E.ON Geschäftsbericht 2007

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Geschäftsbericht 2007
+ + + 23.01.2007 Studie zur Strompreisentwicklung schafft Grundlage für energiepolitischen Dialog + + + 02.02.2007
E.ON wird heute finales Angebot für Endesa einreichen + + + Versorgungssicherheit + + + 03.02.2007 E.ON
erhöht Angebotspreis für Endesa +++ 06.02.2007 Mehr Transparenz für den Strommarkt + + + 28.02.2007 E.ON hält
an Angebot für Endesa fest + + + 07.03.2007 E.ON für europäischen Energiemarkt +++ 27.03.2007 E.ON sichert sich
9,9 Prozent an Endesa + + + 02.04.2007 E.ON erzielt Vereinbarung mit Enel und Acciona + + + 03.05.2007 E.ON verbessert Ergebnisausblick für 2007 + + + Klimaschutz + + + 09.05.2007 E.ON mit deutlicher Ergebnisverbesserung
+ + + 24.05.2007 E.ON nimmt Kurs auf russischen Strommarkt + + + 31.05.2007 E.ON beschleunigt Wachstumstempo
+ + + 20.06.2007 E.ON veräußert ONE an Bieterkonsortium aus France Télécom und Mid Europa Partners + + +
22.06.2007 E.ON baut Pilotanlage zur CO2-Abtrennung + + + 26.06.2007 E.ON startet Aktienrückkaufprogramm + + +
03.07.2007 Energiegipfel: Energiekonzept für Standort Deutschland weiterhin offen + + + Wachstum + + +
05.07.2007 E.ON fordert Harmonisierung des europäischen Emissionshandels + + + 20.07.2007 E.ON fördert Forschungsprojekte mit 60 Millionen Euro + + + 02.08.2007 E.ON baut mit Skarv-Idun Gasproduktion aus + + + 07.08.2007 E.ON
kauft Windparks in Spanien und Portugal + + + 07.08.2007 Abgabe der Beteiligungen an der RAG Aktiengesellschaft
+ + + Marktorientierte Organisation + + + 14.08.2007 E.ON weiter auf Wachstumskurs + + + 21.08.2007
E.ON: Einheiten für Trading und Erneuerbare gehen nach Düsseldorf + + + 21.08.2007 E.ON strebt Rückzug von der
New Yorker Börse an + + + 29.08.2007 E.ON plant weiteren Windpark vor der englischen Küste + + + 11.09.2007 E.ON
als nachhaltiges Unternehmen anerkannt + + + 15.09.2007 E.ON vor dem Einstieg in den russischen Strommarkt + + +
18.09.2007 E.ON und Turcas bauen Kraftwerke in der Türkei + + + Wettbewerb + + + 21.09.2007 E.ON begibt
3,5 Mrd Euro-Benchmark-Anleihe + + + 04.10.2007 E.ON kauft Windparks in Nordamerika + + + 12.10.2007 E.ON beabsichtigt Beteiligungstausch mit Statkraft um E.ON Sverige zu 100 Prozent + + + 15.10.2007 E.ON: Mehrheitserwerb von
OGK-4 jetzt perfekt + + + Optimierte Kapitalstruktur + + + 18.10.2007 E.ON begibt 1,5 Mrd Pfund SterlingBenchmark-Anleihe + + + 13.11.2007 E.ON bei Investitionsoffensive vor Plan + + + 21.11.2007 E.ON Energy Trading:
Neue Geschäftsführung komplett + + + 29.11.2007 E.ON begibt Schweizer Franken-Anleihe + + + 29.11.2007 Neues
Kohlekraftwerk spart 25 Prozent CO2 + + + 29.11.2007 E.ON erhöht Syndizierte Kreditlinie auf 15 Mrd Euro + + +
06.12.2007 E.ON fördert Ingenieurnachwuchs + + + 17.12.2007 Gazprom und E.ON erzielen Fortschritte beim Asset-Tausch
+ + + Daran arbeiten wir. + + +
Konzernübersicht
E.ON-Konzern in Zahlen
in Mio €
2007
2006
+/– %
Stromabsatz1) (in Mrd kWh)
470,8
417,9
+13
Gasabsatz1) (in Mrd kWh)
1.212,5
1.186,9
+2
Umsatz
68.731
64.091
+7
Adjusted EBITDA
12.450
11.724
+6
Adjusted EBIT
9.208
8.356
+10
Konzernüberschuss
7.724
6.082
+27
Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG
7.204
5.586
+29
Bereinigter Konzernüberschuss
5.115
4.682
+9
11.306
5.037
+124
Investitionen
Operativer Cashflow2)
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.)
8.726
7.161
–24.138
–18.233
–5.9053)
+22
+0,33)
Debt Factor4)
1,9
1,6
Eigenkapital
55.130
51.245
+8
Bilanzsumme
137.294
127.575
+8
14,5
13,8
+0,75)
9,1
9,0
+0,15)
ROCE (in %)
Kapitalkosten (in %)
Value Added
3.417
2.916
87.815
80.612
+9
Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)
11,06
8,47
+31
Eigenkapital je Aktie6) (in €)
78,12
73,81
+6
4,10
3,35
+22
2.5907)
2.210
+17
92,0
67,6
+36
Mitarbeiter (31. 12.)
Dividende je Aktie (in €)
Dividendensumme
Marktkapitalisierung8)
(in Mrd €)
1) Nicht konsolidierte Werte
2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
3) Veränderung in absoluten Werten
4) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA
5) Veränderung in Prozentpunkten
6) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG
7) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich
8) auf Basis ausstehender Aktien
+17
Konzernübersicht zum 31. Dezember 2007
Corporate Center
E.ON AG
Düsseldorf
in Mio 
Market Unit Central Europe
E.ON Energie AG, München
100 %
E.ON Energie ist eines der größten Energiedienstleistungsunternehmen Europas.
E.ON Energie ist in zahlreichen zentraleuropäischen Ländern aktiv, so unter
anderem in den Niederlanden, Ungarn, der Slowakei, Tschechien und der Schweiz.
Market Unit Pan-European Gas
E.ON Ruhrgas AG, Essen
100 %
Die E.ON Ruhrgas AG ist mit einem Absatz von jährlich über 700 Mrd kWh Erdgas
eine der führenden Gasgesellschaften in Europa und einer der größten privaten
Erdgasimporteure der Welt. Kunden sind regionale und lokale
Energieunternehmen und Industriebetriebe.
Market Unit UK
E.ON UK plc, Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON UK ist einer der führenden britischen Energieversorger, vollständig
integriert und beliefert Kunden mit Strom und Gas.
Market Unit Nordic
E.ON Nordic AB, Malmö, Schweden
100 %
Operativ führt E.ON Sverige das Geschäft in Nordeuropa. Die Gesellschaft hat
über 60 operative Tochtergesellschaften in den Bereichen Marketing, Vertrieb,
Verteilung und Erzeugung von Strom und Gas.
Market Unit US-Midwest
E.ON U.S. LLC, Louisville, USA
100 %
E.ON U.S. ist ein diversifizierter Energiedienstleister und vornehmlich im
regulierten Energiemarkt in Kentucky tätig.
Neue Market Units ab 2008
Market Unit Energy Trading
E.ON Energy Trading AG, Düsseldorf
100 %
E.ON Energy Trading vereint seit Anfang 2008 unsere europäischen Handelsaktivitäten für Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate unter einem Dach. Hierdurch nutzen wir die Chancen des voranschreitenden Zusammenwachsens des
europäischen Strom- und Gasmarktes sowie der bereits heute weltweiten
Commodity-Märkte.
Market Unit Climate & Renewables
E.ON Climate & Renewables GmbH, Düsseldorf
100 %
E.ON Climate & Renewables ist für die Steuerung und den weltweiten Ausbau
unseres Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sowie für Klimaschutz-Projekte
zuständig. Das gesamte Erzeugungsportfolio umfasst rund 760 MW in Europa
und rund 250 MW in Nordamerika. Darüber hinaus befinden sich Projekte in einer
Größenordnung von 3.500 MW in Planung und Entwicklung.
in Mio 
Umsatz
Adjusted
EBITDA
Adjusted
EBIT
ROCE
(in %)
Kapitalkosten
(in %)
Value
Added
Operativer
Cashflow
Investitionen
Mitarbeiter
am 31. 12.
32.029
6.222
4.670
24,7
9,3
2.917
3.811
2.581
44.051
22.745
3.176
2.576
15,0
8,8
1.062
3.041
2.424
12.214
12.584
1.657
1.136
9,2
9,5
–37
1.615
1.364
16.786
3.339
1.027
670
9,7
8,8
62
914
914
5.804
1.819
543
388
5,7
7,8
–142
216
690
2.977
Market Unit Russia
E.ON Russia Power, Russland
100 %
E.ON Russia Power führt unser Stromgeschäft in Russland. Mit OGK-4 verfügen
wir über einen Kraftwerkspark mit rund 8.600 MW Erzeugungskapazitäten in den
wachstumsstarken Industrieregionen Zentralrussland, Ural und Westsibirien.
Market Unit Italy
E.ON Italia S.r.l., Mailand, Italien
100 %
E.ON Italia führt unser Strom- und Gasgeschäft in Italien. Bereits heute sind wir
im italienischen Strom- und Gasgroßhandel sowie im Gasvertrieb tätig. Mit dem
geplanten Erwerb von Endesa Italia kommen voraussichtlich 2008 rund 5.000 MW
Erzeugungskapazität hinzu. In Italien würden wir dann der viertgrößte Stromerzeuger sein.
Mit viel Energie haben wir unseren Konzern in den vergangenen Jahren auf die künftigen Herausforderungen des Energiemarkts ausgerichtet. Das hat uns überdurchschnittlich erfolgreich gemacht.
Doch auf Erfolgen haben wir uns noch nie ausgeruht. Im Gegenteil.
Wir haben das Ziel, unserer Erfolgsgeschichte neue Kapitel hinzuzufügen. Das schaffen wir nur mit
einer Strategie, die in alle Richtungen wirkt. Im Jahr 2007 haben wir uns ein Bündel eng verzahnter
Investitions-, Organisations- und Kapitalmaßnahmen vorgenommen – und auch umgesetzt:
• Wir investieren in hochmoderne Anlagen, um die + + + Versorgungssicherheit + + + auch in
Zukunft zu gewährleisten.
• Wir arbeiten intensiv daran, den + + + Klimaschutz + + + in neue Dimensionen zu führen, und
sorgen für einen ausgewogenen Energiemix.
• Wir schaffen + + + Wachstum, + + + denn starke Marktpositionen sind ein entscheidender Vorteil
im hart umkämpften Energiemarkt.
• Wir richten unsere + + + Organisation marktorientiert + + + aus, um alle Chancen auf den
zusammenwachsenden Energiemärkten in Europa voll zu nutzen.
• Wir fördern aktiv den + + + Wettbewerb, + + + denn nur wer sich dem Wettbewerb stellt, kann
immer besser werden und seinen Kunden besten Service und beste Produkte bieten.
• Wir optimieren unsere + + + Kapitalstruktur, + + + um die Attraktivität der E.ON-Aktie weiter zu
steigern.
Sechs Ziele, die wir mit ganz konkreten Maßnahmen erreichen wollen. Und mit dem Wissen,
dass nur die Summe dieser Maßnahmen zum Erfolg führen wird. Diese Ziele sind der Maßstab,
an dem wir uns in den nächsten Jahren messen lassen werden. Sie bilden das Rückgrat unserer
konzernweiten Strategie.
Eine Strategie, in der wir die beste Voraussetzung dafür sehen, auch in Zukunft nachhaltige Werte
für unsere Kunden, Investoren und Mitarbeiter zu schaffen.
+ + + Daran arbeiten wir. + + +
2
11 bis 13
+ + + Optimierte Kapitalstruktur + + +
Aktiv für eine effiziente Bilanz
23 bis 25
+ + + Wachstum + + +
Von 0 auf 8.600
71 bis 73
+ + + Klimaschutz + + +
Frischer Wind für den Energiemix
77 bis 79
+ + + Marktorientierte Organisation + + +
Ein Markt, ein Team
95 bis 97
+ + + Versorgungssicherheit + + +
Versorgungssicherheit aus der Leitung
111 bis 113
+ + + Wettbewerb + + +
E WIE EINFACH – Pioniere auf dem Energiemarkt
Inhalt
4 An unsere Aktionäre
4 Brief an die Aktionäre
8 Entwicklung der E.ON-Aktie
14 Vorstand
16 Aufsichtsrat
16 Bericht des Aufsichtsrats
19 Mitglieder und Ausschüsse
An unsere Aktionäre
Aufsichtsrat
Das Jahr 2007 im Überblick
Zusammengefasster Lagebericht
Weitere Informationen
Market Units
Corporate Governance
Konzernabschluss
Tabellen und Erläuterungen
122 Konzernabschluss
122
123
124
126
Bestätigungsvermerk
Gewinn- und Verlustrechnung
Bilanz
Aufstellung der im Konzerneigenkapital
erfassten Erträge und Aufwendungen
127 Kapitalflussrechnung
128 Anhang
210 Versicherung der gesetzlichen Vertreter
20 Das Jahr 2007 im Überblick
211 Tabellen und Erläuterungen
26 Zusammengefasster Lagebericht
26
36
48
54
55
56
60
61
62
68
Geschäft und Rahmenbedingungen
Ertragslage
Finanzlage
Vermögenslage
Jahresabschluss der E.ON AG
Mitarbeiter
Forschung und Entwicklung
Corporate Responsibility
Risikobericht
Prognosebericht
74 Weitere Informationen
74 Strategie und geplante Investitionen
80 Neue Technologien
83 Angaben1) und Erläuternder Bericht des Vorstands
zu Übernahmehindernissen
86 Market Units
86
92
100
104
108
Central Europe
Pan-European Gas
UK
Nordic
US-Midwest
114 Corporate Governance
114 Corporate-Governance-Bericht
117 Vergütungsbericht 1)
1) Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts
211 Weitere Informationen zu
den IFRS-Überleitungen
212 Angaben zu den Organen
214 Wesentliche Beteiligungen
216 Glossar
221 Finanzkalender
222 Mehrjahresübersicht
3
4
Brief an die Aktionäre
im vergangenen Jahr haben wir Ihnen unsere Strategie für die Weiterentwicklung Ihres
Unternehmens auf den Energiemärkten im zusammenwachsenden Europa vorgestellt. Mit
massiven Investitionen von 60 Mrd € bis zum Jahr 2010 und gezielten Wettbewerbsinitiativen
treiben wir die Verknüpfung der nationalen Energiemärkte in Europa voran und füllen den
europäischen Binnenmarkt zunehmend mit Leben. Wir nutzen so immer mehr die neuen
Möglichkeiten dieses großen Markts für unser weiteres Wachstum, das wir vor allem durch die
organische Weiterentwicklung unserer internationalen Geschäfte sowie durch gezielte Akquisitionen erreichen wollen. Nichts ist unternehmerisch so interessant und profitabel, wie einen
neuen Markt aktiv zu entwickeln. Diese Chance hat E.ON genutzt – auch wenn, wie wir in
Spanien erfahren haben, nicht jeder Versuch, überkommene Strukturen zu verändern, gleich
zum vollen Erfolg führt. Dennoch soll unsere Vereinbarung mit Enel und Acciona dazu führen,
dass wir in hochinteressante, für uns neue Märkte wie Spanien und Frankreich eintreten sowie
unsere bereits vorhandene Marktposition in Italien stärken. Kein anderes Energieunternehmen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
ist dann so breit in Europa aufgestellt wie wir. E.ON ist bereits heute in fast 30 Ländern
aktiv. Und dies mit führenden Positionen in Schlüsselmärkten wie Deutschland, Großbritannien, Schweden und Osteuropa. Als Treiber des europäischen Energiemarkts erschließen wir
uns nachhaltige Wachstums- und Wertschaffungspotenziale.
Zugleich konnten wir uns im Geschäftsjahr 2007 erneut bei den wesentlichen Kennzahlen
verbessern. 2007 stieg unser Konzernumsatz um 7 Prozent auf jetzt 68,7 Mrd €. Das Adjusted
EBIT legte gegenüber dem Rekordwert des Vorjahres um 10 Prozent auf 9,2 Mrd € zu. Dieser
nachhaltige Erfolg wäre ohne die herausragenden Leistungen und das überdurchschnittliche
Engagement unserer Mitarbeiter nicht möglich gewesen. Hierfür möchte ich allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ganz herzlich danken. Dieser Dank gilt auch den Belegschaftsvertretern für die gute und konstruktive Zusammenarbeit.
Die E.ON-Aktie hat sich im Geschäftsjahr 2007 mit einem Kursanstieg von 42 Prozent ausgesprochen gut entwickelt. Dies ist insbesondere deshalb bemerkenswert, weil der Kurs der
Aktie bereits im Jahr 2006 schon um gut 17 Prozent zugelegt hatte. Unter Einbeziehung der
Dividende lag die Performance der E.ON-Aktie im Jahr 2007 bei 45,6 Prozent. Sie entwickelte
sich damit besser als der deutsche Aktienindex DAX (plus 22,3 Prozent) und auch besser als
der europäische Aktienmarkt EURO STOXX (plus 9,7 Prozent). Der Kapitalmarkt honoriert
damit unsere neue Wachstumsstrategie und Investitionsoffensive.
Aber nicht nur der Kurs macht die E.ON-Aktie attraktiv, sondern auch unsere anlegerorientierte Dividendenpolitik. Wir werden der Hauptversammlung am 30. April 2008 eine Erhöhung
der Dividende um 22 Prozent auf 4,10 € je Aktie vorschlagen. Mit einer Dividendensumme
von 2,6 Mrd € zählt E.ON erneut zu den ausschüttungsstärksten Unternehmen im DAX. Unsere
bisherige Ausschüttungsquote von 50 bis 60 Prozent des bereinigten Konzernüberschusses
wollen wir beibehalten. Vor dem Hintergrund unserer EBIT-Ziele und der Effekte aus dem
Aktienrückkauf ist für den Zeitraum bis 2010 mit einer durchschnittlichen jährlichen Steigerung der Dividende pro Aktie um 10 bis 20 Prozent zu rechnen.
Für das Jahr 2008 gehen wir davon aus, beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres
übertreffen zu können. Wir erwarten, das Adjusted EBIT um 5 bis 10 Prozent zu steigern. Für den
bereinigten Konzernüberschuss gehen wir im Jahr 2008 von einer leichten Verbesserung aus.
Sie sehen: Unsere Strategie greift. Im Mai haben wir Ihnen ein Bündel verzahnter Investitions-,
Organisations- und Kapitalmaßnahmen vorgestellt. Bei der Umsetzung dieser Pläne sind wir
sehr schnell vorangekommen und teilweise sogar weiter als ursprünglich gedacht.
Die Umsetzung unserer 60 Mrd €-Investitionsoffensive verfolgen wir konsequent. Mit der
Übernahme der Mehrheit des Großkraftwerksunternehmens OGK-4 ist uns der Einstieg in
den wachstumsstarken russischen Strommarkt gelungen. Der Kraftwerkspark von OGK-4
gehört mit vier Gaskraftwerken und einem Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität
von insgesamt rund 8.600 Megawatt zu den leistungsfähigsten in Russland. Wir werden in
den nächsten Jahren weitere moderne Kraftwerke mit einer Kapazität von 2.400 Megawatt
hinzubauen. Durch den geplanten Erwerb der Nordic-Anteile von Statkraft werden wir unsere
Position in Nordeuropa strukturell festigen. Wir können dieses Geschäft so in eigener Verantwortung zügig und mit besseren Perspektiven weiterentwickeln. Auch im Bereich Gasbeschaffung kommen wir planmäßig voran. Im Oktober konnten wir Anteile an den Gasfeldern
Skarv und Idun in der nördlichen Norwegischen See erwerben. Gemeinsam mit weiteren
angrenzenden, aussichtsreichen Feldern gehört das Gebiet zu den größten und attraktivsten
noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens. Beim Aufbau unseres weltweiten
5
6
Brief an die Aktionäre
Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sind wir sogar noch schneller vorangekommen als
geplant, sodass wir die bis 2010 ursprünglich dafür vorgesehene Investitionssumme schon
jetzt auf 6 Mrd € verdoppelt haben. In kürzester Zeit sind wir zu den weltweiten Top Ten der
Windkraftbetreiber aufgestiegen. Verantwortlich für unser ehrgeiziges Ausbauprogramm im
Bereich Erneuerbare Energien ist unsere neue Einheit E.ON Climate & Renewables. Im August
haben wir ENERGI E2 Renovables Ibéricas mit Windaktivitäten in Spanien und Portugal gekauft
und im Oktober mit der Übernahme von Airtricity in den USA und Kanada nachgelegt. Damit
ist uns bereits der Einstieg in den weltweit attraktivsten Markt für Erneuerbare Energien
gelungen. Schon heute betreiben wir in Großbritannien onshore und offshore 21 Windparks;
in der Planung sind weitere Anlagen, darunter einer der weltweit größten Offshore-Parks in
der Themse-Mündung. Weiterhin ist E.ON an verschiedenen anspruchsvollen Projekten beteiligt, die vor der deutschen Nord- und Ostseeküste geplant sind, darunter Deutschlands erster
großer Offshore-Park vor Borkum.
Unsere europäische und – bei den Erneuerbaren Energien – auch weltweite Expansion hat
eine neue, schlagkräftige Organisationsstruktur erforderlich gemacht. Die Anzahl der Market
Units, und damit die Zahl unserer Führungsgesellschaften, wird sich voraussichtlich von fünf
auf zehn verdoppeln. Wir haben mit neuen Einheiten für Erneuerbare Energien und Trading die
Aktivitäten in diesen Bereichen zusammengeführt und neu ausgerichtet. Hinzu werden neue
regionale Market Units in Italien, Spanien und Russland kommen, die wir einrichten, weil unsere
Geschäfte in diesen Ländern eine entsprechende Größe erreichen werden. Die zunehmende
Internationalität und Komplexität des Konzerns hat uns frühzeitig veranlasst, auch die Führungsstrukturen innerhalb des Konzerns weiterzuentwickeln. Ziel dabei war, das internationale
Geschäft besser steuern zu können und den Konzern noch konsequenter auf Wachstum, Wettbewerbsfähigkeit und Kundennähe auszurichten. Dazu haben wir die Vorstandsstruktur mit zwei
weiteren Ressorts – Johannes Teyssen in der Funktion eines Chief Operating Officers und Lutz
Feldmann in der Verantwortung für das Corporate Development – erweitert.
Auch bei der Umsetzung unserer Finanzstrategie sind wir auf gutem Weg. Unser Aktienrückkaufprogramm verläuft planmäßig. Im Jahr 2007 haben wir Aktien im Wert von 3,5 Mrd €
zurückgekauft. Im laufenden Jahr 2008 wollen wir, wie angekündigt, Aktien im Wert von weiteren 3,5 Mrd € vom Markt erwerben. Durch die Mittelabflüsse im Rahmen der Investitionsoffensive und des Aktienrückkaufprogramms erhöhen wir wie geplant unsere Fremdverschuldung
und gestalten damit unsere Kapitalstruktur effizienter. Mit erfolgreichen Anleihe-Emissionen
haben wir gezielt auf kurzzeitige Verbesserungen der Situation an den Finanzmärkten reagiert.
Im September konnten wir eine Euro-Benchmark-Anleihe im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd €,
im Oktober eine Benchmark-Anleihe in britischen Pfund im Gesamtvolumen von 1,5 Mrd GBP
und im November eine Anleihe über 425 Mio SFR am internationalen Kapitalmarkt begeben.
Die deutlich überzeichneten Anleihen wurden mit großem Erfolg bei einer Vielzahl von institutionellen Investoren platziert. Unsere Anleihestrategie leistet einen wichtigen Beitrag zur
Erweiterung unserer Investorenbasis. Dass diese Kapitalmaßnahmen von den Märkten so
positiv aufgenommen wurden, zeigt, dass unsere Unternehmens- und Finanzstrategie von den
Investoren unterstützt wird.
Ein bedeutendes Thema ist für mich der Erfolg des europäischen Binnenmarkts. Wir engagieren uns tatkräftig, damit dieses wichtige Projekt vorankommt. Aber ich bin Realist. Mir ist
klar, dass der Binnenmarkt noch immer ein Flickenteppich unterschiedlicher Marktordnungen
und „Regulierungsphilosophien“ ist. Von einem gesamteuropäischen Markt kann man auch
deshalb noch nicht sprechen, weil die Grenzen mangels ausreichender Übertragungskapazitäten noch nicht durchlässig genug sind. Darüber hinaus verzerrt in noch zu vielen Ländern
der Staat die Preisbildung, z.B. auch in Deutschland durch hohe Steuern und Abgaben auf
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
die Strompreise. Der Staat gibt in der Energieversorgung in etlichen Ländern Europas noch
immer – oder wieder verstärkt – den Ton an. Auch in Deutschland gibt es wieder eine deutliche Tendenz zu marktwidrigen Staatseingriffen.
Die Europäische Kommission hat zu Recht erkannt, dass sie in der gegenwärtig kritischen
Phase des Binnenmarkts mit einer Vorwärtsstrategie die Initiative übernehmen muss.
Wir unterstützen sie dabei, etwa durch unsere Wettbewerbsinitiative zur Verbesserung der
Börsentransparenz oder durch den Ausbau grenzüberschreitender Kuppelstellen. Die Kommission hat ein Konzept vorgelegt, das insgesamt in die richtige Richtung geht.
Wir unterstützen auch die deutsche und europäische Klimapolitik. Mir ist dieses Thema wichtig, weil ich davon überzeugt bin, dass die Welt endlich handeln muss, um den Klimawandel
in vertretbaren Grenzen zu halten. Dies kann nur gelingen, wenn wir aus jedem eingesetzten
Euro so viel an Klimaschutz herausholen, wie möglich ist. Die nötige Kosteneffizienz aber
kommt nach meinem Eindruck in der Klimapolitik noch zu kurz. Viele Länder, gerade auch in
Europa, setzen auf die Kernenergie, um das Klima zu entlasten. Deutschland ist hingegen auf
Ausstiegskurs. Die ambitionierten deutschen Klimaziele können so nicht erreicht werden.
Eine sachliche und ehrliche Debatte muss Teil einer neuen Anstrengung sein, den Energiedialog zwischen Politik, Gesellschaft und Energiewirtschaft wieder aufzunehmen. Die Energiewirtschaft ist in Deutschland – durchaus auch mit eigenem Zutun – in eine Imagekrise geraten.
Inzwischen ist nahezu jede Investition in neue Kraftwerke oder Energieinfrastruktur davon
erfasst. Die Folgen für die internationale Wettbewerbsfähigkeit unseres Landes und den Klimaschutz liegen auf der Hand, wenn die Energiestrukturen nicht modernisiert werden können.
Für mich ist dies eines der wichtigsten politischen Themen des laufenden Jahres. Ich engagiere
mich persönlich für neue Gespräche zwischen allen Betroffenen, weil wir als Energieunternehmen die Akzeptanz von Politik und Gesellschaft brauchen, um nachhaltig erfolgreich arbeiten
und damit weiter Wert für alle unsere Stakeholder schaffen zu können.
Mit freundlichen Grüßen
Dr. Wulf H. Bernotat
7
8
Entwicklung der E.ON-Aktie
Kurs der E.ON-Aktie um 41,6 Prozent gestiegen
Dividende von 4,10  vorgeschlagen
Dialog mit Anlegern vertieft
E.ON-Aktie
Entwicklung der E.ON-Aktie im Jahr 2007
Die E.ON-Aktie ist an allen deutschen Börsenplätzen notiert.
Im DAX war sie am 28. Dezember 2007 mit 10,06 Prozent
erneut der höchstgewichtete Wert. Die E.ON-Aktie ist in allen
wichtigen europäischen Aktienindizes enthalten. In den USA
wird sie in Form von sogenannten American Depositary
Receipts (ADR) gehandelt. Seit dem Delisting von der New
York Stock Exchange am 7. September 2007 erfolgt der Handel
außerbörslich. Das Umtauschverhältnis zwischen E.ON-ADR
und E.ON-Aktien beträgt drei zu eins, das heißt, der Wert von
drei ADR entspricht wirtschaftlich dem Wert einer E.ON-Aktie.
In einem starken Aktienmarkt stieg der Kurs der E.ON-Aktie
im Jahr 2007 um 41,6 Prozent. Berücksichtigt man die Wiederanlage der Bardividende, nahm der Wert eines E.ON-Aktiendepots im Jahr 2007 um 45,6 Prozent zu und entwickelte sich
damit deutlich besser als der deutsche Aktienmarkt (DAX
+22,3 Prozent) und als der europäische Aktienmarkt (EURO
STOXX +9,7 Prozent). Auch der Branchenindex für europäische
Versorgeraktien STOXX Utilities blieb hinter der Performance
der E.ON-Aktie zurück (+21,6 Prozent).
Jahresendkurse
Gewichtung der E.ON-Aktie
in wichtigen Indizes
Stand 28. Dezember 2007
DAX
in  je Aktie
in %
51,74
67,06
87,39
102,83
145,59
2003
2004
2005
2006
2007
10,06
Dow Jones EURO STOXX 50
4,12
Dow Jones STOXX Utilities
18,93
120
80
40
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Langfristige Entwicklung der E.ON-Aktie
Aktienrückkauf/Einzug von Aktien
Das Vermögen eines langfristig orientierten E.ON-Aktionärs,
der Ende 1997 E.ON-Aktien (damals Veba-Aktien) im Wert von
5.000 € gekauft hatte, stieg seitdem inklusive wiederangelegter Bardividenden (inklusive Sonderdividende im Jahr
2006) auf mehr als 15.943 €. Mit einer Rendite von 12,3 Prozent pro Jahr erzielte die E.ON-Aktie damit eine höhere Wertsteigerung als der deutsche Aktienmarkt (DAX 6,6 Prozent).
Der europäische Gesamtmarkt, gemessen am EURO STOXX
mit 7,8 Prozent pro Jahr, blieb ebenfalls hinter der Entwicklung der E.ON-Aktie zurück. Der europäische Branchenindex
STOXX Utilities verzeichnete im gleichen Zeitraum einen
Zuwachs von 12,7 Prozent.
Im Juni 2007 startete E.ON das angekündigte Aktienrückkaufprogramm. Bis Ende 2007 wurden knapp 28 Millionen Aktien
mit einem Kurswert von 3,5 Mrd € zurückgekauft sowie PutOptionen über 10 Millionen Aktien verkauft. Im Dezember
2007 haben wir 25 Millionen Aktien eingezogen und so das
Grundkapital verringert. Das Aktienrückkaufprogramm ist ein
wichtiger Schritt zur Optimierung unserer Kapitalstruktur.
Die Attraktivität der E.ON-Aktie wird erhöht, denn der Gewinn
pro Aktie und die Dividendenrendite werden hierdurch positiv beeinflusst.
Ein Anleger, der Ende 2002 E.ON-Aktien im Wert von 5.000 €
gekauft hatte, erreichte am Jahresende 2007 inklusive wiederangelegter Bardividenden (inklusive Sonderdividende
im Jahr 2006) einen Depotwert von 23.345 €. Dies entspricht
einer durchschnittlichen Jahresrendite von 36,1 Prozent
und liegt damit deutlich über der Wertsteigerung von DAX
(22,8 Prozent), EURO STOXX (15,8 Prozent) und STOXX Utilities (26,9 Prozent).
Dividende
Für das Geschäftsjahr 2007 wird der Hauptversammlung die
Ausschüttung einer von 3,35 € um 22 Prozent auf 4,10 € je
Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr
2002 hat sich die Dividende damit von 1,75 € auf 4,10 € erhöht
bzw. ist um durchschnittlich 18,6 Prozent pro Jahr gestiegen.
Bezogen auf den Jahresendkurs 2007 beträgt die Dividendenrendite 2,8 Prozent und die Ausschüttungsquote bezogen auf
den bereinigten Konzernüberschuss 50,6 Prozent (bezogen
auf die ausstehenden Aktien zum 31. Dezember 2007; eine
Veränderung kann sich durch weitere Aktienrückkäufe ergeben).
Langfristige Entwicklung der E.ON-Aktie (10 Jahre)
E.ON-Depot
in %
DAX
EURO STOXX
STOXX Utilities
200
150
100
50
0
1997
1998
1999
2000
2001
Basisdaten zur E.ON-Aktie
Aktienart
nennwertlose Stückaktien
Wertpapierkennnummern
Deutschland
WKN 761 440
ISIN DE 000 761 4406
USA
Cusip No. 268 780 103
E.ON-Kurszeichen
Reuters
FWB EONG.F
Xetra EONG.DE
ADR EONGY.PK
Bloomberg
FWB EOA GF
Xetra EOA GY
ADR EONGY US
2002
2003
2004
2005
2006
2007
9
10
Entwicklung der E.ON-Aktie
Aktionärsstruktur
Investor Relations
Bei einer im Dezember 2007 durchgeführten Erhebung wurden 75,2 Prozent der ausstehenden Aktien identifiziert, die
von institutionellen Investoren gehalten werden. Demnach
werden 19,3 Prozent der ausstehenden Aktien im Inland und
55,9 Prozent im Ausland gehalten.
Im Jahr 2007 haben wir unsere Investor-Relations-Arbeit weiter optimiert, um noch transparenter für unsere Aktionäre zu
werden. Mit regelmäßigen Roadshows und der Teilnahme an
Konferenzen haben wir die bereits seit Langem bestehende
und vertrauensvolle Beziehung zu allen Kapitalmarktteilnehmern und Interessenten an der E.ON-Aktie gepflegt. Darüber
hinaus haben wir den Dialog mit Privatanlegern bei vielen
Veranstaltungen vertieft.
Aktienbesitz institutioneller Investoren
in %
Gesamt: Inland 19,3 Ausland 55,9
26,7 USA & Kanada
14,4 Großbritannien
5,1 Frankreich
2,3 Schweiz
6,3 Übriges Europa
1,1 Sonstige
19,3 Deutschland
Quelle: Thomson Financial (Stand Dezember 2007),
auf Basis 631.622.782 ausstehender Aktien
Capital Market Day 2007 in Budapest
Mit dem Capital Market Day in Budapest haben wir unser
Commitment zum Zielmarkt Osteuropa zum Ausdruck
gebracht. Dabei wurden gezielt unsere bestehenden
Marktpositionen in den verschiedenen Ländern dargestellt und unsere klare Strategie in einem der wachstumsstärksten Märkte Europas näher erläutert.
Kennzahlen zur E.ON-Aktie1)
in  je Aktie
2003
2004
2005
2006
2007
Ergebnis (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)
7,11
6,61
11,24
8,47
11,06
7,86
Ergebnis aus bereinigtem Konzernüberschuss
–
–
5,52
7,10
2,00
2,35
2,75
3,35
4,10
Dividendensumme (in Mio €)
1.312
1.549
4.6142)
2.210
2.5903)
Höchstkurs
51,74
67,06
88,92
104,40
146,06
Tiefstkurs
34,67
49,27
64,50
82,12
96,05
Jahresendkurs
145,59
Dividende
51,74
67,06
87,39
102,83
Anzahl ausstehender Aktien (in Mio)
656
659
659
660
632
Marktkapitalisierung4) (in Mrd €)
33,9
44,2
57,6
67,6
92,0
78,12
Bilanzielles Eigenkapital5)
45,39
50,93
67,50
73,81
Marktwert/Buchkurs6) (in %)
114
132
129
139
186
Umsatz E.ON-Aktien7) (in Mrd €)
38,5
46,1
62,5
92,5
136,2
807,8
4,8
877,7
5,3
1.095,8
5,7
1.539,3
6,0
2.350,9
5,8
Umsatz deutsche Aktien (in Mrd €)
Anteil E.ON (in %)
1) bereinigt um nicht fortgeführte Aktivitäten/bis einschließlich 2005 Konzernabschluss gemäß US-GAAP
2) einschließlich Sonderdividende von 4,25 € je Aktie
3) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich
4) auf Basis ausstehender Aktien
5) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG
6) Aktienkurs am Jahresende in Prozent des bilanziellen Eigenkapitals je Aktie
7) an allen deutschen Börsen inklusive Xetra
Das im Mai 2007 bekannt gegebene Investitionsprogramm
führt zu einem steigenden Finanzierungsbedarf und somit
zu einer wachsenden Bedeutung der Fremdkapitalmärkte.
Vor diesem Hintergrund intensivieren wir unsere Beziehungen zu Fremdkapitalinvestoren und –analysten unter anderem durch speziell auf den Fremdkapitalmarkt ausgerichtete
Aktivitäten.
Einmal im Jahr laden wir Analysten und Investoren zum sogenannten Capital Market Day ein. Dieser findet immer an
einem Standort unserer Market Units statt. Unsere dort tätigen
Manager präsentieren und erläutern das operative Geschäft
aus ihrer Perspektive. So haben wir im Jahr 2007 nach Budapest eingeladen und unsere Aktivitäten in Osteuropa vorgestellt. Auch im Jahr 2008 haben wir verschiedene Roadshows
zu den wichtigsten Finanzplätzen mit Spezialisten aus dem
operativen Geschäft geplant.
Service und direkter Kontakt zu Analysten und Investoren
werden bei uns großgeschrieben. So bieten wir neben
Finanzberichten, Präsentationen und Kontaktmöglichkeiten
auch Veranstaltungen im Video- oder Audioformat, die auch
als Podcast erhältlich sind, auf www.eon.com an.
Im Jahr 2007 wurde die Qualität unserer Arbeit erneut durch
die positive Bewertung von Investoren, Analysten und Fachzeitschriften (wie z. B. Capital und IR Magazine) bestätigt.
Das motiviert uns, auch 2008 die nachhaltige Transparenz in
unserer Finanzkommunikation weiter zu steigern.
+ + + Optimierte
Kapitalstruktur + + +
Für eine effiziente Bilanz ist das ausgewogene Verhältnis von Fremd- und Eigenkapital entscheidend.
Hieran arbeiten wir. Zudem haben wir uns ein klares
Rentabilitätsziel gesteckt: „10 until 10“ – die Steigerung des Adjusted EBIT bis 2010 um durchschnittlich
mindestens 10 Prozent pro Jahr.
12
13
Aktiv für eine effiziente Bilanz
E.ON startet Aktienrückkaufprogramm.
Der 27. Juni 2007 war der Stichtag für das größte Aktienrückkaufprogramm
in der Konzerngeschichte von E.ON.
Aktien im Wert von rund 7 Mrd € sollen bis Ende 2008 zurückgekauft und
später eingezogen werden. So werden wir sukzessive die Kapitalstruktur
verbessern und gleichzeitig die Attraktivität der E.ON-Aktie für Anleger
steigern.
Die Hälfte dieser ehrgeizigen Wegstrecke war zum 31. Dezember 2007
bereits geschafft – wir haben Aktien zum Kurswert von 3.499.999.934 
erworben, der Debt Factor ist von 1,6 auf über 1,9 gestiegen und dem Zielwert von 3 deutlich näher gerückt. Im gleichen Zeitraum präsentierte sich
die E.ON-Aktie mit einer positiven Performance – ein Zeichen dafür, dass
der Kapitalmarkt den eingeschlagenen Weg mitgeht.
Die positive Gesamtperformance
zeigt: grünes Licht vom Kapitalmarkt.
Der Aktienrückkauf läuft weiter, sodass das Programm erfolgreich und
wie geplant im Jahr 2008 abgeschlossen werden kann.
Im Jahr 2007 haben wir darüber hinaus unser Finanzierungsprogramm erfolgreich gestartet und verschiedene Anleihen im Gesamtvolumen von 6 Mrd €
im internationalen Kapitalmarkt begeben. Die mehrfache Überzeichnung
dieser Anleihen bestätigte erneut das Vertrauen, das E.ON am Kapitalmarkt
genießt.
Unter www.eon.com können sich
Investoren und Interessierte
wöchentlich über den aktuellen
Stand der Rückkäufe informieren.
E.ON-Aktienperformance 2007 nach Ankündigung des Investitions- und Aktienrückkaufprogramms
in %
E.ON
DAX 30
STOXX Utilities
130
+24 %
120
110
+9 %
+4 %
100
90
30.05.
18.06.
7.07.
26.07.
14.08.
2.09.
21.09.
10.10.
29.10.
17.11.
6.12.
25.12.
14
Vorstand
Dr. Burckhard Bergmann
Christoph Dänzer-Vanotti
Dr. Marcus Schenck
Dr. Johannes Teyssen
Lutz Feldmann
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
geb. 1948 in Göttingen, Mitglied des Vorstands seit 2003
Führungskräfte Konzern, Investor Relations, Revision,
Unternehmenskommunikation, Wirtschaftspolitik
Vorsitzender, Düsseldorf
geb. 1959 in Hildesheim, Mitglied des Vorstands seit 2004
Controlling/Unternehmensplanung, Infrastruktur-Management,
Konzernbeschaffung, Marketing & Vertrieb, Upstream/Erzeugung,
Trading und Portfoliooptimierung,
Düsseldorf (stellv. Vorsitzender seit 1. März 2008)
geb. 1943 in Sendenhorst/Beckum, Mitglied des Vorstands seit 2003
Gaseinkauf, Gasproduktion, Regulierungsmanagement Konzern,
Düsseldorf (bis 29. Februar 2008)
geb. 1955 in Freiburg, Mitglied des Vorstands seit 2006
Corporate Responsibility, E.ON Academy, Facility Management,
Immobilien, OneE.ON, Personal/Organisation, Düsseldorf
Lutz Feldmann
geb. 1957 in Bonn, Mitglied des Vorstands seit 2006
Mergers & Acquisitions, Recht, Unternehmensentwicklung/Neue Märkte,
Düsseldorf
Dr. Marcus Schenck
geb. 1965 in Memmingen, Mitglied des Vorstands seit 2006
Finanzen, Rechnungswesen, Steuern, IT, Düsseldorf
Dr. Hans Michael Gaul
geb. 1942 in Düsseldorf, Mitglied des Vorstands seit 1990
Controlling/Unternehmensplanung, Mergers & Acquisitions und Recht,
Düsseldorf (bis 31. März 2007)
Generalbevollmächtigte
Dr. Peter Blau, Düsseldorf
Gert von der Groeben, Düsseldorf
Heinrich Montag, Düsseldorf
15
16
Bericht des Aufsichtsrats
erreicht und aktiv gemanagt werden sollen. Außerdem hat der
Vorstand ein umfangreiches Investitionsprogramm zur langfristigen Sicherung wertsteigernden Wachstums vorgestellt.
Ferner unterrichtete der Vorstand uns über die jeweils aktuellen Entwicklungen bei der zunächst geplanten vollständigen Übernahme des spanischen Energieversorgers Endesa
und die später von E.ON mit Enel und Acciona geschlossene
Vereinbarung zur Übernahme eines umfangreichen Beteiligungspakets mit Aktivitäten vornehmlich in Spanien, Italien
und Frankreich.
Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat sich der Aufsichtsrat
intensiv mit der Lage des Unternehmens beschäftigt. Der
Vorstand der E.ON AG hat uns regelmäßig, zeitnah und
umfassend informiert. Wir haben die Geschäftsführung kontinuierlich überwacht und den Vorstand beratend begleitet.
In drei ordentlichen und vier außerordentlichen Sitzungen des
Aufsichtsrats haben wir uns im Jahr 2007 gründlich mit allen
für das Unternehmen relevanten Fragen befasst. Zwischen
den Sitzungsterminen berichtete der Vorstand schriftlich über
Vorgänge, die für E.ON von besonderer Bedeutung waren.
Der Aufsichtsratsvorsitzende wurde außerdem laufend über
alle wichtigen Geschäftsvorfälle und die Entwicklung der
Finanzkennzahlen informiert.
Unternehmensstrategie sowie Akquisitions- und
Desinvestitionsvorhaben
Ein wesentliches Thema unserer Beratungen war das strategische Maßnahmenpaket zur Weiterentwicklung des E.ONKonzerns vom Mai 2007. Die Kernelemente dieses Paketes
waren:
• Geschäftssteuerung,
• Wachstumsinvestitionen,
• Klimaschutz und Kundenorientierung,
• Ertragssteigerung und
• Finanzstrategie.
Der Vorstand informierte uns in diesem Zusammenhang
umfassend, wie mit einer weiter optimierten Geschäftssteuerung die Chancen der fortschreitenden europäischen Marktintegration genutzt, die operative Performance gestärkt,
ambitionierte Klimaschutzziele verfolgt, die Ergebnisse nachhaltig gesteigert und eine deutlich effizientere Kapitalstruktur
Weitere wichtige Beratungen und Beschlussfassungen betrafen Aktivitäten in Hinblick auf den Eintritt in den russischen
Strommarkt und den konsequenten Ausbau der Aktivitäten
im Bereich der Erneuerbaren Energien. In diesem Zusammenhang informierte uns der Vorstand insbesondere umfassend
über die Privatisierung des russischen Strommarktes und
den Erwerb des russischen Großkraftwerksunternehmens
OGK-4 sowie den Kauf von Windparkbetreibern in Europa
und den USA.
Darüber hinaus berichtete der Vorstand eingehend über verschiedene geschäftsstrategisch besonders relevante Projekte,
insbesondere über Gasspeicherprojekte in Österreich und
Deutschland, die Akquisition von Gasförderlizenzen in der
norwegischen Nordsee, die angestrebte Beteiligung an dem
sibirischen Erdgasfeld Yushno Russkoje, die Beteiligung an
dem Bau der Nordeuropäischen Gaspipeline sowie die Abgabe der Beteiligung an der RAG. Zusätzlich wurden wir über
den geplanten Erwerb der 44,6-prozentigen Beteiligung von
Statkraft an E.ON Sverige informiert.
Energiepolitische Rahmenbedingungen
Der Vorstand informierte uns detailliert über die Entwicklung
der energiepolitischen Rahmenbedingungen für die Stromund Gaswirtschaft. In diesem Zusammenhang haben wir uns
intensiv mit den diesbezüglichen Gesetzgebungs- und Regulierungsverfahren sowie deren Auswirkungen auf unsere
Märkte und den E.ON-Konzern befasst. Wesentliche Themen
waren:
• das Energiepaket der Europäischen Union (EU),
• die Klimapolitik der EU und die Entwicklung des europaweiten Emissionshandels, einschließlich des nationalen
Allokationsplans II,
• der Entwurf der EU-Kommission für ein drittes Regulierungspaket einschließlich der Vorschläge zur Netzentflechtung,
• die Klima- und Umweltpolitik der Bundesregierung,
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
•
•
die Netzentgeltgenehmigungsverfahren der Bundesnetzagentur sowie
die Novellierung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen.
In diesem Rahmen haben wir auch eingehend Themen des
von der Bundeskanzlerin initiierten Energiegipfels zu Fragen
des zukünftigen Energiemixes besprochen.
der Anteile von Statkraft an E.ON Sverige und die Mittelfristplanung Gegenstand intensiver Beratungen. In diesem
Zusammenhang wurden in den Sitzungen außerdem die entsprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats zu zustimmungspflichtigen Geschäften vorbereitet bzw. im Rahmen der
Bestimmungen der Geschäftsordnung selbst gefasst. Zwischen
den Sitzungen wurden in drei schriftlichen Umlaufverfahren
Beschlüsse zu Kraftwerksprojekten in Deutschland und Russland sowie zu Finanzierungsmaßnahmen herbeigeführt.
Wirtschaftliche Lage und Mittelfristplanung
Ausführlich erörterten wir die wirtschaftliche Lage der Konzerngesellschaften vor dem Hintergrund der Entwicklung
auf den europäischen und internationalen Energiemärkten,
über die uns der Vorstand kontinuierlich informiert hat. Wir
berieten außerdem eingehend die Mittelfristplanung des
Konzerns für die Jahre 2008 bis 2010 einschließlich der geplanten Investitionen und den zentralen Themen der konzernweiten Personalarbeit. Der Vorstand unterrichtete uns darüber
hinaus, in welchem Umfang derivative Finanzinstrumente
eingesetzt wurden.
Der Prüfungsausschuss erörterte in fünf Sitzungen insbesondere den Jahresabschluss der E.ON AG und den Konzernabschluss, die Quartalsabschlüsse, Fragen der Rechnungslegung,
des Risikomanagements und der Zusammenarbeit mit den
Abschlussprüfern. Ferner befasste sich der Ausschuss ausführlich mit den Regeln für die Genehmigung nicht prüfungsbezogener Dienstleistungen des Abschlussprüfers, der Versicherungspolitik, dem E.ON-Compliance-System und dem
System zur Sicherstellung der Richtigkeit der nach deutschem
Recht zu beeidenden Jahres- und Quartalsabschlüsse (sogenannter Bilanzeid).
Auch die Weiterentwicklung der Corporate Governance bei
E.ON haben wir regelmäßig behandelt. Wir haben überprüft,
dass die Corporate-Governance-Grundsätze gemäß der am
13. Dezember 2006 abgegebenen Entsprechenserklärung im
Geschäftsjahr 2007 von der E.ON AG eingehalten wurden. Die
Entsprechenserklärung zum Corporate Governance Kodex
gemäß § 161 Aktiengesetz ist im Internet unter www.eon.com
veröffentlicht.
Sitzungen der Ausschüsse
Das Präsidium des Aufsichtsrats hat sich in vier Sitzungen
intensiv mit Berichten des Vorstands befasst. Insbesondere
wurden in diesem Gremium die Sitzungen des Aufsichtsrats
der E.ON AG vorbereitet. Darüber hinaus hat das Präsidium
Vorstandsangelegenheiten – wie zum Beispiel die Bestellung
von Herrn Dr. Teyssen zum stellvertretenden Vorsitzenden
der E.ON AG und die Regelungen über die Vorstandsbezüge –
diskutiert und beschlossen. In zwei gemeinsamen Sitzungen
mit dem Finanz- und Investitionsausschuss wurde unter anderem das endgültige Angebot für Endesa beraten.
Im Finanz- und Investitionsausschuss wurden in sieben Sitzungen Berichte des Vorstands behandelt. Schwerpunkte der
ausführlichen Berichterstattung waren das Übernahmeangebot für den spanischen Versorger Endesa, das Aktienrückkaufprogramm, Gasspeicher- und Windkraftprojekte in Europa
und den USA, die Akquisition von Anteilen an norwegischen
Gasfeldern und ein Kraftwerksprojekt in Russland. Ferner
waren geplante Finanzierungsmaßnahmen, die Übernahme
Prüfung und Feststellung des Jahresabschlusses,
Billigung des Konzernabschlusses, Gewinnverwendungsvorschlag
Der Jahresabschluss der E.ON AG zum 31. Dezember 2007
sowie der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste
Lagebericht wurden durch den von der Hauptversammlung
gewählten und vom Aufsichtsrat beauftragten Abschlussprüfer, PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem
uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Das gilt
auch für den Konzernabschluss, der nach den International
Financial Reporting Standards (IFRS) aufgestellt ist. Der vorliegende IFRS-Konzernabschluss befreit von der Pflicht, einen
Konzernabschluss nach deutschem Recht aufzustellen. Ferner
prüfte der Abschlussprüfer das Risikofrüherkennungssystem
der E.ON AG. Diese Prüfung ergab, dass das System seine
Aufgaben erfüllt. Die Abschlüsse, der zusammengefasste
Lagebericht sowie die Prüfungsberichte des Abschlussprüfers
wurden nach Vorprüfung durch den Prüfungsausschuss allen
Mitgliedern des Aufsichtsrats ausgehändigt. Sie wurden im
Prüfungsausschuss und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats – jeweils in Gegenwart des Abschlussprüfers – ausführlich besprochen.
17
18
Bericht des Aufsichtsrats
Den Jahresabschluss der E.ON AG und den Konzernabschluss,
den zusammengefassten Lagebericht und den Vorschlag des
Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns haben wir –
in Kenntnis und unter Berücksichtigung des Berichts des Abschlussprüfers und den Ergebnissen der Vorprüfung durch den
Prüfungsausschuss – in unserer Sitzung am 5. März 2008 geprüft. Es bestanden keine Einwände; der zusammengefasste
Lagebericht entsprach darüber hinaus den Berichten des Vorstands an den Aufsichtsrat. Den Bericht des Abschlussprüfers
haben wir zustimmend zur Kenntnis genommen.
Den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss der E.ON AG
sowie den Konzernabschluss haben wir gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Dem zusammengefassten
Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unternehmensentwicklung, stimmen wir zu.
Den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine
Dividende von 4,10  pro dividendenberechtigter Aktie vorsieht, haben wir auch im Hinblick auf die Liquidität der Gesellschaft sowie ihre Finanz- und Investitionsplanung geprüft.
Der Vorschlag entspricht dem Gesellschaftsinteresse unter
Berücksichtigung der Aktionärsinteressen. Daher schließen
wir uns dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an.
Personelle Veränderungen im Vorstand
In der Sitzung des Aufsichtsrats am 30. Mai 2007 haben wir
Herrn Dr. Wulf H. Bernotat für die Zeit vom 1. Mai 2008 bis
zum 30. April 2010 wieder zum Mitglied des Vorstands bestellt
und erneut zum Vorsitzenden des Vorstands ernannt.
Mit Wirkung zum 1. März 2008 haben wir in der Sitzung
des Aufsichtsrats am 17. Dezember 2007 außerdem Herrn
Dr. Johannes Teyssen zum stellvertretenden Vorstandsvorsitzenden ernannt.
Herr Dr. Hans Michael Gaul schied Ende März 2007 und Herr
Dr. Burckhard Bergmann Ende Februar 2008 aus dem E.ONVorstand aus. Mit dem Ausscheiden aus dem Vorstand der
E.ON AG endete auch das Mandat von Herrn Dr. Bergmann
als Vorstandsvorsitzender der E.ON Ruhrgas AG. Wir danken
Herrn Dr. Gaul und Herrn Dr. Bergmann auch an dieser Stelle
für ihre herausragenden Verdienste um den Konzern. Sie
haben die Fokussierung von E.ON zu einem reinen Energieunternehmen maßgeblich mitgestaltet und sich mit großem
persönlichem Engagement für die erfolgreiche Fortentwicklung des Unternehmens eingesetzt.
Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat und den
Ausschüssen
Im Aufsichtsrat der E.ON AG hat es im vergangenen Jahr bei
den Vertretern der Anteilseigner und der Arbeitnehmer Veränderungen gegeben.
Herr Dr. Gerhard Cromme schied mit Wirkung zum 30. Juni 2007
aus unserem Gremium und damit auch aus dem Finanz- und
Investitionsausschuss aus. Herr Dr. Cromme hat den Wandel
des Konzerns zu einem international führenden Energieunternehmen mit kompetentem Rat und unternehmerischer
Weitsicht begleitet. Wir danken ihm auch an dieser Stelle für
sein großes Engagement.
Als Nachfolger für Herrn Dr. Cromme konnten wir mit Wirkung
zum 4. Juli 2007 Herrn Dr. Theo Siegert für die Mitwirkung in
unserem Gremium gewinnen. Zum neuen Mitglied im Finanzund Investitionsausschuss haben wir Herrn Prof. Dr. Ulrich
Lehner gewählt.
Herr Seppel Kraus schied mit Wirkung zum 31. Juli 2007 aus
dem Aufsichtsrat aus. Wir danken Herrn Kraus auch an dieser Stelle für die engagierte Mitwirkung und die konstruktive
Zusammenarbeit im Aufsichtsrat. Als Nachfolger wurde mit
Wirkung zum 1. August 2007 Herr Sven Bergelin als Vertreter
der Arbeitnehmer zum Mitglied des Aufsichtsrats bestellt.
Als Nachfolger für Herrn Ulrich Otte, der am 31. Dezember
2006 aus dem Aufsichtrat ausgeschieden ist, wurde mit Wirkung vom 4. Januar 2007 Herr Hans Wollitzer gerichtlich bestellt.
In unserer Sitzung am 6. März 2007 haben wir Frau Gabriele
Gratz als Nachfolgerin von Herrn Otte zum neuen Mitglied
des Prüfungsausschusses gewählt.
Der Aufsichtsrat dankt den Vorständen, Betriebsräten sowie
allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern des E.ON-Konzerns
für ihren Einsatz und die geleistete Arbeit.
Düsseldorf, den 5. März 2008
Der Aufsichtsrat
Ulrich Hartmann
Vorsitzender
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Aufsichtsrat
Ehrenvorsitzender des
Aufsichtsrats
Prof. Dr. Günter Vogelsang
Düsseldorf
Aufsichtsrat
Ulrich Hartmann
Seppel Kraus
Dr. Georg Frhr. von Waldenfels
Düsseldorf
Vorsitzender
Gewerkschaftssekretär, München
(bis 31. Juli 2007)
Staatsminister a. D., Rechtsanwalt,
München
Hubertus Schmoldt
Prof. Dr. Ulrich Lehner
Hans Wollitzer
Vorsitzender der
Industriegewerkschaft Bergbau,
Chemie, Energie, Hannover
stellv. Vorsitzender
Vorsitzender der Geschäftsführung der
Henkel KGaA, Düsseldorf
Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats
der E.ON Energie AG, München
(seit 4. Januar 2007)
Dr. Klaus Liesen
Ausschüsse des Aufsichtsrats
München
Ehrenvorsitzender der Aufsichtsräte
der E.ON Ruhrgas AG, Essen, sowie der
Volkswagen AG, Wolfsburg
Sven Bergelin
Erhard Ott
ver.di Bundesfachgruppenleiter
Energiewirtschaft, Berlin
(seit 1. August 2007)
Mitglied des ver.di-Bundesvorstands,
Berlin
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Wolf-Rüdiger Hinrichsen
Hubertus Schmoldt
Dr. Henning Schulte-Noelle
Hans Prüfer
Prüfungsausschuss
Frankfurt am Main
Vorsitzender des Konzernbetriebsrats
der E.ON AG, Düsseldorf
Dr. Gerhard Cromme
Klaus Dieter Raschke
Vorsitzender des Aufsichtsrats der
ThyssenKrupp AG, Düsseldorf
(bis 30. Juni 2007)
der E.ON Energie AG, Hannover
Dr. Karl-Hermann Baumann,
Vorsitzender
Gabriele Gratz (seit 6. März 2007)
Ulrich Hartmann
Dr. Karl-Hermann Baumann
Dr. Rolf-E. Breuer
Gabriele Gratz
Finanz- und
Investitionsausschuss
stellv. Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON AG, Düsseldorf
Geschäftsführender Gesellschafter der
de Haen-Carstanjen & Söhne, Düsseldorf
(seit 4. Juli 2007)
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Dr. Gerhard Cromme
(bis 30. Juni 2007)
(seit 1. Juli 2007)
Hubertus Schmoldt
Ulrich Hocker
Prof. Dr. Wilhelm Simson
Nominierungsausschuss
Hauptgeschäftsführer der Deutsche
Schutzvereinigung für Wertpapierbesitz e. V., Düsseldorf
München
(seit 17. Dezember 2007)
Ulrich Hartmann
Betriebsratsvorsitzende der
E.ON Ruhrgas AG, Essen
Allianz SE, München
Präsidialausschuss
Dr. Theo Siegert
Eva Kirchhof
Dipl.-Physikerin, München
Gerhard Skupke
der E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree
19
20
+++
Versorgungssicherheit
+++
Klimaschutz
+++
Wachstum
+++
Marktorientierte Organisation
+++
Wettbewerb
Januar
April
Ein Sturm in Südschweden beschädigt in einigen Gebieten
das Stromverteilungsnetz erheblich. Ungefähr 170.000 E.ONKunden sind teilweise für längere Zeit ohne Strom. Durch
den engagierten Einsatz unserer Monteure können wir die
unvermeidlichen Störungen beseitigen und die Versorgungssicherheit unserer Kunden rasch wieder gewährleisten.
E.ON stellt mit einer neuen Vorstandsstruktur die Weichen für
eine noch stärkere Marktorientierung und das weitere Wachstum des Konzerns. Dem Vorstand gehören jetzt neben dem
Vorstandsvorsitzenden (CEO), dem Finanzvorstand (CFO) und
dem Arbeitsdirektor ein Chief Operating Officer (COO) sowie
ein Mitglied für den Bereich Corporate Development/New
Markets an.
E.ON Ruhrgas erwirbt drei weitere Lizenzen für die Gasproduktion in Norwegen. Außerdem wird E.ON Ruhrgas Norge in
einer Lizenz als Betriebsführer anerkannt. Für E.ON ein weiterer Erfolg, der uns den Zugang zu wichtigen Erdgasquellen
sichert.
Februar
Die E.ON-Tochter E WIE EINFACH geht an den Start. Als erstes
Unternehmen bietet E.ON Strom und Gas in ganz Deutschland
zu günstigen Tarifen an und kurbelt damit den Wettbewerb
nachhaltig an. Zum Jahresende 2007 hat unsere Vertriebstochter mehr als 450.000 Kunden.
Im Rahmen unserer Wettbewerbsinitiative findet eine Auktion
von Erdgas-Speicherkapazitäten der E.ON Ruhrgas statt. Bei
der ersten Auktion dieser Art werden 200 Millionen Kubikmeter Speicherkapazitäten versteigert.
E.ON unterzeichnet eine Vereinbarung mit dem italienischen
Energieversorger Enel und dem spanischen Baukonzern
Acciona, um die festgefahrene Situation beim Übernahmeangebot für Endesa zu beenden. E.ON verpflichtet sich, keine
Minderheitsposition bei Endesa zu übernehmen. Im Gegenzug verpflichteten sich Enel und Acciona, ein Übernahmeangebot für Endesa abzugeben. Wenn Enel und Acciona die
Kontrolle über Endesa erreichen, erhält E.ON die Möglichkeit,
ein umfangreiches Beteiligungspaket mit Aktivitäten unter
anderem in Spanien, Italien und Frankreich zu erwerben. Der
Abschluss der Transaktion soll im Jahr 2008 erfolgen.
Energieeffizienz und Klimaschutz stehen im Zentrum unserer
verstärkten Forschungsaktivitäten. Das E.ON Energy Research
Center nimmt seine Arbeit auf. Für das Projekt, das E.ON mit
der RWTH in Aachen ins Leben gerufen hat, stellt der Konzern
in den nächsten zehn Jahren rund 40 Mio € bereit.
Mai
E.ON stellt ein umfangreiches strategisches Maßnahmenpaket und ein auf 60 Mrd € erweitertes Investitionsprogramm vor. E.ON wird mit einer weiter optimierten Geschäftssteuerung die Chancen der fortschreitenden europäischen
Marktintegration nutzen, die Performance verbessern, die
Ergebnisse nachhaltig steigern und eine deutlich effizientere
Kapitalstruktur erreichen.
+
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
++
Optimierte Kapitalstruktur
+++
+++
Klimaschutz
+++
Wachstum
+++
Juni
August
E.ON unterzeichnet einen Vertrag über den Verkauf ihrer
50,1-prozentigen Beteiligung am österreichischen Telekommunikations-Unternehmen ONE GmbH an ein Bieterkonsortium aus France Télécom und dem Finanzinvestor Mid
Europa Partners. Damit hat E.ON alle Beteiligungen außerhalb des Energiegeschäfts erfolgreich abgegeben.
E.ON übernimmt den Windparkbetreiber ENERGI E2 Renovables
Ibéricas (E2-I) vom dänischen Stromkonzern Dong Energy.
Durch die Übernahme baut E.ON sein Windenergiegeschäft
aus. E2-I erzeugt in Spanien und Portugal Strom aus Erneuerbaren Energien mit einer Gesamtkapazität von derzeit rund
260 MW. E.ON wächst so in neuen Märkten und baut sein
Geschäft mit Erneuerbaren Energien weiter aus.
Als erstes Unternehmen in Europa testet E.ON im Rahmen der
Forschungsinitiative innovate.on in Schweden ein neues
Verfahren, mit dem sich bis zu 90 Prozent des Kohlendioxids
(CO2) aus den Rauchgasen von Kraftwerken entfernen lassen,
und leistet so einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz.
E.ON beginnt mit dem Rückkauf eigener Aktien. Bis Ende
2008 sollen Aktien in der Größenordnung von insgesamt
7 Mrd € zurückgekauft werden, die Hälfte davon noch im
Jahr 2007. Diese Maßnahme dient der Optimierung der
Kapitalstruktur.
Juli
E.ON stellt ein Bündel von Maßnahmen vor, um das Emissionshandelssystem auf europäischer Ebene weiterzuentwickeln
und seine Effizienz und Transparenz zu erhöhen. Nur so lassen
sich die ambitionierten Klimaziele der EU erreichen, ohne
die Wettbewerbsfähigkeit Europas gegenüber anderen Industrieregionen zu gefährden.
21
E.ON beantragt das Delisting ihrer American Depositary Shares
(ADS) von der New Yorker Börse (NYSE) sowie die Deregistrierung und Beendigung ihrer Berichtspflichten bei der amerikanischen Börsenaufsicht Securities and Exchange Commission
(SEC). Das Delisting wird am 7. September 2007 nach Börsenschluss in New York wirksam.
September
E.ON wird in den wichtigsten Index für nachhaltige Unternehmen, den Dow Jones Sustainability Index (DJSI), aufgenommen
und wird dadurch für Investoren, die auf gesellschaftliche
Verantwortung setzen und häufig langfristig orientiert sind,
noch attraktiver.
E.ON legt den Standort für die Errichtung eines zukunftsweisenden Kraftwerks fest: In Wilhelmshaven wird E.ON im
Rahmen der Forschungsinitiative innovate.on das weltweit
erste Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von über 50 Prozent und einer Leistung von 500 MW für rund 1 Mrd € errichten. Dabei müssen die Materialien Dampftemperaturen von
700 °C standhalten. Das Kraftwerk soll 2014 in Betrieb gehen.
+++
22
+++
Wettbewerb
+++
Optimierte Kapitalstruktur
+++
+++
Klimaschutz
+++
Oktober
E.ON begibt über die E.ON International Finance B.V. eine
Euro-Benchmark-Anleihe im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd € im
internationalen Kapitalmarkt. Die mehrfach überzeichnete Anleihe konnte mit großem Erfolg bei einer Vielzahl von internationalen Investoren platziert werden. Mit der Emission reagiert
E.ON gezielt auf eine temporäre Verbesserung der Situation
an den Finanzmärkten.
In Russland übernimmt E.ON die Mehrheit am Großkraftwerksunternehmen OGK-4. Das Unternehmen betreibt vier Gaskraftwerke und ein Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität
von insgesamt rund 8.600 MW und plant den Bau weiterer,
moderner Kraftwerke mit einer Kapazität von 2,4 Gigawatt
bis 2011 an vorhandenen Standorten. Der russische Markt ist
außerordentlich attraktiv und bietet gute Chancen für
Wachstum.
E.ON und Statkraft unterzeichnen einen Letter of Intent für
einen Beteiligungstausch. Danach wird E.ON den 44,6-prozentigen Anteil von Statkraft an E.ON Sverige übernehmen und
damit künftig als alleiniger Aktionär (bis auf Minderheitsanteile von 0,05 Prozent) von E.ON Sverige seine Position im
nordischen Markt festigen. Im Gegenzug erhält Statkraft von
E.ON Kraftwerksbeteiligungen in Schweden, Deutschland
und England sowie zum Ausgleich der Wertdifferenz E.ONAktien. Der Abschluss der Vereinbarungen soll im ersten
Halbjahr 2008 erfolgen.
E.ON begibt über die E.ON International Finance B.V. eine
Benchmark-Anleihe in britischen Pfund im Gesamtvolumen
von 1,5 Mrd GBP im internationalen Kapitalmarkt. Die deutlich überzeichnete Anleihe konnte mit großem Erfolg bei
einer Vielzahl von institutionellen Investoren platziert werden.
E.ON erwirbt 28 Prozent an zwei bedeutenden norwegischen
Erdgasfeldern Skarv und Idun, die zu den größten und attraktivsten noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens
zählen. Die Aufnahme der Produktion ist für 2011 geplant. E.ON
wird aus diesen Feldern über mindestens 10 Jahre jährlich
im Durchschnitt rund 1,4 Mrd m3 Erdgas beziehen und leistet
damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit.
+++
Wachstum
+++
Wettbewerb
+++
+++
Investitionen in neue Märkte, Ausbau bestehender
Marktpositionen, organische Weiterentwicklung – egal,
auf welcher Ebene Wachstum stattfindet: Es ist in
jedem Fall unerlässlich. Und es muss werthaltig sein.
So wie unser 60 Mrd -Investitionsprogramm.
November
E.ON, ThyssenKrupp und RWE veräußern ihre RAG-Aktien. Die
drei Gesellschafter halten insgesamt 90 Prozent des Aktienkapitals. Die Übertragung der Aktienpakete an den Käufer,
die RAG-Stiftung, wird zu einem symbolischen Kaufpreis von
jeweils 1 € vollzogen.
E.ON schließt eine Erhöhung der bestehenden syndizierten
Kreditlinie von 10 Mrd € auf 15 Mrd € erfolgreich ab. Der Aufstockungsbetrag der Kreditlinie wurde innerhalb weniger
Wochen platziert und war trotz des schwierigen Marktumfelds deutlich überzeichnet.
Dezember
E.ON übernimmt mit den Gesellschaften Airtricity Inc. und
Airtricity Holding (Canada) Ltd. (zusammen Airtricity) das
Nordamerikageschäft des irischen Windparkbetreibers Airtricity
Holding Ltd. Airtricity betreibt Windparks mit gut 250 MW
installierter Kapazität. Mit dem Erwerb erhöht E.ON seine
Windkraftkapazitäten auf rund 900 MW und gehört damit
schon jetzt zu den größten Windparkbetreibern der Welt.
24
25
Surgutskaya 2 ist
mit einer Kapazität
von 4.800 Megawatt
eines der größten
Kraftwerke der Welt.
Добро пожаловать в
компанию «Э.ОН»!
Von 0 auf 8.600
E.ON tritt in den russischen Strommarkt ein.
Mit einem Wachstum von jährlich fünf Prozent gehört Russland zu den größten und wachstumsstärksten Strommärkten weltweit. Mit der Übernahme von OGK-4 nimmt E.ON heute eine führende
Position im russischen Strommarkt ein.
OGK-4 betreibt vier Gaskraftwerke und ein Kohlekraftwerk mit einer installierten Kapazität von
insgesamt 8.600 Megawatt. Die Anlagen sind relativ jung, modern und haben eine hohe Auslastung.
Sie zählen zu den besten und leistungsfähigsten in Russland und liegen in den wachstumsstärksten
Regionen des Landes, sodass der Kaufpreis für 76,1 Prozent von 4,6 Mrd  ein deutlich wertschaffendes Investment ist.
Die fünf Großkraftwerke erstrecken sich über eine Distanz von mehr als 4.000 Kilometer – das
zeigt die enorme Größe und das Marktpotenzial Russlands. Allein am Standort des größten
dieser Kraftwerke, Surgutskaya 2 in Sibirien, sollen bis 2010 Erzeugungskapazitäten von 800 Megawatt hinzukommen. Insgesamt plant E.ON an den Standorten von OGK-4 den Bau zusätzlicher
Kraftwerke mit insgesamt rund 2.400 Megawatt Kapazität. E.ON nutzt mit OGK-4 so aktiv die
Chancen für weiteres organisches Wachstum im vielversprechenden russischen Markt.
26
Adjusted EBIT um 10 Prozent gesteigert
Operativer Cashflow über Vorjahresniveau
Dividendenerhöhung auf 4,10  vorgesehen
Anstieg beim Adjusted EBIT für das Jahr 2008 erwartet
E.ON-Konzern1)
in Mio 
2007
2006
+/– %
Umsatz
68.731
64.091
+7
Adjusted EBITDA
12.450
11.724
+6
Adjusted EBIT
9.208
8.356
+10
Konzernüberschuss
7.724
6.082
+27
Konzernüberschuss
der Gesellschafter der E.ON AG
7.204
5.586
+29
5.115
4.682
+9
ROCE (in %)
14,5
13,8
+0,72)
Value Added
3.417
2.916
+17
8.726
7.161
+22
Wirtschaftliche
Netto-Verschuldung (31. 12.)
–24.138
–18.233
–32
Investitionen
11.306
5.037
+124
87.815
80.612
+9
1) Alle folgenden Erläuterungen zum E.ON-Konzern gelten gleichermaßen
für die E.ON AG.
Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit 2007
E.ON ist eines der weltweit größten privaten Energieunternehmen mit einem Umsatz von 68,7 Mrd  und rund 88.000
Mitarbeitern. Unser Geschäft erstreckt sich entlang der
gesamten Wertschöpfungskette im Strom- und Gasbereich
und ist gemäß der Struktur unserer Zielmärkte in Market
Units gegliedert. Das Unternehmen konzentriert sich auf die
Zielmärkte Zentraleuropa, Großbritannien, Nordeuropa und
den Mittleren Westen der USA. Im Jahr 2008 sollen die bestehenden Market Units durch die geografischen Market Units
Russia und Italy sowie die funktionalen Market Units Climate
& Renewables und Energy Trading ergänzt werden. Die sich
hieraus ergebenden Veränderungen für unsere Market-UnitStruktur und die Berichtssegmente sind im Prognosebericht
(Seite 68) erläutert.
Hauptaufgabe des Corporate Centers ist die Führung von
E.ON als integriertes Energieunternehmen, die strategische
Weiterentwicklung, die Steuerung sowie Sicherung der
erforderlichen Finanzierungsmittel, die marktübergreifende
Steuerung des Gesamtgeschäfts, die Risikosteuerung und
die laufende Optimierung des Portfolios. Wir verfolgen eine
wertorientierte Unternehmenspolitik, die auf verbesserte
Wettbewerbsfähigkeit und profitables Wachstum zielt.
Das Segment Corporate Center/Neue Märkte umfasst die
E.ON AG, Düsseldorf, und direkt von der E.ON AG geführte
Beteiligungen. Bis zum Jahresende 2008 werden auch neue
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Market Units – mit Ausnahme von Energy Trading – diesem
Segment zugeordnet. Für das Jahr 2007 betrifft dies die im
zweiten Halbjahr erworbenen Mehrheitsbeteiligungen an dem
russischen Großkraftwerksunternehmen OGK-4 und den Windparkbetreibern ENERGI E2 Renovables Ibéricas in Spanien sowie
Airtricity in Nordamerika. Darüber hinaus ordnen wir diesem
Segment die Konsolidierungsmaßnahmen im Rahmen des
Konzernabschlusses zu.
Die Führungsgesellschaften der Market Units Central Europe,
Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest sind verantwortlich für das Management der Zielmärkte. Business Units
führen das operative Geschäft.
E.ON Energie mit Sitz in München ist die Führungsgesellschaft der Market Unit Central Europe. Sie ist für das Stromgeschäft und das Downstream-Gasgeschäft in Zentraleuropa
zuständig.
Die Geschäftsfelder Zentraleuropa West Strom und West Gas
(im Wesentlichen Deutschland, die Niederlande und Italien)
umfassen:
• Betrieb konventioneller und nuklearer Kraftwerke sowie
die Stromerzeugung aus regenerativen Energien
• Stromtransport über Hoch- und Höchstspannungsnetze
• Regionale Verteilung von Strom, Gas und Wärme
• Stromhandel sowie Strom-, Gas- und Wärmevertrieb
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost (Tschechien, Slowakei,
Ungarn, Bulgarien, Rumänien) sind die Beteiligungen an den
dortigen regionalen Strom- und Gasversorgern zusammengefasst.
Im Geschäftsjahr 2007 versorgte Central Europe – einschließlich wesentlicher Minderheitsbeteiligungen – rund 17 Millionen
Kunden im In- und Ausland mit Strom und Gas.
In der Market Unit Pan-European Gas ist E.ON Ruhrgas, Essen,
als Führungsgesellschaft für das Management der vertikal
integrierten Wertschöpfungskette im europäischen 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 technische System betreut. Das Gastransportnetz
wird von E.ON Gastransport vermarktet. Für DownstreamBeteiligungen sind E.ON Ruhrgas International und Thüga
zuständig. Thüga konzentriert sich in Deutschland auf Minderheitsbeteiligungen an kommunalen Gas- und Stromversorgern. In Italien wurden bisher überwiegend Mehrheitsbeteiligungen an regional tätigen Gasversorgungsunternehmen
erworben. Bei E.ON Ruhrgas International liegt der Fokus auf
Energiebeteiligungen im übrigen europäischen Ausland mit
dem Schwerpunkt auf Osteuropa.
Die Market Unit UK wird von E.ON UK mit Sitz in Coventry,
England, geführt. Sie ist für das Energiegeschäft in Großbritannien zuständig. Das regulierte Geschäft beinhaltet die
Stromverteilung durch Central Networks. Zum unregulierten
Geschäft zählen Energiegroßhandel, Endkundengeschäft und
der Bereich Energy Services. Die Energiegroßhandelsaktivitäten umfassen die Stromerzeugung, den Energiehandel,
den Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die Entwicklung und den Betrieb von Anlagen zur Stromerzeugung aus
Erneuerbaren Energien und die Entwicklung bzw. Betriebsführung von Kraftwerken. Im Endkundengeschäft werden Stromund Gasdienstleistungen an Haushalts- und Geschäftskunden
verkauft. Im Jahr 2007 belieferte E.ON UK etwa 8 Millionen
Kunden. Davon waren 7,4 Millionen Haushaltskunden und
0,6 Millionen Geschäftskunden.
E.ON Nordic (Sitz in Malmö, Schweden) ist die Führungsgesellschaft der Market Unit Nordic. Das operative Geschäft
wird durch das integrierte Energieunternehmen E.ON Sverige
geführt, an dem E.ON Nordic eine Mehrheitsbeteiligung hält.
E.ON Sverige ist vor allem in Schweden, in geringerem Umfang
aber auch in Dänemark und Finnland aktiv.
Das operative Geschäft umfasst die Stromerzeugung, die
Wärmeerzeugung, die Strom- und Gasverteilung, das Endkundengeschäft in den Bereichen Strom-, Gas- und Wärmeversorgung sowie den Energiehandel. Ende des Jahres 2007
belieferte E.ON Nordic etwa eine Million Kunden.
Die Market Unit US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten
Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig. Das regulierte Geschäft
wird von den beiden Gesellschaften Louisville Gas and
Electric Company (LG&E) und Kentucky Utilities Company (KU)
betreut, die von E.ON U.S. mit Sitz in Louisville, Kentucky, USA,
geführt werden. Beide Energieunternehmen arbeiten mit
einem vertikal integrierten Geschäftsmodell. Die Aktivitäten
umfassen Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und
-vertrieb. Zusätzlich bietet LG&E Dienstleistungen in der Gasverteilung innerhalb ihres Versorgungsgebiets an.
LG&E und KU setzen Strom an rund 0,9 Millionen Kunden,
hauptsächlich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern
unterschiedliche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt LG&E
rund 0,3 Millionen Kunden in Kentucky mit Gas.
Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten
von zwei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an
denen US-Midwest Beteiligungen hält.
27
28
E.ON-Konzern: Market Units, Führungsgesellschaften, Geschäftsfelder und wesentliche Standorte1)
Corporate Center
E.ON AG, Düsseldorf
Central Europe
E.ON Energie AG
Pan-European Gas
E.ON Ruhrgas AG
UK
E.ON UK plc
Nordic
E.ON Nordic AB
US-Midwest
E.ON U.S. LLC
München, 100 %
Essen, 100 %
Coventry, 100 %
Malmö, 100 %
Louisville, 100 %
Zentraleuropa West Strom
Zentraleuropa West Gas
Zentraleuropa Ost
Sonstiges/Konsolidierung
Up-/Midstream
Downstream-Beteiligungen
Reguliertes Geschäft
Unreguliertes Geschäft
Deutschland
München
Hannover
Landshut
Bayreuth
Regensburg
Helmstedt
Quickborn
Kassel
Fürstenwalde/Spree
Erfurt
Paderborn
Köln
Deutschland
Essen
München
Nürnberg
Saarbrücken
Frankfurt/Main
Erfurt
Emstek
Friedeburg/Etzel
Großbritannien
Coventry
Nottingham
Schweden
Malmö
Niederlande
Den Haag
Voorburg
Italien
Mailand
Dalmine
Ungarn
Budapest
Tschechien
České Budějovice
Slowakei
Bratislava
Rumänien
Bac ău
|aşi
Bulgarien
Varna
Gorna
Ungarn
Budapest
Rumänien
Târgu Mureş
Finnland
Espoo
Lettland
Riga
Litauen
Vilnius
Slowakei
Bratislava
Russland
Moskau
Großbritannien
London
Aberdeen
Norwegen
Stavanger
Italien
Verona
Schweiz
Zug
1) Struktur bis zum 31. Dezember 2007
Finnland
Helsinki
USA
Louisville
Lexington
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Absatzmärkte und jeweilige Wettbewerbspositionen
Central Europe
E.ON besitzt damit eine ausgezeichnete Ausgangsposition,
um neuen Herausforderungen eines sich ändernden europäischen Marktumfeldes zu begegnen.
Nr. 2 in der Stromerzeugung
Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb
Energiepolitisches Umfeld
Pan-European Gas
Europa
Nr. 1 in der europäischen Gasversorgung
Der Europäische Rat der Staats- und Regierungschefs hat
sich im Frühjahr 2007 unter deutscher Präsidentschaft für
eine integrierte europäische Energie- und Klimapolitik ausgesprochen. Dazu gehören gesetzliche Maßnahmen zur
Vollendung des Energiebinnenmarktes, ein anspruchsvolles
Klimaschutzpaket, Ziele für den Ausbau der Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien und die Steigerung der Energieeffizienz.
UK
Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb
Nordic
Nr. 3 im Stromvertrieb
US-Midwest
Nr. 1 in der Stromerzeugung in Kentucky
Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb in Kentucky
Neue Märkte
Durch den Erwerb von OGK-4 im Jahr 2007 gehört E.ON zu
den führenden thermischen Stromerzeugern in Russland.
Mit der Akquisition von Airtricity North America und ENERGI E2
Renovables Ibéricas zählt E.ON mittlerweile zu den größten
Produzenten von Windenergie weltweit.
Strategie
E.ON gehört heute aufgrund einer gezielten Wachstums- und
Integrationsstrategie zu den führenden integrierten Energieunternehmen für Strom und Gas in Europa.
Grundlage hierfür ist eine nachhaltige Betätigung auf allen
Wertschöpfungsstufen (integriertes Geschäftsmodell).
•
Die vertikale Integration von der Stromerzeugung in
Kraftwerken und der Gasproduktion (upstream) über
den Großhandel (midstream) bis zum Vertrieb beim
Endkunden (downstream) ermöglicht uns gleichzeitig
Geschäftsoptimierung und Risikosteuerung.
•
Die horizontale Integration zwischen Strom und Gas generiert aus dem Zusammenwachsen beider Energieträger –
insbesondere durch die zunehmend wichtigere Rolle
von Gas in der Stromerzeugung sowie auf der Vertriebsstufe – Synergie- und Wachstumspotenziale.
•
Die zunehmende Erweiterung Europas und eine regionale
Integration eröffnen uns weitere Wachstumspotenziale
und bieten zunehmend Möglichkeiten zur Risiko- und
Asset-Optimierung.
Im September 2007 legte die Kommission dazu ein drittes
Liberalisierungspaket vor. Ziel ist, auf dem europäischen
Strom- und Gasbinnenmarkt mehr Dynamik zu entfalten.
Das Paket enthält weitgehende Strukturmaßnahmen, unter
anderem Vorschläge für eine Eigentumsentflechtung des
Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetriebs von der Erzeugung bzw. vom Import und vom Vertrieb sowie Vorschläge
zur Regulierung des Erzeugungs- und Großhandelsmarktes.
Darüber hinaus einigte sich der Europäische Rat im Frühjahr
2007 auf umfassende Klimaschutzziele, die bis 2020 erreicht
werden sollen. Beschlossen wurden unter anderem das von
der Kommission vorgeschlagene verbindliche Gesamtziel
zur Reduktion der Treibhausgasemissionen um mindestens
20 Prozent gegenüber 1990 sowie der Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auf 20 Prozent vom
Energieverbrauch der EU.
Die Energieeffizienz soll ebenfalls deutlich gesteigert werden.
Das von der Kommission geschätzte gemeinschaftsweite
Einsparpotenzial von 20 Prozent soll bis zum Jahr 2020 ausgeschöpft werden.
