

in %



Aktien 11 6 16 18 6 27

Schuldtitel 62 52 70 49 31 62

Immobilien 10 13 8 8 10 7

Sonstiges (im Wesentlichen Geldmarktanlagen) 17 29 6 25 53 4


Pensionsrückstellung

Die bilanzierte Nettoverpflichtung des E.ON-Konzerns resul-

tiert aus einer Gegenüberstellung des Anwartschaftsbarwer-

tes der Versorgungsverpflichtungen und des Fair Value des

Planvermögens, angepasst um noch nicht erfasste nachzu-

verrechnende Dienstzeitaufwendungen, und leitet sich wie

folgt ab:

Bei nahezu ausgeglichenen versicherungsmathematischen

Ergebnissen der Versorgungsverpflichtungen und des Plan-

vermögens resultiert der Anstieg der bilanzierten Nettover-

pflichtung zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2008 im Wesent-

lichen aus den dargestellten Währungseffekten und der

Veränderung des Konsolidierungskreises.

Beitrags- und Versorgungszahlungen

In 2008 wurden zur Finanzierung der bestehenden leistungs-

orientierten Versorgungsverpflichtungen Arbeitgeberbeiträge

in das Planvermögen in Höhe von 204 Mio € (2007: 436 Mio €)

geleistet. Aufgrund des hohen wirtschaftlichen Ausfinanzie-

rungsgrades (unter Berücksichtigung des Deckungsvermögens

der VKE) der Versorgungsverpflichtungen bei den deutschen

Konzerngesellschaften erfolgten 2008 keine wesentlichen

Zahlungen der Arbeitgeber in das inländische Planvermögen.

Für das folgende Geschäftsjahr werden insbesondere für

die Finanzierung bestehender und neu entstandener Versor-

gungsanwartschaften konzernweit Arbeitgeberbeitrags-

zahlungen in Höhe von 148 Mio € erwartet, die ausschließlich

auf ausländische Gesellschaften entfallen.

In 2008 erfolgten Pensionszahlungen für die Erfüllung von

Versorgungsverpflichtungen in Höhe von 848 Mio € (2007:

863 Mio €). Für die zum 31. Dezember 2008 bestehenden Ver-

sorgungszusagen werden für die nächsten zehn Jahre fol-

gende Pensionszahlungen prognostiziert:

Erwartete Pensionszahlungen

in Mio € Gesamt Inland Ausland

2009 820 452 368

2010 856 477 379

2011 876 482 394

2012 914 505 409

2013 945 518 427

2014–2018 5.206 2.812 2.394

Summe 9.617 5.246 4.371

Herleitung Pensionsrückstellung

in Mio €

31. Dezember

2008 2007

Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen mit (vollständiger oder teilweiser) Planvermögensdeckung 13.751 15.632

Fair Value des Planvermögens -11.034 -13.056

Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen ohne Planvermögensdeckung 345 304

Finanzierungsstatus 3.062 2.880

Nicht erfasster, nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand -10 -3

Bilanzierter Betrag 3.052 2.877

ausgewiesen als betriebliche Forderungen -507 -13

ausgewiesen als Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen 3.559 2.890

114 Anhang

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden

vollständig und periodengerecht erfasst. Sie werden außer-

halb der Gewinn- und Verlustrechnung in der Aufstellung der

im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendun-

gen ausgewiesen.

Die tatsächlichen Vermögensverluste aus dem Planvermögen

betragen in 2008 in Summe 287 Mio € (2007: Vermögenser-

träge 666 Mio €). Unter den erschwerten Kapitalmarktbedin-

gungen kam es vor allem bei Aktien zu Marktwertverlusten,

die nicht vollständig durch Erträge des verzinslich angeleg-

ten LDI-Portfolios kompensiert werden konnten.

Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte

Versorgungszusagen wurden für ausschließlich beitrags-

orientierte Versorgungszusagen fest vereinbarte Beitrags-

zahlungen an externe Versorgungsträger und ähnliche

Dienstleister in Höhe von 64 Mio € (2007: 53 Mio €) geleistet.

Vom dargestellten Gesamtaufwand für leistungsorientierte

Versorgungszusagen entfallen 11 Mio € (2007: 12 Mio €)

auf Gesundheitsfürsorgeleistungen an Betriebsrentner. Eine

Veränderung der angenommenen Trends für die Steigerung

der Gesundheitskosten um ±1,0 Prozentpunkt führt zu einer

Veränderung dieses Aufwands (nur Dienstzeit- und Zins-

komponente) um +0,4 Mio € beziehungsweise -0,4 Mio €

(2007: +0,5 Mio € beziehungsweise -0,4 Mio €). Der hierauf ent-

fallende Verpflichtungsumfang würde sich entsprechend

um +4,8 Mio € beziehungsweise -4,3 Mio € (2007: +4,9 Mio €

beziehungsweise -4,4 Mio €) verändern.

Pensionsaufwand

Der Gesamtaufwand leistungsorientierter Versorgungszu-

sagen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzt sich

wie folgt zusammen:

Gesamtaufwand der Versorgungszusagen

in Mio €

2008 2007


Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche (Employer service cost) 220 138 82 256 161 95

Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost) 866 425 441 810 388 422

Erwarteter Planvermögensertrag (Expected return on plan assets) -721 -295 -426 -731 -266 -465

Auswirkungen von Plankürzungen (Effects of curtailments) -2 – -2 – – –

Erfasster, nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Recognized past service cost) 20 6 14 10 – 10

Summe 383 274 109 345 283 62

Die im Konzerneigenkapital erfassten versicherungsmathe-

matischen Gewinne/Verluste (einschließlich der versicherungs-

mathematischen Gewinne/Verluste bei den Versorgungsver-

pflichtungen, die in den Bilanzposten „Mit zur Veräußerung

gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden“ bereits

enthalten waren beziehungsweise umgegliedert wurden und

der at equity bewerteten Unternehmen) entwickelten sich

wie folgt:

In den Jahren 2006 bis 2008 haben sich folgende erfahrungs-

bedingte Anpassungen des Barwertes aller leistungsorien-

tierten Versorgungsverpflichtungen und des Fair Value des

Planvermögens ergeben:

Kumulierte im Eigenkapital erfasste versicherungsmathematische Gewinne/Verluste

in Mio € 2008 2007

Kumulierte im Eigenkapital erfasste versicherungsmathematische Gewinne (+)/Verluste (-) zum 1. Januar 1.633 781

Erfassung der versicherungsmathe matischen Gewinne (+)/Verluste (-) des Berichtsjahres im Eigenkapital 5 852

Kumulierte im Eigenkapital erfasste

versicherungsmathematische Gewinne (+)/

Verluste (-) zum 31. Dezember 1.638 1.633

Erfahrungsbedingte Anpassungen

in %

31. Dezember

2008 2007 2006

Erfahrungsbedingte Anpassungen des Verpflichtungsbetrages 1,61 1,22 0,73

Erfahrungsbedingte Anpassungen des Planvermögens -9,01 -0,50 -0,22


Nachfolgend wird die Entwicklung der übrigen Rückstellungen

dargestellt:

(25) Übrige Rückstellungen

Die übrigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

Übrige Rückstellungen

in Mio €


Kurzfristig Langfristig Kurzfristig Langfristig

Nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich 127 9.138 133 10.022

Vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich 161 3.931 300 3.335

Verpflichtungen im Personalbereich 633 716 593 690

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen 290 1.193 301 943

Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen 309 320 451 290

Absatzmarktorientierte Verpflichtungen 458 141 296 80

Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen 45 557 32 456

Sonstige 2.237 3.202 1.886 2.257

Summe 4.260 19.198 3.992 18.073

Entwicklung der übrigen Rückstellungen

in Mio €

Stand zum

1. Januar 2008

Wäh-rungs-unter-

schiede

Verände-rungen

Konsoli-dierungs-

kreisAufzin-

sungZufüh-

rung

Inan-spruch-nahme

Um-buchung Auf lösung

Schät-zungs-ände-

rungen

Stand zum 31. Dezem-

ber 2008

Nicht vertragliche Entsor-gungsverpflichtungen im Kernenergiebereich 10.155 -138 – 480 27 -8 -768 – -483 9.265

Vertragliche Entsorgungs-verpflichtungen im Kernenergiebereich 3.635 -58 – 232 63 -571 768 – 23 4.092

Verpflichtungen im Personalbereich 1.283 -9 66 2 719 -663 -8 -41 – 1.349

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflich-tungen 1.244 -46 233 47 57 -22 -46 – 16 1.483

Beschaffungsmarktorien-tierte Verpflichtungen 741 -11 2 19 421 -160 – -383 – 629

Absatzmarktorientierte Verpflichtungen 376 -11 348 2 370 -195 -13 -278 – 599

Umweltschutzmaßnah-men und ähnlicheVerpflichtungen 488 – 25 34 54 -24 83 -58 – 602

Sonstige 4.143 -103 595 91 1.797 -526 -81 -477 – 5.439

Summe 22.065 -376 1.269 907 3.508 -2.169 -65 -1.237 -444 23.458

Die erfahrungsbedingten Anpassungen spiegeln die Effekte

auf die im E.ON-Konzern bestehenden Verpflichtungsbeträge

und das Planvermögen wider, die sich aus der Abweichung der

tatsächlich eingetretenen Bestandsentwicklung von den zu

Beginn des Geschäftsjahres unterstellten Annahmen ergeben.

Dazu zählen bei der Bewertung der Versorgungsverpflich-

tungen die Entwicklung der Einkommenssteigerungen sowie

sonstiger zur Bestimmung der Anwartschaften maßgeblicher

Bemessungsgrößen, Rentenerhöhungen, Mitarbeiterfluktuation

und biometrische Daten wie Todes- und Invaliditätsfälle.

116 Anhang

Bei der Bemessung der Rückstellungen in Deutschland wurden

die Einflussgrößen aus der Verständigung zwischen der Bun-

desregierung und den Energieversorgungsunternehmen vom

14. Juni 2000, unterzeichnet am 11. Juni 2001, berücksichtigt.

Die Endlagerkosten umfassen insbesondere Investitions- und

Betriebskosten der voraussichtlichen Endlager Gorleben und

Konrad und basieren auf der Endlagervorausleistungsverord-

nung und Angaben des Bundesamtes für Strahlenschutz.

Von den Rückstellungen wurden 789 Mio € (2007: 781 Mio €)

geleistete Anzahlungen an das Bundesamt für Strahlenschutz

abgesetzt. Diese Zahlungen werden jährlich auf Basis der Aus-

gaben des Bundesamtes für Strahlenschutz für die Errichtung

der Endlager Gorleben und Konrad geleistet.

In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2008

Schätzungsänderungen in Höhe von -263 Mio € sowie Umglie-

derungen in die Rückstellungen für vertragliche Entsorgungs-

verpflichtungen in Höhe von -768 Mio €. Die Market Unit Nor-

dic hat Schätzungsänderungen in Höhe von -220 Mio € zu

verzeichnen.

Rückstellungen für vertragliche Entsorgungsver-pflichtungen im Kernenergiebereich

Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grund-

lage basierenden Rückstellungen in Höhe von 4,1 Mrd €

beinhalten sämtliche vertraglichen nuklearen Verpflichtungen

für die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen und

schwach radioaktiven Betriebsabfällen, die Stilllegung und den

Rückbau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile, deren Bewer-

tung auf zivilrechtlichen Verträgen beruht.

Die Rückstellungen werden im Wesentlichen als langfristige

Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten

Erfüllungsbetrag bewertet.

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 2008

5,5 Prozent (2007: 5,5 Prozent) in Deutschland und 3,0 Pro-

zent (2007: 2,5 Prozent) in Schweden. Bei den übrigen Rück-

stellungspositionen kommen in Abhängigkeit von der Lauf-

zeit Zinssätze zwischen 1,7 und 4,4 Prozent (2007: 3,0 bis

4,5 Prozent) zur Anwendung.

Rückstellungen für nicht vertragliche Entsorgungs-verpflichtungen im Kernenergiebereich

Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grund-

lage basierenden Rückstellungen in Höhe von 9,3 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 Ver-

pflichtungen erfassten Stilllegungsverpflichtungen beinhal-

ten die erwarteten Kosten des Nachbetriebs der Anlage, der

Demontage sowie der Beseitigung und Entsorgung der nukle-

aren Bestandteile des Kernkraftwerks.

Zusätzlich sind im Rahmen der Entsorgung von Brennelemen-

ten Kosten für durchzuführende Transporte von zentralen und

standortnahen Zwischenlagern zur Konditionierungsanlage

beziehungsweise zum Endlager, Kosten für eine endlager-

gerechte Kondi tionierung und Kosten für die Beschaffung

von Endlagerbehältern 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 Kosten-

ansätze werden jährlich auf Basis externer Sachverständigen-

gutachten aktualisiert.


Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen

Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Verpflich-

tungen enthalten vor allem Rückstellungen für Verlustrisiken

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 diesem

Posten Rückstellungen für Heimfall, übrige Rekultivierungen

sowie Verpflichtungen zur Beseitigung von Bergschäden

aus gewiesen.

Sonstige

Die sonstigen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen

Rückstellungen aus dem Strom- und Gasgeschäft, inklusive der

in Vorjahren gebildeten Rückstellung zur Berücksichtigung

des Risikos der sogenannten Mehrerlösabschöpfung infolge

der Netzentgeltregulierung in Deutschland. Darüber hinaus

sind hier Verpflichtungen aus dem Erwerb und der Veräußerung

von Unternehmen, sonstigen Steuern, dem Emissionsrechte-

handel sowie aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand enthalten.

Von dem auf Deutschland entfallenden Anteil der Rückstellun-

gen wurden 55 Mio € (2007: 126 Mio €) geleistete Anzahlun-

gen an sonstige Entsorgungsunternehmen abgesetzt. Diese

Anzahlungen betreffen Vorauszahlungen für die Lieferung

von Zwischenlagerbehältern.

Die in den Rückstellungen erfassten Verpflichtungen beinhalten

im Rahmen der Ent sorgung von Brennelementen die ver-

tragsgemäßen Kosten zum einen für die Restabwicklung der

Wiederaufarbeitung und die damit verbundenen Transporte und

Behälter für die Rückführung von Abfällen in die zentralen

Zwischenlager Gorleben und Ahaus sowie die eigentliche zen-

trale Zwischen lagerung und zum anderen für die im Zusam-

menhang mit dem Entsorgungspfad „Direkte Endlagerung“

anfallende Beschaffung von Zwischenlagerbehältern, die Trans-

porte von abgebrannten Brennelementen in standortnahe

Zwischenlager und die eigentliche Zwischenlagerung. Des

Weiteren sind die vertragsgemäßen Kosten des Stilllegungs-

bereichs sowie der Konditionierung von schwach radioaktiven

Betriebsabfällen in den Rückstellungen berücksichtigt.

In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2008

Schätzungsänderungen in Höhe von -153 Mio €. Die Market Unit

Nordic hat Schätzungsänderungen in Höhe von 176 Mio € zu

verzeichnen.

Verpflichtungen im Personalbereich

Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen vor

allem Rückstellungen für Vorruhestandsregelungen, Jubiläums-

verpflichtungen, aktienbasierte Vergütungen sowie andere

Personalkosten.

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen

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 aus gewiesen.

118 Anhang

Corporate CenterDebt Issuance Programm über 30 Mrd €Das Debt Issuance Programm über 30 Mrd € ermöglicht der

E.ON AG und der E.ON International Finance B.V. (EIF), Amster-

dam, Niederlande, unter unbedingter Garantie der E.ON AG,

von Zeit zu Zeit Schuldtitel in Form von öffent lichen und Privat-

platzierungen an Investoren auszugeben.

Finanzverbindlichkeiten

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 derjenigen

unter dem „Debt Issuance Programm“.

(26) Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2008

und 2007 wie folgt zusammen:

Verbindlichkeiten

in Mio €


Kurzfristig Langfristig Summe Kurzfristig Langfristig Summe

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten 14.102 24.993 39.095 3.481 15.876 19.357

Finanzverbindlichkeiten aus Beteiligungsverhältnissen 1.920 43 1.963 2.068 39 2.107Finanzverbindlichkeiten gegenüber verbundenen

Unternehmen 165 21 186 152 9 161

Finanzverbindlichkeiten gegenüber

Beteiligungsunternehmen 1.755 22 1.777 1.916 30 1.946

Finanzverbindlichkeiten 16.022 25.036 41.058 5.549 15.915 21.464

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 5.537 – 5.537 4.477 – 4.477

Betriebliche Verbindlichkeiten aus Beteiligungsverhältnissen 653 57 710 474 65 539

Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber

verbundenen Unternehmen 138 35 173 135 44 179

Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber

Beteiligungsunternehmen 515 22 537 339 21 360

Investitionszuschüsse 40 305 345 26 219 245

Baukostenzuschüsse von Energieabnehmern 313 3.175 3.488 434 2.978 3.412

Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten 13.335 292 13.627 5.011 260 5.271

Erhaltene Anzahlungen 482 344 826 451 6 457

Übrige betriebliche Verbindlichkeiten 11.700 1.890 13.590 7.381 1.904 9.285

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und

sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 32.060 6.063 38.123 18.254 5.432 23.686

Summe 48.082 31.099 79.181 23.803 21.347 45.150


Investoren auszugeben. Zum 31. Dezember 2008 waren

unter diesen Programmen Commercial Paper in Höhe von

7.305 Mio € (2007: 1.757 Mio €) ausstehend.

Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 12,5 Mrd €Im November 2008 hat E.ON die bestehende revolvierende

Kreditlinie von 15 Mrd € auf rund 12,5 Mrd € reduziert. Die

Kreditlinie dient als Backup-Linie und ermöglicht es der

E.ON AG und bestimmten Tochterunternehmen, jeweils unter

unbedingter Garantie der E.ON AG, Kredite in einer Gesamt-

höhe von bis zu 12,5 Mrd € aufzunehmen. Die Linie ist unter-

teilt in eine 364-Tages-Tranche (Tranche A) über 7,5 Mrd € und

eine langfristige Tranche (Tranche B) in Höhe von rund

5 Mrd €. Tranche A wurde im November 2008 mit einem Volu-

men von 7,5 Mrd € erfolgreich verlängert und hat jetzt eine

Laufzeit bis zum 26. November 2009. Tranche B läuft unverän-

dert bis zum 2. Dezember 2011. Zum 31. Dezember 2008 war

diese Linie wie im Vorjahr ungenutzt.

Zusätzlich haben E.ON AG und EIF im Jahr 2008 Privatplatzie-

rungen im Gesamtvolumen von rund 1,7 Mrd € sowie Schuld-

scheindarlehen im Gesamtvolumen von rund 1,3 Mrd €

emittiert.

Commercial Paper Programme über 10 Mrd € und 10 Mrd USDDas Euro Commercial Paper Programm über 10 Mrd € ermög-

licht es der E.ON AG und bestimmten 100-prozentigen Toch-

tergesellschaften, unter unbedingter Garantie der E.ON AG,

von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu

729 Tagen an Investoren auszugeben. Das US Commercial

Paper Programm über 10 Mrd USD ermöglicht es der E.ON AG

und E.ON N.A. Funding LLC, einer 100-prozentigen US-Tochter-

gesellschaft, unter unbedingter Garantie der E.ON AG, von Zeit

zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu 366 Tagen

und Extendible Notes mit Laufzeiten von ursprünglich bis zu

397 Tagen (und anschließender Verlängerungsoption) an

Zum Jahresende standen folgende Anleihen der EIF aus:

Wesentliche Anleihen der E.ON International Finance1)

Emissionsvolumen in jeweiliger Währung

Anfängliche Laufzeit Fälligkeit Kupon

4.250 Mio EUR 7 Jahre Mai 2009 5,750 %

1.000 Mio EUR 2 Jahre Nov 2010 4,750 %

200 Mio CHF 3 Jahre Dez 2010 3,000 %

750 Mio EUR 3 Jahre Sep 2011 5,000 %

500 Mio GBP 10 Jahre Mai 2012 6,375 %

250 Mio CHF2) 4 Jahre Sep 2012 3,250 %

1.750 Mio EUR 5 Jahre Okt 2012 5,125 %

250 Mio CHF 4 Jahre Dez 2012 3,875 %

1.500 Mio EUR 5 Jahre Mai 2013 5,125 %

300 Mio CHF 5 Jahre Mai 2013 3,625 %

1.000 Mio EUR 6 Jahre Jun 2014 5,250 %

225 Mio CHF 7 Jahre Dez 2014 3,250 %

1.250 Mio EUR 7 Jahre Sep 2015 5,250 %

900 Mio EUR 15 Jahre Mai 2017 6,375 %

2.375 Mio EUR3) 10 Jahre Okt 2017 5,500 %

2.000 Mio USD4) 10 Jahre Apr 2018 5,800 %

600 Mio GBP 12 Jahre Okt 2019 6,000 %

1.400 Mio EUR5) 12 Jahre Mai 2020 5,750 %

975 Mio GBP6) 30 Jahre Jun 2032 6,375 %

900 Mio GBP 30 Jahre Okt 2037 5,875 %

1.000 Mio USD4) 30 Jahre Apr 2038 6,650 %

1) Listing: Alle Anleihen sind in Luxemburg gelistet, mit Ausnahme der CHF-Anleihen, welche an der SWX Swiss Exchange gelistet sind.2) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 200 Mio CHF auf 250 Mio CHF.3) Die Anleihe wurde in zwei Schritten aufgestockt von ursprünglich 1.750 Mio EUR auf 2.375 Mio EUR.4) Anleihe unter Rule 144A/Regulation S5) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 1.000 Mio EUR auf 1.400 Mio EUR.6) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 850 Mio GBP auf 975 Mio GBP.

120 Anhang

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen beliefen

sich zum 31. Dezember 2008 auf 5.537 Mio € (2007: 4.477 Mio €).

Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Investitionszu-

schüsse von 345 Mio € (2007: 245 Mio €) wurden überwiegend

für Investitionen gewährt, wobei die bezuschussten Vermögens-

werte im Eigentum der E.ON verbleiben und diese Zuschüsse

nicht rückzahlbar sind. Analog zum Abschreibungsverlauf

wird ihre Auflösung in den sonstigen betrieblichen Erträgen

erfasst.

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten beinhalten

erhaltene Sicherheiten mit einem Fair Value von 1.035 Mio €

(2007: 407 Mio €). Hierbei handelt es sich um von Banken

hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Aus-

lastung von Kreditlimits im Zusammenhang mit der Markt-

bewertung von Derivategeschäften. In den sonstigen Finanz-

verbindlichkeiten sind Schuldscheindarlehen in Höhe von

1.293 Mio € (2007: 23 Mio €) enthalten. Darüber hinaus beinhal-

tet der Posten erhaltene Marginzahlungen im Zusammen-

hang mit Börsentermingeschäften in Höhe von 164 Mio €

(2007: 46 Mio €). Ebenfalls enthalten sind erhaltene Sicher-

heitsleistungen im Zusammenhang mit Lieferungen und

Leistungen in Höhe von 31 Mio € (2007: 75 Mio €). E.ON kann

diese erhaltenen Sicherheiten uneingeschränkt nutzen.

Die Buchwerte der Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und

der EIF gegenüber konzernexternen Kreditinstituten und

Dritten weisen zum 31. Dezember 2008 die folgenden Fällig-

keiten auf:

Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten zum 31. Dezember

in Mio €

Central Europe Pan-European Gas UK

2008 2007 2008 2007 2008 2007

Anleihen – – – – 272 275

Commercial Paper – – – – – –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.209 992 84 40 26 8

Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing 130 39 63 63 – 25

Sonstige Finanzverbindlichkeiten 123 136 28 47 – –

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten 1.462 1.167 175 150 298 308

Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und der E.ON International Finance

in Mio € SummeFälligkeit

in 2009Fälligkeit

in 2010Fälligkeit

in 2011Fälligkeit

in 2012Fälligkeit

in 2013Fälligkeit

nach 2013

Anleihen 23.984 4.236 1.672 1.083 2.652 1.965 12.376

Commercial Paper 7.305 7.305 – – – – –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.571 1.071 – – – – 500

Übrige Finanzverbindlichkeiten 1.285 4 4 – – 304 973

Summe 34.145 12.616 1.676 1.083 2.652 2.269 13.849

Finanzverbindlichkeiten nach SegmentenDie Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten setzen sich wie

folgt zusammen:


Nordic US-Midwest Energy Trading Neue MärkteCorporate Center/

Konsolidierung E.ON-Konzern

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

506 738 549 635 – – – – 23.984 12.822 25.311 14.470

– 227 – – – – – – 7.305 1.757 7.305 1.984

– – – – – – 652 546 1.571 426 3.542 2.012

27 30 – – – – – – 8 14 228 171

708 431 – – 171 – 402 102 1.277 4 2.709 720

1.241 1.426 549 635 171 0 1.054 648 34.145 15.023 39.095 19.357

Die Baukostenzuschüsse in Höhe von 3.488 Mio € (2007:

3.412 Mio €) wurden von Kunden gemäß den allgemein ver-

bindlichen Bedingungen für die Errichtung neuer Strom- und

Gasanschlüsse gezahlt. Diese Zuschüsse sind branchenüblich,

in der Regel nicht rückzahlbar und werden grundsätzlich ent-

sprechend der Nutzungsdauer ergebniserhöhend aufgelöst

und den Umsatzerlösen zugerechnet.