Entscheidungen über den Energiemix sollen von den Mitgliedstaaten beschlossen werden. Angesichts des hohen
Beitrags der Kernenergie zur Energieversorgung in der EU
betonte der Rat die Notwendigkeit eines breiten Dialogs über
die Chancen und Risiken der Kernenergie in der Gemeinschaft.
29
30
Deutschland
Anreizregulierung
Das Bundeskabinett hat vor dem Hintergrund der EU-Klimaschutzziele im August 2007 Eckpunkte für ein integriertes
Energie- und Klimaprogramm (IEKP) beschlossen. Mit dem IEKP
sollen weltweit Maßstäbe gesetzt werden. Zur Umsetzung
der Eckpunkte beschloss das Bundeskabinett am 5. Dezember
2007 ein umfangreiches Maßnahmenpaket.
Im November 2007 trat die Anreizregulierungsverordnung
in Kraft. Gemäß der Verordnung startet die Anreizregulierung
im Januar 2009. Es ist nun Aufgabe der BNetzA und der
Länderregulierungsbehörden, die Anreizregulierung konkret
auszugestalten und umzusetzen. Die BNetzA hat dazu Festlegungskompetenzen unter anderem bei der Definition des
kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes und der Parameter
für den Effizienzvergleich sowie bei der Ausgestaltung von
Investitionsbudgets zum Netzausbau.
Das IEKP basiert auf dem Ziel, bis zum Jahr 2020 den Ausstoß
von Treibhausgasen in Deutschland um bis zu 40 Prozent
gegenüber 1990 zu verringern. Dazu sollen unter anderem
Energien effizienter eingesetzt werden und CO2-ärmere
Energieerzeugung verstärkt zum Einsatz kommen. Ein weiteres Ziel ist, bis zum Jahr 2020 durch die Erzeugung aus
dem Bereich Erneuerbare Energien 25 bis 30 Prozent des Stromverbrauchs zu decken.
Auf Basis der Emissionshandels-Richtlinie sind die EU-Mitgliedstaaten verpflichtet, Nationale Allokationspläne für die
Verteilung von CO2-Rechten vorzulegen. Der in Brüssel genehmigte Nationale Allokationsplan für die zweite Handelsperiode
trat in Deutschland im August 2007 als Zuteilungsgesetz
2012 in Kraft. Demnach wird in der zweiten Handelsperiode
die Gesamtzuteilung gegenüber der ersten Handelsperiode
verringert und von 2008 bis 2012 die jährliche Zuteilungsmenge in Deutschland bei den Teilnehmern des Emissionshandels um knapp 10 Prozent gekürzt und auf 453 Mio t CO2
begrenzt.
Netzentgeltgenehmigungsverfahren
Anfang Juli bzw. Anfang Oktober 2007 mussten die Stromund Gasnetzbetreiber in Deutschland zum zweiten Mal Anträge
zur Genehmigung ihrer Netzentgelte bei den zuständigen
Regulierungsbehörden stellen. In dieser zweiten Genehmigungsrunde werden die Netzentgelte für 2008 bestimmt und
damit gleichzeitig die Ausgangsbasis für die ab 2009 startende Anreizregulierung festgelegt. Wie in der ersten Entgeltrunde ist es auch jetzt wieder zu Verzögerungen gekommen.
So hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) erst wenige Bescheide
im Strombereich für Wettbewerber erteilt. Die ersten Bescheide
für E.ON Energie stehen unmittelbar bevor. Auch im Gasbereich, in dem noch drei Monate mehr Zeit ist, zeichnen sich
Verzögerungen ab.
Gasnetzzugang
Die deutsche Gaswirtschaft hatte im ersten Halbjahr 2006
eine Kooperationsvereinbarung über die künftige Abwicklung des Netzzugangs entwickelt. Das darin neben der Zweivertragsvariante vorgesehene Einzelbuchungsmodell wurde
von der BNetzA am 17. November 2006 als nicht zulässig
bezeichnet. Daher war eine Überarbeitung der Kooperationsvereinbarung erforderlich. Die mit der BNetzA abgestimmte
Fassung ist am 1. Juni 2007 mit Wirkung ab dem 1. Oktober
2007 in Kraft getreten.
Seit Beginn des neuen Gaswirtschaftsjahres zum 1. Oktober
2007 haben Transportkunden nun die Möglichkeit, grundsätzlich nur noch jeweils einen Ein- und einen Ausspeisevertrag
abzuschließen, um die Endkunden zu erreichen. Netzzugangsverträge, die nach Wirksamwerden der Kooperationsvereinbarung (19. Juli 2006) geschlossen wurden, sind bis zum
1. April 2007 auf die Abwicklung nach dem Zweivertragsmodell umgestellt worden. Alle anderen Altverträge wurden
bis zum 1. Oktober 2007 angepasst.
Das Zweivertragsmodell wird in den sogenannten Marktgebieten angewendet. Zu Beginn der Beratungen existierten
über 20 Marktgebiete in Deutschland, innerhalb denen Kapazitäten frei zugeordnet werden konnten. BNetzA und Politik
forderten, diese Zahl deutlich zu reduzieren. E.ON Gastransport (EGT) hat die Zahl ihrer Marktgebiete von vier auf zwei
reduziert. Aufgrund der unterschiedlichen Gasbeschaffenheiten weist das Transportnetz der EGT damit ein H- und ein
L-Marktgebiet auf. Derzeit führen die Marktgebietsbetreiber
Verhandlungen über die weitere Zusammenlegung von Marktgebieten zum 1. Oktober 2008. Es wird davon ausgegangen,
dass die Anzahl der Marktgebiete dann nur noch bei ungefähr zehn liegen wird.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Ende 2007 hat die BNetzA ein Konsultationsverfahren zur
Reformierung des Modellkonzepts zum Regel- und Ausgleichsenergiemarkt im deutschen Gasmarkt eingeleitet. Die BNetzA
beabsichtigt eine grundlegende Neugestaltung des Ausgleichs- und Regelenergiemarktes zum 1. Oktober 2008.
Derzeit verhandeln die Verbände mit der BNetzA über das
Zielmodell.
Novelle des Kartellrechts
Im Dezember 2007 trat die verschärfte kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht im Strom- und Gasbereich in § 29 GWB in
Kraft. Demnach kann ein Missbrauch bereits dann unterstellt
werden, wenn ein Anbieter Entgelte fordert, die ungünstiger
sind als die Entgelte anderer Versorger, oder wenn ein marktbeherrschendes Unternehmen Entgelte fordert, die die Kosten
in unangemessener Weise überschreiten.
Im Gegensatz zu dem Ziel der EU, den Wettbewerb zu stärken, können mit diesem Gesetz die bisher nicht regulierten
Bereiche Erzeugung und Handel/Vertrieb unter eine stärkere
marktfremde staatliche Kontrolle fallen.
Wettbewerbsmaßnahmen
Die von E.ON bereits im Jahr 2006 angestoßene Initiative zur
Wettbewerbsbelebung – mit einer Reihe von Sofortmaßnahmen in allen Segmenten der Wertschöpfungskette – wurde
im Jahr 2007 vollständig umgesetzt. Dazu gehören der Ausbau der Netzkuppelstellen zwischen Deutschland und den
Nachbarstaaten, die Veröffentlichung der relevanten Daten
über die verfügbare Kraftwerkskapazität, die Vermarktung
von Kraftwerkskapazität über die Strombörse EEX sowie die
Reduzierung der vier Marktgebiete innerhalb des Gastransportnetzes von E.ON Gastransport auf jeweils ein H-Gas- und
ein L-Gas-Gebiet. Als wichtigen Beitrag zur Schaffung von
Transparenz veröffentlicht E.ON seit 2007 Erzeugungs- und
Netzdaten im Internet unter www.eon-schafft-transparenz.de.
Als Folge der Finanzkrise wird für 2007 ein deutlich geringeres
Wachstum in den USA erwartet.
Im Euro-Raum verlief die wirtschaftliche Entwicklung sehr
erfreulich. Träger des Wachstums waren die Investitionen
und der etwas schwächere Konsum. In Großbritannien und
Schweden trieben der Konsum und die Investitionen das
Wachstum an, während vom Außenbeitrag schwächere
Impulse kamen. In den Beitrittsländern zeigte sich laut SVR
wiederum ein dynamisches Wachstum für 2007. Während in
Polen eine robuste Investitionsgüternachfrage zu verzeichnen
war, boomte die tschechische Konjunktur aufgrund der guten
Konsumnachfrage und die Slowakei verzeichnete kräftige
Exportsteigerungen. In Deutschland schwächte sich das
Wachstum 2007 zwar aufgrund der zu Jahresanfang erhöhten
Umsatzsteuer ab, der befürchtete Einbruch blieb aber aus.
Das hohe Niveau der internationalen Energiepreise wurde
durch die gleichzeitige Abwertung des US-Dollars in seiner
Wirkung auf die Binnenkonjunktur abgemildert.
Entwicklung des realen
Bruttoinlandsprodukts 2007
Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %
Deutschland
2,5
Frankreich
1,9
Italien
1,8
Spanien
3,7
Euro-Raum
2,6
Schweden
3,3
Großbritannien
3,0
2,7
EU-16
Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen
Im Jahr 2007 befand sich die Weltwirtschaft in einem sehr
robusten Zustand, als im Sommer die Finanzmärkte nach
einer Krise am Immobilienmarkt in den USA instabiler wurden.
Nach Schätzungen des Sachverständigenrates der Bundesregierung zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (SVR) lag das reale Wirtschaftswachstum 2007 mit
3,7 Prozent leicht unter dem Vorjahresniveau von 3,9 Prozent.
Ferner dämpfte der Ölpreis, der zeitweise fast die 100 US-$
pro Barrel-Marke erreichte, die konjunkturelle Entwicklung
und nährte Inflationsängste. Es zeigten sich aber regionale
Wachstumsunterschiede mit einer deutlichen wirtschaftlichen Expansion in China und anderen Schwellenländern,
schwächerem Zuwachs in Japan sowie einer leicht abgeschwächten Entwicklung in der Europäischen Union.
EU-27
2,9
USA
2,1
Japan
2,0
0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
Quelle: Sachverständigenrat, November 2007; Statistisches Bundesamt
31
32
Branchensituation
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland, unserem wichtigsten Absatzmarkt, ist im Jahr 2007 wegen milder Temperaturen und hoher Energiepreise um 5 Prozent auf 472 Mio t
Steinkohleeinheiten (SKE) gegenüber dem Vorjahr zurückgegangen. Der Mineralölverbrauch sank um rund 10 Prozent
auf 160 Mio t SKE. Mit einem Anteil von über 33,8 Prozent
blieb Mineralöl der mit Abstand wichtigste Energieträger.
Der Erdgasverbrauch ging um 4,5 Prozent auf 107 Mio t SKE
zurück. In der Stromerzeugung erreichte der Erdgaseinsatz
nicht ganz das Vorjahresniveau. Auch die Industrie verbrauchte
weniger Erdgas als im Vorjahr. Der Verbrauch von Steinkohle
nahm durch die höhere Nachfrage der Elektrizitätswirtschaft
und der Stahlindustrie um 1,5 Prozent auf 66,6 Mio t SKE zu.
Der Braunkohleverbrauch nahm wegen höherer Kraftwerksnachfrage um rund 3 Prozent auf 55,2 Mio t SKE zu. Die
Stromerzeugung aus Kernenergie sank um 16 Prozent auf
52,3 Mio t SKE, weil einige Kraftwerke nicht oder nur teilweise
in Betrieb waren. Die Stromerzeugung aus Wasserkraft
stieg leicht. Aus Windenergie und sonstigen Energieträgern
wurde 30 Prozent bzw. 18 Prozent mehr Strom erzeugt. Der
Anteil der Erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch
erreichte im Jahr 2007 6,6 Prozent gegenüber 5,4 Prozent im
Vorjahr.
Die Bruttostromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland
sank im Jahr 2007 um 0,8 Prozent auf rund 631,5 Mrd kWh
(Vorjahr: 636,8 Mrd kWh). Die Anteile von Kernenergie und
Mineralöl an der Erzeugung sanken zum Teil deutlich, während die Stromerzeugung aus Braunkohle, Steinkohle, Gas
und Erneuerbaren Energien zunahm.
Bruttostromerzeugung 2007 in Deutschland
Anteile in %
insgesamt 631,5 Mrd kWh
22,2 Kernenergie
24,7 Braunkohle
22,4 Steinkohle
11,6 Erdgas
1,3 Mineralöl
4,3 Wasserkraft
6,3 Windkraft
7,2 Sonstige
Quelle: BDEW (vorläufige Zahlen)
Primärenergieverbrauch 2007 in Deutschland
Anteile in %
2007
2006
Mineralöl
33,8
35,5
Erdgas
22,7
22,6
Steinkohle
14,1
13,2
Braunkohle
11,7
10,8
Kernenergie
11,1
12,5
Wasser- und Windkraft
1,5
1,3
Sonstige inkl. Außenhandelssaldo Strom
5,1
4,1
100,0
100,0
Summe
Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen)
Gemäß vorläufig veröffentlichter Zahlen nahm im Jahr 2007
der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland mit
337,7 Mrd kWh im Vergleich zum Vorjahr (350 Mrd kWh) ab.
Der Gasverbrauch lag bei 1.053 Mrd kWh und damit leicht
über dem Vorjahresniveau.
In den nordeuropäischen Ländern wurde im Jahr 2007 rund
3 Mrd kWh mehr Strom verbraucht als im entsprechenden
Vorjahreszeitraum. Anfang 2007 war der Verbrauch aufgrund
der vergleichsweise hohen Temperaturen niedriger als 2006.
Seit dem Sommer stieg die Nachfrage bis zum Jahresende
kontinuierlich. Die Nettostromimporte aus den umliegenden
Ländern gingen von 11 Mrd kWh im Jahr 2006 auf 2,7 Mrd kWh
zurück. Der Nettostromexport nach Deutschland lag bei
7,3 Mrd kWh im Vergleich zu 1,5 Mrd kWh im Vorjahr. Die Wasserstände blieben im Jahr 2007 insgesamt über dem normalen
Niveau. Anfang und Ende 2007 lagen sie rund 7 Mrd kWh
über dem Normalstand.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Der Stromverbrauch im Mittleren Westen der USA ist im Jahr
2007 um rund 3,5 Prozent gestiegen. Dies ist auf die gestiegene Nachfrage aufgrund der kälteren Witterung im Februar
und den vergleichsweise warmen Sommer zurückzuführen.
Der Gasverbrauch nahm im gleichen Zeitraum um rund
6 Prozent zu. Hierfür waren im Wesentlichen gestiegene
Absatzmengen an private Haushalte und Gewerbekunden
durch die niedrigeren Temperaturen zu Jahresbeginn verantwortlich.
Seit Januar 2007 erhöhte sich der Preis für Brent-Rohöl aufgrund der wiederauflebenden Spannungen im Mittleren
Osten und Nigeria sowie der gesunkenen Lagerbestände bei
Ölprodukten in den USA erheblich. Darüber hinaus trug die
deutliche Abwertung des Dollars gegenüber anderen Währungen zu dem starken Anstieg der vorrangig vom Dollar
abhängigen Brent-Rohölpreise bei. Ende Dezember 2007 lag
der Preis für Brent-Rohöl auf nahezu 96 US-$ pro Barrel und
damit rund 46 US-$ über dem Preis im Januar 2007.
Energiepreisentwicklung
Die Kohlepreise nahmen im Jahresverlauf kontinuierlich zu,
insbesondere im zweiten Halbjahr 2007. Im Dezember
erreichten sie mit 117 US-$ pro Tonne das höchste Niveau
seit Juni 2004. Der Anstieg war im Wesentlichen auf die
anhaltend starke Nachfrage im pazifischen Markt, hohe
Frachtkosten (rund 30 Prozent des Kohlepreises) und den
schwachen Dollar, der die Kaufkraft anderer Währungen
stärkte, zurückzuführen.
Im Jahr 2007 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa
von drei wesentlichen Faktoren beeinflusst:
• den Preisen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate,
• der milden Witterung,
• der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien.
In den ersten Wochen des Jahres gingen die Großhandelspreise auf den meisten Strom- und Gasmärkten in Europa
zurück. Seit März 2007 nahmen sie infolge höherer Kohleund Ölpreise sowie steigender Preise für CO2-Zertifikate für
die zweite Handelsperiode wieder zu.
In Deutschland wurde im Oktober durch die gestiegenen
Kohlepreise ein neuer Höchstpreis von 62  pro MWh
erreicht. Am Jahresende notierte der Strompreis in Deutschland bei 61  pro MWh.
Preisentwicklung für CO2-Zertifikate
in Europa
/t
CO2-Zertifikate Phase 2
CO2-Zertifikate Phase 1
30
20
10
Entwicklung der Großhandelspreise
für Strom in den E.ON-Kernmärkten
/MWh 1)
UK Baseload
US Baseload
0
EEX Baseload
Nord Pool Baseload
80
70
60
50
40
30
20
10
1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06 1.1.07 1.4.07 1.7.07 1.10.07
1) für Lieferungen im Folgejahr
1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06 1.1.07 1.4.07 1.7.07 1.10.07
Die Preise für CO2-Zertifikate der zweiten Handelsperiode
stiegen aufgrund der im Vergleich zu den stabileren Steinkohlepreisen hohen Öl- und Gaspreise sowie der Entscheidung der EU-Kommission, die von den nationalen Regierungen vorgeschlagenen Obergrenzen für CO2-Emissionen zu
reduzieren.
33
34
Entwicklung der Preise für Öl und Gas in den E.ON-Kernmärkten
Monatsdurchschnittspreise
Rohöl Brent Frontmonat US-$/bbl
UK Gas Frontmonat /MWh
Deutscher Erdgasimportpreis /MWh
Bunde Gas Frontmonat /MWh
US Gas Frontmonat /MWh
/
MWh
US-$/
bbl
60
90
50
80
40
70
30
60
20
50
10
40
1.1.06
1.4.06
1.7.06
1.10.06
1.1.07
Strom- und Gasabsatz
Im Jahr 2007 stieg der Stromabsatz im E.ON-Konzern von
417,9 Mrd kWh im Vorjahr um 13 Prozent auf 470,8 Mrd kWh.
Der Zuwachs bei der Market Unit Central Europe um 17 Prozent
ist überwiegend auf deutlich höhere Mengen, die im
Zusammenhang mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer
Energien (EEG) in die Netze eingespeist wurden, zurückzuführen. Gemäß diesem Gesetz hat Strom, der aus Erneuerbaren Energien erzeugt wird, Vorrang bei der Einspeisung
ins Netz. Die entsprechenden Vergütungen werden in einem
festgelegten Verfahren vom Anlagenbetreiber über Netzbetreiber und Energieversorgungsunternehmen auf alle Endkunden umgelegt. Insbesondere bei Privatkunden konnten
die Kosten über die integrierten Preise der Grundversorgung
in der Regel nicht vollständig weitergegeben werden. Ferner
wirkten sich bei Central Europe höhere Absätze an Vertriebsund Handelspartner positiv aus. Der Stromabsatz bei der
Market Unit UK nahm um 5 Prozent, bei Nordic um 7 Prozent
und bei US-Midwest um 2 Prozent zu. Gründe sind gestiegene
Großhandelsmengen, größere Erzeugungsmengen aus
Wasserkraft in Schweden und die im Vergleich zum Vorjahr
günstige Temperaturentwicklung in Kentucky.
1.4.07
1.7.07
1.10.07
Stromabsatz 20071)
in Mrd kWh
insgesamt 470,8
313,7 Central Europe
77,8 UK
43,4 Nordic
35,9 US-Midwest
1) nicht konsolidierte Werte
Der Gasabsatz lag im Berichtszeitraum mit 1.212,5 Mrd kWh
um 2 Prozent über dem Vorjahreswert von 1.186,9 Mrd kWh.
Im Wesentlichen ist hierfür die ganzjährige Einbeziehung der
ungarischen E.ON Földgáz bei Pan-European Gas (+2 Prozent)
verantwortlich. Darüber hinaus konnte die Market Unit UK
ihre Gaslieferungen durch den zunehmenden Großhandelsabsatz um 1 Prozent steigern und bei US-Midwest (+10 Prozent)
wirkten sich vor allem die niedrigen Temperaturen zu Beginn
des Jahres im Mittleren Westen der USA positiv aus. Dagegen
führten die im Vergleich zum Vorjahr höheren Temperaturen
in Europa zu geringeren Absatzmengen bei Central Europe
(–2 Prozent) und Nordic (–9 Prozent).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Gasabsatz 20071)
in Mrd kWh
insgesamt 1.212,5
910,3 Pan-European Gas
Die Market Unit UK erzeugte mit 41,2 Mrd kWh rund 53 Prozent
des Strombedarfs (77,9 Mrd kWh) in eigenen Kraftwerken.
Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog UK
36,7 Mrd kWh. Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken
nahm gegenüber dem Vorjahr um 5,3 Mrd kWh zu.
126,2 Central Europe
157,1 UK
5,3 Nordic
13,6 US-Midwest
1) nicht konsolidierte Werte
Strom- und Gasbeschaffung
In eigenen Kraftwerken erzeugte die Market Unit Central
Europe mit 134,6 Mrd kWh rund 41 Prozent des Strombedarfs. Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog
Central Europe mit 192,6 Mrd kWh rund 28 Prozent mehr
Strom als im Vorjahr. Insgesamt erhöhte sich die Strombeschaffung um 16 Prozent auf 327,2 Mrd kWh.
Pan-European Gas bezog das Erdgas nach wie vor aus deutscher Produktion und im Wesentlichen aus fünf Exportländern. Das Gesamtaufkommen von insgesamt 698 Mrd kWh
verteilte sich dabei wie folgt:
• Deutschland 18 Prozent
• Russland 26 Prozent
• Norwegen 25 Prozent
• Niederlande 17 Prozent
• Großbritannien 10 Prozent
• Dänemark 3 Prozent
• Andere 1 Prozent
Nordic erzeugte rund zwei Drittel des Strombedarfs von
45,5 Mrd kWh in eigenen Kraftwerken. Der Bezug von
Gemeinschaftskraftwerken und Fremden lag bei 15,3 Mrd kWh
(Vorjahr 14,8 Mrd kWh).
Bei US-Midwest belief sich die Stromerzeugung auf
36,7 Mrd kWh. In eigenen Kraftwerken wurden rund 92 Prozent
des Strombedarfs erzeugt, von Fremden bezog die Market
Unit mit 2,9 Mrd kWh 12 Prozent weniger Strom als im Vorjahr.
35
36
Ertragslage
Umstellung der Konzernrechnungslegung auf
International Financial Reporting Standards (IFRS)
Der Konzernabschluss der E.ON AG wurde bis zum Ende des
Geschäftsjahres 2006 nach den in den USA geltenden United
States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP)
aufgestellt. Seit Beginn des Geschäftsjahres 2007 berichten
wir gemäß den Vorschriften der International Financial
Reporting Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden
sind. Diese weichen in einigen Aspekten wesentlich von
US-GAAP ab. Detaillierte Erläuterungen zur Umstellung der
Konzernrechnungslegung auf IFRS und IFRS-Überleitungsrechnungen befinden sich auf den Seiten 203 bis 209 im
Konzernabschluss und auf der Seite 211.
Geschäftsentwicklung
Die konjunkturelle Entwicklung hatte keine nennenswerten
Auswirkungen auf unser Geschäft. Während der Energieverbrauch in Deutschland und im Absatzgebiet von UK im Jahr
2007 abnahm, legte der Strom- und Gasverbrauch in den
nordeuropäischen Ländern und in Kentucky leicht zu. Insgesamt entwickelte sich unser Geschäft erfreulich. Wir konnten
das Adjusted EBIT deutlicher steigern, als wir zum Jahresende 2006 erwartet hatten. Unsere Market Units UK, Nordic
und US-Midwest arbeiten außerhalb des Euro-Raums. Die
jeweiligen Wechselkurse hatten im Geschäftsjahr 2007 – mit
Ausnahme bei US-Midwest – keinen wesentlichen Einfluss
auf unsere Ertragslage.
Die folgenden Transaktionen haben unser Geschäft im Jahr
2007 beeinflusst.
Transaktionen im Geschäftsjahr 2007
Erwerbe
ENERGI E2 Renovables Ibéricas
E.ON Climate & Renewables GmbH hat am 13. August 2007
100 Prozent der Anteile an der ENERGI E2 Renovables Ibéricas
S.L.U. (E2-I), Madrid, Spanien, erworben. Der Kaufpreis betrug
insgesamt rund 481 Mio . E2-I und ihre Tochtergesellschaften
wurden zum 31. August 2007 erstkonsolidiert. E2-I betreibt über
ihre Tochter- und Beteiligungsgesellschaften im Wesentlichen
Windparks in Spanien und Portugal mit einer installierten
Leistung von rund 260 MW. Eine größere Projektpipeline steht
in den nächsten Jahren zur weiteren Entwicklung an.
OGK-4
Am 12. Oktober 2007 hat E.ON von der staatlichen russischen
Energieholding RAO UES die Mehrheit an der russischen
Großkraftwerksgesellschaft OAO OGK-4 (OGK-4) erworben.
Nach Übernahme weiterer, kleinerer Tranchen im Anschluss
an den Mehrheitserwerb hält E.ON zum Bilanzstichtag einen
Kapitalanteil von 72,7 Prozent an OGK-4. Hierfür wurden
unter Berücksichtigung einer vertraglich vereinbarten Kapitalerhöhung von 1,3 Mrd  zur Finanzierung des geplanten
Investitionsprogramms der nächsten Jahre insgesamt rund
4,4 Mrd  aufgewendet. Nach russischem Kapitalmarktrecht
war E.ON verpflichtet, ein öffentliches Übernahmeangebot
für die Anteile der Minderheitsaktionäre der OGK-4 zu unterbreiten, das am 15. November 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
3,4 Prozent an OGK-4 übernehmen und seinen Kapitalanteil
somit auf insgesamt 76,1 Prozent erhöhen. RAO UES hat das
Übernahmeangebot für ihren verbleibenden Anteil an OGK-4 in
Höhe von 22,5 Prozent erwartungsgemäß nicht angenommen.
OGK-4 betreibt an fünf Standorten konventionelle Kraftwerke
mit einer installierten Gesamtleistung von 8,6 Gigawatt (GW)
und plant an den vorhandenen Standorten bis 2011 den Bau
weiterer Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 2,4 GW. Die
erstmalige Einbeziehung der Gesellschaft in den E.ON-Konzernabschluss erfolgte im vierten Quartal 2007.
Skarv und Idun
Im Oktober 2007 hat E.ON Ruhrgas 28 Prozent der Anteile an
den bedeutenden norwegischen Erdgasfeldern Skarv und
Idun erworben. Der Kaufpreis einschließlich Anschaffungsnebenkosten betrug etwa 641 Mio . Für die Entwicklung der
Felder werden anteilig rund 1,4 Mrd US-$ investiert. Die Felder liegen in der nördlichen Norwegischen See knapp unterhalb des Polarkreises. Die von E.ON erworbenen Reserven
betragen rund 18,4 Mio Standard-Kubikmeter Öläquivalent.
Airtricity
E.ON North America Holdings LLC hat am 18. Dezember 2007
sämtliche Anteile an der Airtricity Inc., Chicago, Illinois, USA,
zu einem Kaufpreis von rund 580 Mio  erworben. Airtricity
betreibt mehrere Windparks in den Bundesstaaten Texas
und New York mit einer installierten Kapazität von rund
250 MW. Die Erstkonsolidierung der Airtricity-Gesellschaften
erfolgte zum 31. Dezember 2007.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Veräußerungen
ONE
E.ON hat gemeinsam mit den Mitgesellschaftern Telenor und
Tele Danmark im Juni einen Vertrag über die Veräußerung
ihrer Anteile an dem österreichischen Telekommunikationsunternehmen ONE an ein Bieterkonsortium, bestehend aus
France Télécom und dem Finanzinvestor Mid Europa Partners,
unterzeichnet. Die Übertragung des 50,1-Prozent-Anteils
von E.ON erfolgte am 2. Oktober 2007. E.ON realisierte aus
der Veräußerung unter Berücksichtigung der zur Verfügung
gestellten Gesellschafterdarlehen einen Mittelzufluss von
rund 569 Mio  sowie einen Abgangsgewinn in der Größenordnung von 321 Mio .
RAG
E.ON, ThyssenKrupp und RWE haben am 7. August 2007 mit
der RAG-Stiftung vereinbart, die von ihnen gehaltenen Aktien
der RAG an die RAG-Stiftung zu veräußern. Die drei Gesellschafter hielten insgesamt 90 Prozent des Aktienkapitals.
Die Übertragung des E.ON-Aktienpaketes wurde zum 30. November 2007 zu einem Kaufpreis von 1  vollzogen.
Nicht fortgeführte Aktivitäten
WKE
E.ON U.S. betreibt durch ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft Western Kentucky Energy Corp. (WKE), Henderson,
Kentucky, USA, im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer
Gesamtlaufzeit von 25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers
Electric Corporation (BREC), eines genossenschaftlichen
Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA. Im März
2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Aufhebungsvereinbarung zur Beendigung des Leasingvertrags und der
Betriebsführungsvereinbarungen für neun kohlebefeuerte
Kraftwerke und eine ölbefeuerte Stromerzeugungsanlage im
westlichen Kentucky. Der Vollzug der Vereinbarung hängt
von der Erfüllung zahlreicher Bedingungen ab, wie etwa der
Überprüfung und Zustimmung durch verschiedene Aufsichtsbehörden und der Einwilligung anderer betroffener Parteien.
In Abhängigkeit vom Vorliegen dieser Voraussetzungen
erwarten die Vertragsparteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung zur Jahresmitte 2008. WKE wurde
daher weiterhin als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen.
Entwicklung wesentlicher Positionen der
Die anderen aktivierten Eigenleistungen nahmen um 31 Prozent
bzw. 122 Mio  auf 517 Mio  (Vorjahr: 395 Mio ) zu. Dies ist
im Wesentlichen auf Engineering-Leistungen im Zusammenhang mit Neubauprojekten zurückzuführen.
Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 2 Prozent auf
7.776 Mio  (Vorjahr: 7.914 Mio ) gesunken. Im Jahr 2007
entfielen insgesamt 1,6 Mrd  auf die Veräußerung von
Beteiligungen und Wertpapieren, 1,8 Mrd  auf Erträge aus
derivativen Finanzinstrumenten und 3,3 Mrd  auf Erträge
aus Währungskursdifferenzen. In den übrigen sonstigen
betrieblichen Erträgen sind vor allem Auflösungen von
Wertberichtigungen, Miet- und Pachterträge, Schrott- und
Materialverkäufe sowie vereinnahmte Schadensersatzleistungen enthalten.
Beim Materialaufwand verzeichneten wir einen Zuwachs
um 3.515 Mio  auf 50.223 Mio  (Vorjahr: 46.708 Mio ).
Für diesen Anstieg ist hauptsächlich höherer Aufwand im
Bereich des Übertragungsnetzes infolge der Einspeisung
größerer Strommengen gemäß dem EEG bei Central Europe
verantwortlich.
Der Personalaufwand erhöhte sich von 4.529 Mio  im Jahr
2006 leicht auf 4.597 Mio  im Jahr 2007. Während er in der
Market Unit UK vor allem durch den Aufbau eines neuen
Geschäftszweigs um 137 Mio  zunahm, fiel er bei Central
Europe (68 Mio ) insbesondere durch geringere Rückstellungen für Altersteilzeit.
37
38
Ertragslage
Im Jahr 2007 lagen die Abschreibungen mit 3.194 Mio  unter
dem Vorjahreswert von 3.670 Mio . Der Rückgang ist vor
allem durch geringere außerplanmäßige Abschreibungen
begründet. Diese betrafen im Vorjahr bei Central Europe
(236 Mio ) insbesondere regulierungsbedingt vorgenommene
außerplanmäßige Abschreibungen, bei UK (204 Mio ) vor
allem außerplanmäßige Abschreibungen auf Gasspeicherund Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, bei Nordic (70 Mio )
außerplanmäßige Abschreibungen auf das Wärmegeschäft
und bei Pan-European Gas (73 Mio ) unter anderem die
Abschreibung auf ein Verwaltungsgebäude. Diese Effekte
wurden teilweise durch höhere planmäßige Abschreibungen
kompensiert.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen verringerten
sich um 18 Prozent bzw. 2.183 Mio  auf 9.724 Mio 
(Vorjahr: 11.907 Mio ). Dies ist im Wesentlichen auf geringere
realisierte Aufwendungen aus Währungsdifferenzen von
3.218 Mio  (Vorjahr 4.447 Mio ) und niedrigere Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten in Höhe von
1.331 Mio  (Vorjahr 3.052 Mio ) in den Market Units UK,
Pan-European Gas und Nordic zurückzuführen.
Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen lag bei
1.147 Mio , verglichen mit 748 Mio  im Jahr 2006. Der Anstieg
um 53 Prozent beruht im Wesentlichen auf dem höheren
Ergebnis bei Pan-European Gas. Bei dieser Market Unit war
das Vorjahresergebnis insbesondere durch regulierungsbedingte Abschreibungen belastet. Im laufenden Geschäftsjahr
wirkten sich außerdem höhere Gewinne aus at equity bewerteten Beteiligungen aufgrund eines latenten Steuerertrags
infolge der deutschen Unternehmenssteuerreform positiv aus.
Ergebnisentwicklung
Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige
Ertragskraft unserer Geschäfte verwenden wir ein um
außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen
und Steuern (Adjusted Earnings before Interest and Taxes =
Adjusted EBIT). Das Adjusted EBIT eignet sich, die operative
Leistung der einzelnen Market Units zu beurteilen.
Zur Berechnung des Adjusted EBIT wird das Ergebnis aus
fortgeführten Aktivitäten vor Steuern um das wirtschaftliche Zinsergebnis, Netto-Buchgewinne, Aufwendungen für
Restrukturierung/Kostenmanagement und das sonstige
nicht operative Ergebnis bereinigt.
Zur Ermittlung des wirtschaftlichen Zinsergebnisses wird
das Zinsergebnis gemäß Gewinn- und Verlustrechnung
nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt und um außergewöhnliche 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 Aufwendungen und Erträge mit
einmaligem bzw. seltenem Charakter zusammengefasst.
Je nach Einzelfall können hier unterschiedliche Positionen
der Gewinn- und Verlustrechnung betroffen sein. So sind
zum Beispiel Effekte aus der Marktbewertung von Derivaten
in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen und Erträgen
sowie Wertminderungen auf Sachanlagen in den Abschreibungen enthalten.
Entwicklung des Konzernüberschusses
Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG lag
mit 7,2 Mrd  um 29 Prozent über dem Vorjahresniveau.
Konzernüberschuss
in Mio 
2007
2006
+/– %
Adjusted EBIT
9.208
8.356
+10
Wirtschaftliches Zinsergebnis
–960
–948
–
Netto-Buchgewinne
1.345
829
–
Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement
–77
–
–
Sonstiges nicht operatives
Ergebnis
167
–2.890
–
9.683
5.347
+81
–2.289
–40
–
7.394
5.307
+39
Ergebnis aus fortgeführten
Aktivitäten vor Steuern
Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag
Ergebnis aus fortgeführten
Aktivitäten
Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten
Konzernüberschuss
Anteil der Gesellschafter
der E.ON AG
Minderheitsanteile
330
775
–57
7.724
6.082
+27
7.204
520
5.586
496
+29
+5
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die positive operative Ergebnisentwicklung des E.ON-Konzerns
setzte sich auch im Geschäftsjahr 2007 fort. Wir konnten
beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres deutlich
übertreffen.
Das wirtschaftliche Zinsergebnis liegt nahezu auf dem Niveau
des Vorjahres.
in Mio 
2007
2006
Zinsergebnis laut
–951
–1.045
Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (–)
Summe
–9
97
–960
–948
Im Geschäftsjahr 2007 nahmen die Netto-Buchgewinne um
516 Mio  gegenüber dem Vorjahresniveau zu. Sie fielen
wie im Jahr 2006 im Wesentlichen bei der Veräußerung von
Wertpapieren bei der Market Unit Central Europe an.
sind im Jahr 2007 insbesondere im Endkundengeschäft bei
UK entstanden. Im Vorjahr sind Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement nicht angefallen.
Das sonstige nicht operative Ergebnis war vor allem durch die
stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten (564 Mio €)
geprägt, mit denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert wird. Die Verbesserung um rund
2,5 Mrd  ist insbesondere auf positive Ergebniseffekte bei
den Market Units Pan-European Gas und UK zurückzuführen.
Dagegen belasteten die Kosten im Zusammenhang mit dem
Akquisitionsvorhaben Endesa (288 Mio ) und mit dem Sturm
in Schweden zu Beginn des Jahres 2007 (95 Mio ) das Ergebnis. Im Jahr 2006 wirkten sich infolge der Kürzung der Netznutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur bei Central
Europe und Pan-European Gas Wertminderungen im Gasverteilnetz sowie bei Minderheitsbeteiligungen mit Aktivitäten
im Netzbereich in Höhe von insgesamt 374 Mio  negativ
aus. Darüber hinaus mussten im Vorjahr Wertminderungen
für Gasspeicher- und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK
(187 Mio ) sowie für Sachanlagen bei den Market Units
Pan-European Gas und Nordic (insgesamt 100 Mio ) vorgenommen werden.
Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern nahm
gegenüber dem Vorjahreswert erheblich zu. Hierzu trugen
die operative Ergebnisverbesserung und insbesondere die
positiven Effekte aus der stichtagsbezogenen Derivatebewertung sowie die höheren Netto-Buchgewinne bei.
Der Anstieg des Steueraufwands um 2.249 Mio  im Vergleich zum Vorjahr beruht im Wesentlichen darauf, dass der
Sondereffekt aus der erstmaligen Aktivierung des abgezinsten Körperschaftsteuerguthabens im Jahr 2006 zu einem
Steuerertrag in Höhe von 1.279 Mio  geführt hat. Der übrige
Anstieg ist auf Ergebnisverbesserungen zurückzuführen.
Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält das
Ergebnis der abzugebenden Gesellschaft Western Kentucky
Energy (WKE) in Höhe von –81 Mio €, welches gemäß IFRS
in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen
wird. Darüber hinaus wurden im Jahr 2007 weitere Ergebnisse aus nicht fortgeführten Aktivitäten berücksichtigt. Diese
betreffen infolge der Abgabe des E.ON-Aktienpaketes an
RAG AG (RAG), Essen, an die RAG-Stiftung am 30. November
2007 mit 418 Mio  die aus der Veräußerung von DegussaAnteilstranchen an RAG entstandenen Zwischengewinne aus
Vorjahren. Ferner ergaben sich nachlaufende Erträge aus
den nicht fortgeführten Aktivitäten des bereits im Jahr 2005
veräußerten Segments Viterra von insgesamt 6 Mio  sowie
ein Verlust aus der Veräußerung des ehemaligen Segments
Öl von 13 Mio . Im Vorjahreswert sind zusätzlich die Ergebnisse der im Juni bzw. Juli 2006 veräußerten Beteiligungen
an E.ON Finland und Degussa enthalten (weitere Erläuterungen befinden sich in Textziffer 4 des Anhangs).
39
40
Ertragslage
Entwicklung des Umsatzes
Der Konzernüberschuss wird neben der operativen Geschäftsentwicklung 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 Minderheitsanteilen aus, die um außergewöhnliche Effekte bereinigt ist.
Zu den Bereinigungen zählen neben den Effekten aus der
Marktbewertung von Derivaten Buchgewinne und -verluste
aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und
sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge mit 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 Steuereffekte beim bereinigten
Konzernüberschuss nicht berücksichtigt. Die außergewöhnlichen Steuereffekte beruhen im Wesentlichen auf Steuerrechtsänderungen in Deutschland und Großbritannien.
Im Jahr 2007 nahm unser Umsatz nahezu allein durch den
deutlichen Anstieg bei der Market Unit Central Europe um
4,6 Mrd  auf 68,7 Mrd  zu.
in Mio 
Konzernüberschuss der
Gesellschafter der E.ON AG
Netto-Buchgewinne
2007
2006
+/– %
7.204
5.586
+29
–1.345
–829
–
77
–
–
Sonstiges nicht operatives
Ergebnis
–167
2.890
–
Steuern und Minderheitsanteile
auf das neutrale Ergebnis
–142
–921
–
Außergewöhnliche Steuereffekte
–182
–1.279
–
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten, netto
Summe
–330
–765
–
5.115
4.682
+9
Konzernumsatz
in Mio 
2007
2006
+/– %
Central Europe
32.029
27.197
+18
Pan-European Gas
22.745
22.947
–1
UK
12.584
12.518
+1
Nordic
3.339
2.827
+18
US-Midwest
1.819
1.930
–6
Corporate Center/Neue Märkte
–3.785
–3.328
–
Summe
68.731
64.091
+7
Gegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze von Central
Europe um rund 4,8 Mrd . Im Geschäftsfeld Zentraleuropa
West Strom nahm der Umsatz im Wesentlichen durch die
Weiterverrechnung der stark angestiegenen Strombezüge
durch das EEG, durch höhere Strompreise sowie durch einen
höheren Absatz im Stromhandel um 4,5 Mrd  zu. Die Umsätze
im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Gas lagen im Wesentlichen wegen der milden Witterung während des ersten
Quartals und dadurch bedingte Absatzrückgänge um rund
690 Mio  unter dem Vorjahreswert. Die Umsatzerlöse des
Geschäftsfelds Zentraleuropa Ost erhöhten sich um rund
620 Mio . Wesentliche Ursachen sind höhere Strompreise in
Ungarn und Tschechien, die erstmals ganzjährige Einbeziehung von zwei tschechischen Gesellschaften (JC̀´P und Teplárna
Otrokovice) und Wechselkurseffekte. Der deutliche Anstieg
der Umsätze im Geschäftsfeld Sonstiges/Konsolidierung ist
im Wesentlichen auf die erstmals ganzjährige Einbeziehung
der italienischen Dalmine zurückzuführen.
Der Umsatz der Market Unit Pan-European Gas ging um
1 Prozent auf 22.745 Mio  (Vorjahr: 22.947 Mio ) zurück.
Der Umsatz im Up-/Midstream-Bereich lag mit 17.738 Mio 
im Geschäftsjahr 2007 um 6 Prozent unter dem Niveau des
Vorjahres von 18.889 Mio . Dem leichten Zuwachs beim Gasabsatz wirkte die Entwicklung der Energiepreise und der
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
wettbewerbsbedingte Druck auf die Verkaufspreise im Midstream-Bereich entgegen. Im Upstream-Bereich sank der
Umsatz in erster Linie durch gesunkene Verkaufspreise um
26 Mio . Das Umsatzminus im Segment Up-/Midstream
konnte durch positive Effekte im Downstream-Geschäft nahezu
ausgeglichen werden. In diesem Segment stieg der Umsatz um
852 Mio  bzw. 18 Prozent auf 5.625 Mio  gegenüber 4.773 Mio 
im Jahr 2006. Dies ist im Wesentlichen auf die Umsatzentwicklung bei E.ON Ruhrgas International zurückzuführen, die maßgeblich von der erstmals ganzjährigen Einbeziehung von
E.ON Földgáz Trade und E.ON Földgáz Storage in den Konzernabschluss profitierte. Diese beiden Tochterunternehmen
wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert. Der Umsatz der
übrigen Gesellschaften des Downstream-Geschäfts lag in erster Linie witterungsbedingt unter dem Vorjahresniveau. Die
Thüga wies einen niedrigeren Umsatz aus. Hierfür waren im
Wesentlichen niedrigere Absatzmengen im Strom- und Gasbereich verantwortlich, die hauptsächlich auf das vergleichsweise warme Wetter zurückzuführen waren. Steigende Stromund Gaspreise und ein positiver Umsatzeffekt infolge von
Konsolidierungskreisänderungen bei Thüga Italien konnten
diese Entwicklung nicht ausgleichen.
Im Jahr 2007 konnte E.ON UK den Umsatz im Vergleich zum
Vorjahr leicht steigern. Der Umsatz im unregulierten Geschäft
(Energiegroßhandel, Endkundengeschäft und Energieservice)
nahm von 12.031 Mio  im Jahr 2006 um 95 Mio  auf
12.126 Mio  zu. Gründe für den Anstieg um 1 Prozent waren
die gestiegenen durchschnittlichen Preise im Endkundengeschäft sowie der Absatzzuwachs im Energiegroßhandelsgeschäft. Dagegen wirkten sich die niedrigeren Absätze
im Endkundengeschäft umsatzmindernd aus. Im regulierten
Geschäft (Strom- und Gasverteilung) stieg der Umsatz im
Wesentlichen durch Tarifanpassungen von 858 Mio  im
Jahr 2006 um 30 Mio  bzw. 3 Prozent auf 888 Mio . Der im
Bereich Sonstiges/Konsolidierung ausgewiesene Umsatz
betrifft fast ausschließlich Konsolidierungseffekte. Er lag im
Jahr 2007 bei –430 Mio , verglichen mit –371 Mio  im Vorjahr.
E.ON Nordic konnte den Umsatz im Vergleich zum Vorjahr
um 512 Mio  erhöhen. Der Umsatzanstieg im unregulierten
Geschäft ist auf den deutlich größeren Absatz an der nordeuropäischen Strombörse Nordpool und positve Effekte aus
Hedging-Aktivitäten zurückzuführen. Teilweise wurde dies
durch die sinkenden Gas- und Wärmeabsätze kompensiert.
Grund für den Umsatzanstieg im regulierten Geschäft um
4 Mio  im Vergleich zum Vorjahr sind vor allem Tarifanpassungen im Bereich Stromverteilung. Dies wurde teilweise
durch geringere Mengen in der Gasverteilung aufgezehrt.
Der Umsatz im regulierten Geschäft der Market Unit
US-Midwest, das Kraftwerke von LG&E und KU umfasst, sank
von 1.869 Mio  im Jahr 2006 um 103 Mio  auf 1.766 Mio 
im Jahr 2007. Der Rückgang um 6 Prozent ist auf den starken
Euro zurückzuführen (156 Mio ). In lokaler Währung stiegen
die Umsätze im regulierten Geschäft gegenüber dem Vorjahr
aufgrund der gestiegenen Stromumsätze im Endkundengeschäft. Der Anstieg wurde teilweise durch niedrige Gaspreise kompensiert. Die Umsätze im unregulierten Geschäft
gingen im Wesentlichen aufgrund des starken Euros zurück.
In lokaler Währung blieben sie im Vergleich zum Vorjahr
nahezu unverändert.
Im Segment Corporate Center/Neue Märkte wurden Innenumsätze des Konzerns in Höhe von rund –4,0 Mrd  eliminiert.
Die Umsätze des russischen Großkraftwerksunternehmens
OGK-4 sowie des Windparkbetreibers E2-I betrugen 248 Mio 
bzw. 5 Mio .
Entwicklung des Adjusted EBIT
Adjusted EBIT
in Mio 
2007
2006
Central Europe
4.670
4.235
+10
Pan-European Gas
2.576
2.347
+10
UK
1.136
1.239
–8
670
512
+31
–9
Nordic
US-Midwest
Summe
+/– %
388
426
–232
–403
–
9.208
8.356
+10
Das Adjusted EBIT von Central Europe übertraf den Vorjahreswert um rund 435 Mio  bzw. um 10 Prozent.
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom konnte das Ergebnis gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 509 Mio  auf
4.145 Mio  gesteigert werden. Positiven Effekten bei den
Rohmargen, der erforderlichen Neubewertung von nuklearen
Entsorgungsverpflichtungen sowie im Vorjahr enthaltenen
periodenfremden Belastungen standen höhere Strombezugskosten und gestiegene Aufwendungen, insbesondere
41
42
Ertragslage
aus der zunehmenden Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien, gegenüber. Die seit Mitte des Jahres andauernden Stillstände der Gemeinschafts-Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel, Aufwendungen für Verpflichtungen im
Netzbereich, höhere Kosten im Bereich Instandhaltung und
Informationstechnologie sowie geringere Ergebnisse aus
dem Netzgeschäft belasten ebenfalls die Ergebnisentwicklung. Zudem liegt das Beteiligungsergebnis durch im Vorjahr
enthaltene positive Einmaleffekte unter dem Vergleichswert.
Höhere Konzernumlagen und Belastungen aus neuen Vertriebsaktivitäten (im Wesentlichen Aufbau E WIE EINFACH)
kompensierten ebenfalls einen Teil der positiven Entwicklung.
Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Zentraleuropa West
Gas (200 Mio ) lag, im Wesentlichen infolge des sehr milden Winters und des dadurch bedingten Absatzrückgangs,
um 70 Mio  unter dem Vorjahreswert.
Die Ergebnisentwicklung des Geschäftsfelds Zentraleuropa
Ost verlief mit einer über 30-prozentigen Steigerung auf
361 Mio  sehr erfolgreich. Der Anstieg resultiert im Wesentlichen aus höheren Rohmargen in Ungarn und Rumänien
sowie aus positiven Ergebnisbeiträgen der im Vorjahr nur
anteilig einbezogenen Gesellschaften JČP und Teplárna Otrokovice. Positive Wechselkurseffekte und höhere Beteiligungsergebnisse trugen ebenfalls zum Ergebnisanstieg bei. Witterungsbedingte Absatzrückgänge, im Wesentlichen in Tschechien wirkten sich ergebnisbelastend aus.
Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Sonstiges/Konsolidierung (–36 Mio ) lag vor allem infolge geringerer Erträge aus
Währungskursdifferenzen, niedrigeren Erträgen aus Wertpapierverkäufen sowie gestiegener sonstiger Aufwendungen
um 99 Mio  unter dem Vorjahreswert.
Das Adjusted EBIT von Pan-European Gas lag mit 2.576 Mio €
um 229 Mio  bzw. 10 Prozent über dem Vorjahreswert. Der
Ergebnisanstieg geht auf den Bereich Downstream zurück.
Hier stieg das Adjusted EBIT von 453 Mio  um 534 Mio 
bzw. 118 Prozent auf 987 Mio . Wesentlichen Einfluss hatte
die Erhöhung des Adjusted EBIT bei den E.ON Földgáz-Gesellschaften. Hier wirkten sich die erstmals ganzjährige Einbeziehung der Gesellschaften und ein regulierungsbedingter
Ausgleich für in Vorjahren nicht vorgenommene Preisanpassungen positiv aus. Der Wegfall der im Vorjahr regulierungsbedingt vorgenommenen deutlichen Abwertungen von
Beteiligungen bei Thüga entlastete das Ergebnis in diesem
Geschäftsjahr. Ferner ergaben sich gegenüber dem Vorjahr
Buchgewinne aus Beteiligungsverkäufen bei Thüga Deutschland sowie höhere Gewinne aus at Equity-Beteiligungen
aufgrund eines latenten Steuerertrags infolge der deutschen
Unternehmenssteuerreform.
Im Midstream-Bereich lag das Adjusted EBIT um 235 Mio 
unter dem Vorjahreswert, was insbesondere auf den Rückgang der Rohmarge zurückzuführen ist. Dieser wurde durch
die Speicherbewertung, wettbewerbsbedingte Preismaßnahmen und Ergebnisse aus kurzfristigen Handelsgeschäften
wesentlich beeinflusst. Diese Effekte wurden abgeschwächt,
weil das Vorjahresergebnis durch die im Vergleich zu den Verkaufspreisen schnellere Anpassung der Bezugspreise belastet
war. Diese Entwicklung konnte nur teilweise durch höhere
Beteiligungsergebnisse, insbesondere von Gazprom, ausgeglichen werden.
Gesunkene Gasverkaufspreise, höherer Abwertungsbedarf
von Explorationsaktivitäten in der deutschen und britischen
Nordsee sowie höhere Feldesbetriebskosten und Abschreibungen durch den Produktionsstart neuer Felder führten zu
einer Verminderung des Ergebnisses im Upstream-Bereich in
Höhe von 89 Mio .
Das Adjusted EBIT von E.ON UK lag bei 1.136 Mio . 509 Mio 
entfielen auf das regulierte und 762 Mio  auf das unregulierte Geschäft. Im regulierten Geschäft nahm das Adjusted
EBIT vor allem infolge von Tarifpreisanpassungen um 21 Mio 
zu. Im unregulierten Geschäft sank das Adjusted EBIT um
89 Mio . Gründe für das geringere Ergebnis waren der
witterungsbedingte Absatzrückgang im Endkundengeschäft
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
und die niedrigere Kundenzahl sowie niedrigere Margen
aufgrund von Preisanpassungen im Endkundengeschäft.
Diese Effekte wurden teilweise durch die hohen Gasbezugskosten im ersten Quartal 2006 infolge von Versorgungsproblemen und der kühlen Witterung, höhere Margen bei
der Stromerzeugung aus Gas und die verbesserte Verfügbarkeit der Kraftwerke im Jahr 2007 kompensiert. Im Segment
Sonstiges/Konsolidierung lag das Adjusted EBIT 35 Mio 
unter dem Vorjahreswert. Dies resultiert im Wesentlichen
aus höheren Verwaltungskosten und einer Reihe von Effekten
wie zum Beispiel Hedging im Zusammenhang mit Wechselkursänderungen.
Das Adjusted EBIT der Market Unit Nordic stieg gegenüber
dem Vorjahr um 158 Mio  auf 670 Mio . Im unregulierten
Geschäft erzielte Nordic ein Adjusted EBIT von 488 Mio 
gegenüber 342 Mio  im Vorjahr. Hier wirkten sich vor allem
die höheren Stromabsatzmengen – begünstigt durch die
gestiegene Stromerzeugung aus Wasserkraft infolge der
Speicherfüllstände – und das über die Hedging-Aktivitäten
erzielte höhere durchschnittliche Niveau der Großhandelspreise positiv aus. Dagegen belasteten Schätzungsänderungen für künftige Entsorgungskosten im Nuklearbereich
das Ergebnis. Trotz niedrigerer Absatzmengen lagen die
Ergebnisse im Endkunden- und Wärmegeschäft über den
Vergleichswerten des Vorjahres. Das Endkundengeschäft
profitierte von geringeren Betriebskosten und höheren Ausgleichszahlungen aus Verträgen innerhalb der Market Unit.
Die positive Entwicklung im Wärmegeschäft resultierte
hauptsächlich aus einer kostengünstigeren Produktion. Im
regulierten Geschäft lag das Adjusted EBIT mit 220 Mio 
um 10 Prozent über dem Vorjahreswert. Wesentliche Gründe
waren Tarifanpassungen im Netzbereich aufgrund höherer
Kosten für Übertragungsverluste im Jahr 2006. Im Gasverteilungsgeschäft lag das Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau. Am
14. Januar 2007 beschädigte ein Sturm in Südschweden das
Übertragungsnetz für Strom in einigen Regionen erheblich.
Hieraus resultierten Kosten für die Instandsetzung und für
die Entschädigung von Kunden in Höhe von rund 95 Mio .
Die mit dem Sturm verbundenen Kosten wirken sich nicht
auf das Adjusted EBIT aus, da dieses Ereignis außergewöhnlichen Charakter hat.
Das Adjusted EBIT der Market Unit US-Midwest sank von
426 Mio  im Jahr 2006 um 9 Prozent auf 388 Mio  im Jahr
2007. Das Adjusted EBIT im regulierten Geschäft ging von
431 Mio  im Jahr 2006 um 38 Mio  oder 9 Prozent auf
393 Mio  im Jahr 2007 zurück. Der Rückgang ist vor allem
auf den starken Euro zurückzuführen (36 Mio ). In lokaler
Währung lag das Adjusted EBIT nur leicht unter dem Vorjahreswert. Der gesunkene Stromabsatz im Off-System-Geschäft
und niedrigere Gasmargen infolge der zeitlichen Verzögerung von Gaseinkauf und Fakturierung an die Kunden wurden durch einen höheren Stromabsatz an Endkunden und
gestiegene Ergebnisbeiträge aufgrund von Anlagen zur
Emissionsreduzierung weitgehend kompensiert. Das Adjusted
EBIT im unregulierten Geschäft der Market Unit US-Midwest
blieb im Vergleich zum Vorjahreswert unverändert.
Im Segment Corporate Center/Neue Märkte lag das Adjusted
EBIT bei –232 Mio  (2006: –403 Mio ). OGK-4 und E2-I erzielten Ergebnisse von noch untergeordneter Bedeutung.
43
44
Ertragslage
Wertmanagement
Konzernweit einheitliches Wertmanagement
Im Mittelpunkt unserer Unternehmenspolitik steht die
nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wertorientierten Steuerung des Gesamtunternehmens sowie
der einzelnen Geschäftsfelder setzen wir ein konzernweit
einheitliches Planungs- und Controllingsystem ein, das die
effiziente Verwendung unserer Finanzmittel gewährleistet.
Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Wertentwicklung des
operativen Geschäfts von E.ON sind ROCE und Value Added.
Für die periodische Erfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder
wird der ROCE den geschäftsspezifischen Kapitalkosten
gegenübergestellt. Bei der Wertanalyse kommt neben dem
ROCE als relatives Performance-Maß gleichzeitig der Indikator
Value Added für den absoluten Wertbeitrag eines Geschäftsfeldes zum Einsatz.
Kapitalkosten
Wir ermitteln die Kapitalkosten für das eingesetzte Vermögen
als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten. Die Renditeansprüche der Eigen- und Fremdkapitalgeber fließen gewichtet mit den jeweiligen Marktwerten
in die Mittelwertbildung ein. Die Eigenkapitalkosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei einer Investition in die
E.ON-Aktie erwarten. Als Kosten des Fremdkapitals setzen
wir die langfristigen Finanzierungskonditionen des E.ONKonzerns 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
Geschäftsjahr angepasst.
Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapitalkosten vor und nach Steuern im Vergleich zum Vorjahr.
Abweichungen ergeben sich insbesondere aus einem Rückgang des Zinsniveaus sowie einer veränderten Gewichtung
von Eigen- und Fremdkapital. Diese entspricht für den E.ONKonzern aktuell einem Verhältnis von 65 zu 35 Prozent.
Dabei handelt es sich um eine Zielkapitalstruktur, die aus
dem Marktwert des Eigenkapitals sowie der mit dem
angestrebten Zielrating korrespondierenden Verschuldung
abgeleitet wird.
Insgesamt führte die Neufestlegung der Parameter zu einem
leichten Anstieg der Kapitalkosten des E.ON-Konzerns für
das Jahr 2007. Nach Steuern stiegen die Kapitalkosten von
5,9 Prozent auf 6,1 Prozent. Die Kapitalkosten vor Steuern
erhöhten sich von 9,0 Prozent auf 9,1 Prozent.
Unsere Renditeanforderungen für die einzelnen Market Units
wurden ebenfalls angepasst. Sie variierten für das abgelaufene Geschäftsjahr zwischen 7,8 Prozent und 9,5 Prozent vor
Steuern.
Kapitalkosten
2007
2006
Risikoloser Zinssatz
4,3 %
5,1 %
Marktprämie1)
4,0 %
5,0 %
Beta-Faktor2)
Eigenkapitalkosten nach Steuern
Steuersatz
0,85
0,7
7,7 %
8,6 %
33 %
35 %
Eigenkapitalkosten vor Steuern
11,5 %
13,2 %
Fremdkapitalkosten vor Steuern
4,7 %
5,6 %
Tax Shield (35 %)3)
1,6 %
2,0 %
Fremdkapitalkosten nach Steuern
3,1 %
3,6 %
Anteil Eigenkapital
65 %
45 %
Anteil Fremdkapital
35 %
55 %
Kapitalkosten nach Steuern
6,1 %
5,9 %
Kapitalkosten vor Steuern
9,1 %
9,0 %
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 >1 signalisiert ein höheres
Risiko, ein Beta <1 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 leicht vom durchschnittlichen
Steuersatz des E.ON-Konzerns ab.
Ab 2008 werden die Kapitalkosten zur Berücksichtigung der
zum Jahresbeginn in Kraft getretenen Unternehmenssteuerreformen in Deutschland und Großbritannien erneut angepasst. Für den E.ON-Konzern betragen die nunmehr gültigen
Kapitalkosten nach Steuern 6,3 Prozent. Die Kapitalkosten
vor Steuern liegen bei 8,6 Prozent.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Wertanalyse mit ROCE und Value Added
Der ROCE ist eine Gesamtkapitalrendite vor Steuern. Er misst
den nachhaltig aus dem operativen Geschäft erzielten Erfolg
auf das eingesetzte Kapital. Er wird als Quotient aus dem
Adjusted EBIT und dem investierten Kapital (Capital Employed)
berechnet.
Wertentwicklung
in Mio 
2007
2006
Adjusted EBIT
9.208
8.356
69.597
61.698
22.994
21.303
+ Vorräte
3.811
4.199
+ Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen
9.064
9.760
Goodwill, immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
+ Beteiligungen
Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene
und zu verzinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird das
unverzinslich zur Verfügung stehende Kapital vom betrieblich
gebundenen Anlage- und Umlaufvermögen der einzelnen
Geschäftsfelder abgezogen. Firmenwerte aus Akquisitionen
(Goodwill) fließen mit ihren Anschaffungswerten ein, solange
sie als werthaltig zu betrachten sind.
+ Übrige unverzinsliche Vermögenswerte und aktive latente Steuern
13.317
12.561
– Unverzinsliche Rückstellungen1)
6.024
5.614
– Unverzinsliche Verbindlichkeiten
und passive latente Steuern
35.132
36.149
9.692
6.267
Capital Employed der fortgeführten
Aktivitäten zum Stichtag
67.935
61.491
Capital Employed der fortgeführten
Aktivitäten im Jahresdurchschnitt3)
63.287
60.756
ROCE
14,5 %
13,8 %
Kapitalkosten
9,1 %
9,0 %
Value Added
3.417
2.916
– Bereinigungen2)
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 Veränderungen der Marktwerte nicht im Adjusted EBIT, sondern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Dies betrifft insbesondere
unsere Anteile an Gazprom.
Der Value Added spiegelt den operativen Erfolg wider, der
über die Kosten des eingesetzten Kapitals hinaus erwirtschaftet wird. Die Kennzahl wird wie folgt ermittelt:
Value Added = (ROCE – Kapitalkosten) x Capital Employed
Die nachstehende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE und
Value Added für den E.ON-Konzern.
1) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen kurzfristige
Rückstellungen. Insbesondere Pensions- und Entsorgungsrückstellungen
werden nicht in Abzug gebracht.
2) Bereinigungen bei der Ermittlung des Capital Employed betreffen die Marktbewertungen 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 insbesondere auf unsere Beteiligung an Gazprom.
3) Um innerjährliche Schwankungen in der Kapitalbindung besser abzubilden,
ermitteln wir das durchschnittliche Capital Employed als Mittelwert von Jahresanfangs- und -endbestand sowie der Bestände an den drei Quartalsstichtagen.
Das Capital Employed der fortgeführten Aktivitäten betrug zum 31. März 2007
62.374 Mio , zum 30. Juni 2007 62.004 Mio  und zum 30. September 2007
62.630 Mio .
45
46
Ertragslage
Wertentwicklung nach Geschäftsbereichen
Pan-European Gas1)
Central Europe
in Mio 
UK
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Adjusted EBIT
4.670
4.235
2.576
2.347
1.136
1.239
÷ Capital Employed
18.943
19.818
17.130
15.855
12.368
12.822
= ROCE
24,7 %
21,4 %
15,0 %
14,8 %
9,2 %
9,7 %
Kapitalkosten
9,3 %
9,0 %
8,8 %
8,2 %
9,5 %
9,2 %
Value Added
2.917
2.457
1.062
1.046
–37
64
1) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen nicht berücksichtigt. Dies betrifft insbesondere unsere Beteiligung an Gazprom.
Renditeentwicklung im Geschäftsjahr 2007
Unsere Integrations- und Wachstumsstrategie spiegelt sich
in einer weiter verbesserten Wertentwicklung des Konzerns
wider. Im Geschäftsjahr 2007 konnten wir unsere Rendite
und den Value Added erneut steigern. Mit einem ROCE von
14,5 Prozent lagen wir erheblich über den Kapitalkosten.
Der Value Added konnte im abgelaufenen Geschäftsjahr auf
3,4 Mrd  gesteigert werden.
Central Europe
Im vergangenen Jahr konnte Central Europe sowohl die Rendite als auch den Value Added deutlich steigern. Positive
Preiseffekte und operative Verbesserungen führten in Verbindung mit einer deutlichen Absenkung der Kapitalbasis zu der
positiven Wertentwicklung. Der trotz gestiegener Investitionen
erzielte Rückgang des Capital Employed resultierte vor allem
aus einer geringeren Mittelbindung im Working Capital, positiven Effekten aus der Veränderung latenter Steuern sowie
Beteiligungsverkäufen. Das mittelfristige Investitionsprogramm von 14 Mrd  wird zu einer höheren Kapitalbindung
führen, die nicht dauerhaft durch weitere Optimierungen im
Bereich Working Capital kompensiert werden kann.
Pan-European Gas
Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat Pan-European Gas sowohl
die Rendite als auch den Value Added leicht gesteigert. Diese
Entwicklung wurde wesentlich durch Ergebnisverbesserungen
im Downstream-Geschäft getragen, die insbesondere auf
einem Ergebniszuwachs der ungarischen Beteiligungen sowie
dem Wegfall von ergebnisbelastenden Einmaleffekten im
Zusammenhang mit der Regulierung der Netzentgelte beruhen. Darüber hinaus profitiert E.ON Földgáz von einem regulierungsbedingten Ausgleich für in Vorjahren nicht vorgenommene Preisanpassungen. Diese positiven Effekte haben trotz
einer investitionsbedingt gestiegenen Kapitalbasis zu einem
leichten Anstieg des ROCE von 14,8 auf 15,0 Prozent geführt.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Nordic
US-Midwest
E.ON-Konzern
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
670
512
388
426
–232
–403
9.208
8.356
6.886
6.423
6.780
7.118
1.180
–1.280
63.287
60.756
9,7 %
8,0 %
5,7 %
6,0 %
–
–
14,5 %
13,8 %
8,8 %
9,0 %
7,8 %
8,0 %
–
–
9,1 %
9,0 %
62
–64
–142
–142
–
–
3.417
2.916
UK
UK hat im Jahr 2007 einen Rückgang der Rendite auf 9,2 Prozent zu verzeichnen. Belastend wirkte sich vor allem die rückläufige Entwicklung der operativen Ergebnisbeiträge des Vertriebsbereichs aus. Dies konnte durch eine Verringerung der
Kapitalbasis infolge geringerer Mittelbindung im Working
Capital teilweise ausgeglichen werden.
Nordic
Die Market Unit Nordic konnte die Rendite im abgelaufenen
Geschäftsjahr auf 9,7 Prozent steigern und lag damit deutlich
über den Kapitalkosten. Die Wertsteigerung ist insbesondere
dem im Jahresvergleich deutlich gestiegenen operativen Ergebnis zu verdanken. Dadurch konnte der investitionsbedingte
Anstieg des Capital Employed mehr als ausgeglichen werden.
US-Midwest
Der ROCE von US-Midwest ist gegenüber dem Vorjahr leicht
zurückgegangen. Dies resultiert im Wesentlichen aus Abgrenzungseffekten aus der Weiterverrechnung von Gaseinkaufskosten an die Kunden. Eine nachhaltige Beeinträchtigung der
Rendite ergibt sich daraus nicht.
47
48
Finanzlage
Entwicklung der Investitionen
Ende Mai 2007 hat E.ON die künftige Unternehmensstrategie
vorgestellt. Im Mittelpunkt steht hierbei das Investitionsprogramm. Für den Ausbau des Geschäfts und gezielte Wachstumsschritte im Kernmarkt Europa und in angrenzenden
Wachstumsregionen plant E.ON bis Ende 2010 Investitionen
von 60 Mrd , 70 Prozent davon für weiteres Wachstum. Ein
Schwerpunkt ist dabei mit 12 Mrd  der Bau von Kraftwerken.
Bereits im zweiten Halbjahr 2007 haben wir begonnen, das
Investitionsprogramm umzusetzen. Insgesamt wurden im
Jahr 2007 11,3 Mrd  investiert. Hiervon entfielen 6,9 Mrd 
(Vorjahr: 4,1 Mrd ) auf immaterielle Vermögenswerte und
Sachanlagen. Die Investitionen in Beteiligungen betrugen
4,4 Mrd  gegenüber 0,9 Mrd  im Vorjahr.
Konzerninvestitionen
in Mio 
2007
2006
Central Europe
2.581
2.279
+13
Pan-European Gas
2.424
882
+175
UK
1.364
863
+58
Nordic
914
642
+42
US-Midwest
690
398
+73
Summe
Ausland
+/– %
3.333
–27
–
11.306
9.058
5.037
3.212
+124
+182
Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas
betrugen 2.424 Mio . Hiervon entfielen 1.381 Mio  (Vorjahr:
377 Mio ) auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen, wobei der Kauf der Gasfelder Skarv und Idun (641 Mio )
sowie der Bau der neuen Gasleitungen Lauterbach – Scheidt
und Rothenstadt – Schwandorf (160 Mio ) die größten Investitionen darstellten. Die Beteiligungsinvestitionen in Höhe von
1.043 Mio  (505 Mio ) betreffen nahezu ausschließlich den
Erwerb der Contigas Deutsche Energie-AG von der Market
Unit Central Europe. Im Berichtssegment Corporate Center/
Neue Märkte wird dieser konzerninterne Vorgang eliminiert.
Die Investitionen der Market Unit UK nahmen um 501 Mio 
zu. Sie entfielen insbesondere auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen. Im unregulierten Geschäft
wurde mehr in die Entwicklung von Erzeugungskapazitäten
und Gasspeichern investiert. Zusätzliche Investitionen im
Rahmen des 5-Jahres-Regulierungsprogramms führten im
regulierten Geschäft ebenfalls zu einer Steigerung.
Konzerninvestitionen 2007
Anteile in %
insgesamt 11.306 Mio 
30 Corporate Center/
Neue Märkte
23 Central Europe
21 Pan-European Gas
Ökonomische Investitionen
in Mio 
Ausgabewirksame Investitionen
Übernommene Schulden
Langfristige Miete-, Leasing- und Pachtbeziehungen
Tausch von Vermögensgegenständen
Summe
2007
11.306
1.150
198
–
12.654
Im Jahr 2007 investierte die Market Unit Central Europe
302 Mio  mehr als im Vorjahr. Die Investitionen in immaterielle
Vermögenswerte und Sachanlagen betrugen 2.390 Mio 
gegenüber 1.883 Mio  im Jahr 2006. Die zusätzlichen Investitionen entfielen auf den Bereich Stromerzeugung mit den
derzeit laufenden Erzeugungsprojekten in Deutschland und
Italien sowie die Offshore-Investitionen im Bereich Stromverteilung. Die Beteiligungsinvestitionen sanken gegenüber
dem Vorjahr um 205 Mio  auf 191 Mio .
12 UK
8 Nordic
6 US-Midwest
Die Market Unit Nordic führte ihr umfangreiches Investitionsprogramm zum Ausbau der Erzeugungskapazitäten und
zur weiteren Verbesserung der Versorgungssicherheit fort.
Sie investierte 272 Mio  mehr als im Vorjahr. 892 Mio 
(Vorjahr: 592 Mio ) entfielen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen, auf die Instandhaltung und
den Ausbau der Kraftwerke sowie die Verbesserung und
den Ausbau des Verteilungsnetzes. Die Investitionen in
Beteiligungen betrugen 22 Mio  gegenüber 50 Mio  im
Vorjahreszeitraum.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die Investitionen der Market Unit US-Midwest stiegen im
Vergleich zum Vorjahr um 73 Prozent auf 690 Mio . Gründe
hierfür sind insbesondere höhere Ausgaben für Anlagen zur
Reduzierung von SO2-Emissionen sowie die Investitionen in
den Bau des neuen Grundlastkraftwerks Trimble County 2,
das voraussichtlich im Jahr 2010 ans Netz gehen wird.
Neben der Gegenposition für den konzerninternen Erwerb
der Contigas Deutsche Energie-AG enthalten die Investitionen
im Segment Corporate Center/Neue Märkte vor allem Auszahlungen für den Erwerb der Windparkbetreiber ENERGI E2-I
Renovables Ibéricas und Airtricity North America sowie das
russische Großkraftwerksunternehmen OGK-4.
Aktienrückkauf
Der Cashflow aus Investitionstätigkeit betrug im Berichtsjahr
–8.789 Mio  (Vorjahr: –4.457 Mio ). Gegenüber dem Vorjahr
stiegen die Auszahlungen für Sachanlage- und Beteiligungsinvestitionen von 5.037 Mio  auf 11.306 Mio  deutlich an.
Die Einzahlungen aus Beteiligungsverkäufen waren hingegen mit 1.431 Mio  (3.877 Mio ) rückläufig. Aus Umschichtungen im Bereich der längerfristigen Geldanlagen ergab sich
eine Freisetzung von 800 Mio . Der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit betrug 1.808 Mio , da die Mittelzuflüsse aus
der Aufnahme von Fremdkapital die Auszahlungen im Rahmen des Aktienrückkaufs und der Dividendenzahlungen überstiegen. Weitere Informationen zur Kapitalflussrechnung
befinden sich in Textziffer 29 im Anhang.
Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2007
um 22 Prozent über dem Niveau des Vorjahres.
Im Jahr 2007 sind Aktien im Gesamtvolumen von 3,5 Mrd 
über die Börse erworben worden. Zwischen Ende Juni 2007
und Dezember 2007 wurden 27.974.944 Aktien zu einem
durchschnittlichen Kurs von 125,1120  erworben. Zusätzlich
wurden 10 Millionen Put-Optionen auf E.ON-Aktien in 2007
verkauft. Der durchschnittliche Ausübungspreis beträgt
114,2757 , die Optionen sind zwischen August und Oktober
2008 ausübbar. Der Aktienrückkauf soll bis Ende 2008 vollständig abgeschlossen sein.
Cashflow und Finanzposition
E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit
den Kennzahlen operativer Cashflow und wirtschaftliche
Netto-Verschuldung dar.
Kapitalflussrechnung des Konzerns
(Kurzfassung)
Der operative Cashflow der Market Unit Central Europe lag
im Jahr 2007 mit 3.811 Mio  auf Vorjahresniveau. Positiv
wirkten sich im Wesentlichen eine geringere Mittelbindung
im Working Capital und eine höhere liquiditätswirksame
Strommarge aus. Belastet wurde der operative Cashflow durch
die Regulierung der Netzentgelte, Stillstände von Gemeinschafts-Kernkraftwerken, EEG-Mehraufwand sowie den witterungsbedingten Rückgang des Gasabsatzes. Darüber hinaus
wurde der operative Cashflow durch interne Konzernumlagen
und Belastungen aus neuen Vertriebsaktivitäten (im Wesentlichen Aufbau E WIE EINFACH) reduziert.
Operativer Cashflow
in Mio 
2007
2006
Central Europe
3.811
3.802
+/–
+9
Pan-European Gas
3.041
604
+2.437
UK
1.615
724
+891
in Mio 
2007
2006
Nordic
914
715
+199
8.726
7.161
US-Midwest
216
381
–165
–871
935
–1.806
8.726
7.161
+1.565
Cashflow aus der Investitionstätigkeit
fortgeführter Aktivitäten
–8.789
–4.457
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
1.808
–5.860
Instandhaltungsinvestitionen
1.984
1.788
+196
Veränderung der Zahlungsmittel
fortgeführter Aktivitäten
1.745
–3.156
Wachstums– und Ersatzinvestitionen, Akquisitionen/Sonstiges
9.322
3.249
+6.073
Cashwirksame Effekte
aus Desinvestments
1.431
3.877
–2.446
Liquide Mittel zum 31. Dezember
7.075
6.189
49
50
Finanzlage
Die Market Unit Pan-European Gas verzeichnete im Geschäftsjahr 2007 eine erhebliche Verbesserung des operativen Cashflows gegenüber dem Vorjahr. Im Wesentlichen trug dazu die
Einbeziehung der E.ON Földgáz-Unternehmen bei, die erst zum
31. März 2006 konsolidiert wurden und den operativen Cashflow
im Vorjahreszeitraum vor allem durch den Bestandsaufbau
im Speicher der E.ON Földgáz Trade negativ beeinflussten.
Zudem ergaben sich positive Effekte aus der Speicherbeschäftigung bei E.ON Ruhrgas. Daneben wirkten sich im Jahr
2007 vorzeitig geleistete Einzahlungen von Kunden sowie
geringere Steuerzahlungen positiv aus. Zusätzlich trugen
gegenüber dem Vorjahr höhere einmalige Dividendeneinzahlungen zur Entwicklung des operativen Cashflows bei.
Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der operative Cashflow
der Market Unit UK deutlich verbessert. Dies ist im Wesentlichen auf folgende Faktoren zurückzuführen:
• Verbessertes Forderungsmangement im Endkundengeschäft
• Hohe Zahlungseingänge im ersten Quartal 2007 aus im
letzten Quartal 2006 abgerechneten Lieferungen
Die im Jahr 2007 gesunkenen Rohstoffpreise führten zwar zu
niedrigeren Bezugskosten, gaben aber auch den Anstoß für
Preisanpassungen im Endkundengeschäft. Die gefallenen
Bezugskosten reduzierten sofort den Finanzmittelabfluss.
Allerdings werden sich die reduzierten Preise im Endkundengeschäft aufgrund der vierteljährlichen Abrechnungen und
des Zahlungsverhaltens der Kunden zeitverzögert auswirken.
Der operative Cashflow der Market Unit Nordic ist im Vergleich
zum Vorjahr deutlich gestiegen. Der positive Einfluss des höheren Stromabsatzes und der höheren erzielten Großhandelspreise wurde teilweise durch Kosten infolge des Sturms im
Januar 2007 und höhere Steuerzahlungen kompensiert.
Der operative Cashflow der Market Unit US-Midwest ist im
Vergleich zum Vorjahr gesunken. Wesentliche Gründe hierfür
sind die gestiegenen Einzahlungen in Pensionsfonds im Jahr
2007 und der im Vergleich zum Euro schwache Dollar.
Der operative Cashflow des Segments Corporate Center/Neue
Märkte liegt erheblich unter dem Vorjahresniveau. Dies wird
im Wesentlichen durch höhere Steuerzahlungen verursacht.
Jeweils im ersten Quartal eines Kalenderjahres werden –
trotz saisonüblich hoher Absätze – wegen der Abrechnungszyklen bei Central Europe, UK und US-Midwest grundsätzlich
geringere Cashflow-Überschüsse erzielt. Dies ist darauf
zurückzuführen, dass Forderungen zunehmen und Finanzmittel für bezogene Lieferungen und Leistungen abfließen.
Dagegen erfolgt in der Regel im Folgezeitraum ein entsprechender abrechnungsbedingter Abbau des Working Capitals.
Dieser führt zu Cashflow-Überschüssen, obwohl die Absätze
in diesen Quartalen – mit Ausnahme bei der Market Unit
US-Midwest – üblicherweise zurückgehen. Das vierte Quartal
ist wiederum durch den Aufbau des Working Capitals beeinflusst. Bei Pan-European Gas wird dagegen der operative
Cashflow weitestgehend im ersten Quartal erwirtschaftet,
während im zweiten und dritten Quartal ein Finanzmittelabfluss durch die Gaseinspeicherung erfolgt.
Die Netto-Finanzposition ist der Saldo aus der Brutto-Finanzverschuldung und dem vorhandenen Finanzvermögen. Im
Vergleich zum Stand per 31. Dezember 2006 (–137 Mio ) ist
die Netto-Finanzposition um 7.357 Mio  auf –7.494 Mio 
zurückgegangen. Wesentliche Gründe sind der deutliche
Anstieg der Investitionen sowie die Mittelabflüsse im Rahmen
des Aktienrückkaufprogramms.
Die Netto-Finanzposition enthält liquide Mittel und langfristige
Wertpapiere in Höhe von 13.970 Mio  (Vorjahr: 13.335 Mio ).
Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen
fungible festverzinsliche Wertpapiere. Nur ein sehr kleiner
Teil der Geldanlagen von E.ON entfällt auf unmittelbare Subprime-Investitionen. Das maximale Verlustrisiko aus diesen
Investitionen wird auf 10 Mio  geschätzt.
Neben den Finanzverbindlichkeiten gibt es weitere Positionen, die einen ähnlichen Charakter wie Finanzschulden
haben. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um die Pensionsrückstellungen und die Entsorgungsrückstellungen im
Kernenergiebereich. Um die tatsächliche Finanzsituation des
Unternehmens aussagekräftiger darzustellen, zeigen wir seit
dem ersten Quartal 2007 die neue Kennziffer „wirtschaftliche
Netto-Verschuldung“. Diese Kennziffer erweitert die NettoFinanzposition um die Pensionsrückstellungen und die Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen,
wobei Vorauszahlungen abgezogen werden.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Finanzstrategie
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Liquide Mittel
7.075
6.189
Langfristige Wertpapiere
6.895
7.146
13.970
13.335
–19.357
–11.465
Liquide Mittel und langfristige
Wertpapiere
Finanzverbindlichkeiten gegenüber
Kreditinstituten und Dritten
Finanzverbindlichkeiten aus
Beteiligungsverhältnissen
–2.107
–2.007
–21.464
–13.472
Netto-Finanzposition
–7.494
–137
Pensionsrückstellungen
–2.890
–3.962
Finanzverbindlichkeiten
Nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
–10.155
–10.545
Vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
–3.635
–3.683
Sonstige Rückbau- und
Entsorgungsverpflichtungen
–1.244
–1.196
Abzüglich Vorausleistungen an den
schwedischen Nuklearfonds
1.280
1.290
–24.138
–18.233
12.450
11.724
1,9
1,6
Adjusted EBITDA
Debt Factor
Im Rahmen der strategischen Neuausrichtung von E.ON wurde
auch die Finanzstrategie des Konzerns weiterentwickelt.
Diese beinhaltet vier Kernelemente:
•
Das Zielrating von E.ON besteht in einem Single A flat/
A2 Rating. Dieses Zielrating wurde bereits im Rahmen
der ursprünglich geplanten Endesa-Übernahme als neues
Zielrating festgelegt und im Mai 2007 bestätigt. Im Vergleich zum früher angestrebten Strong Single A Rating
ermöglicht das neue Ratingziel eine höhere Verschuldung und verbessert dadurch die Effizienz der Kapitalstruktur, erhält aber dabei die Finanzierungssicherheit.
•
Zum künftigen Management der Kapitalstruktur verwendet E.ON die neue Steuerungsgröße Debt Factor. Dieser
ergibt sich aus dem Verhältnis zwischen der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung 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.
•
Künftig beabsichtigt E.ON, die Kapitalstruktur aktiv zu
steuern. Anhand des Debt Factors soll die Entwicklung
der Kapitalstruktur kontinuierlich überprüft und gegebenenfalls optimiert werden. Liegt der Debt Factor deutlich über 3, ist strikte Investitionsdisziplin erforderlich.
Bei strategisch wichtigen Investitionen müssten dann
Gegenfinanzierungskonzepte wie Portfoliomaßnahmen
oder Kapitalerhöhungen genutzt werden. Wenn sich hingegen abzeichnet, dass der Verschuldungsfaktor nachhaltig deutlich unter 3 liegen wird, soll verstärkt Kapital
an unsere Aktionäre ausgekehrt werden, z. B. durch
höhere Dividendenzahlungen oder Aktienrückkäufe.
Priorität haben aber immer wertschaffende Investitionen.
•
Zielwert für die Ausschüttungsquote und damit für die
Dividende ist unverändert ein Korridor von 50 bis 60 Prozent
des bereinigten Konzernüberschusses.
Im Vergleich zum 31. Dezember 2006 (–18.233 Mio ) hat
sich die wirtschaftliche Netto-Verschuldung um 5.905 Mio 
auf –24.138 Mio  erhöht. Wesentlicher Grund ist die Veränderung der Netto-Finanzposition (–7.357 Mio ). Positiv
wirkte sich die Verringerung der Pensionsverpflichtungen
um 1.072 Mio  und der Entsorgungsrückstellungen im Kernenergiebereich um 390 Mio  aus.
Die Pensionsverpflichtungen haben sich gegenüber dem
Jahresende 2006 im Wesentlichen aufgrund des Anstiegs des
Rechnungszinssatzes für die Ermittlung der Anwartschaftsbarwerte vermindert.
Der Debt Factor beschreibt das Verhältnis zwischen der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung und dem Adjusted EBITDA.