Die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten umfassen im

Wesentlichen abgegrenzte Schulden in Höhe von 6.482 Mio €

(2007: 3.530 Mio €), Zinsverpflichtungen in Höhe von 1.046 Mio €

(2007: 760 Mio €) sowie eine Verpflichtung zur Übertragung

von Kraftwerkskapazitäten in Italien von 1.509 Mio € (ver-

gleiche hierzu auch Textziffer 4). Darüber hinaus sind in den

übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten Stillhalterverpflich-

tungen für den Erwerb zusätzlicher Anteile an bereits konso-

lidierten Tochterunternehmen sowie Minderheiten an voll

konsolidierten Personengesellschaften in Höhe von 832 Mio €

(2007: 754 Mio €) enthalten.

Von den Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und

sonstigen betrieblichen Verbindlichkeiten entfallen 6 Mio €

(2007: 30 Mio €) auf das Explorationsgeschäft.

122 Anhang

E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch aus Betei-

ligungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Personen-

handelsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.

Die Garantien von E.ON beinhalten auch die Deckungsvor-

sorge aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Für die Risiken

aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerks-

betreiber nach Inkrafttreten des entsprechend novellierten

Atomgesetzes (AtG) und der entsprechend novellierten Atom-

rechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom

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 angeord-

neten 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 Haftpflicht

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 Kernkraftwerks-

betreiber mit Vertrag vom 11. Juli/27. Juli/21. August/28. August

2001 vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im

Schadensfall – nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkei-

ten und der seiner Muttergesellschaften – finanziell so aus-

zustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nach-

kommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt

der auf E.ON Energie entfallende Anteil bezüglich der Haftung,

zuzüglich 5,0 Prozent für Schadensabwicklungskosten, am

31. Dezember 2008 unverändert zum Vorjahr 42,0 Prozent.

(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, Verpflich-

tungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprü-

chen (für weitere Informationen wird auf Textziffer 28 verwie-

sen), 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 2008 auf 155 Mio € (2007: 96 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 Abhängigkeit

vom Eintritt eines bestimmten Ereignisses bzw. von Änderun-

gen eines Basiswerts in Beziehung zu einem Vermögenswert,

einer Verbindlichkeit oder einem Eigenkapitaltitel des Garan-

tieempfängers handelt, gegenüber Dritten für nahestehende

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, Zahlun-

gen zu leisten. Teilweise werden Verpflichtungen zuerst von

Versicherungsverträgen oder Rückstellungen der verkauften

Gesellschaften abgedeckt. Garantien, die von Gesellschaften

gegeben wurden, die nach der Garantievergabe von E.ON AG

(beziehungsweise VEBA AG oder VIAG AG vor deren Fusion)

verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen

Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.


Zum 31. Dezember 2008 besteht ein Bestellobligo in Höhe von

11,1 Mrd € (2007: 7,9 Mrd €). Von diesen Verpflichtungen sind

4,4 Mrd € innerhalb eines Jahres fällig. Hier sind vor allem Ver-

pflichtungen für noch nicht vollzogene Investitionen insbe-

sondere bei den Market Units Central Europe, Nordic, Climate

& Renewables sowie der Market Unit Russia im Zusammen-

hang mit Kraftwerksneubauprojekten, Moderni sierungen von

bestehenden Kraftwerksanlagen sowie der Netzanbindung

von Offshore-Windparks enthalten. Die im Bestellobligo ent-

haltenen Verpflichtungen für Kraftwerksneubauten belaufen

sich am 31. Dezember 2008 auf 4,6 Mrd €. Diese beinhalten

auch Verpflichtungen für den Bau von Windkraftanlagen.

Darüber hinaus resultieren finanzielle Verpflichtungen aus

Miet-, Pacht- und Operating-Lease-Verträgen. Die entspre-

chenden Mindestleasingzahlungen, die in Nominalwerten

dargestellt sind, werden folgendermaßen fällig:

Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Aufwen-

dungen aus solchen Verträgen betragen 232 Mio € (2007:

218 Mio €). Des Weiteren ergeben sich im Zusammenhang

mit der Ver- und Rückmietung von Kraftwerksanlagen Zah-

lungsströme, die durch kompensierende betrags-, fristen-

und währungskongruente Anlagen in Höhe von rund 0,5 Mrd €

(2007: 0,7 Mrd €) zweckgebunden finanziert sind. Die Verein-

barung läuft 2030 aus.

E.ON als Leasingnehmer – Operating Lease

in Mio €

Mindestleasingzahlungen

2008 2007

Fälligkeit bis 1 Jahr 212 148

Fälligkeit 1–5 Jahre 552 401

Fälligkeit über 5 Jahre 614 334

Summe 1.378 883

Die Gesellschaften der Market Unit Nordic haben entsprechend

schwedischem Recht gegenüber staatlichen Einrichtungen

Garantien abgegeben. Diese Garantien beziehen sich auf die

Deckung möglicher Mehrkosten für die Entsorgung hoch

radioaktiven Abfalls sowie Stilllegung und Rückbau der Kern-

kraftwerksanlagen, die über die in der Vergangenheit bereits

finanzierten Abgaben hinausgehen. 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, verursacht

werden. Zum 31. Dezember 2008 war die Haftung begrenzt

auf einen Betrag in Höhe von 3.625 Mio SEK bzw. 333 Mio €

(2007: 3.063 Mio SEK bzw. 324 Mio €) pro Schadensfall. Dieser

Betrag muss gemäß „Law Concerning Nuclear Liability“ ver-

sichert werden. Die Market Unit Nordic hat die entsprechenden

Versicherungen für ihre Kernkraftwerke vorgenommen. Wei-

terhin erfolgt eine behördliche Überprüfung der dargestellten

Regelungen hinsichtlich der zuvor beschriebenen Haftungs-

begrenzungen. In welchem Umfang sich aus dem Ergebnis

dieser Untersuchung Anpassungen der schwedischen Haftungs-

begrenzungsregelungen ergeben werden, ist derzeit nicht

absehbar.

Außer von den Market Units Central Europe und Nordic

werden keine weiteren Kernkraftwerke betrieben. Daher

bestehen über die zuvor genannten hinaus keine weiteren

vergleichbaren Eventualverbindlichkeiten.

Sonstige Verpflichtungen

Neben bilanzierten Rückstellungen und Verbindlichkeiten

sowie ausgewiesenen Eventualverbindlichkeiten bestehen

sonstige größtenteils langfristige Verpflichtungen, die sich

weitestgehend aus mit Dritten und nahestehenden Unter-

nehmen geschlossenen Verträgen oder aufgrund gesetz-

licher Bestimmungen ergeben.

124 Anhang

Weitere Abnahmeverpflichtungen bestehen zum 31. Dezem-

ber 2008 in Höhe von rund 2,0 Mrd € (Fälligkeit bis 1 Jahr:

0,2 Mrd €). Neben Abnahmeverpflichtungen für Wärme und

Ersatzbrennstoffe bestehen bei der Market Unit Central

Europe langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme

von Leistungen im Zusammenhang mit der Wiederaufarbei-

tung der bis zum 30. Juni 2005 transportierten Brennelemente

und der Zwischenlagerung der hieraus resultierenden Abfälle.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen zum 31. Dezem-

ber 2008 in Höhe von rund 2,8 Mrd € (Fälligkeit bis 1 Jahr:

1,1 Mrd €). Sie enthalten unter anderem finanzielle Verpflich-

tungen aus zu beziehenden Dienstleistungen, Verpflichtungen

für Anteilserwerbe und zum Erwerb von als Finanzanlagen

gehaltenen Immobilienfonds sowie Finanzierungszusagen.

Weitere langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen im

E.ON-Konzern zum 31. Dezember 2008 im Wesentlichen zur

Abnahme fossiler Brennstoffe wie Erdgas, Braun- und Stein-

kohle. Die Verpflichtungen aus diesen Abnahmeverträgen

belaufen sich am 31. Dezember 2008 auf rund 312,8 Mrd €

(Fälligkeit bis 1 Jahr: 29,4 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 entscheidet

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-Bestimmungen

der jeweiligen Verträge herangezogen.

In 2008 haben sich die Abnahmeverpflichtungen für Erdgas im

Wesentlichen durch gestiegene Bezugskosten für Erdgas und

der damit verbundenen Änderung der Planungsannahmen

sowie durch die Verlängerung und Aufstockung bestehender

Verträge und den Abschluss neuer Lieferverträge erhöht.

Vertragliche Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen

zum 31. Dezember 2008 in Höhe von 10,3 Mrd € (Fälligkeit bis

1 Jahr: 4,3 Mrd €), unter anderem gegenüber Gemeinschafts-

kraftwerken bei der Market Unit Central Europe. Der Abnahme-

preis für Strom aus Gemeinschaftskraftwerken basiert in der

Regel auf den Produktionskosten des Stromerzeugers zuzüg-

lich einer Gewinnmarge, welche generell auf Basis einer ver-

einbarten Kapitalrendite berechnet wird.


Im Juni 2008 hat die EU-Kommission im Ermittlungsverfahren

gegen E.ON Ruhrgas wegen des Verdachts der Marktauftei-

lung mit Gaz de France Beschwerdepunkte übermittelt. Hierzu

hat E.ON Ruhrgas unter anderem im Rahmen einer Anhörung

Stellung genommen. Ein mögliches Bußgeld der EU-Kommis-

sion lässt sich derzeit nicht beziffern. Im Fall einer Verfügung

der EU-Kommission kann der Rechtsweg beschritten werden.

(28) Schwebende Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüche

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 geltend

gemacht werden. Dazu zählen insbesondere Klagen und Ver-

fahren wegen angeblicher Preisabsprachen und marktmiss-

bräuchlichen Verhaltens. Zudem sind Klagen gegen E.ON AG

und US-Tochtergesellschaften im Zusammenhang mit der

Veräußerung von VEBA Electronics im Jahr 2000 anhängig.

Rechtsstreitigkeiten sind vielen Unsicherheiten unterworfen;

auch wenn der Ausgang einzelner Verfahren nicht mit Sicher-

heit vorausgesagt werden kann, werden sich daraus erge-

bende mögliche Verpflichtungen nach Einschätzungen des

Vorstands weder einzeln noch zusammen einen wesent-

lichen Einfluss auf Finanzlage, Betriebsergebnis oder Liquidi-

tät des Konzerns haben.

Der Cashflow aus Investitionstätigkeit war im Berichtsjahr

negativ. Bei rückläufigen Erlösen aus Beteiligungsverkäufen

stiegen die Auszahlungen sowohl für Sachanlagen- als auch

für Beteiligungsinvestitionen gegenüber dem Vorjahr deutlich

an. Größtes Einzelprojekt war der Erwerb der Endesa Europa/

Viesgo-Aktivitäten.

Die Ein- und Auszahlungen für den Verkauf bzw. den Erwerb

eigener Anteile betreffen im Wesentlichen das Aktienrück-

kaufprogramm. Die Hingabe eigener Anteile sowie der Kraft-

werkseinheiten mit einem Wert von 4.346 Mio € im Rahmen

der Statkraft-E.ON Sverige-Transaktionen war zahlungsmittel-

neutral und wird daher nicht in der Kapitalflussrechnung abge-

bildet (vergleiche hierzu auch Textziffer 4 und 23).

Die Mittelbindung für Festgeldanlagen und Wertpapiere ver-

ringerte sich gegenüber dem Vorjahr geringfügig.

Infolge einer verstärkten Aufnahme von Fremdkapital stieg

der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr

deutlich an.

Aus der Explorationstätigkeit ergaben sich ein operativer

Cashflow in Höhe von -78 Mio € (2007: -55 Mio €) sowie ein

Cashflow aus Investitionstätigkeit in Höhe von -26 Mio €

(2007: -377 Mio €).

(29) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung

Zahlungswirksame Veräußerungen von zu entkonsolidierenden

Beteiligungen und Aktivitäten lagen in 2008 nicht vor. Im Vor-

jahr beliefen sich die Verkaufspreise hierauf auf insgesamt

25 Mio €. In 2007 führte die verkaufsbedingte Entkonsolidie-

rung von Beteiligungen und Aktivitäten zu Bestandsabgän-

gen von 21 Mio € bei den Vermögenswerten und 11 Mio € bei

den Rückstellungen und Verbindlichkeiten. Der mitveräußerte

Bestand an Zahlungsmitteln betrug 2007 2 Mio €.

Die Kaufpreise für Tochterunternehmen betrugen insgesamt

8.730 Mio € (2007: 5.416 Mio €). Die miterworbenen Zahlungs-

mittel betrugen 104 Mio € (2007: 1.450 Mio €). Der bei diesen

Unternehmen erworbene Bestand an Vermögenswerten

betrug 19.016 Mio € (2007: 8.615 Mio €) und an Rückstellun-

gen sowie Verbindlichkeiten 9.965 Mio € (2007: 2.182 Mio €).

Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2008

um 23 Prozent unter dem Niveau des Vorjahres. Dieser Rück-

gang ist unter anderem auf einen Bestandsaufbau von Emis-

sionsrechten im Trading-Bereich und negative Effekte aus

der Speicherbeschäftigung in der Market Unit Pan-European

Gas zurückzuführen. Daneben wirkten auch höhere Zinszah-

lungen im Berichtsjahr negativ auf den operativen Cashflow.

126 Anhang

im gleichen Zeitraum Erträge bei den zugeordneten Siche-

rungsgeschäften von 81 Mio € (2007: 12 Mio € Ertrag) reali-

siert wurden. Die beizulegenden Zeitwerte der innerhalb von

Fair Value Hedges verwendeten Derivate betragen -9 Mio €

(2007: -90 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-, Kohle- und Gasgeschäft aufgrund vari-

abler Marktpreise sowie für die Beschaffung von Sachanlagen

werden Termingeschäfte, Futures und Swaps eingesetzt, für

die ebenfalls Cashflow Hedge Accounting angewendet wird.

Zum 31. Dezember 2008 sind bestehende Grundgeschäfte in

Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu 31 Jahren (2007: bis

zu 10 Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten

bis zu 12 Jahren (2007: bis zu 25 Jahren) im Bereich der Zins-

sicherungen einbezogen. In 2008 wurden keine Risiken aus Eigen-

kapitalinstrumenten abgesichert. Im Commodity-Bereich betra-

gen die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte bis zu 5 Jahre

(2007: bis zu 4 Jahre).

Zum 31. Dezember 2008 ergab sich aus dem ineffektiven Teil

von Cashflow Hedges ein Aufwand in Höhe von 5 Mio €

(2007: Ertrag 3 Mio €).

(30) Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte

Strategie und Ziele

Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt,

wenn ihnen bilanzierte Vermögenswerte oder Verbindlichkei-

ten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen beziehungs-

weise geplante Transaktionen zugrunde liegen. Die Eigen-

handelsaktivitäten konzentrieren sich auf Energy Trading und

bewegen sich im Rahmen der nachstehend beschriebenen

Risikomanagement-Richtlinien.

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 Fremdwährungsforderun-

gen und -verbindlichkeiten. Im Commodity-Bereich werden

Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme gesichert, die ins-

besondere aus dem geplanten Stromein- und -verkauf sowie

dem erwarteten Kohle- und Gasbezug resultieren. Termin-

geschäfte werden 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

Euro denominierten langfristigen Finanzforderungen und

-verbindlichkeiten in variable Zinsbindungen eingesetzt. Als

Sicherungsinstrumente werden Zinsswaps 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 Buchwert-

anpassungen der Grundgeschäfte ergab sich im Geschäfts-

jahr ein Verlust von 88 Mio € (2007: 9 Mio € Verlust), während


Net Investment Hedges

Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen

werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, Währungs-

swaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.

Zum 31. Dezember 2008 wurden 2.083 Mio € (2007: 1.489 Mio €)

aus Fair-Value-Veränderungen von Derivaten und der Stich-

tagskursumrechnung von originären Verbindlichkeiten im

Zusammenhang mit Net Investment Hedges im Other Compre-

hensive Income in dem Posten Währungsumrechnung aus-

gewiesen. In 2008 ergab sich ein Ertrag in Höhe von 6 Mio €

in Bezug auf Ineffektivitäten aus den Net Investment Hedges

(2007: 0 Mio €).

Nach den am Bilanzstichtag vorliegenden Informationen

ergeben 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

dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen, in

der auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird. Die

Ergebnisse aus ineffektiven Teilen von Cashflow Hedges wer-

den unter den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungs-

weise Aufwendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der

Ausweis im sonstigen Zinsergebnis. Die Fair Values der inner-

halb von Cashflow Hedges verwendeten Derivate betragen

167 Mio € (2007: -339 Mio €).

Im Jahr 2008 wurde ein Betrag von 473 Mio € (2007: -82 Mio €)

dem Other Comprehensive Income zugeführt, während im

gleichen Zeitraum ein Aufwand von 293 Mio € (2007: Ertrag

1 Mio €) in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert

wurde.

Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2008

in Mio € Buchwerte 2009 2010 2011–2013 >2013

OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges -99 -35 -18 -13 -33

OCI – Zins-Cashflow-Hedges 16 – 1 – 15

OCI – Commodity-Cashflow-Hedges 187 95 49 43 –

OCI – Sonstige Cashflow-Hedges – – – – –

1) OCI Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern

Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2007

in Mio € Buchwerte 2008 2009 2010–2012 >2012

OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges -103 -35 -9 -10 -49

OCI – Zins-Cashflow-Hedges 6 -1 – -2 9

OCI – Commodity-Cashflow-Hedges 249 128 84 37 –

OCI – Sonstige Cashflow-Hedges -1 -1 – – –

1) OCI Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern

128 Anhang

• Termingeschäfte auf Aktien werden auf Basis des Börsen-

kurses der zugrunde liegenden Aktien unter Berücksich-

tigung von Zeitkomponenten bewertet.

• Börsennotierte Stromtermingeschäfte und -optionen wer-

den 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 bezie-

hungsweise gezahlte Variation Margins werden unter

den sonstigen Verbindlichkeiten beziehungsweise sons-

tigen Vermögenswerten ausgewiesen.

• Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden, sofern

Marktpreise fehlen, anhand von auf internen Fundamen-

taldaten beruhenden Bewertungsmodellen bewertet.

Eine hypothetische Änderung der internen Bewertungspa-

rameter zum Bilanzstichtag um ±10 Prozent würde zu einer

theoretischen Minderung der Marktwerte um 176 Mio €

beziehungsweise zu einem Anstieg um 144 Mio € führen.

Zu Jahresbeginn war ein Aufwand von 182 Mio € aus der

Zugangsbewertung von Derivaten abgegrenzt. Nach Zugängen

in Höhe von 107 Mio € und Realisierungen in Höhe von 11 Mio €

ergab sich zum Jahresende ein verbleibender abgegrenzter

Aufwand von 64 Mio €, welcher gemäß der Vertragserfüllung

in den Folgeperioden aufgelöst wird.

Die beiden folgenden Tabellen enthalten sowohl Derivate,

die im Hedge Accounting nach IAS 39 stehen, als auch Deri-

vate, bei denen auf die Anwendung von Hedge Accounting

verzichtet wird.

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 über-

nehmen würde. Die Fair Values der derivativen Finanzinstru-

mente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden

unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegen-

den Marktdaten ermittelt.

Die der Bewertung der eingesetzten derivativen Finanz-

instrumente 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 beziehungsweise -preis am

Bilanzstichtag bewertet. Die Terminkurse beziehungs-

weise -preise basieren, soweit möglich, auf Marktnotie-

rungen, gegebenenfalls unter Berücksichtigung von

Terminauf- und -abschlägen.

• Die Marktpreise von Zins-, Strom- und Gasoptionen wer-

den nach marktüblichen Bewertungsmethoden ermittelt.

Caps, Floors und Collars werden anhand von Marktnotie-

rungen oder auf der Grundlage von Optionspreismodellen

bewertet.

• Die Fair Values von Instrumenten zur Sicherung von Zins-

risiken werden durch Diskontierung der zukünftigen Cash-

flows ermittelt. Die Diskontierung erfolgt anhand der

marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Instru-

mente. Für Zins-, Währungs- und Zins-/Währungsswaps

werden zum Bilanzstichtag für jede einzelne Transaktion

die Barwerte ermittelt. Die Zinserträge werden im

Zahlungszeitpunkt beziehungsweise bei der Abgrenzung

zum Stichtag erfolgswirksam erfasst.


Gesamtvolumen der währungs-, zins- und aktienbezogenen Derivate

in Mio €


Nominalwert Fair Value Nominalwert Fair Value

Devisentermingeschäfte 16.770,8 321,7 18.205,1 43,1

Zwischensumme 16.770,8 321,7 18.205,1 43,1

Währungsswaps 20.974,7 1.878,1 19.847,2 686,6

Zins-/Währungsswaps 523,8 -17,4 301,6 -49,6

Zwischensumme 21.498,5 1.860,7 20.148,8 637,0

Zinsswaps

Festzinszahler 2.131,1 -212,5 1.894,0 -21,5

Festzinsempfänger 6.285,2 125,8 6.153,7 -85,9

Zinsfuture 87,9 0,1 1.719,4 30,2

Zinsoptionen 134,8 – – –

Zwischensumme 8.639,0 -86,6 9.767,1 -77,2

Sonstige Derivate 138,4 14,0 117,3 12,0

Zwischensumme 138,4 14,0 117,3 12,0

Summe 47.046,7 2.109,8 48.238,3 614,9

Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtbezogenen Derivate

in Mio €


Nominalwert Fair Value Nominalwert Fair Value

Stromtermingeschäfte 40.485,6 -595,1 25.733,5 -794,1

Börsengehandelte Stromtermingeschäfte 13.503,1 6,2 10.033,6 -98,8

Stromswaps 1.811,9 -375,6 21,4 -1,1

Stromoptionen 3.049,4 -84,5 104,9 9,5

Kohletermin- und -swapgeschäfte 9.525,0 -350,4 5.024,4 193,1

Börsengehandelte Kohletermingeschäfte 32,7 -9,8 38,1 25,7

Ölbezogene Derivate 9.393,4 -1.000,3 780,4 11,6

Gastermingeschäfte 21.946,9 -7,6 12.932,1 335,3

Gasswaps 354,5 -141,0 313,8 -36,2

Gasoptionen – – 4,5 -3,6

Börsengehandelte Gastermingeschäfte 52,9 2,4 1,2 0,1

Emissionsrechtbezogene Derivate 777,6 17,6 1.808,0 6,0

Börsengehandelte emissionsrechtbezogene Derivate 176,0 -6,4 407,8 -0,1

Summe 101.109,0 -2.544,5 57.203,7 -352,6

130 Anhang

Soweit sich der Wert für ein Finanzinstrument ohne erforder-

liche Anpassung aus einem aktiven Markt herleiten lässt, wird

dieser Wert verwendet. Dies betrifft insbesondere gehaltene

Aktien und begebene Anleihen.

(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:

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.

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2008

in Mio € Buchwerte

Summe Buchwerte im Anwen-

dungsbe-reich des

IFRS 7

Bewer-tungs-

kategorien gemäß IAS 391) Fair Value

Anhand von

Börsen-kursen

ermittelt

Beteiligungen 3.806 3.806 AfS 3.806 2.121

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 4.552 4.536 4.769 1.381Forderungen gegen Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 931 931 LaR 931 –

Forderungen aus Finanzierungsleasing2) 650 650 n/a 654 –

Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte 2.971 2.955 LaR 3.184 1.381

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte 32.637 29.333 29.336 594

Forderungen gegen Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 1.167 1.106 LaR 1.109 –

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 13.599 13.599 LaR 13.599 –

Derivate ohne Hedging-Beziehungen 11.705 11.705 HfT 11.705 590

Derivate mit Hedging-Beziehungen 1.487 1.487 n/a 1.487 –

Sonstige betriebliche Vermögenswerte 4.679 1.436 LaR 1.436 4

Wertpapiere und Festgeldanlagen 7.142 7.142 AfS 7.142 6.380

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 3.671 3.671 AfS 3.671 1.848

Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 552 552 AfS 552 –

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte 4.529 1.568 AfS 1.568 1.447

Summe Vermögenswerte 56.889 50.608 50.844 13.771

Finanzverbindlichkeiten 41.058 41.045 42.899 23.167Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 1.944 1.944 AmC 1.944 –

Anleihen 25.311 25.311 AmC 27.224 23.162

Commercial Paper 7.305 7.305 AmC 7.305 –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 3.542 3.542 AmC 3.464 –

Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing2) 247 247 n/a 256 –

Sonstige Finanzverbindlichkeiten 2.709 2.696 AmC 2.706 5

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 38.123 29.470 29.467 729

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 710 681 AmC 681 –

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 5.537 5.537 AmC 5.537 –


Derivate mit Hedging-Beziehungen 601 601 n/a 601 –

Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 832 832 AmC 832 –

Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 17.417 8.793 AmC 8.790 –

Summe Verbindlichkeiten 79.181 70.515 72.366 23.896

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


Die gegebenenfalls notwendige Diskontierung erfolgt anhand

der aktuellen marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der

Finanzinstrumente. Für Betei ligungen mit einem Buchwert in

Höhe von 300 Mio € (2007: 58 Mio €) wurde auf eine Bewertung

Der Fair Value von Anteilen an nicht börsennotierten Gesell-

schaften sowie nicht aktiv gehandelten Schuldtiteln wie

Darlehen, Ausleihungen und Finanzverbindlichkeiten wird

durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt.

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2007

in Mio € Buchwerte

Summe Buchwerte im Anwen-

dungsbe-reich des

IFRS 7

Bewer-tungs-

kategorien gemäß IAS 391) Fair Value

Anhand von

Börsen-kursen

ermittelt

Beteiligungen 14.583 14.583 AfS 14.583 13.061

Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte 3.964 3.920 4.140 262Forderungen gegen Unternehmen,


Forderungen aus Finanzierungsleasing2) 700 700 n/a 705 –

Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte 2.365 2.321 LaR 2.536 262

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte 18.653 17.021 16.940 377

Forderungen gegen Unternehmen,


Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 9.064 9.064 LaR 9.064 –



Sonstige betriebliche Vermögenswerte 3.183 1.552 LaR 1.471 12

Wertpapiere und Festgeldanlagen 10.783 10.783 AfS 10.783 9.635

Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente 2.887 2.887 AfS 2.887 2.860

Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen 300 300 AfS 300 300

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte 577 – AfS – –

Summe Vermögenswerte 51.747 49.494 49.633 26.495

Finanzverbindlichkeiten 21.464 21.464 21.903 12.869Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 2.085 2.085 AmC 2.085 –

Anleihen 14.470 14.470 AmC 14.886 12.823

Commercial Paper 1.984 1.984 AmC 1.984 –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 2.012 2.012 AmC 1.931 –

Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing2) 193 193 n/a 297 –

Sonstige Finanzverbindlichkeiten 720 720 AmC 720 46

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 23.686 17.356 17.356 502

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,

mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 539 539 AmC 539 –

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 4.477 4.477 AmC 4.477 –



Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 754 754 AmC 754 –

Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 12.645 6.315 AmC 6.315 –

Summe Verbindlichkeiten 45.150 38.820 39.259 13.371

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

132 Anhang

Zur Fair-Value-Ermittlung von derivativen Finanzinstrumenten

wird auf Textziffer 30 verwiesen. In den beiden nachfolgenden

Tabellen sind die vertraglich vereinbarten (undiskontierten)

Mittelabflüsse der Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich

des IFRS 7 dargestellt:

zum Fair Value aufgrund nicht verlässlich ermittelbarer Cash-

flows verzichtet. Es konnten keine Fair Values auf Basis ver-

gleichbarer Transaktionen abgeleitet werden. Die Beteiligun-

gen sind im Vergleich zur Gesamtposition des Konzerns

unwesentlich.

Der Fair Value von Commercial Paper und Geldaufnahmen im

Rahmen kurzfristiger Kreditfazilitäten sowie der Verbindlich-

keiten aus Lieferungen und Leistungen wird wegen der kurzen

Laufzeiten in Höhe des Buchwertes angesetzt.

Cashflow-Analyse zum 31. Dezember 2008

in Mio €

31. Dezember 2008

Mittel-abflüsse

2009

Mittel-abflüsse

2010

Mittel-abflüsse

2011–2013

Mittel-abflüsse ab 2014

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 1.931 5 12 15

Anleihen 4.546 3.410 8.292 25.352

Commercial Paper 7.428 – – –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 2.272 399 332 845

Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten 44 55 89 284

Sonstige Finanzverbindlichkeiten 586 182 884 1.599

Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten 16.807 4.051 9.609 28.095

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 625 9 2 45

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 5.537 – – –

Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen) 28.487 10.460 3.051 985

Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 144 112 55 536

Übrige betriebliche Verbindlichkeiten 8.874 50 110 274

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und

sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 43.667 10.631 3.218 1.840

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 60.474 14.682 12.827 29.935


Das Nettoergebnis der Bewertungskategorie Loans and Recei-

vables 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 -aufwendungen

aus verzinslichen Wertpapieren im Nettoergebnis enthalten.

Sowohl Marktwertänderungen aus den derivativen Finanzins-

trumenten als auch die Erträge und Aufwendungen aus der

Realisierung sind im Nettoergebnis der Bewertungskategorie

Held-for-Trading enthalten. Die Veränderung wird vor allem

durch die Marktbewertung von Commodity-Derivaten beein-

flusst (vergleiche Textziffer 7).

Sofern finanzielle Verbindlichkeiten mit einem variablen

Zinssatz ausgestattet sind, wurden zur Ermittlung der zukünf-

tigen Zinszahlungen die am Bilanzstichtag fixierten Zinssätze

auch für die folgenden Perioden verwendet. Sofern finan zielle

Verbindlichkeiten 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 korrespon-

dierende Mittel- beziehungsweise Warenzuflüsse gegenüber.

Das Nettoergebnis der Finanzinstrumente nach Bewertungs-

kategorien gemäß IAS 39 stellt sich wie folgt dar:

Nettoergebnis nach Bewertungskategorien1)

in Mio € 2008 2007

Loans and Receivables 377 385

Available-for-Sale -130 1.533

Held-for-Trading -2.663 446

Amortized Cost -1.741 -929

Summe -4.157 1.435

1) Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.

Cashflow-Analyse zum 31. Dezember 2007

in Mio €

31. Dezember 2007

Mittel-abflüsse

2008

Mittel-abflüsse

2009

Mittel-abflüsse

2010–2012

Mittel-abflüsse ab 2013

Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 2.099 5 16 23

Anleihen 1.018 5.324 4.648 12.024

Commercial Paper 2.026 – – –

Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten 1.112 144 713 221

Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten 52 25 63 278

Sonstige Finanzverbindlichkeiten 175 97 225 379

Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten 6.482 5.595 5.665 12.925

Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 473 11 5 49

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen 4.477 – – –

Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen) 27.758 13.339 9.007 10.333

Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 131 327 125 185

Übrige betriebliche Verbindlichkeiten 6.026 32 136 368

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und

sonstige betriebliche Verbindlichkeiten 38.865 13.709 9.273 10.935

Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 45.347 19.304 14.938 23.860

134 Anhang

2. PreisrisikenIm Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der E.ON-

Konzern Preisrisiken im Fremdwährungs-, Zins- und Commo-

dity-Bereich sowie im Geldanlagebereich ausgesetzt. Aus diesen

Risiken resultieren Ergebnis-, Eigenkapital- und Cashflow-

Schwankungen. Zur Begrenzung beziehungsweise Ausschaltung

dieser Risiken hat E.ON verschiedene Strategien entwickelt,

die den Einsatz derivativer Finanzinstrumente beinhalten.

Die nachstehend beschriebene Analyse der risikoreduzieren-

den Tätigkeiten der Gesellschaft sowie die mittels der Profit-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 angeführten

Hochrechnungen unterscheiden. Die in den Risikoanalysen

verwendeten Methoden sind nicht als Prognosen zukünftiger

Ereignisse oder Verluste anzusehen, da sich die Gesellschaft

ebenfalls Risiken ausgesetzt sieht, die entweder nicht finan-

ziell oder nicht quantifizierbar sind. Diese Risiken beinhalten

hauptsächlich Länder-, Geschäfts- und Rechtsrisiken, welche

nicht in den folgenden Analysen berücksichtigt wurden.

Risikomanagement im FremdwährungsbereichDer E.ON-Konzern ist aufgrund der internationalen Natur seiner

Geschäftstätigkeiten Risiken in Bezug auf in Fremdwährung

denominierte Umsatzerlöse, Vermögenswerte, Forderungen,

Verbindlichkeiten und antizipierte Zahlungen sowie Investi-

tionen in ausländische Geschäftsbetriebe ausgesetzt. Dieses

Risiko stammt im Wesentlichen aus Geschäften in US-Dollar,

britischen Pfund, ungarischen Forint, schwedischen Kronen und

russischen Rubel sowie aus Nettoinvesti tionen im Ausland.

Die E.ON AG übernimmt die Steuerung der Währungsrisiken

des Konzerns und legt geeignete Risikoparameter fest. Die

Tochtergesellschaften sind für die Steuerung ihrer operativen

Währungsrisiken verantwortlich. Gebuchte Grundgeschäfte

werden grundsätzlich in voller Höhe abgesichert. Bei kontra-

hierten, aber noch nicht gebuchten, und geplanten Geschäften

erfolgt die Absicherung nach Abstimmung zwischen der

Tochtergesellschaft und der E.ON AG.

Risikomanagement

Grundsätze Die vorgeschriebenen Abläufe, Verantwortlichkeiten und Maß-

nahmen im Rahmen des Finanz- und Risikomanagements sind

in internen Konzernrichtlinien detailliert dargestellt. Die Mar-

ket Units haben darüber hinaus eigene Richtlinien, die sich

im Rahmen der Konzernrichtlinien bewegen, entwickelt. Um

ein effizientes Risikomanagement im E.ON-Konzern zu gewähr-

leisten, sind die Abteilungen Handel (Front Office), Risikocon-

trolling (Middle Office) und Finanzabwicklung (Back Office)

als voneinander unabhängige Einheiten auf gebaut. Die Risi-

kosteuerung und -berichterstattung im Zins-, Währungs-, Kre-

dit- und Liquiditätsbereich wird vom Finanzcontrolling durch-

geführt, während die Risikosteuerung und -berichterstattung

im Commodity-Bereich auf Konzernebene in einer gesonder-

ten Abteilung durchgeführt wird.

E.ON setzt im Finanzbereich ein konzernweites System für

Treasury, Risikomanagement und Berichterstattung ein. Bei

diesem System handelt es sich um eine vollständig inte-

grierte Standard-IT-Lösung, die fortlaufend aktualisiert wird.

Das System dient zur Analyse und Überwachung von Risiken

des E.ON-Konzerns in den Bereichen Liquidität, Fremdwäh-

rungen und Zinsen. Im Commodity-Bereich werden in den

Market Units etablierte Systeme eingesetzt. Die konzernweite

Überwachung und Steuerung von Kreditrisiken erfolgt im

Finanzcontrolling mit Unterstützung einer Standardsoftware.

Gesonderte Risikokomitees sind für die Sicherstellung und

Weiterentwicklung der durch den Vorstand der E.ON AG

beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodity-,

Treasury- und Kreditrisikobereich zuständig.

1. Liquiditätsmanagement Wesentliche Ziele des Liquiditätsmanagements von E.ON sind

die jederzeitige Sicherstellung der Zahlungsfähigkeit, die

rechtzeitige Erfüllung vertraglicher Zahlungsverpflichtungen

sowie die Kostenoptimierung im E.ON-Konzern.

Das Cashpooling und die externen Finanzierungen sind weit-

gehend auf die E.ON AG und bestimmte Finanzierungsgesell-

schaften zentralisiert. Die Mittel werden bedarfsgerecht

intern an die anderen Konzernunternehmen weitergeleitet.

Die E.ON AG plant auf Basis von kurz- und mittelfristigen

Liquiditätsplanungen den Finanzbedarf des Konzerns. Die

Finanzierung des Konzerns wird entsprechend dem geplanten

Finanzbedarf vorausschauend gesteuert und umgesetzt. In

die Betrachtung einbezogen werden unter anderem der ope-

rative Cashflow, Investitionen und die Fälligkeit von Anleihen

und Commercial Paper.


Risikomanagement im Commodity-BereichE.ON ist aufgrund schwankender Preise von Commodities

erheblichen Risiken auf der Absatz- und Beschaffungsseite aus-

gesetzt. Dieses Risiko wird an einer potenziellen negativen

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. Die Risikosteuerung und -berichterstat-

tung einschließlich der Portfoliooptimierung für den Konzern

wird zentral durch das Corporate Center durchgeführt.

Commodity-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 Commodity-Derivate 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 Portfo-

lios 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, Emissi-

onsrechte und Öl zu reduzieren. Hierbei handelt es sich im

Wesentlichen um Swaps und Termingeschäfte auf Strom, Gas,

Kohle und Öl sowie emissionsrechtbezogene Derivate. Deri-

vate im Commodity-Bereich werden durch die Market Units

für die Zwecke des Preisrisikomanagements, der Systemopti-

mierung, des Lastenausgleichs oder auch zur Margenerhö-

hung eingesetzt. Eigenhandel ist hierbei nur in besonders

engen Limits zugelassen. Für das Eigenhandelsportfolio wird

ein 5-Tages-Value-at-Risk als Risikomaß verwendet bei einem

Konfidenzintervall von 95 Prozent.

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 Risi-

koberichterstattung und internationalen Standards des Bank-

wesens gemäß der Value-at-Risk-Methode unter Einbezug his-

torischer Marktdaten ermittelt. Der Value-at-Risk (VaR) gleicht

dem potenziellen Maximalverlust (basierend auf einer Wahr-

scheinlichkeit von 99 Prozent) aus Fremdwährungspositionen,

der im Laufe des folgenden Werktages entstehen könnte. Die

Berechnungen berücksichtigen Korrelationen zwischen einzel-

nen Transaktionen; das Risiko eines Port folios ist grundsätzlich

geringer als die Summe der individuellen Risiken.

Der 1-Tages-Value-at-Risk aus der Währungsumrechnung von

Geldanlagen und -aufnahmen in Fremdwährung zuzüglich

der Fremdwährungsderivate beträgt 341 Mio € (2007: 148 Mio €)

und resultiert wie 2007 im Wesentlichen aus den offenen

Positionen in britischen Pfund und US-Dollar. Neben den ins-

gesamt gestiegenen Volumina in Fremdwährungen hat insbe-

sondere die höhere Volatilität des Währungskurses Euro zu

britischem Pfund zu dem Anstieg des VaR im Vorjahresver-

gleich beigetragen.

Dieser VaR wurde gemäß den Anforderungen des IFRS 7 berech-

net. In der Praxis wird sich jedoch ein anderer Wert ergeben,

da bestimmte Grundgeschäfte (zum Beispiel Plantransaktio-

nen, nicht bilanzierte Eigenverbrauchsverträge) in der Berech-

nung nach IFRS 7 nicht berücksichtigt werden.

Risikomanagement im ZinsbereichEinige Posten der Konzernbilanz sowie Finanzderivate basie-

ren auf Festzinsen und weisen demnach Änderungen des Zeit-

werts 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 einen bestimmten Mix von festverzins-

lichem und variablem Fremdkapital innerhalb des Gesamt-

portfolios an. Hierbei werden auch Zinsswaps eingesetzt.

Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2008 Zinsderivate

mit einem Nennwert von 8.639 Mio € (2007: 9.767 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 Prozentpunkt würde den

Nettozinsaufwand pro Jahr um 80 Mio € (2007: 30 Mio €)

erhöhen (senken).

136 Anhang

KreditrisikomanagementDas Kreditrisikomanagement umfasst die Identifikation, Bewer-

tung und Steuerung von Kreditrisiken. Kreditrisiken resultie-

ren aus der Nicht- oder Teilerfüllung der Gegenleistung für

erbrachte Vorleistungen, der Nicht- oder Teilerfüllung beste-

hender Forderungen durch die Geschäftspartner und aus

Wiedereindeckungsrisiken bei schwebenden Geschäften.

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

Mindestvorgaben basierend auf einer konzernweiten Kredit-

risikomanagementrichtlinie. Nicht in diesem Prozess ent-

halten sind Langfristverträge des operativen Geschäftes und

Transaktionen des Assetmanagements. Diese werden auf

Ebene der zuständigen 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 Risikokomitee wird monatlich über die Höhe der

Kreditlimite von wesent lichen Geschäftspartnern im Finanz-

und Commodity-Handel sowie die Auslastung dieser Limite

informiert. Aufgrund der Finanzkrise wurde die Berichts-

frequenz für Kreditinstitute auf wöchentlich erhöht. Eine

intensive, standardisierte Überwachung von quantitativen

und qualitativen Frühwarnindikatoren sowie ein enges

Monitoring der Bonität von Geschäftspartnern versetzen

das Kreditrisikomanagement von E.ON in die Lage, frühzei-

tig risikominimierend zu agieren.

Soweit möglich werden im Rahmen des Kreditrisikomanage-

ments mit Geschäftspartnern Sicherheiten zur Minderung

des Kreditrisikos verhandelt. Als Sicherheiten werden Garan-

tien der jeweiligen Mutterunternehmen oder der Nachweis

von Gewinnabführungsverträgen in Verbindung mit Patronats-

erklärungen (Letter of Awareness) akzeptiert. Darüber hinaus

werden in geringerem Umfang Bankgarantien beziehungs-

weise -bürgschaften und die Hinterlegung von Barmitteln und

Wertpapieren als Sicherheiten zur Reduzierung des Kredit-

risikos eingefordert. Zur Höhe und den Hintergründen der als

Sicherheiten erhaltenen finanziellen Vermögenswerte wird

auf die Textziffern 18 und 26 verwiesen.

Die Limite für jegliche Handelsaktivitäten einschließlich Eigen-

handel werden durch handelsunabhängige Gremien festge-

setzt und überwacht. Für das Systemportfolio wird ein mit

Limiten versehener Planungshorizont von drei Jahren ange-

setzt. Die im Rahmen von Sicherungs- und Eigenhandelsakti-

vitäten angewandten Grenzwerte beinhalten 5-Tages-Value-

at-Risk- und Profit-at-Risk-Kennziffern sowie Stop-Loss-Werte.

Zusätzliche Kernelemente des Risikomanagementsystems

umfassen die klare Funktionstrennung der Bereiche Disposi-

tion, Handel, Abwicklung und Kontrolle, konzernweit gültige

Richtlinien für den Umgang mit Commodity-Risiken sowie

eine handelsunabhängige Risikoberichterstattung. Monatlich

findet eine Berichterstattung über die konzernweite Entwick-

lung der Risiken aus dem Commodity-Bereich an das zustän-

dige Risikokomitee statt.

Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2008 strom-, gas-,

kohle-, öl- und emissionsrechtbezogene Derivate mit einem

Nennwert von 101.109 Mio € (2007: 57.204 Mio €). Im Jahr

2008 fand eine sukzessive Übertragung der operativen Steue-

rung bezüglich der finanziellen und physischen Commodity-

Positionen auf den liquiden europäischen Märkten auf die neu-

gegründete Market Unit E.ON Energy Trading statt.

Der VaR für das Eigenhandelsportfolio betrug zum Stichtag

36 Mio € (2007: 13 Mio €). Der PaR für die im Systemportfolio

gehaltenen finanziellen und physischen Commodity-Positio-

nen über einen Planungshorizont von 3 Jahren zum 31. Dezem-

ber 2008 betrug 4.337 Mio € (2007: 1.856 Mio €).

Die Berechnung des PaR spiegelt die ökonomische Position

des E.ON-Konzerns über einen Planungshorizont von drei

Jahren wider und umfasst neben den Finanzinstrumenten im

Anwendungsbereich des IFRS 7 auch die übrigen Positionen

des Commodity Bereichs. Diese ökonomische Position wird

ebenfalls für das interne Risikocontrolling verwendet. Unter

alleiniger Berücksichtigung der Finanzinstrumente im

Anwendungsbereich des IFRS 7 hatte sich ein Vorjahreswert

von 433 Mio € ergeben.

Risikomanagement im AktienbereichDer Wert aller börsennotierten Beteiligungen beträgt zum

Abschlussstichtag 2.121 Mio € (2007: 13.061 Mio €). Hierbei

bildet Gazprom den Gesamtwert. Diese Beteiligung wird als

strategisch angesehen und zurzeit nicht gegen Marktwert-

schwankungen gesichert (3-Monats-Volatilität 2008: 35 Prozent,

2007: 18 Prozent). Im Vorjahr wurden darüber hinaus beste-

hende Aktienpositionen teilweise über Termingeschäfte abge-

sichert. Das Nominal volumen der hierfür abgeschlossenen

Termingeschäfte betrug im Vorjahr 97 Mio €. Sämtliche börsen-

notierten Beteiligungen werden als Available-for-Sale bilan-

ziert. Wertänderungen werden grundsätzlich als Veränderung

des OCI gezeigt.


Values in der nachfolgenden Tabelle nicht dargestellt. Somit

wird das Kreditrisiko in der nachfolgenden Tabelle konserva-

tiver dargestellt, als es tatsächlich ist. Es entspricht der

Summe der positiven Marktwerte. Da insbesondere Derivate

hohen Marktschwankungen unterliegen, können kurzfristig

Kreditrisikokonzentrationen entstehen. Insgesamt weist der

Derivatebestand zum 31. Dezember 2008 folgende Laufzeiten-

und Bonitätsstruktur auf:

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

Erhaltene Sicherheiten wurden nicht berücksichtigt. Bei mit

Börsen abgeschlossenen Termin- und Optionskontrakten

sowie bei börsengehandelten emissionsrechtbezogenen

Derivaten mit einem Nominalwert von insgesamt 13.765 Mio €

(2007: 12.200 Mio €) bestehen zum Bilanzstichtag keine

Kreditrisiken.

Rating des Kontrahenten

Standard & Poor’s und/ oder Moody’s

31. Dezember 2007

Summe davon bis 1 Jahr davon 1 bis 5 Jahre davon über 5 Jahre

in Mio € Nominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risiko

AAA und Aaa bis AA- und Aa3 38.474,2 2.235,0 17.384,4 1.000,1 16.163,8 901,3 4.926,0 333,6

AA- und A1 oder A+ und Aa3 bis A- und A3 27.355,1 2.030,8 14.778,1 1.229,3 10.149,3 728,3 2.427,7 73,2

A- und Baa1 oder BBB+ und A3 bis BBB- oder Baa3 3.396,0 325,5 2.352,0 220,9 948,6 95,7 95,4 8,9

BBB- und Ba1 oder BB+ und Baa3 bis BB- und Ba3 4.662,7 211,9 1.583,9 132,1 2.647,0 47,2 431,8 32,6

Sonstige1) 19.353,9 387,6 11.590,8 141,3 4.706,7 181,6 3.056,4 64,7

Summe 93.241,9 5.190,8 47.689,2 2.723,7 34.615,4 1.954,1 10.937,3 513,0

1) Die Position ‚Sonstige‘ umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien beziehungsweise mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.