Am 31. Dezember 2007 lag der Debt Factor bei 1,9 im Vergleich
zu 1,6 im Vorjahr.
Als flankierendes Instrument zu unserem Investitionsprogramm führen wir einen Aktienrückkauf mit einem Volumen
von 7 Mrd  durch. Dieser Rückkauf soll bis spätestens Ende
2008 abgeschlossen sein, sodass wir zu diesem Zeitpunkt
auch den angestrebten Debt Factor erreichen werden.
51
52
Finanzlage
Finanzierungspolitik und -maßnahmen
Die Finanzierung des Investitionsprogramms und des Aktienrückkaufprogramms erfolgt durch liquide Mittel, den laufenden
operativen Cashflow sowie die Aufnahme von Finanzverbindlichkeiten. E.ON verfolgt eine Finanzpolitik, die jederzeit
Zugang zu unterschiedlichen Finanzquellen gewährleistet.
Im Regelfall werden externe Finanzierungen von der E.ON AG
oder über die niederländische Finanzierungsgesellschaft E.ON
International Finance B.V. unter Garantie der E.ON AG durchgeführt und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet.
Unsere Finanzierungspolitik basiert auf folgenden Prinzipien:
Erstens wird eine möglichst breite Diversifikation der Investoren durch Nutzung verschiedener Märkte und Instrumente
angestrebt. Zweitens werden die Anleihen mit solchen Laufzeiten ausgegeben, die zu einem möglichst ausgeglichenen
Fälligkeitenprofil führen. Drittens werden großvolumige
Benchmark-Anleihen mit kleineren opportunistischen Anleihen kombiniert.
Im Oktober 2007 startete E.ON sein Finanzierungsprogramm
mit einer 3,5 Mrd -Benchmark-Anleihe. Es folgte eine
1,5 Mrd £-Benchmark-Anleihe im Oktober und eine Debutanleihe von 425 Mio CHF im Schweizer Anleihemarkt im
November. Die Euro- und Sterling-Anleihen waren deutlich
überzeichnet und konnten bei einer Vielzahl von institutionellen Investoren platziert werden. Die Schweizer FrankenAnleihe wurde ausschließlich in der Schweiz öffentlich angeboten und konnte ebenfalls bei einer Vielzahl von Investoren
platziert werden. Die erfolgreichen Anleiheemissionen belegen, dass unsere Unternehmens- und Finanzstrategie von
den Investoren unterstützt wird.
Insgesamt stehen folgende E.ON-Anleihen aus:
Schuldverschreibungen der E.ON International Finance
Emissionsvolumen in
jeweiliger Währung
Laufzeit
Fälligkeit
Kupon
Listing
4.250 Mio EUR
7 Jahre
Mai 2009
5,750 %
Luxemburg
200 Mio CHF
3 Jahre
Dez 2010
3%
SWX Swiss Exchange
500 Mio GBP
10 Jahre
Mai 2012
6,375 %
Luxemburg
1.750 Mio EUR
5 Jahre
Okt 2012
5,125 %
Luxemburg
225 Mio CHF
7 Jahre
Dez 2014
3,25 %
SWX Swiss Exchange
900 Mio EUR
15 Jahre
Mai 2017
6,375 %
Luxemburg
1.750 Mio EUR
10 Jahre
Okt 2017
5,5 %
Luxemburg
600 Mio GBP
12 Jahre
Okt 2019
6%
Luxemburg
975 Mio GBP
30 Jahre
Juni 2032
6,375 %
Luxemburg
900 Mio GBP
30 Jahre
Okt 2037
5,875 %
Luxemburg
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Hinsichtlich der Entwicklungen im Sekundärmarkt gestalteten sich das erste und zweite Halbjahr 2007 unterschiedlich.
Während sich in der ersten Hälfte die Risikoaufschläge
(Spreads) für E.ON-Anleihen einengten (bei den -Anleihen)
bzw. überwiegend konstant blieben (bei den £-Anleihen),
weiteten sich die Spreads im zweiten Halbjahr – getrieben
durch die Auswirkungen der US-Immobilienkrise und der
negativen Marktstimmung – deutlich aus. Auch die CDS-Sätze
(Credit Default Swap) für E.ON, ein Indikator für den aktuellen
Preis einer Absicherung des E.ON-Kreditrisikos, folgten dieser
unterschiedlichen Entwicklung.
Die E.ON-Anleihen sind in allen relevanten Anleihen-Indizes
enthalten. Dies sind insbesondere der iBoxx Utilities A, iBoxx
Utilities, und der iBoxx Non-Financials A. Die Auswahl der
Anleihen, die für die Indexberechnung verwendet werden,
unterliegt Auswahlkriterien wie z. B. Rating, Laufzeit und
Mindestvolumen.
Die E.ON-Anleihen wurden unter dem bestehenden Debt
Issuance Programm emittiert. Dieses Programm wurde im
Dezember 2007 um 10 Mrd  auf ein Volumen von 30 Mrd 
aufgestockt. Im Rahmen des Debt Issuance Programms
standen zum Jahresende Schuldverschreibungen in Höhe
von umgerechnet 13 Mrd  aus.
Neben dem Debt Issuance Programm steht uns ein europäisches Commercial Paper Programm mit einem Volumen von
10 Mrd  zur Verfügung, unter dem wir kurzfristige Schuldverschreibungen begeben können. Zum Jahresende 2007 war
das Programm mit 1,8 Mrd  ausgenutzt.
Ausführliche Erläuterungen zu Verbindlichkeiten und Haftungsverhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich
im Anhang, Textziffern 26 und 27.
Nach der Veröffentlichung unseres neuen Investitionsplans
für den Zeitraum 2007–2010 hat Moody’s am 31. Mai 2007 das
Langfrist-Rating für E.ON von A2 mit stabilem Ausblick
bestätigt. Zuvor hatte Moody’s unser Langfrist-Rating von
Aa3 auf A2 herabgesetzt. Dies erfolgte, nachdem wir eine
Vereinbarung mit Enel und Acciona zum Erwerb bestimmter
Aktiva unterzeichnet hatten. Moody’s Kurzfrist-Rating für
E.ON blieb unverändert bei P-1.
Am 12. Juni 2007 hat Standard & Poor’s das Langfrist-Rating
für E.ON von AA– auf A (stabiler Ausblick) herabgesetzt. Das
Kurzfrist-Rating wurde von A-1+ auf A-1 gesenkt. Dieser
Schritt folgte der Bekanntgabe von E.ONs überarbeiteter
Strategie am 31. Mai 2007.
Sowohl das A2 Rating von Moody’s als auch das A Rating
von Standard & Poor’s berücksichtigen die Anhebung des
Investitionsplans und die daraus resultierende Erhöhung der
Verschuldung. Beide Agenturen gehen davon aus, dass die
ratingrelevanten Kennzahlen trotz höherer Investitionen und
Verschuldung mit den Anforderungen an ein A2 bzw. A Rating
kompatibel bleiben werden.
Ratings der E.ON AG
Moody’s
E.ON hat die bestehende syndizierte Kreditlinie erfolgreich
von 10 Mrd auf 15 Mrd  erhöht. Die Aufstockung der aus
zwei Tranchen bestehenden Fazilität erfolgte durch Erhöhung der Kurzfristtranche von bisher 5 Mrd auf nun 10 Mrd .
Gleichzeitig wurde die Kurzfristtranche um weitere 364 Tage
verlängert und hat jetzt eine Laufzeit bis zum 27. November
2008. Die Langfristtranche hat ein Volumen von 5 Mrd  und
läuft unverändert bis zum 2. Dezember 2011. Die Kreditlinie
wurde zum Jahresende 2007 nicht in Anspruch genommen.
Standard & Poor’s
Langfristiges
Rating
Kurzfristiges
Rating
Ausblick
A2
P-1
stabil
A
A-1
stabil
53
54
Vermögenslage
Zum 31. Dezember 2007 lag die Bilanzsumme mit 137,3 Mrd 
um 9,7 Mrd  über dem Niveau vom 31. Dezember 2006. Die
langfristigen Vermögenswerte erhöhten sich um 10 Prozent,
vor allem durch die erstmalige Einbeziehung unserer neuen
Aktivitäten in Russland, Portugal, Spanien und USA. Der Anteil
von langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten blieb
zum Stichtag 2007 mit 77 und 23 Prozent der Bilanzsumme
gegenüber dem Jahresende 2006 nahezu unverändert.
Weitere Erläuterungen zur Vermögenslage befinden sich im
Anhang des Konzernabschlusses (Textziffern 4 bis 18).
Die positive Ertragslage, die erfreuliche Wertentwicklung
und die weiter verbesserten Finanzkennziffern belegen die
hervorragende wirtschaftliche Lage des E.ON-Konzerns am
Geschäftsjahresende 2007.
Die Eigenkapitalquote betrug wie auch am Vorjahresende
40 Prozent.
Die nachfolgenden Finanzkennziffern belegen, dass der
E.ON-Konzern über eine gute Vermögens- und Kapitalstruktur
verfügt:
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 52 Prozent
durch Eigenkapital gedeckt (31. Dezember 2006: 53 Prozent).
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 102 Prozent
(31. Dezember 2006: 102 Prozent) durch langfristiges
Kapital finanziert.
Konzernbilanzstruktur
in Mio 
Langfristige Vermögenswerte
Kurzfristige Vermögenswerte
Aktiva
31. Dez. 2007
%
31. Dez. 2006
%
105.804
77
96.488
76
31.490
23
31.087
24
137.294
100
127.575
100
Eigenkapital
55.130
40
51.245
40
Langfristige Schulden
52.402
38
46.947
37
Kurzfristige Schulden
Passiva
29.762
22
29.383
23
137.294
100
127.575
100
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Jahresabschluss der E.ON AG
Der Jahresabschluss der E.ON AG ist nach den Vorschriften
des Handelsgesetzbuches (HGB) und des Aktiengesetzes
aufgestellt. Der Jahresüberschuss beträgt 5.116 Mio  nach
2.572 Mio  im Vorjahr. Nach Einstellung von 2.526 Mio  in
die anderen Gewinnrücklagen ergibt sich ein Bilanzgewinn
von 2.590 Mio .
der E.ON AG (Kurzfassung)
Bilanz der E.ON AG (Kurzfassung)
31. Dezember
in Mio 
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
2007
2006
158
166
Finanzanlagen
27.667
22.253
Anlagevermögen
27.825
22.419
Forderungen gegen
verbundene Unternehmen
20.466
18.779
2.569
2.667
Liquide Mittel
1.634
338
Umlaufvermögen
24.669
21.784
Gesamtvermögen
52.494
44.203
Eigenkapital
14.076
14.669
Rückstellungen
Verbindlichkeiten gegenüber
verbundenen Unternehmen
Übrige Verbindlichkeiten
Gesamtkapital
in Mio 
2007
2006
Beteiligungsergebnis
7.244
3.710
Zinsergebnis
–557
–539
Übrige Aufwendungen und Erträge
–250
–581
6.437
2.590
–1.321
–18
5.116
2.572
Ergebnis der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit
Steuern
Übrige Forderungen
Sonderposten mit Rücklageanteil
Die Steuern beinhalten sowohl für das Geschäftsjahr 2007
als auch für das Vorjahr die laufenden Ertragsteuern. Im Vorjahr minderte die Aktivierung des unverzinslichen Körperschaftsteuerguthabens aufgrund der Neuregelung durch das
Gesetz über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung
der Europäischen Gesellschaft den Steueraufwand, gegenläufig wirkten sich Steuernachzahlungen für Vorjahre aus.
414
410
3.191
3.150
30.388
23.785
4.425
2.189
52.494
44.203
Das Beteiligungsergebnis der E.ON AG ist im Wesentlichen
aufgrund von einmaligen Sondereffekten und damit verbundenen höheren Gewinnabführungen um 3.534 Mio  auf
7.244 Mio  gestiegen. Im Jahr 2007 beträgt die Gewinnabführung (einschließlich der Konzernsteuerumlagen) der E.ON
Energie AG 4.806 Mio  und die der E.ON Ruhrgas Holding
GmbH 2.090 Mio .
Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und
Erträgen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 331 Mio  auf
–250 Mio  verbessert. Ursächlich hierfür sind die im Vorjahr
einmalig vorgenommene Abzinsung langfristiger unverzinslicher Steuerforderungen und die Neubewertung der Pensionsrückstellungen.
Jahresüberschuss
Einstellung in die Gewinnrücklagen
Bilanzgewinn
–2.526
–362
2.590
2.210
Wir schlagen der Hauptversammlung am 30. April 2008 vor,
aus dem Bilanzgewinn eine Dividende von 4,10  je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer
Steigerung um 22 Prozent. Wir können die Dividende insbesondere aufgrund der erfreulichen operativen Ergebnisentwicklung bereits zum neunten Mal in Folge erhöhen. Auf diese
Weise verbessern wir weiter die Attraktivität der E.ON-Aktie.
Sofern sich bis zur Hauptversammlung die Anzahl der dividendenberechtigten Stückaktien durch Rückkauf eigener
Aktien verringert, ist beabsichtigt, den Beschlussvorschlag in
der Weise anzupassen, dass bei unveränderter Ausschüttung
in Höhe von 4,10  je dividendenberechtigte Stückaktie der
auf die nicht mehr dividendenberechtigten Aktien entfallende
Teilbetrag auf neue Rechnung vorgetragen werden soll.
Der vom Abschlussprüfer PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, mit
dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene vollständige Jahresabschluss der E.ON AG wird im elektronischen
Bundesanzeiger bekannt gemacht. Er kann bei der E.ON AG
angefordert werden. Im Internet ist er unter www.eon.com
abrufbar.
Angaben zu Übernahmehindernissen
Im Berichtsjahr wurden von den im Rahmen des Aktienrückkaufprogramms zurückgekauften Aktien 25 Mio Aktien eingezogen und das Grundkapital entsprechend um 65 Mio 
vermindert. Der Kapitalrücklage wurden gemäß § 237 Abs. 5
AktG 65 Mio  zugeführt; die Gewinnrücklagen wurden entsprechend um 3.114 Mio  vermindert.
Die Angaben nach § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB sind Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts und befinden sich
im Kapitel Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands
zu Übernahmehindernissen auf den Seiten 83 bis 84 dieses
Geschäftsberichts.
55
56
Mitarbeiter
Strategische Personalarbeit
Die Personalarbeit im E.ON-Konzern basiert auf der konzernweiten Personalstrategie „OneHR“. Diese wurde von der
Geschäftsstrategie und den E.ON-Werten und -Verhaltensweisen unter Berücksichtigung der sich verändernden Rahmenbedingungen abgeleitet. Die Personalarbeit ist Basis für die
erfolgreiche Umsetzung der E.ON-Strategie durch Mitarbeiter und Führungskräfte. Insgesamt wurden elf strategische
Handlungsfelder definiert, die konkrete Initiativen und Maßnahmen umfassen.
Die Identifikation, Rekrutierung, Entwicklung und Bindung
unserer Potenzialträger ist Ziel unserer „Talent-Management“Aktivitäten. Dazu zählen die zielgerichtete Förderung talentierter Frauen und der weitere Ausbau des internationalen
Mitarbeiteraustauschs. Mit diesen Maßnahmen fördern wir
Vielfalt und Chancengleichheit, leisten einen wesentlichen
Beitrag zum Unternehmenserfolg und tragen der zunehmenden Internationalisierung des Konzerns Rechnung.
HR
befähigt die Mitarbeiter und
Führungskräfte von E.ON, die Unternehmensvision zu realisieren
Personal-Vision
Personal-Mission
Beste Mitarbeiter
Richtige Führungskräfte
Anspornendes Umfeld
Demografie/
Mitarbeiterplanung
Führung
Veränderungs-Management
Personalstrategie
Talent-Management
Life Balance
Performance-Management
Gesundheits-Management
Kompetenz-Management
Arbeitgebermarke
Vielfalt
Beschäftigungsfähigkeit
Operational Excellence
Wir forcieren eine kosteneffiziente, professionelle und wettbewerbsfähige Operational Excellence
Einheitliche HR-Standards
Einheitliche HR-Dienstleistungen
Den Herausforderungen der Arbeitsmarktentwicklung, die
insbesondere durch eine geringer werdende Zahl qualifizierter Arbeitskräfte und eine älter werdende Arbeitnehmerschaft geprägt sind, tragen konkrete Initiativen im Handlungsfeld „Demografie/Mitarbeiterplanung“ Rechnung. Ziel ist,
demografische Risiken frühzeitig zu erkennen. Damit eng
verbunden sind Maßnahmen zum Erhalt der Beschäftigungsfähigkeit (Employability) sowie zur langfristigen Sicherung
von Wissen und Erfahrung im Rahmen von „KompetenzManagement“. Dazu führt die E.ON Academy die Entwicklung
konzernweiter Lernprogramme konsequent fort und generiert neue Lernmethoden, wie die Implementierung funktionaler Academies für alle relevanten Jobfamilien.
Im Wettbewerb um die besten Mitarbeiter unterstützt die
Schaffung einer Arbeitgebermarke mit dem Slogan „Ihre
Energie gestaltet Zukunft“ das Ziel, E.ON dauerhaft als TopArbeitgeber zu positionieren.
Einheitliche HR-IT-Systeme
Besondere Herausforderungen ergeben sich durch die Veränderung der Unternehmensstruktur im Zuge der Gründung
bzw. Integration neuer Einheiten. Ziel des Handlungsfelds
„Veränderungs-Management“ ist, diese Veränderungsprozesse
zu begleiten und die Führungskräfte auf den Umgang mit
Veränderungen vorzubereiten.
Im Handlungsfeld „Life Balance“ werden zahlreiche Angebote
von der Flexibilisierung der Arbeitszeit bis hin zu Unterstützungsleistungen bei den Themen Kinderbetreuung und
Betreuung älterer Familienangehöriger gefördert. Ziel ist, die
Vereinbarkeit von Beruf und Familie als einen konkreten
Unternehmenswert zu etablieren und für die Mitarbeiter ein
Arbeitsumfeld zu schaffen, in dem sie Karriere und Privatbzw. Familienleben vereinbaren können.
Viele bestehende Aktivitäten sind bereits an die Handlungsfelder und das Ziel der Personalstrategie, die besten Mitarbeiter
zu rekrutieren und zu binden, Mitarbeiter für Führungsaufgaben zu qualifizieren sowie ein attraktives Arbeitsumfeld zu
schaffen, angelehnt.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Arbeitssicherheit
Gesundheitsmanagement
Im Bereich Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz nimmt
E.ON weiterhin einen Spitzenplatz ein. Dabei setzt sich der
positive Trend weiter fort: Mit einem LTIF (lost time injury
frequency, arbeitsbedingte Unfälle mit Ausfallzeiten pro
1 Mio Arbeitsstunden) von 3,0 wurde eine Verbesserung von
25 Prozent gegenüber dem Vorjahr erreicht. Grund für diese
Verbesserung sind neben dem konsequent verfolgten Ziel,
eine gelebte Sicherheitskultur für eigene und Mitarbeiter von
Dienstleistern in unseren Anlagen einzuführen, vor allem die
Einbindung von Arbeitssicherheit in den Incentivierungsprozess aller Führungskräfte sowie ein kontinuierlicher Reportingprozess. Leider sind im Jahr 2007 dennoch vier eigene
und neun Mitarbeiter von Fremdfirmen bei Arbeiten ums
Leben gekommen. Dieser nicht akzeptable Zustand hat uns
dazu bewogen, die gelebte Sicherheitskultur mit einem
umfassenden Maßnahmenpaket weiter voranzutreiben. Im
Rahmen des Projekts Safe.TEG werden sich alle Top Executives
einem externen Assessment unterziehen mit dem Ziel einer
selbstkritischen Identifikation eventueller Optimierungspotenziale. Weitere Maßnahmen sind die Fortführung des
Projekts „Fremdfirmenmanagement“ zur Sicherstellung
gleicher Arbeitsschutzbedingungen für eigene und Fremdfirmenmitarbeiter sowie die Erweiterung des Berichtswesens
zur weiteren Erhöhung von Transparenz. Ferner wurden
Executive Safety Councils eingerichtet, um so die Arbeitssicherheit zur ersten Priorität im Tagesgeschäft zu machen.
Bereits eine lange Tradition hat bei E.ON das Gesundheitsmanagement mit Angeboten, die von Darmkrebsvorsorge und
Raucherentwöhnungskursen bis hin zu vielfältigen Sportangeboten reichen. Mit der Verankerung in der Personalstrategie
„OneHR“ und einer zentralen Steuerung im Corporate Center
wird der Überzeugung Rechnung getragen, dass eine Investition in die Gesundheit der Mitarbeiter einen nachhaltigen
Wertbeitrag leisten wird.
Arbeitgebermarke – Employer Branding
Im Ranking der „Top-Arbeitgeber Deutschland 2007“ – einer
Studie des Magazins „karriere“ und des geva-instituts – konnte
sich E.ON 2007 einen Spitzenplatz sichern und wurde zu den
besten 20 Arbeitgebern in Deutschland gewählt. E.ON Ruhrgas darf erneut die Prädikate „Deutschlands beste Arbeitgeber 2007“ und „Best Workplaces in Europe 2007“ führen und
gehört damit zu den 100 besten Arbeitgebern in Europa.
Speziell für den Ingenieurnachwuchs wurde deutschlandweit zum Wintersemester 2007/2008 das Förderprogramm
E.ONSupportINGStudents eingeführt. Das Programm fördert
Studenten der Ingenieurwissenschaften durch Einblicke in
die Fachpraxis, Mentoring, Netzwerktreffen und finanzielle
Unterstützung. Jährlich sollen bis zu 30 Studierende deutschlandweit in das Programm aufgenommen werden.
E.ON Graduate Program
LTIF1)
2004
2006
2007
Ziel 2007
1,2
0,8
1,2
0,8
US-Midwest
2005
4,5
4,2
Nordic
Seit der Einführung des Programms im Jahr 2005 wurden
konzernweit insgesamt 120 Nachwuchskräfte eingestellt.
45 Trainees haben das Programm seitdem erfolgreich abgeschlossen und konnten übernommen werden. Als erste
osteuropäische Gesellschaft nimmt seit Herbst 2007 die
rumänische E.ON Gas Distributie am Programm teil.
1,7
2,6
Personalentwicklung – Talent-Management
6,2
4,8
UK
2,9
3,7
6,3
5,4
Central Europe
4,4
3,0
8,2
Pan-European
Gas2)
5,8
4,1
3,7
6,0
5,0
E.ON-Konzern
Das im Juli 2007 neu aufgelegte Konzept der Senior Management Potentials (SMP) bietet identifizierten Nachwuchskräften vielfältige, individuelle Lern- und Entwicklungsmöglichkeiten, um sich fachlich und persönlich gezielt auf den Schritt
ins Senior Management vorzubereiten. Global Placement
unterstützt die Senior Management Potentials auf ihrem Weg
ins Senior Management, indem diese bevorzugt bei den systematischen, unternehmensweiten Stellenbesetzungen
berücksichtigt werden.
4,0
3,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
1) lost time injury frequency – arbeitsbedingte Unfälle mit Ausfallzeiten
pro 1 Mio Arbeitsstunden
2) ohne E.ON Gaz România
Die konzernweiten Weiterbildungskosten (Kurskosten) betrugen im Jahr 2007 rund 78 Mio  (ohne OGK-4, Airtricity und E2-I).
Ein Großteil der Weiterbildung wird dabei über den internen
Bildungsanbieter E.ON Academy abgedeckt.
57
58
Mitarbeiter
Top Executives
Die zunehmende internationale Expansion des E.ON-Konzerns
hat auch unmittelbare Auswirkungen auf das Management
der Top Executives. Neben einem stärkeren Austausch von
Führungskräften zwischen den einzelnen Market Units werden bei Besetzung von Top-Führungspositionen verstärkt
internationale Erfahrungen erforderlich. Für neue Akquisitionen
konnten einerseits bewährte Führungskräfte aus dem Konzern, darunter auch verstärkt Mitglieder des Executive
Pools, für Schlüsselpositionen gewonnen werden. Andererseits wurden landesspezifische Führungspositionen auch
mit Managern aus dem jeweiligen lokalen Markt besetzt.
Bei übernommenen Gesellschaften konnte erfolgreich das
bestehende Management gehalten werden.
Vergütung, Altersversorgung,
Mitarbeiterbeteiligung
Zu einem wettbewerbsfähigen Arbeitsumfeld gehören auch
eine attraktive Vergütung sowie ansprechende Nebenleistungen. Mit der Neuausrichtung und Vereinheitlichung der betrieblichen Altersversorgung in Deutschland stellt E.ON diese auch
künftig als einen wesentlichen Bestandteil eines attraktiven
Vergütungspakets sicher.
Ein weiterer Erfolgsfaktor für die Mitarbeiterbindung ist die
Beteiligung am Unternehmenserfolg: Im Jahr 2007 wurde
über die Gruppe der Top Executives hinaus die Teilnahme der
inländischen Senior Manager im Grade 3 des konzernweiten
Job Grading Systems an der zweiten Tranche des E.ON Share
Performance Plans beschlossen. Darüber hinaus wurde die
Attraktivität des Mitarbeiteraktienprogramms durch eine
Erhöhung des Unternehmenszuschusses weiter verbessert.
Im Jahr 2007 haben 22.184 Mitarbeiter 373.905 Aktien gezeichnet. Damit lag die Teilnahmequote mit 59 Prozent erneut
über der Quote des Vorjahres (54 Prozent). Auch Mitarbeiter
in Großbritannien können im Rahmen eines Share Incentive
Plans Aktien zu besonderen Konditionen erwerben.
Arbeitsalltag zu integrieren. So wurden unter dem Motto
„Sport verbindet!“ die ersten E.ON Olympics im Mai 2007 veranstaltet. Im Münchener Olympiastadion demonstrierten
mehr als 900 E.ON-Mitarbeiterinnen und -Mitarbeiter Leistungswillen und Zusammenarbeit und kämpften in 17 verschiedenen Einzel- und Mannschaftssportarten um Medaillen.
Im Juni 2007 fand im E.ON-Konzern der dritte OneE.ON Day
statt. Themenschwerpunkte waren „Verbesserung der Zusammenarbeit“ und „Umgang mit Veränderung“.
E.ON-Mitarbeiterbefragung
Im September 2007 wurde die dritte konzernweite Mitarbeiterbefragung mit einer Beteiligungsquote von 81 Prozent
durchgeführt. Als anerkanntes und gut etabliertes Führungsund Dialoginstrument unterstützt sie nachhaltig die Strategieumsetzung im Konzern und fördert den Dialog zwischen
Mitarbeitern und Führungskräften.
Die Ergebnisse zeigen, dass sich die Arbeitszufriedenheit der
E.ON-Mitarbeiter mit rund 80 Prozent auf einem im Vergleich
mit anderen großen Unternehmen hohen bis sehr hohen
Niveau bewegt. Die Identifikation der Mitarbeiter mit E.ON,
das Engagement für die E.ON-Werte und den Konzern sowie
das Vertrauen sind weiter gestiegen. Schwerpunktthemen
für das kommende Jahr sind die Optimierung organisatorischer Voraussetzungen für die Leistungserbringung und die
Unterstützung von Veränderungsprozessen.
Entwicklung der Mitarbeiterzahlen
Am 31. Dezember 2007 waren im E.ON-Konzern weltweit
87.815 Mitarbeiter beschäftigt, rund 9 Prozent mehr als am
Jahresende 2006. Hinzu kommen 2.656 Auszubildende sowie
287 Vorstände und Geschäftsführer.
Der leichte Anstieg der Mitarbeiterzahl bei Central Europe
seit Jahresende 2006 ist hauptsächlich auf die Übernahme
ausgelernter Auszubildender zurückzuführen.
OneE.ON – Verankerung im Arbeitsalltag
Mitarbeiter1)
Mit OneE.ON wurde im Jahr 2004 ein Prozess gestartet, der
auf Basis gemeinsamer Werte und Verhaltensregeln eine
gemeinsame Unternehmenskultur über alle Unternehmensbereiche in den verschiedenen Ländern schaffen soll. Regelmäßige gemeinsame Aktivitäten helfen, das Leitbild in den
31. Dezember
2007
2006
+/– %
Central Europe
44.051
43.546
+1
Pan-European Gas
12.214
12.417
–2
UK
16.786
15.621
+7
Nordic
5.804
5.693
+2
US-Midwest
2.977
2.890
+3
Corporate Center/Neue
Märkte2)
Summe
Nicht fortgeführte Aktivitäten3)
5.983
445
–
87.815
80.612
+9
474
473
–
1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder
2) inklusive OGK-4, E.ON Climate & Renewables
3) enthält WKE
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Für den Rückgang der Zahl der Beschäftigten bei Pan-European Gas sind im Wesentlichen Anpassungsmaßnahmen zur
Steigerung der Effizienz bei E.ON Gaz Distributie in Rumänien verantwortlich.
Gründe für den Personalzuwachs bei UK sind vor allem Einstellungen im Vertriebs- und Servicegeschäft.
Der leichte Personalanstieg bei Nordic ist neben der Akquisition einer Servicegesellschaft vor allem auch darauf zurückzuführen, dass extern vergebene Arbeiten vermehrt intern
durchgeführt werden.
Bei US-Midwest hat sich die Zahl der Mitarbeiter hauptsächlich aufgrund des Baus des Kraftwerks Trimble County 2
sowie von Kapitalerhöhungsmaßnahmen um rund 3 Prozent
seit dem Jahresende 2006 erhöht.
Insgesamt waren zum Jahresende 5.983 Mitarbeiter im
Segment Corporate Center/Neue Märkte beschäftigt. Dieser
Anstieg ist vor allem auf die Akquisition des russischen
Stromversorgers OGK-4 mit rund 5.300 Mitarbeitern sowie
der beiden Renewables-Gesellschaften E2-I und Airtricity
im vierten Quartal zurückzuführen.
Geografische Struktur
Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Zahl der im Ausland
beschäftigten Mitarbeiter auf insgesamt 53.200 Mitarbeiter
bzw. 60,6 Prozent (Vorjahr: 46.598 Mitarbeiter bzw. 57,8 Prozent).
Auch dies ist vor allem auf die Akquisition des russischen
Stromversorgers OGK-4 zurückzuführen.
Mitarbeiter nach Regionen1)
31. Dez. 2007
Deutschland
37.414
Großbritannien
17.143
Rumänien
10.568
Schweden
5.466
Russland
5.320
Ungarn
4.958
USA und Kanada
3.077
Tschechische Republik
2.562
Bulgarien
2.357
Weitere Länder2)
1.893
1) einschließlich Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende
2) unter anderem Italien, Niederlande, Polen, Finnland, Norwegen, Dänemark etc.
Ausbildung
Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur,
Teilzeitbeschäftigung
Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember
2007 bei insgesamt rund 28 Prozent. Zukünftig soll vor allem
auch der Anteil von Frauen in Führungspositionen steigen.
Unter den Senior Managern beträgt der Frauenanteil derzeit
10 Prozent, unter den Top Executives 4 Prozent.
Zum Ende des Jahres betrug das Durchschnittsalter im E.ONKonzern rund 41 Jahre und die durchschnittliche Betriebszugehörigkeit rund 14 Jahre. Insgesamt 6.195 Mitarbeiter waren
am Jahresende im E.ON-Konzern in Teilzeit beschäftigt,
davon 4.438 Frauen (72 Prozent). Die auf freiwilligen Kündigungen basierende Fluktuation lag im Konzerndurchschnitt
bei rund 4 Prozent.
Einen traditionell hohen Stellenwert nimmt bei E.ON die
Ausbildung junger Menschen ein. Die Ausbildungsquote in
Deutschland konnte gegenüber den Vorjahren erneut verbessert werden und liegt nun bei über 7 Prozent.
Auszubildende in Deutschland
31. Dez. 2007
Central Europe
Pan-European Gas
E.ON AG/Sonstige
E.ON-Konzern
2.369
276
11
2.656
Die bereits im Jahr 2003 gestartete E.ON-Ausbildungsinitiative wurde auch im Jahr 2007 fortgeführt. Über die bereits
bestehenden Angebote hinaus wurde über 600 weiteren
jungen Menschen in Deutschland eine Perspektive in Form
einer Ausbildung oder ausbildungsvorbereitender Praktika
geboten. Allein im Projekt „Mit Energie dabei“, mit dem
sich E.ON besonders an benachteiligte, nicht ausbildungsreife Jugendliche wendet, wurde rund 430 Jugendlichen
eine Chance an einem der 19 Projektstandorte geboten.
59
60
Mit einer Vermittlungsquote von über 75 Prozent in Ausbildung bzw. Arbeit ist das Projekt seit nunmehr zehn Jahren
sehr erfolgreich. Darüber hinaus wird mit der Aktion „Gleiche
Chancen für alle“ speziell die Einstellung behinderter Auszubildender im E.ON-Konzern gefördert. Auf diese Weise leistet
E.ON einen Beitrag zur aktiven Unterstützung der Initiative
„Jobs ohne Barrieren“ des Bundesministeriums für Gesundheit und soziale Sicherung.
Grundzüge des Vergütungssystems für Vorstand
und Aufsichtsrat
Die Grundzüge der Vergütungssysteme sowie Angaben zu
den Konzernbezügen einzelner Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder sind für das Geschäftsjahr 2007 im Vergütungsbericht zusammengefasst. Er berücksichtigt die Regelungen
des HGB in der durch das Vorstandsvergütungsoffenlegungsgesetz (VorstOG) geänderten Fassung sowie die Grundsätze
des Deutschen Corporate Governance Kodex. Der Vergütungsbericht ist im Corporate-Governance-Kapitel auf den Seiten
117 bis 121 veröffentlicht und als Bestandteil dieses zusammengefassten Lageberichts anzusehen. Auf eine Darstellung
des Vergütungsberichts an dieser Stelle wurde daher verzichtet. Die Angaben zu den Organbezügen der E.ON AG sind im
Anhang des Einzelabschlusses dargestellt.
Im Jahr 2007 hat E.ON das Engagement im Bereich Forschung
und Entwicklung zur Einführung neuer Technologien deutlich
gesteigert. Unsere vielfältigen Aktivitäten orientieren sich an
den Zielen Energieeffizienz, verantwortungsvoller Umgang
mit Ressourcen und Wirtschaftlichkeit.
Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand lag im Jahr 2007
bei 37 Mio  (Vorjahr: 27 Mio ). Insgesamt arbeiteten im
E.ON-Konzern 190 Mitarbeiter im Bereich Forschung und Entwicklung, davon 70 bei Central Europe, 55 bei UK, 34 bei PanEuropean Gas, 24 bei Nordic und 7 bei US-Midwest.
Gute neue Ideen entstehen häufig durch die Kombination
von Grundlagenforschung und praktischer Erfahrung. Daher
hat E.ON den Bereich der Grundlagenforschung verstärkt
und die Unterstützung der Energieforschung an Hochschulen
im Jahr 2007 auf 5,5 Mio  erhöht.
Insgesamt hat E.ON im Jahr 2007 für neue Technologien in den
Bereichen Hochschulförderung, Forschung- und Entwicklung
und Demonstration 83 Mio  investiert (Vorjahr: 57 Mio ).
Innovative Technologien sind das Rückrat unseres Unternehmens. Wir haben im Jahr 2007 im Rahmen der konzernweiten
Forschungsinitiative innovate.on weitere Großprojekte zur
Demonstration neuer Technologien gestartet. Dabei werden
wir uns auch in Zukunft auf vielversprechende Schlüsseltechnologien fokussieren, mit denen die Herausforderungen
einer wirtschaftlichen, umweltverträglichen und sicheren
Energieversorgung gelöst werden können. Die in der Forschung entwickelten Verfahren nutzen wir dann auch in der
Praxis.
Beispiele für unsere Forschungsprojekte im Jahr 2007:
• CO2-Abtrennung im schwedischen Kraftwerk Karlshamn.
• Erforschung der CO2-Speicherung in einem EU-Projekt in
Deutschland.
• Veredelung von Biogas auf Erdgasqualität und Einspeisung in das Erdgasnetz in Demonstrationsanlagen in
Deutschland.
• Untersuchung von Korrosion in Kesseln durch Zufeuerung von Biomasse in einer Pilotanlage in Großbritannien.
• Angewandte Forschung durch den Test von Batterien
zur Stromspeicherung in Großbritannien.
• Wissenschaftlicher Feldversuch mit ca. 80 elektrischen
Wärmepumpen, die in Wohnhäusern anstelle von alten
Ölheizkesseln eingesetzt werden.
• Versuche mit verschiedenen Erdgaswärmepumpen zur
Kombination von Erdgas mit Erneuerbaren Energien in
einem Gerät.
Unsere Aktivitäten im Bereich neue Technologien sind auf
den Seiten 80 bis 82 ausführlich beschrieben.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Corporate Responsibility
Gesellschaftliche Verantwortung von Unternehmen (CR)
gewinnt sowohl nach unserer Überzeugung als auch aus Sicht
der Gesellschaft mehr und mehr an Bedeutung. Sich stetig
ändernde ökonomische, ökologische und gesellschaftliche
Rahmenbedingungen sowie eine Vielzahl von Erwartungen
und Interessenlagen der Stakeholder bilden hierfür die Grundlage. Innerhalb der Energiebranche strebt E.ON daher eine
führende Rolle bei der Wahrnehmung gesellschaftlicher Verantwortung an. Unser Ziel ist, das Vertrauen unserer Stakeholder dauerhaft zu gewinnen, zu erhalten und auszubauen
sowie Veränderungen in unserem Unternehmensumfeld frühzeitig zu antizipieren und in die Entscheidungsprozesse einzubinden. Dadurch sollen unternehmerische Chancen und
Risiken aktiv gesteuert sowie der Unternehmenswert und der
gesellschaftliche Mehrwert langfristig maximiert werden.
Um CR als integralen Bestandteil unserer Unternehmenskultur und unserer Geschäftsprozesse weiter zu stärken, wurde
im Jahr 2007 die konzernweite Organisationsstruktur ausgebaut. Zur strategischen Ausgestaltung und konzernweiten
Implementierung wurde der Organisationsbereich CR im Corporate Center gestärkt und international besetzt. Höchstes
Gremium ist der seit 2005 bestehende CR-Council, der mit
oberen Führungskräften aus Market Units, Fachbereichen des
Corporate Centers sowie einem Mitglied des Betriebsrats
besetzt ist und den E.ON-Vorstand bei der Vereinbarung von
konzernweiten Schwerpunkten und Zielen berät und unterstützt. Die CR-Maßnahmen werden in allen Market Units
durch CR-Manager und Fachbereiche vor Ort umgesetzt.
Im Jahr 2007 haben wir ein konzernweites Klimaschutzziel,
die Reduktion der spezifischen CO2-Emissionen bis 2030
gegenüber 1990 um insgesamt 50 Prozent, festgelegt. In diesem Zusammenhang hat E.ON umfangreiche Investitionen
in Erneuerbare Energien und effizientere Kraftwerke geplant.
Zudem wurde das konzernweite Programm „Energie für
Kinder“ mit Fokus auf frühzeitige Vermittlung von Wissen in
den Bereichen Energie und Umwelt neu konzeptioniert und
soll 2008 öffentlich gestartet werden.
Die hohe Relevanz, die wir dem Thema Transparenz einräumen, zeigt sich exemplarisch an dem im Mai 2007 veröffentlichten konzernweiten CR-Bericht, der von der international anerkannten Global Reporting Initiative die höchste
Bewertung A+ erhielt. Dies hat mit dazu beigetragen, dass
E.ON im Jahr 2007 erstmals mit der Aufnahme in die Dow Jones
Sustainability Indices World und STOXX als verantwortlich
agierendes Unternehmen anerkannt wurde. Auch die Ergebnisse anderer externer Bewertungen haben sich verbessert:
E.ON stieg beispielsweise im internationalen Accountability
Rating von Position 25 auf Position 16 der Fortune 100.
Im Jahr 2008 wird eine weiterentwickelte CR-Strategie als
Beitrag zur Unternehmensstrategie verabschiedet. Eine
wesentliche Aufgabe wird dabei die Integration der neuen
Market Units auch in diesem Bereich sein.
Im Mai 2008 erscheint der neue CR-Bericht, der auch im
Internet unter www.eon.com zur Verfügung stehen wird.
61
62
Risikobericht
Risikomanagementsystem
Die Steuerung von Chancen und Risiken wird bei E.ON als
normaler und bewusster Bestandteil der Unternehmensführung angesehen. Demnach besteht das Risikomanagementsystem aus einer Vielzahl von Bausteinen, die in die gesamte
Aufbau- und Ablauforganisation von E.ON eingebettet sind.
Damit ist das Risikomanagementsystem integraler Bestandteil
der Geschäftsprozesse und Unternehmensentscheidungen.
Zu den Bausteinen des Risikomanagementsystems zählen im
Wesentlichen konzernweite Richtlinien und Berichtssysteme,
der konzernweit einheitliche Strategie-, Planungs- und
Controllingprozess, die Tätigkeit der internen Revision sowie
die gesonderte konzernweite Risikoberichterstattung auf
Basis des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) und die Einrichtung von Risikokomitees. Unser Risikomanagementsystem 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 kontinuierlich auf Effektivität und Effizienz
überprüft. Darüber hinaus erfolgt gemäß den gesetzlichen
Anforderungen eine regelmäßige Überprüfung der Wirksamkeit unseres Risikofrüherkennungssystems 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 Abrechnung der Versicherungsverträge und -ansprüche sowie die
entsprechende Berichterstattung sicher.
Risikokomitee
Gemäß den Bestimmungen von § 91 Abs. 2 AktG zur Einrichtung eines Überwachungs- und Risikofrüherkennungssystems
sowie den Mindestanforderungen an ein Risikomanagement
bzw. an den Einsatz von Finanzinstrumenten bei Industrieunternehmen auf Grundlage der Mindestanforderungen für
das Betreiben von Handelsgeschäften (MaRisk) hat der Vorstand der E.ON AG ein Risikokomitee für die E.ON AG eingerichtet. Das Risikokomitee stellt als Gremium unter Beteiligung
von maßgeblich beteiligten Bereichen und Abteilungen der
E.ON AG die Umsetzung und Einhaltung der durch den Vorstand beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodityund Kreditrisikobereich sicher und entwickelt diese weiter.
Risikolage
Im Zuge unserer geschäftlichen Aktivitäten sind wir einer
Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unserem
unternehmerischen Handeln verbunden sind. Für den
E.ON-Konzern und somit auch für die E.ON AG bestehen im
Wesentlichen folgende Risiken:
Marktrisiken
Das internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Market
Units bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur
gekennzeichnet. Unser in- und ausländisches Energiegeschäft
sieht sich zudem einem verstärkten Wettbewerb ausgesetzt,
der unsere Margen reduzieren könnte. Die seit 1998 zu Beginn
der Liberalisierung des deutschen Strommarktes rückläufigen
Preise stiegen seit dem Jahr 2001 wieder an. Gegenwärtig
übersteigen die Einzelhandelspreise das Niveau von 1998. Auch
die Preise für den Absatz an Weiterverteiler sowie industrielle Kunden haben sich erhöht. Dies ist im Wesentlichen auf
gestiegene Brennstoffpreise sowie zusätzliche Steuern und
Abgaben zurückzuführen. Die angekündigten Strompreisanhebungen zum 1. Januar 2008 wurden im Herbst 2007 von
der Öffentlichkeit stark kritisiert. Da im Hinblick auf die weiter ansteigenden Energiekosten Strompreisanhebungen in
der Zukunft nicht ausgeschlossen werden können, rechnen
wir mit einem zunehmenden politischen Druck. Im europäischen Vergleich liegen die deutschen Großhandels- und Einzelhandelspreise bereinigt um Steuern und Abgaben im
Mittelfeld. Erhöhter Wettbewerbsdruck durch bestehende bzw.
neu hinzukommende Marktteilnehmer könnte beispielsweise
unseren britischen oder schwedischen Marktanteil im Großund Einzelhandelsbereich nachteilig beeinflussen. Neben unseren Aktivitäten in Großbritannien und den skandinavischen
Ländern sehen wir grundsätzlich auch wettbewerbsbedingte
Margenrisiken hinsichtlich unserer Geschäftstätigkeit in Ostbzw. Südeuropa sowie den übrigen Strommärkten, in denen wir
aktiv sind, und möglicherweise noch dazu in Strommärkten,
in denen wir uns zukünftig bewegen wollen. E.ON Ruhrgas
sieht sich im Gasbereich ebenfalls einem zunehmenden Wettbewerbsdruck ausgesetzt. Durch ein umfassendes Vertriebscontrolling und ein intensives Kundenmanagement begrenzen
wir diese Risiken.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Marktpreisänderungsrisiken
Strategische Risiken
Der E.ON-Konzern ist bei seiner operativen Geschäftstätigkeit
Marktpreisänderungsrisiken im Commodity-Bereich ausgesetzt.
Zur Begrenzung dieser Risiken betreiben wir ein systematisches Risikomanagement. Kernelemente dieses Risikomanagements sind – neben den bereits erwähnten konzernweit bindenden Richtlinien und dem unternehmensweiten Berichtssystem – die Verwendung quantitativer Kennziffern sowie
die Limitierung von Risiken und die Funktionstrennung von
Bereichen. Zur Begrenzung von Marktpreisänderungsrisiken
setzen wir im Markt übliche derivative Instrumente ein. Diese
Instrumente werden mit Finanzinstituten, Brokern, Strombörsen und Drittkunden kontrahiert, deren Bonität wir laufend
überwachen.
Unsere Strategie bezieht Akquisitionen und Investitionen in
unser Kerngeschäft mit ein. Diese Strategie hängt in Teilen
von unserer Fähigkeit ab, Unternehmen erfolgreich zu identifizieren und zu erwerben, die unser Energiegeschäft unter
annehmbaren Bedingungen sinnvoll ergänzen. Um die notwendigen Zustimmungen für Akquisitionen zu erhalten,
könnten wir aufgefordert werden, andere Teile unseres
Geschäfts zu veräußern oder Zugeständnisse zu leisten, die
unser Geschäft wesentlich beeinflussen. Zusätzlich können
wir nicht garantieren, dass wir die Rendite erzielen, die wir
von jeder möglichen Akquisition oder Investition erwarten.
Beispielsweise könnte es problematisch werden, wichtige
Leistungsträger zu halten, akquirierte Unternehmen erfolgreich in unser vorhandenes Geschäft zu integrieren sowie
geplante Kosteneinsparungen bzw. operative Ergebnisbeiträge
zu realisieren und zukünftige Marktentwicklungen bzw.
regulatorische Veränderungen richtig zu beurteilen. Zudem
ist es möglich, dass wir für eine Akquisition oder Integration
bzw. den Betrieb eines neuen Geschäftes mehr aufwenden
müssen als angenommen. Des Weiteren beinhalten Akquisitionen und Investitionen in neue geografische Gebiete oder
Geschäftsbereiche, dass wir uns mit neuen Absatzmärkten
bzw. Wettbewerbern vertraut machen und uns mit den entsprechenden wirtschaftlichen Risiken auseinandersetzen. Dies
gilt gleichermaßen für das von uns im Jahr 2007 beschlossene
strategische Maßnahmenpaket bzw. das umfangreiche Investitionsprogramm von mehr als 60 Mrd  bis zum Jahr 2010.
Im Energiebereich werden im Wesentlichen Strom-, Gas-,
Kohle-, Emissionsrechte- und Ölpreissicherungsgeschäfte
kontrahiert, um Preisänderungsrisiken abzusichern, eine
Systemoptimierung und einen Lastenausgleich zu erzielen
sowie unsere Margen zu sichern. Der Eigenhandel im Commodity-Bereich findet im Rahmen detailliert festgelegter
Richtlinien und innerhalb eng definierter Grenzen statt. Zum
31. Dezember 2007 betrugen die Nominalwerte der Energiederivate 57.204 Mio . Der Marktwert aller Energiederivate
beläuft sich auf –353 Mio .
Finanzwirtschaftliche Risiken
Die Steuerung der Zins- und Währungsrisiken erfolgt ebenfalls auf Basis eines systematischen Risikomanagements.
Das Nominalvolumen der Derivate im Zins- und Devisenbereich zum 31. Dezember 2007 betrug 48.238 Mio . Die Marktwerte dieser Derivate beliefen sich auf 615 Mio .
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-Bonität sowie eine regelmäßige Ermittlung des
Kreditausfallrisikos. Die Überprüfung des Kreditratings der
Geschäftspartner wird auf Grundlage existierender Bonitätskriterien durchgeführt.
Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungsrisiken aus kurzund langfristigen Wertpapieren, die durch ein geeignetes
Asset Management gesteuert werden. Die Überwachung und
Steuerung von Liquiditätsrisiken erfolgt im Rahmen kurzund langfristiger Finanzplanungen.
63
64
Risikobericht
Diesen möglichen Risiken begegnen wir mit umfangreichen
Prozessen. Diese beinhalten – neben den zugrunde liegenden
Richtlinien und Handbüchern – unter anderem umfassende
Due-Diligence-Prüfungen und die rechtliche Absicherung im
Rahmen von Verträgen sowie ein mehrstufiges Genehmigungsverfahren und ein Beteiligungs- bzw. Projektcontrolling. Nachgelagerte umfangreiche Integrationsprojekte tragen darüber
hinaus zu einer erfolgreichen Integration bei.
Operative Risiken
Bei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden technologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. In
bedeutenden Teilen Europas und Nordamerikas kam es in
den letzten Jahren zu größeren Stromausfällen. Die Gründe
für diese Stromausfälle variieren, obwohl sie hauptsächlich
auf ein ungenügendes – lokales oder regionales – Gleichgewicht zwischen Energieerzeugung und -verbrauch zurückzuführen sind. Dabei können einzelne Ausfälle aufgrund von
Überlastung oder Spannungsproblemen eine kaskadenförmige
Abschaltung der Netze und Kraftwerke auslösen. Die Wahrscheinlichkeit dieser Art von Problemen hat sich in den letzten Jahren nach der Liberalisierung der EU-Strommärkte
erhöht. Dies ist zum Teil mit einem zunehmenden uneingeschränkten grenzüberschreitenden physikalischen Stromhandel zu begründen, der in einer wesentlich höheren Last
im internationalen Netz resultiert, das ursprünglich hauptsächlich für Zwecke der gegenseitigen Unterstützung und
Betriebsoptimierung konstruiert wurde. Infolgedessen gibt
es Engpässe an vielen Stellen in Europa und die hohe Belastung hat zu einem geringeren 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 Regelzonen 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 Probleme, die unter anderem auch auf extreme Wetterverhältnisse zurückgeführt
werden können. Betriebsstörungen oder längere 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 Qualifikationsprogramme für unsere Mitarbeiter
• Weiterentwicklung und Optimierung unserer Produktionsverfahren, -prozesse und -technologien
• Regelmäßige Wartung und Inspektion unserer Anlagen
und Netze
• Richtlinien sowie Arbeits- und Verfahrensanweisungen
• Qualitätsmanagement, -kontrollen und -sicherung
• Projekt-, Umwelt- und Alterungsmanagement
• Krisenabwehrorganisation und Notfallplanungen
Gegen dennoch eintretende Schadensfälle sind wir in einem
wirtschaftlich sinnvollen Umfang versichert.
Zusätzlich ergeben sich gegenwärtig aus der operativen
Geschäftstätigkeit des E.ON-Konzerns einzelne Risiken in
Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten. Im Wesentlichen handelt
es sich dabei um Klagen und Verfahren wegen angeblicher
Preisabsprachen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Des
Weiteren sind im Zusammenhang mit der Veräußerung von
VEBA Electronics im Jahr 2000 Klagen gegen E.ON AG und
US-Tochtergesellschaften anhängig. Darüber hinaus ist E.ON
Ruhrgas Partei in einigen Schiedsgerichtsverfahren. Diese
betreffen unter anderem den Erwerb von Anteilen an der
Europgas a.s. und Gaslieferungsverträge, die mit GasTerra B.V.,
der Gasversorgung Süddeutschland GmbH sowie Norsk Hydro
Produksjon ASA geschlossen wurden. Gegen Unternehmen
des E.ON-Konzerns könnten zudem auch in Zukunft gerichtliche Prozesse, behördliche Untersuchungen und Verfahren
sowie andere Ansprüche eingeleitet oder geltend gemacht
werden. Durch eine geeignete Verfahrensbetreuung und entsprechende Vertragsgestaltungen im Vorfeld versuchen wir,
die Risiken dieser und zukünftiger Rechtsstreitigkeiten zu
minimieren.
Aus dem zunehmenden Wettbewerb auf dem Gasmarkt und
steigenden Handelsvolumina an virtuellen Handelspunkten
und der Gasbörse könnten möglicherweise Risiken für Mengen aus Langfristverträgen mit Take-or-pay-Verpflichtungen
resultieren. Andererseits unterliegen die Verträge zwischen
Produzenten und Importeuren grundsätzlich turnusmäßigen
Anpassungen an aktuelle Marktgegebenheiten.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Externe Risiken
Externe Risiken ergeben sich aus dem politischen, rechtlichen
und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns, dessen Änderung zu erheblichen Planungsunsicherheiten führen kann.
•
Die im Dezember 2007 beschlossene Änderung des
Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWBNovelle) führt zu einer Verschärfung der kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht im Strom- und Gasmarkt. Die
Novelle trat zum 1. Januar 2008 in Kraft. Die Auswirkungen der GWB-Novelle auf E.ON können zum jetzigen
Zeitpunkt noch nicht eingeschätzt werden. Mit einem
Musterverfahren in der Branche durch das Bundeskartellamt wird im Jahr 2008 gerechnet.
•
Das Bundeskartellamt untersucht im Rahmen eines
Missbrauchsverfahrens die Berücksichtigung von CO2Emissionszertifikaten bei der Strompreiskalkulation.
Der Ausgang des Verfahrens gegen E.ON ist noch offen.
•
Die EU-Kommission hat im Mai und Dezember 2006 bei
mehreren Energieversorgungsunternehmen in Europa
Nachprüfungen durchgeführt (darunter auch bei der
E.ON AG und einigen ihrer Tochterunternehmen). Im
Nachgang zu den Nachprüfungen initiierte die EU-Kommission auch Auskunftsersuchen zu verschiedenen regulatorischen und energiemarktbezogenen Fragestellungen
bei E.ON Energie und E.ON Ruhrgas, die von den Unternehmen zwischenzeitlich beantwortet worden sind. Die
Kommission hat mit Entscheidung vom 18. Juli 2007 ein
Kartellverfahren wegen eines mutmaßlichen Verstoßes
gegen Art. 81 EG-Vertrag gegen E.ON Ruhrgas und Gaz
de France eingeleitet. Die Kommission weist darauf hin,
dass die Verfahrenseinleitung nicht bedeutet, dass abschließende Beweise für einen Verstoß vorliegen. Im Zusammenhang mit den Nachprüfungen im Strombereich hat E.ON
der EU-Kommission vorgeschlagen, sich zu verpflichten,
das Übertragungsnetz und Erzeugungskapazitäten abzugeben. Die EU-Kommission wird hierüber nach einem
Markttest eine rechtlich bindende Entscheidung treffen
und etwaige Kartellverfahren im Strombereich nicht
fortführen.
•
E.ON Ruhrgas hatte gegen die Abstellungsverfügung des
Bundeskartellamtes vom 13. Januar 2006 in Sachen langfristiger Gaslieferverträge Beschwerde beim OLG Düsseldorf eingelegt und sich im Wesentlichen gegen das verfügte Wettbewerbsverbot gewendet. Das OLG Düsseldorf
hat diese Beschwerde am 4. Oktober 2007 zurückgewiesen.
E.ON Ruhrgas hat gegen die Entscheidung des OLG Düsseldorf Rechtsbeschwerde zum BGH eingelegt.
•
Die EU-Kommission hat im September 2007 die Entwürfe
zum dritten Regulierungspaket Energie veröffentlicht, die
einen wettbewerbsorientierten, nicht diskriminierenden
und transparenten EU-Binnenmarkt bezwecken. E.ON
unterstützt diese Ziele ausdrücklich. Einige der vorgeschlagenen Maßnahmen und Instrumente sind aus unserer Sicht allerdings nicht geeignet, den Wettbewerb zu
fördern und die Entwicklung grenzüberschreitender
Regionalmärkte zu unterstützen. Dies gilt vor allem für
die Ausdehnung der Regulierung auf den Bereich des
Strom- und Gashandels sowie für das vorgeschlagene
Ownership Unbundling der Übertragungs- und Fernleitungsnetze und die Alternative des Independent System
Operators (ISO+). E.ON ist der Auffassung, dass Wettbewerb und die Integration von Regionalmärkten nicht
über Enteignung von Unternehmen oder Regulierung
von Wettbewerbsmärkten erfolgen kann. Dies kann nur
durch konsequente Umsetzung der europäischen Marktintegration, insbesondere durch Ausbau der grenzüberschreitenden Infrastruktur, weitere Integration des
grenzüberschreitenden Energiehandels sowie den angemessenen Einsatz der vorhandenen wettbewerbsund
kartellrechtlichen Instrumente erreicht werden.
•
Die Verordnung zur Anreizregulierung (ARegV) ist im
November 2007 in Kraft getreten. Geplanter Start der
Anreizregulierung ist der 1. Januar 2009. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sieht vor, die aktuell angewendeten kostenorientierten Entgeltregulierungsprinzipien
durch das Konzept der Anreizregulierung zu ersetzen.
Dadurch lassen sich zusätzliche Anreize für Effizienzsteigerungen im Netzbereich schaffen. Grundsätzlich befürworten wir die zügige Einführung einer sachgerechten
Anreizregulierung, obwohl eine Reihe von angemessenen Vorschlägen der betroffenen Netzbetreiber nicht in
der ARegV umgesetzt wurden. Es bleibt abzuwarten, ob
die Regelungen in allen Bereichen zu Effizienzvorgaben
führen werden, die zu erreichen und zu übertreffen sind.
Bis Mitte des Jahres 2008 hat die BNetzA für alle Beteiligten einen Effizienzvergleich vorzunehmen. Gegenwärtig
entwickelt sie hierfür Methoden und legt Kriterien fest.
Die Auswirkungen der Anreizregulierung lassen sich
daher gegenwärtig nicht verlässlich einschätzen, da
neben der konkreten Ausgestaltung des Effizienzvergleichs
weitere wesentliche Parameter, wie die Höhe des kalkulatorischen Eigenkapitalzinses sowie die Ausgestaltung
der Investitionsbudgets für den Netzausbau, noch nicht
festgelegt sind.
•
E.ON Gastransport bildet derzeit noch marktorientierte
Netzentgelte. Es lässt sich jedoch nicht ausschließen,
dass dies im Laufe des Jahres 2008 von der BNetzA untersagt werden könnte. In diesem Fall würde E.ON Gastransport zum 1. Januar 2010 in die Anreizregulierung überführt.
65
66
Risikobericht
•
Derzeit läuft die zweite Runde der Netzentgeltgenehmigungen für das Jahr 2008, womit die Ausgangsbasis für
die geplante Anreizregulierung festgelegt werden soll.
Ein künftiges Ergebnisrisiko ist dabei nicht auszuschließen,
da sich abzeichnet, dass die BNetzA die gesetzlichen Vorschriften einseitig zuungunsten der Netzbetreiber auslegt. Bei entsprechend hohen Kürzungen der beantragten Netzentgelte durch die BNetzA sind darüber hinaus
im Einzelfall auch Wertminderungen im Bereich der
betroffenen Netzbetreiber nicht auszuschließen.
Durch einen intensiven und konstruktiven Dialog mit Behörden und Politik versuchen wir, diesen Risiken zu begegnen.
•
Ende 2007 hat die BNetzA ein Konsultationsverfahren
zur Reformierung des Modellkonzepts zum Regel- und
Ausgleichsenergiemarkt im deutschen Gasmarkt eingeleitet. Die BNetzA beabsichtigt eine grundlegende Neugestaltung des Ausgleichs- und Regelenergiemarktes.
Derzeit verhandeln die Verbände mit der BNetzA über
das mögliche Zielmodell. Es ist gegenwärtig unklar, wie
das Zielmodell aussehen wird. Dies führt insbesondere
deswegen zu einer Rechtsunsicherheit für die Marktteilnehmer, weil das neue Modell bereits zum 1. Oktober 2008
eingeführt werden soll. Eine vollständige Umsetzung bis
zu diesem Zeitpunkt ist zweifelhaft, da nicht zu erwarten
ist, dass alle Voraussetzungen für das Zielmodell bis dahin
vorliegen werden.
•
Durch Rechtsunsicherheiten bei der Umsetzung der
Nationalen Allokationspläne in den einzelnen EU-Ländern
kann es für einzelne der vom Emissionshandel betroffenen Anlagen der Energiewirtschaft zu Schwierigkeiten
bei der Zuteilung von CO2-Emissionsrechten kommen.
•
Die EU-Kommission legte im Januar 2008 einen ersten
Vorschlag eines Maßnahmenpakets zur Durchsetzung
ihrer Klimaschutzziele, zur Fortführung des Emissionsrechtehandels, der Speicherung von CO2 sowie der Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien
vor. Durch den ökologisch motivierten Umbau der Energieversorgung sind auch die Energieversorger betroffen,
allerdings erschließen sich auch neue Geschäftsfelder.
E.ON Ruhrgas bezieht gegenwärtig – auf Basis langfristiger
Bezugsverträge mit Gazprom – rund 26 Prozent ihrer gesamten
Gaslieferungen aus Russland. Verschiedene zurückliegende
Ereignisse in einigen Ländern Osteuropas haben in Teilen
Westeuropas die Bedenken hinsichtlich der Zuverlässigkeit
russischer Gaslieferungen verstärkt. Historisch niedrige
Temperaturen in Russland haben im Winter 2005/2006 den
Gasverbrauch erhöht und führten – den Berichten einiger
westeuropäischer Länder zufolge – zu einem Druckabfall in
den Gaspipelines sowie Fehlmengen im Gasbezug aus Russland. Zusätzlich führte zu Beginn des Jahres 2006 ein Konflikt
zwischen Russland und der Ukraine über die Auferlegung
einer bedeutenden Preiserhöhung im Hinblick auf russische
Gaslieferungen in die Ukraine zu Unterbrechungen der
Lieferungen russischen Gases in die Ukraine sowie durch die
Ukraine in andere Länder. Ende 2006 führte ein ähnlicher
Preiskonflikt zwischen Russland und Weißrussland zu einer
Blockade seitens Weißrusslands im Hinblick auf die Durchleitung russischen Gases und Öls durch das Land. Anfang
2007 führten polnische Versuche, die Gebühren für die
Durchleitung von russischem Gas und Öl nach Westeuropa
gegenüber Gazprom zu erhöhen, zu Spekulationen, dass
Gazprom diese Versuche möglicherweise mit Lieferunterbrechungen erwidern könnte. Wirtschaftliche bzw. politische
Instabilität oder andere Konflikte in jedem möglichen Durchleitungsland, durch das russisches Gas geleitet werden muss,
bevor es seinen abschließenden Bestimmungsort in Westeuropa erreicht, können eine wesentliche nachteilige Auswirkung auf den Gasbezug aus Russland haben, wobei derartige Vorfälle außerhalb der Einflussmöglichkeiten von E.ON
Ruhrgas liegen. E.ON Ruhrgas kann bislang keine Lieferunterbrechungen oder Fehlmengen unterhalb der vertraglich
garantierten Gasmengen beklagen. Dennoch existiert keine
Wir könnten darüber hinaus – in Verbindung mit dem Betrieb
von Kernkraftwerken bzw. konventionellen Kraftwerken –
durch Umweltschädigungen aus der Umwelthaftpflicht 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.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
absolute Gewissheit, dass solche Lieferunterbrechungen oder
Fehlmengen nicht auftreten können. Jede mögliche längere
Lieferunterbrechung oder Fehlmenge unterhalb der E.ON
Ruhrgas durch Gazprom vertraglich zugesicherten Gasmenge
würde seitens E.ON Ruhrgas, zum Ausgleich fehlender Gasmengen, in der Nutzung von Speicherreserven resultieren,
um den eigenen Kunden gegenüber vertraglich festgelegte
Gasmengen liefern zu können. Es ist nicht auszuschließen,
dass derartige Vorfälle eine wesentliche nachteilige Auswirkung auf unsere Ertragslage haben können.
IT-Risiken
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. Eine
Ausnahme bildet das Energiegeschäft in den USA, da heiße
Wetterperioden infolge des erhöhten Betriebs von Klimaanlagen in einer größeren Nachfrage nach Strom resultieren.
Im Ergebnis bedeutet diese saisonale Struktur, dass unsere
Umsätze und operativen Ergebnisse im ersten und vierten
Quartal höher bzw. im zweiten und dritten Quartal geringer
sind, wobei unser Energiegeschäft in den USA seine höchsten Umsätze im dritten Quartal und einen zweiten Höhepunkt im ersten und vierten Quartal erfährt. Unsere Umsätze
und operativen Ergebnisse können jedoch bei ungewöhnlich
warmen Wetterperioden während der Herbst- und Wintermonate negativ beeinflusst werden, was beispielsweise in
2006 bzw. 2007 für einige unserer Market Units der Fall war.
Darüber hinaus könnten sich für unsere Market Unit Nordic
negative Auswirkungen durch einen zu geringen Niederschlag
ergeben, der sich – wie beispielsweise im Jahr 2006 – in einer
reduzierten Stromerzeugung aus Wasserkraft bemerkbar
machen kann. Des Weiteren könnten unsere europäischen
Aktivitäten im Sommer durch über dem Durchschnitt liegende
Temperaturen negativ beeinflusst werden, da unsere Kraftwerke aufgrund einer reduzierten Verfügbarkeit von benötigtem Kühlwasser die Erzeugung reduzieren oder möglicherweise abgeschaltet werden müssten. Wir erwarten auch
weiterhin saisonale und wetterbedingte Fluktuationen im
Hinblick auf unsere Umsätze und operativen Ergebnisse.
Beurteilung der Risikosituation durch die Unternehmensleitung
Die operative und strategische Steuerung unseres Konzerns
ist maßgeblich abhängig von einer komplexen Informationstechnologie. Die Optimierung und Aufrechterhaltung der ITSysteme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und
externer Experten sowie durch diverse technologische Sicherungsmaßnahmen gewährleistet. Daneben begegnet der
E.ON-Konzern den Risiken aus unberechtigtem Datenzugriff,
Datenmissbrauch und Datenverlust mit diversen Gegenmaßnahmen technischer und organisatorischer Art.
Im Berichtszeitraum hat sich die Risikolage des E.ON-Konzerns gegenüber dem Vorjahr nicht wesentlich verändert.
Aus heutiger Sicht sind für die Zukunft keine Risiken erkennbar, die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner Market
Units gefährden könnten.
67
68
Prognosebericht
Neue Konzernstruktur
Mit einer weiter optimierten Geschäftssteuerung wollen wir
die Chancen der fortschreitenden europäischen Marktintegration und des Zusammenwachsens der weltweiten Energiemärkte nutzen.
•
E.ON Italia, Mailand, führt unser Strom- und Gasgeschäft
in Italien. Bereits heute sind wir im italienischen Stromund Gasgroßhandel sowie im Gasvertrieb tätig. Mit dem
geplanten Erwerb von Endesa Italia sollen rund 5.000 MW
Erzeugungskapazität hinzukommen. In Italien würden
wir dann der viertgrößte Stromerzeuger sein.
Um an den Ertrags- und Wachstumschancen des zusammenwachsenden Energiemarkts teilzuhaben, werden wir insbesondere den Handel und die Stromerzeugung stärker europäisch ausrichten. Alle europäischen Handelsaktivitäten für
Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate haben wir Anfang
2008 zusammengeführt. Konzernweit gebündelt wurden – mit
Ausnahme der Wasserkraft – auch unsere Aktivitäten im
Bereich der Erneuerbaren Energien und Klimaschutzprojekte,
die weltweit ausgebaut werden sollen.
Im Geschäftsjahr 2008 wird zunächst nur Energy Trading als
eigenes Segment ausgewiesen. Die übrigen Beteiligungen
werden im Segment Corporate Center/Neue Märkte zusammengefasst. Im Verlauf des Jahres werden wir in Abhängigkeit von Geschäftsentwicklung, Volumen und Wesentlichkeit
der Market Units über die zukünftige Form der Berichterstattung entscheiden.
Darüber hinaus ist uns der Einstieg in einen der interessantesten und wachstumsstärksten Strommärkte gelungen: In
Russland haben wir im Oktober 2007 die Mehrheit am Großkraftwerksunternehmen OGK-4 übernommen.
Der Sachverständigenrat (SVR) der deutschen Bundesregierung rechnet für das Jahr 2008 mit einem geringeren Wachstum der Weltwirtschaft. Ausgehend von einer erwarteten
konjunkturellen Schwäche in den USA infolge der Finanzmarktkrise und einer dort schwächer wachsenden Binnennachfrage wird auch für die EU und Japan ein geringeres
Wachstum prognostiziert.
Nach der im April 2007 geschlossenen Vereinbarung mit Enel
und Acciona wird E.ON im Jahr 2008 ein umfangreiches Beteiligungspaket mit Aktivitäten vornehmlich in Spanien, Italien
und Frankreich erwerben.
Vor diesem Hintergrund haben folgende neue Market Units
im Jahr 2008 ihre Arbeit aufgenommen bzw. sind geplant:
•
E.ON Energy Trading, Düsseldorf, vereint seit Anfang
2008 unsere europäischen Handelsaktivitäten für Strom,
Gas, Kohle, Öl und CO2-Zertifikate unter einem Dach.
•
E.ON Climate & Renewables mit Sitz in Düsseldorf ist für
die Steuerung und den weltweiten Ausbau unseres
Geschäfts mit Erneuerbaren Energien sowie für Klimaschutzprojekte zuständig. Das Erzeugungsportfolio des
neuen Unternehmens umfasst rund 760 MW in Europa
und rund 250 MW in Nordamerika. Darüber hinaus befinden sich Projekte in einer Größenordnung von 3.000 MW
in Planung und Entwicklung.
•
E.ON Russia Power führt unser Stromgeschäft in Russland. Mit OGK-4 verfügen wir bereits heute über einen
Kraftwerkspark mit rund 8.600 MW Erzeugungskapazitäten in den wachstumsstarken Industrieregionen Zentralrussland, Ural und Westsibirien.
Gesamtwirtschaftliche Situation
Energiepreisbedingt wird dabei die Inflation in den USA
leicht rückläufig sein, sich in der EU aber auf dem Niveau
des Jahres 2007 halten.
Für die EU wird mit real 2,3 Prozent ein schwächeres Wachstum erwartet. Dabei werden für E.ON relevante Länder wie
Spanien, Schweden und Niederlande überdurchschnittlich;
Deutschland, Großbritannien und Frankreich hingegen leicht
unterdurchschnittlich wachsen. Die mittel- und osteuropäischen Länder werden ihren dynamischen, größtenteils binnenmarktgetriebenen Wachstumspfad ebenfalls fortsetzen,
allerdings auch hier leicht abgeschwächt.
In Deutschland erwartet der SVR für 2008 ein reales Wachstum von 1,9 Prozent bei gleichbleibend hohem Anstieg der
Verbraucherpreise von 2,2 Prozent.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Branchensituation
Die Entwicklung der Branche wird künftig durch das von der
Bundesregierung verabschiedete Integrierte Klimaschutzund Energiepaket (IEKP) mitbestimmt werden. Die Bundesregierung beabsichtigt hiermit eine signifikante Veränderung
des Energiemixes in Deutschland, wodurch sich erhebliche
Auswirkungen auf unser Geschäft ergäben. Zielgrößen des
IEKP für das Jahr 2020 sind:
• 25–30 Prozent Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien,
• 25 Prozent aus Kraft-Wärme-Kopplung und
• zusätzlich Reduktion des Stromverbrauchs um bis zu
11 Prozent.
Auf der anderen Seite untermauern die Diskussionen über die
Zuteilung der CO2-Zertifikate die Bedeutung einer transparenten und sachgerechten Systematik für den CO2-Zertifikatehandel als Instrument zur Steigerung des Umweltschutzes.
Eine große Unsicherheit besteht derzeit in der Prognose der
Preise von CO2-Emissionszertifikaten. Die zukünftige Preisentwicklung hängt vor allem von der knappen Ausstattung
mit Zertifikaten ab. Die langfristige Entwicklung der Zertifikatspreise wird wesentlich durch den weltweiten Umgang
mit dem Instrument Zertifikatehandel bestimmt werden.
Die Branche erwartet, dass sich die Energiepreise auch zukünftig auf einem hohen Niveau halten werden. Die „International
Energy Agency“ (IEA) hat ihre langfristige Prognose der
Ölpreise deutlich gegenüber dem Vorjahr nach oben korrigiert.
Dies wird damit begründet, dass der Preisanstieg in den
letzten drei Jahren – anders als in den Achtziger Jahren –
nicht den gleichen negativen Einfluss auf die Weltwirtschaft
hatte. Erdgas und Ölprodukte stehen in vielen Anwendungsbereichen in direkter Konkurrenz. Daher ist davon auszugehen, dass sich die Preise beider Energieträger 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 Primärenergieträgern Kohle und
Öl hin.
Unterstützt durch verschiedene Förderprogramme in Europa
gewinnen die Erneuerbaren Energien zunehmend an Bedeutung und steigern kontinuierlich ihren Anteil an der Energiebereitstellung.
Der sichere und weltweit sehr gute Zugang zu Uranressourcen
und ihr hoher Energiegehalt stärken die Rolle der Kernenergie
und ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit. Als CO2-freie
Energiequelle ist Kernenergie zudem ein wesentlicher Eckpfeiler, um die im Kyoto-Protokoll vereinbarten Einsparziele zu
erreichen. Diese Aspekte spielen in der aktuellen politischen
Bewertung der Kernenergie in der EU eine erhebliche Rolle
und führen in einzelnen Ländern zu Laufzeitverlängerungen
bestehender Anlagen sowie zum Neubau von Kernkraftwerken.
Mitarbeiter
Die Zahl der Mitarbeiter im E.ON-Konzern wird bis zum Jahresende 2008 auf 95.000 (ohne Auszubildende und Vorstände/
Geschäftsführer) steigen. Gründe sind vor allem neue Mitarbeiter in unseren neuen Market Units und der Personalaufbau bei der Market Unit UK.
Ergebnisentwicklung
Für das Jahr 2008 rechnen wir damit, beim Adjusted EBIT das
hohe Niveau des Vorjahres erneut übertreffen zu können. Wir
erwarten für den Konzern einen Anstieg des Adjusted EBIT
von 5 bis 10 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Dabei gehen wir
davon aus, im Verlauf des Jahres 2008 aus der Vereinbarung
mit Enel und Acciona umfangreiche Beteiligungspakete zu
erwerben. Darüber hinaus wird die Ergebnisentwicklung vor
allem durch operative Verbesserungen im Stromgeschäft
sowie die kontinuierliche Umsetzung effizienzsteigernder
Maßnahmen getragen.
Für den bereinigten Konzernüberschuss erwarten wir im Jahr
2008 einen leichten Anstieg gegenüber dem Vorjahr. Operative Ergebnisverbesserungen werden teilweise durch erhöhte
Zinsaufwendungen kompensiert.
Im Jahr 2008 haben wir unsere Organisationsstruktur – insbesondere durch die Zentralisierung der Handelsaktivitäten –
erheblich verändert. Ein Vergleich mit den Vorjahreszahlen
ist deshalb nicht aussagekräftig. Vor diesem Hintergrund werden wir für das Jahr 2008 nur Prognosen für den E.ON-Konzern,
nicht aber für die einzelnen Market Units veröffentlichen.
69
70
Prognosebericht
Dividendenentwicklung
An unserer bisherigen Ausschüttungsquote von 50 bis 60 Prozent des bereinigten Konzernüberschusses halten wir fest. Vor
dem Hintergrund unserer EBIT-Ziele und der Effekte aus dem
Aktienrückkauf ist bis 2010 weiter mit durchschnittlichen
jährlichen Steigerungen der Dividende pro Aktie um 10 bis
20 Prozent zu rechnen.
Investitionen
Unsere Investitionsplanung spiegelt die Umsetzung der im
Mai verkündeten Wachstumsoffensive wider. Die organischen
und externen Wachstumsschritte dienen der Sicherung und
dem konsequenten Ausbau unserer starken Marktposition im
Strom- und Gasmarkt. Hierzu planen wir im Jahr 2008 Investitionen in Höhe von von insgesamt rund 28 Mrd .
der ebenfalls im Rahmen der Vereinbarung mit Enel und
Acciona geplante Erwerb französischer Aktivitäten und bei
Pan-European Gas die Akquisition der Beteiligung an Yushno
Russkoje berücksichtigt.
Die organischen Wachstumsinvestitionen von rund 6,3 Mrd 
sind vor allem für den Aufbau zusätzlicher Stromerzeugungskapazitäten, den Ausbau des Geschäfts mit erneuerbaren
Energien sowie die Erweiterung des Gas-Upstream- und -Midstream-Geschäfts vorgesehen.
Rund 4,5 Mrd  der Investitionen dienen dem Erhalt und
Ersatz bestehender Anlagen. Hierbei liegt der Schwerpunkt
auf der Sicherung der Stromerzeugungskapazitäten sowie
der Modernisierung und Instandhaltung von Stromtransportund -verteilungsnetzen.
Finanzlage
Ökonomische
Anteile in %
Investitionen1):
Planung 2008
insgesamt 28 Mrd 
Bis zum Jahr 2010 wollen wir Fremdkapital in Höhe von rund
30 Mrd  auf Konzernebene aufnehmen. Dies umfasst Refinanzierungen bestehender Anleihen. Hierbei wollen wir eine
breite Mischung aus unterschiedlichen Märkten, Investoren,
Währungen und Laufzeiten erreichen.
19 Central Europe
Chancen
11 Pan-European Gas
6 UK
4 Nordic
3 US-Midwest
57 Corporate Center/
Neue Märkte
1) Zahlungswirksame Investitionen zuzüglich zu übernehmender Schulden,
langfristiger Miet-, Leasing- und Pachtbeziehungen sowie des Tauschs von
Vermögenswerten
Die Investitionen dienen zu rund 16 Prozent dem Erhalt und
Ersatz des bestehenden Geschäfts sowie zu rund 84 Prozent
dem Wachstum. Im Vergleich zum Jahr 2007 steigen die
Investitionen insbesondere aufgrund der geplanten externen
Wachstumsschritte deutlich an. Dabei sind im Segment
Corporate Center/Neue Märkte insbesondere die im Rahmen
der Vereinbarung mit Enel und Acciona geplante Übernahme
von Aktivitäten sowie der geplante Anteilstausch mit Statkraft abgebildet. Darüber hinaus werden bei Central Europe
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 Konzernrichtlinie ihre Chancen, sofern die zugrunde liegenden
Sachverhalte hinreichend konkretisierbar und wesentlich
erscheinen. Wesentliche Chancen sind durch Sachverhalte
gekennzeichnet, die eine signifikante positive Auswirkung
auf die Vermögens-, Finanz- oder Ertragslage der Market
Units haben können.
Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit ergeben sich
für E.ON Chancen in Verbindung mit einer für uns positiven
Entwicklung von Zinsen, Währungskursen und Marktpreisen
für die Commodities Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2.
Durch die seit Anfang 2008 bestehende Market Unit Energy
Trading nutzen wir die Chancen des voranschreitenden
Zusammenwachsens des europäischen Strom- und Gasmarkts
sowie der bereits heute weltweiten Commodity-Märkte. Zum
Beispiel können sich mit Blick auf die Marktentwicklungen
in Großbritannien und Kontinentaleuropa durch den Handel
an europäischen Gashubs zusätzliche Absatz- und Einkaufspotenziale ergeben.
Darüber hinaus können weitere Chancen durch eine fortlaufende Optimierung von Transport- und Speicherrechten
im Gasbereich realisiert werden.
Durch ungewöhnlich kalte Wetterperioden – sehr niedrige
Durchschnittstemperaturen bzw. Temperaturspitzen – in den
Herbst- und Wintermonaten können sich für E.ON im Absatzbereich für Strom und Gas aufgrund einer höheren Nachfrage
Chancen ergeben. Dagegen können für die Market Unit USMidwest Chancen aus ungewöhnlich heißen Wetterperioden
in den Sommermonaten und dem dadurch verstärkten
Betrieb von Klimaanlagen resultieren.
Im Rahmen des E.ON-Beschaffungsnetzwerks werden erhebliche Synergieeffekte aus der internationalen Bündelung von
Beschaffungsvolumina realisiert. Weitere Kostensenkungen
werden durch konzernweiten Best-Practice-Transfer bei den
beschafften Materialien und Dienstleistungen erzielt. Kostenvorteile ergeben sich dabei insbesondere aus der Optimierung von technischen Spezifikationen für Beschaffungsumfänge sowie aus der Anwendung bewährter, konzernweit
einheitlicher Beschaffungsprozesse. Durch die Bündelung
von Kompetenzen in der Unit New Build und der Market
Unit Climate & Renewables wurden im Jahr 2007 die Voraussetzungen dafür geschaffen, dass bei den anstehenden
Großinvestitionen in der Erzeugung die Beschaffung für alle
Neubauvorhaben zentralisiert und die Synergiepotenziale in
Technik und Einkauf in allen Märkten bestmöglich ausgeschöpft werden.
Unsere Investitionspolitik ist darauf ausgerichtet, unsere
führende Stellung in den Zielmärkten zu festigen und weiter
auszubauen sowie die sich – auch in Zukunftsmärkten – ergebenden Chancen konsequent zu nutzen.
Insgesamt erwarten wir für den E.ON-Konzern auch in den
Geschäftsjahren 2008 und 2009 eine erfreuliche wirtschaftliche Entwicklung. Eine verlässliche Prognose für das
Geschäftsjahr 2009 können wir aus heutiger Sicht aufgrund
von Ungewissheiten hinsichtlich der wirtschaftlichen, währungsbezogenen, regulatorischen, technischen und wettbewerbsbezogenen Entwicklung nicht abgeben.
Der zusammengefasste Lagebericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunft
gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmensleitung des E.ON-Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationen
beruhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowie
sonstige Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage,
die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenen
Einschätzungen abweichen. Die E.ON AG beabsichtigt nicht und übernimmt keinerlei
Verpflichtung, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige
Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.
+ + + Klimaschutz + + +
Unser klimapolitisches Versprechen – die Reduktion
unseres relativen CO2-Ausstoßes um 50 Prozent – soll
kein Versprechen bleiben. Allein bis 2010 investieren
wir 6 Mrd  in Erneuerbare Energien. Und jedes neue
fossile E.ON-Kraftwerk wird die CO2-Benchmarks der
EU klar schlagen.
72
73
Frischer Wind
für den Energiemix
E.ON übernimmt Windparkbetreiber in
Spanien und Portugal.
Mit der Akquisition von ENERGI E2 Renovables
Ibéricas hat E.ON das eigene Windenergiegeschäft
im August 2007 massiv ausgebaut. Und das in den
für Windkraft so interessanten Märkten Spanien
und Portugal.
Unsere neue Gesellschaft, die seit Januar 2008
E.ON Renovables Iberia heißt, erzeugt Strom
aus Erneuerbaren Energien – hauptsächlich aus
Windkraft – mit einer Gesamtkapazität von derzeit
rund 260 Megawatt. Für uns die ideale Basis für
den weiteren Ausbau der Windkraft in Südeuropa.
Windkraft spielt eine zentrale Rolle beim klimafreundlichen Energiemix. Sie ist CO2-neutral und
an windreichen Standorten wie der Iberischen
Halbinsel absolut wirtschaftlich zu betreiben.
Zumal die Qualität unserer neuen Windparks
ausgezeichnet ist.
Zusätzlich ist uns mit der Übernahme von Airtricity
in Nordamerika der Einstieg in den weltweit
attraktivsten Markt für Erneuerbare Energien gelungen. E.ON zählt mit einer installierten Windkraftleistung von mittlerweile rund 900 Megawatt nicht nur quantitativ zur weltweiten Spitze.
Best-Practice und Know-how-Austausch werden
uns auch technologisch weiter nach vorne bringen.
Und das ist nur ein Teil von zahlreichen Aktivitäten, mit denen E.ON den Klimaschutz vorantreibt.