Rating des Kontrahenten

Standard & Poor’s und/ oder Moody’s

31. Dezember 2008

Summe Davon bis 1 Jahr Davon 1 bis 5 Jahre Davon über 5 Jahre

in Mio € Nominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risikoNominal-

wert

Kontra-henten-

risiko

AAA und Aaa bis AA- und Aa3 34.682,4 3.447,5 23.089,6 2.570,8 10.247,0 773,6 1.345,8 103,1

AA- und A1 oder A+ und Aa3 bis A- und A3 46.571,0 4.560,2 25.507,5 2.767,2 12.595,3 802,3 8.468,2 990,7

A- und Baa1 oder BBB+ und A3 bis BBB- oder Baa3 8.385,2 654,3 5.941,1 411,3 2.350,9 241,8 93,2 1,2

BBB- und Ba1 oder BB+ und Baa3 bis BB- und Ba3 1.668,9 174,6 584,7 50,9 1.084,2 123,7 – –

Sonstige1) 43.083,5 4.948,9 25.372,4 3.292,8 12.787,8 1.539,1 4.923,3 117,0

Summe 134.391,0 13.785,5 80.495,3 9.093,0 39.065,2 3.480,5 14.830,5 1.212,0

1) Die Position ‚Sonstige‘ umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien beziehungsweise mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.

138 Anhang

Die fortlaufende Überwachung des Gesamt risikos und der ein-

zelnen Fondsmanager erfolgt durch das Konzern-Assetmanage-

ment der E.ON AG, das Teil des Finanzbereichs der E.ON AG ist.

Zusätzlich verwaltet die als Versicherungsverein auf Gegen-

seitigkeit geführte VKE zum Jahresende Finanzanlagen in Höhe

von 2,3 Mrd € (2007: 2,4 Mrd €), die fast ausschließlich der

Rückdeckung von Versorgungsansprüchen von Mitarbeitern

in der Market Unit Central Europe dienen. Das Pensionsver-

mögen der VKE stellt kein Planvermögen gemäß IAS 19 dar

und wird unter den langfristigen und kurzfristigen Vermögens-

werten in der Bilanz gezeigt. Der Großteil des über Geldmarkt-,

Renten-, Immobilien- und Aktienanlagen diversifizierten

Portfolios wird in Investmentfonds angelegt, die von externen

Fondsmanagern verwaltet werden. Die VKE unterliegt den

Regelungen des Versicherungsaufsichtsgesetzes (VAG) und

der Geschäftsbetrieb untersteht der Aufsicht der Bundes-

anstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Die Kapital-

anlage und das fortlaufende Risikomanagement erfolgt in

dem von der BaFin vorgegebenen Regulierungsrahmen. Der

3-Monats-VaR mit einem Konfidenzintervall von 98 Prozent

beträgt für das von der VKE verwaltete Vermögen 216 Mio €

(2007: 118 Mio €).

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 Verbind-

lichkeiten aus, von denen 531 Mio € (2007: 515 Mio €) aus

Lie fe rungs- und Leistungsbeziehungen mit Gemeinschafts-

Kernkraftwerken resultieren. Diese Verbindlichkeiten haben

keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent p.a. (2007:

1,0 Prozent) verzinst. E.ON bezieht von diesen Kraftwerken

Strom auf Basis eines Kostenübernahmevertrags sowie zu

einem Tarif auf Basis der Kosten zuzüglich einer Marge (cost

plus fee). Die Abrechnung dieser Transaktionen erfolgt haupt-

sächlich über Verrechnungskonten. Darüber hinaus weist

E.ON im Berichtsjahr Finanzverbindlichkeiten in Höhe von

1.237 Mio € (2007: 1.233 Mio €) aus, die aus Termingeldanlagen

dieser Gemeinschafts-Kernkraftwerke bei E.ON resultieren.

Assetmanagement

Zum Zweck der Finanzierung langfristiger Zahlungsverpflich-

tungen, unter anderem auch Entsorgungsverpflichtungen

(siehe Textziffer 25), wurden per 31. Dezember 2008 von Gesell-

schaften der Market Unit Central Europe Kapitalanlagen in

Höhe von insgesamt 5,0 Mrd € (2007: 7,3 Mrd €) gehalten. In

2008 wurden die Kapitalanlagen um 1,7 Mrd € reduziert und

die Verkaufserlöse der Konzernfinanzierung zugeführt.

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 Finanzbera-

tern Asset-Allocation-Studien durchgeführt. Der Großteil des

Vermögens wird in Investmentfonds angelegt, die von exter-

nen Fondsmanagern verwaltet werden. Das Risikomanage-

ment 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 2008 für die Geldmarkt-, Anleihen-

und Aktienbestände ein VaR von 237 Mio € (2007: 202 Mio €).

(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 Transaktio-

nen getätigt, die sich im Berichts- und Vorjahr wie folgt aus-

gewirkt haben:

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.

Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen und Personen

in Mio € 2008 2007

Erträge 7.492 6.626

Aufwendungen 3.627 4.407

Forderungen 2.433 1.988

Verbindlichkeiten 3.433 3.116


Der nach den Maßgaben von IFRS 2 ermittelte Ertrag für die

im Geschäftsjahr bestehenden Tranchen des E.ON-Aktien-

optionsprogramms und des E.ON-Share-Performance Planes

beträgt 0,9 Mio € (2007: Aufwand 11,4 Mio €).

Detaillierte und individualisierte Angaben hinsichtlich der

Vergütung finden sich im Vergütungsbericht auf den Seiten

150 bis 155.

Aufgrund des Umfangs und der Komplexität der durch die

zum 1. Januar 2008 erfolgten Strukturänderung entstehenden

konzerninternen Geschäftsbeziehungen existiert keine aus-

reichende Datenbasis für eine Ermittlung verlässlicher und

aussagekräftiger Vorjahreszahlen.

Nach IFRS sind veräußerte beziehungsweise zum Verkauf

bestimmte Segmente oder wesentliche Unternehmensteile

unter den nicht fortgeführten Aktivitäten auszuweisen. Im

Geschäftsjahr 2008 und 2007 betrifft dies die zum Verkauf

bestimmte Gesellschaft WKE. Die entsprechenden Ergebnis-

und Cashflow-Größen zum 31. Dezember 2008 sind ebenso

wie die für die Vorperioden berichteten um sämtliche

Bestandteile 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 wirt-

schaftliche Zinsergebnis, Netto-Buchgewinne, Aufwendungen

für Restrukturierung/Kostenmanagement, Goodwill-Impair-

ments sowie das sonstige 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 Restrukturierung/

Kostenmanagement handelt es sich um außergewöhnliche

Aufwendungen mit einmaligem Charakter. Im sonstigen nicht

operativen Ergebnis werden sonstige nicht operative Auf-

wendungen und Erträge mit einmaligem beziehungsweise

seltenem Charakter zusammengefasst. Je nach Einzelfall

können hier unterschiedliche Posten der Gewinn- und Verlust-

rechnung 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.

Entsprechend IAS 24 sind die Leistungen anzugeben, die dem

Management in Schlüsselpositionen (Vorstandsmitglieder

der E.ON AG) gewährt wurden. Der Aufwand für das Geschäfts-

jahr beträgt für kurzfristig fällige Leistungen 14,5 Mio €

(2007: 16,1 Mio €) und für Leistungen nach Beendigung des

Dienstverhältnisses 2,3 Mio € (2007: 3,0 Mio €).

Als Leistung nach Beendigung des Dienstverhältnisses wird

der aus den Pensionsrückstellungen resultierende Dienstzeit-

aufwand (Service Cost) ausgewiesen.

(33) Segmentberichterstattung

Die Segmentberichterstattung des E.ON-Konzerns ist an der

internen Organisations- und Berichtsstruktur ausgerichtet.

• Central Europe fokussiert sich auf das Stromgeschäft

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 Minderheitsbeteiligungen

an Gesellschaften im Downstream-Gasgeschäft.

• UK umfasst das Energiegeschäft in Groß bri tannien.

• Nordic konzentriert sich auf das Energiegeschäft in

Nordeuropa.

• US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten Energie-

markt in Kentucky, USA, tätig.

• Energy Trading hat seit dem 1. Januar 2008 die Handels-

aktivitäten der Market Units Central Europe, Pan-Euro-

pean Gas, Nordic und UK aufgenommen. Energy Trading

vereint die europäischen Handelsaktivitäten für Strom,

Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate.

• Neue Märkte beinhaltet die Akti vitäten der neuen Market

Units Climate & Renewables, Italy und Russia, welche

zum 1. Januar 2008 ihre Tätigkeit aufgenommen haben,

sowie seit dem 1. Juli 2008 die Market Unit Spain. In die-

sem Segment werden auch die zum 30. Juni 2008 erstmals

konsolidierten Aktivitäten ausgewiesen, die im Zuge der

Vereinbarung mit Enel/Acciona und Endesa erworben

wurden, wobei die ebenfalls in die Vereinbarung einbezo-

genen Aktivitäten in Frankreich seit dem dritten Quartal

2008 im Segment Central Europe ausgewiesen wurden.

Zudem beinhaltet Corporate Center/Konsolidierung, neben

der E.ON AG selbst, die direkt von der E.ON AG geführten

Beteiligungen sowie die auf Konzernebene durchzuführenden

Konsolidierungen.

140 Anhang

Die Netto-Buchgewinne lagen mit 1.324 Mio € in etwa auf

Vorjahresniveau (2007: 1.345 Mio €). Im Berichtsjahr resultieren

diese im Wesentlichen aus der Abgabe von Aktivitäten im

Rahmen der Vereinbarung zwischen E.ON und Statkraft zur

Übernahme der E.ON Sverige-Anteile von Statkraft. Darüber

hinaus fielen ebenso wie im Vorjahr Buchgewinne aus der

Veräußerung von Wertpapieren bei der Market Unit Central

Europe an.

Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement von

insgesamt 524 Mio € sind 2008 im Rahmen verschiedener

Restrukturierungs- und Integrationsprojekte im E.ON-Konzern

entstanden. Ein Großteil der Aufwendungen entfiel hierbei

auf Strukturmaßnahmen, im Wesentlichen bei deutschen Regio-

nalversorgern, sowie Kosten in Verbindung mit der Umsetzung

der neuen Konzernorganisationsstruktur, insbesondere für

die Zentralisierung der Handelsaktivitäten in der Market Unit

Energy Trading. Im Vorjahr fielen Aufwendungen für Restruk-

turierung/Kostenmanagement nur in geringerem Umfang an.

Durch die vorgenommenen Anpassungen können die in der

Segmentberichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen

von den gemäß IFRS definierten Kennzahlen abweichen.

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Adjusted EBIT

auf den Konzernüberschuss nach IFRS:

Konzernüberschuss

in Mio € 2008 2007

Adjusted EBIT 9.878 9.208

Wirtschaftliches Zinsergebnis -1.835 -960

Netto-Buchgewinne 1.324 1.345

Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement -524 -77

Goodwill-Impairments -3.315 –

Sonstiges nicht operatives Ergebnis -2.933 167

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten

vor Steuern 2.595 9.683

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag -863 -2.289


Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten -128 330




Segmentinformationen nach Bereichen

in Mio €

Central Europe Pan-European Gas UK

2008 2007 2008 2007 2008 2007

Außenumsatz 32.691 31.350 21.272 19.714 8.884 12.455

Innenumsatz 8.444 679 6.150 3.031 2.167 129

Umsatzerlöse 41.135 32.029 27.422 22.745 11.051 12.584

Adjusted EBITDA 6.266 6.222 3.113 3.176 1.396 1.657

Planmäßige Abschreibungen -1.498 -1.521 -494 -530 -474 -521

Impairments (–)/Wertaufholungen (+)1) -48 -31 12 -70 – –

Adjusted EBIT 4.720 4.670 2.631 2.576 922 1.136

darin Equity-Ergebnis1) 300 317 644 696 4 24

Operativer Cashflow 4.016 3.811 2.081 3.041 893 1.615

Investitionen 3.188 2.581 1.215 2.424 1.162 1.364Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen 2.965 2.390 943 1.381 1.120 1.364

Beteiligungen2) 223 191 272 1.043 42 –

Bilanzsumme (31. 12.) 64.192 63.442 30.382 39.090 17.632 18.170Immaterielle Vermögenswerte (31. 12.) 2.121 1.889 814 1.137 257 675

Sachanlagen (31. 12.) 20.418 18.375 6.773 6.746 5.878 7.506

At equity bewertete Unternehmen (31. 12.) 2.193 2.134 5.871 5.602 – 2

1) Die Adjusted-EBIT-wirksamen Impairments weichen aufgrund von Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen sowie aufgrund von im neutralen Ergebnis erfassten Impairments von den nach IFRS ausgewiesenen Beträgen ab. Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen werden nach IFRS im Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen beziehungsweise im Finanzergebnis erfasst. Die Abweichungen in 2008 resultieren im Wesentlichen aus Goodwill-Abschreibungen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen werden.

2) Die Investitionen in Beteiligungen enthalten neben at equity bewerteten Beteiligungen auch Erwerbe voll konsolidierter Unternehmen sowie Investitionen in nicht konsoli-dierungspflichtige Beteiligungen. Die Investitionen in Beteiligungen werden in dem Segment ausgewiesen, dem die erwerbende Einheit zugeordnet ist. Entsprechend sind die Investitionen in Neue Märkte im Corporate Center/Konsolidierung dargestellt und betreffen für 2008 die Endesa Europa/Viesgo-Aktivitäten sowie für 2007 die Erwerbe von OGK-4, E2-I und Airtricity.


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 hat sich im Jahr 2008 gegen-

über 2007 um 875 Mio € verschlechtert. Ausschlaggebend

hierfür war im Wesentlichen die Entwicklung der Netto-

Finanzposition.

Grundsätzlich werden konzerninterne Transaktionen zu Markt-

preisen getätigt.

Wirtschaftliches Zinsergebnis

in Mio € 2008 2007

Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung -1.893 -951

Neutraler Zinsaufwand (+)/-ertrag (-) 58 -9

Wirtschaftliches Zinsergebnis -1.835 -960

Aus den nach IAS 36 mindestens jährlich durchzuführenden

Goodwill-Impairment-Tests ergaben sich Impaiments auf den

Goodwill der Market Unit US-Midwest in Höhe von 1,5 Mrd €

sowie auf den noch vorläufigen Goodwill der von Enel/Acciona

und Endesa erworbenen Aktivitäten in Italien, Spanien und

Frankreich in Höhe von 1,8 Mrd €. Ausführliche Erläuterungen

hierzu befinden sich in Textziffer 14a.

Das sonstige neutrale Ergebnis war vor allem durch zwei nega-

tive Effekte geprägt. Zum einen resultierten aus der stich-

tagsbezogenen Marktbewertung von Derivaten, mit denen

das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesi-

chert wird, negative Effekte in Höhe von 2.176 Mio €. Zum

31. Dezember 2007 resultierte aus der stichtagsbezogenen

Marktbewertung von Derivaten ein positiver Effekt in Höhe

von 564 Mio €. Andererseits war es erforderlich – bedingt

durch die Finanzmarktkrise – bei der Market Unit Central Europe

Abschreibungen auf Wertpapiere und Finanzanlagen in

Höhe von 667 Mio € vorzunehmen. Im Vergleichszeitraum

waren diesbezügliche Aufwendungen von untergeordneter

Bedeutung.

Nordic US-Midwest Energy Trading Neue MärkteCorporate Center/

Konsolidierung E.ON-Konzern

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

2.683 3.216 1.880 1.819 13.767 – 5.543 253 33 -76 86.753 68.731

1.194 123 – – 17.993 – 319 -1 -36.267 -3.961 – –

3.877 3.339 1.880 1.819 31.760 0 5.862 252 -36.234 -4.037 86.753 68.731

1.112 1.027 549 543 649 – 510 43 -210 -218 13.385 12.450

-339 -345 -154 -155 -2 – -409 -36 -86 -15 -3.456 -3.123

-3 -12 – – -2 – -11 – 1 -6 -51 -119

770 670 395 388 645 0 90 7 -295 -239 9.878 9.208

5 10 21 23 – – -1 1 -5 7 968 1.078

835 914 271 216 -1.452 – 140 – -46 -871 6.738 8.726

939 914 650 690 8 – 3.305 207 7.939 3.126 18.406 11.306 923 892 650 690 7 – 2.250 183 138 16 8.996 6.916

16 22 – – 1 – 1.055 24 7.801 3.110 9.410 4.390

12.779 11.759 7.624 8.130 27.928 0 27.687 8.422 -31.179 -11.719 157.045 137.294 212 213 10 13 762 – 2.536 317 37 40 6.749 4.284

6.129 7.429 4.890 4.153 6 – 12.043 4.017 389 326 56.526 48.552

292 357 33 32 – – 315 284 277 – 8.981 8.411

142 Anhang

(34) Organbezüge

Aufsichtsrat

Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am

6. Mai 2009 die vorgeschlagene Dividende beschließt, betragen

die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats

4,5 Mio € (2007: 4,5 Mio €).

Im Geschäftsjahr 2008 bestanden keine Kredite gegenüber

Mitgliedern des Aufsichtsrats.

Das System der Vergütung des Aufsichtsrats sowie die Bezüge

jedes einzelnen Aufsichtsratsmitglieds sind im Vergütungs-

bericht, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts

ist, auf den Seiten 148 und 149 dargestellt.

Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden

sich auf den Seiten 158 und 159.

Aus der Kundenstruktur des Konzerns 2008 und 2007 ergeben

sich keine wesentlichen Konzentrationen auf bestimmte

geografische Regionen oder Geschäftsbereiche. Aufgrund der

großen Anzahl von Kunden und der Vielzahl der Geschäfts-

aktivitäten gibt es keine Kunden, deren Geschäftsvolumen

im Vergleich zum Gesamtgeschäftsvolumen des Konzerns

wesentlich ist.

Die Gasbezüge von E.ON stammen im Wesentlichen aus

Russland, Norwegen, Deutschland, den Niederlanden und

Großbritannien.

Vorstand

Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 18,9 Mio € (2007:

20,4 Mio €) und enthalten die Grundvergütung, die Tantieme,

die sonstigen Bezüge sowie die aktienbasierte Vergütung.

Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und

ihrer Hinterbliebenen betrugen 7,6 Mio € (2007: 6,6 Mio €).

Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vor-

standsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 110,4 Mio €

(2007: 97,4 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 150 bis 153 dargestellt.

Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden

sich auf der Seite 163.

Zusätzliche Angaben auf Unternehmensebene

Der Außenumsatz nach Produkten teilt sich wie folgt auf:

Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften)

und die Sachanlagen stellen sich nach Regionen wie folgt dar:

Segmentinformationen nach Produkten

in Mio € 2008 2007

Strom 47.001 37.663

Gas 35.433 27.857

Sonstige 4.319 3.211

Summe 86.753 68.731

Segmentinformationen nach Regionen

in Mio €

Deutschland Übriges Euroland Übriges Europa USA Sonstige Summe

2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007 2008 2007

Außenumsatz nach Sitz des Kunden 42.850 36.895 11.226 4.491 30.738 25.520 1.887 1.769 52 56 86.753 68.731

Außenumsatz nach Sitz der Gesell-schaften 50.514 40.614 7.149 2.780 27.156 23.518 1.887 1.768 47 51 86.753 68.731

Sachanlagen 20.018 18.898 8.791 1.573 21.094 23.107 6.572 4.910 51 64 56.526 48.552


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 Geschäfts-

verlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage

des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen

Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die

wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen

Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.


Der Vorstand

Bernotat

Dänzer-Vanotti Schenck

Teyssen

Feldmann

Corporate Governance144

Berichtsjahr kam es nicht zu Interessenkonflikten bei Auf-

sichtsratsmitgliedern der E.ON AG. Berater- und sonstige

Dienstleistungs- und Werkverträge eines Aufsichtsratsmit-

glieds mit der Gesellschaft bedürfen der Zustimmung des

Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden im

Berichtszeitraum nicht.

Der Aufsichtsrat überwacht die Geschäftsführung und beglei-

tet den Vorstand beratend. Mehr dazu finden Sie im Bericht

des Aufsichtsrats auf den Seiten 154 bis 157.

Nach der Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat bestehen

folgende Ausschüsse des Aufsichtsrats:

Dem nach § 27 Absatz 3 Mitbestimmungsgesetz 1976 zu

bildenden Vermittlungsausschuss gehören je zwei Mitglieder

der Anteilseigner und der Arbeitnehmer an. Er unterbreitet

dem Aufsichtsrat Vorschläge für die Bestellung von Vorstands-

mitgliedern, wenn im ersten Wahlgang die erforderliche

Mehrheit von zwei Dritteln der Stimmen der Aufsichtsrats-

mitglieder 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 Prä-

sidialausschuss anstelle des Gesamt-Aufsichtsrats. Der

Prä sidialausschuss bereitet darüber hinaus insbesondere

Personalentscheidungen des Aufsichtsrats vor und ist

zuständig für den Abschluss, die Änderung und Beendigung

der Anstellungsverträge mit den Mitgliedern des Vorstands.

Er befasst sich darüber hinaus mit Fragen der Corporate

Governance und berichtet dem Aufsichtsrat mindestens ein-

mal jährlich über den Stand, die Effektivität und eventuelle

Verbesserungsmöglichkeiten der Corporate Governance des

Unternehmens.

Der Prüfungs- und Risikoausschuss besteht aus vier Mit-

gliedern, die über besondere Kenntnisse auf dem Gebiet der

Rechnungslegung beziehungsweise der Betriebswirtschaft

verfügen. Der Vorsitzende soll – entsprechend den Vorgaben

des Corporate Governance Kodex – über besondere Kennt-

nisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungs-

legungsgrundsätzen und internen Kontrollverfahren verfügen.

Corporate-Governance-Bericht

Corporate Governance ist bei E.ON die zentrale Grundlage für

eine verantwortungsvolle und wertorientierte Unternehmens-

führung, die effiziente Zusammenarbeit von Vorstand und

Aufsichtsrat, Transparenz in der Berichterstattung sowie ein

angemessenes Risikomanagement.

Vorstand und Aufsichtsrat haben sich im abgelaufenen

Geschäftsjahr intensiv mit der Einhaltung der Vorgaben des

Corporate Governance Kodex – besonders im Zusammen-

hang mit den neuen Anforderungen vom 6. Juni 2008 – befasst.

Am 15. Dezember 2008 gaben Vorstand und Aufsichtsrat die

Entsprechenserklärung nach § 161 AktG ab, nach der E.ON den

Empfehlungen des Kodex ohne Ausnahme 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 Anregungen des Kodex.

Führungs- und Kontrollstruktur

Der Aufsichtsrat Der Aufsichtsrat hat 20 Mitglieder und setzt sich nach dem

deutschen Mitbestimmungsgesetz 1976 zu gleichen Teilen

aus Anteilseigner- und Arbeitnehmervertretern zusammen.

Die Vertreter der Anteilseigner werden von der Hauptver-

sammlung, die Arbeitnehmervertreter von den Arbeitnehmern

gewählt. Bei Abstimmungen im Aufsichtsrat hat bei Stimmen-

gleichheit der Vorsitzende des Aufsichtsrats die ausschlag-

gebende Stimme, falls eine zweite Abstimmung erneut zu

einer Stimmengleichheit 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

Vorstands sicherzustellen, gehören dem Aufsichtsrat nicht

mehr als zwei ehemalige Mitglieder des Vorstands an. Die

Aufsichtsratsmitglieder 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, Lie-

feranten, 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 vorüberge-

hende Interessenkonflikte in der Person eines Aufsichtsrats-

mitglieds sollen zur Beendigung des Mandats führen. Im


Der Prüfungs- und Risikoausschuss befasst sich insbesondere

mit der Überwachung der Rechnungslegung inklusive des

Rechnungslegungsprozesses, der Wirksamkeit des internen

Kontrollsystems, des internen Risikomanagements und des

internen Revisionssystems, der Compliance sowie der Abschluss-

prüfung. Die Abschlussprüfung umfasst insbesondere die

Unabhängigkeit des Abschlussprüfers, die Erteilung des Prü-

fungsauftrages an den Abschlussprüfer, die Bestimmung

von Prüfungsschwerpunkten, die Honorarvereinbarung und

die vom Abschlussprüfer zusätzlich erbrachten Leistungen.

Ferner bereitet er die Entscheidung des Aufsichtsrats über die

Feststellung des Jahresabschlusses und die Billigung des

Konzernabschlusses vor. Er prüft darüber hinaus die Quartals-

abschlüsse und erörtert den Bericht über die prüferische

Durchsicht der Quartalsabschlüsse mit dem Abschlussprüfer.