Genauso engagieren wir uns aktiv für die Umsetzung der EU-Energieagenda und forcieren die
Reduktion der CO2-Emissionen bei der Energieerzeugung.
Bereits in Planung und Bau
sind weitere Anlagen, die in den
nächsten vier Jahren realisiert
werden sollen.
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Strategie und geplante Investitionen
Grundlage für unsere gezielte Wachstumsstrategie ist das
integrierte Geschäftsmodell, das die vertikale Integration
über alle Wertschöpfungsstufen, die horizontale Integration
zwischen Strom und Gas sowie die regionale Integration der
Märkte in Europa zur Wertschaffung nutzt.
E.ON hat durch die Präsenz in allen wesentlichen europäischen Energiemärkten eine herausragende Marktstellung
und verfügt über das weltweit am breitesten diversifizierte
Erzeugungsportfolio. Trotz des Verzichts auf die vollständige
Übernahme von Endesa werden wir durch das Abkommen
mit Enel und Acciona unsere paneuropäische Position deutlich stärken.
Damit ist unsere Ausgangsposition ausgezeichnet, um neuen
Herausforderungen eines sich ändernden europäischen Marktumfeldes zu begegnen. Wir sind auf gutem Weg, unsere
Vision vom weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen
zu verwirklichen.
ermöglicht uns, von der voranschreitenden europäischen
Marktöffnung in großem Umfang zu profitieren. Darüber
hinaus nutzen wir die Chancen aus der europäischen Marktintegration durch die konzernweite Bündelung von Aktivitäten. Herausragendes Beispiel ist die Zusammenführung der
Handelsaktivitäten aus den verschiedenen Organisationseinheiten in einer zentralen Handelsgesellschaft.
Stromerzeugung
Um eine sichere und zuverlässige Stromversorgung zu gewährleisten, werden in Europa in den nächsten Jahren neue
Kraftwerkskapazitäten benötigt. Wir werden dabei unsere
Marktposition durch Erhalt- und Wachstumsinvestitionen
konsequent sichern und ausbauen. Dabei wird es auch notwendig sein, im Hinblick auf Effizienz und Umweltschutz
neue Standards zu setzen.
Versorgungssicherheit + + + Klimaschutz + + + Wachstum
Europäischer Markt und Wettbewerb
Die Rahmenbedingungen für die Konzernstrategie werden
im Wesentlichen von folgenden Themen geprägt:
• Entstehung eines europäischen Binnenmarktes für Energie durch weiteres Zusammenwachsen der europäischen
Energiemärkte.
• Zunehmender Wettbewerb im Rahmen einer weitergehenden Marktöffnung.
• Konkrete Klimaschutzbemühungen zur Reduktion der
CO2-Emissionen mit Fokus auf den Bereich der Stromerzeugung.
• Gewährleistung der Versorgungssicherheit vor dem Hintergrund der Verknappung weltweit vorhandener Primärenergieträger und Einschränkungen auf anderen Stufen
der Wertschöpfungskette (z. B. Kraftwerkskomponenten,
Ingenieurressourcen, geeignete Kraftwerksstandorte).
• Entstehung neuer attraktiver Wachstumsmärkte in und
um Europa.
E.ONs zukünftige strategische Ausrichtung beinhaltet ein
klares Bekenntnis zu offenen und integrierten Energiemärkten sowie die aktive Unterstützung der EU-Energieagenda.
Hierzu zählen unter anderem der von uns forcierte Ausbau
der Netzverbindungen im Strom- und Gasbereich sowie die
Transparenzinitiative im Stromerzeugungssektor. Auf nationaler Ebene setzt E.ON mit der Gründung der Direktvertriebstochter E WIE EINFACH klare Signale für verstärkten
Wettbewerb auf dem deutschen Endkundenmarkt. Die Präsenz in allen wesentlichen europäischen Energiemärkten
E.ON investiert in hochmoderne Kraftwerkstechnik
Mit Datteln 4 entsteht ein neues, effizientes Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 46 Prozent. So wie
bei allen Neubauprojekten verwendet E.ON auch hier die
beste verfügbare Technik und nutzt Synergien. Datteln 4,
Maasvlakte 3 und Staudinger 6 werden gewissermaßen
„in Serie“ gebaut. Durch dieselbe Bauweise lassen sich
Kosten erheblich reduzieren. Dank der hohen Effizienz
werden alle drei Kraftwerke jeweils rund 20 Prozent
weniger Kohlendioxid ausstoßen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Im Bereich der Stromerzeugung wird der Ausbau der installierten Kapazitäten in Europa um 50 Prozent auf 69 GW bis 2010
angestrebt. Durch die geplante Übernahme von Aktivitäten
in Frankreich, Italien und Spanien im Zuge des Abkommens
mit Enel und Acciona wurde die Grundlage für dieses ehrgeizige Ziel bereits geschaffen. Weitere Kapazitätserweiterungen
resultieren im Wesentlichen aus organischen Wachstumsschritten, das heißt durch Neubauprojekte.
Steinkohle
GuD
Erneuerbare
Gesamt
MW (brutto)
Kraftwerk
Land
Inbetriebnahme
1.100
Datteln 4
DE
2011
1.100
Staudinger 6
DE
2013
550
„50 plus“
DE
2014
1.100
Maasvlakte 3
NL
2012
1.600
Kingsnorth
GB
2013
750
Trimble County 2
USA
2010
1.100
Antwerpen
BE
2014
800
Berezovskaya
RU
2010
2.000
weitere Projekte
EU
>2014
845
Irsching 5
DE
2009
530
Irsching 4
DE
2011
800
Livorno Ferraris
IT
2008
400
Gönyü 1
HU
2010
400
Malzenice
SK
2010
1.275
Grain
GB
2010
440
Malmö
SE
2009
410
Shaturskaya
RU
2009
800
Surgutskaya
RU
2010
400
Yaivinskaya
RU
2010
3.200
weitere Projekte
EU
>2011
3.500
Verschiedene
EU/USA
bis 2011
23.100
1) ohne Neubauprojekte aus der Akquisition von Viesgo
Zur Sicherung der Gasversorgung besteht das zentrale Ziel
in der Produktion von mindestens 10 Mrd m3/a aus eigenen
Quellen. Die Mitte des Jahres erfolgte Übernahme eines
Anteils an den norwegischen Gasfeldern Skarv und Idun
bringt uns in der Nordsee einen großen Schritt voran. Weiteres Wachstum ist über den Erwerb von Feldbeteiligungen
sowie eigene Explorationsprojekte geplant.
Wesentliche geplante Kraftwerksneubauten1)
Typ
Gasförderung
Erstes Projekt der Stromerzeugung in Italien
Das hocheffiziente Gaskraftwerk im italienischen Livorno
Ferraris setzt mit einem Wirkungsgrad von 58 Prozent
und seiner Umweltverträglichkeit neue Maßstäbe. Die
Anlage hat eine Leistung von 800 MW und kann eine
Stadt wie Mailand mit 1,2 Millionen Einwohnern mit
Strom versorgen. Das Kraftwerk wird im zweiten Halbjahr
2008 ans Netz gehen. Es ergänzt unsere Aktivitäten im
italienischen Stromhandel und -vertrieb in idealer Weise.
Gasspeicherung
Um die Versorgungssicherheit zu erhöhen und den zusätzlichen Flexibilitätsanforderungen gerecht zu werden, wird im
Gasspeichergeschäft die Verdoppelung der Arbeitsgaskapazitäten in Nord-Westeuropa bis 2015 anvisiert. Dieses Ziel soll
im Wesentlichen durch den geplanten Kapazitätsausbau an
bestehenden Standorten erreicht werden.
75
76
Strategie und geplante Investitionen
Erneuerbare Energien
Klimaschutz
Der weltweite Ausbau des Geschäfts mit Erneuerbarer Energie
ist eine der Prioritäten von E.ON. Durch die erfolgreichen
Akquisitionen von E2-I in Spanien und Airtricity North America
hat E.ON zum Jahresende 2007 über eine installierte Kapazität von ca. 900 MW im Bereich von Windkraftanlagen verfügt.
Der zukünftige Fokus liegt auf der Realisierung der angelaufenen sowie der geplanten Projekte, die einer Gesamtkapazität von rund 3.500 MW entsprechen. Neben dem organischen
Wachstum der Stromerzeugung aus Windenergie steht die Entwicklung weiterer erneuerbarer Energieträger im Mittelpunkt.
Im Bereich Klimaschutz wird die Halbierung der spezifischen
CO2-Emissionen bis 2030 – verglichen mit dem Niveau von
1990 – angestrebt. Die Erreichung des Ziels soll durch den
Einsatz neuer Technologien, wie z. B. der CO2-Abtrennung
und Speicherung in konventionellen Kraftwerken, und den
Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energieträgern realisiert werden.
Ökonomische Investitionen1):
Planung 2008–2010
Anteile in %
insgesamt 49,9 Mrd 
28,7 Central Europe
12,0 Pan-European Gas
11,4 UK
6,0 Nordic
3,4 US-Midwest
38,5 Corporate Center/
Neue Märkte
E.ON übernimmt Windparks in Nordamerika
Mit der Übernahme von Airtricity North America erschließt
sich E.ON im Bereich Erneuerbarer Energien erstmals eine
starke Marktposition mit großem Wachstumspotenzial
außerhalb Europas. E.ON erweitert damit sein regionales
und technologisches Windanlagenportfolio und gehört
schon jetzt zu den größten Windparkbetreibern der Welt.
Neue Märkte
Zusätzlich werden Wachstum in neuen Märkten sowie Beteiligungen an weiteren Privatisierungsprojekten angestrebt.
E.ON konnte durch die Akquisition von OGK-4 den Eintritt in
den attraktiven russischen Strommarkt erfolgreich realisieren. Die Beteiligung an weiteren Privatisierungsprozessen,
z. B. in Südosteuropa und der Türkei, wird geprüft.
1) Zahlungswirksame Investitionen zuzüglich zu übernehmender Schulden,
langfristiger Miet–, Leasing- und Pachtbeziehungen sowie des Tauschs von
Vermögenswerten
Die Investitionsplanung zeigt die Umsetzung unserer im Mai
verkündeten Wachstumsoffensive. Die organischen und
externen Wachstumsschritte dienen der Sicherung und dem
konsequenten Ausbau unserer starken Marktposition im
Strom- und Gasmarkt. Im Mittelfristzeitraum 2008 – 2010 planen wir für den E.ON-Konzern hierzu Investitionen in Höhe
von 49,9 Mrd . Die Investitionen dienen zu 27 Prozent dem
Erhalt des bestehenden Geschäfts und zu 73 Prozent dem
Wachstum.
Die dargestellte Planung basiert auf der für das Jahr 2007
geltenden Berichtsstruktur (vgl. Konzernübersicht). Investitionen in neue Märkte werden unter dem Segment Corporate
Center/Neue Märkte ausgewiesen. Die zum 1. Januar 2008
neu geschaffene Market Unit Climate & Renewables bündelt
das Geschäft mit erneuerbaren Energieträgern. Die Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien wurden in der Planung
den 2007 bestehenden Market Units zugeordnet.
Die Market Unit Central Europe plant für den Zeitraum 2008 –
2010 Investitionen in Höhe von 14,3 Mrd , vornehmlich für
den Neubau und die Modernisierung von Kraftwerken. Wesentliche Bestandteile sind Erhalt und Ausbau der Erzeugungsposition im westeuropäischen Markt. Neben den Investitionen
in Steinkohlekraftwerke in Deutschland sind an den Standorten Maasvlakte und Antwerpen zwei weitere Kraftwerke
geplant. Darüber hinaus werden am bestehenden Standort
Irsching zwei weitere GuD-Anlagen errichtet. Zusätzlich sind
mehrere neue Kohle- und Gaskraftwerke in Osteuropa unter
anderem an den Standorten Malzenice in der Slowakei und
Gönyü in Ungarn vorgesehen. Ein weiterer Schwerpunkt ist
der Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Investitionen
in die europäischen Strom- und Gasnetze. Größtes Einzelinvestment ist dabei die Anbindung der Offshore-Windanlagen.
In der Market Unit Pan-European Gas sind Investitionen von
6 Mrd  vorgesehen. Der Schwerpunkt der Investitionen liegt
im Ausbau der Eigenproduktion. Zur Sicherung eines flexiblen
Gasbezugs sind darüber hinaus Investitionen in die Transport- und Speicherinfrastruktur vorgesehen.
Die Market Unit UK beabsichtigt, insgesamt rund 5,7 Mrd 
zu investieren. Ein Schwerpunkt liegt auf der Erneuerung des
Kraftwerksparks durch den Bau eines effizienten Kohlekraftwerks sowie zweier gasgefeuerter GuD-Kraftwerke mit Wärmeauskopplung. Auch die Strom- und Wärmeerzeugung aus
Erneuerbaren Energien, insbesondere aus Windkraft, wird
ausgebaut. Darüber hinaus sind Investitionen in die Modernisierung der Netzinfrastruktur vorgesehen.
Die Market Unit Nordic plant Investitionen in Höhe von 3 Mrd .
Diese dienen im Wesentlichen der Modernisierung des
schwedischen Stromverteilungsnetzes sowie der Modernisierung, Leistungssteigerung und dem Ausbau des Kraftwerksparks. Hierzu zählt unter anderem die Fertigstellung der im
Bau befindlichen Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in Malmö.
Die Market Unit US-Midwest sieht Investitionen in Höhe von
1,7 Mrd  vor. Die Investitionen entfallen unter anderem auf
Umweltschutzmaßnahmen bei bestehenden Kraftwerken
und die Verbesserung der Strom- und Gasnetze. Größtes Einzelengagement ist die Fertigstellung des Kohlekraftwerks
Trimble County 2.
In der Investitionsplanung sind neben den Investitionen der
einzelnen Market Units auch die geplante Übernahme von
Aktivitäten in Frankreich, Italien und Spanien im Zuge des
Abkommens mit Enel und Acciona sowie weitere Wachstumsinvestitionen in neue Märkte vorgesehen.
+ + + Marktorientierte
Organisation + + +
Die europäischen Energiemärkte sind in Bewegung.
Wir bewegen uns mit, nutzen diese Chance und
stellen uns neu auf. Konzentriert, integriert, nah am
Markt. Und das überall dort, wo sich Mehrwert daraus
ergibt: im Handel, bei Erneuerbaren Energien, beim
Neubau fossiler Kraftwerke.
78
79
Für E.ON bedeutet der Umzug den
endgültigen Aufbruch in die
Zukunft des Energiehandels.
Aus den lokalen Handelsstandorten
des E.ON-Konzerns wird mit E.ON
Energy Trading in Düsseldorf eine
zentrale Einheit für Energiehandel
geschaffen.
Ein Markt, ein Team
E.ON führt alle europäischen Handelsaktivitäten zusammen.
Leuchtend rot begrüßt das Gebäude im Düsseldorfer Medien-Hafen die Besucher der
E.ON Energy Trading schon von Weitem. Seit Anfang 2008 ist die neu gegründete
Gesellschaft hier zu Hause. Hier bündelt E.ON erstmals seinen gesamten europäischen
Energiehandel unter einem Dach.
Schon heute spielen nationale Grenzen beim Handel mit Kohle, Gas, Strom, Öl und
CO2-Zertifikaten eine immer kleinere Rolle. Um neue Ertrags- und Wachstumschancen
möglichst intensiv nutzen zu können, ist deshalb ein Denken, Planen und im wahrsten
Sinne des Wortes „Handeln“ in europäischen Dimensionen unerlässlich. Die strukturelle
Anpassung eines unserer wesentlichen Geschäftsfelder bedeutet für uns deshalb, die
Voraussetzungen dafür zu schaffen, auch in Zukunft signifikanten Mehrwert zu generieren. Und eine führende Marktposition im europäischen Energiehandel zu erobern.
Durch die Gründung der E.ON Energy Trading kann E.ON seine Präsenz auf allen
Wertschöpfungsstufen – kombiniert mit dem Know-how in allen relevanten Märkten –
nachhaltig nutzen, Synergien erschließen und zusätzliches Wachstum realisieren.
80
Neue Technologien
Die langfristige Sicherung unserer Energieversorgung von
morgen war noch nie so bedeutend wie heute. Um die nachhaltige Energieversorgung in die Realität umzusetzen und
gleichzeitig E.ON die technologische Basis für ein langfristig
erfolgreiches Geschäft zu liefern, engagieren wir uns in Forschung, Entwicklung und dem Einsatz neuer Technologien.
Damit verschaffen wir uns einen Wettbewerbsvorteil und
erhöhen zudem unsere Attraktivität als Arbeitgeber für hoch
qualifizierte Ingenieure. Wir begegnen so aktiv den Herausforderungen einer zukünftigen Energieversorgung und kommen
als führendes Energieunternehmen unserer gesellschaftlichen
Verantwortung nach.
Aus einem umfangreichen Portfolio an Forschungsprojekten
auf allen Wertschöpfungsstufen identifizieren E.ON-Experten
vielversprechende Technologien mit wirtschaftlichem Potenzial. Daraus werden dann Schlüsseltechnologien herausgefiltert und gezielt in deren Weiterentwicklung investiert. Sie
erfüllen die Kriterien einer nachhaltigen Energieversorgung
und bieten darüber hinaus ein ausreichendes Potenzial. Wir
haben diese Technologien unter der Initiative innovate.on
zusammenfasst und engagieren uns bei einer Vielzahl konkreter Projekte. Aufgrund unserer internationalen Präsenz können
wir einzelne Technologien dort weiterentwickeln, wo die
Voraussetzungen besonders gut sind.
Wesentliche Projekte 2007
Hochschulen
Die Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule in Aachen
(RWTH Aachen) und E.ON haben im Jahr 2006 vereinbart,
dass E.ON ein neues Forschungszentrum mit einer Summe
von 40 Mio € für zehn Jahre unterstützt. Im Jahr 2007 haben
vier der fünf Institute des E.ON Energy Research Center an
der RWTH Aachen ihre Arbeit aufgenommen. Neben Vorlesungen wurde bereits eine Vielzahl von Projekten gestartet.
Neben unserem finanziellen Engagement sollen auch weitere Forschungsprojekte durch andere Fördermittelgeber in
dem Forschungszentrum umgesetzt werden. So betrug das
Projektvolumen am E.ON Energy Research Center im Jahr
2007 insgesamt 7,5 Mio € – dazu haben wir einen Anteil von
2,5 Mio € beigesteuert.
+ + + Klimaschutz + + + Versorgungssicherheit + + +
Investitionen
E.ON hat aufgrund der wachsenden Anforderungen an technische Lösungen die Investitionen in neue Technologien in
den letzten Jahren deutlich gesteigert. Die Veränderungen
resultieren hauptsächlich aus zusätzlichen Investitionen in
große Demonstrationsprojekte, in denen der praktische Einsatz von Schlüsseltechnologien ermöglicht wird. Darüber
hinaus wird die Grundlagenforschung an Hochschulen und
damit die Entwicklung neuer Ideen verstärkt unterstützt. Ziele
sind, neue Ansätze zu fördern und der intensivere Kontakt
zu den zukünftigen Ingenieuren und Wissenschaftlern der
Energiewissenschaft.
Entwicklung der Investitionen von
E.ON in neue Technologien
Hochschulunterstützung,
Demonstration
in Mio €
2007
83
57
2006
2005
25
0
20
40
60
80
E.ON unterstützt Forschungszentrum
Energieeffizienz und Klimaschutz stehen im Zentrum
unserer verstärkten Forschungsaktivitäten. Das E.ON
Energy Research Center nimmt seine Arbeit auf. Für das
Projekt, das E.ON mit der RWTH in Aachen ins Leben
gerufen hat, stellt der Konzern in den nächsten zehn
Jahren rund 40 Mio  bereit.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Ebenfalls erstmals im Jahr 2007 hat E.ON im Rahmen der
internationalen Forschungsinitiative erfolgreich eine Ausschreibung zum Thema Energiespeicherung durchgeführt.
E.ON stellt dafür rund 6 Mio € zur Verfügung. Eine Vielzahl
an Projektvorschlägen aus elf Nationen wurde eingereicht.
Einen Schwerpunkt stellen Projekte zur Speicherung von
Strom aus Erneuerbaren Energien dar. Dies ist derzeit auch
eine der zentralen Fragestellungen der Energiewirtschaft.
Im Jahr 2008 werden wir ein weiteres Forschungsthema ausschreiben und auf unserer Internetseite veröffentlichen.
In England unterstützt E.ON gemeinsam mit anderen Industrieunternehmen die Arbeit an verschiedenen Universitäten
in den East Midlands im Rahmen der Energy Technology
Institute (ETI)-Initiative. Dabei sollen über zehn Jahre insgesamt rund 1,4 Mrd € von Industrie und Staat zur Verfügung
gestellt werden. E.ON UK beteiligt sich mit insgesamt 66 Mio €.
Für jeden Euro aus der Industrie stellt der englische Staat
einen weiteren Euro für die Energieforschung zur Verfügung.
Demgegenüber hat das Verfahren der Abtrennung nach der
Verbrennung (Post-Combustion) den großen Vorteil, dass
damit bestehende Kraftwerke nachgerüstet werden können.
Dieses Verfahren hat aber den Nachteil, dass der Energieaufwand für die Abtrennung derzeit noch sehr hoch ist. E.ON
testet gemeinsam mit Alstom ein neues Verfahren, das
geringere Verluste verspricht. Hierzu wurde in Schweden am
Kraftwerksstandort Karlshamn die Planung einer Pilotanlage
nach dem neuen Chilled-Ammonia-Verfahren gestartet. Die
Pilotanlage mit einer Leistung von 5 MW thermisch wird von
Alstom geliefert und soll 2008 in Betrieb gehen. Bei positiven
Ergebnissen lassen sich dadurch große Mengen Primärenergie einsparen.
innovate.on
Im Rahmen der E.ON-Forschungsinitiative innovate.on wurden bei der Weiterentwicklung von Schlüsseltechnologien
wesentliche Meilensteine erreicht.
Für das weltweit erste hocheffiziente Kohlekraftwerk mit
einem Wirkungsgrad von über 50 Prozent wurde als Kraftwerksstandort Wilhelmshaven festgelegt. Dort sind Bau und
Inbetriebnahme eines Kraftwerks mit einer elektrischen
Leistung von 500 MW geplant. Zur Vorbereitung wurden 2007
eine Reihe von Forschungsprojekten durchgeführt, die sich
hauptsächlich mit neuen Werkstoffen befassen. Diese sind
notwendig, um den hohen Dampftemperaturen von 700 °C
über einen langen Zeitraum standzuhalten.
Eine deutliche Reduktion der CO2-Emissionen ist durch die
CO2-Abtrennung und -Speicherung im Untergrund möglich
(Carbon Capture and Storage – CCS). Für die Abtrennung von
CO2 in Kraftwerksprozessen werden drei verschiedene Technologien weiterentwickelt. In den USA ist E.ON Partner beim
Projekt FutureGen, in dem das weltweit erste großtechnische
Kohlekraftwerk mit CO2-Abtrennung und -Speicherung entwickelt werden soll. Hier soll das Verfahren der CO2-Abtrennung vor der Verbrennung (Pre-Combustion) zur Anwendung
kommen. Davon verspricht man sich langfristig eine besonders energieeffiziente Abtrennung.
E.ON baut Kraftwerk der Zukunft in Wilhelmshaven
Im Rahmen der Forschungsinitiative innovate.on wird
E.ON das weltweit erste Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von über 50 Prozent in Wilhelmshaven für
rund 1 Mrd  errichten. Das „Kraftwerk 50plus“ soll 2014
mit einer elektrischen Leistung von 500 MW in Betrieb
gehen und leistet einen weiteren Beitrag zur Versorgungssicherheit bei gleichzeitiger CO2-armer Kohleverstromung.
Das dritte Verfahren zur CO2-Abtrennung ist noch am wenigsten weit entwickelt. Bei dem sogenannten Oxyfuel-Verfahren
wird anstelle von Luft reiner Sauerstoff zur Verbrennung verwendet. E.ON betreibt seit 2007 eine Pilotanlage in England
mit einer Leistung von 1 MW. Die Verbrennungsvorgänge
unter den besonderen Rahmenbedingungen stehen hier im
Fokus der Experimente.
81
82
Neue Technologien
Mit dem Bau der Bioerdgasanlagen Ketzin und Schwandorf
wurde 2007 das Verfahren zur Aufbereitung des Biogases auf
Erdgasqualität einen großen Schritt nach vorne gebracht. In
den Anlagen zur Aufbereitung wird die Druckwechselabsorption untersucht, um das Biogas mit einem relativ geringen
Methananteil von ca. 50 Prozent auf Erdgasqualität mit über
95 Pozent zu verbessern. Mit diesem Prozess ist es möglich,
Erdgasqualität zu erreichen und das Gas in vorhandene Erdgasleitungen einzuspeisen. Der große Vorteil ist, dass das
Gas an beliebigen Stellen mit hoher Ausbeute genutzt werden kann. Bei den meisten bereits realisierten Biogasanlagen
ohne Aufbereitung erfolgt die Umwandlung des Biogases
in Strom direkt am Ort der Biogaserzeugung. Dabei gehen
meistens große Energiemengen ungenutzt verloren, da die
Anlagen nicht die höchste Effizienz aufweisen und eine
umfassende Wärmenutzung nicht möglich ist. Dieses Problem wird bei der Einspeisung von aufbereitetem Bioerdgas
in das Erdgasnetz umgangen.
Bereits seit einigen Jahren untersucht ein E.ON-Expertenteam
in England das Potenzial zur Nutzung von Meeresenergie. Die
Bedingungen dafür sind an der englischen und schottischen
Küste besonders gut. Im Jahr 2007 wurden Anlagentyp und
-größe festgelegt, die im Meer getestet werden sollen. Für die
Gewinnung von Gezeitenenergie aus der Strömung am Meeresboden werden Konverter auf dem Meeresboden aufgestellt. Die wechselnde Gezeitenströmung kann von der Anlage
in beide Richtungen genutzt werden. Es ist geplant, die
Anlagen 2011 in Betrieb zu nehmen und auf einige Megawatt
auszubauen.
Strom aus dem Meer
In Sachen Klimaschutz geht E.ON nicht nur bei der konventionellen Erzeugung völlig neue Wege: E.ON UK plant
eines der weltweit größten Gezeitenkraftwerke vor der
Westküste Großbritanniens. Es arbeitet mit der Meeresströmung, die durch den Wechsel von Ebbe und Flut
entsteht. Das Gezeitenkraftwerk wird genügend Strom
erzeugen, um 5.000 Haushalte zu versorgen. Mit einer im
Oktober gestarteten TV-Kampagne zieht das Projekt auch
in Deutschland viel öffentliche Aufmerksamkeit auf sich.
Mit dem Kauf der sechs Windanlagen mit einer Leistung von
insgesamt 30 MW für das Offshore-Testfeld Alpha-Ventus ist
ein weiterer wesentlicher Schritt zur Realisierung des ersten
Offshore-Windparks in Deutschland erreicht. Die technische
Herausforderung in Deutschland besteht gegenüber anderen
bereits realisierten Windparks im Meer in der großen Entfernung zur Küste von 45 km und den großen Wassertiefen von
30 m. Hier wird mit dem Projekt, das 2008 in Betrieb gehen
soll, Pionierarbeit geleistet. Neben E.ON sind zwei weitere
Energieunternehmen an Alpha-Ventus beteiligt.
Die Nutzung von Erneuerbaren Energien bei der Energieanwendung birgt ein enormes, derzeit noch nicht genutztes
Potenzial. Durch 2007 gestartete Labor- und Feldtests mit
verschiedenen Erdgaswärmepumpen wird die Nutzung von
Erneuerbaren Energien bei der Beheizung von Gebäuden mit
Erdgas in einem Gerät möglich sein. Dabei werden Anlagen
verschiedener Hersteller getestet und gemeinsam mit den
Herstellern weiter verbessert. Durch Erdgaswärmepumpen
lassen sich zukünftig die Heizkosten senken und 25 Prozent
der Heizwärme aus Erneuerbaren Energien gewinnen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands
Angaben nach § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB
(Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts)
Fällen das Gericht auf Antrag eines Beteiligten das Mitglied
zu bestellen. Der Aufsichtsrat kann die Bestellung zum Vorstandsmitglied und die Ernennung zum Vorsitzenden des
Vorstands widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt
(vgl. im Einzelnen §§ 84, 85 des Aktiengesetzes, §§ 31, 33 des
Mitbestimmungsgesetzes).
Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals
Das Grundkapital beträgt 1.734.200.000,00 € und ist eingeteilt
in 667.000.000 Stück auf den Inhaber lautende Stückaktien
(Aktien ohne Nennbetrag). Jede Aktie gewährt gleiche Rechte
und eine Stimme in der Hauptversammlung.
Beschränkungen, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffen
Soweit 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 Kalenderjahres endet. Vor Ablauf dieser Sperrfrist
dürfen die so übertragenen Aktien von den Mitarbeitern
grundsätzlich nicht veräußert werden.
Darüber hinaus stehen der Gesellschaft nach § 71b des
Aktiengesetzes keine Rechte aus eigenen Aktien und damit
auch keine Stimmrechte zu.
Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen der
Satzung über die Ernennung und Abberufung von
Vorstandsmitgliedern und Änderungen der Satzung
Der Vorstand der Gesellschaft besteht nach der Satzung der
Gesellschaft aus mindestens zwei Mitgliedern. Die Bestellung stellvertretender Vorstandsmitglieder ist zulässig. Die
Bestimmung der Anzahl der Mitglieder, ihre Bestellung und
Abberufung erfolgt durch den Aufsichtsrat.
Vorstandsmitglieder bestellt der Aufsichtsrat auf höchstens
fünf Jahre; eine wiederholte Bestellung oder Verlängerung
der Amtszeit, jeweils für höchstens fünf Jahre, ist zulässig;
die Bestellung bedarf mindestens zwei Drittel der Stimmen
der Aufsichtsratsmitglieder. Werden mehrere Personen zu
Vorstandsmitgliedern bestellt, so kann der Aufsichtsrat ein
Mitglied zum Vorsitzenden des Vorstands ernennen. Fehlt
ein erforderliches Vorstandsmitglied, so hat in dringenden
Eine Änderung der Satzung bedarf nach § 179 AktG eines
Beschlusses der Hauptversammlung. Die Beschlüsse der
Hauptversammlung 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. Weitere Regelungen werden in der Satzung nicht getroffen.
Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, Satzungsänderungen zu
beschließen, die nur die Fassung betreffen (§ 24 der Satzung
der Gesellschaft). Er ist ferner ermächtigt, die Fassung des § 3
der Satzung nach vollständiger oder teilweiser Durchführung
der Erhöhung des Grundkapitals entsprechend der jeweiligen
Ausnutzung des genehmigten Kapitals und, falls das genehmigte Kapital bis zum 27. April 2010 nicht oder nicht vollständig ausgenutzt worden ist, nach Ablauf der Ermächtigungsfrist 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
zurückzukaufen
Der Vorstand ist gemäß Beschluss der Hauptversammlung
vom 3. Mai 2007 bis zum 3. November 2008 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
83
84
Angaben und Erläuternder Bericht des Vorstands
befinden oder ihr nach §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu
keinem Zeitpunkt mehr als zehn Prozent des Grundkapitals
entfallen. Der Beschluss enthält übliche Vorgaben hinsichtlich der Erwerbsmodalitäten sowie der Verwendungsmöglichkeiten einschließlich eines Einziehungsrechts und ist auf der
Internetseite der Gesellschaft veröffentlicht.
Der Vorstand ist gemäß § 3 Abs. 2 der Satzung ermächtigt,
mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 27. April 2010 das
Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 540.000.000 € durch
ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (Genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. Aktiengesetz). Zum
Genehmigten Kapital vgl. Textziffer 19 des Anhangs.
Der Vorstand ist mit Beschluss der Hauptversammlung vom
30. April 2003 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats
bis zum 30. April 2008 einmalig oder mehrmals Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder Optionsrechten auf Aktien
der Gesellschaft mit einer Laufzeit von höchstens 20 Jahren
und einem Gesamtnennbetrag von bis zu 5.000.000.000 €
auszugeben. Der Gesamtnennbetrag der bei Ausgabe von
Wandel- oder Optionsrechten aufgrund dieser Ermächtigung
zu gewährenden Aktien beträgt höchstens 175.000.000 €. Das
Grundkapital der Gesellschaft ist daher gemäß § 3 Abs. 3 der
Satzung um bis zu 175.000.000 € bedingt erhöht (vgl. hierzu
Textziffer 19 des Anhangs). Die Teilschuldverschreibungen
können auch gegen Sachleistung begeben werden, sofern
der Wert der Sachleistungen mindestens dem Ausgabepreis
entspricht. Der Beschluss enthält übliche Regelungen zu
Wandlungsrechten und –pflichten, Verwässerungsschutzklauseln und – im Rahmen des rechtlich Erlaubten – Möglichkeiten
des Bezugsrechtsausschlusses und ist auf der Internetseite
der Gesellschaft veröffentlicht.
Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft,
die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels
infolge eines Übernahmeangebots stehen
Aus der Ministererlaubnis des deutschen Bundesministers
für Wirtschaft und Technologie vom 5. Juli/18. August 2002
zu den Zusammenschlussvorhaben E.ON/Gelsenberg und
E.ON/Bergemann ergibt sich folgende Auflage: E.ON hat auf
Verlangen des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie sämtliche von ihr oder von verbundenen Unternehmen
gehaltenen Aktien der Ruhrgas AG an einen Dritten zu veräußern, wenn ein anderes Unternehmen eine Stimmrechtsoder Kapitalmehrheit an E.ON erwirbt und der Erwerber
begründeten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische
Interessen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt
werden. Der Erwerber der Ruhrgas-Aktien bedarf der Einwilligung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie; sie darf nur versagt werden, wenn der Erwerber
begründeten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische
Interessen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt
werden. Diese Verpflichtung gilt für einen Zeitraum von zehn
Jahren nach Vollzug der Zusammenschlüsse.
Die bestehenden Kredit- und Avallinien (vgl. hierzu Textziffer
26 des Anhangs) enthalten entsprechend der marktüblichen
Praxis in vergleichbaren Verträgen Change of Control Klauseln,
die ein Kündigungsrecht des Kreditgebers vorsehen. Darüber
hinaus enthalten die Anleihen, die im Jahr 2007 von der E.ON
International Finance B.V. unter Garantie der E.ON AG begeben wurden (vgl. hierzu Textziffer 26 des Anhangs) eine Change
of Control Klausel, die sich als Teil guter Corporate Governance
ebenfalls zum Marktstandard entwickelt hat.
Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft,
die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den
Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern
getroffen sind
Die Mitglieder des Vorstands haben im Fall des vorzeitigen
Verlusts der Vorstandsposition aufgrund eines Kontrollwechsels einen dienstvertraglichen Anspruch auf Zahlung von
Abgeltungs- und Abfindungsleistungen (vgl. die ausführliche
Darstellung im Vergütungsbericht).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
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
2007 befasst und gibt hierzu folgende Erklärung:
Die im Lagebericht der Gesellschaft enthaltenen Angaben
gemäß § 289 Abs. 4, § 315 Abs. 4 HGB sind zutreffend und
entsprechen den Kenntnissen des Vorstands. Daher beschränkt
der Vorstand sich auf die folgenden Ausführungen:
Über die im Lagebericht gemachten Angaben hinaus (und
gesetzliche Beschränkungen wie etwa das Stimmverbot
nach § 136 des Aktiengesetzes) sind dem Vorstand keine
Beschränkungen bekannt, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffen. Beteiligungen am Kapital der
Gesellschaft, die zehn vom Hundert der Stimmrechte überschreiten, sind der Gesellschaft nicht gemacht worden und
entfallen daher. Eine Beschreibung von Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnis verleihen, entfällt, da solche
Aktien nicht ausgegeben worden sind; ebenfalls entfallen
kann die Erläuterung besonderer Stimmrechtskontrolle bei
Beteiligungen von Arbeitnehmern, da die am Kapital der
Gesellschaft beteiligten Arbeitnehmer ihre Kontrollrechte –
wie andere Aktionäre auch – unmittelbar ausüben.
Im Hinblick auf die Befugnisse des Vorstands zur Ausgabe
und zum Rückkauf von Aktien beabsichtigt der Vorstand, die
ordentliche Hauptversammlung des Jahres 2008 zu bitten,
eine neue Ermächtigung zum Erwerb eigener Aktien zu
erteilen.
Soweit mit den Mitgliedern des Vorstands für den Fall eines
Kontrollwechsels eine Entschädigung vereinbart ist, dient
die Vereinbarung dazu, die Unabhängigkeit der Mitglieder
des Vorstands zu erhalten.
Düsseldorf, im Februar 2008
E.ON AG
Der Vorstand
85
86
Adjusted EBIT über Vorjahreswert
Projekt europe.on Kernthema im Jahr 2007
Projekt regi.on gestartet
Trading (EET) übertragen. Die Großhandels- und Vertriebsaktivitäten von EST verbleiben bei Central Europe.
Central Europe
in Mio 
2007
2006
+/– %
32.029
27.197
+18
Adjusted EBITDA
6.222
5.747
+8
Adjusted EBIT
4.670
4.235
+10
24,7
21,4
+3,31)
+0,31)
Umsatz
ROCE (in %)
9,3
9,0
Value Added
2.917
2.457
Operativer Cashflow
3.811
3.802
–
Investitionen
2.581
2.279
+13
44.051
43.546
+1
•
Zum weiteren Ausbau eines diversifizierten und klimaschonenden Erzeugungsportfolios wird der gesamte
Neubau im fossilen Kraftwerksbereich in Europa in der
New Build Unit (NBU) bei Central Europe gebündelt.
Diese Einheit ist Bestandteil von E.ON Kraftwerke (EKW)
und wird in den kommenden Jahren alle Neubau-Projekte
steuern. Damit werden die Planung und der Bau von
Kraftwerken noch stärker auf die europäischen Marktbedürfnisse ausgerichtet. Darüber hinaus werden alle
bei E.ON vorhandenen Ingenieurskapazitäten in Zukunft
in der konzernweiten Einheit E.ON Engineering bei
Central Europe zusammengeführt.
•
Für die Bereiche der fossilen und nuklearen Stromerzeugung werden konzernweite Kompetenz-Zentren bei EKW
und E.ON Kernkraft (EKK) eingerichtet, um den Prozess
der internen Optimierung und Best-Practice-Umsetzung
über den E.ON-Gesamtkonzern hinweg zu stärken. Für
die Wasserkraft übernimmt die Market Unit Nordic diese
Funktion.
•
Die Aktivitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien
mit Ausnahme der Wasserkrafterzeugung werden zukünftig von der neuen Market Unit Climate & Renewables
verantwortet.
+19
Projekt europe.on
E.ON hat im Jahr 2006 das Restrukturierungsprojekt europe.on
initiiert, um Wachstumschancen in den zusammenwachsenden europäischen Energiemärkten besser zu nutzen. Hierzu
werden bestehende regionale Marktstrukturen optimiert und
neue funktionale Einheiten etabliert, die konzernweites Knowhow bündeln und übergreifend steuern sollen. Dieses konzernweite Projekt betrifft auch Aktivitäten der Market Unit
Central Europe.
•
Die bei der E.ON Sales & Trading (EST) und bei der E.ON
Benelux bestehenden Handelsaktivitäten von Central
Europe für die Produkte Strom, Gas, Kohle, Öl sowie CO2Zertifikate werden auf die neue Einheit E.ON Energy
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
•
Um zukünftig Kompetenzen im Bereich Gasspeicher
konzernweit einheitlich auszurichten, entsteht eine neue
Gesellschaft unter Federführung von E.ON Ruhrgas.
•
Aktivitäten in Italien (soweit nicht Handel) werden an
die neue Market Unit Italy abgegeben.
Vorwürfe von ungerechtfertigten bzw. unplausiblen Preiserhöhungen sowie Vorwürfe wegen Marktmissbrauchs, Preisabsprachen mit Wettbewerbern und vermeintlichen Marktmanipulationen weist die Market Unit Central Europe in
vollem Umfang als sachlich unzutreffend zurück.
Zentraleuropa West
Central Europe wird in der neuen Struktur insbesondere ihre
Kompetenz im Bereich Erzeugung in den E.ON-Konzern einbringen und darüber hinaus auch zukünftig Wachstumschancen in der Region Zentraleuropa nutzen. Die Umsetzung
von europe.on wird im Laufe des Jahres 2008 erfolgen. Neue
Gesellschaften bzw. Einheiten werden dann ihre Arbeit aufnehmen.
Projekt regi.on
Darüber hinaus hat Central Europe im Jahr 2007 das Projekt
regi.on angestoßen. Ziel ist, das Geschäft der Regionalversorgungsunternehmen (REVU) konsequent an den neuen
Erfordernissen von Kunden, Markt und Regulierung auszurichten. Central Europe setzt auch künftig auf dezentrale, regionale
Strukturen mit lokalen Partnern. regi.on führt auf allen wesentlichen Stufen der Wertschöpfung der REVU (Netz, Vertrieb und
Shared Service) zu wesentlichen Veränderungen:
•
Die vertriebliche Steuerung (Koordination, strategische
Planung) für Strom und Gas sollen in einem Gemeinschaftsunternehmen, der sogenannten Vertriebssteuerungsgesellschaft, gebündelt werden. Die operative Durchführung des Vertriebsgeschäfts erfolgt weiterhin dezentral.
•
Die bestehenden Netzgesellschaften werden wieder in
die REVU integriert. Netzgesellschaft und Netzbetrieb
einerseits und technischer Netzservice andererseits
werden in jedem REVU organisatorisch getrennt.
•
Die Funktionen Messstellenbetrieb, Abrechnung,
Forderungsmanagement und Kundenservice der REVU
werden in zwei regionalen Shared-Service-Gesellschaften gebündelt.
Die Umsetzung der neuen Struktur ist im Jahr 2008 vorgesehen.
Preisdiskussion in der Öffentlichkeit
Die steigenden Energiepreise haben zu einer intensiven
öffentlichen Diskussion in Deutschland geführt. Diese wird
auch zunehmend von den Medien, Verbraucherschutzverbänden, Kartellbehörden und der Politik aufgegriffen. Sie
gipfeln in dem Vorwurf angeblicher Preisabsprachen bzw.
Manipulationen. Die zum Teil emotional geführte Diskussion
verschärfte sich durch die Ankündigung der Strom- und Gaspreiserhöhungen vieler Energieversorgungsunternehmen,
wie auch durch die der REVU von Central Europe zum
1. Januar 2008.
Mit der Gründung der Tochtergesellschaft E WIE EINFACH
Strom & Gas (EWI) hat Central Europe im Februar 2007 eine
Vorreiterrolle im Wettbewerb im Strom- und Gasvertrieb übernommen. EWI liefert seit dem 1. April 2007 in ganz Deutschland Strom und Gas für die Marktsegmente Privatkunden
und kleinere Unternehmen und verfügte zum Jahresende bereits über mehr als 450.000 Kunden. Im Gassegment ist EWI
bislang das einzige Unternehmen, das Privat- und kleineren
Gewerbekunden bundesweit ein Alternativangebot bietet. Mit
EWI hat Central Europe somit ihr Bekenntnis zum Wettbewerb
in Deutschland erfolgreich in die Praxis umgesetzt.
Der Geschäftsanteil der E.ON Energie AG an E.ON IS wurde
zum 31. Dezember 2007 auf E.ON übertragen. E.ON IS ist der
IT-Dienstleister für den E.ON-Konzern und ein führender Full
Service Provider für die Energiewirtschaft in Europa.
BKB wurde mit Wirkung zum 1. Oktober 2007 von EKW auf
die E.ON Energie AG abgespalten. BKB ist nun 100-prozentige
Tochtergesellschaft der E.ON Energie AG. Zusätzlich ist im
Jahr 2008 eine Neuorganisation von BKB geplant. Das von BKB
bislang betriebene Geschäftsfeld Braunkohleverstromung soll
auf EKW übertragen werden. Das Abfallverbrennungsgeschäft
ist nunmehr das Kerngeschäft von BKB.
Zentraleuropa Ost
Die E.ON Czech-Gruppe (E.ON Czech) konnte ihre Wettbewerbsposition im Gasmarkt der Tschechischen Republik durch einen
Aktientausch mit RWE im Jahr 2006 und durch den Erwerb
von Aktien der Oberösterreichischen Ferngas an der JČP
nachhaltig stärken. Nach Abschluss von Übernahmeangebot
und Squeeze-out-Verfahren ist E.ON Czech seit Ende Januar
2007 alleiniger Anteilseigner der JČP. Die Betriebsteile von JČP
wurden zum 1. Januar 2007 auf die für Netz, für Vertrieb und
für Services verantwortlichen Gesellschaften von E.ON Czech
verschmolzen. Die Integration der JČP erlaubt E.ON Czech,
den Kunden Strom und Gas sowie damit zusammenhängende
Dienstleistungen aus einer Hand anzubieten.
87
88
Die E.ON Slovensko a.s. wurde am 22. September 2007 als
Aktiengesellschaft in der Slowakei gegründet. Die E.ON
Slovensko a.s. wird, analog zur Struktur in anderen osteuropäischen Staaten, die Funktion einer slowakischen
Landesholding erhalten.
Bei der rumänischen Holdinggesellschaft E.ON Energie România
(EER) wurde am 11. Oktober 2007 die European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) mit 9,8 Prozent eingebunden. Wie in Bulgarien und der Slowakei ebenfalls bereits
implementiert, soll die Absicherung des Geschäftes vor Ort
gegen politische und regulatorische Risiken erreicht werden.
Im Gegensatz zum „Darlehensmodell“ der EBRD-Beteiligung
bei den bulgarischen und slowakischen Gesellschaften wurde
im Falle von Rumänien eine Eigenkapitalbeteiligungsform
gewählt. Die Anteile von Central Europe an dem regionalen
Versorgungsunternehmen E.ON Moldova wurden im Vorfeld
auf EER übertragen. Nach Umsetzung des Unbundling hält
EER je 51 Prozent an der Netz- sowie Vertriebsgesellschaft
E.ON Moldova Distributie bzw. E.ON Moldova Furnizare. Die
mittelbare Beteiligung der EBRD an diesen beiden
Unternehmen beträgt rund 5 Prozent.
ZEUS („Zentraleuropäische Synergien“), das im Jahr 2005
gestartete regionale Harmonisierungsprogramm der Landesgesellschaften von Central Europe in Tschechien, der Slowakei,
Ungarn, Rumänien und Bulgarien, befindet sich in der Umsetzungsphase. Im Jahr 2007 wurde das erste harmonisierte
Fachkonzept in den Bereichen Finanz- und Rechnungswesen,
Controlling, Einkauf und Logistik bei E.ON Czech eingeführt
und die IT-Applikation implementiert. Dieses und weitere
Fachkonzepte werden in allen beteiligten Gesellschaften ausgerollt. Durch die Zusammenarbeit der fünf osteuropäischen
Gesellschaften werden dauerhafte Einsparungen erwartet,
zum Beispiel durch gemeinsame Ausschreibungen und geringere Betriebsaufwendungen. Auf Basis der harmonisierten
Prozess- und IT-Landschaft werden durch Business Performance
Management weitere Effizienzpotenziale realisiert.
Das „Legal Unbundling“ der Netz- und Vertriebsaktivitäten in
den Gesellschaften der Region Zentraleuropa Ost wurde sowohl
im Strom- als auch im Gasbereich gemäß den EU-Richtlinien
Elektrizitäts- bzw. Erdgasbinnenmarkt umgesetzt. In Bulgarien
erfolgte die endgültige Umsetzung zum 1. Januar 2007, in
Tschechien zum 1. April 2007 im Gasbereich (Strombereich
1. Januar 2006) und in Rumänien zum 6. April 2007. In Ungarn
und in der Slowakei wurde das „Legal Unbundling“ zum 1. Juli
2007 implementiert. Über die rechtliche Trennung von Netz
und Vertrieb erfolgt auch die Trennung diverser Aktivitäten,
insbesondere in den Bereichen Buchhaltung und Controlling,
Informationsprozesse, Organisation und Gleichbehandlungsmanagement.
E.ON Sales & Trading (EST): Vom Kraftwerkseinsatz
bis zum Großkundenvertrieb
EST bündelte im Jahr 2007 als Großhandelsgesellschaft von
Central Europe den Vertrieb an Großkunden und den Stromhandel. EST war dabei in enger Kooperation mit den Landesgesellschaften von Central Europe und den anderen Market
Units der E.ON AG europaweit aktiv. Darüber hinaus koordinierte EST den Kraftwerkseinsatz von Central Europe und
bot den Betreibern von Netzen und Kraftwerken Systemdienstleistungen an. Den Handel mit Emissionsrechten
optimierte EST für die gesamte Market Unit.
Das Vertriebsgeschäft von EST hat sich im Jahr 2007 erfolgreich entwickelt. Mit innovativen Produkten und Energielösungen konnte das Unternehmen seine starke Stellung in
Deutschland festigen und – trotz oftmals schwieriger Rahmenbedingungen – auch in den europäischen Nachbarmärkten
seine Aktivitäten ausweiten.
Stromhandelsvolumen
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Verkauf
153,7
201,6
–24
Einkauf
210,3
222,8
–6
Summe
364,0
424,4
–14
Die Stromhandelsaktivitäten von EST trugen zum optimalen
Einsatz der konzerneigenen Kraftwerke und zur Sicherstellung
der Strombeschaffung im kontinentaleuropäischen Markt
bei. Das Handelsvolumen von EST belief sich im Geschäftsjahr 2007 auf rund 364 Mrd kWh. Das Unternehmen war an
allen wichtigen Strombörsen in Kontinentaleuropa als Handelsteilnehmer präsent. Handelsschwerpunkte lagen in Deutschland, Österreich, den Beneluxstaaten und Frankreich. Wichtige
Märkte waren darüber hinaus die süd- und osteuropäischen
Länder, in denen EST zur Belieferung der Landesgesellschaften von Central Europe beitrug. Dabei wurden vorhandene
Strombeschaffungsmöglichkeiten – sowohl durch Im- und
Exportgeschäfte in der Gesamtregion als auch durch bilaterale Geschäfte in den Ländern selbst – konsequent genutzt.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Betrieb des Kraftwerksparks
Die Kernkraftwerke von Central Europe zeichneten sich auch
im Geschäftsjahr 2007 durch einen sicheren und zuverlässigen
Betrieb aus. Die mittlere Verfügbarkeit lag bei 85,6 Prozent,
die Gesamterzeugung bei rund 63 Mrd kWh. Die gegenüber
dem Vorjahr geringere durchschnittliche Arbeitsverfügbarkeit
der von der EKK geführten Kernkraftwerke sowie der Kernkraftwerke mit EKK-Beteiligung war hauptsächlich geprägt
durch die Stillstände der von Vattenfall Europe Nuclear Energy
GmbH betriebsgeführten Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel sowie durch die planmäßig umfangreiche Revision im
Kernkraftwerk Unterweser. Nach aktuellem Stand wird davon
ausgegangen, dass die Kernkraftwerke Krümmel und Brunsbüttel im Jahr 2008 wieder ans Netz gehen werden.
Im Bereich Wasserkraft sorgt Central Europe mit 87 eigenen
und 45 betriebsgeführten Kraftwerken für eine kostengünstige und umweltfreundliche Stromerzeugung. Die Stromproduktion aus Laufwasser- und Speicherkraftwerken sowie aus
sonstigen Erneuerbaren Energien wie beispielsweise Biomasse
und Wind betrug im Berichtszeitraum etwa 9 Mrd kWh.
Die Kraftwerke auf Basis von Kohle, Öl, Gas und sonstigen
Energieträgern speisten im Jahr 2007 rund 63 Mrd kWh in
die deutschen Versorgungsnetze ein – etwa 10 Prozent des
gesamten Strombedarfs in Deutschland. EKW ist damit einer
der größten konventionellen Stromerzeuger in Deutschland.
In den kommenden 15 Jahren wird mit einem Ersatzbedarf
von bis zu 40.000 MW Kraftwerksleistung in Deutschland
gerechnet. In anderen europäischen Ländern werden ebenfalls
umfangreiche Ersatzinvestitionen benötigt. Die Auswirkungen durch den zweiten Nationalen Allokationsplan (NAP II,
Zuteilung von zum Betrieb notwendigen CO2-Zertifikaten)
auf den Ersatzbedarf werden gegenwärtig geprüft. Ältere
Anlagen könnten aufgrund des höheren Zukaufsbedarfs von
CO2-Zertifikaten zu einem früheren Zeitpunkt unwirtschaftlich
werden. Eine mögliche Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken in Deutschland könnte den Ersatzbedarf im Gegenzug wieder reduzieren. In den kommenden drei Jahren plant
Central Europe, insgesamt rund 6,3 Mrd  in den Kraftwerkspark
zu investieren.
Aktuell befinden sich mehrere Kraftwerksprojekte in der Umsetzung. Der Neubau eines Steinkohlekraftwerks mit einer
elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW zur Strom- und
Fernwärmeerzeugung am Standort Datteln soll die dort vorhandenen Kraftwerksblöcke ersetzen und erweitern. Am
Standort Irsching (Block 4) wurde 2007 die weltweit leistungsfähigste Gasturbine aufgestellt, die nach erfolgreichem
Testbetrieb zu einer Gas- und Dampfturbinen-Anlage (GuD)
mit einer elektrischen Leistung von 530 MW ausgebaut wird.
Die Inbetriebnahme beider Anlagen ist für das Jahr 2011 vorgesehen. In Irsching (Block 5) wird eine weitere GuD-Anlage
mit einer Leistung von 845 MW bereits 2009 ans Netz gehen.
Der Einstieg in den italienischen Erzeugungsmarkt ist mit
einer 800-MW-GuD-Anlage in Livorno Ferraris beabsichtigt.
Die Fertigstellung wird im Jahr 2008 erwartet. Die Anlage
wird zukünftig von der neu gegründeten Market Unit Italy
geführt. Mit dem Projekt Maasvlakte 3 (Hafengebiet von
Rotterdam) wird am bestehenden E.ON-Standort der Bau
eines Steinkohlekraftwerks mit einer elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW geplant. Die Inbetriebnahme wird im Jahr
2012 erwartet. Darüber hinaus wird am bestehenden Standort Staudinger der Bau eines Steinkohlekraftwerks mit einer
elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW geplant.
Im Rahmen einer langfristig angelegten Erzeugungsstrategie sind gerade der Erhalt und der Ausbau der Grundlastkapazitäten von besonderer Bedeutung. Im Jahr 2007 wurden
daher zwei weitere Kohlekraftwerksprojekte vorangetrieben.
Hierbei handelt es sich um den Neubau eines Steinkohlekraftwerks (550 MW) mit einem weltweiten Spitzenwert beim
Wirkungsgrad von über 50 Prozent in Wilhelmshaven sowie
des 1.100-MW-Steinkohlekraftwerks in Antwerpen. Letzteres
wird zusammen mit den Anlagen Maasvlakte, Staudinger und
Datteln als Konvoi-Anlage kostengünstig realisiert.
Zurechenbare Kraftwerksleistungen
31. Dezember
in MW
2007
2006
Kernenergie
8.548
8.473
Braunkohle
1.314
1.315
Steinkohle
7.466
7.461
Erdgas
4.219
4.121
Öl
1.145
1.153
Wasserkraft
3.153
3.113
406
367
26.251
26.003
Steinkohle
1.099
1.085
Erdgas
1.039
997
Sonstige
Inland
Sonstige
90
87
Ausland
2.228
2.169
28.479
28.172
Central Europe
89
90
Central Europe plant, auch in Zentraleuropa Ost die Erzeugungsposition auszubauen, um die erreichte starke Position
in der Stromverteilung durch eigene Erzeugung abzusichern.
Der von Central Europe in Zentraleuropa Ost erzeugten Menge
von ca. 1 TWh steht eine abgesetzte Menge von ca. 44,5 TWh
gegenüber. Central Europe legt auf ein geographisch diversifiziertes und hinsichtlich des Brennstoffeinsatzes gefächertes Erzeugungsportfolio Wert. Aktuelle Gaskraftwerksprojekte
sind die 400 MW-GuD-Anlagen an den Standorten Gönyü in
Ungarn und Malzenice in der Slowakei, die im Jahr 2010 in
Betrieb genommen werden sollen. Derzeit werden als weitere
Optionen eine Beteiligung am Kernkraftwerksprojekt Belene
in Bulgarien sowie Steinkohle- und GuD-Anlagen in Rumänien
geprüft.
Im Rahmen der Wettbewerbsinitiative von E.ON ist der Ausbau der grenzüberschreitenden Kuppelstellen ein wesentlicher Bestandteil. Dadurch sollen der Stromaustausch mit
den Nachbarländern (z.B. Benelux und Österreich) verbessert und Engpässe beseitigt werden.
Betrieb des Stromnetzes
Eigentümer und Betreiber des Übertragungsnetzes von
Central Europe ist E.ON Netz. Damit ist E.ON Netz für Planung,
Bau, Instandhaltung und Betrieb des Übertragungsnetzes
verantwortlich. Im Jahr 2007 haben mehr als 260 Stromhändler das Netz als Marktplattform für den Transport elektrischer
Energie genutzt. Die Höchstlast wurde in dieser Zeit bei
20.671 MW gemessen und lag damit rund 2,4 Prozent über
dem Wert des Vorjahres.
Mit einer Fläche von 140.000 km2 erstreckt sich der Verantwortungsbereich von E.ON Netz über mehr als ein Drittel der
Fläche Deutschlands und reicht von der Nordsee bis zu den
Alpen. Die Stromkreislänge beträgt rund 32.500 Kilometer.
Die Stromnetze von Central Europe arbeiteten im Jahre 2007
insgesamt zuverlässig.
In Deutschland wurden weite Teile des Netzes in der Nacht
vom 18. auf den 19. Januar 2007 durch das Sturmtief „Kyrill“
beschädigt. In der Höchstspannungsebene von E.ON Netz
sind keine Ausfälle aufgetreten. Bei den Weiterverteilern von
Central Europe gingen rund 750.000 Kunden kurzfristig vom
Netz. Am Abend des 19. Januar waren nur noch rund 100.000
Kunden ohne Stromversorgung. Im Laufe des 20. Januar waren
alle Kunden wieder versorgt.
Die Belastungen des Stromnetzes durch Stromhandel und
-durchleitung sind in den vergangenen Jahren kontinuierlich
gestiegen und werden weiter steigen. Dies ist nicht zuletzt
auch ein Ergebnis der zunehmenden Einspeisung von Strom aus
Windenergie, zukünftig verstärkt auch Offshore-Windenergie,
und den damit notwendigen überregionalen Energietransport. Um diesen Anforderungen gerecht zu werden, sind verstärkte Netzbaumaßnahmen erforderlich. Studien der Deutschen
Energieagentur belegen dies. Viele Maßnahmen befinden sich
bereits in der Genehmigungsphase.
E.ON macht Kraftwerkseinsatz transparent
Als erstes Unternehmen stellt E.ON unter www.eonschafft-transparenz.de umfangreiche Daten über die Verfügbarkeiten seiner Erzeugungsanlagen zur Verfügung.
Damit ist es möglich, das Marktumfeld genauer zu analysieren und exaktere Preisprognosen zu treffen. Für die
Erzeugung und den Handel wird dies von weitreichender
Bedeutung sein. E.ON leistet damit einen wichtigen
Beitrag zur Weiterentwicklung des europäischen Strommarktes hin zu mehr Wettbewerb.
Der Stromabsatz von Central Europe nahm um 45,5 Mrd kWh
auf 313,7 Mrd kWh zu. Der Zuwachs ist überwiegend auf die
größeren Strommengen, die gemäß dem Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien (EEG) in die Netze eingespeist
wurden, und höhere Absätze an Vertriebs- und Handelspartner zurückzuführen. Ferner trug der Absatz der im Vorjahr nur
mit einem Monat einbezogenen italienischen Dalmine zum
Anstieg des Konzernabsatzes bei.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Stromabsatz1)
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
44,1
45,3
–3
Industrie- und
Geschäftskunden
83,7
77,2
+8
Vertriebspartner
185,9
145,7
+28
Stromabsatz
313,7
268,2
+17
zurückzuführen. Die erwähnte Erweiterung des Konsolidierungskreises hat ebenfalls zum Anstieg des Fremdstrombezugs
beigetragen.
Strombeschaffung1)
1) ohne nach IFRS zu nettierende Handelsaktivitäten
Der Rückgang des Gasabsatzes ist auf die in weiten Teilen
Europas milden Temperaturen in den Winter- und Frühjahrsmonaten 2007 zurückzuführen. Trotz der Absatzsteigerung
durch Erstkonsolidierungen – im Wesentlichen die der tschechischen JČP (seit September 2006) und der italienischen
Dalmine – lag der Gasabsatz um 2 Prozent unter dem Vorjahreswert.
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Eigenerzeugung
134,6
131,3
+3
Bezug
von Gemeinschaftskraftwerken
von Fremden
192,6
149,9
+28
8,3
184,3
12,3
137,6
–33
+34
Strombeschaffung
327,2
281,2
+16
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
–13,5
–13,0
–
Stromabsatz
313,7
268,2
+17
1) ohne nach IFRS zu nettierende Handelsaktivitäten
Anteil der Primärenergieträger
an der Eigenerzeugung
Gasabsatz
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
39,2
44,6
–12
Industrie- und
Geschäftskunden
59,5
53,2
+12
27,5
30,7
–10
126,2
128,5
–2
in %
46,2 Kernenergie
31,6 Steinkohle
Vertriebspartner
Gasabsatz
6,9 Öl/Gas
6,4 Braunkohle
5,4 Wasserkraft
Strombeschaffung
Mit eigenen Kraftwerken hat Central Europe etwa 41 Prozent
des Strombedarfs gedeckt (Vorjahr: 47 Prozent), wobei die Vorteile eines flexiblen Erzeugungsmixes genutzt wurden. Von
Fremden bezog Central Europe 46,7 Mrd kWh mehr als im Vorjahr. Der Anstieg des Fremdbezugs und der damit verbundene
Rückgang der Eigenerzeugungsquote sind sowohl auf höhere
EEG-Mengen als auch auf verstärkte Handelsaktivitäten
3,5 Sonstige
Energieträger
Umsatz und Ergebnisentwicklung
Gegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze von Central
Europe um rund 4,8 Mrd . Das Adjusted EBIT übertraf den
Vorjahreswert um 435 Mio . Die einzelnen Geschäftsfelder
entwickelten sich wie folgt:
Eckdaten nach Geschäftsfeldern
Zentraleuropa West
Strom
Zentraleuropa Ost
Central Europe
Gas
in Mio 
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Umsatz1)
23.293
18.829
3.676
4.368
4.087
3.469
973
531
32.029
27.197
Adjusted EBITDA
5.102
4.596
419
496
597
498
104
157
6.222
5.747
Adjusted EBIT
4.145
3.636
200
270
361
266
–36
63
4.670
4.235
1) Handelsumsätze netto
91
92
Adjusted EBIT 10 Prozent über Vorjahreswert
Versorgung mit Gas langfristig gesichert
Klimaschutzinitiative vorgestellt
Pan-European Gas
in Mio 
2007
2006
22.745
22.947
–1
Adjusted EBITDA
3.176
3.092
+3
Adjusted EBIT
2.576
2.347
+10
15,0
14,8
+0,21)
+0,61)
Umsatz
ROCE (in %)
+/– %
8,8
8,2
Value Added
1.062
1.046
+2
Operativer Cashflow
3.041
604
+403
Investitionen
2.424
882
+175
12.214
12.417
–2
Beiträge zur Versorgungssicherheit
In der Market Unit Pan-European Gas wurden im Jahr 2007
mehrere Projekte umgesetzt, die die langfristige Versorgung
Europas mit Erdgas sichern.
Im Juni des Geschäftsjahres beteiligte sich E.ON Ruhrgas an
einem Joint Venture zur Planung einer neuen europäischen
Erdgaspipeline in Skandinavien. Die sogenannte „SkanledPipeline“ soll norwegisches Erdgas nach Norwegen, Schweden
und Dänemark transportieren. Mit einem Anteil von 15 Prozent
ist E.ON Ruhrgas einer der größten Partner des europäischen
Pipelineprojekts, an dem insgesamt 10 Unternehmen aus
Norwegen, Schweden, Dänemark, Deutschland und Polen
beteiligt sind. Über den endgültigen Bau der Pipeline soll bis
Ende 2009 entschieden werden. Spätestens 2012 ist dann der
operative Start geplant. Das Investitionsvolumen der Pipeline
wird auf rund 900 Mio  geschätzt. Über die Skanled-Pipeline
sollen rund 7 Mrd m3 Erdgas pro Jahr transportiert werden.
Im November 2007 vereinbarte E.ON Ruhrgas einen langfristigen Vertrag zur Nutzung von Kavernen am Standort Etzel,
um einen Erdgasspeicher zu entwickeln. Das Arbeitsgasvolumen soll bis zu 2,5 Mrd m3 betragen. Der Erdgasspeicher soll
stufenweise ab 2011 in Betrieb genommen werden. Untertagespeicher dienen der Anpassung des nahezu gleichmäßigen
Erdgasbezugs aus den Produzentenländern an die saisonal
stark schwankende, bedarfsabhängige Belieferung von
Kunden.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Am 1. Oktober 2007 ging die dritte Ausbaustufe des Interconnectors zwischen Zeebrügge (Belgien) und Bacton (Großbritannien) in Betrieb. Durch den Ausbau dieser Pipeline erhöht sich
die Transportkapazität des Interconnectors von Kontinentaleuropa nach Großbritannien um weitere 2 Mrd m3 pro Jahr auf
25,5 Mrd m3 pro Jahr. E.ON Ruhrgas ist mit rund 24 Prozent
an dieser Leitung beteiligt.
E.ON Bioerdgas GmbH gegründet
Im Februar 2007 gründete E.ON Ruhrgas eine Gesellschaft
zur Nutzung von aufbereitetem Biogas im Erdgasfernleitungsnetz. Die neue Gesellschaft soll das wirtschaftliche und ökologische Potenzial von Biogas ausschöpfen. Der Einsatzbereich
von Bioerdgas ist genauso breit gefächert wie bei Erdgas:
Es lässt sich für die Stromproduktion und die Wärmegewinnung nutzen. Bereits gute Erfahrungen gibt es bei der Verwendung als alternativer Treibstoff für Kraftfahrzeuge. In
Sachen Effizienz ist Bioerdgas allen anderen Biokraftstoffen
wie Bioethanol deutlich überlegen. Die energetische Nutzung
von Biomasse bedeutet, aktiven Klimaschutz zu betreiben.
Um Biogas in das Erdgasnetz einspeisen zu können, muss es
zunächst auf die Qualität von Erdgas gebracht werden. Dies
erfolgt durch die Abtrennung von Kohlendioxid. Die erste Anlage zur Erzeugung von Bioerdgas in Schwandorf ist zum Jahresanfang 2008 in Betrieb gegangen. Sie zählt zu den größten
Anlagen, die nach heutigem Stand gebaut werden können.
Weitere Anlagen sind noch in Planung.
Neue Market-Unit-Struktur
Durch die seit Anfang 2008 gültige neue Struktur der Market
Units ergaben sich für Pan-European Gas Änderungen. Die
Market Unit bündelt zukünftig alle Gasspeicheraktivitäten
innerhalb des E.ON-Konzerns. Das Italiengeschäft der Thüga
wurde auf die neue Market Unit Italy übertragen. Die Aktivitäten in Frankreich werden von der Business Unit France
innerhalb der E.ON Energie weitergeführt Außerdem ging
die E.ON Bioerdgas GmbH an die neugegründete Market Unit
Climate & Renewables über. Die Trading-Aktivitäten von
E.ON Ruhrgas wurden in die neue Einheit Energy Trading
eingebracht.
Vorbereitungen für den Einstieg in das
LNG-Geschäft
Im Geschäftsjahr 2007 bereitete E.ON Ruhrgas den Einstieg
in das Geschäft mit Flüssigerdgas weiter vor: Im Mai buchte
E.ON Ruhrgas Kapazität in Höhe von rund 1,7 Mrd m3 pro
Jahr zur Wiederverdampfung von LNG (Liquefied Natural Gas)
des britischen LNG-Anlandeterminals auf der Isle of Grain.
Der Vertrag läuft bis 2029. Der reguläre Betriebsbeginn ist
für Oktober 2010 geplant. Synergien ergeben sich aus der
möglichen Versorgung eines Kraftwerks von E.ON UK, das
in der Nähe des Terminals Isle of Grain errichtet wird. Die
Terminalkapazität wird derzeit um rund 6,7 Mrd m3 pro Jahr
auf dann insgesamt rund 20 Mrd m3 pro Jahr erweitert.
Am Standort Wilhelmshaven prüft E.ON Ruhrgas den Bau
eines LNG-Terminals. Im August 2007 wurde der Antrag auf
Änderung der bestehenden Genehmigungen zum Bau des
Terminals eingereicht. Seit September läuft das Auswahlverfahren für einen Kontraktor, der die Anlage schlüsselfertig
übergeben soll. Außerdem wurde eine Open Season eingeleitet, in der Marktteilnehmer ihr Interesse an Buchungen
von Terminalkapazitäten anmelden konnten. Dadurch wird
der diskriminierungsfreie Zugang Dritter zu Kapazitäten des
geplanten Terminals gewährleistet. Im Falle einer Investmententscheidung 2008 kann das LNG-Terminal im Gaswirtschaftsjahr 2011/2012 in Betrieb genommen werden.
Eine Grundsatzvereinbarung zur Vorbereitung des Baus eines
LNG-Terminals in Le Havre schloss E.ON Ruhrgas im Juni 2007
und beteiligte sich mit 24,5 Prozent an der Projektgesellschaft
Gaz de Normandie SAS mit Sitz in Paris. Das neue Terminal
soll über eine Kapazität von rund 9 Mrd m3 pro Jahr verfügen, wobei E.ON Ruhrgas einen Anteil von 3 Mrd m3 jährlich erhalten wird. Nach Abschluss weiterer Untersuchungen
und Planungen könnte das LNG-Terminal bereits 2011 in
Betrieb gehen. Das geplante Terminal in Le Havre soll E.ON
Ruhrgas den Zugang zum französischen Markt erleichtern.
Auch die bereits 2006 begonnenen Planungen zum Bau eines
LNG-Anlandeterminals auf der kroatischen Insel Krk kamen
weiter voran. Ein Konsortium mit Beteiligung von E.ON Ruhrgas gründete dazu im Oktober die Adria LNG d.o.o. mit Sitz
in Zagreb. Das neue Terminal soll anfangs über eine Kapazität
von rund 10 Mrd m3 verfügen und später auf eine Kapazität
von 15 Mrd m3 pro Jahr ausgebaut werden. Nach Abschluss
weiterer Untersuchungen und Planungen könnte es Anfang
2012 in Betrieb gehen. Die endgültige Entscheidung über den
Bau des Terminals ist für 2008 vorgesehen.
Zur Versorgung der geplanten Projekte werden intensive
Gespräche mit möglichen Lieferanten in Afrika und im Mittleren Osten geführt.
93
94
Gasleitungssystem und Untertagespeicher
Das Gasleitungsnetz der E.ON Ruhrgas AG und ihrer deutschen
Projektgesellschaften umfasste zum Jahresende 11.602 km
(Vorjahr: 11.611 km). Die installierte Antriebsleistung der von
E.ON Ruhrgas betreuten 28 Verdichterstationen lag unverändert gegenüber dem Vorjahr bei 908 MW. Die Arbeitsgaskapazität aus eigenen, im Gemeinschaftseigentum oder im
Besitz von Projektgesellschaften befindlichen sowie angemieteten Untertage-Erdgasspeichern belief sich auf rund
5,2 Mrd m3 mit einer maximalen Ausspeicherleistung von
rund 5,8 Mio m3/h. In den nächsten Jahren werden die
Speicher Bierwang, Epe und Etzel weiter ausgebaut. Zusätzlich werden neue Speichermöglichkeiten in Niedersachsen,
Bayern und in Österreich untersucht.
Gas-Release-Programm fortgesetzt
Als Bestandteil der Ministererlaubnis für die Übernahme von
Ruhrgas durch die E.ON AG hatte sich das Unternehmen
2002 verpflichtet, im Rahmen eines Gas-Release-Programms
200 Mrd kWh Erdgas aus langfristigen Importverträgen in
sechs jährlichen Auktionen anzubieten. Bei der fünften,
Internetgestützten Auktion gingen 2007 rund 33 Mrd kWh
Erdgas an 13 Bieter. Übergabepunkt war Waidhaus an der
deutsch-tschechischen Grenze. Das Ziel dieser Auflage der
Ministererlaubnis, durch die Auktionen die Liquidität auf
dem deutschen Gasmarkt zu fördern und positive Impulse
für den Wettbewerb zu geben, wurde damit erreicht.
•
Initiative Gaswärmepumpe: Diese Initiative arbeitet mit
Geräteherstellern und anderen Gasgesellschaften an der
Marktreife einer neuen, umwelt- und klimafreundlichen
Technik für den Wärmemarkt.
•
Bioerdgas und Kraftstoffmarkt: Aufbereitet auf Erdgasqualität kann Bioerdgas per Pipeline bundesweit angeboten werden. Bioerdgas soll auch dazu beitragen, die
Emissionen im Straßenverkehr zu senken.
•
Initiative Brennstoffzelle: Wenn die Brennstoffzelle Marktreife erreicht, stellt sie eine Technologie dar, die erdgasbetrieben praktisch keine Emissionen hat. Bis die Möglichkeit besteht, die Brennstoffzelle in Kombination mit
Wasserstoff zu betreiben, ist Erdgas der Energieträger
erster Wahl.
Gasproduktion gestiegen
Die Gasproduktion übertraf die Vorjahresförderung um 10 Prozent und erreichte 795 Mio m3. Die Produktion von Öl und
Kondensaten blieb mit rund 5 Mio bbl auf dem Vorjahresniveau. Die neu in Produktion gegangenen Felder Merganser
(Dezember 2006) und Minke (Juni 2007) sowie die aufgenommene Gasproduktion im Njordfeld kompensierten den natürlichen Produktionsrückgang aus anderen Feldern und steigerten die Produktion.
+ + + Versorgungssicherheit + + + Wachstum + + +
Klimaschutzinitiative vorgestellt
E.ON Ruhrgas hat im Dezember 2007 eine Klimaschutzinitiative mit dem Namen „Erdgas On“ vorgestellt, die in den Jahren
2007 bis 2012 Investitionen von mehr als 200 Mio  vorsieht.
Im Rahmen dieser Initiative wurden sechs Schwerpunkte
definiert:
•
Weiterbildung des Sanitär- und Installationshandwerks:
E.ON Ruhrgas fördert das Angebot des Zentralverbands
Sanitär Handwerk Klima (ZVSHK) zur Fortbildung der auf
Erdgas spezialisierten Sanitär- und Heizungsinstallateure.
•
Förderprogramm Erdgasbrennwertheizung und Solarthermie: Gegenüber veralteten Ölheizungsanlagen lassen
sich mit Erdgas allein, aber auch in Kombination von Erdgas und Solarthermie bis zu 40 Prozent Heizungsenergie
und CO2 einsparen.
•
Initiative Erdgas pro Umwelt: Diese Initiative ist eine
bereits bestehende Kommunikations-Plattform, über die
Unternehmen und Verbände aus der Gaswirtschaft kontinuierlich über den zukunftsorientierten Umgang mit
Heizenergie informieren.
E.ON baut Erdgasproduktion weiter aus
Mit dem Erwerb von 28 Prozent an den zwei norwegischen Erdgasfeldern Skarv und Idun, die zu den größten
und attraktivsten Gasvorkommen zählen, verbreitert E.ON
sein Gasbezugsportfolio. E.ON wird aus diesen Feldern über
mindestens zehn Jahre jährlich im Schnitt rund 1,4 Mrd m3
Erdgas beziehen und leistet damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit. In Norwegen ist E.ON Ruhrgas darüber hinaus am Njord-Feld mit 30 Prozent beteiligt. Das in der Haltenbank-Region gelegene Feld verfügt
über Reserven von rund zehn Milliarden Kubikmeter Erdgas.
Upstream-Aktivitäten verstärkt
Pan-European Gas verfolgt das Ziel, 10 Mrd m3 Erdgas pro
Jahr aus eigener Produktion zu beziehen. Mit dem Erwerb
von 28 Prozent an den bedeutenden norwegischen Erdgasfeldern Skarv und Idun im August 2007 ist E.ON diesem Ziel
einen großen Schritt näher gekommen. Der Kaufpreis einschließlich Anschaffungsnebenkosten betrug 641 Mio . Für
die Entwicklung der Felder werden anteilig rund 1,4 Mrd US-$
investiert. Die Felder liegen in der nördlichen Norwegischen
See knapp unterhalb des Polarkreises. Die von E.ON erworbenen Reserven betragen rund 18,4 Mio Standard-Kubikmeter
Öläquivalent. Gemeinsam mit weiteren aussichtsreichen
Satellitenfeldern gehört das Gebiet zu den größten und attraktivsten noch zu entwickelnden Gasvorkommen Norwegens.
Die Aufnahme der Produktion ist für 2011 geplant. E.ON Ruhrgas wird aus diesen Feldern über mindestens zehn Jahre jährlich im Schnitt rund 1,4 Mrd m3 Erdgas beziehen.
In der britischen Nordsee war im Geschäftsjahr die Huntington-Explorationsbohrung erfolgreich. Zudem wurde mit einer
weiteren Bohrung zur genaueren Abschätzung der Größe
der Lagerstätte begonnen. Dieses Feld, an dem E.ON Ruhrgas UK mit 25 Prozent beteiligt ist, wird in den nächsten drei
Jahren entwickelt. In der norwegischen Nordsee war die
Explorationsbohrung in der Northwest Flank des Njordfelds
fündig.
Außerdem wurden die Upstream-Aktivitäten 2007 auf weitere
Länder ausgeweitet. Ende Juni unterzeichnete E.ON Ruhrgas
einen Vertrag über eine Beteiligung an einem Explorationsprojekt in Ägypten. Damit gelang der Einstieg in eine bedeutende Erdgasregion Nordafrikas. Darüber hinaus werden
weitere Projekte in Afrika und dem Mittleren Osten angestrebt.
+ + + Versorgungssicherheit + + +
Zunehmender Wettbewerb um knapper werdende
Ressourcen und steigender Hunger nach Energie –
die langfristige Sicherung unserer Energieversorgung
von morgen war noch nie so wichtig wie heute. Wir
übernehmen diese Verantwortung und investieren
in neue Bezugsquellen für Gas, fördern nachhaltig
Innovationen und steigern unsere Kraftwerkskapazität
um 50 Prozent bis 2010. Dafür investieren wir 12 Mrd €
in hochmoderne und klimafreundliche Kraftwerke.
96
97
Versorgungssicherheit aus der Leitung
E.ON baut Europas größte Bioerdgasanlage
Das oberpfälzische Schwandorf liegt umgeben von satten Mais- und Getreidefeldern.
Genau das hat es für E.ON so interessant gemacht. Denn damit gibt es in nächster
Umgebung reichlich Lieferanten für Biomasse, die den Rohstoff für die Erzeugung des
so wertvollen Bioerdgases bildet. Wertvoll, weil es den CO2-Ausstoß deutlich mindert.
Wertvoll, weil es der Ressourcenknappheit entgegenwirkt. Und wertvoll nicht zuletzt,
weil es die Abhängigkeit von Lieferländern verringert.
Mit dem Bau der modernen, leistungsstarken Anlage in Schwandorf schlagen wir nicht
nur ein wichtiges Kapitel in der Biogasnutzung auf, sondern auch in der Sicherung
der Energieversorgung: Die 1.000 Kubikmeter Bioerdgas, die hier pro Stunde produziert
werden, decken den Jahresbedarf von etwa 5.000 Haushalten – ganz einfach über die
bestehenden Erdgasleitungen.
In Zeiten eines sich immer weiter verschärfenden Wettbewerbs um Energieressourcen
sind Kontinuität und Verlässlichkeit der Schlüssel für Versorgungssicherheit und Klimaschutz. Bioerdgas ist ein Bestandteil von unserem breit aufgestellten Erzeugungsportfolio. Und wir denken und arbeiten bereits weiter. An der Erforschung und Entwicklung
verschiedenster Energiequellen von morgen. So erforschen wir zum Beispiel das Potenzial
von Meeresenergie oder Mikroalgen. Denn nur ein ausgewogener Energiemix kann
dauerhaft die Versorgung sichern.
Studien belegen, dass bis zu
10 Prozent des heimischen
Erdgasverbrauchs in
Deutschland aus Bioerdgas
erzeugt werden können.
98
Russland und Norwegen wichtigste Lieferländer
Gasabsatz konstant
Die Erdgasbezugsquellen und ihr Anteil am Gesamterdgasbezug von E.ON Ruhrgas haben sich 2007 im Vergleich zum
Vorjahr nur geringfügig verändert. Insgesamt bezog E.ON
Ruhrgas rund 698 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen
Produzenten. Dies sind rund 3,5 Prozent weniger als im Vorjahr. Wichtigste Lieferländer waren wiederum Russland und
Norwegen mit einem Anteil von 26 bzw. 25 Prozent am Gesamtaufkommen. Aus den Niederlanden wurden 17 Prozent bezogen, der Anteil Großbritanniens lag bei 10 Prozent und aus
Dänemark kamen 3 Prozent. Aus inländischer Förderung
stammten 18 Prozent des Aufkommens.
Im Berichtszeitraum setzte E.ON Ruhrgas 713 Mrd kWh Gas
ab. Damit wurde der Vorjahreswert von 710 Mrd kWh um
3 Mrd kWh überschritten. Der leichte Zuwachs wurde trotz
der warmen Witterung zu Beginn des Jahres aufgrund der
positiven Absatzentwicklung im Ausland erreicht.
Erdgasaufkommen nach Regionen1)
in Mrd kWh
2007
%
Russland
178,0
25,5
Norwegen
174,7
25,0
Inländische Produktion
127,1
18,2
Niederlande
120,3
17,2
Großbritannien
68,2
9,8
Dänemark
20,8
3,0
8,7
1,3
Andere
1) Erdgasaufkommen der E.ON Ruhrgas AG; insgesamt 697,8 Mrd kWh
Gasabsatz E.ON Ruhrgas AG
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
1. Quartal
213,4
266,3
–20
2. Quartal
131,1
138,6
–5
3. Quartal
137,2
111,2
+23
4. Quartal
231,1
193,6
+19
Summe
712,8
709,7
–
Wachstum im Ausland fortgesetzt
Im Auslandsgeschäft stieg der Absatz gegenüber dem Vorjahr um 13 Prozent. In den 14 ausländischen Märkten wurden
im Geschäftsjahr 2007 insgesamt 180 Mrd kWh abgesetzt.
Der Anteil des Exportgeschäfts am Gesamtabsatz stieg
damit um 2 Prozentpunkte auf 25 Prozent an. Mit 93 Mrd kWh
war Großbritannien wieder der bedeutendste ausländische
Absatzmarkt. Hier verbuchte E.ON Ruhrgas ein Absatzplus
von 19 Prozent. In Dänemark stieg der Absatz deutlich: Zu
Jahresbeginn wurde dort mit HNG/Midt-Nord das zweitgrößte
Erdgasunternehmen als Kunde gewonnen. Durch die Belieferung von HNG/Midt-Nord stieg E.ON Ruhrgas zum zweitgrößten Erdgaslieferanten in Dänemark auf. Starke Zuwächse
gab es auch bei den Exportlieferungen in die Niederlande.
Ebenso erhöhten sich die Absätze in Italien und Frankreich.
Erstmals wurde ein Liefervertrag mit einem belgischen Kunden
abgeschlossen. In den etablierten Absatzmärkten Schweiz,
Österreich, Ungarn und Luxemburg konnten hingegen die Vorjahresabsätze nicht erreicht werden.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
In Deutschland blieb der Gasabsatz 3 Prozent hinter dem Vorjahr zurück. Wie in den Vorjahren waren Ferngasunternehmen die Hauptabnehmer; ihr Anteil am Gesamtabsatz reduzierte sich aber von 45 Prozent im Vorjahr auf 41 Prozent in
der aktuellen Periode. Die Belieferung von Ortsgasunternehmen
stieg leicht auf einen Anteil von rund 24 Prozent. Der Absatz
an Industriekunden legte ebenfalls zu und machte 10 Prozent
am Gesamtvolumen aus.