Der Finanz- und Investitionsausschuss setzt sich aus sechs

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

bestimmten Finanzmaßnahmen, deren Wert 1 Prozent des

Eigenkapitals der letzten Konzernbilanz übersteigt. Überschrei-

tet der Wert der genannten Geschäfte und Maßnahmen

2,5 Prozent des Eigenkapitals der letzten Konzernbilanz, berei-

tet er die Entscheidung 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 Mitgliedern und

hat einen Vorsitzenden. Mitglieder 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 Aufsichtsrats-

vorsitzenden unverzüglich. Geschäfte und Maßnahmen, die

der Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, werden dem

Aufsichtsrat rechtzeitig vorgelegt.

Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, Interessenkon-

flikte dem Präsidialausschuss des Aufsichtsrats gegenüber

unverzüglich offenzulegen und die anderen Vorstandsmit-

glieder hierüber zu informieren. Vorstandsmitglieder dürfen

Nebentätigkeiten, insbesondere Aufsichtsratsmandate in

konzernfremden Gesellschaften, nur mit Zustimmung des

Präsidialausschusses des Aufsichtsrats übernehmen. Im

abgelaufenen Geschäftsjahr ist es nicht zu Interessenkon-

flikten bei Vorstandsmitgliedern der E.ON AG gekommen.

Wesentliche Geschäfte zwischen dem Unternehmen einerseits

und den Vorstandsmitgliedern sowie ihnen nahestehenden

Personen oder ihnen persönlich nahestehenden Unterneh-

mungen andererseits bedürfen der Zustimmung des Präsi-

dialausschusses 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

werden 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 nach den International

Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt. Der Abschluss

der E.ON AG wird nach dem deutschen Handelsgesetzbuch

(HGB) erstellt.

146 Corporate Governance

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.

Transparente Unternehmensführung

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 wesent-

liche geschäftliche Veränderungen des Unternehmens infor-

miert. Zur umfassenden, gleichberechtigten und zeitnahen

Information nutzen wir hauptsächlich das Internet.

Die Berichterstattung über die Lage und die Ergebnisse der

E.ON AG erfolgt durch

• Zwischenberichte,

• den Geschäftsbericht,

• Bilanzpressekonferenzen,

• Telefonkonferenzen, jeweils mit Veröffentlichung der

Quartalsergebnisse beziehungsweise des Jahresergeb-

nisses, sowie

• zahlreiche Veranstaltungen mit Finanzanalysten im

In- und Ausland.

Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetzlichen

Bestimmungen durch die Hauptversammlung.

Der Prüfungs- und Risikoausschuss bereitet den Vorschlag

des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des

Abschlussprüfers vor. Um dessen Unabhängigkeit zu gewähr-

leisten, holt der Prüfungs- und Risikoausschuss von dem

vorgesehenen Abschlussprüfer eine Erklärung über eventuell

bestehende Ausschluss- und Befangenheitsgründe ein. Im

Rahmen der Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschluss-

prüfer wird vereinbart,

• dass der Vorsitzende des Prüfungs- und Risikoausschusses

über mögliche Ausschluss- und Befangenheitsgründe,

die während der Prüfung auftreten, unverzüglich unter-

richtet wird,

• dass der Abschlussprüfer über alle für die Aufgaben des

Aufsichtsrats wesentlichen Feststellungen und Vorkomm-

nisse unverzüglich berichtet, die sich bei der Durchfüh-

rung der Abschlussprüfung ergeben, und

• dass der Abschlussprüfer den Vorsitzenden des Prüfungs-

und Risikoausschusses informiert bzw. im Prüfungsbe-

richt vermerkt, wenn er bei Durchführung der Abschluss-

prüfung Tatsachen 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 auf

Seite 44 bis 47.

Darüber hinaus haben wir ein zentrales Gremium eingerich-

tet, das zur Unterstützung des Vorstands für die korrekte und

zeitnahe Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Infor-

mationen verantwortlich ist. Die Mitglieder des Gremiums

stammen aus unterschiedlichen Fachbereichen der E.ON AG

und sind aufgrund ihrer Tätigkeit für diese Aufgaben beson-

ders geeignet.


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 Börsen-

kurs 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 jährlich ein Dokument („Jährliches

Dokument“) mit einer Zusammenstellung der gesellschafts-

und kapitalmarktrechtlichen Veröffentlichungen der vergan-

genen zwölf Monate zu veröffentlichen.

Der Finanzkalender, die Ad-hoc-Mitteilungen und das „Jähr-

liche Dokument“ stehen im Internet unter www.eon.com zur

Verfügung.

Directors’ Dealings

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 entspre-

chende Geschäfte im Jahr 2008 haben wir im Internet unter

www.eon.com veröffentlicht. Mitteilungspflichtiger Besitz

nach Ziffer 6.6 des Deutschen Corporate Governance Kodex

lag zum 31. Dezember 2008 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 Vertraulichkeit

von Geschäftsinformationen und Betriebsgeheimnissen

sowie zur Behandlung von Interessenkonflikten. Integritäts-

beauftragte (Compliance Officers) der E.ON AG und der

Market 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 Mindestanforderun-

gen des Wertpapierhandelsgesetzes hinausgehen. Zusätzlich

haben wir einen Code of Ethics entwickelt. Dieser gilt vor

allem für die Mitglieder des Vorstands und des für die Veröf-

fentlichung finanzmarktrelevanter Informationen verant-

wortlichen Gremiums. Er verpflichtet diesen Adressatenkreis

insbesondere zu einer vollständigen, angemessenen, sorg-

fältigen, rechtzeitigen 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 Prüfungs- und Risikoausschuss berichtet.


Vergütungsbericht

Dieser Vergütungsbericht stellt die Vergütungssystematik

sowie die individuellen Vergütungen für den Aufsichtsrat und

den Vorstand der E.ON AG dar. Er berücksichtigt die Regelun-

gen des Handelsgesetzbuches in der durch das Vorstandsver-

gütungsoffenlegungsgesetz (VorstOG) geänderten Fassung

sowie die Grundsätze des Deutschen Corporate Governance

Kodex. Er ist als Bestandteil des zusammengefassten Lage-

berichts anzusehen.

Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats

Die Vergütung des Aufsichtsrats wird durch die Hauptver-

sammlung bestimmt und in der Satzung der E.ON AG geregelt.

Das Vergütungssystem trägt – im Einklang mit den gesetz-

lichen Vorschriften und entsprechend den Vorgaben des Deut-

schen Corporate Governance Kodex – der Verantwortung

und dem Tätigkeitsumfang der Aufsichtsratsmitglieder sowie

der wirtschaftlichen Lage und dem Erfolg der Gesellschaft

Rechnung. Entsprechend dem Kodex erhalten die Mitglieder

des Aufsichtsrats neben einer festen auch zwei variable

erfolgsorientierte Vergütungskomponenten. Die kurzfristige

variable Komponente ist dividendenabhängig, die langfris-

tige variable Komponente richtet sich nach dem Dreijahres-

durchschnitt des Konzernüberschusses.

Das Vergütungssystem für den Aufsichtsrat hat sich durch

den im Berichtsjahr erfolgten Aktiensplit im Verhältnis 1 zu 3

nicht verändert. Soweit die nachfolgenden Angaben gegen-

über den Vorjahresangaben abweichen, dann handelt es sich

um Anpassungen, die die Auswirkungen des Aktiensplits

neutral kompensieren.

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

Vergütung in Höhe von 345,00 € für je 0,01 € Dividende, die

über 3 1/3 Cent 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 210,00 € für jede

0,01 € gezahlt, um die der Dreijahresdurchschnitt des Ergeb-

nisses je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) aus

dem Konzernüberschuss den Betrag von 76 2/3 Cent übersteigt.

Bei der Berechnung des Dreijahresdurchschnitts wird für

die Jahre 2006 und 2007 der in diesen Jahren erzielte Konzern-

überschuss je Aktie nur zu einem Drittel angesetzt.

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 vari ablen

Vergütungen sind zahlbar nach Ablauf der Hauptversamm-

lung, die über die Entlastung der Mitglieder des Aufsichts-

rats für das jeweils abgelaufene Geschäftsjahr entscheidet.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält insgesamt das

Dreifache, 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 Aufsichtsratsaus-

schüsse ein Sitzungsgeld von 1.000,00 € je Tag der Sitzung.

Schließlich besteht zugunsten der Mitglieder des Aufsichts-

rats eine Vermögensschadenhaftpflichtversicherung, welche

die gesetzliche Haftpflicht aus der Aufsichtsratstätigkeit

abdeckt. Diese sieht für den Versicherungsfall einen Selbst-

behalt 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 Aufsichts rats

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 divi-

dendenabhängige Vergütungselement soll dagegen zu einem

gewissen Gleichklang der Vergütungsinteressen des Auf-

sichtsrats mit den Renditeerwartungen der Aktionäre führen.

Mit der Bindung eines weiteren Teils der variablen Vergütung

an den Dreijahresdurchschnitt des Konzernüberschusses

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 6. Mai 2009 die vorgeschlagene Dividende beschließt,

betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats

4,5 Mio € (Vorjahr: 4,5 Mio €).


Mitgliedern des Aufsichtsrats. Die Mitglieder des Aufsichts-

rats sind auf den Seiten 158 und 159 angegeben.

Gesamtvergütung des Aufsichtsrats für 2008

in €Feste

Vergütung

Kurzfristige variable

Vergütung

Langfristige variable

Vergütung

Aufsichtsrats-bezüge von

Tochter-gesellschaften Summe

Ulrich Hartmann 165.000 151.800 97.090 – 413.890

Hubertus Schmoldt 110.000 101.200 64.727 – 275.927

Werner Bartoschek (seit 30. April 2008) 61.875 56.925 36.409 57.000 212.209

Dr. Karl-Hermann Baumann (bis 30. April 2008) 36.667 33.733 21.576 – 91.976

Sven Bergelin 55.000 50.600 32.363 70.380 208.343

Dr. Rolf-E. Breuer (bis 30. April 2008) 18.333 16.867 10.788 – 45.988

Gabriele Gratz 82.500 75.900 48.545 101.000 307.945

Wolf-Rüdiger Hinrichsen 64.167 59.033 37.757 – 160.957

Ulrich Hocker 55.000 50.600 32.363 – 137.963

Eva Kirchhof (bis 30. April 2008) 18.333 16.867 10.788 – 45.988

Prof. Dr. Ulrich Lehner 82.500 75.900 48.545 – 206.945

Dr. Klaus Liesen (bis 30. April 2008) 18.333 16.867 10.788 – 45.988

Bård Mikkelsen (seit 30. April 2008) 41.250 37.950 24.273 – 103.473

Erhard Ott 75.625 69.575 44.500 35.750 225.450

Hans Prüfer 75.625 69.575 44.500 – 189.700

Klaus Dieter Raschke 82.500 75.900 48.545 54.062 261.007

Dr. Walter Reitler (seit 30. April 2008) 41.250 37.950 24.273 26.813 130.286

Dr. Henning Schulte-Noelle 82.500 75.900 48.545 – 206.945

Dr. Karen de Segundo (seit 30. April 2008) 41.250 37.950 24.273 – 103.473

Dr. Theo Siegert 96.250 88.550 56.636 – 241.436

Prof. Dr. Wilhelm Simson 55.000 50.600 32.363 – 137.963

Gerhard Skupke (bis 30. April 2008) 18.333 16.867 10.788 4.452 50.440

Dr. Georg Frhr. von Waldenfels 55.000 50.600 32.363 – 137.963

Werner Wenning (seit 30. April 2008) 59.583 54.817 35.060 – 149.460

Hans Wollitzer 75.625 69.575 44.500 56.950 246.650

Zwischensumme 1.567.499 1.442.101 922.358 406.407 4.338.365

Sitzungsgeld und Auslagenersatz 171.500

Summe 4.509.865


Für eine detaillierte Darstellung der aktienbasierten Vergütung

wird auf Textziffer (11) im Anhang des Konzernabschlusses

verwiesen.

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

Aufgaben des jeweiligen Mitglieds des Vorstands, seine per-

sönliche Leistung, die Leistung des Vorstands insgesamt

und die wirtschaftliche Lage, der Erfolg und die Zukunftsaus-

sichten des Unternehmens unter Berücksichtigung seines

Vergleichsumfelds. Die variablen Vergütungskomponenten

haben Risikocharakter, sodass es sich hierbei nicht um eine

gesicherte Vergütung handelt. Die aktienbasierte Vergütung

beruht auf anspruchsvollen, relevanten Vergleichspara-

metern. Eine nachträgliche Änderung der Erfolgsziele oder

der Vergleichsparameter ist nach den Planbedingungen

ausgeschlossen.

Vertragliche NebenleistungenAls vertragliche Nebenleistungen haben die Vorstandsmit-

glieder Anspruch auf einen Dienstwagen mit Fahrer zur

dienstlichen wie privaten Nutzung, auf Telekommunikations-

mittel zur dienstlichen wie privaten Nutzung, auf eine ange-

messene Versicherung gegen Unfall sowie auf eine jährliche

ärztliche Untersuchung.

Abfindungs-Cap bei vorzeitiger Beendigung der VorstandstätigkeitEntsprechend dem Deutschen Corporate Governance Kodex

hat die Gesellschaft bei den seit 8. August 2008 erfolgten

drei Wiederbestellungen den Abfindungs-Cap in die jeweiligen

Vorstandsverträge eingefügt. Danach dürfen Zahlungen

an ein Vorstandsmitglied aufgrund vorzeitiger Beendigung

der Vorstandstätigkeit ohne wichtigen Grund im Sinne von

§ 626 BGB den Wert von zwei Jahresgesamtvergütungen

nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des

Anstellungsvertrags vergüten.

Für die vor Inkrafttreten des Abfindungs-Caps bestellten

Vorstandsmitglieder ist dieser nicht verpflichtend umzusetzen.

Herr Dr. Teyssen hat sich davon abweichend freiwillig dem

Abfindungs-Cap unterworfen. Bei Herrn Dr. Bernotat wird der

Kodexempfehlung auch ohne eine Vertragsänderung ent-

sprochen, da die Restlaufzeit seines Anstellungsvertrags

geringer ist als zwei Jahre.

Change-in-Control-KlauselnIm Berichtsjahr bestanden mit allen Vorstandsmitgliedern

Change-in-Control-Vereinbarungen. Beim vorzeitigen Verlust

der Vorstandsposition aufgrund eines Kontrollwechsels

(Change-in-Control-Ereignis) haben die Mitglieder des Vor-

stands einen Anspruch auf Zahlung von Abgeltungs- und

Abfindungsleistungen.

Das Vergütungssystem des Vorstands

Entsprechend der seit dem Berichtsjahr gültigen Vorgabe

des am 8. August 2008 bekannt gemachten Deutschen Corpo-

rate Governance Kodex (Fassung vom 6. Juni 2008) beschließt

der Aufsichtsrat auf Vorschlag des Präsidiums das Vergütungs-

system des Vorstands einschließlich der wesentlichen Ver-

tragselemente und überprüft es regelmäßig. Der Aufsichtsrat

hat in seiner Sitzung am 15. Dezember 2008 das nachfolgend

dargestellte Vergütungssystem beschlossen. Eine Überprüfung

wird künftig regelmäßig erfolgen, das heißt grundsätzlich

alle drei Jahre, soweit nicht besondere Umstände eine frühere

Überprüfung notwendig machen.

VergütungsbestandteileDie Mitglieder des Vorstands erhalten Bezüge, die sich aus

einer festen jährlichen Grundvergütung, einer jährlichen

Tantieme und einer langfristigen variablen Vergütung

zusammensetzen.

Die Grundvergütung wird monatlich ausgezahlt und vom

Präsidium des Aufsichtsrats in regelmäßigen Abständen auf

Marktüblichkeit und Angemessenheit überprüft.

Die Höhe der kurzfristigen variablen Tantieme orientiert sich

daran, inwieweit bestimmte unternehmenserfolgsspezifische

und persönliche Ziele erreicht wurden. Das Zielvereinba-

rungssystem berücksichtigt zu 70 Prozent unternehmenser-

folgsspezifische Ziele und zu 30 Prozent individuelle Ziele.

Der Unternehmenserfolg betrifft zu gleichen Teilen den ope-

rativen Erfolg, der am Adjusted EBIT gemessen wird, und

die erzielte Kapitalrendite ROCE. Bei 100-prozentiger Zieler-

füllung entspricht die Tantieme der vertraglich vereinbarten

Zieltantieme. Maximal ist eine Tantieme in Höhe von 200 Pro-

zent der Zieltantieme möglich. Sämtliche Vergütungen für

Tätigkeiten im Interessenbereich der Gesellschaft (gesell-

schaftsgebundene Mandate) werden auf die Tantieme ange-

rechnet bzw. an die Gesellschaft abgeführt.

Als langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten

die Vorstandsmitglieder eine aktienbasierte Vergütung im

Rahmen des E.ON-Share-Performance-Plans. Die Wertentwick-

lung der zugeteilten Performancerechte richtet sich einer-

seits nach der Entwicklung des E.ON-Aktienkurses und ande-

rerseits nach der relativen Performance der E.ON-Aktie im

Verhältnis zum Dow Jones STOXX Utility Index (Return EUR).

Ziel dabei ist, den Beitrag des Vorstands zur Steigerung des

Unternehmenswerts zu honorieren und den langfristigen

Unternehmenserfolg zu fördern. Durch diese Vergütungskom-

ponente mit gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und

Risikocharakter werden die Interessen des Managements

mit denen der Anteilseigner sinnvoll verknüpft.


Die Change-in-Control-Regelung nimmt einen Kontrollwechsel

in folgenden drei Fallgestaltungen an: 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; die Gesellschaft wird mit einem anderen

Unternehmen verschmolzen. Der Anspruch auf die Abgeltungs-

und Abfindungsleistungen entsteht, wenn der Dienstvertrag

des Vorstandsmitglieds innerhalb von 12 Monaten nach dem

Kontrollwechsel durch einvernehmliche Beendigung, Zeit-

ablauf oder durch Kündigung des Vorstandsmitglieds endet,

im letzteren Fall aber nur, wenn seine Vorstandsposition infolge

des Kontrollwechsels wesentlich berührt wird.

Entsprechend dem Deutschen Corporate Governance Kodex

beträgt die Höhe von Abfindungszahlungen für die seit dem

8. August 2008 wiederbestellten drei Vorstandsmitglieder

150 Prozent des Abfindungs-Caps, das heißt drei kapitalisierte

Jahresgesamtbezüge (Jahresgrundgehalt, Zieltantieme und

Nebenleistungen). Zur pauschalen Berücksichtigung von Abzin-

sung sowie Anrechnung anderweitigen Verdienstes wird

die Zahlung zusätzlich um 20 Prozent gekürzt, wobei der Kür-

zungssatz ab dem 53. Lebensjahr stufenweise verringert wird.

Für die vor Inkrafttreten des Abfindungs-Caps bestellten

Vorstandsmitglieder ist die Begrenzung der Abfindung im

Change-in-Control-Fall nicht vom Kodex vorgeschrieben.

Herr Dr. Teyssen hat die Begrenzung seiner Abfindung auf

150 Prozent des Abfindungs-Caps jedoch freiwillig akzeptiert.

Bei Herrn Dr. Bernotat kann diese Grenze aufgrund der

Restlaufzeit seines Vertrags von weniger als zwei Jahren auch

nach der bisherigen Regelung nicht überschritten werden.

Die bisherige Regelung sieht vor, dass die Abfindungszahlung

der Restlaufzeit des Vertrags entspricht, mindestens aber

drei kapitalisierten Jahresgesamtbezügen. Die beschriebene

pauschale Berücksichtigung anderweitigen Erwerbs und

von Abzinsung durch Kürzung von 20 Prozent erfolgt nach

der Altregelung ebenfalls.

RuhegeldansprücheDie Mitglieder des Vorstands haben nach dem Ausscheiden aus

dem Unternehmen in drei Pensionsfällen einen Anspruch

auf Ruhegeldzahlungen: bei Ausscheiden mit oder nach Errei-

chen der Regelaltersgrenze von 60 Jahren, bei Ausscheiden

wegen dauerhafter Arbeitsunfähigkeit sowie im Fall der gesell-

schaftsseitig veranlassten vorzeitigen Beendigung oder

Nichtverlängerung des Dienstvertrags (sogenannter Dritter

Pensionsfall).

Im Fall des Erreichens der Regelaltersgrenze und bei dauern-

der Arbeitsunfähigkeit wird das Ruhegeld ab Eintritt des

jeweiligen Pensionsfalls gezahlt und beträgt abhängig von

der Dauer der Vorstandstätigkeit zwischen 50 und 75 Prozent

des letzten Grundgehalts.

Im Dritten Pensionsfall beträgt das reguläre Ruhegeld eben-

falls zwischen 50 und 75 Prozent des letzten Grundgehalts

und wird ab Vollendung des 60. Lebensjahrs gezahlt. Für die

Zeit vom Ausscheiden bis zur Vollendung des 60. Lebensjahrs

erhält das ausgeschiedene Vorstandsmitglied ein gekürztes

vorzeitiges Ruhegeld (Übergangsgeld), wenn es im Zeitpunkt

des Ausscheidens mehr als fünf Jahre in einer Topmanage-

ment-Position im E.ON-Konzern tätig war und wenn die Ursa-

che der vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung

nicht auf sein Verschulden oder die Ablehnung eines mindes-

tens gleichwertigen Angebots zur Vertragsverlängerung

zurückgeht. Die Höhe des Übergangsgelds richtet sich zunächst

ebenfalls nach dem durch die Dauer der Vorstandstätigkeit

erdienten Prozentsatz von 50 bis 75 Prozent des letzten Grund-

gehalts. Der ermittelte Betrag wird dann um das Verhältnis

der tatsächlichen gegenüber der möglichen Dauer der Tätig-

keit im Topmanagement des E.ON-Konzerns bis zur Regel-

altersgrenze gekürzt. Hiervon abweichend sehen die Vorstands-

verträge, welche die Gesellschaft vor dem Geschäftsjahr 2006

abgeschlossen hat, keine Kürzung des Übergangsgelds vor.

Soweit ein Bezieher von Ruhegeld (oder Übergangsgeld) im

Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche oder

Ansprüche auf Übergangsgeld erworben hat, werden diese

Ansprüche zu 100 Prozent auf die Ruhegeld- beziehungs-

weise Übergangsgeldzahlungen der Gesellschaft angerech-

net. Auf das Übergangsgeld werden darüber hinaus auch

anderweitige Einkünfte aus einer Erwerbstätigkeit zu 50 Pro-

zent angerechnet.


Laufende Ruhegeldzahlungen werden jährlich gemäß der

Entwicklung des Verbraucherpreisindex für Deutschland

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 beziehungsweise bezogen hätte, wenn der

Pensionsfall an diesem Tag eingetreten wäre. Das Witwengeld

entfällt bei Wiederverheiratung. Unterhaltsberechtigte Kinder

erhalten mindestens bis zur Erreichung des 18. Lebensjahres

und darüber hinaus längstens bis zum 25. Lebensjahr für die

Dauer der Schul- oder Berufsausbildung 20 Prozent des Ruhe-

geldes, welches das Vorstandsmitglied am Todestag bezogen

hat das Präsidium des Aufsichtsrats für Herrn Dr. Teyssen

eine individuelle Gehaltsanpassung beschlossen. Für die

Herren Dänzer-Vanotti, Feldmann und Dr. Schenck wurde die

Bezügeeingangsstufe von 80 Prozent der Bezüge eines

ordentlichen Vorstandsmitglieds mit Ablauf des 31. Dezem-

ber 2007 beendet.

hat beziehungsweise 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 Ruhe-

geldes, erfolgt eine anteilige Kürzung der Waisengelder um

den übersteigenden Betrag.

Die nachfolgende Darstellung vermittelt eine Übersicht über

die Höhe der aktuellen Ruhegeldanwartschaften der Vor-

standsmitglieder. Entsprechend den Empfehlungen des Deut-

schen Corporate Governance Kodex werden auch die jewei-

ligen Zuführungen zu den Pensionsrückstellungen individuell

aufgeführt. Hierbei handelt es sich nicht um gezahlte Vergü-

tung, sondern auf Basis von IFRS ermittelten rechnerischen

Aufwand.