Gasabsatz Downstream-Beteiligungen
Gasabsatz Downstream-Beteiligungen1)
20062)
in Mrd kWh
2007
Thüga
19,9
23,1
E.ON Ruhrgas International
177,6
152,0
Summe
197,5
175,1
1) nicht konsolidierte Absätze der Mehrheitsbeteiligungen
2) ab April 2006 inklusive E.ON Földgáz
Gasabsatz nach Kundengruppen
in Mrd kWh
292,5 Ferngasgesellschaften
169,8 Ortsgasunternehmen
70,1 Industriekunden
Inland
Der Gasabsatz der Downstream-Beteiligungen stieg auf
197,5 Mrd kWh. Der Anstieg resultiert aus der erstmaligen
ganzjährigen Einbeziehung der ungarischen E.ON Földgáz.
Im Vorjahr wurde das Unternehmen erst im zweiten Quartal
in den Konzernabschluss einbezogen.
Umsatz und Adjusted EBIT
Der Umsatz der Market Unit Pan-European Gas ging um
1 Prozent auf 22.745 Mio  (Vorjahr: 22.947 Mio ) zurück.
Das Adjusted EBIT stieg um 10 Prozent auf 2.576 Mio  (Vorjahr: 2.347 Mio ). Die einzelnen Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:
180,4 Verkauf Ausland
Gasabsatz der E.ON Ruhrgas AG 712,8 Mrd kWh
Up-/Midstream
in Mio 
DownstreamBeteiligungen
Sonstiges/
Konsolidierung
Pan-European Gas
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
17.738
18.889
5.625
4.773
–618
–715
22.745
22.947
Adjusted EBITDA
2.010
2.305
1.158
799
8
–12
3.176
3.092
Adjusted EBIT
1.581
1.905
987
453
8
–11
2.576
2.347
Umsatz
99
100
Market Unit UK
Adjusted EBIT 8 Prozent unter Vorjahresniveau
Investitionen um 58 Prozent gesteigert
Energiehandel und Erneuerbare Energien auf
neue Market Units übertragen
UK
in Mio 
2007
2006
+/– %
12.584
12.518
+1
Adjusted EBITDA
1.657
1.804
–8
Adjusted EBIT
1.136
1.239
–8
ROCE (in %)
9,2
9,7
–0,51)
9,5
9,2
+0,31)
Umsatz
Value Added
Operativer Cashflow
Investitionen
–37
64
–
1.615
724
+123
1.364
863
+58
16.786
15.621
+7
Endkundengeschäft
E.ON UK kündigte nach dem Rückgang der Großhandelspreise
für Energie im Jahr 2006 bzw. Anfang 2007 Preisanpassungen
im Endkundengeschäft an. Im April 2007 senkte E.ON UK
die Preise für Gas um 16 Prozent und die Preise für Strom
um 5 Prozent. Diese Preisanpassungen waren im Einklang
mit denen anderer Anbieter in Großbritannien. Im britischen
Energiemarkt ist die Wechselrate der Kunden nach wie vor
vergleichsweise hoch.
Im Jahr 2007 entwickelte sich das Geschäft dennoch erfreulich. Trotz geringer Absätze und rückläufiger Kundenzahl nahm
das Adjusted EBIT durch verbesserte Margen im Bereich der
kleineren Geschäftskunden und der Industrie- und Gewerbekunden in diesen Segmenten zu.
Central Networks
Central Networks arbeitet kontinuierlich daran, die Stromversorgung in Mittelengland sicherzustellen. Im Jahr 2007 konnte
dies trotz der heftigen Stürme im Januar und der Flutkatastrophe im Sommer erreicht werden. Um solchen Herausforderungen zu begegnen, hat Central Networks die Zahl ihrer
Mitarbeiter erhöht.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Energy Services
Der Bereich Energy Services versorgt die Kunden mit allen
Dienstleistungen rund um den Anschluss an das Stromnetz,
das Heizen und den Energieverbrauch. Im Bereich Neuanschlüsse wurden im Jahr 2007 rund 100.000 Aufträge für
Geschäftskunden und etwa 15.000 Haushaltskunden ausgeführt. Darüber hinaus wurde das Angebot um die Beratung
der Kunden in Bezug auf eine nachhaltige CO2-reduzierte
Energieversorgung erweitert.
Energy Trading
Im Jahr 2007 verlief das Geschäft im Bereich Energiehandel
von E.ON UK erfolgreich. Infolge der im Mai 2007 veröffentlichten neuen strategischen Ausrichtung werden diese Aktivitäten in der neuen Market Unit Energy Trading am Standort Düsseldorf gebündelt.
Die britische Regierung hat im Mai 2007 ein umfassendes
Energie- und Klimaschutzprogramm beschlossen, das sogenannte „Energy White Paper“. Darin enthalten sind eine Reihe
von Maßnahmen zur Verbesserung des Klimaschutzes und
der Versorgungssicherheit sowie zur Gewährleistung einer
kostengünstigen Energieversorgung. Durch zusätzliche Anstrengungen bei der Energieeffizienz und durch ein beschleunigtes Wachstum der Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien soll der Klimaschutz vorangetrieben werden. Im
Jahr 2008 sollen dazu Gesetzesentwürfe von der britischen
Regierung zur Konkretisierung vorgelegt werden, darunter
auch zur künftigen Kernenergienutzung.
Im Jahr 2007 nahm der Strom- und Gasabsatz an Industrieund Gewerbekunden im Vergleich zum Vorjahr aufgrund der
weiterhin margenorientierten Vertriebspolitik ab. Der Absatz
an Haushalts- und kleinere Geschäftskunden ging wegen der
wärmeren Witterung und der geringeren Kundenzahl zurück.
Der gestiegene Großhandelsabsatz spiegelt die Wettbewerbsund die Nachfragesituation wider.
Strombeschaffung
Strombeschaffung
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Eigenerzeugung1)
41,2
35,9
+15
Bezug
von Fremden
36,7
38,8
–5
1,2
35,5
0,7
38,1
+71
–7
Strombeschaffung
77,9
74,7
+4
Betriebsverbrauch,
Netzverluste, Pumpstrom
–0,1
–1,0
–
Stromabsatz
77,8
73,7
+6
1) ohne KWK
Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken nahm im Vergleich zum Vorjahr vor allem wegen der sehr guten Verfügbarkeit der Anlagen zu. Der Bezug von Gemeinschaftskraftwerken stieg durch die hohe Verfügbarkeit des Kraftwerks
Corby Power. Dadurch wurde weniger Strom von Fremden
bezogen.
Zurechenbare Kraftwerksleistung
31. Dezember
Absatz1)
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
Haushalts- und
kleinere Geschäftskunden
34,2
37,9
–10
Industrie- und
Gewerbekunden
18,4
18,4
–
Großhandel
25,2
17,5
+44
Stromabsatz
77,8
73,8
+5
Haushalts- und
kleinere Geschäftskunden
55,5
63,9
–13
Industrie- und
Gewerbekunden
23,4
28,7
–18
Großhandel
78,2
62,8
+25
Gasabsatz
157,1
155,4
+1
1) ohne Großhandels- und Handelsaktivitäten
in MW
2007
2006
Steinkohle
4.910
4.910
Gas
3.506
3.490
Wasserkraft, Wind, Öl,
sonstige Energieträger
1.806
1.788
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
UK
359
359
10.581
10.547
101
102 Market Unit UK
Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON UK stieg im
Gasbereich aufgrund einer Kompressorertüchtigung am Standort Enfield und bei Windkraft durch die Fertigstellung der
Windfarm Stags Holt.
Anteil der Primärenergieträger an
der Eigenerzeugung
Anteile in %
E.ON UK hat erhebliche Investitionen zur Erweiterung der
Erzeugungskapazitäten vorgesehen. Teilweise sollen Kraftwerke ersetzt werden, die in den nächsten Jahren durch Umweltschutzregelungen vom Netz genommen werden müssen.
Im Jahr 2007 hat E.ON UK mit dem Bau eines der größten
Gaskraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung der Welt begonnen.
Die Anlage in Kent wird mit einer Kapazität von 1.275 MW
bis zu 340 MW Wärme liefern. Sie soll im Jahr 2009 in Betrieb
gehen.
52 Steinkohle
44 Gas
2 Wasserkraft, Wind, Öl,
sonstige Energieträger
2 Kraft-Wärme-Kopplung
(KWK)
Der Rückgang der Eigenerzeugung aus Kohle und der Zuwachs
bei der Eigenerzeugung aus Gas ist auf die veränderten Rohstoffpreise und damit auf die besseren Margen im Gasbereich
zurückzuführen. Während die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien gesteigert wurde, nahm die Produktion des
ölgefeuerten Kraftwerks Grain durch den Rückbau des
Standorts ab. Der leichte Rückgang im Bereich Kraft-WärmeKopplung erklärt sich dadurch, dass einige Anlagen den Gaskraftwerken zugeordnet wurden.
Zurzeit prüft E.ON UK Möglichkeiten, in den nächsten Jahren
neue Kraftwerke in Großbritannien zu errichten. Ziele hierbei
sind: Versorgungssicherheit, Reduktion der CO2-Emissionen
zur Bewältigung der Herausforderungen des Klimawandels
und weiterhin möglichst günstige Energieangebote für
unsere Kunden.
Biomasse-Kraftwerk ans Netz gegangen
Seit November 2007 produziert Steven’s Croft, das zweitgrößte Biomasse-Kraftwerk Großbritanniens im schottischen Lockerbie, Strom aus Erneuerbaren Energien. Damit
werden 140.000 Tonnen Treibhausgase pro Jahr vermieden.
Das Kraftwerk liefert Strom für rund 70.000 Haushalte.
Fortschritte wurden auch bei der Genehmigung für den Bau
von zwei hocheffizienten Kohleblöcken am Standort Kingsnorth in Kent erzielt. Die hochmoderne Anlage soll in der
Nähe der vier bestehenden Blöcke gebaut werden und 2012
in Betrieb gehen. Die lokalen Behörden haben die Genehmigung bereits erteilt; die der britischen Regierung steht noch aus.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Anfang 2005 wurde in Großbritannien die EmissionshandelsRichtlinie der EU in Kraft gesetzt. Für das Jahr 2007 hat E.ON UK
22 Mio t CO2-Zertifikate erhalten. Aus dem Jahr 2006 konnten
zusätzlich 5,1 Mio t CO2-Zertifikate auf das Jahr 2007 übertragen werden. E.ON UK musste darüber hinaus 4,7 Mio t CO2Zertifikate hinzukaufen. Die zweite Phase des Zertifikatehandels begann Anfang 2008 und wird bis 2012 andauern.
Wachstum im Bereich Erneuerbare Energien
E.ON UK plant aufgrund der regulatorischen Rahmenbedingungen in Großbritannien, die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auszubauen. Das Unternehmen ist bereits
heute einer der führenden Entwickler und Eigentümer bzw.
Betreiber von Windkraftanlagen in Großbritannien. Die Gesellschaft hält Beteiligungen an 21 Anlagen auf dem Festland
und in der Nordsee mit einer Erzeugungskapazität von insgesamt 212 MW. Hiervon sind 201 MW E.ON UK zurechenbar.
Windkraftanlagen-Projekte mit einer Erzeugungskapazität
von rund 1.134 MW (Vorjahr: 1.139 MW) befinden sich derzeit
in der Entwicklung. Im dritten Quartal 2007 nahm E.ON UK
einen Windpark auf dem Festland in Cambridgeshire mit
einer Leistung von 18 MW in Betrieb. Der Bau des OffshoreWindparks Robin Rigg mit einer Gesamtleistung von 180 MW
ist weiter vorangekommen. Der Windpark wird 60 Turbinen mit
einer Leistung von je 3 MW umfassen. Nach der für das zweite
Quartal 2009 vorgesehenen Inbetriebnahme wird Robin Rigg
einer der größten Offshore-Windparks Großbritanniens sein.
Ferner hat E.ON UK 192 GWh Strom aus der gemeinsamen
Verbrennung von Biomasse mit Kohle in den Kraftwerken
Kingsnorth und Ironbridge erzeugt. Das 44-MW-Biomassekraftwerk in Lockerbie, eine der größten Biomasseanlagen
in Großbritannien, ging nach der Endabnahme im Februar
2008 ans Netz und wird jährlich 330 GWh Strom erzeugen.
Im Jahr 2008 sollen Projekte wie das Gezeitenkraftwerk weiterentwickelt werden, um die Möglichkeiten in diesem Bereich
auszuschöpfen.
Anfang des Jahres 2008 wurde die Verantwortung für die
Aktivitäten im Bereich Erneuerbare Energien auf die neue
Market Unit Climate & Renewables übertragen.
E.ON UK steigerte den Umsatz um 1 Prozent. Das Adjusted
EBIT lag um 8 Prozent unter dem Vorjahreswert. Die einzelnen
Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:
Unreguliertes
Geschäft
Sonstiges/
Konsolidierung
UK
in Mio 
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Umsatz
888
858
12.126
12.031
–430
–371
12.584
12.518
Adjusted EBITDA
645
635
1.144
1.267
–132
–98
1.657
1.804
Adjusted EBIT
509
488
762
851
–135
–100
1.136
1.239
103
104
Market Unit Nordic
Adjusted EBIT deutlich gesteigert
Energiehandelsaktivitäten auf neue Einheit übertragen
Projekte für Klimaschutz und Versorgungssicherheit gestartet
Nordic
in Mio 
2007
2006
Umsatz
3.339
2.827
+18
Adjusted EBITDA
1.027
871
+18
Adjusted EBIT
670
512
+31
ROCE (in %)
9,7
8,0
+1,71)
8,8
9,0
–0,21)
Value Added
62
–64
–
Operativer Cashflow
914
715
+28
Investitionen
914
642
+42
5.804
5.693
+2
+/– %
Übernahme von E.ON Sverige
E.ON hat im Oktober 2007 mit Statkraft einen Letter of Intent
für einen Beteiligungstausch unterzeichnet. Danach wird E.ON
den 44,6-prozentigen Anteil von Statkraft an E.ON Sverige
übernehmen und nahezu 100 Prozent der Anteile von E.ON
Sverige halten. Im Gegenzug erhält Statkraft von E.ON Kraftwerksbeteiligungen sowie zum Ausgleich der Wertdifferenz
E.ON-Aktien. Unter den zur Übertragung vorgesehenen Kraftwerken befinden sich rund ein Drittel der Wasserkraftwerke
von E.ON Sverige sowie einige schwedische Wärmekraftwerke.
Abgabe der Handelsaktivitäten
Die Energiehandelsaktivitäten von Nordic wurden bisher vom
Geschäftsbereich Trading von Malmö aus gesteuert. Die Handelsaktivitäten wurden erfolgreich an der nordeuropäischen
Energiebörse Nordpool abgewickelt. Wenn der Beteiligungstausch zwischen E.ON und Statkraft vollzogen ist, werden die
Handelsaktivitäten im Rahmen der im Mai veröffentlichten
neuen Organisationsstruktur auf die neue Market Unit Energy
Trading in Düsseldorf übertragen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Klimaschutz und Versorgungssicherheit
E.ON Nordic hat eine Reihe von Projekten gestartet, um sich
im Bereich Umweltschutz weiter zu verbessern und die Versorgungssicherheit ihrer Kunden zu gewährleisten. Dies betrifft zum Beispiel ein Projekt zur Abtrennung von CO2 im
Kraftwerk Karlshamn und den Ausbau der Erzeugung aus Biogas.
E.ON Nordic hat anspruchsvolle Wachstumspläne für die
kommenden drei Jahre. Neben dem Ausbau der Erzeugungskapazitäten soll die Stromversorgung in Südschweden durch
den Bau der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage in Malmö verbessert werden. Ferner soll die Wärmeerzeugung aus Biomasse
im Rahmen von Großprojekten in Örebro und Norrköping
modernisiert und erweitert werden.
E.ON Nordic hat langfristig das Ziel, das Geschäft in Finnland
mit der Beteiligung an Fennovoima, dem nächsten Kernkraftprojekt, auszuweiten. Darüber hinaus strebt E.ON Nordic an,
ihre Marktpositionen in Finnland, Dänemark und Norwegen
zu stärken.
Neues Verfahren zur CO2-Reduktion
Als erstes Unternehmen in Europa testet E.ON im Rahmen der Forschungsinitiative innovate.on im E.ON-Kraftwerk Karlshamn in Schweden ein neues Verfahren, mit
dem sich bis zu 90 Prozent des Kohlendioxids (CO2) aus
den Rauchgasen von Kraftwerken entfernen lassen. Mit
diesem Verfahren (Post-Combustion) könnten auch
bestehende Kraftwerke nachgerüstet werden.
Durch die Modernisierung von einigen Wasserkraftwerken
und der Kernkraftwerke sollen deren Effizienz gesteigert
bzw. Erzeugungskapazitäten ausgebaut werden. Mit beiden
Technologien wird Strom ohne den Ausstoß von CO2 erzeugt.
Um die Versorgungssicherheit zu erhöhen, investiert E.ON
Nordic weiterhin stark in die Modernisierung des Stromverteilnetzes sowie in intelligente Stromzähler. Diese Maßnahmen sollen die Servicequalität für die Netzkunden verbessern.
Das 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 Kapazitätserweiterungen bei
vorhandenen Kernkraftwerken. Die Zusage der Regierung für
eine Streichung der CO2-Besteuerung wurde noch nicht
realisiert. Die Besteuerung gilt für Kraftwerke, die am Emissionshandelssystem teilnehmen.
Im Dezember 2007 hat die Energienetzkommission der
Regierung ein neues System für die Regulierung der Stromnetzentgelte vorgeschlagen. Das bisherige System, das die
Netzentgelte jährlich ex post auf ihre Angemessenheit überprüft, soll durch ein Ex-ante-Anreizregulierungssystem abgelöst werden. Dies bedeutet, dass die Regulierungsbehörde
vor einer mehrjährigen Regulierungsperiode die zulässigen
Netzerlöse für diesen Zeitraum vorab festlegt. Die zulässigen
Netzerlöse sollen so berechnet werden, dass die 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
Anfang 2012 starten soll.
105
106 Market Unit Nordic
Stromabsatz
Strombeschaffung
Stromabsatz
in Mrd kWh
Privatkunden
Geschäftskunden
Strombeschaffung
2007
2006
+/– %
in Mrd kWh
2007
2006
+/– %
6,1
6,6
–8
Eigenerzeugung
30,2
27,9
+8
12,0
12,9
–7
Bezug
von Fremden
15,3
14,8
+3
9,8
5,5
10,2
4,6
–4
+20
Strombeschaffung
45,5
42,7
+7
Vertriebspartner/Nordpool
25,3
21,1
+20
Summe
43,4
40,6
+7
E.ON Nordic hat im Vergleich zum Vorjahr im Wesentlichen
wegen höherer Absätze an der nordeuropäischen Energiebörse Nordpool rund 3 Mrd kWh mehr Strom abgesetzt. Dies
ist insbesondere auf gestiegene Erzeugungsmengen aus
Wasserkraft zurückzuführen. Der Absatz an Privat- und
Geschäftskunden sank durch die milden Temperaturen im
ersten Halbjahr 2007 und mehr Wettbewerb um 1,4 Mrd kWh.
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–2,1
–2,1
–
Stromabsatz
43,4
40,6
+7
der Eigenerzeugung
in %
51 Kernkraft
44 Wasserkraft
Erdgas, Kohle, KWK,
Wind und sonstige
3 Energieträger
2 Öl
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Gas- und Wärmeabsatz
31. Dezember
in MW
2007
2006
Gas- und Wärmeabsatz
Kernenergie
2.622
2.593
in Mrd kWh
2007
2006
Wasserkraft
2.754
2.751
Gasabsatz
5,3
5,8
–9
Öl und sonstige Energieträger
2.031
2.015
Wärmeabsatz
7,6
7,9
–4
Nordic
7.407
7.359
E.ON Nordic erzeugte 2,3 Mrd kWh mehr Strom in eigenen
Kraftwerken als im Vorjahreszeitraum. Die Erzeugung aus
Wasserkraft nahm wegen der höheren Zuflüsse in die Wasserspeicher im vierten Quartal 2006 und im ersten Quartal 2007
zu. Dagegen ging die Stromerzeugung aus Kernkraft zurück.
Dies ist insbesondere auf ungeplante Stillstände in allen drei
Kernkraftwerken zurückzuführen. Der Strombezug von Fremden
stieg aufgrund grenzüberschreitender Handelsaktivitäten
deutlich.
+/– %
Der Gas- und Wärmeabsatz nahm wegen der warmen Witterung ab. Die durchschnittlichen Temperaturen im Jahr 2007
lagen 1,5 °C über dem normalen Niveau. Das Gasgeschäft litt
darüber hinaus unter dem verstärkten Wettbewerb.
Der Umsatz der Market Unit Nordic stieg um 512 Mio € bzw.
18 Prozent und das Adjusted EBIT um 158 Mio € auf 670 Mio €.
Die einzelnen Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:
Unreguliertes
Geschäft
Sonstiges/
Konsolidierung
Nordic
in Mio 
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Umsatz
729
725
2.895
2.298
–285
–196
3.339
2.827
Adjusted EBITDA
331
311
714
638
–18
–78
1.027
871
Adjusted EBIT
220
200
488
342
–38
–30
670
512
107
108
Höhere Investitionen in Anlagen zur Emissionskontrolle
und neue Erzeugungskapazitäten
Abgabe von WKE fortgeschritten
Anteil an Gas Natural BAN veräußert
US-Midwest
in Mio 
2007
2006
Umsatz
1.819
1.930
–6
Adjusted EBITDA
543
595
–9
Adjusted EBIT
388
426
–9
ROCE (in %)
5,7
6,0
–0,31)
7,8
8,0
–0,21)
–142
–142
–
216
381
–43
690
398
+73
2.977
2.890
+3
Value Added
Operativer Cashflow
Investitionen
+/– %
Zeitraum werden zur Verbesserung der Versorgungssicherheit
mehr als 750 Mio € in den Kraftwerkspark investiert, vor
allem in den Bau des Grundlastkraftwerks Trimble County 2.
Im Jahr 2007 gewährleistete E.ON U.S. wieder eine sichere und
zuverlässige Belieferung ihrer Kunden mit Strom und Gas.
Im Zeitraum 2008 bis 2010 plant E.ON U.S. Investitionen in
Höhe von etwa 450 Mio €, um die Zuverlässigkeit der Übertragungs- und Verteilungsnetze sicherzustellen. Im gleichen
E.ON investiert in umweltfreundliches Kraftwerk
In den USA errichten wir eines der umweltfreundlichsten
Steinkohlekraftwerke, Trimble County 2. Das Kraftwerk
mit einer Leistung von 750 MW erfüllt höchste Umweltschutzanforderungen. Es mindert den Ausstoß von
Schwefeldioxid um 99 Prozent sowie von Quecksilber
um 90 Prozent im Vergleich zu einem herkömmlichen
Kohlekraftwerk. Dabei wird das gebündelte Know-how
des Konzerns genutzt.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Das Jahr 2007 war von steigenden Brennstoff- und Energiepreisen geprägt. Der hohe Preisanstieg in Bundesstaaten mit
liberalisierten Energiemärkten löste umfassende Beschwerden aus und sorgte dafür, dass die weiteren Deregulierungsanstrengungen im Strommarkt zum Erliegen kamen.
Eine Reihe von Bundesstaaten haben klimapolitische Maßnahmen ergriffen, z.B. in Form des verpflichtenden Einsatzes
Erneuerbarer Energien. Für das Jahr 2008 und darüber hinaus
werden weitreichende Anreize für ein Klimaschutzpaket
erwartet. Erstmals seit 30 Jahren wurden im Jahr 2007 auch
Anträge zum Bau neuer Kernkraftwerke gestellt. Derzeit
beinhaltet weder das Bundesgesetz noch das bundesstaatliche Gesetz in Kentucky, dem Hauptversorgungsgebiet von
E.ON U.S., Klimaschutzmaßnahmen.
Auch die Entgeltregulierung in den Vereinigten Staaten variiert stark zwischen einzelnen Bundesstaaten. Etwa zwei Drittel
der Bundesstaaten, einschließlich Kentucky, orientieren sich
nach wie vor an traditionellen, kostenbasierten Regulierungsmodellen.
Der Gasabsatz nahm im Jahr 2007 insbesondere aufgrund
der kühleren Witterung zu Jahresbeginn zu. Darüber hinaus
beeinflusste die Entwicklung weiterer Marktfaktoren das
Off-System-Gasgeschäft positiv.
Strombeschaffung
Strombeschaffung
in Mrd kWh
2007
2006
Eigenerzeugung
33,8
34,2
–1
2,9
3,3
–12
36,7
37,5
–2
Bezug
Strombeschaffung
+/– %
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–0,8
–2,2
–
Stromabsatz
35,9
35,3
+2
der Eigenerzeugung
in %
Die leichte Steigerung des Stromabsatzes im regulierten
Geschäft resultiert vor allem aus den niedrigen Temperaturen im Februar 2007 und der wärmeren Witterung in den
Sommermonaten. Im Off-System-Geschäft sank der Stromabsatz im Wesentlichen wegen der niedrigeren Marktpreise.
Absatz
in Mrd kWh
2007
2006
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
34,3
32,6
+5
1,6
2,7
–41
Stromabsatz
35,9
35,3
+2
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
13,1
12,3
+7
0,5
0,1
+400
13,6
12,4
+10
Off-System-Geschäft
Off-System-Geschäft
Gasabsatz
+/– %
97 Steinkohle
3 Gas, Wasserkraft,
Öl, sonstige
Energieträger
109
110 Market Unit US-Midwest
Im Jahr 2007 deckte E.ON U.S. 97 Prozent der Eigenerzeugung
durch Kohlekraftwerke ab, die übrigen 3 Prozent entfielen
auf Erdgas, Wasserkraft und sonstige Energieträger. Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON U.S. nahm leicht zu.
Der Anstieg von 7.507 MW zum Jahresende 2006 auf 7.519 MW
zum Jahresende 2007 ist im Wesentlichen auf die Wiederinbetriebnahme eines Kraftwerksblocks zurückzuführen.
31. Dezember
in MW
2007
2006
Steinkohle
5.281
5.294
+/– %
–
Gas
2.164
2.141
+1
Wasserkraft
74
72
+3
US-Midwest
7.519
7.507
–
Der Umsatz von US-Midwest sank um 111 Mio € oder 6 Prozent und das Adjusted EBIT um 38 Mio € auf 388 Mio €. Die
Geschäftsfelder entwickelten sich wie folgt:
Unreguliertes Geschäft/
Sonstiges
US-Midwest
in Mio 
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Umsatz
1.766
1.869
53
61
1.819
1.930
Adjusted EBITDA
545
592
–2
3
543
595
Adjusted EBIT
393
431
–5
–5
388
426
Abgabe von WKE und Gas Natural BAN
E.ON U.S. betreibt durch ihre 100-prozentige Tochtergesellschaft
Western Kentucky Energy Corp. (WKE), Henderson, Kentucky,
USA, im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer Gesamtlaufzeit von 25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers Electric
Corporation (BREC), eines genossenschaftlichen Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeuerte Anlage
der Stadt Henderson.
Im März 2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Aufhebungsvereinbarung zur Beendigung des Leasingvertrags
und der Betriebsführungsvereinbarungen für neun kohlebefeuerte Kraftwerke und eine ölbefeuerte Stromerzeugungsanlage im westlichen Kentucky. Im Laufe des Jahres 2007
unterzeichneten die Parteien eine Anzahl von Ergänzungen
bzw. Nebenvereinbarungen im Zusammenhang mit der
Transaktion.
Der Vollzug der Vereinbarung hängt von der Erfüllung 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 Vertragsparteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung
zur Jahresmitte 2008. WKE wurde daher weiterhin als nicht
fortgeführte Aktivität ausgewiesen.
Im Juni 2007 veräußerte E.ON U.S. ihre Minderheitsbeteiligung
an Gas Natural BAN und die damit verbundenen Aktivitäten
in Argentinien an Gas Natural SDG, Spanien. E.ON U.S. besitzt
seit 1999 Minderheitsbeteiligungen an verschiedenen Gas
BAN-Aktivitäten.
Wir setzen auf Wettbewerb. Und ergreifen selbst
die Initiative. Denn wer selbst die Maßstäbe setzt,
verschafft sich Raum für Gestaltung. Das wollen
wir nutzen und innerhalb von drei Jahren in puncto
Kundenzufriedenheit eine führende Stellung in
all unseren Märkten einnehmen.
112
113
Preis und Service stimmen –
das hat schon mehr als
660.000 Kunden überzeugt.
E WIE EINFACH – Pioniere auf dem Energiemarkt
E.ON läutet Wettbewerb um Strom- und Gaskunden ein.
0800-4411800 – unter dieser Nummer ist seit Februar 2007 die vermutlich bekannteste
Wettbewerbsoffensive von E.ON zu erreichen: E WIE EINFACH.
Wie ein Paukenschlag wirkte der Markteintritt der neuen Vertriebstochter von E.ON,
die als erstes Unternehmen deutschlandweit Strom und Gas aus einer Hand anbietet.
Privat- und kleinere Gewerbekunden können seither ganz einfach ihren Versorger
wechseln. Und fahren mit dem MeinCentTarif immer 1 Cent/kWh bei Strom und
2 Cent/m3 bei Gas günstiger als mit den Standardtarifen der örtlichen Grundversorger.
Ein einzigartiges Vertriebs- und Tarifmodell, das aufgeht. In den ersten 12 Monaten
konnte E WIE EINFACH 660.000 neue Kunden begrüßen.
Dem Wettbewerb in Deutschland hat E.ON damit einen entscheidenden Impuls gegeben – das versprechen wir nicht nur auf Plakatwänden, in Werbespots und Zeitungsanzeigen. Das lässt sich vor allem an den vielen nachfolgenden Anbietern und an der
steigenden Zahl der Wechselkunden ablesen – im dritten Quartal 2007 lag deren
Anteil bei mittlerweile elf Prozent. Eine Entwicklung, die E.ON nachweislich initiiert
und dann forciert hat.
Neben dem attraktiven Preis gibt es aber einen noch viel entscheidenderen Grund dafür,
dass E WIE EINFACH die Kunden überzeugt: die konsequente Orientierung an den Erwartungen der Verbraucher. Einfacher Wechsel, einfache Produkte, einfache Abwicklung!
Corporate-Governance-Bericht
Gemeinsamer Bericht von Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG zur Corporate Governance
E.ON versteht Corporate Governance als zentrale Herausforderung an eine verantwortungsvolle und wertorientierte
Unternehmensführung. Vorstand und Aufsichtsrat haben sich
im abgelaufenen Geschäftsjahr intensiv mit der Einhaltung
der Vorgaben des Corporate-Governance-Kodex – besonders
im Zusammenhang mit den neuen Anforderungen vom
14. Juni 2007 – befasst. Am 17. Dezember 2007 gaben Vorstand
und Aufsichtsrat die Entsprechenserklärung nach § 161 AktG
ab, nach der E.ON den Empfehlungen des Kodex ohne 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 zu gleichen Teilen aus
Aktionärs- und Arbeitnehmervertretern zusammen. Die Vertreter der Anteilseigner werden von der Hauptversammlung,
die Arbeitnehmervertreter von den Arbeitnehmern gewählt.
Bei Abstimmungen im Aufsichtsrat hat bei Stimmengleichheit der Vorsitzende des Aufsichtsrats die ausschlaggebende
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,
Lieferanten, Kreditgebern oder sonstigen Geschäftspartnern
entstehen können, dem Aufsichtsrat gegenüber offenzulegen.
Der Aufsichtsrat informiert in seinem Bericht an die Hauptversammlung, ob Interessenkonflikte auftraten und wie sie
behandelt wurden. Wesentliche und nicht nur vorübergehende
Interessenkonflikte in der Person eines Aufsichtsratsmitglieds
sollen zur Beendigung des Mandats führen. Im Berichtsjahr
kam es nicht zu Interessenkonflikten bei Aufsichtsratsmitgliedern der E.ON AG. Berater- und sonstige Dienstleistungsund Werkverträge eines Aufsichtsratsmitglieds mit der Gesellschaft bedürfen der Zustimmung des Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden im Berichtszeitraum nicht.
Der Aufsichtsrat überwacht die Geschäftsführung und begleitet den Vorstand beratend. Er befasst sich mit der Geschäftsentwicklung, der Mittelfristplanung und der Weiterentwicklung
der Unternehmensstrategie. Er erörtert die Quartalsberichte
und verabschiedet unter Berücksichtigung der Prüfungsberichte des Abschlussprüfers und der vorbereitenden
Berichte des Prüfungsausschusses den Jahresabschluss und
den Konzernabschluss. Darüber hinaus bestellt er die Mitglieder des Vorstands und beruft sie ab. Dabei sorgt er gemeinsam mit dem Vorstand für eine langfristige Nachfolgeplanung.
Geschäfte oder Maßnahmen des Vorstands, die die Vermögens-, Finanz- oder Ertragslage des Unternehmens grundlegend verändern, bedürfen der vorherigen Zustimmung des
Aufsichtsrats. Die Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat der
E.ON AG enthält einen nicht abschließenden Katalog zustimmungspflichtiger Geschäfte und Maßnahmen.
Nach der Geschäftsordnung für den Aufsichtsrat bestehen
folgende Ausschüsse des Aufsichtsrats:
Dem nach § 27 Absatz 3 Mitbestimmungsgesetz zu bildenden
Vermittlungsausschuss gehören je zwei Mitglieder der Anteilseigner und der Arbeitnehmer an. Er unterbreitet dem
Aufsichtsrat Vorschläge für die Bestellung von Vorstandsmitgliedern, wenn im ersten Wahlgang die erforderliche Mehrheit von zwei Dritteln der Stimmen der Aufsichtsratsmitglieder nicht erreicht wird.
Der Präsidialausschuss besteht aus den vier Mitgliedern des
Vermittlungsausschusses. Er bereitet die Sitzungen des Aufsichtsrats vor und berät den Vorstand in Grundsatzfragen
der strategischen Fortentwicklung des Unternehmens. In Eilfällen – wenn eine vorherige erforderliche Beschlussfassung
des Aufsichtsrats nicht ohne wesentliche Nachteile für die
Gesellschaft abgewartet werden kann – beschließt der Präsidialausschuss anstelle des Gesamt-Aufsichtsrats. Der Präsidialausschuss 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 einmal jährlich
über den Stand, die Effektivität und eventuelle Verbesserungsmöglichkeiten der Corporate Governance des Unternehmens.
Der Prüfungsausschuss besteht aus vier Mitgliedern, die über
besondere Kenntnisse auf dem Gebiet der Rechnungslegung
bzw. der Betriebswirtschaft verfügen. Der Vorsitzende verfügt –
entsprechend den Vorgaben des Corporate Governance
Kodex – über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der
Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen bzw. internationalen Kontrollverfahren.
Der Prüfungsausschuss befasst sich vornehmlich mit Fragen
der Rechnungslegung, der Compliance und des Risikomanagements der Gesellschaft, der erforderlichen Unabhängigkeit
des Abschlussprüfers, der Bestimmung der Prüfungsschwerpunkte und der Honorarvereinbarung mit dem Abschlussprüfer. Ferner bereitet er die Entscheidung des Aufsichtsrats
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
über die Feststellung des Jahresabschlusses und die Billigung
des Konzernabschlusses vor. Er prüft darüber hinaus die Quartalsabschlüsse und erörtert den Bericht über die prüferische
Durchsicht der Quartalsabschlüsse mit dem Abschlussprüfer.
Der Finanz- und Investitionsausschuss setzt sich aus vier
Mitgliedern zusammen. Er berät den Vorstand in allen Fragen
der Konzernfinanzierung und der Investitionsplanung. Er
entscheidet anstelle des Aufsichtsrats über die Zustimmung
zum Erwerb und zur Veräußerung von Unternehmen, Unternehmensbeteiligungen und Unternehmensteilen sowie zu
Finanzmaßnahmen, deren Wert 1 Prozent des Eigenkapitals
der letzten Konzernbilanz übersteigt. Überschreitet der Wert
der genannten Geschäfte und Maßnahmen 2,5 Prozent des
Eigenkapitals der letzten Konzernbilanz, bereitet er die Entscheidung des Aufsichtsrats vor.
Der Nominierungsausschuss besteht aus drei Aufsichtsratsmitgliedern der Anteilseigner. Vorsitzender des Nominierungsausschusses ist der Vorsitzende des Aufsichtsrats. Aufgabe
des Nominierungsausschusses ist es, dem Aufsichtsrat Wahlvorschläge an die Hauptversammlung für geeignete Kandidaten zum Aufsichtsrat zu unterbreiten.
tätigkeiten, insbesondere Aufsichtsratsmandate in konzernfremden Gesellschaften, nur mit Zustimmung des Präsidialausschusses des Aufsichtsrats übernehmen. Im abgelaufenen
Geschäftsjahr ist es nicht zu Interessenkonflikten bei Vorstandsmitgliedern der E.ON AG gekommen. Wesentliche
Geschäfte zwischen dem Unternehmen einerseits und den
Vorstandsmitgliedern sowie ihnen nahestehenden Personen
oder ihnen persönlich nahestehenden Unternehmungen
andererseits bedürfen der Zustimmung des Präsidialausschusses des Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden
im Berichtszeitraum nicht.
Aktionäre und Hauptversammlung
Die Aktionäre der E.ON AG nehmen ihre Rechte in der Hauptversammlung wahr und üben dort ihr Stimmrecht aus. Sie werden regelmäßig mit einem Finanzkalender, der im Geschäftsbericht, 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.
Der Vorstand
Der Vorstand der E.ON AG besteht aus fünf (bis Ende Februar
2008 sechs) 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 unternehmerischen Ziele, die grundsätzliche strategische Ausrichtung, 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 außerdem 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 auftretende Mängel in unseren Überwachungssystemen unterrichtet der Vorsitzende des Vorstands den Aufsichtsratsvorsitzenden unverzüglich. Geschäfte und Maßnahmen, die der
Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, werden dem Aufsichtsrat rechtzeitig vorgelegt.
Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, Interessenkonflikte
dem Präsidialausschuss des Aufsichtsrats gegenüber unverzüglich offenzulegen und die anderen Vorstandsmitglieder
hierüber zu informieren. Vorstandsmitglieder dürfen Neben-
Rechnungslegung und Abschlussprüfung
Der E.ON-Konzernabschluss wird seit dem Geschäftsjahr 2007
nach den International Financial Reporting Standards (IFRS)
aufgestellt. Der Abschluss der E.ON AG wird nach dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) erstellt.
Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetzlichen Bestimmungen durch die Hauptversammlung.
Der Prüfungsausschuss bereitet den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers
vor. Um dessen Unabhängigkeit zu gewährleisten, holt der
Prüfungsausschuss von dem vorgesehenen Abschlussprüfer
eine Erklärung über eventuell bestehende Ausschluss- und
Befangenheitsgründe ein. Im Rahmen der Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer wird vereinbart,
• dass der Vorsitzende des Prüfungsausschusses über mögliche Ausschluss- und Befangenheitsgründe, die während
der Prüfung auftreten, unverzüglich unterrichtet wird,
• dass der Abschlussprüfer über alle für die Aufgaben des
Aufsichtsrats wesentlichen Feststellungen und Vorkommnisse unverzüglich berichtet, die sich bei der Durchführung
der Abschlussprüfung ergeben, und
• dass der Abschlussprüfer den Vorsitzenden des Prüfungsausschusses informiert bzw. im Prüfungsbericht vermerkt,
wenn er bei Durchführung der Abschlussprüfung Tatsachen feststellt, die eine Unrichtigkeit der vom Vorstand
und Aufsichtsrat abgegebenen Erklärung zum Deutschen
Corporate Governance Kodex ergeben.
115
Umgang mit Risiken
Einzelheiten zum Risikomanagementsystem finden sich im
Lagebericht auf Seite 62 dieses Geschäftsberichts. Darüber
hinaus haben wir ein zentrales Gremium eingerichtet, das zur
Unterstützung des Vorstands für die korrekte und zeitnahe
Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Informationen
verantwortlich ist. Die Mitglieder des Gremiums stammen
aus unterschiedlichen Fachbereichen der E.ON AG und sind
aufgrund ihrer Tätigkeit für diese Aufgaben besonders
geeignet.
Die Wirksamkeit der bei der E.ON AG und bei den Führungsgesellschaften unserer Market Units für die Finanzpublizität
relevanten Kontrollmechanismen wird regelmäßig durch die
interne Revision und unseren Abschlussprüfer überprüft.
Der Vorstand der E.ON AG beschloss im August 2007, das
Delisting ihrer American Depositary Shares (ADS) von der
New Yorker Börse (NYSE) sowie die Deregistrierung und
Beendigung ihrer Berichtspflichten bei der amerikanischen
Börsenaufsicht Securities and Exchange Commission (SEC)
zu beantragen. Nachdem die NYSE und die SEC in der Einspruchsfrist keine Einwände geltend gemacht haben, wurden
Delisting und Deregistrierung wirksam. Deshalb entfallen für
E.ON unter anderem die Anforderungen des Sarbanes-Oxley
Act Section 404 für das interne Kontrollsystem der Finanzberichterstattung schon für das Jahr 2007.
Dennoch hat E.ON 2007 das dokumentierte interne Kontrollsystem bezüglich der Finanzberichterstattung einer internen
Bewertung durch das Management und die interne Revision
unterzogen. E.ON ist zu dem Ergebnis gekommen, dass keine
signifikante sowie materielle Schwachstelle zum 31. Dezember 2007 im E.ON-Konzern besteht. Eine Prüfung des internen
Kontrollsystems der Finanzberichterstattung auf Basis eines
risikoorientierten Ansatzes durch den Abschlussprüfer bestätigt dieses Ergebnis.
Transparenz
Transparenz der Unternehmensführung hat für den Vorstand
und den Aufsichtsrat der E.ON AG einen hohen Stellenwert.
Unsere Aktionäre, alle Teilnehmer am Kapitalmarkt, Finanzanalysten, Aktionärsvereinigungen sowie die Medien werden
regelmäßig und aktuell über die Lage sowie über wesentliche
geschäftliche Veränderungen des Unternehmens informiert.
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 Quartalsberichte, den Geschäftsbericht,
Bilanzpressekonferenzen, Telefonkonferenzen und zahlreiche
Veranstaltungen mit Finanzanalysten im In- und Ausland.
Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind
im Finanzkalender zusammengefasst. Wenn außerhalb der
regelmäßigen Berichterstattung bei der E.ON AG Tatsachen
eintreten, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie
erheblich zu beeinflussen, so werden diese durch Ad-hocMitteilungen 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 vergangenen zwölf Monate zu veröffentlichen. Der Finanzkalender, die Ad-hoc-Mitteilungen
und das „Jährliche Dokument“ stehen im Internet unter
www.eon.com zur Verfügung.
Personen mit Führungsaufgaben, insbesondere Mitglieder
des Vorstands und des Aufsichtsrats der E.ON AG, sowie mit
diesen in einer engen Beziehung stehende Personen sind
gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz verpflichtet, Geschäfte
mit Aktien der E.ON AG oder sich darauf beziehenden Finanzinstrumenten offenzulegen. Mitteilungen über entsprechende
Geschäfte im Jahr 2007 haben wir im Internet unter
www.eon.com veröffentlicht. Mitteilungspflichtiger Besitz
nach Ziffer 6.6 des Deutschen Corporate Governance Kodex
lag zum 31. Dezember 2007 nicht vor.
Integrität
Integrität und rechtmäßiges Verhalten bestimmen unser
Handeln. Der Vorstand hat dazu einen Verhaltenskodex erlassen mit Richtlinien für den Umgang mit Geschäftspartnern
und staatlichen Institutionen, zur Wahrung der Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen und Betriebsgeheimnissen
sowie zur Behandlung von Interessenkonflikten. Integritätsbeauftragte (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.ONAktien, die über die gesetzlichen Mindestanforderungen des
Wertpapierhandelsgesetzes hinausgehen. Zusätzlich haben
wir einen Code of Ethics entwickelt. Dieser gilt vor allem für
die Mitglieder des Vorstands und des für die Veröffentlichung
finanzmarktrelevanter Informationen verantwortlichen Gremiums. Er verpflichtet diesen Adressatenkreis insbesondere
zu einer vollständigen, angemessenen, sorgfältigen, 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 Prüfungsausschuss berichtet.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Vergütungsbericht
Der Vergütungsbericht berücksichtigt die Regelungen des
Handelsgesetzbuches in der durch das Vorstandsvergütungsoffenlegungsgesetz (VorstOG) geänderten Fassung sowie die
Grundsätze des Deutschen Corporate Governance Kodex. Er
ist gleichzeitig als Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts anzusehen.
Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats
Die Vergütung des Aufsichtsrats wird durch die Satzung der
E.ON AG geregelt. Das Vergütungssystem trägt – im Einklang
mit den gesetzlichen Vorschriften und entsprechend den
Vorgaben des Deutschen Corporate Governance Kodex – der
Verantwortung und dem Tätigkeitsumfang der 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 Komponente ist dividendenabhängig und die
langfristige richtet sich nach dem Dreijahresdurchschnitt
des Konzernüberschusses.
Fixe Vergütung: Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten
neben dem Ersatz ihrer Auslagen, zu denen auch die auf ihre
Bezüge entfallende Umsatzsteuer gehört, für jedes Geschäftsjahr eine feste Vergütung in Höhe von 55.000,00 .
Kurzfristige variable Vergütung: Daneben erhalten die Aufsichtsratsmitglieder für jedes Geschäftsjahr eine variable Vergütung in Höhe von 115,00  für je 0,01  Dividende, die über
0,10  je Stückaktie hinaus für das abgelaufene Geschäftsjahr
an die Aktionäre ausgeschüttet wird.
Langfristige variable Vergütung: Darüber hinaus wird eine
weitere variable Vergütung in Höhe von 70,00  für jede 0,01 
gezahlt, um die der Dreijahresdurchschnitt des Konzernüberschusses je Aktie den Betrag von 2,30  übersteigt.
Mitglieder des Aufsichtsrats, die nur während eines Teils des
Geschäftsjahres dem Aufsichtsrat oder einem Ausschuss
angehört haben, erhalten für jeden angefangenen Monat ihrer
Tätigkeit eine zeitanteilige Vergütung. Die feste Vergütung
ist zahlbar nach Ablauf des Geschäftsjahres. Die variablen
Vergütungen sind zahlbar nach Ablauf der Hauptversammlung,
die über die Entlastung der Mitglieder des Aufsichtsrats für
das jeweils abgelaufene Geschäftsjahr entscheidet.
Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält insgesamt das Dreifache, sein Stellvertreter und jeder Vorsitzende eines Aufsichtsratsausschusses jeweils insgesamt das Doppelte und
jedes Mitglied eines Ausschusses insgesamt das Anderthalbfache der Vergütung.
Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhalten für ihre Teilnahme
an den Sitzungen des Aufsichtsrats und der Aufsichtsratsausschüsse ein Sitzungsgeld von 1.000,00  je Tag der Sitzung.
Schließlich besteht zugunsten der Mitglieder des Aufsichtsrats eine Haftpflichtversicherung, welche die gesetzliche
Haftpflicht aus der Aufsichtsratstätigkeit abdeckt. Diese sieht
für den Versicherungsfall einen Selbstbehalt von 50 Prozent
der jährlichen fixen Vergütung des Aufsichtsratsmitglieds vor.
Mit der jährlichen fixen Vergütung von 55.000,00  soll der
Unabhängigkeit des Aufsichtsrats Rechnung getragen werden,
die zur Wahrnehmung seiner Überwachungsfunktion erforderlich ist. Außerdem haben die Mitglieder des Aufsichtsrats
eine Reihe von Aufgaben, die sie unabhängig vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens erfüllen müssen. Auch in für
das Unternehmen schwierigen Zeiten, in denen die Tätigkeit
des Aufsichtsrats regelmäßig besonders anspruchsvoll ist,
soll daher eine Mindestvergütung gewährleistet sein. Das
dividendenabhängige Vergütungselement soll dagegen zu
einem gewissen Gleichklang der Vergütungsinteressen des
Aufsichtsrats mit den Renditeerwartungen der Aktionäre
führen. Mit der Bindung eines weiteren Teils der variablen
Vergütung an den Dreijahresdurchschnitt des 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 30. April 2008 die vorgeschlagene Dividende
beschließt, betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder
des Aufsichtsrats 4,5 Mio  (Vorjahr: 4,1 Mio ).
Im Geschäftsjahr 2007 bestanden keine Kredite gegenüber
Mitgliedern des Aufsichtsrats. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind auf der Seite 19 angegeben.
117
Gesamtvergütung des Aufsichtsrats für 2007
Feste
Vergütung
Kurzfristige
variable
Vergütung
Langfristige
variable
Vergütung
Aufsichtsratsbezüge von
Tochtergesellschaften
Ulrich Hartmann
165.000
138.000
161.490
–
464.490
Hubertus Schmoldt
110.000
92.000
107.660
–
309.660
309.660
in 
Summe
110.000
92.000
107.660
–
Sven Bergelin (seit 1. August 2007)
22.917
19.167
22.429
–
64.513
Dr. Rolf-E. Breuer
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Dr. Gerhard Cromme (bis 30. Juni 2007)
41.250
34.500
40.373
–
116.123
Gabriele Gratz
77.917
65.167
76.259
101.000
320.343
82.500
69.000
80.745
–
232.245
Ulrich Hocker
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Eva Kirchhof
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Seppel Kraus (bis 31. Juli 2007)
32.083
26.833
31.401
–
90.317
68.750
57.500
67.287
–
193.537
Dr. Klaus Liesen
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Erhard Ott
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Hans Prüfer
55.000
46.000
53.830
17.750
172.580
82.500
69.000
80.745
61.980
294.225
82.500
69.000
80.745
–
232.245
Dr. Theo Siegert (seit 4. Juli 2007)
27.500
23.000
26.915
–
77.415
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Gerhard Skupke
55.000
46.000
53.830
11.450
166.280
55.000
46.000
53.830
–
154.830
Hans Wollitzer (seit 4. Januar 2007)
55.000
46.000
53.830
56.750
211.580
1.452.917
1.215.167
1.422.009
248.930
4.339.023
Zwischensumme
Sitzungsgeld und Auslagenersatz
Summe
Das Vergütungssystem des Vorstands
Die Mitglieder des Vorstands erhalten derzeit Bezüge, die
sich aus einer festen jährlichen Grundvergütung, einer jährlichen Tantieme und einer langfristigen variablen Vergütung
zusammensetzen.
Die Grundvergütung wird monatlich ausgezahlt und in regelmäßigen Abständen auf Marktüblichkeit und Angemessenheit überprüft.
Die Höhe der kurzfristigen variablen Tantieme orientiert sich
daran, inwieweit bestimmte unternehmenserfolgsspezifische
189.151
4.528.174
und persönliche Ziele erreicht wurden. Das Zielvereinbarungssystem berücksichtigt zu 70 Prozent unternehmenserfolgsspezifische Ziele und zu 30 Prozent individuelle Ziele. Der
Unternehmenserfolg betrifft zu gleichen Teilen den operativen
Erfolg, der am Adjusted EBIT gemessen wird, und die erzielte
Kapitalrendite ROCE. Bei 100-prozentiger Zielerfüllung entspricht die Tantieme der vertraglich vereinbarten Zieltantieme. Maximal ist eine Tantieme in Höhe von 200 Prozent der
Zieltantieme möglich. Sämtliche Vergütungen für Tätigkeiten
im Interessenbereich der Gesellschaft (gesellschaftsgebundene Mandate) werden auf die Tantieme angerechnet bzw.
an die Gesellschaft abgeführt.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Als langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten
die Vorstandsmitglieder eine aktienbasierte Vergütung. Ziel
dabei ist, den Beitrag des Vorstands (und anderer wichtiger
Führungskräfte) zur Steigerung des Unternehmenswerts zu
honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu
fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente mit
gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter
werden die Interessen des Managements mit denen der
Anteilseigner sinnvoll verknüpft.
Seit dem Geschäftsjahr 2006 wird mit dem E.ON Share Performance-Plan ein konzernweit einheitliches aktienbasiertes
Vergütungssystem angeboten. Die Höhe der Vergütung aus
dem E.ON Share Performance-Plan richtet sich neben der
Entwicklung des E.ON-Aktienkurses explizit auch nach der
relativen Performance der E.ON-Aktie im Verhältnis zu einem
Branchenindex.
Bis einschließlich 2005 hat E.ON jährlich virtuelle Aktienoptionen (Stock Appreciation Rights/SAR) im Rahmen des
E.ON-Aktienoptionsprogramms gewährt. Bereits gewährte
SAR können weiterhin nach den Regelungen der Optionsbedingungen ausgeübt werden.
Beide Programme werden im Anhang des Geschäftsberichts
in Textziffer 11 detailliert beschrieben.
Entsprechend den Empfehlungen des Deutschen Corporate
Governance Kodex umfasst die Gesamtvergütung der Vorstandsmitglieder somit fixe und variable Bestandteile. Kriterien für die Höhe der Vergütung bilden insbesondere die Aufgaben des jeweiligen Mitglieds des Vorstands, seine persönliche Leistung, die Leistung des Vorstands insgesamt und die
wirtschaftliche Lage, der Erfolg und die Zukunftsaussichten
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 Vergleichsparametern. Eine nachträgliche
Änderung der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter ist
nach den Planbedingungen ausgeschlossen.
Der Aufsichtsrat hat zuletzt in seiner Sitzung am 17. Dezember 2007 über das Vergütungssystem des Vorstands beraten.
Für die Vergütungsentscheidungen ist das Präsidium des Aufsichtsrats zuständig. Dieses hat in seiner Sitzung am 17. Dezember 2007 die Höhe der Vergütung des Vorstands überprüft.
Im Fall des vorzeitigen Verlusts der Vorstandsposition aufgrund
eines Kontrollwechsels (Change-in-Control-Ereignis) haben die
Mitglieder des Vorstands einen dienstvertraglichen Anspruch
auf Zahlung von Abgeltungs- und Abfindungsleistungen.
Im Berichtsjahr bestanden mit allen Vorstandsmitgliedern
Change-in-Control-Vereinbarungen. Die mit dem Vorstandsvorsitzenden sowie den im Geschäftsjahr 2006 neu in den
Vorstand eingetretenen Mitgliedern vereinbarte StandardChange-in-Control-Regelung sieht als Voraussetzung eines
Kontrollwechsels drei Fallgestaltungen vor: Ein Dritter erwirbt
mindestens 30 Prozent der Stimmrechte und erreicht damit
die Pflichtangebotsschwelle gemäß dem WpÜG, die Gesellschaft schließt als abhängiges Unternehmen einen Unternehmensvertrag ab oder wird mit einem anderen Unternehmen
verschmolzen. Endet der Dienstvertrag des Vorstandsmitglieds innerhalb von 12 Monaten nach dem Kontrollwechsel
durch einvernehmliche Beendigung, Zeitablauf oder durch
Kündigung des Vorstandsmitglieds, weil seine Vorstandsposition durch den Kontrollwechsel wesentlich berührt ist, steht
ihm eine Zahlung in Höhe seiner kapitalisierten Jahresgesamtbezüge (Jahresgrundgehalt, Zieltantieme und Nebenleistungen) für die Restlaufzeit seines Dienstvertrags zu, mindestens
aber für drei Jahre. Zur pauschalen Berücksichtigung von
Abzinsung sowie Anrechnung anderweitigen Verdienstes wird
die Zahlung um 20 Prozent gekürzt, ab dem 53. Lebensjahr
wird der Kürzungssatz stufenweise verringert.
Mit den übrigen Vorstandsmitgliedern bestehen noch Changein-Control-Vereinbarungen nach dem zuvor geltenden Muster.
Dieses sieht in folgenden Fällen einen Kontrollwechsel als
gegeben an: Ein Aktionär hat 25 Prozent oder mehr Stimmrechte an der Gesellschaft erworben, ein Dritter hat einen
Stimmrechtsanteil erlangt, der in einer ordentlichen Hauptversammlung der Gesellschaft zu einem Stimmrechtsanteil
von mindestens der Hälfte des stimmberechtigten Grundkapitals geführt hat oder hätte, die Gesellschaft schließt als
abhängiges Unternehmen einen Unternehmensvertrag ab,
wird in eine andere Gesellschaft eingegliedert, erhält eine
andere Rechtsform oder wird mit einem anderen Unternehmen verschmolzen. An den Kontrollwechsel sind Abgeltungsund Abfindungsleistungen geknüpft. Das Vorstandsmitglied
hat als Abgeltung Anspruch auf Zahlung der kapitalisierten
Jahresgesamtbezüge (Grundgehalt, Zieltantieme und Nebenleistungen) für die restliche Vertragslaufzeit. Beträgt die
Restlaufzeit des Dienstvertrags mehr als drei Jahre, werden
die Abgeltungsleistungen für den darüber hinausgehenden
Zeitraum zur Berücksichtigung von Abzinsung und Anrechnung anderweitigen Verdienstes pauschal um 25 Prozent
gekürzt. Darüber hinaus erhält das Vorstandsmitglied eine
Abfindung von mindestens dem Dreifachen seiner Jahresgesamtbezüge bzw. dem Vierfachen, wenn es bereits mehr
als zehn Jahre als Vorstandsmitglied im Konzern tätig war.
Zusammengerechnet werden Abgeltungs- und Abfindungsleistungen auf maximal fünf Jahresgesamtbezüge des Vorstandsmitglieds begrenzt.
119
Die Mitglieder des Vorstands haben nach dem Ausscheiden
aus dem Unternehmen in drei Fällen einen Anspruch auf
Ruhegeldzahlungen: bei Ausscheiden nach Erreichen der
Regelaltersgrenze von derzeit 60 Jahren, bei dauerhafter
Arbeitsunfähigkeit sowie im Fall der vorzeitigen Beendigung
oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags. Abhängig von
der Dauer der Vorstandstätigkeit sehen die Ruhegeldzusagen
der Vorstandsmitglieder jährliche Ruhegeldansprüche zwischen
50 und 75 Prozent des letzten Grundgehalts bzw. in einem Fall
einen Fixbetrag vor. Soweit die Mitglieder des Vorstands im
Rahmen früherer Tätigkeiten Ruhegeldansprüche erworben
haben, werden diese Ansprüche auf die Ruhegeldzahlungen
der Gesellschaft angerechnet. Bei vorzeitiger Beendigung
oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags erhalten die Vorstandsmitglieder, die seit mehr als fünf Jahren im E.ONKonzern in einer Top-Management-Position tätig sind, bis zur
Vollendung ihres 60. Lebensjahres als sogenanntes Übergangsgeld ein vermindertes Ruhegeld, soweit die Ursache der
vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung nicht auf
ihr Verschulden oder die Ablehnung eines mindestens gleichwertigen Angebots zur Vertragsverlängerung zurückgeht. Die
Höhe des Übergangsgeldes wird aus dem Verhältnis der tatsächlichen gegenüber der möglichen Dauer der Tätigkeit im
E.ON-Konzern bis zur Vollendung des 60. Lebensjahres ermittelt. Die Ruhegeldzusagen an Vorstandsmitglieder, welche die
Gesellschaft vor dem Geschäftsjahr 2006 erteilt hat, enthalten
keine Einschränkung des Ruhegeldanspruchs bei vorzeitiger
Vertragsbeendigung oder Nichtverlängerung.
Die nachfolgende Darstellung vermittelt eine Übersicht über
die Höhe der aktuellen Ruhegeldanwartschaften der Vorstandsmitglieder. Entsprechend den Empfehlungen des Deutschen
Corporate Governance Kodex werden auch die jeweiligen
Zuführungen zu den Pensionsrückstellungen individuell aufgeführt. Hierbei handelt es sich nicht um gezahlte Vergütung, sondern auf Basis von IFRS ermittelten rechnerischen
Aufwand.
Vorstandspensionen
Aktuelle Höhe der Ruhegeldanwartschaft zum 31. Dezember 2007
in % des
Grundgehalts
Höhe der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen im Jahr 2007
absolut in 
in 
davon Zinsaufwand in 
70
868.000
1.493.957
473.859
–
743.608
919.757
562.382
Christoph Dänzer-Vanotti1)
50
300.000
828.280
52.468
Lutz Feldmann
50
300.000
208.538
95.843
–
–
109.686
109.686
Dr. Marcus Schenck1)
50
300.000
366.974
2.144
70
525.000
590.867
259.331
Dr. Hans Michael Gaul2)
1) Pensionsanwartschaft ist noch verfallbar
2) Pensionseintritt zum 1. April 2007
Laufende Renten werden jährlich gemäß der Entwicklung
des Verbraucherpreisindexes für Deutschland angepasst. Vor
dem Jahr 2003 erteilte Pensionszusagen ermöglichen es dem
Aufsichtsratspräsidium, unter bestimmten Voraussetzungen
nach Ermessen eine darüber hinausgehende Anpassung
vorzunehmen. Abweichend von dieser Systematik wird der
Ruhegeldanspruch eines Vorstandsmitglieds zwar ebenfalls
jährlich nach dem Verbraucherpreisindex, jedoch zuzüglich
0,7 Prozent angepasst.
Nach dem Tod eines aktiven oder ehemaligen Vorstandsmitglieds wird ein vermindertes Ruhegeld als Hinterbliebenenversorgung ausgezahlt. Witwen erhalten lebenslang 60 Prozent
des Ruhegeldes, welches das Vorstandsmitglied am Todestag
bezogen hat bzw. bezogen hätte, wenn der Pensionsfall an
diesem Tag eingetreten wäre. Das Witwengeld entfällt bei
Wiederverheiratung. Abweichend hiervon sieht die Hinterbliebenenversorgung eines Vorstandsmitglieds Zahlungen an
die Witwe in Höhe von 75 Prozent des Ruhegeldes vor. 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 Ruhegeldes, welches das Vorstandsmitglied am Todestag bezogen hat bzw. bezogen hätte. Vor
dem Jahr 2006 erteilte Zusagen sehen abweichend hiervon
Waisengelder in Höhe von 15 Prozent des Ruhegeldes vor.
Übersteigen Witwen- und Waisengelder zusammen den Betrag
des Ruhegeldes, erfolgt eine anteilige Kürzung der Waisengelder um den übersteigenden Betrag.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die Vergütung des Vorstands
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen im Geschäftsjahr
2007 20,4 Mio  (2006: 21,7 Mio ). Für die einzelnen Mitglieder des Vorstands ergibt sich folgende Gesamtvergütung:
Mit Ablauf des 31. März 2007 ist Herr Dr. Hans Michael Gaul
aus dem Vorstand ausgeschieden.
Gesamtvergütung des Vorstands für 2007
Grundvergütung
Tantieme
Sonstige
Bezüge
Wert der
gewährten
PerformanceRechte
(2. Tranche)
Summe
Anzahl
gewährter
PerformanceRechte
(2. Tranche)
1.240.000
2.880.000
47.241
1.164.278
5.331.519
13.987
750.000
1.760.000
28.939
689.893
3.228.832
8.288
600.000
1.410.000
18.103
551.964
2.580.067
6.631
Lutz Feldmann
600.000
1.410.000
39.918
551.964
2.601.882
6.631
Dr. Hans Michael Gaul (bis 31. März 2007)
187.500
440.000
6.606
172.473
806.579
2.072
Dr. Marcus Schenck
600.000
1.410.000
33.343
551.964
2.595.307
6.631
750.000
1.760.000
86.315
689.893
3.286.208
8.288
4.727.500
11.070.000
260.465
4.372.429
20.430.394
52.528
in 
Summe
Die sonstigen Bezüge der Vorstandsmitglieder umfassen im
Wesentlichen geldwerte Vorteile aus der privaten Nutzung
von Dienst-Pkw sowie in einem Einzelfall die vorübergehende
Übernahme der Miete für den Zweitwohnsitz.
Die im Geschäftsjahr zugeteilten Rechte aus dem E.ON Share
Performance-Plan der 2. Tranche (Performance-Rechte) wurden
mit dem beizulegenden Zeitwert zum Zeitpunkt der Gewährung von 83,24  pro Stück angegeben und in die Gesamtvergütung des Vorstands einbezogen. Für die Ermittlung dieses
Werts wird ein anerkanntes finanzmathematisches Optionspreismodell verwendet. In diesem Optionspreismodell wird
eine große Anzahl unterschiedlicher Entwicklungspfade der
E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes Dow Jones STOXX Utilities
Index (Return EUR) simuliert (sogenannte Monte-Carlo-Simulation). Für jeden Pfad wird der innere Wert eines PerformanceRechts am Laufzeitende gemäß den Planbedingungen auf
Basis der simulierten Über- bzw. Unterperformance der E.ONAktie gegenüber dem Index und des entsprechenden Auszahlungswertes der Aktie ermittelt. Der beizulegende Zeitwert
entspricht schließlich dem abgezinsten Durchschnitt dieser
inneren Werte.
Für die interne Kommunikation mit dem Vorstand und Aufsichtsrat wird statt des finanzmathematischen Wertes der
sogenannte Zielwert verwendet. Der Zielwert entspricht dem
Auszahlungsbetrag je Performance-Recht, der sich ergibt,
wenn am Ende der Laufzeit der Kurs der E.ON-Aktie gehalten
wird und die Performance der des Vergleichsindexes entspricht. Bei der zweiten Tranche beträgt der Zielwert 96,52 
je Stück und entspricht dem durchschnittlichen Aktienkurs
der E.ON-Aktie der letzten 60 Börsentage vor Ausgabe der
Performance-Rechte am 1. Januar 2007. Basierend auf diesem
Zielwert hat der Präsidialausschuss des Aufsichtsrats die oben
genannten Stückzahlen festgesetzt. Dies entspricht einem
Zielwert von 1,35 Mio  für den Vorstandsvorsitzenden und
0,8 Mio  für ein Vorstandsmitglied bzw. 80 Prozent davon für
in 2006 eingetretene Vorstandsmitglieder.
Als ergänzende Angabe ist gemäß § 314 Abs. 1 Nr. 6a Satz 9 HGB
der Aufwand der Gesellschaft für sämtliche im aktuellen und
in Vorjahren gewährte und im Geschäftsjahr bestehende Tranchen zeitanteilig auszuweisen. Für 2007 ergibt sich gemäß IFRS 2
folgender bilanzieller Aufwand: Herr Dr. Bernotat 5,6 Mio ,
Herr Dr. Bergmann 2,6 Mio , Herr Dänzer-Vanotti 0,8 Mio ,
Herr Feldmann 0,4 Mio , Herr Dr. Schenck 0,4 Mio  und
Herr Dr. Teyssen 1,6 Mio . Für Herrn Dr. Gaul ergab sich vom
1. Januar 2007 bis zum 31. März 2007 aufgrund einer rückläufigen Wertentwicklung der in diesem Zeitraum bestehenden
Aktienoptionen und Performance-Rechte ein Ertrag von rund
0,1 Mio .
Weitere detaillierte Informationen zur aktienbasierten Vergütung der E.ON AG sind in der Textziffer 11 des Anhangs des
Konzernabschlusses dargestellt.
Vorstandsmitgliedern.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 14, 15 und 213.
Die Bezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 6,6 Mio  (Vorjahr: 11,7 Mio ).
Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 97,4 Mio 
(Vorjahr: 99,9 Mio ) zurückgestellt.
121
122
Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers
Wir haben den von der E.ON AG, Düsseldorf, aufgestellten
Konzernabschluss – bestehend aus Bilanz, Gewinn- und
Verlustrechnung, Aufstellung der im Konzerneigenkapital
erfassten Erträge und Aufwendungen, Kapitalflussrechnung
und Anhang – sowie den Konzernlagebericht, der mit dem
Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das
Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2007 geprüft. Die
Aufstellung von Konzernabschluss und zusammengefasstem
Lagebericht nach den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden
sind, und den ergänzend nach § 315a Abs. 1 HGB anzuwendenden handelsrechtlichen Vorschriften liegt in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es,
auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine
Beurteilung über den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht abzugeben.
Wir haben unsere Konzernabschlussprüfung nach § 317 HGB
unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW)
festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger
Abschlussprüfung unter ergänzender Beachtung der International 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 anzuwendenden
Rechnungslegungsvorschriften und durch den zusammengefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-,
Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche 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
zusammengefassten Lagebericht überwiegend auf der Basis
von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung
der Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der Abgrenzung des Konsolidierungskreises, der angewandten Bilanzierungs- und Konsolidierungsgrundsätze und der wesentlichen 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 handelsrechtlichen
Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild
der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns. Der
zusammengefasste Lagebericht steht in Einklang mit dem
Konzernabschluss, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild
von der Lage des Konzerns und stellt die Chancen und Risiken
der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.
Düsseldorf, den 20. Februar 2008
PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Dr. Norbert Vogelpoth
Wirtschaftsprüfer
Dr. Norbert Schwieters
Wirtschaftsprüfer
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
Anhang
Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern
Strom- und Energiesteuern
2007
2006
70.761
67.653
–2.030
–3.562
(5)
68.731
64.091
22
8
Andere aktivierte Eigenleistungen
(6)
517
395
Sonstige betriebliche Erträge
(7)
7.776
7.914
Materialaufwand
(8)
–50.223
–46.708
Personalaufwand
(11)
–4.597
–4.529
Umsatzerlöse
Bestandsveränderungen
Abschreibungen
Sonstige betriebliche Aufwendungen
–3.194
–3.670
(7)
–9.724
–11.907
1.147
748
(33)
10.455
6.342
(9)
–772
179
1.035
–1.986
–995
50
1.169
–2.214
(10)
–2.289
–40
7.394
5.307
Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern
Finanzergebnis
Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten
(4)
Konzernüberschuss
Anteil der Gesellschafter der E.ON AG
Minderheitsanteile
330
775
7.724
7.204
520
6.082
5.586
496
10,55
7,31
in €
Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) – unverwässert und verwässert
aus fortgeführten Aktivitäten
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
aus Konzernüberschuss
(13)
0,51
1,16
11,06
8,47
123
124
Bilanz des E.ON-Konzerns – Aktiva
31. Dezember
1. Januar
in Mio 
Anhang
2007
2006
2006
Goodwill
(14a)
16.761
15.320
15.494
Immaterielle Vermögenswerte
(14a)
4.284
3.894
4.207
Sachanlagen
(14b)
48.552
42.484
41.067
At equity bewertete Unternehmen
(15)
8.411
7.770
9.507
Sonstige Finanzanlagen
Beteiligungen
(15)
21.478
14.583
6.895
20.679
13.533
7.146
16.544
10.073
6.471
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte
(17)
2.449
2.631
3.268
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte
(17)
680
373
1.736
2.034
2.090
1
1.155
1.247
2.108
105.804
96.488
93.932
Ertragsteueransprüche
Aktive latente Steuern
(10)
Vorräte
(16)
3.811
4.199
2.587
(17)
1.515
1.477
1.090
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
und sonstige betriebliche Vermögenswerte
(17)
17.973
18.057
17.088
539
554
874
7.075
3.888
300
2.887
6.189
4.448
587
1.154
9.901
5.455
98
4.348
Ertragsteueransprüche
Liquide Mittel
Wertpapiere und Festgeldanlagen
Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
Summe Aktiva
(18)
(4)
577
611
682
31.490
31.087
32.222
137.294
127.575
126.154
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Bilanz des E.ON-Konzerns – Passiva
31. Dezember
in Mio 
1. Januar
Anhang
2007
2006
2006
Gezeichnetes Kapital
(19)
1.734
1.799
1.799
Kapitalrücklage
(20)
11.825
11.760
11.749
Gewinnrücklagen
(21)
26.828
24.350
22.910
Kumuliertes Other Comprehensive Income
(22)
10.656
11.033
8.150
Eigene Anteile
(19)
–616
–230
–256
Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen auf eigene Anteile
(19)
–1.053
–
–
49.374
48.712
44.352
Minderheitsanteile (vor Umgliederung)
6.281
4.994
4.747
Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen
(26)
–525
–2.461
–3.130
Minderheitsanteile
(23)
5.756
2.533
1.617
55.130
51.245
45.969
Eigenkapital
(26)
15.915
10.029
10.985
Betriebliche Verbindlichkeiten
(26)
5.432
5.422
5.666
2.537
2.333
1.134
Ertragsteuern
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
(24)
2.890
3.962
9.768
Übrige Rückstellungen
(25)
18.073
18.138
18.009
Passive latente Steuern
(10)
7.555
7.063
7.625
52.402
46.947
53.187
(26)
5.549
3.443
3.455
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
(26)
18.254
19.578
18.296
1.354
1.753
1.859
(25)
3.992
3.994
2.552
(4)
613
615
836
29.762
29.383
26.998
137.294
127.575
126.154
Ertragsteuern
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden
Summe Passiva
125
126
Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen des E.ON-Konzerns
in Mio 
2007
2006
Konzernüberschuss
7.724
6.082
Cashflow Hedges
Unrealisierte Veränderung
Ergebniswirksame Reklassifizierung
–81
–82
1
–276
–302
26
Weiterveräußerbare Wertpapiere
261
1.183
–922
3.776
4.202
–426
Währungsumrechnungsdifferenzen
–966
–966
0
145
9
136
Veränderung versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste leistungsorientierter Pensionszusagen
und ähnlicher Verpflichtungen
852
781
Latente Steuern
–23
–862
43
3.564
7.767
7.370
397
9.646
8.937
709
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Summe Comprehensive Income)
Minderheitsanteile
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
2007
2006
Konzernüberschuss
7.724
6.082
–330
–775
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
3.194
3.670
Veränderung der Rückstellungen
–146
1.284
–35
–465
Veränderung der latenten Steuern
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge
–111
62
–1.502
–52
–444
–1.006
–950
–95
–362
–493
Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Ertragsteuern
Vorräte
Sonstige betriebliche Forderungen und Ertragsteueransprüche
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten und Ertragsteuern
–68
321
455
–724
–958
838
–1.747
–1.673
–1.516
462
73
907
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)
8.726
7.161
Einzahlungen aus dem Abgang von Vermögenswerten
Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
Beteiligungen
1.431
293
1.138
3.877
303
3.574
–11.306
–6.916
–4.390
–5.037
–4.096
–941
Ergebnis aus dem Abgang von Vermögenswerten
Beteiligungen
Wertpapiere (>3 Monate)
Auszahlungen für Investitionen
Beteiligungen
Einzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen
9.914
6.899
Auszahlungen für den Erwerb von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen
–9.114
–10.042
Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen
Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Anteile
286
–154
–8.789
–4.457
55
–1
–3.500
28
Erhaltene Prämien für Put-Optionen auf eigene Anteile
64
0
Gezahlte Dividenden an die Gesellschafter der E.ON AG
–2.210
–4.614
Gezahlte Dividenden an Minderheitsgesellschafter
–237
–244
Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten
12.533
10.845
Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten
–4.897
–11.874
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
1.808
–5.860
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten
1.745
–3.156
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
12
69
–12
–109
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
0
2
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
nicht fortgeführter Aktivitäten
0
–38
–12
0
Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang
1.154
4.348
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
2.887
1.154
Ergänzende Informationen zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen)
–1.822
–840
Gezahlte Zinsen
–1.134
–1.029
Erhaltene Zinsen
Erhaltene Dividenden
814
584
1.325
1.079
127
128 Anhang
Entwicklung des Konzerneigenkapitals
Kumuliertes Other Comprehensive Income
in Mio 
Stand zum 1. Januar 2006
Gezeichnetes
Kapital
1.799
Zurückgekaufte/verkaufte
eigene Anteile
Kapitalrücklage
Gewinnrücklagen
Differenz aus
der Währungsumrechnung
Weiterveräußerbare
Wertpapiere
Cashflow
Hedges
11.749
22.910
675
7.343
132
–43
3.148
–222
11
Gezahlte Dividenden
–4.614
Sonstige Veränderungen
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit
Put-Optionen
Comprehensive Income
Konzernüberschuss
Veränderung versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste
leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher
Verpflichtungen
Other Comprehensive Income
6.054
5.586
468
–43
3.148
–222
Stand zum 31. Dezember 2006
1.799
11.760
24.350
632
10.491
–90
Stand zum 1. Januar 2007
1.799
11.760
24.350
632
10.491
–90
–65
65
–3.115
–950
590
–17
Veränderung Konsolidierungskreis
Zurückgekaufte/verkaufte
eigene Anteile
Kapitalerhöhung
Kapitalherabsetzung
Gezahlte Dividenden
–2.210
Sonstige Veränderungen
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit
Put-Optionen
56
Comprehensive Income
Konzernüberschuss
Veränderung versicherungsmathematischer Gewinne/Verluste
leistungsorientierter Pensionszusagen und ähnlicher
Verpflichtungen
Other Comprehensive Income
Stand zum 31. Dezember 2007
7.747
7.204
543
1.734
11.825
26.828
–950
590
–17
–318
11.081
–107
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Eigene
Anteile
Put-Optionen
auf eigene
Anteile
Anteil der
Gesellschafter
der E.ON AG
Minderheitsanteile (vor der
Umgliederung)
Umgliederung im
Zusammenhang
mit Put-Optionen
Minderheitsanteile
Summe
–256
0
44.352
4.747
–3.130
1.617
45.969
–244
–244
–4.858
–218
–218
–218
26
37
–4.614
37
669
669
8.937
5.586
709
496
669
709
496
9.646
6.082
468
2.883
35
178
35
178
503
3.061
–230
0
48.712
4.994
–2.461
2.533
51.245
–230
0
48.712
4.994
–2.461
2.533
51.245
1.067
1.067
1.067
180
180
180
–3.115
–64
–64
–3.179
–2.210
–237
–237
–2.447
–56
–56
–56
–386
–386
–1.053
–616
–1.053
–386
1.936
939
7.370
7.204
–997
397
520
1.936
397
520
7.767
7.724
543
–377
66
–189
66
–189
609
–566
49.374
6.281
5.756
55.130
–525
129
130 Anhang
(1) Allgemeine Grundsätze
Der E.ON-Konzern (E.ON oder Konzern) ist ein in Deutschland
ansässiger, international aufgestellter Energiekonzern mit
integrierten Strom- und Gasaktivitäten. Die Berichtssegmente
des E.ON-Konzerns sind an der internen Organisations- und
Berichtsstruktur ausgerichtet:
•
Die Market Unit Central Europe unter Führung der E.ON
Energie AG (E.ON Energie), München, fokussiert sich
auf das integrierte Stromgeschäft und das DownstreamGasgeschäft in Zentraleuropa.
•
Pan-European Gas ist für das Upstream- und MidstreamGasgeschäft verantwortlich. Daneben hält die Market
Unit überwiegend Minderheitsbeteiligungen an Gesellschaften im Downstream-Gasgeschäft. Führungsgesellschaft dieser Market Unit ist die E.ON Ruhrgas AG
(E.ON Ruhrgas), Essen.
•
Die Market Unit UK umfasst das integrierte 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 integrierte 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.
•
Corporate Center/Neue Märkte beinhaltet die direkt von
der E.ON AG (E.ON oder Gesellschaft) geführten Beteiligungen, inklusive der im Berichtsjahr erworbenen Aktivitäten in Russland und im Bereich der Erneuerbaren
Energien (vergleiche hierzu Textziffer 4), die E.ON AG
selbst sowie auf Konzernebene durchzuführende Konsolidierungen.
Diese Market Units sowie Corporate Center/Neue Märkte
stellen die berichtspflichtigen Segmente im Sinne des International Financial Reporting Standard (IFRS) 8 „Geschäftssegmente“ (IFRS 8) dar.
Bezüglich weiterer Informationen zu den Segmenten wird
auf Textziffer 33 verwiesen.
Das Europäische Parlament und der Europäische Rat haben
mit der Verordnung EG Nr. 1606/2002 vom 19. Juli 2002 die
Einführung der IFRS in das Recht der Europäischen Union
(EU) für Konzernabschlüsse kapitalmarktorientierter Unternehmen für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar
2005 beginnen, vorgeschrieben. Den Mitgliedstaaten war es
jedoch gestattet, die zwingende Anwendung der IFRS bis
2007 für Unternehmen zu verschieben, die – wie E.ON – ihren
Konzernabschluss bisher nach den US-amerikanischen
„Generally Accepted Accounting Principles“ (US-GAAP) erstellten und deren Aktien in einem Nicht-EU-Mitgliedstaat zum
öffentlichen Handel zugelassen sind. In Deutschland wurde
diese Verlängerungsoption im Oktober 2004 im Rahmen des
Bilanzrechtsreformgesetzes (BilReG) umgesetzt.
E.ON hat von der Möglichkeit einer verschobenen Anwendung
der IFRS Gebrauch gemacht und den vorliegenden Konzernabschluss zum 31. Dezember 2007 im Einklang mit IFRS 1
„Erstmalige Anwendung der International Financial Reporting
Standards“ (IFRS 1) nach IFRS aufgestellt. 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 worden waren und zum 31. Dezember 2007 verpflichtend anzuwenden waren. Zudem macht E.ON von der
Möglichkeit der freiwilligen vorzeitigen Anwendung von IFRS 8
Gebrauch.
Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach IFRS führte im
Vergleich zu den im letzten Konzernjahresabschluss angewandten Vorschriften (US-GAAP) zu Veränderungen der
Rechnungslegungsgrundsätze des Konzerns. Die nachfolgend
dargestellten Rechnungslegungsgrundsätze wurden für alle
in diesem Konzernabschluss dargestellten Perioden angewandt. Sie wurden auch entsprechend den Vorschriften des
IFRS 1 für die Erstellung der Eröffnungsbilanz nach IFRS zum
1. Januar 2006 herangezogen. Die Auswirkungen des Übergangs
von US-GAAP nach IFRS werden in Textziffer 35 erläutert.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(2) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze der Rechnungslegung
Allgemeine Grundlagen
Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfolgt auf Basis
der historischen Kosten, eingeschränkt durch die zum beizulegenden Zeitwert (Fair Value) bewerteten zur Veräußerung
verfügbaren finanziellen Vermögenswerte (Available-for-Sale)
sowie die erfolgswirksam zum Fair Value angesetzten finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten
(inklusive derivativer Finanzinstrumente).
Konsolidierungsgrundsätze
In den Konzernabschluss werden die Abschlüsse der E.ON AG
und der von ihr beherrschten Unternehmen (Tochterunternehmen) einbezogen. Beherrschung liegt vor, wenn die Gesellschaft die Möglichkeit zur Bestimmung der Finanz- und
Geschäftspolitik eines Unternehmens hat, um daraus wirtschaftlichen Nutzen zu ziehen. Darüber hinaus werden
Zweckgesellschaften 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
veräußerten Tochterunternehmen werden vom Erwerbszeitpunkt bzw. bis zu deren Abgangszeitpunkt in die KonzernGewinn- und Verlustrechnung einbezogen.
Sofern erforderlich, werden die Jahresabschlüsse der Tochterunternehmen angepasst, um die Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden an die im Konzern angewandten Methoden
anzugleichen. Konzerninterne Forderungen, Schulden und
Zwischenergebnisse zwischen Konzernunternehmen werden
im Rahmen der Konsolidierung eliminiert.
Assoziierte Unternehmen
Ein assoziiertes Unternehmen ist ein Unternehmen, auf welches E.ON durch Mitwirkung an dessen finanzund geschäftspolitischen Entscheidungsprozessen maßgeblichen Einfluss
nehmen kann, wobei weder Beherrschung noch gemeinschaftliche Beherrschung vorliegt. Maßgeblicher Einfluss wird
grundsätzlich angenommen, wenn E.ON direkt oder indirekt
ein Stimmrechtsanteil von mindestens 20, aber weniger als
50 Prozent zusteht.
Anteile an assoziierten Unternehmen werden nach der EquityMethode bilanziert. Ebenfalls grundsätzlich nach der EquityMethode 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 entfallenden Anteil der Reinvermögensänderung fortentwickelt.
Anteilige Verluste, die den Wert des Beteiligungsanteils des
Konzerns an einem assoziierten Unternehmen übersteigen,
werden nicht erfasst. Ein bilanzierter Goodwill wird im Buchwert des assoziierten Unternehmens ausgewiesen.
Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit assoziierten 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, so ist eine Wertminderung (Impairment) in Höhe des Differenzbetrags vorzunehmen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen sind, erfolgt eine erfolgswirksame Zuschreibung.
Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten
Beteiligungen werden grundsätzlich nach konzerneinheitlichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.
Joint Ventures
Gemeinschaftlich geführte Unternehmen (Joint Ventures)
werden ebenfalls nach der Equity-Methode bilanziert.
Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit
Joint Ventures werden im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte
wesentlich sind.
Unternehmenszusammenschlüsse
Für die Abbildung von Unternehmenszusammenschlüssen
aus der Zeit vor dem 1. Januar 2006 wurde in Ausübung des
Wahlrechts in IFRS 1 auf eine Anwendung der Regelungen
des IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“ (IFRS 3) verzichtet. In den aus dieser Zeit beibehaltenen Geschäfts- und
Firmenwerten (Goodwill) waren keine nach IFRS getrennt
ausweispflichtigen immateriellen Vermögenswerte enthalten.
Umgekehrt waren im Falle fehlender Ansatzfähigkeit nach
IFRS keine bislang getrennt ausgewiesenen immateriellen Vermögenswerte in den Goodwill einzurechnen. Daher entspricht
der in der Eröffnungsbilanz angesetzte Goodwill dem nach
US-GAAP ausgewiesenen Goodwill.
131
132 Anhang
Die Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen
erfolgt nach der Erwerbsmethode, bei der der Kaufpreis dem
neu bewerteten anteiligen Netto-Reinvermögen des erworbenen Unternehmens gegenübergestellt wird (Kapitalkonsolidierung). Dabei sind die Wertverhältnisse zum Erwerbszeitpunkt zugrunde zu legen, der dem Zeitpunkt entspricht, zu
dem die Beherrschung über das erworbene Unternehmen
erlangt wurde. Fair-Value-Differenzen werden in voller Höhe
aufgedeckt, das heißt, ansatzfähige Vermögenswerte, Schulden und Eventualschulden des Tochterunternehmens werden
unabhängig von vorliegenden Minderheitsanteilen mit ihren
Fair Values in der Konzernbilanz ausgewiesen. Die Fair-ValueBestimmung für einzelne Vermögenswerte erfolgt zum Beispiel bei marktgängigen 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-Cashflow-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 Detailplanungsjahre, die unter
Verwendung einer aus Branchen- und Unternehmensdaten
abgeleiteten Wachstumsrate über die Nutzungsdauer des Vermögenswertes fortgeschrieben werden. Der Abzinsungssatz
berücksichtigt die speziellen Risiken des Vermögenswertes.
Transaktionen mit Minderheiten werden als Transaktionen
mit Eigenkapitalgebern behandelt. Resultiert aus dem Erwerb
weiterer Anteile an einem Tochterunternehmen ein Unterschiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten für diese
Anteile und dem Buchwert des erworbenen Minderheitenanteils, ist dieser vollständig im Eigenkapital zu erfassen.
Gewinne und Verluste aus Verkäufen von Anteilen an Minderheiten werden, sofern sie nicht zu einem Verlust des beherrschenden Einflusses führen, ebenfalls im Eigenkapital erfasst.
Immaterielle Vermögenswerte sind separat anzusetzen, wenn
sie eindeutig abgrenzbar sind oder ihr Ansatz auf einem vertraglichen oder anderen Recht basiert. Sie sind insoweit nicht
im Goodwill enthalten. Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen dürfen im Rahmen der Kaufpreisverteilung
nicht neu gebildet werden. Ist der gezahlte Kaufpreis höher
als das neu bewertete anteilige Netto-Reinvermögen zum
Erwerbszeitpunkt, wird der positive Differenzbetrag als
Goodwill aktiviert. Ein negativer Unterschiedsbetrag wird
sofort ergebniswirksam aufgelöst.
Währungsumrechnung
Transaktionen der Gesellschaft, die in einer Fremdwährung
erfolgen, werden mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des
Zugangs umgerechnet. Monetäre Posten in Fremdwährung
werden zu jedem Bilanzstichtag mit dem dann geltenden
Wechselkurs umgerechnet; dabei entstehende Umrechnungsdifferenzen werden ergebniswirksam erfasst und in den
sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. sonstigen betrieblichen
Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus der Umrechnung
von originären Finanzinstrumenten, die zur Währungsabsicherung der Netto-Aktiva von Fremdwährungsbeteiligungen
eingesetzt sind, werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals erfasst. Der ineffektive Anteil der Absicherung wird
sofort ergebniswirksam erfasst.
Die funktionale Währung der E.ON AG sowie die Berichtswährung des Konzerns ist der Euro. Die Vermögens- und
Schuldposten der ausländischen Tochterunternehmen der
Gesellschaft mit einer anderen funktionalen Währung als
dem Euro werden zu den am Periodenende geltenden Mittelkursen umgerechnet, während die entsprechenden Posten
der Gewinn- und Verlustrechnung zu Durchschnittskursen
umgerechnet werden. Wesentliche Geschäftsvorfälle ausländischer Konzerngesellschaften werden zum jeweiligen Transaktionskurs umgerechnet. Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung der Vermögens- und Schuldposten gegenüber der Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und
der Bilanz werden ergebnisneutral innerhalb des Eigenkapitals gesondert ausgewiesen. Im Einklang mit dem Wahlrecht
des IFRS 1 wurden alle unrealisierten kumulierten Währungsumrechnungsdifferenzen, die in Vorperioden aus der Umrechnung von Abschlüssen in die Berichtswährung von E.ON
entstanden waren und die im Other Comprehensive Income
erfasst worden waren, zum Konzern-Eröffnungsbilanzstichtag
erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet.
Auf die Anschaffungskosten von monetären Finanzinstrumenten, die als weiterveräußerbare Wertpapiere klassifiziert
werden, entfallende Umrechnungseffekte sind erfolgswirksam zu erfassen. Auf die Fair-Value-Anpassungen monetärer
Finanzinstrumente entfallende Umrechnungseffekte sowie
Währungsumrechnungseffekte für nicht monetäre, als weiterveräußerbar klassifizierte Finanzinstrumente werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals erfasst.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die
nicht an der Europäischen Währungsunion teilnehmen, haben
sich wie folgt entwickelt:
Währungen
ISOCode
1 , Mittelkurs
zum Stichtag
1 , Jahresdurchschnittskurs
2007
2006
2007
2006
0,73
0,67
0,68
0,68
Britisches Pfund
GBP
Norwegische Krone
NOK
7,97
8,24
8,02
8,05
Russischer Rubel
RUB
35,99
34,68
34,99
34,11
Schwedische Krone
SEK
9,45
9,04
9,25
9,25
Ungarischer Forint
HUF
253,81
251,77
251,34
264,26
US-Dollar
USD
1,47
1,32
1,37
1,26
Strom- und Energiesteuern
Die in Deutschland und Schweden zu erhebende Stromsteuer entsteht bei Stromlieferungen inländischer Versorger an
Endverbraucher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh)
fixen, nach Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf. Die
geleisteten Strom- und Energiesteuern werden offen von den
Umsatzerlösen abgesetzt.
Das Energiesteuergesetz (EnergieStG) in Deutschland enthält
Bestimmungen für Energieerzeugnisse aus Mineralöl, für Erdgas und für Kohle. Es ersetzt das bis dahin geltende Mineralölsteuergesetz und trat am 1. August 2006 in Kraft. Ab diesem
Zeitpunkt entsteht die Erdgassteuer nicht mehr bei Aufnahme
in das inländische Leitungsnetz, sondern erst mit der Entnahme des Erdgases aus dem Leitungsnetz zum Verbrauch
am Ende der Lieferkette.
Ertragsrealisierung
a) Umsatzerlöse
Verkäufe von Anteilen an Beteiligungen
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 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.
Führt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen
oder assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer
Reduzierung des prozentualen Anteilsbesitzes von E.ON an
diesen Beteiligungen (Verwässerung) und dadurch zu einem
Verlust des beherrschenden bzw. des maßgeblichen Einflusses, so werden Gewinne und Verluste aus diesen Verwässerungstransaktionen erfolgswirksam unter den sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst.
Umsatzerlöse werden ohne Umsatzsteuer, Retouren, Rabatte
und Preisnachlässe und nach Eliminierung konzerninterner
Verkäufe ausgewiesen.
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung
Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen
von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher. Darüber hinaus bestehen Erlöse
aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen
von Dampf und Wärme.
Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Strom und Gas an
Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher
werden realisiert, wenn sie vom Kunden auf Basis einer vertraglichen Vereinbarung abgenommen worden sind. Sie spiegeln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der
geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Periodenende, wider.
b) Zinserträge
Zinserträge werden zeitanteilig unter Anwendung der Effektivzinsmethode erfasst.
c) Dividendenerträge
Dividendenerträge werden im Zeitpunkt erfasst, in dem das
Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht.
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung müssen nach
IFRS in Forschungs- und Entwicklungsphase aufgeteilt werden.
Während Forschungsaufwendungen sofort erfolgswirksam
erfasst werden, sind Entwicklungsaufwendungen bei Vorliegen
der in IAS 38 „Immaterielle Vermögenswerte” (IAS 38) genannten allgemeinen Ansatzkriterien für einen immateriellen
Vermögenswert sowie weiterer spezieller Voraussetzungen zu
aktivieren. In den Geschäftsjahren 2007 und 2006 waren diese
Kriterien nicht erfüllt.
Im Berichtsjahr sind 37 Mio € Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen angefallen (2006: 27 Mio €).
Ergebnis je Aktie
Das Basis-Ergebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt
sich aus der Division des den Gesellschaftern des Mutterunternehmens 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-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON AG keine potenziell verwässernden
Stammaktien ausgegeben hat.
133
134 Anhang
Goodwill und immaterielle Vermögenswerte
Goodwill
Nach IFRS 3 unterliegt 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 Zuordnung von neu entstandenem Goodwill erfolgt jeweils
zu den Cash Generating Units, von denen erwartet wird, dass
sie aus dem Zusammenschluss Nutzen ziehen. Als Cash
Generating Units für Zwecke des Goodwill-Impairment-Tests
wurden die operativen Geschäftsbereiche unterhalb ihrer
berichtspflichtigen Segmente identifiziert.
E.ON ermittelt zur Bestimmung des erzielbaren Betrags einer
Cash Generating Unit zunächst den Fair Value (abzüglich Verkaufskosten) mittels Bewertungsverfahren, welche die Daten
der unternehmensinternen Mittelfristplanung der Gesellschaft
heranziehen. Die Bewertung erfolgt auf Basis von DiscountedCashflow-Berechnungen und wird anhand geeigneter Multiplikatoren plausibilisiert. Zudem werden – sofern vorhanden –
Markttransaktionen oder Bewertungen Dritter für ähnliche
Vermögenswerte berücksichtigt.
Die Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills erfolgt, indem der
erzielbare Betrag einer Cash Generating Unit mit ihrem Buchwert einschließlich Goodwill verglichen wird. Der erzielbare
Betrag ist der höhere der beiden Werte aus Fair Value abzüglich Verkaufskosten der Cash Generating Unit und deren
Nutzungswert. 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
Vermögenswerte der Einheit im Verhältnis ihrer Buchwerte
abzuschreiben. Eine Abstockung einzelner Vermögenswerte
darf nicht vorgenommen werden, wenn hierdurch der jeweilige Buchwert den höheren der folgenden Werte unterschreiten würde:
• den Fair Value abzüglich Veräußerungskosten,
• den Nutzungswert oder
• den Wert null.
Der Betrag des Wertminderungsaufwands, der in diesem Fall
dem Vermögenswert zugeordnet worden wäre, ist anteilig
auf die anderen Vermögenswerte der Einheit zu verteilen.
Die jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Ebene
der Cash Generating Units erfolgt bei E.ON jeweils im vierten
Quartal eines Geschäftsjahres.
Abschreibungen, die auf den Goodwill einer Cash Generating
Unit vorgenommen werden, dürfen in späteren Perioden nicht
rückgängig gemacht werden.
Gemäß IAS 38 werden immaterielle Vermögenswerte über
ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben, es sei
denn, ihre Nutzungsdauer wird als unbestimmbar klassifiziert.
Erworbene immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer
Nutzungsdauer werden in die Kategorien marketingbezogen,
kundenbezogen, vertraglich bedingt und technologiebezogen
eingeteilt. Die selbsterstellten immateriellen Vermögenswerte
mit bestimmbarer Nutzungsdauer stehen im Zusammenhang
mit Software. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet und planmäßig linear über ihre jeweilige
Nutzungsdauer abgeschrieben. Diese beträgt grundsätzlich
5 bis 25 Jahre bzw. bei Software 3 bis 5 Jahre. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden unterliegen einer jährlichen Überprüfung. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden auf Wertminderungen
überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein
könnte.
Immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmbaren
Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet und jährlich – bzw. im Falle von Ereignissen,
die auf eine Wertminderung hindeuten können, auch unterjährig – auf ihre Werthaltigkeit überprüft. Zudem erfolgt eine
jährliche Überprüfung, ob die Einschätzung einer unbestimmbaren Nutzungsdauer aufrecht zu erhalten ist.
In Übereinstimmung mit IAS 36 „Wertminderung von Vermögenswerten“ (IAS 36) wird der Buchwert eines immateriellen
Vermögenswertes mit bestimmbarer wie unbestimmbarer
Nutzungsdauer mit dessen erzielbarem Betrag, der dem
höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes
und dem Fair Value abzüglich Verkaufskosten entspricht, verglichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondierenden
erzielbaren Betrag, so wird eine Wertminderung in Höhe des
Unterschiedsbetrags zwischen Buchwert und erzielbarem
Betrag vorgenommen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste
Wertminderung entfallen sind, werden immaterielle Vermögenswerte erfolgswirksam zugeschrieben. Der im Rahmen einer
Wertaufholung zu erhöhende Buchwert eines immateriellen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Vermögenswertes mit bestimmbarer Nutzungsdauer darf
den Buchwert, der sich durch planmäßige Abschreibung ohne
die Berücksichtigung von Wertminderungen in der Periode
ergeben hätte, nicht übersteigen.
Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen immateriellen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der
erzielbare Betrag für die kleinste identifizierbare Gruppe
von Vermögenswerten (Cash Generating Unit) bestimmt,
der der betreffende immaterielle Vermögenswert zugeordnet werden kann.
Bezüglich weiterer Informationen zu Goodwill und immateriellen Vermögenswerten wird auf Textziffer 14a verwiesen.
Emissionsrechte
Nach IFRS werden Emissionsrechte, die im Rahmen von
nationalen oder internationalen Emissionsrechtesystemen
zur Erfüllung der Emissionsabgaben gehalten werden, als
immaterielle Vermögenswerte ausgewiesen. Da Emissionsrechte keiner planmäßigen Abschreibung unterliegen, erfolgt
der Ausweis unter den immateriellen Vermögenswerten mit
unbestimmbarer Nutzungsdauer. Die Emissionsrechte werden
bei Ausgabe für die jeweilige Abrechnungsperiode als (Teil-)
Erfüllung des Zuteilungsbescheids der zuständigen nationalen
Behörde oder bei Erwerb mit den Anschaffungskosten aktiviert.
Getätigte Emissionen werden durch Bildung einer sonstigen
Rückstellung zum Buchwert der gehaltenen Emissionsrechte
bzw. bei Unterdeckung zum aktuellen Fair Value der Emissionsrechte berücksichtigt. Eine erwartete Unterdeckung wird in
den übrigen Rückstellungen erfasst. Die Aufwendungen für
die Bildung der Rückstellung werden im Materialaufwand
ausgewiesen.
Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit werden Emissionsrechte auch zu Eigenhandelszwecken gehalten. Emissionsrechte des Eigenhandelsbestands werden unter den
sonstigen betrieblichen Vermögenswerten mit den Anschaffungskosten oder dem niedrigeren Fair Value angesetzt.
Sachanlagen
Sachanlagen sind mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten
bewertet und werden entsprechend ihrer voraussichtlichen
Nutzungsdauer grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern
nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf
dem Nutzungsverlauf besser gerecht wird.
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
Sachanlagen werden auf Wertminderungen überprüft, wenn
Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass
eine Wertminderung eingetreten sein könnte. In einem solchen Fall erfolgt die Werthaltigkeitsprüfung nach IAS 36 entsprechend den für immaterielle Vermögenswerte erläuterten
Grundsätzen. Sofern eine Wertminderung vorzunehmen ist,
wird die Restnutzungsdauer gegebenenfalls entsprechend
angepasst. Sind die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen, werden diese Vermögenswerte erfolgswirksam zugeschrieben, wobei diese Wertaufholung nicht den
Buchwert übersteigen darf, der bestimmt worden wäre,
wenn in den früheren Perioden keine Wertminderung erfasst
worden wäre.
Investitionszulagen oder -zuschüsse mindern nicht die
Anschaffungs- und Herstellungskosten der entsprechenden
Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch
abgegrenzt.
Nachträgliche Anschaffungs-/Herstellungskosten, z. B. aufgrund von Erweiterungs- oder Ersatzinvestitionen, werden
nur dann als Teil der Anschaffungs-/Herstellungskosten des
Vermögenswerts oder – sofern einschlägig – als separater
Vermögenswert erfasst, wenn es wahrscheinlich ist, dass
daraus dem Konzern zukünftig wirtschaftlicher Nutzen 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 Verlustrechnung erfasst, in dem sie angefallen sind.
Fremdkapitalkosten
Fremdkapitalkosten, die im Zusammenhang mit dem Erwerb
oder der Herstellung sogenannter qualifizierter Vermögenswerte vom Zeitpunkt der Anschaffung bzw. ab Beginn der Herstellung bis zur Inbetriebnahme entstehen, werden aktiviert
und anschließend mit dem betreffenden Vermögenswert
abgeschrieben. Die Zurechnung von Fremdkapitalkosten
erfolgt generell unter Berücksichtigung der Konzernfinanzierung. Als konzerneinheitlicher Fremdfinanzierungszinssatz
wurde zum 31. Dezember 2007 ein Zinssatz von 5,0 Prozent
zugrunde gelegt. Bei einer spezifischen Fremdfinanzierung
werden die jeweiligen spezifischen Fremdkapitalkosten
berücksichtigt. Andere Fremdkapitalkosten werden aufwandswirksam verbucht.
135
136 Anhang
Zuwendungen der öffentlichen Hand
Investitionszulagen oder -zuschüsse der öffentlichen Hand
mindern nicht die Anschaffungs- und Herstellungskosten der
entsprechenden Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch abgegrenzt. Sie werden auf linearer Basis
über die erwartete Nutzungsdauer der betreffenden Vermögenswerte erfolgswirksam aufgelöst.
Zuwendungen der öffentlichen Hand werden zum Fair Value
erfasst, wenn mit großer Sicherheit davon auszugehen ist,
dass die Zuwendung erfolgen wird und der Konzern die
notwendigen Bedingungen für den Erhalt der Zuwendung
erfüllt.
Öffentliche Zuwendungen für Kosten werden über den Zeitraum erfasst, in dem die entsprechenden Kosten, für deren
Kompensation sie gewährt wurden, anfallen.
Leasing
Leasing-Transaktionen werden in Einklang mit IAS 17 „Leasingverhältnisse“ (IAS 17) entsprechend den vertraglichen Regelungen 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 Leasingnehmer ab.
Transaktionen, bei welchen E.ON als Leasingnehmer involviert
ist, werden in Finanzierungsleasing- und Operating-LeasingVerhältnisse (Operating Lease) unterschieden. Sind die
wesentlichen Chancen und Risiken und somit das wirtschaftliche Eigentum der Gesellschaft zuzurechnen, werden solche
Transaktionen als Finanzierungsleasing erfasst und das
Leasingobjekt einschließlich der Verbindlichkeit in gleicher
Höhe bei der Gesellschaft bilanziert.
Der Ansatz erfolgt zu Beginn der Laufzeit des Leasingverhältnisses mit dem niedrigeren Wert aus dem Fair Value des Leasingobjekts und dem Barwert der Mindestleasingzahlungen.
Das Leasingobjekt wird über die wirtschaftliche Nutzungsdauer bzw. die kürzere Laufzeit des Leasingverhältnisses
abgeschrieben.
Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden nach der Effektivzinsmethode fortentwickelt. Alle übrigen Leasinggeschäfte,
bei denen E.ON als Leasingnehmer auftritt, werden als Operating Lease behandelt; die Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als
Aufwand erfasst.
Leasing-Transaktionen, bei welchen E.ON Leasinggeber ist und
die wesentlichen Chancen und Risiken aus der Nutzung des
Leasingobjektes auf den Vertragspartner übertragen werden,
sind als Finanzierungsleasing erfasst. Der Barwert der ausstehenden Mindestleasingzahlungen wird als Forderung
bilanziert. Zahlungen des Leasingnehmers werden als Tilgungsleistungen bzw. Zinsertrag behandelt. Die Erträge werden
über die Laufzeit des Leasingverhältnisses nach der Effektivzinsmethode erfasst.
Alle übrigen Leasing-Transaktionen werden als Operating
Lease behandelt; das Leasingobjekt bleibt bei E.ON bilanziert,
und die Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über
die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.
Finanzinstrumente
Ab dem Geschäftsjahr 2007 wird erstmals der IFRS 7 „Finanzinstrumente: Anhangangaben“ (IFRS 7) angewendet. Der neue
Standard fordert sowohl qualitative als auch quantitative
Angaben über das Ausmaß von Risiken aus Finanzinstrumenten (z.B. Angaben über Kredit-, Liquiditäts- und Marktrisiken).
Originäre Finanzinstrumente
Originäre Finanzinstrumente werden bei Zugang zum Fair
Value am Erfüllungstag bilanziert. Nicht konsolidierte Beteiligungen werden ebenso wie die Wertpapiere in Übereinstimmung mit IAS 39 bewertet. E.ON kategorisiert finanzielle
Vermögenswerte als zu Handelszwecken gehalten (Held-forTrading), als weiterveräußerbare Wertpapiere (Available-forSale) sowie als Ausleihungen und Forderungen (Loans and
Receivables). Das Management bestimmt die Kategorisierung der finanziellen Vermögenswerte beim erstmaligen
Ansatz.
Die als weiterveräußerbar kategorisierten Wertpapiere werden
fortlaufend zum Fair Value bilanziert. Daraus resultierende
unrealisierte Gewinne und Verluste werden nach Abzug von
latenten Steuern bis zur Realisierung separat im Eigenkapital
ausgewiesen. Realisierte Gewinne und Verluste werden auf
Basis von einzelnen Transaktionen bewertet. Zuvor im Eigenkapital ausgewiesene unrealisierte Verluste werden bei substanzieller Wertminderung im Finanzergebnis erfasst. Wertaufholungen auf Eigenkapitalinstrumente werden ausschließlich
erfolgsneutral vorgenommen.
Ausleihungen und Forderungen (einschließlich der Forderungen
aus Lieferungen und Leistungen) sind originäre finanzielle
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Vermögenswerte mit fixen bzw. bestimmbaren Zahlungen,
die nicht an einem aktiven Markt notiert sind. Ausleihungen
und Forderungen werden unter den Forderungen und sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Sie werden im Rahmen
der Folgebewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten
unter Anwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Für
erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorgenommen. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils des gesamten
Forderungsbestands wahrscheinlich, werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen, der dem erwarteten
Nutzenausfall entspricht. Wertaufholungen werden unter den
sonstigen betrieblichen Erträgen ausgewiesen.
Originäre finanzielle Verbindlichkeiten (einschließlich der
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen) im
Anwendungsbereich des IAS 39 werden zu fortgeführten
Anschaffungskosten (Amortized Cost) unter Anwendung der
Effektivzinsmethode bewertet. Die Erstbewertung erfolgt zum
Fair Value zuzüglich Transaktionskosten. In der 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
Finanzergebnis erfasst.
Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte
Derivative Finanzinstrumente und trennungspflichtige eingebettete derivative Finanzinstrumente werden sowohl bei
erstmaliger Bilanzierung als auch in Folgeperioden zum Fair
Value am Handelstag bewertet. Sie sind gemäß IAS 39 zwingend als Held-for-Trading zu kategorisieren, soweit sie nicht
Bestandteil einer Sicherungsbeziehung (Hedge Accounting)
sind. Gewinne oder Verluste aus Zeitwertschwankungen werden sofort ergebniswirksam erfasst.
Im Wesentlichen werden Termingeschäfte und Währungsswaps
im Devisenbereich sowie Zins- und Zins-/Währungsswaps im
Zinsbereich eingesetzt. In Bezug auf Aktienpreisrisiken werden Termingeschäfte abgeschlossen. Die eingesetzten Instrumente im Commodity-Bereich umfassen sowohl physisch
als auch durch Zahlung zu erfüllende strom-, gas-, kohle-, ölund 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 Sicherungsbeziehung zwischen Grund- und Sicherungsgeschäft, die
Sicherungsstrategie sowie die regelmäßige retrospektive und
prospektive Effektivitätsmessung. Bei der Beurteilung der Effek-
tivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value-Veränderungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge Accounting
wird als effektiv angesehen, wenn sich die Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments in einer Bandbreite von
80 bis 125 Prozent der gegenläufigen Fair-Value-Veränderung
des Grundgeschäfts bewegt.
Im Rahmen von Fair Value Hedge Accounting wird neben der
Fair-Value-Veränderung des Derivats auch die gegenläufige
Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts, soweit sie auf das
gesicherte Risiko entfällt, erfolgswirksam erfasst. Wird ein
derivatives Finanzinstrument nach IAS 39 als Sicherungsgeschäft in einem Cashflow Hedge eingesetzt, wird der effektive
Teil der Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments
im Eigenkapital als Bestandteil des kumulierten Other Comprehensive Income ausgewiesen. Eine Umbuchung in die
Gewinn- und Verlustrechnung wird in der Periode vorgenommen, in der das Grundgeschäft erfolgswirksam wird. Entfällt
das gesicherte Grundgeschäft, wird das Sicherungsergebnis
sofort erfolgswirksam reklassifiziert. Der ineffektive Anteil der
Fair-Value-Veränderung eines Sicherungsgeschäfts, für das ein
Cashflow Hedge gebildet wurde, wird sofort erfolgswirksam
erfasst. Zur Sicherung von Währungsrisiken der Netto-Aktiva
einer ausländischen Beteiligung (Hedge of a Net Investment)
werden sowohl derivative als auch nicht derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die Effekte aus Fair-Value-Veränderungen bzw. Stichtagsumrechnung 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 erfasst. Ergebnisse aus Zinsderivaten werden
je Vertrag saldiert im Zinsergebnis ausgewiesen. Die Ergebnisse
aus derivativen Eigenhandelsinstrumenten werden 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 Zugangsbewertung eines Derivats bei Vertragsabschluss ergeben,
werden nicht erfolgswirksam erfasst. Diese Gewinne und
Verluste werden abgegrenzt und systematisch über die Laufzeit des Derivats erfolgswirksam aufgelöst. Eine Ausnahme
von der erfolgsneutralen Abgrenzung besteht, sofern die
137
138 Anhang
Zugangsbewertung 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 Zugangsbewertung erfolgswirksam erfasst.
Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstrumenten wird auf Textziffer 30 verwiesen.
Vorräte
Die Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten bzw. zum niedrigeren Nettoveräußerungswert. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden
nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Bestandteile der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungsmaterial und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und
Fertigungsgemeinkosten unter Annahme einer Normalauslastung. Aufwendungen der allgemeinen Verwaltung werden
nicht aktiviert. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer
sowie geminderter Verwendbarkeit ergeben, werden durch
angemessene Wertberichtigungen auf den Netto-Veräußerungswert berücksichtigt.
Forderungen und sonstige Vermögenswerte
Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden anfänglich zum Fair Value angesetzt, der im Regelfall dem Nominalbetrag entspricht. In der Folge werden sie zu fortgeführten
Anschaffungskosten unter Verwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorgenommen, die im ausgewiesenen NettoBuchwert enthalten sind. Ist der Ausfall eines bestimmten
Anteils des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich,
werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen,
der dem erwarteten Nutzenausfall entspricht.
Liquide Mittel
Die liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankguthaben sowie kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere.
Bankguthaben und kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere mit einer ursprünglichen Laufzeit von mehr als drei
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.
und deren Laufzeit mehr als zwölf Monate beträgt, werden
unter den Finanzforderungen und sonstigen finanziellen Vermögenswerten ausgewiesen.
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und
damit verbundene Schulden
Ein Ausweis erfolgt in diesen Posten, wenn einzelne langfristige Vermögenswerte oder Gruppen von Vermögenswerten
und gegebenenfalls direkt zurechenbarer Schuldposten (Disposal Groups) vorliegen, die in ihrem jetzigen Zustand veräußert werden können und deren Veräußerung hinreichend
wahrscheinlich ist. Voraussetzung für das Vorliegen einer
Disposal Group ist, dass die Vermögenswerte und Schulden in
einer einzigen Transaktion oder im Rahmen eines Gesamtplans zur Veräußerung bestimmt sind.
Bei einer nicht fortgeführten Aktivität (Discontinued Operation)
handelt es sich um einen Geschäftsbereich (Component of an
Entity), der entweder zur Veräußerung bestimmt oder bereits
veräußert worden ist und sowohl aus betrieblicher Sicht als
auch für Zwecke der Finanzberichterstattung eindeutig von den
übrigen Unternehmensaktivitäten abgegrenzt werden kann.
Außerdem muss der als nicht fortgeführte Aktivität qualifizierte Geschäftsbereich einen gesonderten wesentlichen
Geschäftszweig (Major Business Line) oder einen bestimmten
geografischen Bereich des Konzerns repräsentieren.
Auf langfristige Vermögenswerte, die einzeln oder zusammen
in einer Disposal Group zur Veräußerung bestimmt sind oder
die zu einer nicht fortgeführten Aktivität gehören, werden
keine planmäßigen Abschreibungen mehr vorgenommen. Sie
werden zum niedrigeren Wert aus Buchwert und Fair Value
abzüglich noch anfallender Veräußerungskosten angesetzt.
Liegt der Fair Value unter dem Buchwert, erfolgt eine Wertminderung.
Das Ergebnis aus der Bewertung von zur Veräußerung vorgesehenen Geschäftsbereichen zum Fair Value abzüglich noch
anfallender Veräußerungskosten sowie die Gewinne und
Verluste aus der Veräußerung nicht fortgeführter Aktivitäten
werden ebenso wie das Ergebnis aus der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit dieser Geschäftsbereiche in der Gewinnund Verlustrechnung des Konzerns gesondert als Ergebnis aus
nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Vorjahreswerte der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend
angepasst. In der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungsströme nicht fortgeführter Aktivitäten separat ausgewiesen
und die Vorjahreswerte entsprechend angepasst. Eine Anpassung der Bilanz des Vorjahres erfolgt hingegen nicht.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Eigenkapitalinstrumente
Aktienbasierte Vergütungen
In 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.
Die Bilanzierung der im E.ON-Konzern ausgegebenen aktienorientierten 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 Aktienoptionsprogramms der E.ON AG gewährt worden sind, handelt
es sich um aktienbasierte Vergütungstransaktionen mit Barausgleich, die zu jedem Bilanzstichtag zum Fair Value der
Schuld bewertet werden. Der Vergütungsaufwand wird erfolgswirksam über den Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit erfasst.
E.ON ermittelt den Fair Value mittels Monte-Carlo-Simulationstechnik.
E.ON ist bedingte und unbedingte Kaufverpflichtungen gegenüber Minderheitsgesellschaftern 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 wesentlichen Chancen und Risiken zum
Zeitpunkt des Vertragsabschlusses auf E.ON übergegangen
sind. IAS 32 „Finanzinstrumente: Darstellung“ (IAS 32) sieht
in diesem Fall vor, dass eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes des zukünftigen wahrscheinlichen Ausübungspreises
zu bilanzieren ist. Dieser Betrag wird aus einem separaten
Posten innerhalb der Minderheitsanteile umgegliedert und
gesondert als Verbindlichkeit ausgewiesen. Die Umgliederung erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Ausübung. Die Aufzinsung der Verbindlichkeit wird im Zinsaufwand erfasst. Läuft eine Kaufverpflichtung 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 (z.B. bei deutschen Personengesellschaften), bedingt dieses Kündigungsrecht nach IAS 32
einen Verbindlichkeitenausweis der im Konzern vorhandenen
Minderheitsanteile an den betroffenen Unternehmen. Die Verbindlichkeit wird zum Barwert des vermutlichen Abfindungsbetrages bei einer eventuellen Kündigung ausgewiesen. Der
Ansatz erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der
Kündigung. Wertänderungen der Verbindlichkeit werden im
sonstigen betrieblichen Ergebnis gezeigt. Aufzinsungseffekte
und die Minderheitsanteile am Ergebnis werden als Zinsaufwand ausgewiesen.
Wenn ein Konzernunternehmen Eigenkapitalanteile der E.ON
AG kauft (Treasury Shares), wird der Wert der bezahlten Gegenleistung, einschließlich direkt zurechenbarer zusätzlicher Kosten (netto nach Ertragsteuern), vom Eigenkapital der E.ON AG
abgezogen, bis die Aktien eingezogen, wieder ausgegeben
oder weiterverkauft werden. Werden solche eigenen Anteile
nachträglich wieder ausgegeben oder verkauft, wird die erhaltene Gegenleistung, netto nach Abzug direkt zurechenbarer
zusätzlicher Transaktionskosten und zusammenhängender
Ertragsteuern, im Eigenkapital der E.ON AG erfasst.
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche
Verpflichtungen
Bei 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 Bilanzstichtag des
Geschäftsjahres eine versicherungsmathematische Bewertung
durchgeführt wird. Hierbei werden nicht nur die am Stichtag
bekannten Rentenverpflichtungen und erworbenen Anwartschaften, sondern auch wirtschaftliche Trendannahmen
berücksichtigt, die nach realistischen Erwartungen gewählt
werden.
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die sich
aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten
und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der Personenbestände 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 Leistungsplan hinzuerworbenen Ansprüche der aktiven Arbeitnehmer repräsentiert, wird im Personalaufwand ausgewiesen;
der Zinsaufwand sowie die erwarteten Planvermögenserträge
werden im Finanzergebnis erfasst.
139
140 Anhang
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand wird sofort in dem
Umfang erfolgswirksam erfasst, in dem die Leistungen bereits
unverfallbar sind, und ansonsten linear über den durchschnittlichen Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit der geänderten Leistungen verteilt.
denselben Betrag erhöht. In den Folgeperioden werden die
aktivierten Stilllegungs- und Rückbaukosten über die voraussichtliche Restnutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswertes abgeschrieben, während die Rückstellung jährlich
aufgezinst wird.
Der bilanzierte Betrag stellt den um den nicht erfassten nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand bereinigten Barwert der
leistungsorientierten Verpflichtung nach Verrechnung mit dem
Fair Value des Planvermögens dar. Ein gegebenenfalls aus
dieser Berechnung entstehender Vermögenswert ist der Höhe
nach beschränkt auf etwaigen nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand zuzüglich des Barwerts verfügbarer Rückerstattungen und der Verminderungen künftiger Beitragszahlungen.
Schätzungsänderungen ergeben sich insbesondere bei Abweichungen 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 bzw. den Rückbau von Sachanlagen an Schätzungsänderungen erfolgt in der Regel erfolgsneutral durch eine
Gegenbuchung in den Sachanlagen. Sofern die stillzulegende
Sachanlage bereits vollständig abgeschrieben ist, wirken
sich Schätzungsänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung aus.
Zahlungen für beitragsorientierte Versorgungspläne werden
bei Fälligkeit als Aufwand erfasst und innerhalb des Personalaufwands ausgewiesen. Zahlungen für staatliche Versorgungspläne werden wie die von beitragsorientierten Versorgungsplänen behandelt, sofern die Verpflichtungen des Konzerns im
Rahmen dieser Versorgungspläne denen aus beitragsorientierten Versorgungsplänen entsprechen.
Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen sowie übrige Rückstellungen
Nach IAS 37 „Rückstellungen, Eventualschulden, Eventualforderungen“ (IAS 37) werden Rückstellungen gebildet, wenn
rechtliche oder faktische Verpflichtungen gegenüber außen
stehenden Dritten vorliegen, die aus vergangenen Ereignissen
resultieren und deren Erfüllung wahrscheinlich zu einem
zukünftigen Ressourcenabfluss führen wird. Hierbei muss die
Höhe der Verpflichtung zuverlässig geschätzt werden können.
Der Ansatz der Rückstellung erfolgt zum voraussichtlichen
Erfüllungsbetrag. Langfristige Verpflichtungen werden – sofern
der aus der Diskontierung resultierende Zinseffekt (Unterschiedsbetrag zwischen Barwert und Rückzahlungsbetrag)
wesentlich ist – mit dem Barwert ihres voraussichtlichen
Erfüllungsbetrages angesetzt, wobei auch zukünftige Kostensteigerungen, die am Bilanzstichtag absehbar und wahrscheinlich sind, in die Bewertung einbezogen werden. Langfristige Verpflichtungen werden mit dem zum jeweiligen
Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz diskontiert. Die Aufzinsungsbeträge sowie die Zinsänderungseffekte werden innerhalb des Finanzergebnisses ausgewiesen. Eine mit der Rückstellung zusammenhängende Erstattung wird, sofern ihre
Vereinnahmung so gut wie sicher ist, als separater Vermögenswert aktiviert. Ein saldierter Ausweis innerhalb der Rückstellungen ist nicht zulässig. Geleistete Anzahlungen werden von
den Rückstellungen abgesetzt.
Verpflichtungen, die aus der Stilllegung oder dem Rückbau von
Sachanlagen resultieren, werden – sofern eine zuverlässige
Schätzung möglich ist – in der Periode ihrer Entstehung mit
ihren diskontierten Erfüllungsbeträgen passiviert. Zugleich
werden die Buchwerte der entsprechenden Sachanlagen um
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, Abgaben an Schwedens Nationalen Fonds für Nuklearabfall zu leisten. Die erforderlichen Abgaben für nukleare Entsorgung hoch
radioaktiven Abfalls und Stilllegung werden entsprechend
der Stromerzeugung für das jeweilige Kernkraftwerk jährlich
seitens der schwedischen Überwachungsbehörde für Kernenergie berechnet, von Regierungsstellen genehmigt und in
entsprechender Höhe von E.ON Sverige gezahlt. Gemäß
IFRIC 5 „Rechte auf Anteile an Fonds für Entsorgung, Wiederherstellung und Umweltsanierung“ (IFRIC 5) wird für geleistete
Zahlungen an den Nationalen Fonds für Nuklearabfall ein
Ausgleichsanspruch für die Erstattung von Entsorgungs- und
Stilllegungsaufwendungen innerhalb der sonstigen Vermögenswerte aktiviert. Abweichend von der Vorgehensweise in
Deutschland werden die in Anlehnung an die Fondsdotierung
bewerteten Rückstellungen für Schweden mit dem Realzins
diskontiert.
Rückstellungen für bedingte Verpflichtungen zum Rückbau
von Sachanlagen, bei denen Art, Umfang, Zeitpunkt und beizumessende Wahrscheinlichkeiten nicht verlässlich ermittelbar
sind, werden nicht gebildet.
Eventualverbindlichkeiten sind mögliche oder gegenwärtige
Drittverpflichtungen, bei denen der Abfluss von Ressourcen
mit wirtschaftlichem Nutzen unwahrscheinlich ist oder deren
Höhe nicht ausreichend verlässlich bestimmt werden kann.
Eventualverbindlichkeiten werden grundsätzlich nicht in der
Bilanz erfasst.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Ertragsteuern
Nach IAS 12 „Ertragsteuern“ (IAS 12) sind latente Steuern für
temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Vermögenswerte und Schulden in der Bilanz und ihren Steuerwerten 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 Vermögenswertes oder einer Schuld zu einem Geschäftsvorfall, der kein
Unternehmenszusammenschluss ist und zum Zeitpunkt des
Geschäftsvorfalls weder das Ergebnis vor Steuern noch das
zu versteuernde Einkommen beeinflusst hat (sogenannte Initial
Differences). IAS 12 verlangt außerdem die Bildung aktiver
latenter Steuern auf noch nicht genutzte Verlustvorträge und
Steuergutschriften. Aktive latente Steuern werden in dem
Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass ein zu versteuerndes Ergebnis verfügbar sein wird, gegen das die temporären Differenzen und noch nicht genutzten Verlustvorträge
verwendet werden können. Die Unternehmenseinheiten werden individuell daraufhin beurteilt, ob es wahrscheinlich ist,
dass in künftigen Jahren ein positives steuerliches Ergebnis
entsteht. Eine etwa bestehende Verlusthistorie wird bei dieser
Analyse einbezogen. Für den Teil der aktiven latenten Steuern,
für den diese Annahmen nicht zutreffen, wurde der Wert der
latenten Steuern vermindert.
Dabei wurden neben der Körperschaftsteuer von 15 Prozent
(2006: 25 Prozent) der Solidaritätszuschlag von 5,5 Prozent
auf die Körperschaftsteuer und der durchschnittliche Gewerbesteuersatz in Höhe von 14 Prozent (2006: 13 Prozent) im Konzern berücksichtigt. Für ausländische Gesellschaften werden
die jeweiligen nationalen Steuersätze zugrunde gelegt.
Die wichtigsten temporären Differenzen sind in Textziffer 10
angegeben.
Kapitalflussrechnung
Die Kapitalflussrechnung ist gemäß IAS 7 „Kapitalflussrechnungen“ (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 Dividenden sind Bestandteil des Cashflows aus der Geschäftstätigkeit, gezahlte Dividenden werden im Bereich der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen. Im Zusammenhang mit dem
Erwerb bzw. Verkauf von Tochterunternehmen gezahlte Kaufpreise (bzw. erhaltene Verkaufspreise) werden abzüglich
erworbener (bzw. abgegebener) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente im Bereich der Investitionstätigkeit gezeigt.
Wechselkursbedingte Wertänderungen der Zahlungsmittel und
Zahlungsmitteläquivalente werden gesondert ausgewiesen.
Segmentberichterstattung
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 wahrscheinlich ist, dass sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit aufgrund dieses Einflusses nicht
umkehren werden.
Zur Ermittlung der latenten Steuern sind die Steuersätze anzuwenden, die zu dem Zeitpunkt gelten, in dem sich die vorübergehenden Differenzen wahrscheinlich wieder ausgleichen
werden. Die Auswirkungen von Steuersatz- oder Steuergesetzänderungen auf die aktiven und passiven latenten Steuern
werden im Regelfall ergebniswirksam berücksichtigt. Eine
Änderung über das Eigenkapital erfolgt bei latenten Steuern,
die vormals erfolgsneutral gebildet wurden. Die Änderung
erfolgt grundsätzlich in der Periode, in der das materielle
Gesetzgebungsverfahren abgeschlossen ist. Die latenten
Steuern für inländische Unternehmen wurden nach Verabschiedung der Unternehmenssteuerreform 2008 mit einem
Gesamtsteuersatz von 30 Prozent (2006: 39 Prozent) ermittelt.
Die Segmentberichterstattung wurde erstmals nach IFRS 8
aufgestellt. Gemäß IFRS 8 werden die Unternehmenssegmente
der Gesellschaft – dem sogenannten „Management Approach“
folgend – nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt und
das Adjusted EBIT als die intern verwendete Ergebnisgröße
zur Performance-Messung herangezogen (vergleiche Textziffer 33).
Gliederung der Bilanz sowie der Gewinn- und
Verlustrechnung
Die Konzernbilanz wird im Einklang mit IAS 1 „Darstellung
des Abschlusses“ (IAS 1) nach der Fristigkeitenmethode aufgestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von
zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden,
sowie Verbindlichkeiten, die innerhalb eines Jahres nach dem
Bilanzstichtag fällig werden, als kurzfristig ausgewiesen.
Im Rahmen der Umstellung auf IFRS wurde zudem die Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung auf das auch für
interne Zwecke Anwendung findende Gesamtkostenverfahren
umgestellt.
Kapitalstrukturmanagement
Ende Mai 2007 hat E.ON die künftige Unternehmensstrategie
vorgestellt. Im Rahmen dieser strategischen Neuausrichtung
von E.ON wurde auch die Finanzstrategie des Konzerns weiterentwickelt.
141
142 Anhang
So verwendet E.ON zum Management der Kapitalstruktur die
Steuerungsgröße Debt Factor. Dieser ergibt sich aus dem Verhältnis zwischen der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung 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 Single A flat/A2
abgeleitet ist und aktiv gesteuert wird.
Bei einem Adjusted EBITDA im Geschäftsjahr von 12.450 Mio €
(2006: 11.724 Mio €) und einer wirtschaftlichen Netto-Verschuldung zum Bilanzstichtag in Höhe von 24.138 Mio €
(2006: 18.233 Mio €) beträgt der Debt Factor 1,9 (2006: 1,6).
Schätzungen und Annahmen sowie Ermessen bei
der Anwendung der Rechnungslegungsgrundsätze
Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen
und Annahmen, die die Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen im Konzern und den Ausweis und die Bewertung
beeinflussen können. Die Schätzungen basieren auf Erfahrungen der Vergangenheit und weiteren Erkenntnissen über zu
bilanzierende Geschäftsvorfälle. Die tatsächlichen Beträge
können von diesen Schätzungen abweichen.
Die Schätzungen und die zugrunde liegenden Annahmen werden 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 Änderungen 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 Bewertung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten,
insbesondere in Zusammenhang mit Kaufpreisallokationen,
dem Ansatz und der Bewertung aktiver latenter Steuern,
der Bilanzierung von Pensions- und übrigen Rückstellungen
sowie bei der Durchführung von Werthaltigkeitsprüfungen
in Übereinstimmung mit IAS 36.
Die Grundlagen für die Einschätzungen bei den relevanten
Themen werden in den jeweiligen Abschnitten erläutert.
Neue Standards und Interpretationen
Das International Accounting Standards Board (IASB) und das
IFRIC haben Standards und Interpretationen verabschiedet,
die im Berichtszeitraum noch nicht verpflichtend anzuwenden
sind. Die Anwendung dieser Regelungen setzt voraus, dass
die zum jetzigen Zeitpunkt zum Teil noch ausstehende Anerkennung durch die EU erfolgt.
IFRS 3 „Unternehmenszusammenschlüsse“
Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des „Business Combinations II“-Projektes eine neue Fassung des IFRS 3
„Unternehmenszusammenschlüsse“ (IFRS 3). Wesentliche
Änderungen gegenüber der alten Fassung ergeben sich insbesondere beim Ansatz und der Bewertung der durch einen
Zusammenschluss übernommenen Vermögenswerte und
Schulden, bei der Bewertung von Minderheitsanteilen sowie
der Goodwill-Ermittlung und bei der Abbildung von Transaktionen mit variablen Kaufpreisen. Der überarbeitete Standard ist
für Transaktionen anzuwenden, die in Geschäftsjahren stattfinden, die am oder nach dem 1. Juli 2009 beginnen. Allerdings
wurde der Standard bisher nicht von der EU in europäisches
Recht übernommen. E.ON untersucht derzeit die möglichen
Auswirkungen aus der Änderung des Standards.
IFRS 2 „Aktienbasierte Vergütung“
Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten
Standard IFRS 2 „Aktienbasierte Vergütung“ (IFRS 2). Die 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
sind auf Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem
1. Januar 2009 beginnen. Allerdings wurde der Standard bisher nicht von der EU in europäisches Recht übernommen.
Die Änderungen des IFRS 2 werden keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss von E.ON haben.
IAS 23 „Fremdkapitalkosten"
Im März 2007 veröffentlichte das IASB den überarbeiteten
Standard IAS 23 „Fremdkapitalkosten“ (IAS 23). Mit dem IAS 23
wird das bisherige Wahlrecht der sofortigen aufwandswirksamen Erfassung von Fremdkapitalzinsen, die direkt der
Anschaffung oder Herstellung sogenannter qualifizierter Vermögenswerte zugerechnet werden können, abgeschafft. Mit
Anwendung des überarbeiteten IAS 23 sind diese Fremdkapitalkosten verpflichtend als Anschaffungs- oder Herstellungskosten zu aktivieren. Der überarbeitete Standard ist auf
Fremdkapitalkosten bezogen auf qualifizierte Vermögenswerte anzuwenden, mit deren Aktivierung am oder nach
dem 1. Januar 2009 begonnen wird. Allerdings wurde der
Standard noch nicht von der EU in europäisches Recht übernommen. Die Änderungen des IAS 23 haben für E.ON keine
Auswirkung, da E.ON bereits die Fremdkapitalkosten als
Anschaffungs- und Herstellungskosten aktiviert.
IAS 1 „Darstellung des Abschlusses“
Im September 2007 veröffentlichte das IASB eine überarbeitete Fassung des IAS 1. Wesentliche Änderungen gegenüber
der alten Fassung ergeben sich insbesondere in der Darstellung des Eigenkapitals sowie bei der Bezeichnung der Bestandteile des Konzernabschlusses. Der überarbeitete Standard
ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem
1. Januar 2009 beginnen. Allerdings wurde der Standard bisher nicht von der EU in europäisches Recht übernommen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die Änderungen des IAS 1 werden auf den Konzernabschluss
von E.ON keine wesentlichen Auswirkungen haben.
IAS 27 „Konzern- und separate Einzelabschlüsse“
Im Januar 2008 veröffentlichte das IASB im Rahmen des „Business Combinations II“-Projektes eine überarbeitete Fassung
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 verkauft
werden, ohne dass es zu einer Änderung der Beherrschung
des Unternehmens kommt. Wesentliche Änderungen gegenüber der alten Fassung ergeben sich zudem insbesondere
beim Ansatz und der Bewertung eines verbleibenden Investments beim Verlust der Beherrschung an dem vormaligen
Tochterunternehmen sowie beim Ansatz der auf Minderheiten entfallenden Verluste. Die Änderungen gemäß dem überarbeiteten Standard sind auf Geschäftsjahre anzuwenden,
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.
einer Konzerngesellschaft zu bilanzieren sind. IFRIC 11 ist auf
Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. März
2007 beginnen. Die erstmalige Anwendung von IFRIC 11 wird
keine wesentlichen Auswirkungen auf den E.ON-Konzernabschluss haben.
IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen“
IFRIC 12 „Dienstleistungskonzessionsvereinbarungen“ (IFRIC 12)
regelt die Bilanzierung von Vereinbarungen, bei denen die
öffentliche Hand als Konzessionsgeber Aufträge für die Erfüllung öffentlicher Aufgaben an private Unternehmen als
Konzessionsnehmer vergibt. Zur Erfüllung dieser Aufgaben
nutzt das private Unternehmen Infrastruktur, die in der Verfügungsmacht der öffentlichen Hand verbleibt. Das private
Unternehmen ist für den Bau, den Betrieb und die Erhaltungsmaßnahmen in Bezug auf die Infrastruktur verantwortlich. Die
Interpretation ist erstmals anzuwenden für Geschäftsjahre,
die am oder nach dem 1. Januar 2008 beginnen, wurde von
der EU aber noch nicht in europäisches Recht übernommen.
E.ON untersucht derzeit die möglichen Auswirkungen aus
einer Einführung des Standards.
IFRIC 13 „Kundentreueprogramme“
Änderungen zu IAS 32 und IAS 1 „Kündbare Finanzinstrumente 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 Fremdkapital auszuweisen. Die Neuregelung sieht u.a.
einen Ausweis als Eigenkapital vor, sofern dem Gesellschafter aus diesen Anteilen ein Anspruch auf das anteilige Nettoreinvermögen im Liquidationsfall zusteht. Die Änderungen
sind auf Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar
2009 beginnen, anzuwenden. Die Änderungen wurden noch
nicht von der EU in europäisches Recht übernommen. E.ON
untersucht derzeit die möglichen Auswirkungen der Änderungen zu IAS 32 und IAS 1.
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 Gewährung
von Eigenkapitalinstrumenten Dienstleistungen erhält, als
„equity-settled“ zu behandeln. Des Weiteren regelt IFRIC 11,
wie aktienbasierte Vergütungssysteme, bei denen Eigenkapitalinstrumente des Mutterunternehmens gewährt werden, bei
IFRIC 13 „Kundentreueprogramme“ (IFRIC 13) befasst sich mit
der Rechnungslegung von Unternehmen, die Prämiengutschriften an Kunden vergeben. Die Interpretation regelt die
bilanzielle Behandlung von Verpflichtungen zur kostenfreien
oder verbilligten Lieferung von Gütern und Dienstleistungen,
die den Unternehmen aufgrund solcher gewährter Prämien
entstehen. Die Regelungen von IFRIC 13 sind für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Juli 2008 beginnen. Allerdings ist die Interpretation noch nicht von der EU
in europäisches Recht übernommen. Aus der Anwendung von
IFRIC 13 werden sich keine wesentlichen Auswirkungen auf
den E.ON-Konzernabschluss ergeben.
IFRIC 14 „IAS 19 – Die Begrenzung eines leistungsorientierten Vermögenswertes, Mindestfinanzierungsvorschriften und ihre Wechselwirkung“
IFRIC 14 „IAS 19 – Die Begrenzung eines leistungsorientierten
Vermögenswertes, Mindestfinanzierungsvorschriften und ihre
Wechselwirkung“ (IFRIC 14) gibt allgemeine Leitlinien zur
Bestimmung der Obergrenze des Überschussbetrags eines
Pensionsfonds, der nach IAS 19 als Vermögenswert angesetzt
werden kann. In der Interpretation wird auch erklärt, wie
sich gesetzliche oder vertragliche Mindestfinanzierungsvorschriften auf Vermögenswerte oder Schulden eines Plans
auswirken können. Nach IFRIC 14 hat der Arbeitgeber keine
weitere Schuld anzusetzen, es sei denn, die nach den Mindestfinanzierungsvorschriften zu zahlenden Beiträge können
nicht an die Gesellschaft zurückgezahlt werden. Die Interpretation ist für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach
dem 1. Januar 2008 beginnen, wurde von der EU jedoch noch
nicht in europäisches Recht übernommen. Die erstmalige
Anwendung von IFRIC 14 wird keine wesentlichen Auswirkungen auf den E.ON-Konzernabschluss haben.
143
144 Anhang
(3) Konsolidierungskreis
Im Jahr 2007 wurden insgesamt 107 inländische und 78 ausländische Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet
(2006: 108 bzw. 60).
Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im
Berichtsjahr wie folgt verändert:
Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten werden in Textziffer 4 erläutert.
Konsolidierungskreis
Inland
Ausland
Summe
129
379
508
15
18
33
Abgänge/Verschmelzungen
5
35
40
Konsolidierte Unternehmen
zum 31. Dezember 2006
139
362
501
zum 1. Januar 2006
Zugänge
Zugänge
23
100
123
Abgänge/Verschmelzungen
9
24
33
zum 31. Dezember 2007
153
438
591
(4) Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und
nicht fortgeführte Aktivitäten
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
Kraftwerksgesellschaft OAO OGK-4 (OGK-4), Surgut, Oblast
Tjumen, Russische Föderation, erworben. Nach Übernahme
weiterer kleinerer Tranchen im Anschluss an den Mehrheitserwerb hält E.ON zum Bilanzstichtag einen Kapitalanteil von
72,7 Prozent an OGK-4. Hierfür wurden unter Berücksichtigung
einer vertraglich vereinbarten Kapitalerhöhung von 1,3 Mrd €
zur Finanzierung des geplanten Investitionsprogramms der
nächsten Jahre insgesamt rund 4,4 Mrd € aufgewendet.
Nach russischem Kapitalmarktrecht war E.ON verpflichtet, ein
öffentliches Übernahmeangebot für die Anteile der Minderheitsaktionäre der OGK-4 zu unterbreiten, das am 15. November 2007 zu einem Preis von 3,3503 Rubel pro Aktie bekannt
gegeben wurde. Die Annahmefrist endete am 4. Februar 2008.
E.ON konnte dadurch weitere Anteile von zusammen rund
3,4 Prozent an OGK-4 übernehmen und seinen Kapitalanteil
auf insgesamt rund 76,1 Prozent erhöhen. RAO UES hat das
Übernahmeangebot für ihren Anteil an OGK-4 in Höhe von
22,5 Prozent erwartungsgemäß nicht angenommen.
OGK-4 betreibt an fünf Standorten konventionelle Kraftwerke
mit einer installierten Gesamtleistung von 8,6 Gigawatt (GW)
und plant an den vorhandenen Standorten bis 2011 den Bau
weiterer Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 2,4 GW.
Die erstmalige Einbeziehung der Gesellschaft in den E.ONKonzernabschluss erfolgte im vierten Quartal 2007.
Im E.ON-Konzernabschluss wurden für den Zeitraum 1. Oktober bis 31. Dezember 2007 Umsätze der OGK-4 von 248 Mio €
sowie ein Ergebnis der OGK-4 (nach Abschreibungen auf
Zeitwertdifferenzen aus der Kaufpreisverteilung) von 3 Mio €
berücksichtigt. Im Gesamtjahr hatte OGK-4 Umsätze von
898 Mio € erzielt und ein Ergebnis von 29 Mio € erwirtschaftet.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Zum 31. Dezember 2007 ist die Kaufpreisverteilung für OGK-4
noch vorläufig, da insbesondere Auswirkungen auf das Sachanlagevermögen sowie aus möglichen Verpflichtungen zu
untersuchen sind.
Wesentliche Bilanzposten OGK-4
in Mio 
Sachanlagen
IFRS-Buchwerte
vor Erstkonsolidierung
Kaufpreisallokation
Buchwerte bei
Erstkonsolidierung
11
–
11
738
2.212
2.950
Sonstige Vermögenswerte
1.497
5
1.502
Summe Aktiva
2.246
2.217
4.463
210
529
739
124
–
124
Summe Passiva
334
529
863
1.912
1.390
522
1.688
–1.390
461
3.600
–
983
Nettovermögen
Minderheitsanteile
Anschaffungskosten
4.350
Goodwill (vorläufig)
1.733
ENERGI E2 Renovables Ibéricas
E.ON Climate & Renewables GmbH hat am 13. August 2007
100 Prozent der Anteile an der ENERGI E2 Renovables Ibéricas
S.L.U. (E2-I), Madrid, Spanien, erworben. Der Kaufpreis betrug
insgesamt rund 481 Mio €. E2-I und ihre Tochtergesellschaften
wurden zum 31. August 2007 erstkonsolidiert. E2-I betreibt
über ihre Tochter- und Beteiligungsgesellschaften im Wesentlichen Windparks in Spanien und Portugal mit einer installierten Leistung von rund 260 MW. Eine größere Projektpipeline
steht in den nächsten Jahren zur weiteren Entwicklung an. Da
Anpassungen der Kaufpreisverteilung wegen der noch nicht
endgültig erfolgten Klärung technischer Sachverhalte nicht
ausgeschlossen werden können, ist diese noch vorläufig.
Im E.ON-Konzernabschluss wurden für den Zeitraum 1. September bis 31. Dezember 2007 Umsätze von E2-I von 5 Mio €
sowie ein Ergebnis (nach Abschreibungen auf Zeitwertdifferenzen aus der Kaufpreisverteilung) von –1 Mio € berücksichtigt. Im Gesamtjahr hatte E2-I Umsätze von rund 15 Mio €
erzielt und ein Ergebnis von etwa 4 Mio € erwirtschaftet.
1.733
145
146 Anhang
Airtricity
E.ON North America Holdings LLC hat am 18. Dezember 2007
sämtliche Anteile an der Airtricity Inc., Chicago, Illinois, USA,
sowie sämtliche Anteile an der Airtricity Holdings (Canada)
Ltd., Toronto, Ontario, Kanada, zu einem Kaufpreis von rund
580 Mio € erworben. Airtricity betreibt mehrere Windparks in
den Bundesstaaten Texas und New York mit einer installierten
Kapazität von rund 250 MW. Bis Ende 2008 sollen weitere
Windparks mit einer deutlich größeren Kapazität fertiggestellt
werden. Aufgrund der zeitlichen Nähe von Erstkonsolidierung
und Aufstellung des Konzernabschlusses wurde der Unterschiedsbetrag aus der Kapitalkonsolidierung vorläufig in voller Höhe als
Goodwill bilanziert.
Im Gesamtjahr hatte Airtricity Umsätze von rund 9 Mio € erzielt
und ein negatives Ergebnis von etwa 44 Mio € erwirtschaftet.
Wesentliche Bilanzposten E.ON Climate & Renewables (E2-I und Airtricity)
in Mio 
IFRS-Buchwerte
vor Erstkonsolidierung
Kaufpreisallokation
Buchwerte bei
Erstkonsolidierung
74
231
305
Sachanlagen
934
31
965
Sonstige Vermögenswerte
202
218
420
1.210
480
1.690
335
143
478
828
5
833
1.163
148
1.311
47
43
4
332
–43
32
379
–
36
Immaterielle Vermögenswerte und erworbener Goodwill
Summe Aktiva
Summe Passiva
Nettovermögen
Minderheitsanteile
Anschaffungskosten
1.061
Goodwill (vorläufig)
718
718
Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten
im Jahr 2007
Folgende Effekte ergaben sich aus den nicht fortgeführten
Aktivitäten:
ONE
WKE
E.ON hatte gemeinsam mit den Mitgesellschaftern Telenor
und Tele Danmark im Juni 2007 einen Vertrag über die Veräußerung ihrer Anteile an dem österreichischen Telekommunikationsunternehmen ONE GmbH (ONE), Wien, Österreich,
an ein Bieterkonsortium, bestehend aus France Télécom und
dem Finanzinvestor Mid Europa Partners, unterzeichnet. Die
Übertragung des 50,1-Prozent-Anteils von E.ON erfolgte am
2. Oktober 2007. Im vierten Quartal 2007 hat E.ON aus der
Veräußerung ihrer Beteiligung unter Berücksichtigung der
zur Verfügung gestellten Gesellschafterdarlehen einen Mittelzufluss von 569 Mio € sowie einen Abgangsgewinn von
321 Mio € realisiert.
E.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 genossenschaftlichen Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohlebefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA.
RAG
E.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.
Im März 2007 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine Aufhebungsvereinbarung 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 Tochtergesellschaften gehalten werden.
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 Vertragsparteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung
zur Jahresmitte 2008. WKE wurde daher weiterhin als nicht
fortgeführte Aktivität ausgewiesen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die nachfolgenden Tabellen zeigen die wesentlichen Posten
der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz der nicht
fortgeführten WKE-Aktivitäten im Segment US-Midwest:
Gewinn- und Verlustrechnung –
WKE – (Kurzfassung)
in Mio 
2007
Umsatzerlöse
2006
204
227
Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto
–338
–129
Ergebnis der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit
–134
98
53
–34
–81
64
Ergebnis aus nicht fortgeführten
Aktivitäten
Wesentliche Bilanzposten –
WKE – (Kurzfassung)
31. Dezember
in Mio 
2007
1. Januar
2006
2006
Sachanlagen
202
215
211
Übrige Vermögenswerte
362
396
471
Summe Vermögenswerte
564
611
682
Schulden
613
615
836
Darüber hinaus wurden im Geschäftsjahr 2007 weitere Ergebnisse 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 fortgeführten Aktivitäten des bereits im Jahr 2005
veräußerten Segments Viterra von insgesamt 6 Mio € sowie
ein Verlust aus der Veräußerung des ehemaligen Segments
Öl von 13 Mio €.
Zusätzlich zum bereits gehaltenen Anteil von 50,02 Prozent
wurden im Rahmen des Tauschvorgangs weitere 49,9 Prozent
an der bereits vollkonsolidierten Gesellschaft Dél-dunántúli
Gázszolgáltató ZRt. (DDGáz), Pécs, Ungarn, erworben. Die
Beteiligungsquote zum Bilanzstichtag betrug 99,9 Prozent.
Im Rahmen der Tauschtransaktion und unter Berücksichtigung
einer Barkomponente von insgesamt 30 Mio € ergaben sich
Anschaffungskosten für JČP und DDGáz von rund 104 Mio €.
Der Gewinn aus der Veräußerung der Minderheitsbeteiligungen betrug 31 Mio €.
E.ON Földgáz Storage und E.ON Földgáz Trade
E.ON Ruhrgas hatte zum 31. März 2006 durch den Erwerb der
Beteiligungen an MOL Földgázellátó ZRt. (jetzt E.ON Földgáz
Trade) und MOL Földgáztároló ZRt. (jetzt E.ON Földgáz Storage),
beide Budapest, Ungarn, das Gashandels- und Speichergeschäft des ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL
vollständig übernommen. Hierbei wurde vereinbart, in Abhängigkeit von der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen in Ungarn bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen
vorzunehmen. Der Kaufpreis betrug rund 400 Mio €. Die
Gesellschaften wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert.
Zum 31. Dezember 2006 ergab sich aus der Kaufpreisaufteilung ein vorläufiger Goodwill in Höhe von 119 Mio €, der im
Berichtsjahr um 9 Mio € auf 110 Mio € angepasst wurde.
Veräußerungen und nicht fortgeführte Aktivitäten
im Jahr 2006
Im Jahr 2006 wurden unter den nicht fortgeführten Aktivitäten
die im Juni 2006 veräußerte Gesellschaft E.ON Finland, Espoo,
Finnland (E.ON Finland), der Market Unit Nordic, die Aktivitäten
von WKE der Market Unit US-Midwest sowie Degussa ausgewiesen. Darüber hinaus resultierte aus einer Kaufpreisnachbesserung für die Veräußerung von Viterra 2006 ein Ertrag
von rund 54 Mio € (nach Steuern: 53 Mio €).
E.ON Finland
Unternehmenserwerbe im Jahr 2006
JČP/DDGáz
Im Zuge von Portfoliobereinigungen in Tschechien und Ungarn
wurden Minderheitsbeteiligungen an verschiedenen Gesellschaften abgegeben. Im Gegenzug erhielt E.ON neben zwei
anderen Minderheitsbeteiligungen zusätzlich zum bereits
gehaltenen Anteil von 13,1 Prozent weitere 46,7 Prozent an
der zum 1. September 2006 erstmals vollkonsolidierten
Gesellschaft Jihočeská plynárenská, a.s. (JČP), České Budějovice,
Tschechische Republik. Ein weiterer Anteil von 39,2 Prozent
wurde im Rahmen einer anderen Transaktion ebenfalls im
September erworben. Der von E.ON gehaltene Anteil an JČP
betrug damit 99,0 Prozent. Die restlichen Anteile an JČP wurden 2007 erworben.
Am 26. Juni 2006 vollzogen E.ON Nordic und der finnische
Energiekonzern Fortum Power and Heat Oy (Fortum) – entsprechend dem am 2. Februar 2006 unterzeichneten Vertrag –
die Übertragung aller Anteile, die E.ON Nordic an E.ON Finland hielt, an Fortum. Der Kaufpreis für 65,56 Prozent der
Anteile betrug insgesamt rund 390 Mio €. E.ON Finland wurde
Mitte Januar 2006 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert.
147
148 Anhang
In der nachstehenden Tabelle sind wesentliche Posten der
Gewinn- und Verlustrechnung aus nicht fortgeführten Aktivitäten des Segments Nordic dargestellt.
Gewinn- und Verlustrechnung –
E.ON Finland – (Kurzfassung)
in Mio 
Umsatzerlöse
Netto-Ergebnis aus dem Abgang
Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto
2006
131
Der Kaufpreis in Höhe von rund 2,8 Mrd € wurde am 31. August
2006 von RAG an E.ON gezahlt. Aus der Transaktion wurde
zunächst ein Ertrag in Höhe von 981 Mio € erzielt, der anschließend um den Zwischengewinn in Höhe der prozentualen
Beteiligung von E.ON an der RAG mit 39,2 Prozent korrigiert
werden musste. Aus der Einbringung und dem anschließenden Verkauf wurde somit zunächst ein Ertrag von 596 Mio €
realisiert.
11
–115
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
27
–7
20
Degussa
Im Dezember 2005 unterzeichneten E.ON und RAG eine Eckpunktevereinbarung über den Verkauf der von E.ON gehaltenen Degussa-Anteile (42,9 Prozent) an RAG. Im Zuge der
weiteren Umsetzung dieser Eckpunktevereinbarung erfolgte
am 21. März 2006 die Einbringung dieser Anteile in die RAG
Projektgesellschaft mbH, Essen, sowie deren Verkauf auf
Termin. Am 3. Juli 2006 wurde der Terminkaufvertrag mit der
RAG über den E.ON-Geschäftsanteil an der RAG Projektgesellschaft mbH vollzogen und damit die zuletzt nur noch
mittelbare Degussa-Beteiligung abgegeben.
(5) Umsatzerlöse
Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum
Zeitpunkt der Lieferung an den Kunden bzw. mit Erfüllung
der Leistung. Die Lieferung gilt als abgeschlossen, wenn die
mit dem Eigentum verbundenen Risiken auf den Käufer übergegangen sind, das Entgelt vertraglich festgelegt ist und die
Erfüllung der Forderung wahrscheinlich ist.
Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen
von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer
und Endverbraucher. Darüber hinaus bestehen Erlöse aus der
Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen von
Dampf und Wärme.
(6) Andere aktivierte Eigenleistungen
Andere aktivierte Eigenleistungen belaufen sich auf 517 Mio €
(2006: 395 Mio €) und resultieren im Wesentlichen aus
Engineering-Leistungen im Zusammenhang mit Neubauprojekten.
Da die Degussa-Beteiligung bis zur Veräußerung die Voraussetzungen für die Qualifizierung als nicht fortgeführte Aktivität gemäß IFRS 5 „Zur Veräußerung gehaltene langfristige Vermögenswerte und aufgegebene Geschäftsbereiche“ (IFRS 5)
erfüllte, war dieser Ertrag zusammen mit dem Effekt aus der
Fortschreibung des Degussa-Equitywertes um anteilige Ergebnisse im ersten Quartal 2006 von 37 Mio € im E.ON-Konzernabschluss als Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten von
insgesamt 633 Mio € auszuweisen.
Die aus der Veräußerung von Degussa-Anteilstranchen an RAG
entstandenen Zwischengewinne beliefen sich zum 31. Dezember 2006 auf insgesamt 418 Mio €.
Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Strom und Gas an
Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher
werden realisiert, wenn sie vom Kunden auf Basis einer vertraglichen Vereinbarung abgenommen worden sind. Sie spiegeln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der
geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Periodenende, wider.
Die Aufteilung der Umsatzerlöse nach Segmenten findet
sich in Textziffer 33.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(7) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen
Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt
zusammen:
Sonstige betriebliche Erträge
in Mio 
2007
2006
Erträge aus Währungskursdifferenzen
3.284
4.439
Erträge aus derivativen
Finanzinstrumenten
1.767
1.087
Erträge aus dem Abgang von
Beteiligungen und Wertpapieren
Im Jahr 2007 sind in den übrigen sonstigen betrieblichen
Erträgen vor allem Auflösungen von Wertberichtigungen,
Miet- und Pachterträge, Schrott- und Materialverkäufe
sowie vereinnahmte Schadensersatzleistungen enthalten.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich folgendermaßen zusammen:
Sonstige betriebliche Aufwendungen
1.588
in Mio 
2007
2006
981
Aufwendungen aus
Währungskursdifferenzen
3.218
4.447
Aufwendungen aus derivativen
Finanzinstrumenten
1.331
3.052
216
190
Erträge aus sonstigen Lieferungen
und Leistungen
232
169
Übrige
905
1.238
Sonstige Steuern
7.776
7.914
Verluste aus dem Abgang von
Beteiligungen und Wertpapieren
Summe
Die realisierten Erträge aus Währungsderivaten und die ertragswirksamen Währungseffekte aus Fremdwährungstransaktionen werden unter den Erträgen aus Währungskursdifferenzen
ausgewiesen.
Die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen
die Fair-Value-Bewertung und realisierte Erträge aus Derivaten nach IAS 39 mit Ausnahme von Ergebniseffekten aus
Zinsderivaten.
Die Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen und Wertpapieren entfielen mit 321 Mio € auf die ONE. Darüber hinaus
sind Gewinne aus dem Verkauf von Wertpapieren in Höhe
von 1.128 Mio € (2006: 613 Mio €) enthalten. Im Vorjahr waren
hier außerdem die Gewinne aus dem Abgang von Wertpapierspezialfonds im Rahmen der Übertragung auf das Contractual
Trust Arrangement (CTA) (vergleiche hierzu auch Textziffer 24)
in Höhe von 159 Mio € ausgewiesen.
(8) Materialaufwand
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren umfassen insbesondere den Bezug von Gas und
Strom, von Brennstoffen für die Stromerzeugung sowie den
Nuklearbereich. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen
beinhalten im Wesentlichen Instandhaltungsaufwendungen.
Des Weiteren sind im Materialaufwand Netznutzungsentgelte
enthalten.
138
125
Übrige
4.821
4.093
Summe
9.724
11.907
Die realisierten Aufwendungen aus Währungsderivaten und
die aufwandswirksamen Währungskurseffekte aus Fremdwährungstransaktionen werden unter den Aufwendungen aus
Währungskursdifferenzen ausgewiesen.
Die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen die Fair-Value-Bewertung und realisierte Aufwendungen
aus Derivaten nach IAS 39 mit Ausnahme von Ergebniseffekten aus Zinsderivaten.
In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind
Konzessionsabgaben in Höhe von 471 Mio € (2006: 512 Mio €),
externe Prüfungs- und Beratungskosten in Höhe von 414 Mio €
(2006: 263 Mio €), Werbe- und Marketingaufwendungen in
Höhe von 360 Mio € (2006: 281 Mio €) sowie Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe
von 333 Mio € (2006: 293 Mio €) enthalten. Des Weiteren
werden hier Fremdleistungen, IT-Aufwendungen und Versicherungsprämien ausgewiesen.
Materialaufwand
in Mio 
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und
Betriebsstoffe und bezogene Waren
Aufwendungen für bezogene Leistungen
Summe
2007
2006
47.667
44.171
2.556
2.537
50.223
46.708
149
150 Anhang
(9) Finanzergebnis
Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:
Finanzergebnis
in Mio 
2007
2006
Erträge aus Beteiligungen
215
209
Abschreibungen auf sonstige Finanzanlagen
–36
–159
179
50
Available-for-Sale
207
216
Loans and Receivables
696
779
Held-for-Trading
51
53
Sonstige Zinserträge
81
121
1.035
1.169
Amortized Cost
–929
–988
Held-for-Trading
–78
–142
Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge
Sonstige Zinsaufwendungen
–979
–1.084
–1.986
–2.214
Zinsergebnis
–951
–1.045
Finanzergebnis
–772
–995
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.
Geringere Abschreibungen auf Minderheitsbeteiligungen
und eine niedrigere Zinsbelastung haben gegenüber dem
Vorjahr zu einer deutlichen Verbesserung des Finanzergebnisses geführt.
Im Jahr 2006 sind Wertminderungen in Höhe von insgesamt
140 Mio € infolge der Netzregulierung auf deutsche Minderheitsbeteiligungen als Abschreibungen auf sonstige Finanzanlagen erfasst worden.
Die Verbesserung des Zinsergebnisses im Berichtsjahr ist vor
allem auf höhere erwartete Planvermögenserträge im Zusammenhang mit der Bewertung der Rückstellungen für Pensionen
und ähnliche Verpflichtungen zurückzuführen.
Die sonstigen Zinserträge enthalten überwiegend Erträge
aus Leasingforderungen (Finanzierungsleasing). In den sonstigen Zinsaufwendungen ist die Aufzinsung von Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen in Höhe
von 708 Mio € (2006: 713 Mio €) enthalten. Außerdem wurde
die Zinsbelastung aus Pensionsrückstellungen – gekürzt um
die erwarteten Erträge aus Planvermögen – mit einem Betrag
von 79 Mio € in den sonstigen Zinsaufwendungen berücksichtigt (2006: 242 Mio €).
Die Aufzinsung von Verbindlichkeiten im Zusammenhang
mit Put-Optionen führte gemäß IAS 32 zu einem Aufwand
von 22 Mio € (2006: 102 Mio €).
Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten Fremdkapitalzinsen in Höhe von 62 Mio € (2006: 27 Mio €) vermindert.
Realisierte Erträge und Aufwendungen aus Zinsswaps werden saldiert ausgewiesen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(10) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
Für die Geschäftsjahre 2007 und 2006 setzen sich die Steuern
vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten
Steuern wie folgt zusammen:
in Mio 
2007
2006
Inländische Körperschaftsteuer
931
–407
Inländische Gewerbesteuer
735
354
Ausländische Ertragsteuern
648
553
Laufende Ertragsteuern
Übrige Steuern vom Einkommen
und Ertrag
Summe
10
5
2.324
505
Latente Steuern
Inland
–149
–61
Ausland
114
–404
Summe
–35
–465
2.289
40
Steuern vom Einkommen
und vom Ertrag
Der Anstieg des Steueraufwands um 2.249 Mio € im Vergleich
zum Vorjahr beruht im Wesentlichen darauf, dass der Sondereffekt der erstmaligen Aktivierung des abgezinsten Körperschaftsteuerguthabens in 2006 zu einem Steuerertrag in Höhe
von 1.279 Mio € geführt hat. Der weitere Anstieg ist auf Ergebnissteigerungen zurückzuführen.
Durch das am 18. August 2007 in Kraft getretene Unternehmensteuerreformgesetz 2008 ergeben sich ab dem 1. Januar 2008
weitreichende Steueränderungen in Deutschland. Insbesondere der Körperschaftsteuersatz sinkt von 25 Prozent im laufenden Jahr auf 15 Prozent in 2008, der durchschnittliche
inländische Gewerbesteuersatz steigt von 13 Prozent im laufenden Jahr auf 14 Prozent in 2008. Der Solidaritätszuschlag
beträgt unverändert 5,5 Prozent auf den Körperschaftsteuersatz. Aufgrund der Änderung des durchschnittlichen Gesamtsteuersatzes von bisher 39 auf 30 Prozent ist eine Neubewertung des Gesamtbestandes der latenten Steuern in
Deutschland zum 31. Dezember 2007 durchzuführen. Hieraus
ergibt sich im Geschäftsjahr 2007 ein nicht zahlungswirksamer latenter Steuerertrag in Höhe von 59 Mio €.
Mit dem am 13. Dezember 2006 in Kraft getretenen Gesetz
über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung der Europäischen Gesellschaft und zur Änderung weiterer steuerrechtlicher 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 Gewinnausschüttungen gebunden ist. Stattdessen ist mit Ablauf des
31. Dezember 2006 ein unbedingter Anspruch auf Auszahlung
des Guthabens in zehn gleichen Jahresraten im Zeitraum von
2008 bis 2017 entstanden. Während die Erfassung des abgezinsten Guthabens 2006 zu einem Steuerertrag in Höhe von
1.279 Mio € führte, ergibt sich im Berichtsjahr, insbesondere
durch die Aufzinsung des Körperschaftsteuerguthabens, ein
Steuerertrag in Höhe von 75 Mio €.
Erstmals sind mit Inkrafttreten des Jahressteuergesetzes 2008
am 29. Dezember 2007 bislang unversteuerte Einkommensteile,
die im sogenannten „EK 02“ erfasst sind, ausschüttungsunabhängig nachzuversteuern und erstmals zum 30. September
2008 in bis zu zehn gleichen Jahresraten zu zahlen. Der sogenannte Körperschaftsteuer-Erhöhungsbetrag beträgt dabei
3 Prozent des zum 31. Dezember 2006 ermittelten EK 02. Hieraus ergibt sich ein Bruttobetrag in Höhe von 88 Mio €. Alternativ besteht die Möglichkeit einer Einmalzahlung. Unter der
Annahme einer geplanten Zahlung zum 30. September 2008
ergibt sich im Geschäftsjahr ein Steueraufwand in Höhe von
70 Mio €.
Für den Unterschied zwischen dem Nettovermögen und dem
steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen (sogenannte „Outside Basis Differences“)
wurden 2006 keine passiven latenten Steuern bilanziert. Zum
Stichtag beträgt die passive latente Steuer 7 Mio €. Passive
latente Steuern für Tochtergesellschaften und assoziierte
Unternehmen wurden insoweit nicht bilanziert, als die Gesellschaft den Umkehreffekt steuern kann und soweit es wahrscheinlich ist, dass sich die temporäre Differenz in absehbarer
Zeit nicht umkehren wird. Für temporäre Differenzen von
Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe
von 1.646 Mio € (2006: 1.335 Mio €) wurden passive latente
Steuern nicht gebildet, da E.ON in der Lage ist, den zeitlichen
Verlauf der Umkehrung zu steuern und sich die temporären
Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren.
Steuersatzänderungen in Großbritannien, Tschechien und
einigen anderen Staaten führten insgesamt zu einem latenten Steuerertrag in Höhe von 118 Mio €. 2006 ergab sich durch
Steuersatzänderungen im Ausland insgesamt ein latenter
Steuerertrag in Höhe von 21 Mio €.
151
152 Anhang
Die Unterschiede zwischen dem für 2007 in Deutschland geltenden Ertragsteuersatz von 39 Prozent (2006: 39 Prozent)
und dem effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:
Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz
2007
Erwartete Ertragsteuern
2006
in Mio 
%
in Mio 
%
3.776
39,0
2.085
39,0
Ertragsteuerminderung für ausgeschüttete Dividenden
–75
–0,8
–76
–1,4
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen
–405
–4,2
–71
–1,3
Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts
–177
–1,8
–21
–0,4
Steuereffekte auf steuerfreies Einkommen
–790
–8,2
–491
–9,2
Steuereffekte auf Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen
–353
–3,6
–227
–4,2
313
3,2
–1.159
–21,7
2.289
23,6
40
0,8
Sonstiges1)
Effektiver Steueraufwand/-satz
1) davon in 2006 Ertrag aus Aktivierung der Körperschaftsteuerguthaben –1.279 Mio 
Die Ertragsteuern, die im Zusammenhang mit den nicht fortgeführten Aktivitäten stehen, werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten „Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten“ ausgewiesen (vergleiche auch Textziffer 4)
und ergeben sich wie folgt:
Es ergeben sich die in der folgenden Tabelle dargestellten
aktiven und passiven latenten Steuern zum 31. Dezember
2007 und 2006:
Aktive und passive latente Steuern
31. Dezember
Steueraufwand aus nicht fortgeführten
Aktivitäten
in Mio 
WKE
in Mio 
2007
2006
62
Sachanlagen
608
647
Finanzanlagen
138
209
9
12
–53
34
–
7
Vorräte
Viterra
–
1
Forderungen
–53
42
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit teilt sich
auf das In- und Ausland wie folgt auf:
2006
73
E.ON Finland
Summe
2007
70
397
Rückstellungen
3.107
4.209
Verbindlichkeiten
2.070
2.418
452
613
Verlustvorträge
Steuergutschriften
Sonstige
Zwischensumme
81
38
163
187
6.771
8.792
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
in Mio 
2007
2006
Wertänderung
–212
–435
6.559
8.357
Inland
5.500
3.463
Ausland
4.183
1.884
1.033
1.101
Summe
9.683
5.347
Sachanlagen
6.501
6.547
Finanzanlagen
1.727
1.977
Vorräte
176
246
1.946
2.076
Rückstellungen
443
502
Verbindlichkeiten
253
178
Sonstige
880
1.546
12.959
14.173
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
–6.400
–5.816
Forderungen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Von den ausgewiesenen latenten Steuern sind insgesamt
2.246 Mio € direkt dem Eigenkapital belastet worden (2006:
2.223 Mio €).
Die latenten Steuern stellen sich bezüglich des Zeitraums
ihrer Umkehrung und nach Saldierung wie folgt dar:
Nettobetrag der aktiven und passiven latenten Steuern
31. Dezember 2007
in Mio 
Wertänderung
Nettobetrag der aktiven latenten Steuern
31. Dezember 2006
Kurzfristig
Langfristig
Kurzfristig
Langfristig
298
1.069
254
1.428
–4
–208
–11
–424
294
861
243
1.004
–712
–6.843
–568
–6.495
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
–418
–5.982
–325
–5.491
Im Rahmen des Erwerbs von OGK-4 ergaben sich aus der
Kaufpreisverteilung zum 31. Dezember 2007 passive latente
Steuern in Höhe von 529 Mio €. Die Kaufpreisverteilung für
E2-I führte am 31. Dezember 2007 zu passiven latenten Steuern
in Höhe von 148 Mio €.
Die Kaufpreisverteilungen weiterer Erwerbe führten am
31. Dezember 2007 insgesamt zu einem Ansatz von 19 Mio €
passiven latenten Steuern.