Die Vergütung des Vorstands

Das für die Anpassung der festen und variablen Vergütungs-

bestandteile zuständige Präsidium des Aufsichtsrats hat

für das Jahr 2008 keine generelle Anpassung der Vergütungs-

höhe vorgenommen. Mit der Ernennung von Herrn Dr. Teyssen

zum stellvertretenden Vorstandsvorsitzenden zum 1. März 2008

Vorstandspensionen

Aktuelle Höhe der Ruhegeld -anwartschaft zum 31. Dezember 2008

Höhe der Zuführung zu den Pensions-rückstellungen im Jahr 2008

in % des Grundgehalts absolut in € in €

davon Zinsauf-wand in €

Dr. Wulf H. Bernotat 70 868.000 1.412.438 538.929

Dr. Johannes Teyssen 70 700.000 516.634 258.111

Dr. Burckhard Bergmann1) – – 116.077 116.077

Christoph Dänzer-Vanotti2) 50 375.000 757.918 89.983

Lutz Feldmann 60 450.000 414.532 216.071

Dr. Marcus Schenck2) 50 375.000 302.963 17.107

1) Pensionseintritt zum 1. März 20082) Pensionsanwartschaft ist noch verfallbar


Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen im Geschäftsjahr

2008 18,9 Mio € (2007: 20,4 Mio €). Für die einzelnen Mit-

glieder des Vorstands ergibt sich folgende Gesamtvergütung:

Gesamtvergütung des Vorstands für 2008

in €Grund

vergütung TantiemeSonstige

Bezüge

Wert der gewährten

Performance- Rechte

(3. Tranche) Summe

Anzahl gewährter

Performance- Rechte

(3. Tranche)

Dr. Wulf H. Bernotat 1.240.000 2.570.000 33.685 1.215.613 5.059.298 9.908

Dr. Johannes Teyssen 958.333 1.990.000 255.701 926.678 4.130.712 7.553

Dr. Burckhard Bergmann (bis 29. Februar 2008) 125.000 295.000 4.686 120.114 544.800 979

Christoph Dänzer-Vanotti 750.000 1.570.000 9.804 720.436 3.050.240 5.872

Lutz Feldmann 750.000 1.570.000 41.280 720.436 3.081.716 5.872

Dr. Marcus Schenck 750.000 1.570.000 37.719 720.436 3.078.155 5.872

Summe 4.573.333 9.565.000 382.875 4.423.713 18.944.921 36.056

Die sonstigen Bezüge der Vorstandsmitglieder umfassen im

Wesentlichen geldwerte Vorteile aus der privaten Nutzung

von Dienst-Pkw sowie in einem Einzelfall die vorüberge-

hende Übernahme der Miete für den Zweitwohnsitz sowie

Maklerkosten.

Die im Geschäftsjahr zugeteilten Rechte aus dem E.ON-

Share-Performance-Plan der 3. Tranche (Performance-Rechte)

wurden mit dem beizulegenden Zeitwert (Fair Value) zum

Zeitpunkt der Gewährung von 122,69 € pro Stück angegeben

und in die Gesamtvergütung des Vorstands einbezogen. Für

die Ermittlung dieses Werts wird ein anerkanntes finanz-

mathematisches Optionspreismodell (Monte-Carlo-Simulation,

basierend auf einem zweidimensionalen Black-Scholes-

Modell) verwendet.

Für die interne Kommunikation mit dem Vorstand und Auf-

sichtsrat wird statt des finanzmathematischen Wertes der

sogenannte Zielwert verwendet. Der Zielwert der Zuteilung

entspricht dem Auszahlungsbetrag, der sich ergibt, wenn

am Ende der Laufzeit der Kurs der E.ON-Aktie gehalten wird

und die Performance der E.ON-Aktie der des Vergleichsindexes

entspricht. Im Jahr 2008 betrug der Zielwert der Zuteilung

für den Vorstandsvorsitzenden 1,35 Mio €, für den stellvertre-

tenden Vorstandsvorsitzenden 1,03 Mio € und für die ordent-

lichen Vorstandsmitglieder 0,8 Mio €.

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

Tranchen zeitanteilig auszuweisen. Für das Berichtsjahr ergibt

sich für die im Jahr 2008 bestehenden Aktienoptionen und

Performance Rechte gemäß IFRS 2 folgender bilanzieller

Ertrag: Herr Dr. Bernotat 1,3 Mio €, Herr Dr. Bergmann 0,1 Mio €.

Im gleichen Zeitraum ist folgender Aufwand auszuweisen:

Herr Dr. Teyssen 0,1 Mio €, Herr Dänzer-Vanotti 0,1 Mio €, Herr

Feldmann 0,2 Mio € und Herr Dr. Schenck 0,2 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 der Seite 163.

Die Bezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder

Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und

ihrer Hinterbliebenen betrugen 7,6 Mio € (Vorjahr: 6,6 Mio €).

Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vor-

standsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 110,4 Mio €

(Vorjahr: 97,4 Mio €) zurückgestellt.

Aufsichtsrat und Vorstand

Auch waren die funktionale Neuausrichtung des Konzerns

und verschiedene geschäftsstrategisch besonders relevante

Projekte Gegenstand der Berichterstattung des Vorstands.

In diesem Zusammenhang wurde der Aufsichtsrat über die

Aufnahme der Geschäftstätigkeit der neuen funktionalen

Einheiten, E.ON Climate & Renewables GmbH und E.ON Energy

Trading AG, zu Beginn des Jahres 2008 sowie über die Aus-

gliederung der Gastransport- und europäischen Gasspeicher-

aktivitäten in die E.ON Gas Transport GmbH und E.ON Gas

Storage GmbH informiert.

Energiepolitische Rahmenbedingungen und Verfahren

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 der Entwurf der EU-Kommission für ein drittes Regu-

lierungspaket einschließlich der Vorschläge zur Netzentflech-

tung, das inte grierte Energie- und Klimapaket der Bundes-

regierung und die zukünftige Nutzung von Kernkraft. Zudem

wurden die Investitionsbedingungen für Kraftwerksneubauten

in Deutschland und die Netzentgeltgenehmigungsverfahren

der Bundesnetzagentur behandelt.

Darüber hinaus berichtete der Vorstand ausführlich über den

Stand der Sektorenuntersuchung der EU-Kommission und die

daraus resultierende Verpflichtungszusage zur Abgabe von

Erzeugungskapazitäten und des Höchstspannungsnetzes. Im

Rahmen der Vereinbarung mit der EU-Kommission hat E.ON

sich zur Abgabe von rund 5.000 MW Kraftwerkskapazität in

Deutschland und zum Verkauf des Übertragungsnetzes ver-

pflichtet. Der Vorstand unterrichtete uns regelmäßig und

ausführlich über den Verlauf der Gespräche und Verhandlun-

gen im Rahmen des Abgabeprozesses der Assets. Zudem

informierte uns der Vorstand über Kartellverfahren im Strom-

und Gasbereich.

Bericht des Aufsichtsrats

Im Geschäftsjahr 2008 hat sich der Aufsichtsrat intensiv mit

der Lage des Unternehmens beschäftigt und seine Aufgaben

sorgfältig wahrgenommen.

Wir haben den Vorstand bei der Führung des Unternehmens

regelmäßig beraten und seine Tätigkeit kontinuierlich über-

wacht. In alle Geschäftsvorgänge von besonderer Bedeutung

für das Unternehmen waren wir unmittelbar eingebunden

und haben diese auf Basis der Berichte des Vorstands ausführ-

lich erörtert. In fünf ordentlichen und zwei außerordentlichen

Sitzungen des Aufsichtsrats haben wir uns gründlich mit allen

für das Unternehmen relevanten Fragen befasst. Der Vorstand

hat uns regelmäßig und zeitnah sowohl schriftlich als auch

mündlich umfassend informiert. Den Beschlussvorschlägen des

Vorstands hat der Aufsichtsrat nach Prüfung und Beratung

zugestimmt.

Zudem stand der Aufsichtsratsvorsitzende mit dem Vorstand

in regelmäßigem Kontakt und hat sich über die aktuelle

ope rative Entwicklung der Konzerngesellschaften, die wesent-

lichen Geschäftsvorfälle und die Entwicklung der Finanz-

kennzahlen informiert.

Strategische Ausrichtung, Akquisitionsvorhaben und Portfoliooptimierung

Der Vorstand informierte uns regelmäßig über die Umsetzung

des im Mai 2007 verkündeten strategischen Maßnahmen-

pakets zur Weiterentwicklung des E.ON Konzerns. In diesem

Zusammenhang berichtete der Vorstand, wie mit einer weiter

optimierten Geschäftssteuerung die Chancen der fortschreiten-

den europäischen Marktintegration genutzt, die operative

Performance gestärkt, ambitionierte Klimaschutzziele verfolgt,

die Ergebnisse nachhaltig gesteigert und eine deutlich effi-

zientere Kapitalstruktur erreicht und gemanagt werden sollen.

Darüber hinaus berichtete der Vorstand eingehend über ver-

schiedene Maßnahmen zur Optimierung des Portfolios in

einem sich schnell wandelnden Marktumfeld. Dazu gehörte

der bereits im Vorjahr initiierte und im Juni 2008 abgeschlos-

sene Erwerb des umfangreichen Beteiligungspakets von Enel

und Acciona mit Assets in Italien, Spanien und Frankreich und

das entsprechende Genehmigungsverfahren bei der Europä-

ischen Union. Zudem informierte uns der Vorstand über den

im Juli zwischen E.ON und Statkraft vereinbarten Asset-Tausch.

Der Vorstand berichtete detailliert über den aktuellen Ver-

handlungsverlauf mit Gazprom im Hinblick auf die im Okto-

ber 2008 erfolgte Einigung über die Beteiligung von E.ON

an dem sibirischen Erdgasfeld Yushno Russkoje.

154


des Aufsichtsrats über das Vergütungssystem für Vorstands-

mitglieder vorbereitet. Darüber hinaus hat das Präsidium

Vertragsangelegenheiten, wie die Einfügung des Abfindungs-

Caps in die Dienstverträge der seit Inkrafttreten der entspre-

chenden Empfehlung des Deutschen Corporate Governance

Kodex im August 2008 wiederbestellten Vorstandsmitglieder,

behandelt.

Der Finanz- und Investitionsausschuss behandelte in fünf

ordentlichen und einer außerordentlichen Sitzung die Berichte

des Vorstands. Schwerpunkte der ausführlichen Berichter-

stattung und Gegenstand intensiver Beratungen waren Inves-

titionen im Zusammenhang mit der Laufzeitverlängerung des

Kraftwerks Ratcliffe in Großbritannien und dem Kraftwerks-

neubauprojekt in Antwerpen, die Vereinbarung mit Statkraft

über den Tausch von Beteiligungen, weitere Emissionen unter

dem Debt-Issuance-Programm und die Mittelfristplanung für

die Jahre 2009 bis 2011. In einer außerordentlichen Sitzung

wurde darüber hinaus intensiv über die Entwicklung an den

internationalen Finanzmärkten und deren Auswirkungen auf

den E.ON-Konzern beraten. Ferner wurden in den Sitzungen

die entsprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats zu zustim-

mungspflichtigen Geschäften vorbereitet beziehungsweise im

Rahmen der Bestimmungen der Geschäftsordnung selbst

gefasst.

Der Prüfungsausschuss wurde mit Beschluss des Aufsichtsrats

vom 15. Dezember 2008 in Prüfungs- und Risikoausschuss

umbenannt. Begründet ist dies durch die einhergehende Kon-

kretisierung und Ausweitung der Aufgaben im Bereich des

Risikomanagements und im Hinblick auf die Risikolage des

E.ON-Konzerns. Der Prüfungs- und Risikoausschuss erörterte in

vier Sitzungen insbesondere den handelsrechtlichen Jahresab-

schluss, den Konzernabschluss und die Quartalsabschlüsse

der E.ON AG, Fragen der Rechnungslegung, des Risikomanage-

mentsystems sowie der Risikolage und der Zusammenarbeit

mit den Abschlussprüfern. Ferner befasste sich der Ausschuss

ausführlich mit den Prüfungs- und Beratungsleistungen des

Abschlussprüfers, der Versicherungspolitik, der Arbeit der

internen Revision und dem E.ON-Compliance-System. Im Rah-

men der Abschlüsse waren darüber hinaus das interne

Kontrollsystem, der Risikobericht und die Bilanzierung von

Rückstellungen Prüfungs schwerpunkte.

Wirtschaftliche Lage und Mittelfristplanung

Die wirtschaftliche Lage der Konzerngesellschaften haben

wir vor dem Hintergrund der Entwicklung auf den nationalen

und internationalen Energiemärkten, über die uns der Vor-

stand kontinuierlich informiert hat, ausführlich besprochen.

Wir berieten außerdem eingehend die Mittelfristplanung

des Konzerns für die Jahre 2009 bis 2011 einschließlich des

Investitionsprogramms, dessen Finanzierung und die kon-

zernweite Personalarbeit. In diesem Zusammenhang erläuterte

der Vorstand die Analysen zur Leistungssteigerung im Kon-

zern sowie struk turelle Maßnahmen. Der Vorstand unterrich-

tete uns darüber hinaus, in welchem Umfang derivative

Finanzinstrumente eingesetzt wurden.

Ein zentrales Thema unserer Beratungen war die weltweite

Finanz- und Wirtschaftskrise. Die Auswirkungen der Krise

auf die wirtschaftliche Lage von E.ON und die notwendigen

Maßnahmen stellte der Vorstand eingehend dar und disku-

tierte diese mit uns.

Corporate Governance

Der Aufsichtsrat hat die Weiterentwicklung der Corporate

Governance bei E.ON regelmäßig behandelt. In diesem Zusam-

menhang haben wir eingehend die Effizienz der Arbeit des

Aufsichtsrats, die erweiterte Risikoberichterstattung und die

Überarbeitung der Compliance-Organisation durch den Deut-

schen Corporate Governance Kodex sowie dessen Änderungen

erörtert. Darüber hinaus haben wir uns intensiv mit dem

Bericht des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung und dem

Corporate-Governance-Bericht befasst. Entsprechend der

neuen Empfehlung des Kodex haben wir über das Vergütungs-

system des Vorstands beraten und es beschlossen. Wir haben

zudem überprüft, dass die Corporate-Governance-Grundsätze

gemäß der am 17. Dezember 2007 abgegebenen Entsprechens-

erklärung im Geschäftsjahr 2008 von der E.ON AG eingehalten

wurden. Die Entsprechenserklärung zum Corporate Gover-

nance Kodex gemäß § 161 Aktiengesetz ist im Internet unter

www.eon.com veröffentlicht.

Sitzungen der Ausschüsse

Das Präsidium des Aufsichtsrats hat sich in drei Sitzungen

intensiv mit den Berichten des Vorstands befasst. Insbesondere

wurden in diesem Gremium die Sitzungen des Aufsichtsrats

der E.ON AG und die Hauptversammlung der E.ON AG vorbe-

reitet. Unter anderem hat das Präsidium dem Aufsichtsrat

die Wiederbestellung der Herren Dr. Teyssen, Dänzer-Vanotti,

Feldmann und Dr. Schenck empfohlen und den Beschluss

155

156 Bericht des Aufsichtsrats

Den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine

Dividende von 1,50 € 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 Aufsichtsrat

Die Amtszeit des Aufsichtsrats endete mit Ablauf der Haupt-

versammlung am 30. April 2008. In dieser Hauptversammlung

wurden Frau Dr. Karen de Segundo sowie die Herren Ulrich

Hartmann, Ulrich Hocker, Prof. Dr. Ulrich Lehner, Bård Mikkelsen,

Dr. Henning Schulte-Noelle, Dr. Theo Siegert, Prof. Dr. Wilhelm

Simson, Dr. Georg Frhr. von Waldenfels und Werner Wenning

als Vertreter der Anteilseigner in den Aufsichtsrat gewählt.

Die Herren Dr. Karl-Hermann Baumann, Dr. Rolf-E. Breuer und

Dr. Klaus Liesen sind mit Wirkung zum 30. April 2008 aus dem

Aufsichtsrat ausgeschieden. Alle drei Herren haben den Wandel

des Konzerns zu einem international führenden Energieunter-

nehmen mit klugem Rat und unternehmerischer Weitsicht

begleitet. Wir danken ihnen auch an dieser Stelle für ihr gro-

ßes Engagement.

In der Delegiertenversammlung der Arbeitnehmer am 19. Feb-

ruar 2008 wurden Frau Gabriele Gratz sowie die Herren Werner

Bartoschek, Sven Bergelin, Wolf-Rüdiger Hinrichsen, Erhard Ott,

Hans Prüfer, Klaus Dieter Raschke, Dr. Walter Reitler, Hubertus

Schmoldt und Hans Wollitzer als Arbeitnehmervertreter mit

Wirkung zum 30. April 2008 in den Aufsichtsrat der E.ON AG

gewählt. Frau Eva Kirchhof und Herr Gerhard Skupke schieden

mit Wirkung zum 30. April 2008 aus dem Aufsichtsrat aus.

Wir danken Frau Kirchhof und Herrn Skupke für ihre engagierte

Mitwirkung in diesem Gremium und die konstruktive

Zusammenarbeit.

Im Nominierungsausschuss haben wir in einer Sitzung und

einer Telefonkonferenz die Wahlvorschläge an die Haupt-

versammlung für die Anteilseignervertreter im Aufsichtsrat

und – in Abwesenheit von Herrn Hartmann – seine Wieder-

wahl zum Aufsichtsratsvorsitzenden ausführlich diskutiert

und vorbereitet.

Prüfung und Feststellung des Jahresabschlusses, Billigung des Konzernabschlusses, Gewinnverwen-dungsvorschlag

Der Jahresabschluss der E.ON AG zum 31. Dezember 2008 sowie

der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste Lage-

bericht wurden durch den von der Hauptversammlung gewähl-

ten und vom Aufsichtsrat beauftragten Abschlussprüfer,

PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschaftsprü-

fungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem unein-

geschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Das gilt auch für

den Konzernabschluss, der nach den International Financial

Reporting Standards (IFRS) aufgestellt ist. Der vorliegende

IFRS-Konzernabschluss befreit von der Pflicht, einen Konzern-

abschluss 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 Prüfungs- und Risikoausschuss allen

Mitgliedern des Aufsichtsrats ausgehändigt. Sie wurden im

Prüfungs- und Risikoausschuss und in der Bilanzsitzung des

Aufsichtsrats – jeweils in Gegenwart des Abschlussprüfers –

ausführlich besprochen.

Den handelsrechtlichen Jahresabschluss, den Konzernab-

schluss und den zusammengefassten Lagebericht der E.ON

AG sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung

des Bilanzgewinns haben wir – in Kenntnis und unter Berück-

sichtigung des Berichts des Abschlussprüfers und der Ergeb-

nisse der Vorprüfung durch den Prüfungs- und Risikoaus-

schuss – in unserer Sitzung am 9. März 2009 geprüft. Es

bestanden keine Einwände. 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.


In der konstituierenden Sitzung des Aufsichtsrats am 30. April

2008 hat der Aufsichtsrat für die Dauer seiner Amtszeit erneut

Herrn Ulrich Hartmann zum Vorsitzenden und Herrn Hubertus

Schmoldt zum stellvertretenden Vorsitzenden des Aufsichts-

rats gewählt.

Personelle Veränderungen in den Ausschüssen des Aufsichtsrats

In der konstituierenden Sitzung wählte der Aufsichtsrat neben

den gesetzlichen Mitgliedern Ulrich Hartmann (Vorsitzender)

und Hubertus Schmoldt (stellvertretender Vorsitzender)

die Herren Dr. Schulte-Noelle und Prüfer zu Mitgliedern des

Vermittlungsausschusses. Den Präsidialausschuss bilden

ebenfalls die Herren Hartmann (Vorsitzender), Schmoldt (stell-

vertretender Vorsitzender), Dr. Schulte-Noelle und Prüfer.

Darüber hinaus wählte der Aufsichtsrat im Rahmen seiner

konstituierenden Sitzung die Herren Hartmann, Prof. Dr. Lehner,

Ott und Wollitzer zu Mitgliedern des Finanz- und Investitions-

ausschusses. Die Mitglieder wählten Herrn Hartmann als

Vorsitzenden des Ausschusses und Herrn Ott als seinen Stell-

vertreter. Ferner wurden die Herren Hartmann, Dr. Siegert,

Bartoschek und Raschke zu Mitgliedern des Prüfungs- und

Risikoausschusses gewählt. Die Mitglieder wählten Herrn Dr.

Siegert als Vorsitzenden des Ausschusses und Herrn Raschke

als seinen Stellvertreter. In den Nominierungsausschuss, dem

nach der Geschäftsordnung der Aufsichtsratvorsitzende

angehört, wählte der Aufsichtsrat neben Herrn Hartmann die

Herren Prof. Dr. Lehner und Dr. Schulte-Noelle. Den Vorsitz

übernimmt Herr Hartmann.

In der außerordentlichen Aufsichtsratssitzung am 13. Mai 2008

haben wir eine Änderung der Geschäftsordnungen des Auf-

sichtsrats sowie des Finanz- und Investitionsausschusses

beschlossen. Um auch in Zukunft die mit dem Investitionspro-

gramm des Konzerns verbundenen komplexen Erwerbs- und

Finanzierungsvorhaben mit hoher Qualität zu prüfen und die

entsprechenden Entscheidungen des Aufsichtsrats fundiert

vorzubereiten, wurde der Finanz- und Investitionsausschuss

von vier auf sechs Mitglieder erweitert. Der Aufsichtsrat hat

zusätzlich Frau Gratz und Herrn Wenning zu Mitgliedern die-

ses Ausschusses gewählt.

Personelle Veränderungen im Vorstand

In der Sitzung des Aufsichtsrats am 5. März 2008 haben wir

die Wiederbestellung von Herrn Dr. Johannes Teyssen bespro-

chen und ihn für die Zeit vom 1. Januar 2009 bis zum Ablauf

des 31. Dezember 2013 zum Mitglied des Vorstands bestellt und

erneut zum stellvertretenden Vorstandsvorsitzenden ernannt.

In der Dezembersitzung des Aufsichtsrats wurden die Vor-

standmitglieder Christoph Dänzer-Vanotti, Lutz Feldmann und

Dr. Marcus Schenck für die Zeit vom 1. Dezember 2009 bis zum

Ablauf des 30. November 2014 erneut zu Mitgliedern des Vor-

stands der Gesellschaft bestellt.

Herr Dr. Burckhard Bergmann schied Ende Februar 2008 aus

dem E.ON-Vorstand aus. Damit endete gleichzeitig auch das

Mandat von Herrn Dr. Bergmann als Vorstandsvorsitzender

der E.ON Ruhrgas AG. Wir danken Herrn Dr. Bergmann auch an

dieser Stelle für seine herausragenden Verdienste um den

Konzern. Er hat die Fokussierung von E.ON zu einem reinen

Energieunternehmen mit weitsichtigen Beiträgen für die

strategische Entwicklung des Konzerns maßgeblich mit gestal-

tet und sich mit großem persönlichem Engagement für die

erfolgreiche Fortentwicklung des Unternehmens eingesetzt.

Der Aufsichtsrat dankt den Vorständen, Betriebsräten sowie

allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern des E.ON-Konzerns

für ihren Einsatz und die geleistete Arbeit.


Der Aufsichtsrat

Ulrich Hartmann

Vorsitzender

158

Ehrenvorsitzender desAufsichtsrats

Prof. Dr. Günter VogelsangDüsseldorf

Aufsichtsrat

Ulrich HartmannVorsitzender des Aufsichtsrats der

E.ON AG

• Deutsche Bank AG (bis 29. Mai 2008)

• Deutsche Lufthansa AG

• IKB Deutsche Industriebank AG

(bis 27. März 2008)

• Münchener Rückversicherungs-

Gesellschaft AG

• Henkel KGaA

(Gesellschafterausschuss)

Hubertus SchmoldtVorsitzender der Industriegewerkschaft

Bergbau, Chemie, Energie

stellv. Vorsitzender des Aufsichtsrats

der E.ON AG

• Bayer AG

• Deutsche BP AG

• DOW Olefinverbund GmbH

• RAG Aktiengesellschaft

Werner Bartoschek (seit 30. April 2008)

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON Ruhrgas AG

• E.ON Ruhrgas AG

Dr. Karl-Hermann Baumann

(bis 30. April 2008)

• Linde AG (bis 3. Juni 2008)

• Bayer Schering Pharma AG

Sven BergelinBundesfachgruppenleiter Energiewirt-

schaft ver.di

• E.ON Avacon AG

• E.ON Energie AG

• E.ON Kernkraft GmbH

Dr. Rolf-E. Breuer (bis 30. April 2008)

• Landwirtschaftliche Rentenbank

(Verwaltungsrat)

Gabriele GratzVorsitzende des Europabetriebsrats der

E.ON AG

• E.ON Ruhrgas AG

Wolf-Rüdiger HinrichsenVorsitzender des Betriebsrats der

E.ON AG

Ulrich HockerHauptgeschäftsführer der Deutsche

Schutzvereinigung für Wertpapier-

besitz e.V.

• Arcandor AG

• Deutsche Telekom AG

• Feri Finance AG

• ThyssenKrupp Stainless AG

• Gartmore SICAV

• Phoenix Mecano AG (Präsident des

Verwaltungsrats)

Eva Kirchhof (bis 30. April 2008)

Dipl.-Physikerin

Prof. Dr. Ulrich LehnerVorsitzender des Aufsichtsrats der

Deutsche Telekom AG

• Deutsche Telekom AG (Vorsitz)

• Henkel Management AG

• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG

• Porsche Automobil Holding SE

• Dr. Ing. h.c. F. Porsche AG

• ThyssenKrupp AG

• Dr. Oetker KG (Beirat)

• Henkel AG & Co. KGaA


• Novartis AG (Verwaltungsrat)

Dr. Klaus Liesen (bis 30. April 2008)

Berater

• Otto Wolff Industrieberatung und

Beteiligungen GmbH

(Vorsitzender des Beirats)

Bård Mikkelsen (seit 30. April 2008)

President und Chief Executive Officer

der Statkraft AS

• Bonheur ASA


• E.ON Sverige AB

(bis 2. Dezember 2008)

• Ganger Rolf ASA


• Store Norske Spitsbergen

Kulkompani AS (Vorsitz)

• CERMAQ ASA

Erhard OttMitglied des ver.di-Bundesvorstands,

Bundesfachbereichsleiter Ver- und Ent-

sorgung sowie Verkehr

• E.ON Energie AG

Aufsichtsrat (einschließlich Angaben zu weiteren Mandaten von E.ON-Aufsichtsratsmitgliedern)

Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2008 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


Hans PrüferVorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON AG, Düsseldorf

Klaus Dieter RaschkeVorsitzender des Konzernbetriebsrats

der E.ON Energie AG

• E.ON Energie AG

• E.ON Kernkraft GmbH

Dr. Walter Reitler (seit 30. April 2008)

Bereichsleiter HSE/CR-Steuerung

E.ON Energie AG

• E.ON Energie AG

Dr. Henning Schulte-NoelleVorsitzender des Aufsichtsrats der

Allianz SE

• Allianz SE (Vorsitz)

• ThyssenKrupp AG

Dr. Karen de Segundo (seit 30. April 2008)

Juristin

• BlackRock New Energy

Investment Trust plc

• British America Tobacco plc

• Ensus Ltd.

• Koninklijke Ahold N.V.

• Lonmin plc

• Pöyry Oyj

Dr. Theo SiegertGeschäftsführender Gesellschafter

de Haen-Carstanjen & Söhne

• Deutsche Bank AG

• ERGO AG

• Merck KGaA

• DKSH Holding Ltd.

• E. Merck OHG

Prof. Dr. Wilhelm SimsonVorsitzender des Aufsichtsrats der

Merck KGaA

• Frankfurter Allgemeine

Zeitung GmbH

• Hochtief AG

• Merck KGaA (Vorsitz)

• E. Merck OHG

• Freudenberg & Co. KG

• Jungbunzlauer Holding AG

Gerhard Skupke (bis 30. April 2008)

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON edis AG

• E.ON edis AG (bis 30. April 2008)

• E.ON Edis Energia Sp. z o.o.

(bis 31. Juli 2008)

• Netzservice Mecklenburg-Vorpommern

(NMV) GmbH (bis 31. Juli 2008)

Dr. Georg Frhr. von WaldenfelsRechtsanwalt

• Georgsmarienhütte Holding GmbH

• Rothenbaum Sport GmbH (Vorsitz)

Werner Wenning (seit 30. April 2008)

Vorsitzender des Vorstands der

Bayer AG

• Bayer Schering Pharma AG (Vorsitz)

• Deutsche Bank AG (seit 29. Mai 2008)

• Evonik Industries AG

(bis 16. September 2008)

• Henkel AG & Co. KGaA


Hans Wollitzer Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats

der E.ON Energie AG

• E.ON Energie AG

• E.ON Bayern AG

Ausschüsse des Aufsichtsrats

PräsidialausschussUlrich Hartmann, Vorsitzender

Wolf-Rüdiger Hinrichsen


Hans Prüfer (seit 30. April 2008)

Hubertus Schmoldt

Dr. Henning Schulte-Noelle

Prüfungs- und Risikoausschuss(bis 15. Dezember 2008

Prüfungsausschuss)

Dr. Karl-Hermann Baumann,

Vorsitzender (bis 30. April 2008)

Dr. Theo Siegert, Vorsitzender

(seit 30. April 2008)

Werner Bartoschek (seit 30. April 2008)

Gabriele Gratz (bis 30. April 2008)

Ulrich Hartmann

Klaus Dieter Raschke

Finanz- und InvestitionsausschussUlrich Hartmann, Vorsitzender

Gabriele Gratz (seit 13. Mai 2008)

Wolf-Rüdiger Hinrichsen


Prof. Dr. Ulrich Lehner

Erhard Ott (seit 30. April 2008)

Hubertus Schmoldt (bis 30. April 2008)

Werner Wenning (seit 13. Mai 2008)

Hans Wollitzer (seit 30. April 2008)

NominierungsausschussUlrich Hartmann

Prof. Dr. Ulrich Lehner

Dr. Henning Schulte-Noelle

Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2008 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

160

zum Vorstandsmitglied und die Ernennung zum Vorsitzenden

des Vorstandes widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt

(vergleiche 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 Haupt-

versammlung werden nach der Satzung der Gesellschaft mit

einfacher Stimmenmehrheit und, soweit eine Kapitalmehrheit

erforderlich ist, mit einfacher Kapitalmehrheit gefasst, falls

nicht das Gesetz oder die Satzung zwingend etwas anderes

vorschreibt.

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 Durchfüh-

rung der Erhöhung des Grundkapitals entsprechend der jewei-

ligen Ausnutzung des genehmigten Kapitals und, falls das

genehmigte Kapital bis zum 27. April 2010 nicht oder nicht voll-

ständig ausgenutzt worden ist, nach Ablauf der Ermächti-

gungsfrist anzupassen. Der Aufsichtsrat ist ferner ermächtigt,

die Fassung des § 3 der Satzung entsprechend der jeweiligen

Ausnutzung des bedingten Kapitals anzupassen.

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

vom 30. April 2008 bis zum 30. Oktober 2009 ermächtigt, eigene

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

befinden oder ihr nach §§ 71a ff. Aktiengesetz zuzurechnen

sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als zehn Prozent des Grund-

kapitals entfallen.

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

Zusammensetzung des gezeichneten KapitalsDas Grundkapital beträgt 2.001.000.000,00 € und ist eingeteilt

in 2.001.000.000 Stück auf den Namen 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 Mitarbeiteraktienprogramms

bezuschusste Mitarbeiteraktien erworben haben, unterliegen

diese einer Sperrfrist, die am Tag der Einbuchung der Aktien

beginnt und jeweils am 31. Dezember des übernächsten Kalen-

derjahres endet. Vor Ablauf dieser Sperrfrist dürfen die so über-

tragenen Aktien von den Mitarbeitern grundsätzlich nicht

veräußert werden.

Darüber hinaus stehen der Gesellschaft nach § 71b des Aktien-

gesetzes keine Rechte aus eigenen Aktien und damit auch

keine Stimmrechte zu.

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

Gesellschaft aus mindestens zwei Mitgliedern. Die Bestellung

stellvertretender Vorstandsmitglieder ist zulässig. Die Bestim-

mung der Anzahl der Mitglieder, ihre Bestellung und Abberu-

fung 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. 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

Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstandszu Übernahmehindernissen


Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien einzuziehen,

ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines wei-

teren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf.

Der Vorstand wird die Hauptversammlung über die Gründe

und den Zweck des Erwerbs eigener Aktien, über die Zahl der

erworbenen Aktien und den auf sie entfallenden Betrag des

Grundkapitals, über deren Anteil am Grundkapital sowie über

den Gegenwert der Aktien jeweils unterrichten.

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 Namen lauten-

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

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

Der Vorstand ist – mit Zustimmung des Aufsichtsrats – ermäch-

tigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu

entscheiden.

Für die Nutzung des bedingten Kapitals gemäß § 3 Abs. 3

der Satzung besteht zur Zeit keine Ermächtigung der Haupt-

versammlung.

Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehenAus der Ministererlaubnis des deutschen Bundesministers für

Wirtschaft und Technologie vom 5. Juli bzw. 18. September 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 Tech-

nologie sämtliche von ihr oder von verbundenen Unternehmen

gehaltenen Aktien der Ruhrgas AG an einen Dritten zu veräu-

ßern, wenn ein anderes Unternehmen eine Stimmrechts- oder

Kapitalmehrheit an E.ON erwirbt und der Erwerber begrün-

deten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische Inte-

ressen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt werden.

Der Erwerb erfolgt nach Wahl des Vorstands

• über die Börse,

• mittels eines an alle Aktionäre gerichteten öffentlichen

Angebots bzw. einer öffentlichen Aufforderung zur

Abgabe eines Angebots,

• mittels eines öffentlichen Angebots bzw. einer öffentlichen

Aufforderung zur Abgabe eines Angebots auf Tausch von

liquiden Aktien, die zum Handel an einem organisierten

Markt im Sinne des Wertpapiererwerbs- und übernahme-

gesetzes zugelassen sind, gegen Aktien der Gesellschaft

oder

• durch Einsatz von Derivaten (Put- oder Call-Optionen

oder einer Kombination aus beiden).

Die Ermächtigungen können einmal oder mehrmals, ganz oder

in Teilbeträgen, in Verfolgung eines oder mehrerer Zwecke

durch die Gesellschaft, aber auch durch Konzernunternehmen

oder von Dritten für Rechnung der Gesellschaft oder der

Konzernunternehmen ausgeübt werden.

Der Vorstand ist darüber hinaus ermächtigt, Aktien der Gesell-

schaft, die aufgrund der vorab beschriebenen Ermächtigung

und/oder aufgrund vorangegangener Hauptversammlungser-

mächtigungen erworben werden bzw. wurden, mit Zustimmung

des Aufsichtsrats – neben der Veräußerung über die Börse

oder durch Angebot mit Bezugsrecht an alle Aktionäre – unter

Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre wie folgt zu ver-

wenden:

• Veräußerung gegen Barleistung

• Veräußerung gegen Sachleistung

• Erfüllung der Rechte von Gläubigern von durch die Gesell-

schaft oder ihre Konzerngesellschaften ausge gebenen

Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder Options-

rechten bzw. Wandlungspflichten

• Erwerbsangebot an und Übertragung auf Personen, die

in einem Arbeitsverhältnis zu der Gesellschaft oder einem

mit ihr verbundenen Unternehmen stehen

Die Ermächtigungen können einmal oder mehrmals, ganz

oder in Teilbeträgen, einzeln oder gemeinsam durch die

Gesellschaft, aber auch durch Konzernunternehmen oder von

Dritten für Rechnung der Gesellschaft oder der Konzernun-

ternehmen ausgeübt werden.

161

162 Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstandszu Übernahmehindernissen

Der Erwerber der Ruhrgas-Aktien bedarf der Einwilligung des

Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie; sie darf

nur versagt werden, wenn der Erwerber begründeten Anlass

zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische Interessen der Bun-

desrepublik Deutschland beeinträchtigt werden. Diese Verpflich-

tung gilt für einen Zeitraum von zehn Jahren nach Vollzug

der Zusammenschlüsse.

Die bestehenden Kredit- und Avallinien enthalten entsprechend

der marktüblichen Praxis in vergleichbaren Verträgen Change-

of-Control-Klauseln, die ein Kündigungsrecht des Kreditgebers

vorsehen. Darüber hinaus enthalten die Anleihen, die in den

Jahren 2007 und 2008 von der E.ON International Finance B.V.

unter Garantie der E.ON AG begeben wurden, eine Change-of-

Control-Klausel, die sich als Teil guter Corporate Governance

ebenfalls zum Marktstandard entwickelt hat. Weitere Infor-

mationen zu Kredit- und Avallinien sowie Anleihen finden Sie

im zusammengefassten Lagebericht auf den Seiten 36 und 37

sowie in der Textziffer (26) des Anhangs.

Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen 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 (vergleiche die aus-

führliche Darstellung im Vergütungsbericht).

Erläuternder Bericht des Vorstands zu den Angaben nach § 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 2008

befasst und gibt hierzu folgende Erklärung:

Die im Lagebericht der Gesellschaft enthaltenen Angaben

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

sprechen 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 2009 zu bitten,

eine neue Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien sowie

eine Ermächtigung zur Begebung von Teilschuldverschrei-

bungen mit Wandel- oder Optionsrechten zu erteilen. Darüber

hinaus erwägt der Vorstand, der Hauptversammlung ein

neues Genehmigtes Kapital vorzuschlagen, das mit Ablauf des

bestehenden Genehmigten Kapitals wirksam werden soll.

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 März 2009

E.ON AG

Der Vorstand

Dr. Bernotat Dr. Teyssen

Dänzer-Vanotti Feldmann Dr. Schenck


Dr. Wulf H. Bernotatgeb. 1948 in Göttingen,

Mitglied des Vorstands seit 2003

Führungskräfte Konzern,

Investor Relations, Revision,

Unternehmenskommunikation,

Wirtschaftspolitik

Vorsitzender des Vorstands,

Düsseldorf

• E.ON Energie AG1) (Vorsitz)

• E.ON Ruhrgas AG1) (Vorsitz)

• Allianz SE

• Bertelsmann AG

• Metro AG

• E.ON Nordic AB²) (Vorsitz)

• E.ON Sverige AB2) (Vorsitz)

• E.ON US Investments Corp.²) (Vorsitz)

Dr. Johannes Teyssengeb. 1959 in Hildesheim,


Controlling/Unternehmensplanung,

Regulierung und Infrastruktur,

Konzernbeschaffung, Marketing &

Vertrieb, Upstream/Erzeugung,

Handel und Portfolio optimierung

stellv. Vorsitzender des Vorstands,

Düsseldorf

• E.ON Energie AG1)

• E.ON Energy Trading AG1) (Vorsitz)

• E.ON Ruhrgas AG1)

• Deutsche Bank AG

• Salzgitter AG

• E.ON Italia S.p.A.²)

• E.ON Nordic AB²)

• E.ON Sverige AB²)

Dr. Burckhard Bergmanngeb. 1943 in Sendenhorst/Beckum,


Gaseinkauf, Gasproduktion,

Regulierungsmanagement Konzern,

Düsseldorf

(bis 29. Februar 2008)

• Thüga AG1) (Vorsitz)


• Allianz Lebensversicherungs-AG

• MAN Ferrostaal AG

• Accumulatorenwerke Hoppecke

Carl Zoellner & Sohn GmbH

• Jaeger Beteiligungsgesellschaft

GmbH & Co. KG (Vorsitz)

• Nord Stream AG

• OAO Gazprom

• E.ON Ruhrgas E&P GmbH²) (Vorsitz)


• E.ON Gastransport AG & Co. KG²)

(Vorsitz) (bis 29. Februar 2008)

• ZAO Gerosgaz²) (Vorsitz; im Wechsel

mit einem Vertreter des ausländi-

schen Partners) (bis 12. April 2008)

Christoph Dänzer-Vanottigeb. 1955 in Freiburg,


Personal, Corporate Responsibility,

E.ON Academy, OneE.ON, Facility

Management, Düsseldorf

• E.ON Energie AG1)

• E.ON Nordic AB²)

• E.ON Sverige AB2)

Lutz Feldmanngeb. 1957 in Bonn,


Mergers & Acquisitions, Recht, Unter-

nehmensentwicklung, Neue Märkte,

Düsseldorf

• E.ON Iberia Energia SL2)

• E.ON Italia S.p.A.²)

• E.ON Produzione S.p.A.2)

(bis 16. Oktober 2008)

• OAO OGK-4²) (Vorsitz)

Dr. Marcus Schenckgeb. 1965 in Memmingen,


Finanzen, Rechnungswesen, Steuern, IT,

Düsseldorf

• E.ON Energy Trading AG1)

• E.ON Ruhrgas AG1)

• E.ON IS GmbH1) (Vorsitz)

• Commerzbank AG

• Aviga GmbH2)

(Vorsitzender des Beirats)

• E.ON Audit Services GmbH2) (Vorsitz)

• E.ON Risk Consulting GmbH2)

(Vorsitz)

• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG

(Mitglied des Verwaltungsrats)

• OAO OGK-4²)

Vorstand (einschließlich Angaben zu weiteren Mandaten von Vorstandsmitgliedern)

Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2008 oder auf den Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Vorstand der E.ON AG.• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen

1) Freigestellte Konzernmandate2) Weitere Konzernmandate

Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2008

Gesellschaft SitzKapital-anteil %

Eigen-kapital Mio €

Ergebnis Mio €

Umsatz Mio €

Market Unit Central Europe

BKW FMB Energie AG2) CH, Bern 21,0 659,6 120,5 1.345,8

E WIE EINFACH Strom & Gas GmbH1), 3), 4) DE, Köln 100,0 50,0 0,0 421,5

E.ON Avacon AG1) DE, Helmstedt 67,8 995,8 51,1 1.289,2

E.ON Bayern AG1), 3) DE, Regensburg 100,0 905,4 0,0 2.282,2

E.ON Benelux Holding b.v.1) NL, Rotterdam 100,0 928,3 240,4 0,0

E.ON Benelux n.v.1) NL, Voorburg 100,0 958,6 258,3 1.334,2

E.ON Bulgaria EAD1) BG, Varna 100,0 154,4 1,7 21,9

E.ON Bulgaria Grid AD 1) BG, Varna 67,0 131,7 21,8 115,7

E.ON Bulgaria Sales AD1) BG, Varna 67,0 14,4 -11,1 285,3

E.ON Czech Holding AG1), 3), 4) DE, München 100,0 552,9 0,0 7,7

E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató ZRt. (EDE)1) HU, Pécs 100,0 121,5 24,2 339,2

E.ON Dél-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1) HU, Pécs 99,9 34,6 -9,4 147,2

E.ON Distribuce, a.s.1) CZ, České Budějovice 100,0 813,9 105,9 427,5

E.ON edis AG1), 5) DE, Fürstenwalde 73,9 972,7 87,4 1.460,3

E.ON Energie AG1), 3), 4) DE, München 100,0 3.707,8 0,0 0,0

E.ON Energie, a.s.1) CZ, České Budějovice 100,0 72,6 -20,5 1.203,7

E.ON Energy from Waste AG1), 3), 4) DE, Helmstedt 100,0 281,5 0,0 10,5

E.ON Energy Sales GmbH1), 3), 4) DE, München 100,0 983,8 0,0 5.799,1

E.ON Engineering GmbH1), 3), 4) DE, Gelsenkirchen 100,0 22,8 0,0 82,1

E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató ZRt.1) HU, Györ 100,0 227,5 35,8 583,1

E.ON Facility Management GmbH1),3),4) DE, München 100,0 4,1 0,0 181,1

E.ON France S.A.S.1) FR, Paris 100,0 0,2 0,0 0,0

E.ON Gaz Distributie S.A.1) RO, Târgu Mureş 51,0 260,3 19,5 459,5

E.ON Hanse AG1) DE, Quickborn 73,8 544,5 57,1 1.460,8

E.ON Hungária Energetikai ZRt.1) HU, Budapest 100,0 1.080,9 54,2 49,8

E.ON Kernkraft GmbH1), 3), 4) DE, Hannover 100,0 245,2 0,0 3.262,8

E.ON Közép-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1) HU, Nagykanizsa 99,6 60,7 -2,9 133,9

E.ON Kraftwerke GmbH1), 3), 4) DE, Hannover 100,0 1.722,1 0,0 4.062,8

E.ON Mitte AG1) DE, Kassel 73,3 496,5 6,3 508,8

E.ON Moldova Distributie S.A.1) RO, Bacău 51,0 198,1 15,9 211,2

E.ON Netz GmbH1), 3), 4) DE, Bayreuth 100,0 536,2 0,0 6.645,1

E.ON Thüringer Energie AG1) DE, Erfurt 53,0 210,6 30,6 1.460,5

E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató ZRt. (ETI)1) HU, Debrecen 100,0 134,9 21,9 373,5

E.ON Vertrieb Deutschland GmbH1) DE, München 100,0 72,4 -2,6 1.592,6

E.ON Wasserkraft GmbH1), 3), 4) DE, Landshut 100,0 370,9 0,0 816,8

E.ON Westfalen Weser AG1) DE, Paderborn 62,8 473,5 116,4 578,4

Jihomoravská plynárenská, a.s. (JMP)2) CZ, Brno 43,7 205,8 24,5 604,9

Prazska plynárenská, a.s.2) CZ, Prag 49,3 118,3 13,0 307,1

Société Nationale d‘Electricité et de Thermique, S.A. (SNET)1) FR, Rueil-Malmaison 65,0 696,0 80,8 986,2

Západoslovenská energetika a.s. (ZSE)2) SK, Bratislava 49,0 907,3 641,7 495,5

1) Konsolidiertes verbundenes Unternehmen2) Sonstige Beteiligung3) Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung).4) Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB in Anspruch genommen5) inkl. Treuhandaktien6) Umsatz stammt aus dem Konzernabschluss zum 30. September 20087) E.ON Ruhrgas AG ist unbeschränkt haftender Gesellschafter (Angabe gemäß § 285 Nr. 11a HGB)8) IFRS Reporting Package

Tabellen und Erläuterungen164




Ergebnis Mio €

Umsatz Mio €

Market Unit Pan-European Gas

A/s Latvijas Gāze2) LV, Riga 47,2 463,1 46,5 339,2

AB Lietuvos Dujos2) LT, Vilnius 38,9 558,6 30,1 296,2

E.ON Földgáz Storage ZRt.1) HU, Budapest 100,0 226,6 71,0 200,4

E.ON Földgáz Trade ZRt.1) HU, Budapest 100,0 411,8 201,8 3.119,3

E.ON Gas Storage GmbH1), 3) DE, Essen 100,0 16,1 0,0 722,4

E.ON Gastransport GmbH1), 3) DE, Essen 100,0 638,9 0,0 1.222,2

E.ON Ruhrgas AG1), 3) DE, Essen 100,0 3.499,1 0,0 22.180,7

E.ON Ruhrgas E & P GmbH1), 3) DE, Essen 100,0 1.049,8 0,0 0,0

E.ON Ruhrgas International AG1), 3) DE, Essen 100,0 2.214,6 0,0 0,0

E.ON Ruhrgas Norge AS1) NO, Stavanger 100,0 128,9 12,5 123,6

E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited1) GB, Aberdeen 100,0 70,9 -7,8 27,7

Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG)2) DE, Erfurt 50,0 94,5 37,5 596,7

Etzel Gas-Lager GmbH & Co. KG1), 7) DE, Friedeburg-Etzel 74,8 20,0 24,4 49,8

Ferngas Nordbayern GmbH1) DE, Nürnberg 70,0 88,6 18,2 956,8

Gasum Oy2) FI, Espoo 20,0 229,3 47,7 841,6

Gas-Union GmbH2) DE, Frankfurt/Main 25,9 86,7 13,0 1.019,1

Interconnector (UK) Limited2), 6) GB, London 25,1 44,1 52,2 185,6

MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH & Co. KG2) DE, Essen 51,0 56,9 36,4 133,3

NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG2) DE, Emstek 40,6 161,6 67,5 109,5

Nord Stream AG2) CH, Zug 20,0 133,1 -16,4 0,0

OAO Gazprom2) RU, Moskau 6,4 109.918,3 10.301,1 50.726,4

Saar Ferngas AG2) DE, Saarbrücken 20,0 175,3 35,1 1.132,3

Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. (SPP)2) SK, Bratislava 24,5 5.754,2 563,9 2.381,7

Thüga Aktiengesellschaft1), 3) DE, München 100,0 2.355,4 0,0 415,5

Trans Europa Naturgas Pipeline Gesellschaft mbH & Co. KG2) DE, Essen 51,0 25,4 17,7 87,3

Market Unit UK

Central Networks East plc1) GB, Coventry 100,0 941,2 180,5 454,8

Central Networks West plc1) GB, Coventry 100,0 853,8 173,2 439,6

Corby Power Ltd.1) GB, Corby 50,0 98,5 26,1 92,0

E.ON Energy Limited1) GB, Coventry 100,0 1.558,9 -151,4 8.375,2

E.ON UK plc1) GB, Coventry 100,0 3.825,5 1.157,7 13.289,0

E.ON UK CHP Ltd.1) GB, Coventry 100,0 -283,2 -57,8 263,4

Market Unit Nordic

E.ON Elnät Sverige AB1), 8) SE, Malmö 100,0 946,1 -226,7 595,3

E.ON Kärnkraft Sverige AB1), 8) SE, Malmö 100,0 325,2 24,4 629,9

E.ON Nordic AB1), 8) SE, Malmö 100,0 4.431,9 433,0 0,1

E.ON Sverige AB1), 8) SE, Malmö 99,9 3.253,4 1.074,7 16,9

E.ON Värme Sverige AB1), 8) SE, Malmö 100,0 539,8 263,8 393,2

E.ON Vattenkraft Sverige AB1), 8) SE, Sundsvall 100,0 1.720,8 1.711,3 460,6

OKG AB1), 8) SE, Oskarshamn 54,5 320,3 26,1 457,7



166 Wesentliche Beteiligungen




Ergebnis Mio €

Umsatz Mio €

Market Unit US-Midwest

E.ON U.S. LLC1), 8) US, Louisville 100,0 2.852,7 -1.427,0 0,0

E.ON U.S. Capital Corp.1), 8) US, Louisville 100,0 580,3 -6,1 0,0

Kentucky Utilities Company (KU)1), 8) US, Lexington 100,0 1.298,5 123,4 960,8

LG&E Energy Marketing Inc.1), 8) US, Louisville 100,0 -314,0 -10,4 23,4

Louisville Gas and Electric Company (LG&E)1), 8) US, Louisville 100,0 822,8 66,7 1.005,0

Market Unit Energy Trading

E.ON D-Gas B.V.1) NL, Voorburg 100,0 76,7 66,0 64,3

E.ON Energihandel Nordic AB1) SE, Malmö 100,0 109,2 13,2 1.322,9

E.ON Energy Trading AG1), 3), 4) DE, Düsseldorf 100,0 14,7 0,0 31.877,9

E.ON Polska Sp. z o.o.1) PL, Warschau 100,0 4,1 -0,5 94,6

Neue Märkte

E.ON Climate & Renewables North America Inc.1), 8) US, Chicago 100,0 555,2 -61,3 0,0

E.ON Distribución S.L.1) ES, Madrid 100,0 152,4 4,4 62,6

E.ON España, S.L.1) ES, Madrid 100,0 811,0 -5,1 0,0

E.ON Generación, S.L.1) ES, Madrid 100,0 1.651,7 -110,1 437,8

E.ON Renovables Iberia, S.L.1) ES, Madrid 100,0 18,3 -5,7 4,8

E.ON Italia S.p.A.1) IT, Mailand 100,0 817,3 18,2 0,2

E.ON Produzione S.p.A.1) IT, Rom 80,0 3.281,0 -44,4 1.257,0

OAO OGK-41) RU, Surgut 78,3 3.253,3 180,6 1.043,7

Corporate Center

Aviga GmbH1) DE, Duisburg 100,0 8.609,1 254,8 0,0

E.ON IS GmbH1) DE, Hannover 100,0 9,0 7,7 529,9

E.ON North America, Inc.1), 8) US, Wilmington 100,0 264,7 65,7 0,0

E.ON Ruhrgas Holding GmbH1), 3) DE, Düsseldorf 100,0 10.290,5 0,0 0,0



Mehrjahresübersicht

Mehrjahresübersicht1)

in Mio 2004 2005 2006 2007 2008

Umsatz und Ergebnis

Umsatz 42.150 51.616 64.091 68.731 86.753

Adjusted EBITDA 9.664 10.194 11.724 12.450 13.385

Adjusted EBIT 6.747 7.293 8.356 9.208 9.878

Konzernüberschuss 4.339 7.407 6.082 7.724 1.604

Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG – – 5.586 7.204 1.266

Wertentwicklung

ROCE (in %) 11,5 12,2 13,8 14,5 12,9

Kapitalkosten vor Steuern (in %) 9,0 9,0 9,0 9,1 9,1

Value Added 1.477 1.920 2.916 3.417 2.902

Vermögensstruktur

Langfristige Vermögenswerte 88.223 93.914 96.488 105.804 106.436

Kurzfristige Vermögenswerte 25.839 32.648 31.087 31.490 50.609

Gesamtvermögen 114.062 126.562 127.575 137.294 157.045

Kapitalstruktur

Eigenkapital 33.560 44.484 51.245 55.130 38.427Gezeichnetes Kapital 1.799 1.799 1.799 1.734 2.001

Minderheitsanteile 4.144 4.734 2.533 5.756 3.960

Langfristige Schulden 52.624 52.251 46.947 52.402 62.973Rückstellungen 27.328 27.402 22.100 20.963 22.757

Finanzverbindlichkeiten 13.265 10.555 10.029 15.915 25.036

Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges 12.031 14.294 14.818 15.524 15.180

Kurzfristige Schulden 23.734 25.093 29.383 29.762 55.645Rückstellungen 6.914 6.460 3.994 3.992 4.260

Finanzverbindlichkeiten 7.036 3.807 3.443 5.549 16.022

Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges 9.784 14.826 21.946 20.221 35.363

Gesamtkapital 114.062 126.562 127.575 137.294 157.045

Cashflow/Investitionen

Operativer Cashflow2) 5.776 6.544 7.161 8.726 6.738

Ausgabewirksame Investitionen 4.777 3.941 5.037 11.306 18.406

Kennziffern

Eigenkapitalquote3) (in %) 29 35 40 40 24

Deckung des langfristig gebundenen Vermögens (in %) (langfristiges Kapital in Prozent des langfristig gebundenen Vermögens) 102 108 102 102 95

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.) – – -18.180 -23.432 -44.946

Debt Factor4) – – 1,6 1,9 3,25)

Operativer Cashflow in % des Umsatzes 13,7 12,7 11,2 12,7 7,8

Aktie6)

Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) 2,20 3,75 2,82 3,69 0,68

Eigenkapital7) je Aktie (in €) 16,97 22,50 24,62 26,06 18,10

Höchstkurs je Aktie (in €) 22,35 29,64 34,80 48,69 50,93

Tiefstkurs je Aktie (in €) 16,42 21,50 27,37 32,02 23,50

Jahresendkurs je Aktie (in €) 22,35 29,13 34,28 48,53 28,44

Dividende je Aktie (in €) 0,78 0,92 1,12 1,37 1,50

Dividendensumme 1.549 4.6148) 2.210 2.560 2.857

Marktkapitalisierung9) (in Mrd €) 44,2 57,6 67,6 92,0 54,2

Langfristiges Rating der E.ON AG

Moody’s Aa3 Aa3 Aa3 A2 A2

Standard & Poor’s AA– AA– AA– A A

Mitarbeiter

Mitarbeiter (31. 12.) 59.732 79.570 80.612 87.815 93.538

1) um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte/bis einschließlich 2005 Konzernabschluss gemäß US-GAAP · 2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten · 3) bis zum Jahr 2005 ohne Minderheitsanteile · 4) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA · 5) Pro forma · 6) alle Angaben nach Aktiensplit bzw. bereinigt um Aktiensplit · 7) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG · 8) einschließlich Sonderdividende von 4,25 € je Aktie · 9) auf Basis ausstehender Aktien

168 Finanz-Glossar

Bereinigter Konzernüberschuss Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom

Ertrag sowie Minderheitsanteilen, die um außergewöhnliche

Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen – neben

den Effekten aus der Markt bewertung von Derivaten – Buch-

gewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturie-

rungsaufwendungen und sonstige nicht operative Aufwen-

dungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter

(nach Steuern und Minderheitsanteilen). Darüber hinaus

werden außergewöhnliche Steuereffekte und das Ergebnis

aus nicht fortgeführten Aktivitäten beim bereinigten Kon-

zernüberschuss nicht berücksichtigt.

Beta-Faktor Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich

zum Gesamtmarkt (Beta größer eins = höheres Risiko, Beta

kleiner eins = niedrigeres Risiko).

Capital Employed 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 Geschäftsfelder abgezogen. Hierbei werden die übrigen

Beteiligungen nicht zu Marktwerten, sondern zu ihren

Anschaffungskosten angesetzt.

Cashflow Finanzierungskennziffer, die anzeigt, in welcher Höhe Mittel-

zuflüsse aus der betrieblichen Tätigkeit zur Finanzierung von

Investitionen sowie zur Schuldentilgung und Gewinnaus-

schüttung (Dividendenzahlungen) zur Verfügung standen.

Adjusted EBIT Wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die

nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte. Das Adjusted

EBIT (Earnings before Interest and Taxes) ist ein bereinigtes

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis

und Steuern. Bereinigt werden im Wesent lichen solche Auf-

wendungen und Erträge, die einmaligen beziehungsweise

seltenen Charakter haben (vergleiche neutrales Ergebnis).

Adjusted EBITDA Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amorti-

zation – Entspricht dem Adjusted EBIT vor Abschreibungen

beziehungsweise Amortisation.

ADR Abkürzung für: American Depositary Receipts. ADR sind han-

delbare Aktienzertifikate über nicht-amerikanische Aktien,

die von US-amerikanischen Banken ausgestellt werden. Sie

erleichtern nicht-amerikanischen Unter nehmen den Zugang

zu US-Investoren.

AktiensplitBei einem Aktiensplit werden die Aktien eines Unternehmens

in einem vorgegebenen Verhältnis geteilt. Der Anteil eines

einzelnen Aktionärs an dem Unternehmen bleibt unverändert,

verteilt sich jedoch auf eine entsprechend höhere Anzahl

anAktien. Ein Aktiensplit dient vor allem der optischen Ver-

billigung der einzelnen Aktie.

AnleiheInhaberschuldverschreibung, die das Recht auf Rückzahlung

des Nennwertes zuzüglich einer Verzinsung verbrieft. Anlei-

hen werden von der „öffentlichen Hand“, von Kreditinstituten

oder Unternehmen begeben und über Banken verkauft. Sie

dienen dem Emittenten zur mittel- und langfristigen Finan-

zierung durch Fremdkapital.

At-equity-Bilanzierung Verfahren zur Berücksichtigung von Beteiligungsgesellschaf-

ten, die nicht auf Basis einer Vollkonsolidierung mit allen

Aktiva und Passiva in den Konzernabschluss einbezogen

werden. Hierbei wird der Beteiligungsbuchwert um die Ent-

wicklung des anteiligen Eigenkapitals der Beteiligung fort-

geschrieben. Diese Veränderung geht in die Gewinn- und Ver-

lustrechnung der Eigentümergesellschaft ein.

169Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Erläuterungen und Tabellen

Finanzderivate Vertragliche Vereinbarung, die sich auf einen Basiswert (zum

Beispiel Referenzzinssätze, Wertpapierpreise, Rohstoffpreise

etc.) und einen Nominal betrag (zum Beispiel Fremdwährungs-

betrag, bestimmte Anzahl von Aktien etc.) bezieht.

Geschäfts- oder Firmenwert (Goodwill)Im Konzernabschluss aus der Kapitalkonsolidierung nach Auf-

lösung stiller Reserven/Lasten resultierender Wert aus der

Aufrechnung des Beteiligungsbuchwertes der Muttergesell-

schaft mit dem anteiligen Eigenkapital der Tochtergesellschaft.

Grundkapital Aktienkapital einer Aktiengesellschaft, entspricht zahlen-

mäßig dem Nennwert aller ausgegebenen Aktien. In der

Bilanz wird es als Gezeichnetes Kapital auf der Passivseite

ausgewiesen.

Impairment-Test Werthaltigkeitsprüfung, bei der der Buchwert eines Vermö-

gensgegenstands mit seinem erzielberen Betrag (Fair Value)

verglichen wird. Für den Fall, dass der erzielbare Betrag den

Buchwert unterschreitet, ist eine außerplanmäßige Abschrei-

bung (Impairment) auf den Vermögensgegenstand vorzuneh-

men. Von besonderer Bedeutung für Firmenwerte (Goodwill),

die mindestens einmal jährlich einem solchen Impairment-

Test zu unterziehen sind.

Commercial Paper (CP) Kurzfristige Schuldverschreibungen von Industrieunter-

nehmen und Kreditinstituten. CP werden im Regelfall auf

abgezinster Basis emittiert. Die Rückzahlung erfolgt dann

zum Nennbetrag.

Contractual Trust Agreement (CTA) Treuhandmodell für die Finanzierung von Pensionsrückstel-

lungen. Im Rahmen des CTA überträgt das Unternehmen

sicherungshalber für die Erfüllung seiner Pensionsverpflich-

tungen Vermögen auf einen unabhängigen und rechtlich

selbstständigen Treuhänder.

Credit Default Swap (CDS)Finanzinstrument zur Absicherung von Ausfallrisiken bei

Krediten, Anleihen oder Schuldnernamen.

Debt FactorVerhältnis von wirtschaftlicher Netto-Verschuldung zu Adjusted

EBITDA. Der Debt Factor dient als Steuerungsgröße für die

Kapitalstruktur.

Debt Issuance ProgrammVertraglicher Rahmen und Musterdokumentation für die

Begebung von Anleihen im In- und Ausland.

Discontinued Operations Nicht fortgeführte Aktivitäten – abgrenzbare Geschäftsein-

heit, die zum Verkauf bestimmt ist oder bereits veräußert

wurde. Sie unterliegen besonderen Ausweisregeln.

Eigenkapitalverzinsung Bei der Eigenkapitalverzinsung handelt es sich um die Ver-

zinsung, die ein Eigenkapitalinvestor aus der Anlage (hier: in

E.ON-Aktien) erhält. Diese Verzinsung berechnet sich nach

Unternehmenssteuern, aber vor der individuellen Versteue-

rung auf Ebene des Investors.

Equity-Bewertung (siehe At-equity-Bilanzierung)

Fair Value Wert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und deriva-

tive Finanzinstrumente zwischen sachverständigen, vertrags-

willigen und voneinander unabhängigen Geschäftspartnern

gehandelt würden.

170

Netto-Finanzposition Saldo aus liquiden Mitteln, langfristigen Wertpapieren und

aus Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und

Dritten sowie Beteiligungsverhältnissen.

Neutrales Ergebnis Das neutrale Ergebnis enthält Geschäftsvorfälle, die einma-

ligen beziehungsweise seltenen Charakter haben. Hierzu

zählen vor allem Buchgewinne und -verluste aus größeren

Desinvestitionen sowie Restrukturierungsaufwendungen

(vergleiche Adjusted EBIT).

Ökonomische InvestitionenAusgabewirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung

zuzüglich übernommene Schulden und Tausch von

Vermögenswerten.

Operativer Cashflow Aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten erwirt-

schafteter Mittelzufluss/-abfluss.

Option Recht, den zugrunde liegenden Optionsgegenstand (bei-

spielsweise Wertpapiere oder Devisen) zu einem vorweg fest

vereinbarten Preis (Basispreis) zu einem bestimmten Zeit-

punkt beziehungsweise in einem bestimmten Zeitraum vom

Kontrahenten (Stillhalter) zu kaufen (Kaufoption/Call) oder

an ihn zu verkaufen (Verkaufsoption/Put).

International Financial Reporting Standards (IFRS) Internationale Rechnungslegungsvorschriften, die aufgrund

der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Euro-

päischen Rates von kapitalmarktorientierten EU-Unterneh-

men für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2005

beginnen – spätestens jedoch ab 2007 –, anzuwenden sind.

Kapitalflussrechnung Die Kapitalflussrechnung dient der Ermittlung und Darstellung

des Zahlungsmittelflusses, den ein Unternehmen in einem

Geschäftsjahr aus laufender Geschäfts-, Investitions- und

Finanzierungstätigkeit erwirtschaftet oder verbraucht hat.

Kapitalkosten Kapitalkosten für das eingesetzte Kapital werden als gewich-

teter Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten ermittelt

(Weighted Average Cost of Capital — WACC). Eigenkapital-

kosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei einer Investi-

tion in Aktien erwarten. Die Fremdkapitalkosten orientieren

sich an den Marktkonditionen für Kredite und Anleihen. In den

Fremdkapitalkosten wird berücksichtigt, dass Fremdkapital-

zinsen steuerlich abzugsfähig sind (Tax Shield).

Kaufpreisverteilung Aufteilung des Kaufpreises nach einer Unternehmensakquisi-

tion auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.

Konsolidierung Der Konzernabschluss wird so aufgestellt, als ob alle Kon-

zernunternehmen ein rechtlich einheitliches Unternehmen

bilden. Alle Aufwendungen und Erträge sowie Zwischener-

gebnisse aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen

Transaktionen zwischen den Konzern unternehmen werden

durch Aufrechnung (Aufwands- und Ertrags- sowie Zwischen-

ergebniskonsolidierung) eliminiert. Beteiligungen an Kon-

zernunternehmen werden gegen deren Eigenkapital aufge-

rechnet (Kapitalkonsolidierung) und alle konzerninternen

Forderungen und Verbindlichkeiten eliminiert (Schuldenkon-

solidierung), da solche Rechtsverhältnisse innerhalb einer

juristischen Person nicht existieren. Aus der Summierung und

Konsolidierung der verbleibenden Posten der Jahresab-

schlüsse ergeben sich die Konzernbilanz und die Konzern-

Gewinn- und Verlustrechnung.

Finanz-Glossar

171

Value Added Zentraler Indikator für den absoluten Wertbeitrag einer Peri-

ode. Als Residualgewinn drückt er den Erfolgsüberschuss aus,

der über die Kosten des Eigen- und Fremdkapitals hinaus

erwirtschaftet wird. Der Value Added wird als Produkt von

Rendite-Spread (ROCE – Kapitalkosten) und Kapitaleinsatz

(Capital Employed) berechnet.

Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste Die versicherungsmathematische Berechnung der Pensions-

rückstellungen beruht im Wesentlichen auf zu prognostizieren-

den Parametern (wie zum Beispiel den Lohn- und Renten-

entwicklungen). Wenn sich die tatsäch lichen Entwicklungen

später von den Annahmen unterscheiden, resul tieren daraus

versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste.

Werthaltigkeitsprüfung (siehe Impairment-Test)

Wirtschaftliche Netto-VerschuldungKennziffer, die die Netto-Finanzposition um die Pensionsrück-

stellungen und die Rückstellungen für Entsorgungs- und

Rückbauverpflichtungen erweitert, wobei Vorauszahlungen

an den schwedischen Nuklearfonds abgezogen werden.

Working Capital Finanzkennzahl, die sich aus dem Umlaufvermögen abzüglich

der kurzfristigen Verbindlichkeiten ergibt.

Purchase Price Allocation (siehe Kaufpreisverteilung)

Rating Klassifikation kurz- und langfristiger Schuldtitel oder Schuld-

ner entsprechend der Sicherheit der zukünftigen Zins- und

Tilgungszahlungen in Bonitätsklassen oder Ratingkategorien.

Die Hauptfunktion eines Ratings ist, Transparenz und somit

Vergleichbarkeit für Investoren und Gläubiger hinsichtlich des

Risikos einer Finanzanlage zu schaffen.

Rechnungsabgrenzungsposten Eine im Jahresabschluss auszuweisende Position, die der zeit-

lichen Abgrenzung von Aufwendungen und Erträgen dient.

Dabei können sowohl auf der Aktivseite (Ausgabe vor Bilanz-

stichtag, aber Aufwand nach Bilanzstichtag) als auch auf der

Passivseite (Einnahme vor dem Bilanzstichtag, aber Ertrag

nach Bilanzstichtag) Rechnungsabgrenzungsposten entstehen.

ROCE Return on Capital Employed – zentrales Renditemaß für die

periodische Erfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder. Der

ROCE wird als Quotient aus dem Adjusted EBIT und dem inves-

tierten Kapital (Capital Employed) berechnet. Das Capital

Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzin-

sende Vermögen wider.

Stock Appreciation Rights (SAR) SAR sind virtuelle Aktienoptionen, bei denen die Vergütung

nicht in Aktien, sondern als Barvergütung erfolgt. Der Aus-

übungsgewinn entspricht der Differenz zwischen dem Kurs

der E.ON-Aktie zum Zeitpunkt der Ausübung und dem Basis-

kurs der virtuellen Aktienoption.

Syndizierte Kreditlinie Von einem Bankenkonsortium verbindlich zugesagte Kreditlinie.

Tax Shield Berücksichtigt den Entlastungseffekt von Fremdkapitalzinsen

auf die Steuerschuld bei der Ermittlung von Kapitalkosten.

Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Erläuterungen und Tabellen

172

Weitere Informationen E.ON AG

E.ON-Platz 1

40479 Düsseldorf

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Für Journalisten

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Für Analysten und Aktionäre

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Für Anleiheinvestoren

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Produktion: Jung Produktion, DüsseldorfSatz und Lithographie: Addon Technical Solutions, DüsseldorfDruck: Druckpartner, Essen

Das für diesen Finanzbericht verwendete Papier wurde aus Zellstoffen hergestellt, die aus verantwortungs-voll bewirtschafteten und gemäß den Bestimmungen des Forest Stewardship Council zertifizierten Forst-betrieben stammen.IMO-COC-027827

E.ON-Konzern in Zahlen

in Mio € 2008 2007 +/- %

Stromabsatz (in Mrd kWh) 614,6 487,0 +26

Gasabsatz (in Mrd kWh) 1.224,0 1.092,3 +12

Umsatz 86.753 68.731 +26

Adjusted EBITDA 13.385 12.450 +8




Bereinigter Konzernüberschuss 5.598 5.115 +9

Ökonomische Investitionen 26.236 12.456 +111

Operativer Cashflow1) 6.738 8.726 -23

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.) -44.946 -23.432 -21.5142)

Pro-forma Debt Factor3) 3,2 1,9 +1,32)

Eigenkapital 38.427 55.130 -30

Bilanzsumme 157.045 137.294 +14

ROCE (in %) 12,9 14,5 -1,64)

Kapitalkosten vor Steuern (in %) 9,1 9,1 –

Kapitalkosten nach Steuern (in %) 6,7 6,1 +0,64)

Value Added 2.902 3.417 -15

Mitarbeiter (31. 12.) 93.538 87.815 +7

Ergebnis je Aktie5), 6) (in €) 0,68 3,69 -82

Eigenkapital je Aktie5), 6) (in €) 18,10 26,06 -31

Dividende je Aktie6) (in €) 1,50 1,37 +9,5

Dividendensumme 2.857 2.560 +12

Marktkapitalisierung7) (in Mrd €) 54,2 92,0 -41

1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten2) Veränderung in absoluten Werten3) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA4) Veränderung in Prozentpunkten5) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG6) nach Aktiensplit bzw. bereinigt um Aktiensplit7) auf Basis ausstehender Aktien

Finanzkalender

6. Mai 2009 Hauptversammlung 2009 7. Mai 2009 Dividendenzahlung 13. Mai 2009 Zwischenbericht Januar – März 2009 12. August 2009 Zwischenbericht Januar – Juni 2009 11. November 2009 Zwischenbericht Januar – September 2009

10. März 2010 Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2009 6. Mai 2010 Hauptversammlung 2010 7. Mai 2010 Dividendenzahlung 11. Mai 2010 Zwischenbericht Januar – März 2010 11. August 2010 Zwischenbericht Januar – Juni 2010 10. November 2010 Zwischenbericht Januar – September 2010

Finanzbericht 2008

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