Die Erwerbe von DDGáz, E.ON Földgáz Trade, E.ON Földgáz
Storage, Somet und E.ON Värme führten am 31. Dezember
2006 insgesamt zu einem Ansatz von 6 Mio € aktiven und
27 Mio € passiven latenten Steuern.
Die steuerlichen Verlustvorträge am Jahresende setzen sich
wie folgt zusammen:
Steuerliche Verlustvorträge
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Inländische Verlustvorträge
1.646
2.016
Ausländische Verlustvorträge
Summe
739
956
2.385
2.972
Seit dem 1. Januar 2004 sind inländische Verlustvorträge unter
Berücksichtigung eines Sockelbetrags von 1 Mio € nur noch
zu 60 Prozent des zu versteuernden Einkommens verrechenbar. Diese körperschaftsteuerliche Regelung zur Mindestbesteuerung gilt entsprechend für gewerbesteuerliche Verlustvorträge.
Von den noch nicht genutzten Steuergutschriften, für die keine latenten Steuern gebildet wurden, verfallen 12 Mio € nach
2012.
153
154 Anhang
(11) Personalbezogene Angaben
Aktienbasierte Vergütung
Personalaufwand
Als langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten die
Vorstandsmitglieder der E.ON AG und bestimmte Führungskräfte der E.ON AG sowie der Market Units eine aktienbasierte
Vergütung. Voraussetzung für die Gewährung ist der Besitz
einer bestimmten Anzahl von Aktien der E.ON AG, die bis
zum Ende der Laufzeit bzw. bis zur vollständigen Ausübung
gehalten werden müssen. Ziel dieser aktienbasierten Vergütung ist es, den Beitrag zur Steigerung des Unternehmenswerts zu honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente
mit gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter werden die Interessen der Anteilseigner und des Managements sinnvoll verknüpft.
Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:
Personalaufwand
in Mio 
2007
2006
Löhne und Gehälter
3.692
3.553
Soziale Abgaben
556
580
Aufwendungen für Altersversorgung
und für Unterstützung
für Altersversorgung
349
327
396
377
4.597
4.529
Summe
Im Jahr 2007 wurden für die Ausgabe von Aktien im Rahmen
des Belegschaftsaktienprogramms über die Börse insgesamt
373.905 Aktien bzw. 0,05 Prozent der Aktien der E.ON AG zu
einem durchschnittlichen Anschaffungspreis von 121,10 € je
Aktie erworben (in 2006 Entnahme aus dem Bestand eigener
Aktien: 443.290 Aktien bzw. 0,06 Prozent) und zu Vorzugspreisen zwischen 45,20 € und 104,64 € (2006: zwischen 38,37 € und
74,77 €) an die Mitarbeiter weitergegeben. Die durch Gewährung der Vorzugspreise entstandenen Kosten werden in der
Position „Löhne und Gehälter“ als Personalaufwand erfasst. Zur
Entwicklung des Bestands an eigenen Aktien der E.ON AG
werden weitere Informationen unter Textziffer 19 gegeben.
Seit dem Geschäftsjahr 2003 besteht für in Großbritannien
beschäftigte Mitarbeiter die Möglichkeit, E.ON-Aktien im
Rahmen eines Belegschaftsaktienprogramms zu erwerben
und zusätzlich Bonus-Aktien zu beziehen. Der Aufwand aus
der Ausgabe der Bonus-Aktien wird ebenfalls unter „Löhne
und Gehälter“ als Personalaufwand erfasst.
Im Folgenden wird über das im Jahr 2005 beendete virtuelle
Aktienoptionsprogramm der E.ON AG sowie über den im Jahr
2006 neu eingeführten E.ON-Share-Performance Plan berichtet.
Virtuelles Aktienoptionsprogramm der E.ON AG
Von 1999 bis einschließlich 2005 hat E.ON jährlich virtuelle
Aktienoptionen (Stock Appreciation Rights/SAR) im Rahmen
des virtuellen Aktienoptionsprogramms der E.ON AG gewährt.
Im Geschäftsjahr 2007 wurde die dritte Tranche vollständig
ausgeübt. Noch vorhandene SAR der vierten bis siebten
Tranche können auch nach der Beendigung dieses Programms
weiterhin nach den Regelungen der Optionsbedingungen
ausgeübt werden.
Stock Appreciation Rights der E.ON AG
Ausgabedatum
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
4. Tranche
3. Tranche
3. Jan. 2005
2. Jan. 2004
2. Jan. 2003
2. Jan. 2002
2. Jan. 2001
Laufzeit
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
Sperrfrist
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
Basiskurs1)
61,10 
44,80 
37,86 
50,70 
58,70 
300,18
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
231
Anzahl ausgegebener Optionen
2,9 Mio
2,7 Mio
2,6 Mio
1,7 Mio
1,8 Mio
Ausübungsschwelle
(Kursanstieg gegenüber Basiskurs)
10 %
10 %
10 %
10 %
20 %
Ausübungsschwelle (Mindestkurs)1)
67,21 
49,28 
41,65 
55,77 
70,44 
Maximaler Ausübungsgewinn
65,35 
49,05 
–
–
–
1) im Jahr 2006 nach Sonderdividendenausschüttung angepasst
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die SAR können von den Berechtigten nach Ablauf der Sperrfrist 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 Ausübung und dem Basiskurs, multipliziert mit der Anzahl der
ausgeübten Optionen. Um die Effekte aus außerordentlichen,
nicht vorhergesehenen Entwicklungen nach oben hin zu
begrenzen, wurde der maximal mögliche Ausübungsgewinn
je Option für die SAR ab der sechsten Tranche auf 100 Prozent
des Basiskurses bei Ausgabe festgelegt. Diese Begrenzung
des Ausübungsgewinns ist erstmals im Geschäftsjahr 2006
wirksam geworden.
Die SAR wurden zum Bilanzstichtag im Rahmen der IFRS 2Bewertung 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 Abhängigkeit von der Kursentwicklung der E.ON-Aktie wurden für
die Tranchen individuelle Ausübungsquoten definiert. Es
werden restlaufzeitkongruente historische Volatilitäten und
Korrelationen der E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes verwendet. Als risikoloser Zinssatz wird der Zero-Swapsatz für
die entsprechende Restlaufzeit zugrunde gelegt. Im Rahmen
des Bewertungsmodells werden außerdem die Dividendenrenditen der E.ON-Aktie (2,30 Prozent) und des Vergleichsindexes (3,18 Prozent) berücksichtigt. Die Dividendenrendite
der E.ON-Aktie wird auf Basis des Verhältnisses der zuletzt
ausgeschütteten Dividende und des Aktienkurses am Bewertungstag angesetzt. Sie entspricht damit zum Stichtag annähernd der zukünftig erwarteten Dividendenrendite. Der
Durchschnitt der Xetra-Schlusskurse der E.ON-Aktie betrug
im Geschäftsjahr 118,08 €. Der Xetra-Schlusskurs der E.ONAktie betrug am Jahresende 145,59 €. Der Dow Jones STOXX
Utilities Index (Price EUR) erreichte einen Schlusswert von
549,75 Punkten.
Die folgende Übersicht enthält weitere im Rahmen der
Bewertung verwendete Parameter:
SAR-Programm der E.ON AG – Bewertungsparameter des Optionspreismodells
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
Innerer Wert zum 31. Dezember 2007
65,35 €
49,05 €
107,73 €
94,89 €
Rechnerischer Optionswert zum 31. Dezember 2007
64,09 €
48,64 €
104,39 €
93,81 €
4,43 %
4,42 %
4,45 %
4,55 %
Volatilität der E.ON-Aktie
25,61 %
25,47 %
24,44 %
21,97 %
Volatilität des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)
14,74 %
14,78 %
14,54 %
13,78 %
0,7015
0,7191
0,7492
0,7845
Swapsatz
Korrelation E.ON-Aktie/Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)
Im Geschäftsjahr 2007 wurden 2.902.786 SAR der Tranchen
drei bis sieben planmäßig ausgeübt. Darüber hinaus wurden
100.349 SAR der Tranchen drei bis fünf und sieben in Übereinstimmung mit den Optionsbedingungen außerplanmäßig
ausgeübt. Die Summe der Ausübungsgewinne für die
Begünstigten belief sich auf 163,2 Mio € (2006: 134,4 Mio €).
Im Geschäftsjahr sind 7.000 SAR der Tranche drei verfallen.
4. Tranche
155
156 Anhang
Die Rückstellung für das SAR-Programm beträgt zum Bilanzstichtag 23,2 Mio € (2006: 143,1 Mio €). Der Aufwand für das
Geschäftsjahr 2007 betrug 43,4 Mio € (2006: 113,0 Mio €).
Der Bestand an SAR, die Rückstellungen und Aufwendungen
aus dem virtuellen Aktienoptionsprogramm haben sich wie
folgt entwickelt:
Entwicklung des SAR-Programms der E.ON AG
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
4. Tranche
3. Tranche
2.885.428
2.417.995
613.711
238.909
158.750
Zuteilungen in 2006
–
–
–
–
–
Ausübungen in 2006
49.511
2.349.731
346.358
169.742
85.750
Während der Laufzeit in 2006 verfallene SAR
26.041
13.717
2.423
–
–
2.809.876
54.547
264.930
69.167
73.000
Bestand SAR zum 31. Dezember 2005
Zuteilungen in 2007
–
–
–
–
–
Ausübungen in 2007
2.754.876
26.547
113.379
42.333
66.000
Während der Laufzeit in 2007 verfallene SAR
Ausübungsgewinne 2007
–
9,2 Mio 
2,8 Mio 
4,6 Mio 
15,8 Mio 
2,5 Mio 
0,0 Mio 
31,2 Mio 
0,1 Mio 
8,7 Mio 
2,0 Mio 
1,4 Mio 
E.ON-Share-Performance Rechte
2. Tranche
1. Tranche
1. Jan. 2007
1. Jan. 2006
Laufzeit
3 Jahre
3 Jahre
Zielwert bei Ausgabe
96,52 
79,22 
501
396
Maximaler Auszahlungsbetrag
7.000
1,3 Mio 
Im Geschäftsjahr 2007 wurden virtuelle Aktien (PerformanceRechte) der zweiten Tranche des E.ON-Share-Performance
Plans gewährt. Erstmals erhielten neben dem Top-Management auch bestimmte Senior Manager Performance Rechte.
Anzahl ausgegebener
Performance-Rechte
–
26.834
1,4 Mio 
E.ON-Share-Performance Plan
Teilnehmer im Jahr der Ausgabe
–
151.551
3,5 Mio 
Die SAR der Tranchen vier bis sieben waren am Bilanzstichtag
ausübungsfähig.
Ausgabedatum
–
28.000
145,3 Mio 
Rückstellung zum 31. Dezember 2007
Aufwand in 2007
–
55.000
395.025
458.641
289,56 
237,66 
Jedes Performance-Recht berechtigt am Ende der dreijährigen
Laufzeit zu einer Barauszahlung in Höhe des dann festgestellten Endkurses der E.ON-Aktie. Die Höhe der Auszahlung
hängt zudem maßgeblich von der relativen Performance der
E.ON-Aktie im Verhältnis zum Vergleichsindex Dow Jones STOXX
Utility Index (Return EUR) ab. Die Auszahlung entspricht dem
Zielwert dieser Vergütungskomponente, wenn der Kurs der
E.ON-Aktie am Ende der Laufzeit gehalten wurde und die
Performance der des Vergleichsindexes entspricht. Die Höhe
des maximal an einen Planteilnehmer auszuzahlenden Betrags
je Performance-Recht ist jedoch auf das Dreifache des
ursprünglich zugeteilten Zielwertes begrenzt.
Sowohl die Ermittlung des Anfangskurses, des Endkurses als
auch der relativen Performance erfolgt jeweils anhand von
60-Tage-Durchschnittskursen, um den Effekt von zufälligen,
nicht nachhaltigen Kurseffekten zu reduzieren.
Die Berechnung des Auszahlungsbetrages erfolgt für alle
Planteilnehmer gleichzeitig auf den Tag des Laufzeitendes
der Tranche. Entspricht die Performance der E.ON-Aktie der
Performance des Indexes, so wird der Auszahlungsbetrag
nicht angepasst und der Endkurs kommt zur Auszahlung.
Hat sich die E.ON-Aktie dagegen besser entwickelt als der
Index, so erhöht sich der Auszahlungsbetrag proportional.
Für den Fall, dass sich die E.ON-Aktie schlechter entwickelt
als der Index, kommt es zu überproportionalen Abschlägen.
Ab einer Unterperformance von 20 Prozent erfolgt keine
Auszahlung mehr.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
In dem Plan bestehen Anpassungsmechanismen, um z. B. den
Effekt von zwischenzeitlichen Kapitalmaßnahmen zu eliminieren. So wurden Kapitaladjustierungsfaktoren für die erste
Tranche gebildet, um die wirtschaftlichen Effekte der Sonderdividendenzahlung am 5. Mai 2006 zu kompensieren.
Für die Bilanzierung wird der finanzmathematische Wert
(Fair Value) gemäß IFRS 2 anhand eines anerkannten Optionspreismodells 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 Kapitaladjustierungsfakoren) und des Vergleichsindexes
simuliert (sogenannte Monte-Carlo-Simulation). Abweichend
wird jedoch der Vergleichsindex Dow Jones STOXX Utilities
Index (Return EUR) verwendet, der zum Bilanzstichtag einen
Stand von 968,95 Punkten aufweist. Da die Auszahlung für
alle Planteilnehmer zu einem bestimmten Zeitpunkt erfolgt,
sind Annahmen zum Ausübungsverhalten in dieser Planstruktur nicht vorgesehen und dementsprechend nicht in dieses
Optionspreismodell einbezogen. Dividendenzahlungen und
Kapitalmaßnahmen werden durch entsprechende Faktoren
analog denen des Indexproviders berücksichtigt.
auf die bisher abgelaufene Zeit der insgesamt dreijährigen
Laufzeit. Der Aufwand für den E.ON-Share-Performance Plan
betrug im Geschäftsjahr 2007 insgesamt 60,5 Mio € (2006:
9,0 Mio €).
Entwicklung des
E.ON-Share-Performance Plans
2. Tranche
1. Tranche
Zuteilungen in 2006
–
458.641
Abgerechnete Performance-Rechte
in 2006
–
2.020
Verfallene Performance-Rechte
in 2006
–
2.020
Bestand zum 31. Dezember 2006
–
454.601
395.025
–
4.458
11.042
Zuteilungen in 2007
Abgerechnete Performance-Rechte
in 2007
Verfallene Performance-Rechte
in 2007
Bestand zum 31. Dezember 2007
Auszahlungsbeträge in 2007
1.658
2.691
388.909
440.868
0,6 Mio 
1,0 Mio 
Rückstellung zum
31. Dezember 2007
21,2 Mio 
46,6 Mio 
Aufwand in 2007
21,7 Mio 
38,8 Mio 
E.ON-Share-Performance Plan –
Bewertungsparameter des Preismodells
2. Tranche
1. Tranche
Innerer Wert zum
31. Dezember 2007
162,93 
157,47 
Rechnerischer Wert zum
31. Dezember 2007
163,59 
158,72 
4,45 %
4,55 %
Volatilität der E.ON-Aktie
21,73 %
21,56 %
Volatilität des Dow Jones STOXX
Utility Index (Return EUR)
13,46 %
13,81%
0,7977
0,8056
Swapsatz
Korrelation E.ON-Aktie/Dow Jones
STOXX Utility Index (Return EUR)
Im Geschäftsjahr 2007 wurden 395.025 Performance-Rechte
der zweiten Tranche gewährt. In 2007 wurde der Gewinn aus
15.500 Performance-Rechten der ersten und zweiten Tranchen
in Übereinstimmung mit den Planbedingungen außerordentlich ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen betrug 1,6 Mio €
(2006: 0,1 Mio €). Im Geschäftsjahr sind 4.349 PerformanceRechte der ersten und der zweiten Tranche verfallen. Am Jahresende beträgt die Summe der Rückstellungen 67,8 Mio €
(2006: 8,9 Mio €). Die Rückstellung entfällt jeweils anteilig
Die erste und zweite Tranche waren am Bilanzstichtag noch
nicht ordentlich auszahlungsfähig.
Für das Jahr 2008 ist die Auflage einer dritten Tranche des
E.ON-Share-Performance Plans vorgesehen.
Mitarbeiter
Im Berichtsjahr beschäftigte die Gesellschaft durchschnittlich
83.434 Mitarbeiter (2006: 80.453). Dabei sind 2.352 (2006: 2.280)
Auszubildende nicht berücksichtigt. Nach Market Units setzt
sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:
Mitarbeiter
2007
2006
Central Europe
44.054
44.148
Pan-European Gas
12.204
12.653
UK
16.499
14.599
Nordic
5.872
5.697
US-Midwest
2.940
2.919
1.865
437
83.434
80.453
Summe
157
158 Anhang
(12) Sonstige Angaben
Deutscher Corporate Governance Kodex
Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG haben die nach § 161
AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 17. Dezember
2007 abgegeben und den Aktionären durch Veröffentlichung
auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com) dauerhaft zugänglich gemacht.
Honorare und Dienstleistungen des Abschlussprüfers
Für die in den Geschäftsjahren 2007 und 2006 erbrachten
Dienstleistungen des Abschlussprüfers, PricewaterhouseCoopers (PwC), sind folgende Honorare angefallen:
Honorare des Abschlussprüfers
in Mio 
2007
2006
Abschlussprüfungen
33
33
Sonstige Bestätigungsleistungen
22
25
Steuerberatungsleistungen
1
1
Sonstige Leistungen
1
2
57
61
Summe
Die Honorare für Abschlussprüfungen betreffen die Prüfung
des Konzernabschlusses und der gesetzlich vorgeschriebenen
Abschlüsse der E.ON AG und ihrer verbundenen Unternehmen.
Des Weiteren sind hier die Honorare für die Prüfung der internen Kontrollen über die Finanzberichterstattung ausgewiesen.
Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen betreffen
insbesondere die prüferische Durchsicht der Zwischenabschlüsse nach IFRS sowie in 2006 die prüferische Durchsicht
der Umstellung der Rechnungslegung auf IFRS. Darüber
hinaus sind hier die Honorare für projektbegleitende Prüfungen im Rahmen der Einführung von IT- und internen Kontrollsystemen, Due-Diligence-Leistungen im Zusammenhang mit
Akquisitionen und Desinvestitionen sowie sonstige Einzelsachverhalte enthalten.
Die Honorare für Steuerberatungsleistungen entfallen vor
allem auf die Einzelfallberatung im Zusammenhang mit M&ATransaktionen, die laufende Beratung im Zusammenhang
mit der Erstellung von Steuererklärungen und der Prüfung
von Steuerbescheiden sowie auf die Beratung in sonstigen
nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten.
Die Honorare für sonstige Leistungen betreffen im Wesentlichen die fachliche Unterstützung bei IT-Projekten, fachbezogene Schulungsmaßnahmen sowie regulierungsrelevante
Themen.
Anteilsbesitz
Die Aufstellung des gesamten Anteilsbesitzes der E.ON AG
wird in einer gesonderten Aufstellung des Anteilsbesitzes
beim elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemacht. In
dieser Aufstellung sind ebenfalls diejenigen Beteiligungen
vermerkt, die von der Aufstellung bzw. Offenlegung eines
Konzernabschlusses bzw. eines Jahresabschlusses sowie
eines entsprechenden Lageberichtes nach § 264 Abs. 3 bzw.
§ 264b HGB befreit sind.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(13) Ergebnis je Aktie
Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird
wie folgt berechnet:
Ergebnis je Aktie
in Mio 
2007
2006
7.394
5.307
Abzüglich Minderheitsanteile
–520
–486
6.874
4.821
330
775
–
–10
330
765
7.204
5.586
0
0
10,55
7,31
(Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)
Aktivitäten
Abzüglich Minderheitsanteile
Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten
Konzernüberschuss der
Gesellschafter der E.ON AG
in 
Ergebnis je Aktie
aus fortgeführten Aktivitäten
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
aus Konzernüberschuss
Zahl der im Umlauf befindlichen
Aktien (gewichteter Durchschnitt)
in Mio Stück
0,51
1,16
11,06
8,47
651
659
Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die
E.ON AG keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat.
159
160 Anhang
(14) Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und
Sachanlagen
Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
Anschaffungs- und Herstellungskosten
in Mio 
1. Januar
2007
Währungsunterschiede
Veränderungen Konsolidierungskreis
Goodwill
15.604
–822
2.489
Marketingbezogene
immaterielle Vermögenswerte
227
–4
Kundenbezogene
2.482
Vertraglich bedingte
Technologiebezogene
Selbsterstellte
Abgänge
Umbuchungen
31.
Dezember
2007
13
–10
–229
17.045
–
–
–175
–
48
–98
25
1
–2
10
2.418
1.694
–22
305
66
–12
–11
2.020
503
–8
10
49
–23
68
599
Zugänge
218
–21
–
32
–
–
229
Immaterielle Vermögenswerte mit
bestimmbarer Nutzungsdauer
5.124
–153
340
148
–212
67
5.314
mit unbestimmbarer Nutzungsdauer
1.263
–43
–
990
–239
–400
1.571
Geleistete Anzahlungen auf
15
–
–
29
–1
–13
30
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
80.098
–1.963
1.901
2.327
–1.428
1.468
82.403
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
97.514
–2.562
4.077
6.663
–1.853
426
104.265
Sachanlagen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
NettoBuchwerte
Kumulierte Abschreibungen
1. Januar
2007
Veränderungen
–284
–
–
–217
4
–983
161
Abgänge
Umbuchungen
Wertminderungen
Zuschreibungen
31.
Dezember
2007
31.
Dezember
2007
–
–
–
–
–
–284
16.761
–
–9
175
–
–
–
–47
1
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
–
–351
205
–4
–
–
–2.563
2.751
–
2
–
–
–
–4
–66
–
–68
1.503
Zugänge
–
–
–
–
–
–
–
–
–
30
–2.508
97
–
–351
205
–8
–66
–
–2.631
4.284
3.577
–252
4
–
–12
3
–
–1
1
–257
–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
162 Anhang
Goodwill, immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen
Anschaffungs- und Herstellungskosten
in Mio 
1. Januar
2006
Zugänge
Goodwill
15.792
–245
74
56
Marketingbezogene
223
4
–
Kundenbezogene
2.443
31
Vertraglich bedingte
1.689
Technologiebezogene
Selbsterstellte
Abgänge
Umbuchungen
31.
Dezember
2006
–12
–61
15.604
–
–
–
227
2
2
–5
9
2.482
10
–24
28
–18
9
1.694
346
1
3
65
–32
120
503
291
4
–
20
–2
–95
218
Immaterielle Vermögenswerte mit
bestimmbarer Nutzungsdauer
4.992
50
–19
115
–57
43
5.124
mit unbestimmbarer Nutzungsdauer
1.171
11
–39
391
–244
–27
1.263
Geleistete Anzahlungen auf
26
1
–
11
–
–23
15
6.189
62
–58
517
–301
–7
6.402
Grundstücke und
grundstücksgleiche Rechte
4.030
86
–12
55
–49
–140
3.970
Bauten
7.716
5
–59
100
–24
258
7.996
78.028
95
182
2.067
–1.169
895
80.098
3.343
26
–77
243
–180
7
3.362
1.330
–27
42
1.815
–32
–1.040
2.088
94.447
185
76
4.280
–1.454
–20
97.514
Geleistete Anzahlungen und
Anlagen im Bau
Sachanlagen
a) Goodwill und immaterielle Vermögenswerte
Goodwill
Die Veränderungen des Goodwills je Segment lassen sich für
die Geschäftsjahre 2007 und 2006 wie folgt darstellen:
Entwicklung des Goodwills nach Segmenten
in Mio 
Netto-Buchwert zum 1. Januar 2006
Veränderungen aus Unternehmenerwerben und Veräußerungen
Sonstige Veränderungen1)
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2006
Veränderungen aus Unternehmenerwerben und Veräußerungen
Sonstige Veränderungen1)
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2007
USMidwest
Corporate
Center/
Neue
Märkte
Summe
368
3.552
–
15.494
–
3
–
–
214
53
1
–73
–370
–
–388
4.399
4.956
298
3.182
–
15.320
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Nordic
2.419
4.200
4.955
65
146
1
2.485
17
15
–
2
–
2.458
2.492
–28
–39
–614
–12
–330
–28
–1.051
2.474
4.375
4.342
288
2.852
2.430
16.761
1) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Umbuchungen und Währungskursdifferenzen des Berichtsjahres, außerdem auch Umgliederungen in nicht fortgeführte Aktivitäten
(2006 im Segment Nordic: –83 Mio ).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
NettoBuchwerte
Kumulierte Abschreibungen
1. Januar
2006
Veränderungen
Zugänge
–298
–
14
–
–123
–3
–
–782
–13
–601
163
Abgänge
Umbuchungen
Wertminderungen
Zuschreibungen
31.
Dezember
2006
31.
Dezember
2006
–
–
–
–
–284
15.320
–50
–
–
–41
–
–217
10
9
–197
1
–1
–
–
–983
1.499
–5
12
–51
8
–1
–140
–
–778
916
–267
–1
–3
–54
31
–71
–
–
–365
138
–209
–3
–
–26
–
73
–
–
–165
53
–1.982
–25
18
–378
40
–
–181
–
–2.508
2.616
–
–
–
–
–
–
–
–
–
1.263
–
–
–
–
–
–
–
–
–
15
–1.982
–25
18
–378
40
–
–181
–
–2.508
3.894
3.718
–333
–1
–
–12
2
96
–5
1
–252
–3.813
–8
36
–216
5
–96
–25
–
–4.117
3.879
–46.847
–64
392
–2.275
914
–29
–355
–
–48.264
31.834
–2.378
–20
38
–205
178
16
–
–
–2.371
991
–9
1
–
–
–
–
–18
–
–26
2.062
–53.380
–92
466
–2.708
1.099
–13
–403
1
–55.030
42.484
Nach IFRS 3 unterliegt der Goodwill keiner planmäßigen Abschreibung, sondern wird mindestens jährlich ImpairmentTests 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 sowie anhand geeigneter Multiplikatoren plausibilisiert. Zudem werden – sofern vorhanden – Markttransaktionen oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte
berücksichtigt.
Die Bewertung basiert auf den vom Vorstand genehmigten
Unternehmensplanungen. Den Berechnungen 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 Zukunftsprognosen bereichsspezifische Wachstumsraten ermittelt. Die zur Diskontierung
verwendeten Nachsteuerzinssätze werden auf Grundlage
von Marktdaten bereichsspezifisch ermittelt und betragen
zum Bewertungsstichtag zwischen 5,6 und 7,3 Prozent
(2006: 5,4 bis 7,8 Prozent).
Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des Fair
Values abzüglich der Veräußerungskosten durch das Management beruht, umfassen die Prognosen der Marktpreise für Rohstoffe, künftiger Strom- und Gaspreise auf den Großhandelsund Endverbrauchermärkten, der unternehmensbezogenen
Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen
sowie von Wachstumsraten und Diskontierungszinssätzen.
Da die Fair Values abzüglich der Veräußerungskosten sämtlich
über den entsprechenden Buchwerten der Cash Generating
Units lagen, waren im Rahmen der Goodwill-ImpairmentTests in 2007 und 2006 keine Wertminderungen des Goodwills
erforderlich.
164 Anhang
b) Sachanlagen
Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte betrugen im Jahr 2007 351 Mio  (2006: 378 Mio ),
und die Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte
beliefen sich auf 66 Mio  (2006: 181 Mio ).
Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von
62 Mio  (2006: 27 Mio ) als Bestandteil der Anschaffungsund Herstellungskosten der Sachanlagen aktiviert.
Die planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen beliefen
sich im Jahr 2007 auf 2.744 Mio  (2006: 2.708 Mio ). In Höhe
von 33 Mio  (2006: 403 Mio ) wurden Wertminderungen auf
Sachanlagen vorgenommen. 2006 entfielen 227 Mio  auf
Wertminderungen von Sachanlagen im Gasverteilnetzbetrieb
in Deutschland infolge der Auswirkung der Regulierung der
Netzentgelte. Zuschreibungen auf Sachanlagen wurden in
Höhe von 4 Mio  (2006: 1 Mio ) vorgenommen.
In den immateriellen Vermögenswerten mit unbestimmbarer
Nutzungsdauer sind Emissionsrechte verschiedener Handelssysteme mit einem Buchwert von 228 Mio  (2006: 289 Mio )
enthalten.
Auf Basis des Bestands an immateriellen Vermögenswerten
mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden die folgenden
Abschreibungsbeträge für die folgenden fünf Berichtsjahre
erwartet:
Es bestanden im Jahr 2007 Veräußerungsbeschränkungen
in Höhe von 5.228 Mio  (2006: 4.236 Mio ), die sich überwiegend auf Grundstücke und Gebäude sowie technische
Anlagen und Maschinen beziehen.
Voraussichtlicher Abschreibungsaufwand
in Mio 
2008
335
2009
275
2010
211
2011
177
2012
Summe
Bestimmte Kraftwerke, Gasspeicher und Leitungsnetze werden im Wege des Finanzierungsleasings genutzt und im
E.ON-Konzernabschluss aktiviert, weil E.ON das wirtschaftliche
Eigentum am geleasten Vermögenswert zuzurechnen ist.
151
1.149
Die auf dieser Basis aktivierten Sachanlagen weisen zum
Bilanzstichtag folgende Netto-Buchwerte auf:
Diese Schätzungen können insbesondere aufgrund von
Akquisitionen und Veräußerungen von den tatsächlichen
Beträgen in der Zukunft abweichen.
E.ON als Leasingnehmer – Buchwerte aktivierter Vermögenswerte
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Grundstücke
–
–
Bauten
2
3
271
285
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung
Netto-Buchwerte der aktivierten Leasinggegenstände
2
6
275
294
Die entsprechenden Zahlungsverpflichtungen aus
Finanzierungsleasing-Verträgen werden wie folgt fällig:
E.ON als Leasingnehmer – Zahlungsverpflichtungen aus Finanzierungsleasing
Mindestleasingzahlungen
in Mio 
2007
2006
Enthaltener Zinsanteil
2007
2006
Barwerte
2007
2006
Fälligkeit bis 1 Jahr
56
58
17
15
39
43
Fälligkeit 1–5 Jahre
104
127
50
42
54
85
Fälligkeit über 5 Jahre
288
295
188
203
100
92
Summe
448
480
255
260
193
220
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Der Barwert der Mindestleasingverpflichtungen wird überwiegend unter den Leasingverbindlichkeiten ausgewiesen.
Darüber hinaus ist ein Betrag von 22 Mio  (2006: 24 Mio )
in den Finanzverbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunternehmen enthalten.
Zu den künftigen Verpflichtungen aus Operating-Lease-Verhältnissen, bei denen das wirtschaftliche Eigentum nicht bei
E.ON als Leasingnehmer liegt, vergleiche Textziffer 27.
E.ON als Leasinggeber – Operating Lease
in Mio 
2007
Nominalwert der ausstehenden Leasingraten
29
87
190
Summe
306
E.ON tritt auch als Leasinggeber auf. Die zukünftig zu vereinnahmenden Leasingraten aus Operating-Lease-Verhältnissen
weisen nebenstehende Fälligkeitsstruktur auf:
Zu Leasingforderungen aus Finanzierungsleasing-Verhältnissen
vergleiche Textziffer 17.
(15) At equity bewertete Unternehmen und
sonstige Finanzanlagen
Anteile an at equity bewerteten Unternehmen
Die at equity bewerteten Unternehmen und sonstigen
Finanzanlagen setzen sich wie folgt zusammen:
und sonstige Finanzanlagen
in Mio 
At equity bewertete
Unternehmen
Beteiligungen
Beteiligung an OAO Gazprom
Summe
31. Dez.
2007
31. Dez.
2006
1. Jan.
2006
8.411
7.770
9.507
14.583
13.061
13.533
11.918
10.073
8.141
6.895
7.146
6.471
29.889
28.449
26.051
Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen
vollständig fungible festverzinsliche Wertpapiere.
Nebenstehende Aufstellungen geben einen Überblick über
wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnung sowie der aggregierten Bilanz der at equity
bewerteten Unternehmen.
Ergebnisdaten der at equity bewerteten
Unternehmen
in Mio 
2007
2006
Umsatzerlöse
48.656
49.531
Jahresergebnis
4.399
3.715
Die von E.ON vereinnahmten Beteiligungserträge dieser Unternehmen betrugen im Berichtsjahr 1.019 Mio  (2006: 880 Mio ).
Bilanzdaten der at equity
bewerteten Unternehmen
31. Dezember
in Mio 
Im Geschäftsjahr 2007 betrugen die Wertminderungen auf at
equity bewertete Unternehmen 1 Mio  (2006: 215 Mio )
und auf sonstige Finanzanlagen 28 Mio  (2006: 152 Mio ).
Im Jahr 2006 wurden Wertminderungen in Höhe von 335 Mio 
infolge der Netzregulierung auf at equity bewertete Unternehmen und Beteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich
in Deutschland vorgenommen. Der Buchwert der sonstigen
Finanzanlagen, die wertberichtigt sind, beträgt zum Geschäftsjahresende 524 Mio  (2006: 436 Mio ).
Von den langfristigen Wertpapieren sind 1.524 Mio  (2006:
1.169 Mio ) zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der VKE zweckgebunden.
2007
2006
24.940
42.011
14.353
27.034
8.636
23.114
Rückstellungen
Verbindlichkeiten und sonstige Passiva
15.280
26.381
Eigenkapital
15.377
19.550
Auf at equity bewertete Unternehmen, deren Anteile marktgängig sind, entfallen Buchwerte in Höhe von 1.104 Mio 
(2006: 973 Mio ). Diese Anteile weisen Fair Values von
2.284 Mio  (2006: 2.401 Mio ) auf.
Aus Beteiligungszugängen bei at equity bewerteten Unternehmen ergab sich insgesamt ein Goodwill von 102 Mio 
(2006: 54 Mio ).
Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegen
zum Bilanzstichtag 79 Mio  (2006: 76 Mio ) Verfügungsbeschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.
165
166 Anhang
(16) Vorräte
Rohstoffe, Handelswaren und fertige Erzeugnisse werden
grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.
Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2007 und
2006 wie folgt zusammen:
Vorräte
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe
1.946
2.144
Handelswaren
1.801
1.987
Unfertige Leistungen und
fertige Erzeugnisse
Summe
64
68
3.811
4.199
Die Wertberichtigungen im Jahr 2007 beliefen sich auf 3 Mio 
(2006: 6 Mio ). Zuschreibungen erfolgten in Höhe von 5 Mio 
(2006: 5 Mio ). Der Buchwert der zu Netto-Veräußerungswerten angesetzten Vorräte beträgt 183 Mio .
Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor.
(17) Forderungen und sonstige Vermögenswerte
Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich die Forderungen und sonstigen Vermögenswerte wie folgt zusammen:
Forderungen und sonstige Vermögenswerte
31. Dezember 2007
in Mio 
31. Dezember 2006
kurzfristig
langfristig
kurzfristig
langfristig
463
564
451
593
43
529
61
531
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte
1.009
1.356
965
1.507
1.515
2.449
1.477
2.631
Betriebliche Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein
Beteiligungsverhältnis besteht
842
4
1.018
28
Finanzforderungen gegen Unternehmen,
mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht
Forderungen aus Finanzierungsleasing
9.064
–
9.760
–
Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten
5.232
328
4.714
4
Übrige betriebliche Vermögenswerte
2.835
348
2.565
341
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und
sonstige betriebliche Vermögenswerte
17.973
680
18.057
373
Summe
19.488
3.129
19.534
3.004
Zum Bilanzstichtag enthalten die sonstigen finanziellen Vermögenswerte Forderungen gegen Minderheitsgesellschafter
von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 518 Mio  (2006:
609 Mio ) und Einlagen für Börsentermingeschäfte in Höhe
von 262 Mio  (2006: 135 Mio ). Darüber hinaus ist im Zusammenhang mit der Anwendung von IFRIC 5 in den sonstigen
finanziellen Vermögenswerten mit 1.280 Mio  (2006: 1.290 Mio )
ein Erstattungsanspruch gegenüber dem schwedischen
Nuklearfonds im Zusammenhang mit der Stilllegung und
dem Rückbau von Kernkraftwerken bzw. der nuklearen Entsorgung enthalten. 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 598 Mio  (2006: 555 Mio ).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Die Altersstrukturanalyse für Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen stellt sich wie folgt dar:
Altersstruktur Forderungen aus
Lieferungen und Leistungen
in Mio 
2007
2006
Forderungen aus Lieferungen und
Leistungen
9.064
9.760
nicht wertgemindert und nicht überfällig
6.874
7.113
nicht wertgemindert und überfällig
bis 90 Tage
1.449
1.938
nicht wertgemindert und überfällig von
91 bis 180 Tage
285
192
nicht wertgemindert und überfällig von
181 bis 360 Tage
263
285
Die einzelnen wertberichtigten Forderungen bestehen gegenüber einer Vielzahl von Endkunden, bei denen ein vollständiger Forderungseingang nicht mehr wahrscheinlich ist. Die
Überwachung der Forderungsbestände erfolgt in den einzelnen Market Units. Bei den ausgewiesenen Buchwerten liegen keine Anhaltspunkte für eine Wertminderung vor.
Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen haben sich wie folgt entwickelt:
Wertberichtigungen auf Forderungen
aus Lieferungen und Leistungen
in Mio 
2007
2006
Stand zum 1. Januar
–503
–394
nicht wertgemindert und überfällig über
360 Tage
161
189
Nettowert wertberichtigte Forderungen
32
43
Wertminderungen
Zuschreibungen
–
3
–333
–293
64
54
Ausbuchung
198
149
Sonstiges1)
18
–22
–556
–503
Stand zum 31. Dezember
1) Unter „Sonstiges” fallen überwiegend Zugänge und Währungsumrechnungsdifferenzen.
Die Forderungen aus Finanzierungsleasing resultieren überwiegend aus bestimmten Stromlieferverträgen, die nach
IFRIC 4 als Leasingverhältnis zu bilanzieren sind. Die Nominalund Barwerte der ausstehenden Leasingzahlungen weisen
die folgenden Fälligkeiten auf:
E.ON als Leasinggeber – Finanzierungsleasing
Bruttoinvestitionen in
FinanzierungsleasingVerhältnisse
in Mio 
Noch nicht realisierter
Zinsertrag
Barwert der Mindestleasingzahlungen
2007
2006
2007
2006
2007
104
102
44
35
60
67
359
351
169
155
190
196
879
1.007
429
547
450
460
1.342
1.460
642
737
700
723
Nominalwert der ausstehenden Leasingraten
2006
Vom Barwert der ausstehenden Leasingzahlungen werden
572 Mio  (2006: 592 Mio ) unter den Forderungen aus
Finanzierungsleasing und 128 Mio  (2006: 131 Mio ) unter
den Finanzforderungen gegen Unternehmen, mit denen ein
Beteiligungsverhältnis besteht, ausgewiesen.
167
168 Anhang
(18) Liquide Mittel
Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprünglichen Fälligkeit wie folgt zusammen:
Liquide Mittel
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von mehr als 3 Monaten
Festgeldanlagen mit einer ursprünglichen
Fälligkeit von mehr als 3 Monaten
3.888
4.448
2.862
4.399
1.026
49
300
587
Zahlungsmittel, die einer
Verfügungsbeschränkung unterliegen
Zahlungsmittel und
Zahlungsmitteläquivalente
2.887
1.154
Summe
7.075
6.189
(19) Gezeichnetes Kapital
Das Grundkapital ist eingeteilt in 667.000.000 (2006: 692.000.000)
auf den Inhaber lautende nennwertlose Stückaktien und
beträgt 1.734.200.000  (2006: 1.799.200.000 ). Die Reduzierung des Grundkapitals um 65 Mio  ist auf die Einziehung
von 25.000.000 eigenen Aktien im Dezember 2007 zurückzuführen. Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Aktien
zum 31. Dezember 2007 betrug 631.622.782 (2006: 659.597.269).
Im Bestand der E.ON AG befanden sich zum 31. Dezember 2007
6.905.024 eigene Aktien (2006: 3.930.537) mit einem Konzernbuchwert von 616 Mio  (entsprechend 1,03 Prozent bzw.
einem rechnerischen Anteil von 17.953.062  des Grundkapitals). Die Erhöhung resultiert aus Zugängen von eigenen
Aktien im Rahmen des Aktienrückkaufprogramms, welche
zum Stichtag noch nicht eingezogen waren. Im Jahr 2007
wurden für das Mitarbeiteraktienprogramm 373.905 Aktien
über die Börse erworben und an Mitarbeiter ausgegeben
(in 2006: Ausgabe von 443.290 Aktien aus dem Bestand eigener Aktien). Zur Ausgabe von Aktien im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms siehe auch Textziffer 11. Weiterhin wurden aus dem Bestand 457 Aktien an Mitarbeiter ausgegeben
(2006: 427 Aktien).
Die verfügungsbeschränkten Zahlungsmittel, von denen
12 Mio  (2006: 18 Mio ) eine Fälligkeit von mehr als drei
Monaten aufweisen, beinhalten 67 Mio  (2006: 74 Mio )
bei Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang
mit der Marktbewertung von Derivategeschäften. Darüber
hinaus sind in den kurzfristigen Wertpapieren mit einer
ursprünglichen Fälligkeit von mehr als drei Monaten Wertpapiere der VKE in Höhe von 578 Mio  (2006: 566 Mio ) enthalten, die zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen zweckgebunden sind. Weitere Wertpapiere in Höhe
von 234 Mio  (2006: 371 Mio ) sind zur Absicherung von
Finanztransaktionen zweckgebunden.
In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten
sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände und Guthaben bei
der Bundesbank und anderen Kreditinstituten sowie Wertpapiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von weniger als
drei Monaten in Höhe von 2.847 Mio  (2006: 1.115 Mio )
ausgewiesen, sofern sie nicht verfügungsbeschränkt sind.
Weitere 28.472.194 Aktien der E.ON AG werden zum 31. Dezember 2007 von einem Tochterunternehmen gehalten
(2006: 28.472.194).
Von der E.ON Energie AG wurden 2.890 Aktien der E.ON AG
erworben und unmittelbar nach Erwerb an Zahlungs statt an
Dritte abgegeben.
Im Rahmen des Rückkaufprogramms sollen insgesamt eigene Aktien in der Größenordnung von 7 Mrd  zurückgekauft
werden. Ziele des Aktienrückkaufs sind die Optimierung der
Kapitalstruktur des Konzerns sowie die Erhöhung der Attraktivität der E.ON-Aktie. Der Vorstand wurde auf der Hauptversammlung vom 3. Mai 2007 ermächtigt, eigene Aktien
einzuziehen, ohne dass die Einziehung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf.
Der Vorstand der E.ON AG hat in seiner Sitzung vom 4. Dezember 2007 beschlossen, von den insgesamt im Rahmen des
Aktienrückkaufs erworbenen Aktien 25.000.000 Stück einzuziehen. Dies entsprach 3,61 Prozent des Grundkapitals bzw.
einem rechnerischen Anteil am Grundkapital in Höhe von
65 Mio . Die Kapitalherabsetzung erfolgte im Wege der vereinfachten Kapitalherabsetzung nach § 71 Abs. 1 Nr. 8 AktG.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Außerdem wurden in 2007 im Rahmen des Rückkaufprogramms
Put-Optionen über weitere 10.000.000 eigene Aktien abgeschlossen. Die aus den Put-Optionen resultierenden potenziellen Kaufpreisverpflichtungen wurden gemäß IAS 32 aus einem
separaten Posten des Eigenkapitals mit insgesamt 1.098 Mio 
in die Verbindlichkeiten umgegliedert. Die erhaltene Optionsprämie in Höhe von 64 Mio  wirkte sich nach Abzug der
latenten Steuern von 19 Mio  mit insgesamt 45 Mio  eigenkapitalerhöhend aus.
Genehmigtes Kapital
Der Vorstand wurde in der Hauptversammlung vom 27. April
2005 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum
27. April 2010 das Grundkapital um bis zu 540 Mio  durch
ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen mit der
Möglichkeit der Bezugsrechtsbeschränkung der Aktionäre zu
erhöhen (Genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG). Der
Vorstand ist – mit Zustimmung des Aufsichtsrats – ermächtigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu
entscheiden.
Auf der Hauptversammlung vom 30. April 2003 wurde ein bis
zum 30. April 2008 befristetes bedingtes Kapital – mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175,0 Mio 
zur Ausgabe von Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder
Optionsrechten sowie der Erfüllung von Wandlungspflichten
gegenüber den Gläubigern von Teilschuldverschreibungen
mit Wandlungspflichten auf Aktien der E.ON AG oder von
Gesellschaften, an denen die E.ON AG unmittelbar oder mittelbar mit Mehrheit beteiligt ist, beschlossen.
(20) Kapitalrücklage
Die Kapitalrücklage stammt ausschließlich aus Agiobeträgen
und beläuft sich zum 31. Dezember 2007 auf 11.825 Mio 
(2006: 11.760 Mio ). Sie hat sich gegenüber dem Stand zum
31. Dezember 2006 um 65 Mio  durch den Einzug von
25.000.000 Stück Aktien erhöht.
Die Erhöhung 2006 in Höhe von 11 Mio  resultierte aus der
Ausgabe von 443.290 Aktien der E.ON AG an Mitarbeiter.
Nachfolgende Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG zu den
Stimmrechtsverhältnissen liegen für das Geschäftsjahr 2007
vor:
Die UBS AG Zürich, Schweiz hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG
am 06.06.2007 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der
E.ON AG, Düsseldorf, Deutschland, ISIN: DE0007614406, WKN
761440 am 01.06.2007 durch Aktien die Schwelle von 3% der
Stimmrechte überschritten hat und nunmehr 3,48% (das entspricht 24.100.066 Stimmrechten) beträgt. 0,16% der Stimmrechte (das entspricht 1.102.568 Stimmrechten) sind der
Gesellschaft gemäß § 22 Abs. 1, Satz 1, Nr. 1 WpHG zuzurechnen.
Die Capital Research and Management Company Los Angeles, USA hat uns gemäß § 21 Abs. 1 WpHG am 21.12.2007 mitgeteilt, dass ihr Stimmrechtsanteil an der E.ON AG, Düsseldorf, Deutschland, ISIN: DE0007614406, WKN: 761440 am
13.12.2007 durch Aktien die Schwelle von 5% der Stimmrechte
überschritten hat und nunmehr 5,06% (das entspricht
33.743.064 Stimmrechten) beträgt. 5,06% der Stimmrechte an
E.ON AG (das entspricht 33.743.064 Stimmrechten) sind der
Capital Research and Management Company gemäß
§ 22 Abs. 1, Satz 1, Nr. 6 WpHG zuzurechnen.
169
170 Anhang
(21) Gewinnrücklagen
Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie
folgt zusammen:
Gewinnrücklagen
31. Dezember
in Mio 
Gesetzliche Rücklagen
2007
2006
45
45
Andere Rücklagen
26.783
24.305
Summe
26.828
24.350
Die im Rahmen einer vereinfachten Kapitalherabsetzung eingezogenen 25.000.000 Stück Aktien mindern die Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2007 mit einem entsprechenden
Betrag von 3.115 Mio .
eigene Anteile mit 230 Mio  (2006: 230 Mio ) gemäß § 272
Abs. 4 HGB am Bilanzstichtag nicht ausschüttungsfähig.
Damit steht grundsätzlich ein Betrag von 3.352 Mio  (2006:
4.318 Mio ) für Dividendenzahlungen zur Verfügung.
In den Konzern-Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2007
sind kumulierte, nicht ausgeschüttete Ergebnisse aus
Unternehmen, die at Equity bewertet wurden, in Höhe von
1.297 Mio  (2006: 910 Mio ) enthalten.
Für das Geschäftsjahr 2007 wird der Hauptversammlung die
Ausschüttung einer von 3,35  um 22 Prozent auf 4,10  je
Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr
2002 hat sich die Dividende damit von 1,75  auf 4,10 
erhöht bzw. ist um durchschnittlich 19 Prozent pro Jahr gestiegen. Bezogen auf den Jahresendkurs 2007 beträgt die
Dividendenrendite 2,8 Prozent. Bei einer Dividende von 4,10 
beträgt das Ausschüttungsvolumen 2.590 Mio .
Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON AG stehen nach
deutschem Aktienrecht nur die handelsrechtlichen Gewinnrücklagen der E.ON AG zur Verfügung. Diese belaufen sich zum
31. Dezember 2007 auf insgesamt 3.627 Mio  (2006: 4.593 Mio ).
Hiervon sind die gesetzliche Rücklage mit 45 Mio  (2006:
45 Mio ) gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG und die Rücklage für
(22) Veränderung des Other Comprehensive Income
Die Veränderung der unrealisierten Gewinne aus weiterveräußerbaren Wertpapieren ist im Wesentlichen bedingt durch
den Anstieg des Fair Value der Anteile an Gazprom in Höhe
von 1.143 Mio  vor latenten Steuern.
(23) Minderheitsanteile
Die Minderheitsanteile am Kapital teilen sich auf die Segmente wie folgt auf:
Minderheitsanteile
31. Dezember
in Mio 
2007
2006
Central Europe
2.578
2.299
212
832
Pan-European Gas
UK
Nordic
US-Midwest
84
63
1.782
1.789
29
77
1.071
–2.527
Summe
5.756
2.533
Die ergebniswirksamen Reklassifizierungen aus weiterveräußerbaren Wertpapieren resultieren in 2007 im Wesentlichen
aus Veräußerungen von Wertpapieren bei der Market Unit
Central Europe. 2006 sind hier Erträge aus der Entkonsolidierung von Wertpapierspezialfonds in Höhe von 159 Mio  im
Rahmen der Dotierung des CTA (siehe auch Textziffer 24)
enthalten.
Der Anstieg der Minderheitsanteile im Geschäftsjahr resultiert im Wesentlichen aus dem Auslaufen einer Stillhalterverpflichtung bezüglich des Kaufs der ausstehenden Anteile an
E.ON Sverige sowie aus dem Erwerb der OGK-4 (vergleiche
hierzu Textziffern 26 sowie 4).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(24) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche
Verpflichtungen
Den Verpflichtungen für die Versorgungsansprüche der Mitarbeiter des E.ON-Konzerns in Höhe von 15,9 Mrd  stand
zum 31. Dezember 2007 ein Planvermögen mit einem Fair
Value von 13,1 Mrd  gegenüber. Dies entspricht einem Ausfinanzierungsgrad der Anwartschaften von 82 Prozent.
IAS 19 darstellen, aber ausschließlich für die Rückdeckung
von Versorgungsansprüchen von Mitarbeitern in der Market
Unit Central Europe und im Corporate Center/Neue Märkte
vorgesehen sind.
In den Jahren 2006 und 2007 hat sich der Finanzierungsstatus, gemessen als Unterschiedsbetrag aus Anwartschaftsbarwert der Versorgungsansprüche der Mitarbeiter und dem
Fair Value des Planvermögens, wie folgt entwickelt:
Neben dem ausgewiesenen Planvermögen werden durch die
VKE Finanzanlagen und liquide Mittel in Höhe von 2,4 Mrd 
(2006: 2,3 Mrd ) verwaltet, die kein Planvermögen gemäß
Zwei-Jahres-Entwicklung
31. Dezember
in Mio 
Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsverpflichtungen
Fair Value des Planvermögens
Finanzierungsstatus
Darstellung der Versorgungsverpflichtungen
Als Ergänzung zu den Leistungen staatlicher Rentensysteme
und der Eigenvorsorge bestehen für die meisten Mitarbeiter
im E.ON-Konzern betriebliche Versorgungszusagen.
Es werden sowohl leistungsorientierte (Defined Benefit Pension Plans) als auch beitragsorientierte (Defined Contribution
Pension Plans) Altersversorgungszusagen gewährt. Der Großteil der ausgewiesenen Versorgungsverpflichtungen resultiert aus Leistungszusagen der Konzerngesellschaften, bei
denen sich die Altersrente grundsätzlich nach den Bezügen
der letzten Dienstjahre (endgehaltsabhängige Pensionspläne)
oder nach Festbetragsstaffeln bemisst.
1. Januar
2007
2006
2006
15.936
17.306
17.849
–13.056
–13.342
–8.076
2.880
3.964
9.773
Um die mit dieser Zusageform verbundenen Risiken künftig
zu reduzieren, wurde zwischen 1998 und 2006 ein Großteil der
endgehaltsabhängigen Pensionspläne für neu eintretende
Mitarbeiter geschlossen und in Deutschland und Großbritannien
durch neu konzipierte Pensionspläne, die sowohl Elemente
leistungsorientierter als auch beitragsorientierter Altersversorgungszusagen beinhalten, sowie in den USA durch DefinedContribution-Pensionspläne ersetzt. Bei den deutschen Konzerngesellschaften wurden vielfach auch für bestehende
Versorgungszusagen für Dienstzeiten ab 2004 die neu konzipierten Pensionspläne eingeführt.
Darüber hinaus beinhalten die Rückstellungen für Pensionen
und ähnliche Verpflichtungen in geringer Höhe auch Rückstellungen für Verpflichtungen aus der Kostenübernahme von
Gesundheitsfürsorgeleistungen (Postretirement health care
benefits), die im Wesentlichen in den USA gewährt werden.
Im Rahmen beitragsorientierter Versorgungszusagen (Defined
Contribution Pension Plans) erfüllt das Unternehmen seine
Verpflichtungen gegenüber Arbeitnehmern mit beitragsorientierten Versorgungszusagen durch die Zahlung vereinbarter Beträge an externe Versorgungsträger.
171
172 Anhang
Verpflichtungsumfang
Die Versorgungsverpflichtungen, gemessen am Anwartschaftsbarwert, haben sich wie folgt entwickelt:
Entwicklung des Anwartschaftsbarwertes
2007
in Mio 
2006
Gesamt
Inland
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
17.306
8.840
8.466
17.849
9.205
8.644
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche (Employer service cost)
256
161
95
265
172
93
Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)
Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar
810
388
422
771
361
410
24
2
22
–2
5
–7
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand
(Past service cost)
10
14
1
13
10
–
Versicherungsmathematische Gewinne (–)/Verluste
(Actuarial gains [–]/losses)
–920
–1.003
83
–816
–492
–324
–761
–
–761
45
–
45
Mitarbeiterbeiträge
25
–
25
21
–
21
Pensionszahlungen
–863
–426
–437
–847
–416
–431
49
1
48
6
4
2
15.936
7.963
7.973
17.306
8.840
8.466
Sonstige
Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember
Ausländische Versorgungsverpflichtungen entfallen nahezu
vollständig auf die Market Units UK (2007: 7.134 Mio ) und
US-Midwest (2007: 779 Mio ). Der den Gesundheitsfürsorgeleistungen zuzuordnende Anteil des gesamten Verpflichtungsumfangs beträgt 139 Mio  (2006: 179 Mio ).
Die in 2006 und 2007 entstandenen versicherungsmathematischen Gewinne sind hauptsächlich auf die Anhebung der
Rechnungszinssätze zurückzuführen und bewirken eine Verringerung des Anwartschaftsbarwertes.
Bei der versicherungsmathematischen Bewertung der Verpflichtungen der wesentlichen Konzerngesellschaften wurden die folgenden durchschnittlichen Annahmen für die
Regionen Deutschland, Großbritannien und USA zugrunde
gelegt:
Die Veränderung des Konsolidierungskreises in 2007 resultierte im Wesentlichen aus dem Zugang von OGK-4 (22 Mio ).
Versicherungsmathematische Annahmen
31. Dezember 2007
Deutschland
in %
31. Dezember 2006
UK
USA
Deutschland
UK
USA
CTA-Pläne
Übrige
CTA-Pläne
Übrige
Zinssatz
5,50
5,50
5,80
6,65
4,50
4,50
5,10
5,95
Gehaltstrend
2,75
2,75
4,20
5,25
2,75
2,75
4,00
5,25
Erwarteter
Planvermögensertrag
5,40
4,50
5,90
8,25
4,90
4,50
5,90
8,25
Rententrend
1,75
1,75
3,20
–
1,50
1,50
3,00
–
–
–
–
9,00
–
–
–
10,00
Gesundheitskostentrend
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Daneben werden auch andere unternehmensspezifische versicherungsmathematische Annahmen wie die Mitarbeiterfluktuation in die Berechnung einbezogen. Im Inland wurde
2007 erstmals die Anhebung der Altersgrenzen nach RVAltersgrenzenanpassungsgesetz im Rahmen der Ermittlung
der Versorgungsverpflichtung berücksichtigt.
mögen) in eigens dafür errichteten und vom Unternehmen
rechtlich separierten Pensionsvehikeln.
In 2006 haben zahlreiche inländische Konzerngesellschaften
ein Treuhandmodell (CTA) mit zwei eigens zu diesem Zweck
gegründeten Vereinen (Pensionsabwicklungstrust e.V., E.ON
Pension Trust e.V.) eingerichtet. Das vom E.ON Pension Trust e.V.
treuhänderisch verwaltete Deckungsvermögen betrug am
Bilanzstichtag 5.204 Mio  und ist im Sinne von IAS 19 als Planvermögen zu behandeln. Das übrige inländische Planvermögen
in Höhe von 318 Mio  wird von Pensionskassen der Market
Unit Central Europe gehalten.
Für die bilanzielle Bewertung der betrieblichen Pensionsverpflichtungen im E.ON-Konzern wurden als biometrische
Rechnungsgrundlagen jeweils die länderspezifisch anerkannten und auf dem neuesten Stand befindlichen Sterbetafeln
verwendet.
Die im E.ON-Konzern verwendeten Rechnungszinssätze
basieren auf den länderspezifischen, zum Bilanzstichtag
ermittelten Renditen hochwertiger festverzinslicher Unternehmensanleihen mit einer der mittleren Laufzeit der Pensionsverpflichtungen entsprechenden Duration.
Das ausländische Planvermögen in Höhe von insgesamt
7.534 Mio  (2006: 7.974 Mio ) dient nahezu vollständig der
Finanzierung der Pensionspläne der Market Units UK und
US-Midwest und wird von unabhängigen Pensionsfonds
(Pension Trusts) verwaltet. Der Großteil des Planvermögens
in Höhe von 6.944 Mio  (2006: 7.401 Mio ) entfällt dabei
auf die Market Unit UK.
Darstellung des Planvermögens
Die Finanzierung leistungsorientierter Versorgungszusagen
erfolgt sowohl bei den inländischen als auch bei den ausländischen Konzerngesellschaften größtenteils durch die
Ansammlung zweckgebundener Vermögenswerte (Planver-
Der dem Verpflichtungsumfang für leistungsorientierte Versorgungszusagen gegenüberstehende Fair Value des Planvermögens entwickelte sich wie dargestellt.
Entwicklung des Planvermögens
2007
in Mio 
2006
Gesamt
Inland
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
13.342
5.368
7.974
8.076
307
7.769
Erwarteter Planvermögensertrag
731
266
465
529
102
427
Arbeitgeberbeiträge
436
269
167
5.241
5.126
115
Mitarbeiterbeiträge
25
–
25
21
–
21
4
4
–
–4
–
–4
–15
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar
Versicherungsmathematische Gewinne/Verluste (–)
(Actuarial gains/losses [–])
–65
–72
7
–36
–21
–715
–
–715
87
–
87
Pensionszahlungen
–747
–313
–434
–575
–146
–429
Sonstige
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember
45
–
45
3
–
3
13.056
5.522
7.534
13.342
5.368
7.974
173
174 Anhang
Die von der VKE verwalteten Finanzanlagen und liquiden Mittel
in Höhe von 2,4 Mrd  (2006: 2,3 Mrd ) gehen dabei nicht in
die Ermittlung des Finanzierungsstatus zum 31. Dezember
2007 ein, da sie kein Planvermögen gemäß IAS 19 darstellen.
Für eine vollständige Beurteilung des Ausfinanzierungsgrades der Versorgungsverpflichtungen des E.ON-Konzerns ist
dieses Deckungsvermögen, das im Wesentlichen der Rückdeckung von Versorgungsverpflichtungen der Market Unit
Central Europe dient, zusätzlich zu berücksichtigen.
Das prinzipielle Anlageziel für das Planvermögen ist die zeitkongruente Abdeckung der aus den jeweiligen Versorgungszusagen resultierenden Zahlungsverpflichtungen. Das Planvermögen enthält keine selbst genutzten Immobilien. Eine
Investition in Aktien und Anleihen von E.ON-Konzernunternehmen ist generell nicht vorgesehen.
Zur Umsetzung des Anlageziels verfolgt der E.ON-Konzern
grundsätzlich eine an der Struktur der Versorgungsverpflichtungen ausgerichtete Anlagestrategie (LDI – Liability-Driven
Investment-Ansatz). Die langfristig ausgerichtete LDI-Strategie
zielt auf ein Management des Finanzierungsstatus (Funded
Status) und bewirkt, dass der Fair Value des Planvermögens
die insbesondere durch Zins- und Inflationsschwankungen
verursachten Wertänderungen des Anwartschaftsbarwertes
bis zu einem gewissen Grad gegenläufig periodengleich
nachvollzieht. Bei der Umsetzung der LDI-Strategie können
auch Derivate (z. B. Zins- und Inflationsswaps) zum Einsatz
kommen. Um langfristig den Finanzierungsstatus des E.ONKonzerns, der sich im Wesentlichen aus dem Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche der Mitarbeiter und
dem Fair Value des gesamten Planvermögens ergibt, positiv
zu beeinflussen, wird ein Teil des Planvermögens zudem
diversifiziert in Anlageklassen investiert, die langfristig eine
über der für festverzinsliche Anleihen liegende Rendite
erwarten lassen.
Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur für die einzelnen
Planvermögen erfolgt auf der Basis regelmäßig durchgeführter Asset-Liability-Studien. Im Rahmen dieser Analysen wird
die Ziel-Portfoliostruktur vor dem Hintergrund der bestehenden Anlagegrundsätze, des aktuellen Ausfinanzierungsgrades, des Kapitalmarktumfeldes und der Verpflichtungsstruktur überprüft und gegebenenfalls angepasst. Die langfristig
erwarteten Renditen für die einzelnen Planvermögen resultieren aus der angestrebten Portfoliostruktur und den im
Rahmen der Asset-Liability-Studie prognostizierten langfristigen Renditen für die einzelnen Anlageklassen.
Zum Bilanzstichtag war das Planvermögen in die folgenden
in der Tabelle dargestellten Vermögenskategorien investiert.
Vermögenskategorien des Planvermögens
31. Dezember 2007
in %
Gesamt
Inland
31. Dezember 2006
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
Aktien
18
6
27
18
1
29
Schuldtitel
49
31
62
39
3
63
Immobilien
8
10
7
5
4
5
25
53
4
38
92
3
Sonstiges (im Wesentlichen Termingelder)
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Pensionsrückstellung
Die bilanzierte Rückstellung des E.ON-Konzerns resultiert aus
einer Gegenüberstellung des Anwartschaftsbarwertes der
Versorgungsverpflichtungen und des Fair Values des Planvermögens, angepasst um noch nicht erfasste nachzuverrechnende Dienstzeitaufwendungen, und leitet sich wie folgt ab:
Herleitung Pensionsrückstellung
31. Dezember
in Mio 
2007
Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen mit
(vollständiger oder teilweiser) Planvermögensdeckung
Fair Value des Planvermögens
Anwartschaftsbarwert der Versorgungsverpflichtungen ohne
Planvermögensdeckung
Finanzierungsstatus
Nicht erfasster, nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand
Bilanzierter Betrag
ausgewiesen als betriebliche Forderungen
ausgewiesen als Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
Der Rückgang der Pensionsrückstellungen im Verlauf des
Jahres 2006 resultierte im Wesentlichen aus der erstmaligen
Dotierung des inländischen CTA in Höhe von 5,1 Mrd . Der
weitere Rückgang der Pensionsrückstellung zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2007 ist insbesondere auf den Anstieg der
Rechnungszinssätze und die damit einhergehende Verringerung des gesamten Anwartschaftsbarwertes zurückzuführen.
Beitrags- und Versorgungszahlungen
In 2007 wurden zur Finanzierung der bestehenden leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen Arbeitgeberbeiträge
in das Planvermögen in Höhe von 436 Mio  (2006: 5.241 Mio 
1. Januar
2006
2006
15.632
16.996
17.508
–13.056
–13.342
–8.076
304
310
341
2.880
3.964
9.773
–3
–4
–5
2.877
–13
2.890
3.960
–2
3.962
9.768
–
9.768
inklusive der Dotierung des CTA) geleistet. Für das folgende
Geschäftsjahr werden insbesondere für die Finanzierung
bestehender und neu entstandener Versorgungsanwartschaften konzernweit Arbeitgeberbeitragszahlungen in Höhe
von 188 Mio  erwartet.
Erwartete Arbeitgeberbeiträge 2008
in Mio 
Erwartete Arbeitgeberbeiträge
Inland
Ausland
112
76
In 2007 erfolgten Pensionszahlungen für die Erfüllung von
Versorgungsverpflichtungen in Höhe von 863 Mio  (2006:
847 Mio ). Für die zum 31. Dezember 2007 bestehenden
Versorgungszusagen werden für die nächsten zehn Jahre
folgende Pensionszahlungen prognostiziert:
Erwartete Pensionszahlungen
in Mio 
Gesamt
Inland
2008
867
447
Ausland
420
2009
892
462
430
2010
919
479
440
2011
940
489
451
2012
962
497
465
2013–2017
5.145
2.615
2.530
Summe
9.725
4.989
4.736
175
176 Anhang
Pensionsaufwand
Der Gesamtaufwand leistungsorientierter Versorgungszusagen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzt sich
wie folgt zusammen:
Gesamtaufwand der Versorgungszusagen
2007
in Mio 
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen
Versorgungsansprüche (Employer service cost)
Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)
Erwarteter Planvermögensertrag (Expected return on plan assets)
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Past service cost)
Summe
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste werden
vollständig in der Periode erfasst, in der sie auftreten. Sie
werden außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in der
Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge
und Aufwendungen ausgewiesen.
Die tatsächlichen Vermögenserträge aus dem Planvermögen
betragen in 2007 in Summe 666 Mio  (2006: 486 Mio ).
Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen wurden für beitragsorientierte Versorgungszusagen in Form von Zahlungen von fest vereinbarten
Beiträgen an externe Versorgungsträger sowie für sonstige
Altersversorgungsverpflichtungen 53 Mio  (2006: 54 Mio )
aufgewendet.
Vom dargestellten Gesamtaufwand für leistungsorientierte
Versorgungszusagen entfallen 12 Mio  (2006: 15 Mio ) auf
Gesundheitsfürsorgeleistungen von Betriebsrentnern. Eine
Veränderung der angenommenen Trends für die Steigerung
der Gesundheitskosten um ±1,0 Prozent führt zu einer Veränderung dieses Aufwands (nur Dienstzeit- und Zinskomponente) um +0,5 Mio  bzw. –0,4 Mio  (2006: +0,7 Mio  bzw.
–0,6 Mio ) sowie des hierauf entfallenden Verpflichtungsumfangs um +4,9 Mio  bzw. –4,4 Mio  (2006: +7,7 Mio 
bzw. –6,9 Mio ).
Die im Konzerneigenkapital erfassten versicherungsmathematischen Gewinne/Verluste entwickelten sich wie folgt:
2006
Gesamt
Inland
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
256
161
95
265
172
93
810
388
422
771
361
410
–731
–266
–465
–529
–102
–427
10
–
10
14
1
13
345
283
62
521
432
89
Kumulierte im Eigenkapital erfasste
versicherungsmathematische
Gewinne/Verluste
in Mio 
2007
2006
versicherungsmathematische
Gewinne (+)/Verluste (–) zum 1. Januar
781
–
Erfassung der versicherungsmathematischen Gewinne (+)/Verluste (–)
des Berichtsjahres im Eigenkapital
852
781
1.633
781
versicherungsmathematische Gewinne (+)/
Verluste (–) zum 31. Dezember
In den Jahren 2006 und 2007 haben sich folgende erfahrungsbedingte Anpassungen des Barwertes aller leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen und des Fair Value des
Planvermögens ergeben:
Erfahrungsbedingte Anpassungen
31. Dezember
in %
2007
2006
Erfahrungsbedingte Anpassungen des
Verpflichtungsbetrages
1,22
0,73
Erfahrungsbedingte Anpassungen des
Planvermögens
–0,50
–0,22
Die erfahrungsbedingten Anpassungen spiegeln die Effekte
auf die im E.ON-Konzern bestehenden Verpflichtungsbeträge
und Planvermögen wider, die sich aus der Abweichung der
tatsächlich eingetretenen Bestandsentwicklung des Geschäftsjahres von den zu Beginn des Geschäftsjahres unterstellten
Annahmen ergeben. Dazu zählen unter anderem die Entwicklung der Einkommenssteigerungen sowie sonstiger zur
Bestimmung der Anwartschaften maßgeblicher Bemessungsgrößen, Rentenerhöhungen, Mitarbeiterfluktuation und biometrische Daten wie Todes- und Invaliditätsfälle.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
177
(25) Übrige Rückstellungen
Die übrigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:
31. Dezember 2007
in Mio 
31. Dezember 2006
Kurzfristig
Langfristig
Kurzfristig
Langfristig
Nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
133
10.022
120
10.425
Vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
300
3.335
294
3.389
Verpflichtungen im Personalbereich
593
690
686
804
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen
301
943
295
901
Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen
451
290
419
107
Absatzmarktorientierte Verpflichtungen
296
80
309
41
32
456
15
474
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen
Sonstige
1.886
2.257
1.856
1.997
Summe
3.992
18.073
3.994
18.138
Nachfolgend wird die Entwicklung der übrigen Rückstellungen
dargestellt:
Entwicklung der übrigen Rückstellungen
Stand
zum
1. Januar
2007
Veränderungen
Aufzinsung
Nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im
Kernenergiebereich
10.545
–52
–
Vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im
Kernenergiebereich
3.683
–13
Verpflichtungen im
Personalbereich
1.490
Sonstige Rückbau- und
Entsorgungsverpflichtungen
in Mio 
Auflösung
Schätzungsänderungen
Stand
zum 31.
Dezember 2007
–110
–
–745
10.155
–384
110
–
3
3.635
598
–717
1
–89
–
1.283
Zuführung
Inanspruchnahme
Umbuchung
492
25
–
–
181
55
–6
3
3
1.196
–20
2
35
5
–23
–
–
49
1.244
526
–2
–
6
297
–51
–
–35
–
741
Absatzmarktorientierte
Verpflichtungen
350
–4
–
1
237
–113
–3
–92
–
376
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche
Verpflichtungen
489
–3
–
15
23
–17
–
–19
–
488
Sonstige
3.853
–37
42
30
1.504
–984
–21
–244
–
4.143
Summe
22.132
–137
47
763
2.744
–2.289
–23
–479
–693
22.065
Die Aufzinsung im Rahmen der Rückstellungsentwicklung ist
im Finanzergebnis (vergleiche Textziffer 9) enthalten.
Die verwendeten Zinssätze betragen im Kernenergiebereich
nach landesspezifischer Ermittlung zum 31. Dezember 2007
5,5 Prozent (2006: 5,0 Prozent) in Deutschland und 2,5 Prozent
(2006: 2,1 bis 2,5 Prozent) in Schweden. Bei den übrigen Rückstellungspositionen kommen in Abhängigkeit von der Laufzeit Zinssätze zwischen 3,0 und 4,5 Prozent (2006: 3,8 bis
5,2 Prozent) zur Anwendung.
178 Anhang
Rückstellungen für nicht vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grundlage basierenden Rückstellungen in Höhe von 10,2 Mrd 
beinhalten auf der Grundlage von Gutachten und Kostenschätzungen sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen und schwach
radioaktiven Betriebsabfällen, die Stilllegung und den Rückbau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile.
Die Rückstellungen werden im Wesentlichen als langfristige
Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bewertet.
Die in den Rückstellungen für nicht vertragliche nukleare
Verpflichtungen erfassten Stilllegungsverpflichtungen beinhalten die erwarteten Kosten des Nachbetriebs der Anlage,
der Demontage sowie der Beseitigung und Entsorgung der
nuklearen Bestandteile des Kernkraftwerks.
Zusätzlich sind im Rahmen der Entsorgung von Brennelementen Kosten für durchzuführende Transporte von zentralen
und standortnahen Zwischenlagern zur Konditionierungsanlage bzw. zum Endlager, Kosten für eine endlagergerechte
Konditionierung und Kosten für die Beschaffung von Endlagerbehältern berücksichtigt.
Die Stilllegungskosten sowie die Kosten der Entsorgung der
Brennelemente und der schwach radioaktiven Betriebsabfälle enthalten jeweils auch die eigentlichen Endlagerkosten.
Sämtliche den Rückstellungen zugrunde liegenden Kostenansätze werden jährlich auf Basis externer Gutachten aktualisiert.
Bei der Bemessung der Rückstellungen in Deutschland wurden die Einflussgrößen aus der Verständigung zwischen der
Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen
vom 14. Juni 2000, unterzeichnet am 11. Juni 2001, berücksichtigt. Die Endlagerkosten umfassen insbesondere Investitionsund Betriebskosten der voraussichtlichen Endlager Gorleben
und Konrad und basieren auf der Endlagervorausleistungs-
verordnung und Angaben des Bundesamtes für Strahlenschutz. Von den Rückstellungen wurden 781 Mio  (2006:
781 Mio ) geleistete Anzahlungen an das Bundesamt für
Strahlenschutz abgesetzt. Diese Zahlungen werden jährlich
auf Basis der Endlagervorausleistungsverordnung bis zur
Höhe der Ausgaben des Bundesamtes für Strahlenschutz für
die Errichtung der Endlager Gorleben und Konrad geleistet.
In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2007
Schätzungsänderungen in Höhe von –859 Mio . Die Market
Unit Nordic hat Schätzungsänderungen in Höhe von 114 Mio 
zu verzeichnen.
Rückstellungen für vertragliche Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich
Die auf deutscher und schwedischer atomrechtlicher Grundlage basierenden Rückstellungen in Höhe von 3,6 Mrd 
beinhalten sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen und schwach
radioaktiven Betriebsabfällen, die Stilllegung und den Rückbau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile, deren Bewertung
auf zivilrechtlichen Verträgen beruht.
Die Rückstellungen werden im Wesentlichen als langfristige
Rückstellungen mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bewertet.
Von dem auf Deutschland entfallenden Anteil der Rückstellungen wurden 126 Mio  (2006: 113 Mio ) geleistete Anzahlungen
an Wiederaufarbeitungs- und sonstige Entsorgungsunternehmen abgesetzt. Diese Anzahlungen betreffen Vorauszahlungen für Wiederaufarbeitungsdienstleistungen und für die Lieferung von Zwischenlagerbehältern und die Rückführung
von Abfällen aus der Wiederaufarbeitung. Die in den Rückstellungen erfassten Verpflichtungen beinhalten im Rahmen
der Entsorgung von Brennelementen die vertragsgemäßen
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 zentrale
Zwischenlagerung und zum anderen für die im Zusammenhang mit dem Entsorgungspfad „Direkte Endlagerung“ anfallende Beschaffung von Zwischenlagerbehältern, die Transporte
von abgebrannten Brennelementen in standortnahe Zwischenlager und die eigentliche Zwischenlagerung. Des Weiteren sind
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
die vertragsgemäßen Kosten des Stilllegungsbereichs sowie
der Konditionierung von schwach radioaktiven Betriebsabfällen in den Rückstellungen berücksichtigt.
In der Market Unit Central Europe ergaben sich in 2007
Schätzungsänderungen in Höhe von –58 Mio . Die Market
Unit Nordic hat Schätzungsänderungen in Höhe von 61 Mio 
zu verzeichnen.
Verpflichtungen im Personalbereich
Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen
vor allem Rückstellungen für Vorruhestandsregelungen, Jubiläumsverpflichtungen, die aktienbasierten Vergütungen
sowie andere Personalkosten.
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen
Die Rückstellungen für sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflichtungen für konventionelle und regenerative Kraftwerksanlagen
inklusive der konventionellen Anlagenteile im Kernenergiebereich auf Basis zivilrechtlicher Vereinbarungen oder
öffentlich-rechtlicher Auflagen. Außerdem werden hier Rückstellungen für Rekultivierung von Tagebau- und Gasspeicherstandorten sowie für den Rückbau von Infrastruktureinrichtungen ausgewiesen.
Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen enthalten vor allem Rückstellungen für Verlustrisiken aus schwebenden Einkaufskontrakten.
Absatzmarktorientierte Verpflichtungen
Die Rückstellungen für absatzmarktorientierte Verpflichtungen enthalten im Wesentlichen Verlustrisiken aus schwebenden Verkaufskontrakten. Darüber hinaus sind hier vor allem
Rückstellungen für Gewährleistungen enthalten.
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche
Verpflichtungen
Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen
vor allem Sanierungs- und Gewässerschutzmaßnahmen
sowie die Beseitigung von Altlasten. Weiterhin werden in
dieser Position Rückstellungen für Heimfall, übrige Rekultivierungen sowie Verpflichtungen zur Beseitigung von Bergschäden ausgewiesen.
Sonstige
Die sonstigen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen
Rückstellungen aus dem Strom- und Gasgeschäft, inklusive
der im Vorjahr gebildeten Rückstellung zur Berücksichtigung
des Risikos der sogenannten Mehrerlösabschöpfung infolge
der Netzentgeltregulierung in Deutschland. Darüber hinaus
sind hier Verpflichtungen aus dem Erwerb und der Veräußerung von Unternehmen, sonstigen Steuern, dem Emissionsrechtehandel sowie aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand
enthalten.
179
180 Anhang
(26) Verbindlichkeiten
Die Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2007
und 2006 wie folgt zusammen:
Verbindlichkeiten
31. Dezember 2007
in Mio 
31. Dezember 2006
Kurzfristig
Langfristig
Summe
Kurzfristig
Langfristig
Summe
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten
3.481
15.876
19.357
1.472
9.993
11.465
Finanzverbindlichkeiten aus Beteiligungsverhältnissen
Finanzverbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunternehmen
2.068
152
1.916
39
9
30
2.107
161
1.946
1.971
147
1.824
36
7
29
2.007
154
1.853
5.549
15.915
21.464
3.443
10.029
13.472
4.477
–
4.477
5.311
–
5.311
474
65
539
274
70
344
135
44
179
75
48
123
339
21
360
199
22
221
26
219
245
23
243
266
434
2.978
3.412
360
3.110
3.470
5.011
260
5.271
5.897
41
5.938
451
6
457
400
9
409
7.381
1.904
9.285
7.313
1.949
9.262
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und
sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
18.254
5.432
23.686
19.578
5.422
25.000
Summe
23.803
21.347
45.150
23.021
15.451
38.472
Betriebliche Verbindlichkeiten aus Beteiligungsverhältnissen
Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber
verbundenen Unternehmen
Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber
Beteiligungsunternehmen
Investitionszuschüsse
Bauzuschüsse von Energieabnehmern
Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten
Erhaltene Anzahlungen
Übrige betriebliche Verbindlichkeiten
Corporate Center
Debt Issuance Programm über 30 Mrd 
Im Folgenden werden die wichtigsten Kreditvereinbarungen
und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Konzerns beschrieben. Unter Anleihen werden die ausstehenden
Schuldverschreibungen gezeigt, einschließlich der unter dem
„Debt Issuance Programm“.
Das bestehende Medium Term Note-Programm über 20 Mrd 
wurde im Dezember 2007 auf 30 Mrd  aufgestockt und in
Debt Issuance Programm umbenannt. Das Programm ermöglicht es der E.ON AG und der E.ON International Finance B.V.
(EIF), Amsterdam, Niederlande, unter unbedingter Garantie
der E.ON AG von Zeit zu Zeit Schuldtitel in Form von öffentlichen und Privatplatzierungen an Investoren auszugeben.
Zum Jahresende standen unter dem Debt Issuance Programm folgende Schuldverschreibungen der EIF aus:
Schuldverschreibungen der E.ON International Finance
Emissionsvolumen in
jeweiliger Währung
Anfängliche
Laufzeit
Fälligkeit
Kupon
Listing
4.250 Mio EUR
7 Jahre
Mai 2009
5,750 %
Luxemburg
200 Mio CHF
3 Jahre
Dez 2010
3%
SWX Swiss Exchange
500 Mio GBP
10 Jahre
Mai 2012
6,375 %
Luxemburg
1.750 Mio EUR
5 Jahre
Okt 2012
5,125 %
Luxemburg
225 Mio CHF
7 Jahre
Dez 2014
3,25 %
SWX Swiss Exchange
900 Mio EUR
15 Jahre
Mai 2017
6,375 %
Luxemburg
1.750 Mio EUR
10 Jahre
Okt 2017
5,5 %
Luxemburg
600 Mio GBP
12 Jahre
Okt 2019
6%
Luxemburg
975 Mio GBP
30 Jahre
Juni 2032
6,375 %
Luxemburg
900 Mio GBP
30 Jahre
Okt 2037
5,875 %
Luxemburg
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
schaften, jeweils unter unbedingter Garantie der E.ON AG,
Kredite in unterschiedlichen Währungen in einer Gesamthöhe
von bis zu 15 Mrd  aufzunehmen. Dieser Kreditrahmen ist
unterteilt in eine Tranche A über 10 Mrd  und eine Tranche B
mit 5 Mrd . Tranche A hat eine Laufzeit bis zum 27. November
2008. Tranche B läuft bis zum 2. Dezember 2011. Die Zinssätze
für die Inanspruchnahme der Kreditlinie entsprechen im Allgemeinen dem EURIBOR bzw. LIBOR für die jeweilige Währung
zuzüglich einer Marge von 0,15 Prozent p.a. Zum 31. Dezember 2007 war diese Kreditlinie ungenutzt (2006: 0 ).
Die Debt Issuance Programm-Dokumentation und die Dokumentation der ausstehenden Schuldverschreibungen sind
für derartige Finanzierungsprogramme und -instrumente
üblich.
Commercial Paper Programm über 10 Mrd 
Das bestehende Commercial Paper Programm über 10 Mrd 
ermöglicht es der E.ON AG und bestimmten 100-prozentigen
Tochtergesellschaften, unter unbedingter Garantie der E.ON AG,
von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu
729 Tagen an Investoren auszugeben. Zum 31. Dezember
2007 waren unter diesem Programm Commercial Paper in
Höhe von 1.757 Mio  (2006: 123 Mio ) ausstehend.
Die Buchwerte der Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und
der EIF gegenüber konzernexternen Kreditinstituten und
Dritten weisen zum 31. Dezember 2007 die folgenden Fälligkeiten auf:
Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 15 Mrd 
Im November 2007 hat E.ON die bestehende revolvierende
Kreditlinie von 10 Mrd  auf 15 Mrd  erhöht. Die Kreditlinie
ermöglicht es der E.ON AG und bestimmten Tochtergesell-
Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG und der E.ON International Finance
Fälligkeit
in 2008
Fälligkeit
in 2009
Fälligkeit
in 2010
Fälligkeit
in 2011
Fälligkeit
in 2012
Fälligkeit
nach 2012
12.822
–
4.162
120
–
2.423
6.117
1.757
1.757
–
–
–
–
–
425
425
–
–
–
–
–
in Mio 
Summe
Anleihen
Commercial Paper
Kreditinstituten
Verbindlichkeiten aus
Finanzierungsleasing
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Summe
–
–
–
–
–
–
–
12
4
4
4
–
–
–
15.016
2.186
4.166
124
–
2.423
6.117
181
182 Anhang
Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten
Die Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und
Dritten nach Segmenten setzen sich wie folgt zusammen:
Finanzverbindlichkeiten nach Market Units zum 31. Dezember
Central Europe
Pan-European Gas
UK
in Mio 
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Anleihen
–
–
–
–
275
406
Commercial Paper
–
–
–
–
–
–
992
1.040
40
69
8
27
Kreditinstituten
Verbindlichkeiten aus
Finanzierungsleasing
gegenüber Kreditinstituten
und Dritten
39
24
63
66
25
54
136
126
47
105
–
6
1.167
1.190
150
240
308
493
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Nordic
US-Midwest
E.ON-Konzern
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
738
634
635
729
12.822
7.234
14.470
9.003
227
243
–
–
1.757
123
1.984
366
–
54
–
–
972
48
2.012
1.238
30
36
–
–
14
16
171
196
431
383
–
15
106
27
720
662
1.426
1.350
635
744
15.671
7.448
19.357
11.465
Die sonstigen Finanzverbindlichkeiten beinhalten erhaltene
Sicherheiten mit einem Fair Value von 407 Mio € (2006:
55 Mio ). Hierbei handelt es sich um von Banken hinterlegte
Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Auslastung von
Kreditlimiten im Zusammenhang mit der Marktbewertung
von Derivategeschäften sowie erhaltene Margenzahlungen
im Zusammenhang mit Börsentermingeschäften. Darüber
hinaus beinhaltet die Position erhaltene Sicherheitsleistungen im Zusammenhang mit Lieferungen und Leistungen in
Höhe von 75 Mio € (2006: 77 Mio €). E.ON kann diese erhaltenen Sicherheiten ohne Nebenbedingungen verkaufen oder
verpfänden.
und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
beliefen sich zum 31. Dezember 2007 auf 4.477 Mio 
(2006: 5.311 Mio ).
Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Investitionszuschüsse von 245 Mio  (2006: 266 Mio ) wurden überwiegend für Investitionen gewährt, wobei die bezuschussten
Vermögenswerte 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 Baukostenzuschüsse in Höhe von 3.412 Mio  (2006:
3.470 Mio ) wurden von Kunden gemäß den allgemein verbindlichen Bedingungen für die Errichtung neuer Strom- und
Gasanschlüsse gezahlt. Diese Zuschüsse sind branchenüblich, in der Regel nicht rückzahlbar und werden grundsätzlich entsprechend der Nutzungsdauer ergebniserhöhend aufgelöst und den Umsatzerlösen zugerechnet.
Die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten umfassen im
Wesentlichen abgegrenzte Schulden in Höhe von 3.530 Mio 
(2006: 2.673 Mio ), Zinsverpflichtungen in Höhe von 760 Mio 
(2006: 672 Mio ) sowie die Verpflichtungen aus den im Rahmen des Aktienrückkaufprogramms im Jahr 2007 abgeschlossenen Put-Optionen in Höhe von 1.111 Mio . Darüber hinaus
sind in den übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten Stillhalterverpflichtungen für den Erwerb zusätzlicher Anteile an bereits konsolidierten Tochterunternehmen sowie Minderheiten
an vollkonsolidierten Personengesellschaften in Höhe von
754 Mio  (2006: 2.781 Mio ) enthalten. Dieser Rückgang der
Verbindlichkeiten aus Stillhalterverpflichtungen resultiert im
Wesentlichen aus der Stillhalterverpflichtung in Höhe von rund
2 Mrd  gegenüber Statkraft von E.ON Sverige bezüglich des
Kaufs der ausstehenden Anteile an E.ON Sverige, die im Berichtsjahr unausgeübt ausgelaufen ist.
183
184 Anhang
(27) Haftungsverhältnisse und sonstige
Verpflichtungen
E.ON ist im Rahmen seiner Geschäftstätigkeit Haftungsverhältnisse und sonstige Verpflichtungen eingegangen, die
eine Vielzahl zugrunde liegender Sachverhalte betreffen.
Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften,
Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen (für weitere Informationen wird auf Textziffer 28 verwiesen), kurzund langfristige, vertragliche und
gesetzliche Verpflichtungen sowie sonstige Verpflichtungen.
Haftungsverhältnisse
Die Eventualverbindlichkeiten des E.ON-Konzerns aus den
bestehenden Haftungsverhältnissen belaufen sich zum
31. Dezember 2007 auf 96 Mio  (2006: 114 Mio ). Hinsichtlich 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
Änderungen eines Basiswerts in Beziehung zu einem Vermögenswert, einer Verbindlichkeit oder einem Eigenkapitaltitel
des Garantieempfängers handelt, gegenüber Dritten für nahe
stehende Unternehmen und Konzernfremde gewährt. Diese
beinhalten vor allem Finanz- und Gewährleistungsgarantien.
Darüber hinaus hat E.ON auch Freistellungsvereinbarungen
abgeschlossen. Diese sind neben anderen Garantien Bestandteil 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 Gewährleistungen. In manchen Fällen ist der Käufer der Beteiligungen verpflichtet, die Kosten teilweise zu übernehmen oder bestimmte
Kosten abzudecken, bevor E.ON selbst verpflichtet ist, Zahlungen 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 (bzw. VEBA AG oder VIAG AG vor deren Fusion)
verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen
Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.
E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch aus Beteiligungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Personenhandelsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.
Die Garantien von E.ON beinhalten auch die Deckungsvorsorge
aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Für die Risiken aus
nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach Inkrafttreten des entsprechend novellierten
Atomgesetzes (AtG) und der entsprechend novellierten
Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV)
am 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd 
je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen.
Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio  über eine einheitliche
Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht
GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug
auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio 
und 15 Mio . Konzernunternehmen haben sich entsprechend
ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften 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 Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli/27. Juli/21. August/28. August
2001 vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im
Schadensfall – nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkeiten und der seiner Muttergesellschaften – finanziell so
auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen
nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß
beträgt der auf E.ON Energie entfallende Anteil bezüglich
der Haftung, zuzüglich 5,0 Prozent für Schadensabwicklungskosten, derzeit 42,0 Prozent (2006: 42,0 Prozent).
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 und Stilllegungen, 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 Kernkraftwerken und durch Unfälle mit radioaktiven Substanzen, die
im Zusammenhang mit den Kernkraftwerken stehen, verursacht werden. Zum 31. Dezember 2007 war die Haftung
begrenzt auf einen Betrag in Höhe von 3.063 Mio SEK bzw.
324 Mio  (2006: 3.102 Mio SEK bzw. 343 Mio ) pro Schadensfall. Dieser Betrag muss gemäß „Law Concerning Nuclear
Liability“ versichert werden. Die Market Unit Nordic hat die
entsprechenden Versicherungen für ihre Kernkraftwerke vorgenommen. Derzeit erfolgt eine behördliche Überprüfung
der dargestellten Regelungen hinsichtlich der zuvor
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
beschriebenen Haftungsbegrenzungen. In welchem Umfang
sich aus dem Ergebnis dieser Untersuchung Anpassungen der
schwedischen Haftungsbegrenzungsregelungen ergeben
werden, ist derzeit nicht absehbar.
Außer von den Market Units Central Europe und Nordic 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
aus mit Dritten geschlossenen Verträgen oder aufgrund
gesetzlicher Bestimmungen ergeben.
Zum 31. Dezember 2007 besteht ein Bestellobligo in Höhe
von 7,9 Mrd  (2006: 4,9 Mrd ). Hier sind vor allem Verpflichtungen für noch nicht vollzogene Investitionen insbesondere
bei den Market Units Central Europe, UK und Nordic sowie bei
der in Russland erworbenen Kraftwerksgesellschaft OGK-4
im Zusammenhang mit Kraftwerksneubauprojekten sowie
Modernisierungen von bestehenden Kraftwerksanlagen enthalten. Die im Bestellobligo enthaltenen Verpflichtungen für
Kraftwerksneubauten belaufen sich am 31. Dezember 2007
auf 5,4 Mrd  (2006: 2,5 Mrd ). Diese beinhalten auch Verpflichtungen für den Bau von Windkraftanlagen.
Darüber hinaus resultieren sonstige finanzielle Verpflichtungen
aus Miet-, Pacht- und Operating-Lease-Verträgen. Die entsprechenden Mindestleasingzahlungen, die in Nominalwerten
dargestellt sind, werden folgendermaßen fällig:
E.ON als Leasingnehmer –
Operating Lease
in Mio 
Mindestleasingzahlungen
148
401
334
Summe
883
Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Aufwendungen aus solchen Verträgen betragen 218 Mio  (2006:
236 Mio ).
Weitere langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen
im E.ON-Konzern zum 31. Dezember 2007 im Wesentlichen
zur Abnahme fossiler Brennstoffe wie Gas, Braun- und Steinkohle. Die Verpflichtungen aus diesen Abnahmeverträgen
belaufen sich am 31. Dezember 2007 auf rund 250 Mrd .
Der Gasbezug erfolgt in der Regel über langfristige Abnahmeverträge 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 Wettbewerbssituation im Markt widerspiegeln. Die Regelungen der langfristigen 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.
Vertragliche Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen
zum 31. Dezember 2007 in Höhe von 7,7 Mrd , insbesondere
gegenüber Gemeinschaftskraftwerken bei der Market Unit
Central Europe. Der Abnahmepreis für Strom aus Gemeinschaftskraftwerken basiert auf den Produktionskosten des
Stromerzeugers zuzüglich einer Gewinnmarge, welche generell
auf Basis einer vereinbarten Kapitalrendite berechnet wird.
Des Weiteren bestehen bei der Market Unit Central Europe
langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme von
Leistungen im Zusammenhang mit der Wiederaufarbeitung
der bis zum 30. Juni 2005 transportierten Brennelemente
und der Zwischenlagerung der hieraus resultierenden Abfälle.
Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen zum 31. Dezember 2007 in Höhe von rund 3,7 Mrd . Sie enthalten im Wesentlichen Verpflichtungen für Anteilserwerbe sowie zum Erwerb
von als Finanzanlagen gehaltenen Immobilienfonds und Verpflichtungen aus der Netzanbindung von Offshore-Windparks.
Diese Sachverhalte betreffen vor allem die Market Unit
Central Europe.
Darüber hinaus besteht gegenüber den Minderheitsaktionären der russischen Kraftwerksgesellschaft OGK-4 eine
Verpflichtung zur Übernahme von deren Anteilen. Bezüglich
weiterer Informationen wird auf Textziffer 4 verwiesen.
185
186 Anhang
(28) Schwebende Rechtsstreitigkeiten und
Schadensersatzansprüche
Gegen Konzernunternehmen sind verschiedene gerichtliche
Prozesse (einschließlich Klagen wegen Produkthaftungsansprüchen 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 Verfahren wegen angeblicher Preisabsprachen und
marktmissbräuchlichen Verhaltens. Zudem sind Klagen gegen
E.ON AG und US-Tochtergesellschaften im Zusammenhang
mit der Veräußerung von VEBA Electronics im Jahr 2000
(29) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung
Zur Kapitalflussrechnung werden folgende ergänzende
Angaben gemacht:
Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung
in Mio 
2007
2006
–
138
Nicht zahlungswirksame Investitionen
und Finanzierungstätigkeiten
Tauschvorgänge bei Unternehmenserwerben
Dotierung von externem Fondsvermögen
für Pensionsverpflichtungen durch
Übertragung von Termingeldern und
Wertpapieren
–
5.126
Die Verkaufspreise entkonsolidierter Beteiligungen und
Aktivitäten betrugen insgesamt 25 Mio  (2006: 989 Mio ).
Die verkaufsbedingte Entkonsolidierung von Beteiligungen
und Aktivitäten führte zu Bestandsabgängen von 21 Mio 
(2006: 1.523 Mio ) bei den Vermögenswerten und 11 Mio 
(2006: 562 Mio ) bei den Rückstellungen und Verbindlichkeiten. Der mitveräußerte Bestand an Zahlungsmitteln betrug
2 Mio  (2006: 550 Mio ).
Die Kaufpreise für Tochterunternehmen betrugen insgesamt
5.416 Mio  (2006: 550 Mio ). Die miterworbenen Zahlungsmittel betrugen 1.450 Mio  (2006: 57 Mio ). Der bei diesen
Unternehmen erworbene Bestand an Vermögenswerten
betrug 8.615 Mio  (2006: 1.935 Mio ) und an Rückstellungen
sowie Verbindlichkeiten 2.182 Mio  (2006: 1.365 Mio ).
anhängig. E.ON Ruhrgas ist Partei in verschiedenen Schiedsverfahren, unter anderem im Zusammenhang mit dem Erwerb
von Anteilen an der Europgas a.s. sowie im Zusammenhang
mit Gaslieferverträgen. Rechtsstreitigkeiten sind vielen
Unsicherheiten unterworfen; auch wenn der Ausgang einzelner Verfahren nicht mit Sicherheit vorausgesagt werden
kann, werden sich daraus ergebende mögliche Verpflichtungen nach Einschätzungen des Vorstands weder einzeln noch
zusammen einen wesentlichen Einfluss auf Finanzlage,
Betriebsergebnis oder Liquidität des Konzerns haben.
Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2007
um 22 Prozent über dem Niveau des Vorjahres. Dieses ist insbesondere auf die Market Units Pan-European Gas und Nordic
zurückzuführen, wo operative Verbesserung sowie eine
geringere Mittelbindung im Working Capital positiv wirkten.
Ein positiver Effekt ergab sich zudem durch den Forderungsabbau in der Market Unit UK. Negative Abweichungen gegenüber dem Vorjahr traten im Corporate Center auf, welche im
Wesentlichen durch höhere konzernexterne Steuerzahlungen
verursacht wurden.
Der Cashflow aus Investitionstätigkeit war im Berichtsjahr
negativ. Bei rückläufigen Erlösen aus Beteiligungsverkäufen
stiegen die Auszahlungen sowohl für Sachanlage- als auch
für Beteiligungsinvestitionen gegenüber dem Vorjahr deutlich an. Größtes Einzelprojekt war der Erwerb der Mehrheit
der Anteile an der russischen Kraftwerksgesellschaft OGK-4.
Dem stand eine Verringerung der Mittelbindung für Festgeldanlagen und Wertpapierkäufe gegenüber.
Infolge einer verstärkten Aufnahme von Fremdkapital stieg
der Cashflow aus Finanzierungstätigkeit im Berichtsjahr
deutlich an. Trotz des Aktienrückkaufprogramms war er in
2007 erstmals seit 2002 wieder positiv.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(30) Derivative Finanzinstrumente und
Sicherungsgeschäfte
12 Mio  (2006: 15 Mio  Verlust) realisiert wurden. Die beizulegenden Zeitwerte der innerhalb von Fair Value Hedges
verwendeten Derivate betragen –90 Mio  (2006: –98 Mio ).
Strategie und Ziele
Cashflow Hedges
Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt,
wenn ihnen bilanzierte Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen bzw. geplante
Transaktionen zugrunde liegen. In einzelnen Gesellschaften
der Market Units findet darüber hinaus ein Eigenhandel im
Commodity-Bereich im Rahmen der nachstehend beschriebenen Risikomanagement-Richtlinien statt.
Hedge Accounting gemäß IAS 39 wird insbesondere angewendet 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 Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten. Im Commodity-Bereich werden
Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme gesichert, die insbesondere aus dem geplanten Stromein- und -verkauf sowie
dem erwarteten Gasbezug resultieren. Termingeschäfte 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
Fremdwährungen und in Euro denominierten langfristigen
Finanzforderungen und -verbindlichkeiten in variable Zinsbindungen eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente werden
Zins- und Zins-/Währungsswaps genutzt. Die Ergebnisse sind
in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung
ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft
abgebildet wird. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis im
sonstigen Zinsergebnis. Aus den Buchwertanpassungen der
Grundgeschäfte ergab sich im Geschäftsjahr ein Verlust von
9 Mio  (2006: 14 Mio  Ertrag), während im gleichen Zeitraum
Erträge bei den zugeordneten Sicherungsgeschäften von
Cashflow Hedges dienen der Absicherung gegen Risiken aus
variablen Zahlungsströmen. Zur Begrenzung des Zinsänderungs- und Währungsrisikos werden insbesondere Zins- und
Zins-/Währungsswaps eingesetzt. Diese Instrumente sichern
Zahlungsströme aus verzinslichen langfristigen Finanzforderungen 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 Zahlungsströme aus dem Strom- und Gasgeschäft aufgrund variabler
Marktpreise werden Termingeschäfte und Futures eingesetzt, für die ebenfalls Cashflow Hedge Accounting angewendet wird.
Zum 31. Dezember 2007 sind bestehende Grundgeschäfte in
Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu 10 Jahren (2006: bis
zu 11 Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten
bis zu 25 Jahren (2006: bis zu 26 Jahren) im Bereich der Zinssicherungen einbezogen. Die Sicherung von Risiken aus Eigenkapitalinstrumenten erfolgt bis zu einem Jahr (2006: 1 Jahr).
Im Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter
Grundgeschäfte bis zu 4 Jahre (2006: bis zu 4 Jahre).
Zum 31. Dezember 2007 ergab sich aus dem ineffektiven
Teil von Cashflow Hedges ein Ertrag in Höhe von 3 Mio 
(2006: Ertrag 3 Mio ).
187
188 Anhang
Nach den am Bilanzstichtag vorliegenden Informationen ergeben sich in den Folgeperioden die nachstehenden Effekte aus
der Umgliederung des OCI in die Gewinn- und Verlustrechnung:
Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2007
in Mio 
OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges
OCI – Zins-Cashflow-Hedges
OCI – Commodity-Cashflow-Hedges
OCI – Sonstige Cashflow-Hedges
Buchwerte
2008
2009
2010–2012
>2012
–103
–35
–9
–10
–49
6
–1
–
–2
9
249
128
84
37
–
–1
–1
–
–
–
1) OCI = Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern
Zeitpunkt der Umgliederung aus dem OCI1) in die Gewinn- und Verlustrechnung – 2006
in Mio 
Buchwerte
2007
2008
2009–2011
>2011
–98
–43
–10
–25
–20
3
–1
–1
–
5
OCI – Commodity-Cashflow-Hedges
274
253
20
1
–
OCI – Sonstige Cashflow-Hedges
–31
–31
–
–
–
OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges
OCI – Zins-Cashflow-Hedges
1) OCI = Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern
Die Ergebnisse aus der Umgliederung werden in der Regel in
der Position der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen,
in der auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird.
Die Ergebnisse aus ineffektiven Teilen von Cashflow Hedges
werden unter den sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis
im sonstigen Zinsergebnis. Die Fair Values der innerhalb von
Cashflow Hedges verwendeten Derivate betragen –339 Mio 
(2006: –359 Mio ).
Im Jahr 2007 wurde ein Betrag von –82 Mio  (2006: –302 Mio )
dem Other Comprehensive Income zugeführt, während im
gleichen Zeitraum ein Ertrag von 1 Mio  (2006: 26 Mio ) in
die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert wurde.
Net Investment Hedges
Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen
werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, Währungsswaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.
Zum 31. Dezember 2007 wurden 1.489 Mio  (2006: 909 Mio )
aus Fair-Value-Veränderungen von Derivaten und der Stichtagskursumrechnung von originären Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Net Investment Hedges im Other Comprehensive
Income in dem Posten Währungsumrechnung ausgewiesen.
In 2007 ergaben sich keinerlei Ineffektivitäten aus den Net
Investment Hedges (2006: Ertrag von 2 Mio ).
Bewertung derivativer Finanzinstrumente
Der Fair Value derivativer Finanzinstrumente ist abhängig
von der Entwicklung der zugrunde liegenden Marktfaktoren.
Die jeweiligen Fair Values werden in regelmäßigen Abständen ermittelt und überwacht. Der für alle derivativen Finanzinstrumente ermittelte Fair Value ist der Preis, zu dem eine
Partei die Rechte und/oder Pflichten einer anderen Partei
übernehmen würde. Die Fair Values der derivativen Finanzinstrumente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden
unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegenden Marktdaten ermittelt.
Die der Bewertung der eingesetzten derivativen Finanzinstrumente zugrunde liegenden Bewertungsmethoden und
Annahmen stellen sich wie folgt dar:
• Devisen-, Strom-, Gas-, Kohle- und Öltermingeschäfte
und -swaps sowie Derivate auf Emissionsrechte werden
einzeln mit ihrem Terminkurs bzw. -preis am Bilanzstichtag bewertet. Die Terminkurse bzw. -preise richten sich
nach den Kassakursen und -preisen unter Berücksichtigung von Terminauf- und -abschlägen. Soweit möglich
wird auf Marktdaten zurückgegriffen.
• Die Marktpreise von Devisen-, Strom- und Gasoptionen
werden nach marktüblichen Bewertungsmethoden
ermittelt. Caps, Floors und Collars werden anhand von
Marktnotierungen oder auf der Grundlage von Optionspreismodellen bewertet.
• Die Fair Values von Instrumenten zur Sicherung von
Zinsrisiken werden durch Diskontierung der zukünftigen
Cashflows ermittelt. Die Diskontierung erfolgt anhand
der marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der
Instrumente. Für Zins-, Währungs- und Zins-/Währungsswaps werden zum Bilanzstichtag für jede einzelne
Transaktion die Barwerte ermittelt. Die Zinserträge werden im Zahlungszeitpunkt bzw. bei der Abgrenzung zum
Stichtag erfolgswirksam erfasst.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
•
•
Termingeschäfte auf Aktien werden auf Basis des Börsenkurses der zugrunde liegenden Aktien unter Berücksichtigung von Zeitkomponenten bewertet.
Börsennotierte Stromtermingeschäfte und -optionen
werden zum Bilanzstichtag einzeln mit den börsentäglich
festgestellten Abrechnungspreisen bewertet, die von der
jeweiligen Clearingstelle veröffentlicht werden. Gezahlte
Initial Margins sind unter den sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Während der Laufzeit erhaltene bzw.
gezahlte Variation Margins werden unter den sonstigen
Verbindlichkeiten bzw. sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen.
•
Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden, sofern
Marktpreise fehlen, anhand von auf internen Fundamentaldaten beruhenden Bewertungsmodellen bewertet.
Verluste in Höhe von 11 Mio  (2006: 49 Mio ) und Erträge
von 141 Mio  (2006: 96 Mio ) aus der Zugangsbewertung von
Derivaten wurden abgegrenzt und werden entsprechend der
Vertragserfüllung in den Folgeperioden aufgelöst. Die beiden
folgenden Tabellen enthalten sowohl Derivate, die im Hedge
Accounting nach IAS 39 stehen, als auch Derivate, bei denen
auf die Anwendung von Hedge Accounting verzichtet wird.
Gesamtvolumen der währungs-, zins- und aktienbezogenen Derivate
31. Dezember 2007
in Mio 
31. Dezember 2006
Nominalwert
Fair Value
Nominalwert
Fair Value
Kauf
8.466,8
–24,2
4.532,7
–27,1
Verkauf
9.738,3
67,3
6.982,4
19,4
–
–
7,4
0,1
Devisentermingeschäfte
Devisenoptionen
Kauf
Verkauf
–
–
–
–
Zwischensumme
18.205,1
43,1
11.522,5
–7,6
Währungsswaps
19.847,2
686,6
18.499,3
7,4
301,6
–49,6
321,9
–17,0
20.148,8
637,0
18.821,2
–9,6
Festzinszahler
1.894,0
–21,5
2.292,5
–16,4
Festzinsempfänger
6.153,7
–85,9
6.078,3
–89,8
Zinsfutures
1.719,4
30,2
–
–
Zwischensumme
9.767,1
–77,2
8.370,8
–106,2
Sonstige Derivate
117,3
12,0
636,7
31,0
Zwischensumme
117,3
12,0
636,7
31,0
48.238,3
614,9
39.351,2
–92,4
Nominalwert
Fair Value
Nominalwert
Fair Value
Stromtermingeschäfte
25.733,5
–794,1
29.049,7
–854,0
Börsengehandelte Stromtermingeschäfte
10.033,6
–98,8
8.089,5
–275,0
0,5
Zins-/Währungsswaps
Zwischensumme
Zinsswaps
Summe
Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtbezogenen Derivate
31. Dezember 2007
in Mio 
Stromswaps
Stromoptionen
Kohletermin- und -swapgeschäfte
Börsengehandelte Kohletermingeschäfte
Ölbezogene Derivate
Gastermingeschäfte
Gasswaps
Gasoptionen
Börsengehandelte Gastermingeschäfte
Emissionsrechtbezogene Derivate
Börsengehandelte emissionsrechtbezogene Derivate
Summe
31. Dezember 2006
21,4
–1,1
15,1
104,9
9,5
0,3
0,2
5.024,4
193,1
1.320,2
29,2
38,1
25,7
58,9
–1,1
780,4
11,6
1.213,4
–30,6
12.932,1
335,3
16.757,1
6,7
313,8
–36,2
153,4
–17,4
4,5
–3,6
5,3
2,8
1,2
0,1
–
–
1.808,0
6,0
461,0
2,8
407,8
–0,1
33,9
3,8
57.203,7
–352,6
57.157,8
–1.132,1
189
190 Anhang
(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:
Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen
im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2007
Buchwerte
Summe
Buchwerte
im Anwendungsbereich des
IFRS 7
Bewertungskategorien
gemäß
IAS 391)
Fair Value
Anhand
von
Börsenkursen
ermittelt
14.583
14.583
AfS
14.583
13.061
3.964
3.920
4.140
262
899
700
2.365
899
700
2.321
899
705
2.536
–
–
262
18.653
17.021
16.940
377
846
9.064
4.928
632
3.183
845
9.064
4.928
632
1.552
LaR
LaR
HfT
n/a
LaR
845
9.064
4.928
632
1.471
–
–
365
–
12
10.783
10.783
AfS
10.783
9.635
2.887
2.887
AfS
2.887
2.860
300
300
AfS
300
300
577
–
AfS
–
–
51.747
49.494
49.633
26.495
Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,
Anleihen
Commercial Paper
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing2)
21.464
21.464
21.903
12.869
2.085
14.470
1.984
2.012
193
720
2.085
14.470
1.984
2.012
193
720
2.085
14.886
1.984
1.931
297
720
–
12.823
–
–
–
46
23.686
17.356
17.356
502
539
4.477
4.630
641
754
12.645
539
4.477
4.630
641
754
6.315
539
4.477
4.630
641
754
6.315
–
–
502
–
–
–
45.150
38.820
39.259
13.371
in Mio 
Beteiligungen
Forderungen gegen Unternehmen,
Forderungen aus Finanzierungsleasing 2)
Derivate ohne Hedging-Beziehungen
Derivate mit Hedging-Beziehungen
Sonstige betriebliche Vermögenswerte
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige
betriebliche Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Summe Verbindlichkeiten
LaR
n/a
LaR
AmC
AmC
AmC
AmC
n/a
AmC
AmC
AmC
HfT
n/a
AmC
AmC
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.
Für die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie
für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gelten aufgrund der kurzen Restlaufzeit die Buchwerte als realistische
Schätzung ihrer Fair Values.
Soweit Finanzinstrumente an einem aktiven Markt notiert
sind, stellt die jeweilige Preisnotierung an diesem Markt den
Fair Value dar. Dies betrifft insbesondere gehaltene Aktien
und begebene Anleihen.
Der Fair Value von Anteilen an nicht börsennotierten Gesellschaften sowie nicht aktiv gehandelten Schuldtiteln wie Darlehen, Ausleihungen und Finanzverbindlichkeiten wird durch
Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die Dis-
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen
im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2006
Buchwerte
Summe
Buchwerte
im Anwendungsbereich des
IFRS 7
Bewertungskategorien
gemäß
IAS 391)
Fair Value
Anhand
von
Börsenkursen
ermittelt
13.533
13.533
AfS
13.533
11.928
4.108
4.095
4.361
235
913
723
2.472
913
723
2.459
913
730
2.718
–
–
235
18.430
16.980
16.980
85
1.046
9.760
4.294
424
2.906
1.046
9.760
4.294
424
1.456
LaR
LaR
HfT
n/a
LaR
1.046
9.760
4.294
424
1.456
–
–
85
–
–
11.594
11.594
AfS
11.594
11.266
1.154
1.154
AfS
1.154
1.154
587
587
AfS
587
587
611
134
AfS
134
–
50.017
48.077
48.343
25.255
Anleihen
Commercial Paper
Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing2)
13.472
13.472
14.239
8.654
1.983
9.003
366
1.238
220
662
1.983
9.003
366
1.238
220
662
1.982
9.670
366
1.238
321
662
–
8.622
–
–
–
32
25.000
18.791
18.791
421
344
5.311
5.436
502
2.781
10.626
344
5.311
5.436
502
2.781
4.417
344
5.311
5.436
502
2.781
4.417
–
–
421
–
–
–
38.472
32.263
33.030
9.075
in Mio 
Beteiligungen
Forderungen aus Finanzierungsleasing2)
Sonstige betriebliche Vermögenswerte
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Summe Verbindlichkeiten
LaR
n/a
LaR
AmC
AmC
AmC
AmC
n/a
AmC
AmC
AmC
HfT
n/a
AmC
AmC
1) AfS: Available-for-Sale; LaR: Loans and Receivables; HfT: Held-for-Trading; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.
2) Beinhaltet Finanzierungsleasing gegenüber Dritten und gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.
kontierung erfolgt anhand der aktuellen marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Finanzinstrumente. Für Beteiligungen mit einem Buchwert in Höhe von 58,3 Mio  (2006:
58,3 Mio ) wurde auf eine Bewertung zum Fair Value aufgrund nicht verlässlich ermittelbarer Cashflows verzichtet.
Es konnten keine Fair Values auf Basis vergleichbarer Trans-
aktionen abgeleitet werden. Die Beteiligungen sind im Vergleich zur Gesamtposition des Konzerns unwesentlich.
Der Fair Value von Commercial Paper und Geldaufnahmen
im Rahmen kurzfristiger Kreditfazilitäten sowie der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen wird wegen der
kurzen Laufzeiten in Höhe des Buchwertes angesetzt.
191
192 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 finanziellen Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 dargestellt:
Cash-Flow-Analyse
31. Dezember 2007
in Mio 
Mittelabflüsse
2008
Mittelabflüsse
2009
Mittelabflüsse
2010–2012
Mittelabflüsse
ab 2013
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,
2.099
5
16
23
Anleihen
1.018
5.324
4.648
12.024
Commercial Paper
2.026
–
–
–
1.112
144
713
221
278
Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten
Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten
Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)
52
25
63
175
97
225
379
6.482
5.595
5.665
12.925
49
473
11
5
4.477
–
–
–
27.758
13.339
9.007
10.333
131
327
125
185
6.026
32
136
368
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige
38.865
13.709
9.273
10.935
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7
45.347
19.304
14.938
23.860
Cash-Flow-Analyse
31. Dezember 2006
in Mio 
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Unternehmen,
Mittelabflüsse
2007
Mittelabflüsse
2008
Mittelabflüsse
2009–2011
Mittelabflüsse
ab 2012
1.982
4
19
20
Anleihen
790
679
5.658
6.541
Commercial Paper
367
–
–
–
523
130
574
194
285
Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing gegenüber Dritten
Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten
56
42
70
487
89
42
113
4.205
944
6.363
7.153
53
305
–
–
5.311
–
–
–
Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)
22.555
9.027
12.445
11.157
2.187
292
101
136
4.168
128
100
21
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige
34.526
9.447
12.646
11.367
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7
38.731
10.391
19.009
18.520
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Sofern finanzielle Verbindlichkeiten mit einem variablen Zinssatz ausgestattet sind, wurden zur Ermittlung der zukünftigen
Zinszahlungen die am Bilanzstichtag fixierten Zinssätze auch
für die folgenden Perioden verwendet. Sofern finanzielle Verbindlichkeiten jederzeit gekündigt werden können, werden
diese, wie Verbindlichkeiten aus jederzeit ausübbaren PutOptionen, dem frühesten Laufzeitband zugeordnet.
Bei brutto erfüllten Derivaten (in der Regel Währungsderivate
und Commodity-Derivate) stehen den Auszahlungen korrespondierende Mittel- bzw. Warenzuflüsse gegenüber.
Das Nettoergebnis der Finanzinstrumente nach Bewertungskategorien gemäß IAS 39 stellt sich wie folgt dar:
Nettoergebnis nach Bewertungskategorien1)
in Mio 
Loans and Receivables
Available-for-Sale
Held-for-Trading
Amortized Cost
Summe
2007
2006
385
520
1.533
847
446
–1.858
–929
–989
1.435
–1.480
1) Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 2 verwiesen.
Das Nettoergebnis der Bewertungskategorie Loans and
Receivables umfasst neben Zinserträgen und -aufwendungen
aus Finanzforderungen im Wesentlichen Wertberichtigungen
auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Die Gewinne
und Verluste aus der Veräußerung von Available-for-Sale-Wertpapieren und Beteiligungen werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen.
Daneben sind insbesondere die Zinserträge und -aufwendungen aus verzinslichen Wertpapieren im Nettoergebnis
enthalten.
Sowohl Marktwertänderungen aus den derivativen Finanzinstrumenten als auch die Erträge und Aufwendungen aus der
Realisierung sind im Nettoergebnis der Bewertungskategorie
Held-for-Trading enthalten.
Risikomanagement
Grundsätze
Die vorgeschriebenen Abläufe, Verantwortlichkeiten und
Maßnahmen im Rahmen des Finanz- und Risikomanagements sind in internen Konzernrichtlinien detailliert dargestellt. Die Market Units haben darüber hinaus eigene Richtlinien, die sich im Rahmen der Konzernrichtlinien bewegen,
entwickelt. Um ein effizientes Risikomanagement im E.ONKonzern zu gewährleisten, sind die Abteilungen Handel
(Front Office), Risikocontrolling (Middle Office) und Finanzabwicklung (Back Office) als voneinander unabhängige Einheiten aufgebaut. Die Risikosteuerung und -berichterstattung
im Commodity-Bereich auf Konzernebene wurde in diesem
Jahr in einer neuen Abteilung zusammengefasst, während
die Risikosteuerung und -berichterstattung im Zins- und
Währungsbereich nach wie vor vom Finanzcontrolling 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 integrierte
Standard-IT-Lösung, die fortlaufend aktualisiert wird. Das
System dient zur Analyse und Überwachung von Risiken des
E.ON-Konzerns in den Bereichen Liquidität, Fremdwährungen
und Zinsen. Im Commodity-Bereich werden in den Market
Units etablierte Systeme eingesetzt.
Die konzernweite Überwachung von Kontrahentenrisiken
erfolgt im Finanzcontrolling mit Unterstützung einer Standardsoftware.
Ein gesondertes Risikokomitee ist für die Sicherstellung
und Weiterentwicklung der durch den Vorstand der E.ON AG
beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodityund Kreditrisikobereich zuständig.
1. Liquiditätsmanagement
Wesentliche Ziele des E.ON-internen Liquiditätsmanagements sind die jederzeitige Sicherstellung der Zahlungsfähigkeit, die rechtzeitige Erfüllung vertraglicher Zahlungsverpflichtungen sowie die Kostenoptimierung im E.ON-Konzern.
Zur Liquiditätssteuerung legt die Konzern-Finanzrichtlinie
eine grundsätzliche Andienungspflicht für Finanzgeschäfte
der Gesellschaften, die sich im ausschließlichen Eigentum
von E.ON befinden, fest. Das Cashpooling und die externen
Finanzierungen sind weitgehend auf die E.ON AG und
bestimmte Finanzierungsgesellschaften zentralisiert. Die
Mittel werden bedarfsgerecht intern an die anderen Konzernunternehmen weitergeleitet.
193
194 Anhang
Die E.ON AG sorgt auf Basis der aktuellen Liquiditätsplanung
für ausreichende Kreditlinien bei Banken unter Berücksichtigung einer strategischen Kreditlinienreserve. Die Tochtergesellschaften melden ihren Bedarf an.
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.
2. Preisrisiken
Im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der E.ONKonzern Preisrisiken im Fremdwährungs-, Zins- und Commodity-Bereich sowie bei Beteiligungsinvestitionen im Rahmen
der Geldanlage ausgesetzt. Aus diesen Risiken resultieren
Ergebnis-, Eigenkapital- und Cashflow-Schwankungen. Zur
Begrenzung bzw. Ausschaltung dieser Risiken hat E.ON verschiedene Strategien entwickelt, die den Einsatz derivativer
Finanzinstrumente beinhalten.
Die nachstehend beschriebene Analyse der risikoreduzierenden Tätigkeiten der Gesellschaft sowie die mithilfe 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 finanziell oder nicht quantifizierbar sind. Diese Risiken
beinhalten hauptsächlich Länder-, Geschäfts- und Rechtsrisiken, welche nicht in den folgenden Analysen berücksichtigt
wurden.
Risikomanagement im Fremdwährungsbereich
Der E.ON-Konzern ist aufgrund der internationalen Natur
einiger seiner Geschäftstätigkeiten Risiken in Bezug auf in
Fremdwährung denominierte Umsatzerlöse, Vermögenswerte,
Forderungen, Verbindlichkeiten und antizipierte Zahlungen
sowie Investitionen in ausländische Geschäftsbetriebe ausgesetzt. Dieses Risiko stammt im Wesentlichen aus Geschäften
in US-Dollar, britischen Pfund, ungarischen Forint, schwedischen Kronen und russischen Rubel sowie aus Nettoinvestitionen im Ausland.
Die E.ON AG übernimmt die Steuerung der Devisenrisiken
des Konzerns und legt geeignete Risikoparameter fest. Die
Tochtergesellschaften sind für die Steuerung ihrer operativen
Devisenrisiken verantwortlich. Gebuchte Grundgeschäfte
werden grundsätzlich in voller Höhe abgesichert. Bei kontrahierten, aber noch nicht gebuchten, und geplanten Geschäften erfolgt die Absicherung nach Abstimmung zwischen der
Tochtergesellschaft und der E.ON AG.
Das Marktrisiko wird in Übereinstimmung mit der internen
Risikoberichterstattung und internationalen Standards des
Bankwesens gemäß der Value-at-Risk-Methode unter Einbezug historischer Marktdaten ermittelt. Der Value-at-Risk (VaR)
gleicht dem potenziellen Maximalverlust (basierend auf einer
Wahrscheinlichkeit von 99 Prozent) aus Fremdwährungspositionen, der im Laufe des folgenden Werktages entstehen
könnte. Die Berechnungen berücksichtigen Korrelationen
zwischen einzelnen Transaktionen; das Risiko eines Portfolios 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 148 Mio  (2006: 54 Mio )
und resultiert wie 2006 im Wesentlichen aus den offenen
Positionen in britischen Pfund und US-Dollar. Neben den insgesamt gestiegenen Volumina in Fremdwährungen hat insbesondere die höhere Volatilität des Währungskurses Euro
zu britischen Pfund zu dem Anstieg des VaR im Vorjahresvergleich beigetragen.
Dieser VaR wurde gemäß den Anforderungen des IFRS 7
berechnet. In der Praxis wird sich jedoch ein anderer
Wert ergeben, da bestimmte Grundgeschäfte (z. B. Plantransaktionen, nicht bilanzierte Eigenverbrauchsverträge) in
der Berechnung nach IFRS 7 nicht berücksichtigt werden.
Risikomanagement im Zinsbereich
Einige Posten der Konzernbilanz sowie Finanzderivate basieren auf Festzinsen und weisen demnach Änderungen des
Zeitwerts aufgrund von Schwankungen des Marktzinsniveaus
auf. Bei Bilanzposten und Finanzderivaten, die auf variablen
Zinssätzen basieren, ist E.ON hingegen Ergebnisrisiken ausgesetzt. E.ON strebt die Aufrechterhaltung eines bestimmten
Mix von festverzinslichem und variablem Fremdkapital innerhalb des Gesamtportfolios an. Die Gesellschaft macht Gebrauch
von Zinsswaps, um von der Zinsdifferenz zwischen kurzund
langfristigen Zinsen sowie einem möglichen Rückgang des
Zinsniveaus zu profitieren.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Der E.ON-Konzern hält zum 31. Dezember 2007 Zinsswaps
mit einem Nennwert von 9.767 Mio  (2006: 8.371 Mio ).
Eine Sensitivitätsanalyse wurde für kurzfristiges und variabel
verzinsliches Fremdkapital des Konzerns durchgeführt, wobei
Zinsderivate mit berücksichtigt wurden. Eine Zunahme
(Abnahme) des Zinsniveaus um 1 Prozent würde den Nettozinsaufwand pro Jahr um 30 Mio  (2006: 35 Mio ) erhöhen
(senken).
Risikomanagement im Commodity-Bereich
E.ON ist aufgrund schwankender Preise von Commodities
erheblichen Risiken auf der Absatz- und Beschaffungsseite
ausgesetzt. Dieses Risiko wird an einer potenziellen negativen Abweichung vom angestrebten Adjusted EBIT bemessen.
Das maximal zulässige Risiko aus Commodities wird im Rahmen der Mittelfristplanung vom Konzernvorstand zentral
festgelegt und in Abstimmung mit den Market Units in eine
dezentrale Limitstruktur überführt. Vor der Festlegung der
Limite wurden die geplanten Investitionsvorhaben und alle
sonstigen bekannten Verpflichtungen und quantifizierbaren
Risiken berücksichtigt.
Commmodity-Geschäfte werden bei E.ON im Wesentlichen
innerhalb des Systemportfolios abgeschlossen, welches die
operativen Grundgeschäfte, bestehende Absatz- und Bezugsverträge und zu Sicherungszwecken oder zur Kraftwerksoptimierung eingesetzte Energiederivate umfasst. Das Risiko im
Systemportfolio resultiert damit aus der offenen Position
zwischen Planbeschaffung und -erzeugung sowie den Planabsatzmengen. 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 liegenden Commodities angibt. Der PaR ist dabei definiert als die
maximal zu erwartende negative Wertänderung des Portfolios
bei einer Wahrscheinlichkeit von 95 Prozent, wenn die offene
Position schnellstmöglich geschlossen wird.
E.ON setzt derivative Finanzinstrumente ein, um die Marktpreisrisiken aus den Commodities Strom, Gas, Kohle und Öl
zu reduzieren. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um
Swaps und Termingeschäfte auf Strom, Gas, Kohle und Öl
sowie emissionsrechtbezogene Derivate. Derivate im Commodity-Bereich werden durch die Market Units für die Zwecke
Preisrisikomanagement, Systemoptimierung, Lastenausgleich
und Margenerhöhung eingesetzt. Eigenhandel ist hierbei nur
in besonders engen Limiten zugelassen. Für das Eigenhandelsportfolio wird ein 5-Tages-Value-at-Risk als Risikomaß verwendet bei einem Konfidenzintervall von 95 Prozent.
Die Limite für jegliche Handelsaktivitäten einschließlich
Eigenhandel werden durch handelsunabhängige Gremien
festgesetzt und überwacht. Die im Rahmen von Sicherungsund Eigenhandelsaktivitäten 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 Disposition, Handel, Abwicklung und Kontrolle, konzernweit gültige Richtlinien für den Umgang mit
Commodity-Risiken sowie eine handelsunabhängige Risikoberichterstattung. Monatlich findet eine Berichterstattung
über die konzernweite Entwicklung der Risiken aus dem
Commodity-Bereich an das Risikokomitee statt.
Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2007 strom-, gas-,
öl und emissionsrechtbezogene Derivate mit einem Nennwert von 57.204 Mio  (2006: 57.158 Mio ).
Der VaR für das Eigenhandelsportfolio betrug zum Stichtag
13 Mio  (2006: 16 Mio ). Der PaR betrug für die im Systemportfolio enthaltenen Finanzinstrumente im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2007 433 Mio  (2006:
289 Mio ).
Die Einschränkung bei dieser Berechnung auf Finanzinstrumente im Anwendungsbereich des IFRS 7 spiegelt die ökonomische Position des E.ON-Konzerns nicht wider. So dürfen
alle nicht bilanzierten Geschäfte, z.B. sogenannte Own-UseVerträge, aus normalen Liefer- und Leistungsbeziehungen
in der Berechnung des PaR nach IFRS 7 nicht berücksichtigt
werden, obwohl sie einen wesentlichen Bestandteil der
ökonomischen Position darstellen. Daher ist der PaR der
ökonomischen Position signifikant abweichend zum PaR
gemäß IFRS 7.
195
196 Anhang
Risikomanagement im Aktienbereich
Der Wert aller börsennotierten Beteiligungen beträgt zum
Abschlussstichtag 13.457 Mio  (2006: 12.871 Mio ). Hierbei
bildet der Anteil an Gazprom mit einem Wert von 13.061 Mio 
(2006: 11.918 Mio ) den wesentlichen Bestandteil. Diese
Beteiligung wird als strategisch angesehen und zurzeit nicht
gesichert. Darüber hinaus bestehende Aktienpositionen werden teilweise über Termingeschäfte abgesichert. Das Nominalvolumen der hierfür abgeschlossenen Termingeschäfte
beträgt zum Bilanzstichtag 97 Mio € (2006: 567 Mio €).
Sämtliche börsennotierten Beteiligungen werden als Available-for-Sale bilanziert. Wertänderungen werden grundsätzlich
als Veränderung des OCI gezeigt.
Kreditrisikomanagement
Das Kreditrisikomanagement umfasst die Identifikation, Bewertung und Steuerung von Kreditrisiken. Kreditrisiken resultieren aus der Nicht- oder Teilerfüllung der Gegenleistung für
erbrachte Vorleistungen oder der Bezahlung bestehender
Forderungen durch die Geschäftspartner und daraus folgenden zusätzlichen Aufwendungen für die Wiedereindeckung.
Um Kreditrisiken aus dem Einsatz von Finanzinstrumenten
sowie aus der operativen Geschäftstätigkeit zu minimieren,
werden Transaktionen nur mit Geschäftspartnern geschlossen, welche die internen Mindestanforderungen erfüllen. Auf
Basis der internen Bonitätseinstufungen werden Limite für
das maximale Kreditrisiko vergeben. Der Prozess der Limitvergabe und -überwachung erfolgt dabei im Rahmen von
konzernweiten Mindestvorgaben. In diesem Prozess nicht
enthalten sind Langfristverträge aus operativem Geschäft
und Transaktionen im Assetmanagement. Diese werden teilweise auf Ebene der Market Units gesondert überwacht.
Grundsätzlich sind die jeweiligen Konzerngesellschaften für
das Kreditrisikomanagement des operativen Geschäfts verantwortlich. In Abhängigkeit von der Art der Geschäftstätigkeit und der Höhe des Kreditlimits findet eine ergänzende
Überwachung und Steuerung des Kreditrisikos sowohl auf
der Stufe der Market Unit als auch der Ebene des Konzerns
statt. Das E.ON AG Risikokomitee wird monatlich über die
Höhe der Kreditlimite sowie deren Auslastung von wesentlichen Geschäftspartnern im Finanz- und Energiehandel
informiert. Die Buchwerte der originären und derivativen
finanziellen Vermögenswerte zuzüglich der ausgegebenen
Finanzgarantien geben das maximale Kreditrisiko zum Stichtag wieder.
Soweit möglich werden im Rahmen des Kreditrisikomanagements mit Geschäftspartnern Sicherheiten zur Minderung des
Kreditrisikos verhandelt. Als Sicherheiten werden Garantien
der jeweiligen Mutterunternehmen oder der Nachweis von
Gewinnabführungsverträgen in Verbindung mit Patronatserklärungen (Letter of Awareness) akzeptiert. Darüber hinaus
werden in geringerem Umfang Bankgarantien bzw. -bürgschaften und die Hinterlegung von Barmitteln und Wertpapieren
als Sicherheiten zur Reduzierung des Kreditrisikos eingefordert. Zur Höhe und den Hintergründen der als Sicherheiten
erhaltenen finanziellen Vermögenswerte wird auf Textziffer 26
verwiesen.
Derivative Transaktionen werden im Allgemeinen auf der
Grundlage von Standardverträgen durchgeführt, bei denen
eine Aufrechnung (Netting) aller offenen Transaktionen mit
den Geschäftspartnern möglich ist. Für die Zins- und Währungsderivate im Bankenbereich wird diese Aufrechnungsmöglichkeit bilanziell nachvollzogen. Obwohl ein Großteil
der Transaktionen im Rahmen von Verträgen abgeschlossen
wurde, die ein Netting erlauben, ist eine Aufrechnung der
laufenden Transaktionen mit positiven und negativen Fair
Values in der nachfolgenden Tabelle nicht dargestellt.
Zusätzlich werden erhaltene Sicherheiten nicht berücksichtigt. Dadurch wird das Kontrahentenrisiko in der nachfolgenden Tabelle höher dargestellt, als es tatsächlich ist. Das
Kontrahentenrisiko entspricht der Summe der positiven Fair
Values. Insgesamt weist der Derivatebestand zum 31. Dezember 2007 folgende Laufzeiten- und Bonitätsstruktur auf. Da
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
insbesondere Derivate hohen Marktwertschwankungen
unterliegen, können kurzfristig Kreditrisikokonzentrationen
entstehen. Daher werden die Kreditrisikokonzentrationen
aus derivativen Forderungen gesondert dargestellt:
Rating des Kontrahenten
Standard & Poor’s und/
oder Moody’s
31. Dezember 2007
Summe
Davon bis 1 Jahr
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
AAA und Aaa bis AA– und Aa3
38.474,2
AA– und A1 oder A+ und
Aa3 bis A– und A3
in Mio 
A– und Baa1 oder BBB+ und
A3 bis BBB– oder Baa3
BBB– und Ba1 oder BB+ und
Baa3 bis BB– und Ba3
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
2.235,0
17.384,4
27.355,1
2.030,8
3.396,0
325,5
Davon 1 – 5 Jahre
Davon über 5 Jahre
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
1.000,1
16.163,8
901,3
4.926,0
333,6
14.778,1
1.229,3
10.149,3
728,3
2.427,7
73,2
2.352,0
220,9
948,6
95,7
95,4
8,9
32,6
4.662,7
211,9
1.583,9
132,1
2.647,0
47,2
431,8
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
bzw. mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.
Rating des Kontrahenten
Standard & Poor’s und/
oder Moody’s
31. Dezember 2006
Summe
Davon bis 1 Jahr
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
AAA und Aaa bis AA– und Aa3
34.452,3
AA– und A1 oder A+ und
Aa3 bis A– und A3
in Mio 
A– und Baa1 oder BBB+ und
A3 bis BBB– oder Baa3
BBB– und Ba1 oder BB+ und
Baa3 bis BB– und Ba3
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
1.941,3
13.592,5
22.849,7
1.585,1
3.511,6
279,8
Davon 1 – 5 Jahre
Davon über 5 Jahre
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
941,2
15.000,6
616,8
5.859,2
383,3
9.319,7
944,5
11.607,9
585,5
1.922,1
55,1
2.181,4
218,1
1.084,5
61,7
245,7
0,0
2.032,2
156,4
1.196,6
111,1
827,3
45,3
8,3
0,0
Sonstige1)
25.482,2
395,9
11.125,1
200,3
6.332,5
93,2
8.024,6
102,4
Summe
88.328,0
4.358,5
37.415,3
2.415,2
34.852,8
1.402,5
16.059,9
540,8
1) Die Position „Sonstige” umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien
bzw. mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.
Bei mit Börsen abgeschlossenen Termin- und Optionskontrakten sowie bei emissionsbezogenen Derivaten mit einem
Nominalwert von insgesamt 12.200 Mio  (2006: 8.182 Mio ),
bestehen zum Bilanzstichtag keine Adressausfallrisiken.
197
198 Anhang
Assetmanagement
Zum Zweck der Finanzierung langfristiger Zahlungsverpflichtungen, unter anderem auch Entsorgungsverpflichtungen
(siehe Textziffer 25), wurden per 31. Dezember 2007 von Gesellschaften der Market Unit Central Europe Kapitalanlagen in
Höhe von insgesamt 7,3 Mrd  (2006: 8,9 Mrd ) gehalten.
Für dieses Finanzvermögen wird eine „Akkumulationsstrategie“ (Total-Return-Ansatz) verfolgt, mit einer breiten Diversifikation über die Segmente Geldmarkt, Renten, Immobilien
und Aktien. Für die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur werden in regelmäßigen Abständen von externen Finanzberatern
Asset-Allocation-Studien durchgeführt. Der Großteil des Vermögens wird in Investmentfonds angelegt, die von externen
Fondsmanagern verwaltet werden. Das Risikomanagement
für das Vermögen wird nach einer Value-at-Risk-Methode
gesteuert. Die Kennzahlen basieren auf einer 3-monatigen
Haltedauer und einem 98-Prozent-Konfidenzintervall. Anhand
dieser Parameter ergab sich für 2007 ein VaR von 202 Mio €
(2006: 383 Mio €). Die fortlaufende Überwachung des Gesamtrisikos und der einzelnen Fondsmanager erfolgt durch das
Konzern-Assetmanagement der E.ON AG, das Teil des Finanzbereichs der E.ON AG ist.
(32) Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen und Personen
Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit steht E.ON mit
zahlreichen Unternehmen im Lieferungs- und Leistungsaustausch. Darunter befinden sich auch nahestehende Unternehmen, die at equity bewertet werden oder zum Fair Value
bilanziert sind. Mit diesen Unternehmen wurden Transaktionen getätigt, die sich im Berichts- und Vorjahr wie folgt
ausgewirkt haben:
Die als Versicherungsverein auf Gegenseitigkeit geführte
VKE verwaltete zum Jahresende Finanzanlagen in Höhe von
2,4 Mrd  (2006: 2,3 Mrd ), die fast ausschließlich der Rückdeckung von Versorgungsansprüchen von Mitarbeitern in
der Market Unit Central Europe dienen. Das Pensionsvermögen der VKE stellt kein Planvermögen gemäß IAS 19 dar und
wird unter den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten in der Bilanz gezeigt. Die VKE unterliegt den Regelungen des Versicherungsaufsichtsgesetzes (VAG) und der
Geschäftsbetrieb untersteht der Aufsicht der Bundesanstalt
für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Die Kapitalanlage
und das fortlaufende Risikomanagement erfolgt in dem von
der BaFin vorgegebenen Regulierungsrahmen. Der Großteil
des über Geldmarkt-, Renten-, Immobilien- und Aktienanlagen diversifizierten Portfolios wird in Investmentfonds angelegt, die von externen Fondsmanagern verwaltet werden.
Der 3-Monats VaR mit einem Konfidenzintervall von 98 Prozent beträgt für das von VKE verwaltete Vermögen 118 Mio €
(2006: 71 Mio €).
Erträge aus Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen
beruhen hauptsächlich auf Lieferungen von Gas und Strom
an Weiterverteiler und kommunale Unternehmen, insbesondere an Stadtwerke. Die Geschäftsbeziehungen zu diesen
Unternehmen unterscheiden sich grundsätzlich nicht von
jenen Beziehungen, die mit kommunalen Unternehmen ohne
Beteiligung von E.ON bestehen.
Aufwendungen mit nahestehenden Unternehmen entstehen
vor allem durch Gas-, Kohle- und Strombezüge.
Die Forderungen gegen nahestehende Unternehmen beinhalten
im Wesentlichen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen.
Transaktionen mit nahestehenden
Unternehmen und Personen
in Mio 
2007
2006
Erträge
6.626
7.467
Aufwendungen
4.407
3.804
Forderungen
1.988
1.892
Verbindlichkeiten
3.116
2.440
E.ON weist gegenüber nahestehenden Unternehmen Verbindlichkeiten aus, von denen 515 Mio  (2006: 286 Mio )
aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen mit Gemeinschafts-Kernkraftwerken resultieren. Diese Verbindlichkeiten
haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent p.a.
(2006: 1,0 Prozent) verzinst. E.ON bezieht von diesen 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
hauptsächlich über Verrechnungskonten. Darüber hinaus
weist E.ON im Berichtsjahr Finanzverbindlichkeiten in Höhe
von 1.233 Mio  (2006: 1.255 Mio ) aus, die aus Darlehensgewährungen dieser Gemeinschafts-Kernkraftwerke an E.ON
resultieren.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Aus der Einbringung der Degussa in die RAG Projektgesellschaft mbH und dem anschließenden Terminverkauf dieser
Gesellschaft an RAG im Geschäftsjahr 2006 wurde ein
Gewinn in Höhe von 596 Mio  realisiert. Für weitere Informationen vergleiche Textziffer 4.
Entsprechend IAS 24 sind die Leistungen anzugeben, die
dem Management in Schlüsselpositionen (Vorstandsmitglieder der E.ON AG) gewährt wurden. Der Aufwand für das
Geschäftsjahr beträgt für kurzfristig fällige Leistungen
16,1 Mio  (2006: 16,5 Mio ) und für Leistungen nach Beendigung des Dienstverhältnisses 3,0 Mio  (2006: 3,3 Mio ).
(33) Segmentberichterstattung
Die Berichtssegmente des E.ON-Konzerns sind an der internen
Organisations- und Berichtsstruktur ausgerichtet.
•
Central Europe fokussiert sich auf das integrierte Stromgeschäft sowie das Downstream-Gasgeschäft in Zentraleuropa.
•
Pan-European Gas ist für das europäische Upstreamund Midstream-Gasgeschäft verantwortlich. Daneben
hält die Market Unit überwiegend Minderheitsbeteiligungen an Gesellschaften im Downstream-Gasgeschäft.
•
UK umfasst das integrierte Energiegeschäft in Großbritannien.
•
Nordic konzentriert sich auf das integrierte Energiegeschäft in Nordeuropa.
•
US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig.
•
Corporate Center/Neue Märkte beinhaltet die direkt von
der E.ON AG geführten Beteiligungen, inklusive der im
Berichtsjahr erworbenen Aktivitäten in Russland und im
Bereich der Erneuerbaren Energien (vergleiche Textziffer 4),
die E.ON AG selbst sowie auf Konzernebene durchzuführende Konsolidierungen.
Nach IFRS sind veräußerte bzw. zum Verkauf bestimmte
Segmente oder wesentliche Unternehmensteile unter den
nicht fortgeführten Aktivitäten auszuweisen. Im Geschäftsjahr 2007 betrifft dies die zum Verkauf bestimmte Gesellschaft WKE. Im Vorjahr waren neben WKE auch E.ON Finland
Als Leistung nach Beendigung des Dienstverhältnisses wird
der aus den Pensionsrückstellungen resultierende Dienstzeitaufwand (Service Cost) ausgewiesen.
Der nach den Maßgaben von IFRS 2 ermittelte Aufwand für
die im Geschäftsjahr bestehenden Tranchen des E.ON-Aktienoptionsprogramms und des E.ON-Share-Performance Planes
beträgt 11,4 Mio  (2006: 17,7 Mio ).
Detaillierte und individualisierte Angaben hinsichtlich der
Vergütung finden sich im Vergütungsbericht auf den
Seiten 117 bis 121.
und Degussa, die im Juni bzw. August 2006 veräußert wurden,
unter den nicht fortgeführten Aktivitäten zu zeigen. Die entsprechenden Werte zum 31. Dezember 2007 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
wirtschaftliche Zinsergebnis, Netto-Buchgewinne, Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement und das sonstige nicht operative Ergebnis.
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.
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
Aufwendungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem
Charakter zusammengefasst. Je nach Einzelfall können hier
unterschiedliche Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung betroffen sein. So sind zum Beispiel Effekte aus der
Marktbewertung von Derivaten in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen und Erträgen sowie Wertminderungen
auf Sachanlagen in den Abschreibungen enthalten.
Durch die vorgenommenen Anpassungen können die in der
Segmentberichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen
von den gemäß IFRS definierten Kennzahlen abweichen.
199
200 Anhang
Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Adjusted EBIT
auf den Konzernüberschuss nach IFRS:
Konzernüberschuss
in Mio 
2007
2006
Adjusted EBIT
9.208
8.356
–960
–948
Netto-Buchgewinne
1.345
829
Aufwendungen für Restrukturierung
–77
–
Sonstiges nicht operatives Ergebnis
167
–2.890
9.683
5.347
vor Steuern
Steuern vom Einkommen und vom
Ertrag
Aktivitäten
Konzernüberschuss
Minderheitsanteile
–2.289
–40
7.394
5.307
330
775
7.724
7.204
520
6.082
5.586
496
Im Geschäftsjahr 2007 lagen die Netto-Buchgewinne 516 Mio 
über dem Vorjahresniveau. Sie fielen wie im Jahr 2006 im
Wesentlichen bei der Veräußerung von Wertpapieren bei der
Market Unit Central Europe an.
sind im Jahr 2007 insbesondere im Endkundengeschäft bei
UK entstanden. Im Vorjahr sind keine Aufwendungen für
Restrukturierungen/Kostenmanagement angefallen.
Das sonstige nicht operative Ergebnis war vor allem durch
die stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten (564 Mio )
geprägt, mit denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert wird. Die Verbesserung ist mit
2,5 Mrd  insbesondere auf positive Ergebniseffekte bei den
Market Units UK und Pan-European Gas zurückzuführen.
Segmentinformationen nach Bereichen
Central Europe
in Mio 
Außenumsatz
Pan-European Gas
UK
2007
2006
2007
2006
2007
2006
31.350
26.384
19.714
20.555
12.455
12.355
Innenumsatz
679
813
3.031
2.392
129
163
Umsatzerlöse
32.029
27.197
22.745
22.947
12.584
12.518
6.222
5.747
3.176
3.092
1.657
1.804
–1.521
–1.495
–530
–502
–521
–554
–31
–17
–70
–243
0
–11
Adjusted EBIT
darin Equity-Ergebnis1)
4.670
317
4.235
315
2.576
696
2.347
536
1.136
24
1.239
6
Operativer Cashflow
3.811
3.802
3.041
604
1.615
724
Investitionen
und Sachanlagen
Beteiligungen2)
2.581
2.279
2.424
882
1.364
863
2.390
191
1.883
396
1.381
1.043
377
505
1.364
–
860
3
63.442
1.889
18.375
2.134
59.093
1.965
17.664
1.962
39.090
1.137
6.746
5.602
36.994
867
6.289
5.276
18.170
675
7.506
2
19.636
793
7.157
8
Adjusted EBITDA
Planmäßige Abschreibungen
Impairments1)
Bilanzsumme
Sachanlagen
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 bzw. im Finanzergebnis erfasst. Die Abweichungen in 2007 resultieren im Wesentlichen
aus Zuschreibungen auf Beteiligungen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden. Grund für die Abweichungen in 2006 sind vor allem regulierungsbedingte Wertminderungen auf Sachanlagen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden, und Beteiligungen in den Market Units Central Europe und Pan-European Gas.
2) Die Investitionen in Beteiligungen enthalten neben at equity bewerteten Beteiligungen auch Erwerbe vollkonsolidierter Unternehmen sowie Investitionen in nicht
konsolidierungspflichtigen Beteiligungen.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Dagegen belasteten die Kosten im Zusammenhang mit dem
Akquisitionsvorhaben Endesa (288 Mio ) und mit dem
Sturm in Schweden zu Beginn des Jahres 2007 (95 Mio ) das
Ergebnis. Im Jahr 2006 wirkten sich infolge der Kürzung der
Netznutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur bei
Central Europe und Pan-European Gas Wertminderungen im
Gasverteilnetz sowie bei Minderheitsbeteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich in Höhe von insgesamt 374 Mio 
negativ aus. Darüber hinaus mussten 2006 Wertminderungen
für Gasspeicher- und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK
(187 Mio ) sowie für Sachanlagen bei den Market Units
Pan-European Gas und Nordic (insgesamt 100 Mio ) vorgenommen werden.
in Mio 
2007
2006
Zinsergebnis laut
–951
–1.045
–9
97
–960
–948
Neutraler Zinsaufwand (+)/-ertrag (–)
Nordic
Eine weitere Anpassung im Rahmen der internen Erfolgsanalyse betrifft das Zinsergebnis, das nach wirtschaftlichen
Kriterien dargestellt wird. Zur Ermittlung des wirtschaftlichen
Zinsergebnisses wird das Zinsergebnis gemäß Gewinn- und
Verlustrechnung nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt
und um außergewöhnliche Effekte, das heißt um neutrale
Zinsanteile, bereinigt.
Das wirtschaftliche Zinsergebnis liegt nahezu auf dem Niveau
des Vorjahres. Im Vergleich zum Vorjahr ergab sich aufgrund
höherer erwarteter Erträge aus Planvermögen ein geringerer
Netto-Zinsaufwand. Dem steht auf Konzernebene ein höheres
neutrales Zinsergebnis gegenüber. Ursache der Veränderung
des neutralen Zinsergebnisses ist ein geringerer Zinsaufwand
aus Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Put-Optionen.
Grundsätzlich werden konzerninterne Transaktionen zu
Marktpreisen getätigt.
US-Midwest
E.ON-Konzern
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
3.216
2.740
1.819
1.930
177
127
68.731
64.091
123
87
0
0
–3.962
–3.455
–
–
3.339
2.827
1.819
1.930
–3.785
–3.328
68.731
64.091
1.027
871
543
595
–175
–385
12.450
11.724
–345
–359
–155
–163
–51
–14
–3.123
–3.087
–12
–
–
–6
–6
–4
–119
–281
670
10
512
1
388
23
426
21
–232
8
–403
–10
9.208
1.078
8.356
869
914
715
216
381
–871
935
8.726
7.161
914
642
690
398
3.333
–27
11.306
5.037
892
22
592
50
690
–
398
0
199
3.134
–14
–13
6.916
4.390
4.096
941
11.759
213
7.429
357
11.290
229
7.184
383
8.130
13
4.153
32
8.387
20
4.000
40
–3.297
357
4.343
284
–7.825
20
190
101
137.294
4.284
48.552
8.411
127.575
3.894
42.484
7.770
201
202 Anhang
Geografische Segmentierung
Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften) und die Sachanlagen stellen sich nach Regionen wie
folgt dar:
Segmentinformationen nach Regionen
Deutschland
in Mio 
Übriges Euroland
Übriges Europa
USA
Sonstige
Summe
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
2007
2006
Außenumsatz nach
Sitz des Kunden
36.895
34.929
4.491
3.783
25.520
23.431
1.769
1.884
56
64
68.731
64.091
Außenumsatz nach
Sitz der Gesellschaften
40.614
38.942
2.780
2.051
23.518
21.168
1.768
1.879
51
51
68.731
64.091
Sachanlagen
18.898
18.380
1.573
1.104
23.107
18.999
4.910
3.928
64
73
48.552
42.484
Angaben zu Absatz- und Beschaffungsmärkten
Aus der Kundenstruktur des Konzerns 2007 und 2006 ergeben sich keine wesentlichen Konzentrationen auf bestimmte
geografische Regionen oder Geschäftsbereiche. Aufgrund
der großen Anzahl von Kunden und der Vielzahl der
Geschäftsaktivitäten gibt es keine Kunden, deren 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.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
(34) Organbezüge
Vorstand
Aufsichtsrat
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 20,4 Mio  (2006:
21,7 Mio ) und enthalten die Grundvergütung, die Tantieme,
die sonstigen Bezüge sowie die aktienbasierte Vergütung.
Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am
30. April 2008 die vorgeschlagene Dividende beschließt,
betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats
4,5 Mio  (2006: 4,1 Mio ).
Mitgliedern des Aufsichtsrats.
Das System der Vergütung des Aufsichtsrats sowie die Bezüge
jedes einzelnen Aufsichtsratsmitglieds sind im Vergütungsbericht, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts ist, auf den Seiten 117 bis 121 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden
sich auf den Seiten 19 und 212.
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 6,6 Mio  (2006: 11,7 Mio ).
Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 97,4 Mio 
(2006: 99,9 Mio ) zurückgestellt.
Vorstandsmitgliedern.
Das System der Vergütung des Vorstands sowie die Bezüge
jedes einzelnen Vorstandsmitglieds sind im Vergütungsbericht, der Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts
ist, auf den Seiten 117 bis 121 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 14, 15 und 213.
(35) IFRS-Überleitungsrechnungen des
E.ON-Konzerns
Erläuterungen zur Umstellung der Konzernrechnungslegung auf International Financial
Reporting Standards
E.ON stellt zum 31. Dezember 2007 erstmals einen Konzernabschluss in Übereinstimmung mit IFRS auf. Die E.ON IFRSKonzerneröffnungsbilanz wurde auf den 1. Januar 2006 aufgestellt (Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS gemäß IFRS 1).
Gemäß IFRS 1 sind in dem ersten IFRS-Konzernabschluss die
Ansatz- und Bewertungsmethoden anzuwenden, die auf den
Standards und Interpretationen basieren, die am 31. Dezember 2007, dem Zeitpunkt der erstmaligen Aufstellung des
Konzernabschlusses nach IFRS, verpflichtend zu beachten
sind, soweit diese veröffentlicht und von der EU übernommen sind. Diese Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
sind rückwirkend auf den Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS
und für alle innerhalb des ersten IFRS-Konzernabschlusses
dargestellten Perioden anzuwenden.
Die sich ergebenden Unterschiedsbeträge zwischen den
Buchwerten der Vermögenswerte und Schulden nach IFRS
zum 1. Januar 2006 im Vergleich zu den Buchwerten in der
US-GAAP-Konzernbilanz zum 31. Dezember 2005 wurden im
Rahmen der Erstellung der IFRS-Eröffnungsbilanz erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst.
Entsprechend den Regeln des IFRS 1 hat E.ON die verpflichtenden Befreiungen sowie die nachfolgend erläuterten
optionalen Befreiungen von der retrospektiven Anwendung
der IFRS angewendet.
Erläuterung der bei E.ON in Anspruch genommenen Befreiungen nach IFRS 1
In der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz zum 1. Januar 2006 sind
die Buchwerte der Vermögenswerte und Schulden aus der
US-GAAP-Bilanz zum 31. Dezember 2005 grundsätzlich rückwirkend nach den Regelungen derjenigen IFRS anzusetzen
und zu bewerten, die am 31. Dezember 2007 in Kraft sind.
IFRS 1 enthält für einzelne Fälle jedoch optional Ausnahmen,
nach denen vom Grundsatz der retrospektiven Anwendung
der IFRS abgewichen werden kann. Im Folgenden werden
die optionalen Befreiungen erläutert, von denen E.ON im
Rahmen der Aufstellung der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz
Gebrauch gemacht hat.
Unternehmenszusammenschlüsse
E.ON hat von dem Wahlrecht des IFRS 1 Gebrauch gemacht,
auf eine retrospektive Anwendung der Regelungen des IFRS 3
für Unternehmenszusammenschlüsse, die vor dem Zeitpunkt
des Übergangs auf IFRS stattfanden, zu verzichten. Die Abbildung dieser Unternehmenszusammenschlüsse nach US-GAAP
203
204 Anhang
wurde beibehalten. Grundsätzlich sind sämtliche Vermögenswerte und Schulden in der IFRS-Konzerneröffnungsbilanz
anzusetzen, die im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen erworben bzw. übernommen wurden und die
Ansatzvoraussetzungen nach IFRS erfüllen. Zudem werden
nach US-GAAP nicht bilanzierte, aber nach IFRS anzusetzende Vermögenswerte und Schulden in der IFRS-Eröffnungsbilanz angesetzt. Hieraus resultierende Anpassungsbeträge
werden erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet,
soweit es sich nicht um immaterielle Vermögenswerte handelt. Diese führen zu einer Anpassung des nach US-GAAP
ermittelten Goodwills. Es waren keine Anpassungen aufgrund des Ansatzes von immateriellen Vermögenswerten
erforderlich, sodass der Buchwert des Goodwills nach USGAAP in die IFRS-Eröffnungsbilanz übernommen werden
konnte.
Bei einem späteren Abgang eines Unternehmens werden
nur die nach Aufstellung der Eröffnungsbilanz entstandenen
und erfolgsneutral im Eigenkapital erfassten Währungsumrechnungsdifferenzen im Abgangsergebnis berücksichtigt.
Wesentliche Auswirkungen der Umstellung von
US-GAAP auf IFRS
Die nachfolgenden Überleitungen und die zugehörigen
Erläuterungen geben einen Überblick über die Auswirkungen
der Umstellung auf IFRS. Die Anpassungen werden in den
folgenden Überleitungen dargestellt:
• Eigenkapital zum 1. Januar 2006
• Eigenkapital zum 31. Dezember 2006
• Konzernüberschuss für das Geschäftsjahr vom 1. Januar
bis 31. Dezember 2006
Die Werthaltigkeit des Goodwills ist zum Zeitpunkt des Übergangs auf IFRS zu prüfen. Bei E.ON ergab sich zum Zeitpunkt
des Übergangs kein Wertminderungsbedarf.
Kumulierte Währungsumrechnungsdifferenzen
E.ON hat von dem Wahlrecht des IFRS 1 Gebrauch gemacht,
die unrealisierten kumulierten Währungsumrechnungsdifferenzen, die in Vorperioden aus der Umrechnung von Abschlüssen in die Berichtswährung von E.ON entstanden sind
und im Other Comprehensive Income erfasst wurden, zum
Konzern-Eröffnungsbilanzstichtag zu realisieren und mit den
Gewinnrücklagen zu verrechnen.
Überleitung des Eigenkapitals
Überleitung des Eigenkapitals
in Mio 
Textverweis
Eigenkapital gemäß US-GAAP
Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen
a
Eigenkapital gemäß US-GAAP, einschließlich Minderheitsanteilen
31. Dezember 2006
1. Januar 2006
47.845
44.484
4.917
4.734
52.762
49.218
–3.249
Auswirkungen IAS 32
b
–2.780
Vorräte
c
348
134
Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
d
–81
–1.391
e
–129
–43
Derivate
f
226
–566
Bewertung von weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten
g
370
377
US-Regulierung
h
279
403
Ertragsteuern
i
223
800
Sonstiges
j
27
286
Gesamte Anpassungen
–1.517
–3.249
Eigenkapital gemäß IFRS
51.245
45.969
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
a) Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen
Nach IFRS werden die Minderheitsanteile Dritter am Konzern
innerhalb des Eigenkapitals ausgewiesen. Nach US-GAAP
erfolgt der Ausweis der Minderheiten außerhalb des Eigenkapitals.
b) Auswirkungen IAS 32
Put-Optionen auf Minderheitsanteile
Finanzinstrumente, für die ein Rückzahlungsrecht seitens
der Inhaber besteht, erfüllen nach IFRS nicht die Eigenkapitaldefinition. E.ON ist gegenüber einigen Minderheitsgesellschaftern bedingte bzw. unbedingte Verpflichtungen zum Erwerb
ausstehender Anteile an Tochterunternehmen eingegangen.
Entsprechend ist eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes
des zukünftigen Ausübungspreises zu bilanzieren. Diese
Umgliederung aus dem Eigenkapital hat unabhängig von
der Ausübungswahrscheinlichkeit zu erfolgen und wird
innerhalb der Minderheitsanteile gesondert ausgewiesen.
Nach US-GAAP werden diese potenziellen Verpflichtungen in
der Regel wie ein Derivat zum Fair Value bilanziert.
Minderheiten an deutschen Personengesellschaften
Nach deutschen gesellschaftsrechtlichen Vorschriften steht
den Anteilseignern einer deutschen Personengesellschaft
ein gesetzliches, nicht ausschließbares Kündigungsrecht zu.
Nach IAS 32 führt dieses Kündigungsrecht dazu, dass die im
Konzern vorhandenen Minderheitsanteile als rückzahlbar
angesehen werden. In der Folge ist, unabhängig von der
Wahrscheinlichkeit einer Kündigung, eine Verbindlichkeit zum
Barwert des voraussichtlichen Abfindungsbetrages aus dem
Eigenkapital zu reklassifizieren. Die Reklassifizierung wird
innerhalb der Minderheitsanteile gesondert ausgewiesen.
Nach US-GAAP werden diese Anteile unter den Minderheiten
gezeigt.
Insgesamt verringert sich das Eigenkapital in der Eröffnungsbilanz aufgrund dieser Effekte um 3.249 Mio  (31. Dezember
2006: –2.780 Mio ).
c) Vorräte
Die Bewertung der Gasvorräte erfolgte unter US-GAAP grundsätzlich nach der LIFO-Methode. Nach IAS 2 „Vorräte“ (IAS 2)
ist diese Bewertungsmethode unzulässig. Der Wechsel der
Bewertung der Gasvorräte zu Durchschnittskosten erhöhte
das Eigenkapital in der Eröffnungsbilanz um 134 Mio 
(31. Dezember 2006: 348 Mio ).
d) Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
Für Pensionsverpflichtungen sind sowohl nach US-GAAP als
auch nach IFRS Rückstellungen zu bilden. Abweichungen
zwischen den Wertansätzen nach IAS 19 und SFAS 87
„Employers’ Accounting for Pensions“ (SFAS 87) ergaben sich
in der Eröffnungsbilanz insbesondere aufgrund der Ausübung
des Wahlrechts in IFRS zur sofortigen vollständigen Erfassung versicherungsmathematischer Gewinne und Verluste
im Eigenkapital. Im Zuge der Umstellung wurden die nach
US-GAAP bilanzierten immateriellen Vermögenswerte aus
der Pensionsbewertung, der unter den sonstigen betrieblichen Vermögenswerten ausgewiesene positive Überhang
des Planvermögens sowie die Mindestpensionsrückstellung
(Additional Minimum Liability) ausgebucht. Insgesamt ergab
sich eine Eigenkapitalverminderung in der Eröffnungsbilanz
in Höhe von 1.391 Mio  (31. Dezember 2006: –81 Mio ).
Ursächlich für die weitere Reduzierung der Differenz zum
Ende des Geschäftsjahres 2006 ist die Erstanwendung des
SFAS 158 „Employers’ Accounting for Defined Benefit Pension and Other Postretirement Plans – an amendment of
FASB Statements No. 87, 88, 106, and 132(R)“ (SFAS 158), nach
dem auch unter US-GAAP versicherungsmathematische
Gewinne und Verluste erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst
werden müssen.
e) Übrige Rückstellungen
Nach IFRS sind langfristige Rückstellungen grundsätzlich mit
dem zum jeweiligen Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz
abzuzinsen, sofern der aus der Diskontierung resultierende
Zinseffekt wesentlich ist. Demgegenüber werden nach USGAAP engere Anforderungen an die Diskontierungsfähigkeit
von Rückstellungen gestellt, sodass nach IFRS mehr Rückstellungen mit dem im Vergleich zum Rückzahlungsbetrag
niedrigeren Barwert erfasst sind.
Ein weiterer Unterschied besteht in der Folgebewertung von
Rückstellungen für Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen.
Die Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten von Sachanlagen
sind sowohl nach US-GAAP als auch nach IFRS um zukünftige
Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen zu erhöhen. Der
Erhöhungsbetrag wird über die Nutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswertes abgeschrieben. Im Rahmen der
Folgebewertung der korrespondierenden Rückstellung führt
nach IFRS jede Neubewertung der Rückstellung zu einer erfolgsneutralen Auf- oder Abstockung der gesamten Anschaffungsoder Herstellungskosten des betreffenden Vermögenswertes,
während nach US-GAAP nur die aktivierten Rückbau- und
Entsorgungskosten auf- oder abgestockt werden. Auswirkungen auf die Gewinn- und Verlustrechnung ergeben sich aus
einer solchen Neubewertung erst, wenn infolge einer Verringerung der Rückstellung der Buchwert des korrespondierenden Aktivpostens auf null sinkt; in diesem Fall wird jede weiter
gehende Verringerung der Rückstellung erfolgswirksam
205
206 Anhang
erfasst. Die unterschiedliche Definition des korrespondierenden
Aktivpostens (IFRS: gesamte Anschaffungs- und Herstellungskosten, US-GAAP: nur aktivierte Rückbau- und Entsorgungskosten) bewirkt, dass erfolgswirksame Neubewertungen nach
IFRS seltener vorkommen als nach US-GAAP.
Darüber hinaus ergab sich eine Verringerung des Eigenkapitals
aufgrund der unterschiedlichen Behandlung von Aufstockungsbeträgen im Rahmen von Altersteilzeitvereinbarungen.
Insgesamt verringerte sich das Eigenkapital in der Eröffnungsbilanz aufgrund der Bilanzierungsunterschiede bei den sonstigen Rückstellungen um 43 Mio  (31. Dezember 2006:
–129 Mio ).
f) Derivate
Weitere Unterschiede bestehen in Bezug auf die Derivatdefinition. Nach US-GAAP bestehen industriespezifische Ausnahmeregelungen für kraftwerksbezogene Lieferverträge, die in
den IFRS nicht vorhanden sind. Dies führt dazu, dass nach
IFRS die Derivatdefinition weiter gefasst ist.
Bei eingebetteten Derivaten in bestimmten Bezugs- und
Absatzverträgen besteht nach IFRS die Möglichkeit, nur das
eingebettete Derivat zu bewerten und den nicht derivativen
Teil als schwebendes Geschäft, im Einklang mit den Regelungen für Geschäfte des Eigenbedarfs, zu bilanzieren. Nach USGAAP führt das Vorhandensein eines eingebetteten Derivats
in diesen Verträgen zu einer erfolgswirksamen Fair-Value-Bilanzierung des Gesamtvertrags. Weitere Effekte ergeben sich
aus Unterschieden in der Derivatdefinition in Bezug auf die
zukünftige Erfüllung bzw. Marktliquidität.
Insgesamt führten die Effekte zu einer Eigenkapitalverminderung in der Eröffnungsbilanz um 566 Mio  (31. Dezember
2006: Erhöhung um 226 Mio ).
g) Bewertung von weiterveräußerbaren
Finanzinstrumenten
Unter US-GAAP sind nicht marktgängige Eigenkapitalinstrumente zu Anschaffungskosten zu bilanzieren. Nach IFRS sind
sämtliche Eigenkapitalinstrumente zum Fair Value zu bilanzieren, sofern dieser verlässlich bestimmbar ist. Dies gilt selbst
dann, wenn kein Börsenwert und kein sonstiger öffentlicher
Marktpreis existiert. Die unrealisierten Gewinne und Verluste
aus weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten, mit Ausnahme von erfolgswirksamen Abschreibungen aufgrund substanzieller Wertminderungen, werden im Eigenkapital erfasst
und bei Realisierung reklassifiziert. Die Marktbewertung von
weiterveräußerbaren Eigenkapitalinstrumenten führte zu
einer Erhöhung des Eigenkapitals in der Eröffnungsbilanz
um 377 Mio  (31. Dezember 2006: 370 Mio ).
h) US-Regulierung
Die Rechnungslegung der Versorgungsunternehmen Louisville
Gas and Electric Company, Louisville, Kentucky, USA, und
Kentucky Utilities Company, Lexington, Kentucky, USA, der
Market Unit US-Midwest unterliegt den US-Regulierungsvorschriften und erfolgt gemäß US-GAAP nach den Bestimmungen des SFAS 71 „Accounting for the Effects of Certain Types
of Regulation“ (SFAS 71). Danach sind bestimmte Kosten,
die üblicherweise erfolgswirksam als Aufwendungen auszuweisen sind, zu aktivieren (Vermögenswerte unter US-Regulierung), da davon ausgegangen wird, dass diese Kosten
zukünftig in Form von Tarifanpassungen an die Endkunden
weitergegeben werden können. Entsprechend werden
bestimmte Gutschriften nicht als Erträge erfasst, sondern als
Rückstellungen passiviert (Schulden unter US-Regulierung).
Die tatsächliche oder erwartete Weitergabe von Kosten und
Gutschriften an Endverbraucher basiert dabei auf spezifischen
Tarifentscheidungen oder Erfahrungswerten im Einzelfall.
Die nach US-GAAP gebildeten Vermögenswerte und Schulden
unter US-Regulierung erfüllen nach IFRS nicht die Ansatzkriterien von Vermögenswerten und Schulden. Infolgedessen
wurden sie in der Eröffnungsbilanz mit den Gewinnrücklagen
verrechnet und erhöhten das Eigenkapital um 403 Mio 
(31. Dezember 2006: 279 Mio ).
i) Ertragsteuern
Die oben erwähnten Anpassungen führen im Vergleich zu
US-GAAP zu veränderten temporären Differenzen zwischen
IFRS-Buchwerten und steuerlichen Werten und damit auch
zu Veränderungen bei den latenten Steuern.
Darüber hinaus sind nach IAS 12 latente Steuern in Verbindung mit Anteilen an Tochterunternehmen und assoziierten
Unternehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in dem
Umfang nicht anzusetzen, in dem der Anteilseigner in der Lage
ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung der temporären
Differenz zu steuern, und es wahrscheinlich ist, dass sich die
temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren
werden.
Insgesamt ergibt sich aus den genannten Sachverhalten in
der Eröffnungsbilanz eine Erhöhung des Eigenkapitals um
800 Mio  (31. Dezember 2006: 223 Mio ).
j) Sonstiges
Leasing
IFRIC 4 regelt analog EITF 01-8 „Determining Whether an
Arrangement Contains a Lease“ (EITF 01-8) die Bilanzierung
von eingebetteten Leasingverhältnissen. IFRIC 4 verlangt
eine retrospektive Anwendung. Die entsprechenden Regelungen des EITF 01-8 nach US-GAAP waren hingegen ausschließlich prospektiv ab dem Stichtag 28. Mai 2003 anzuwenden.
Der positive Effekt hieraus auf das Eigenkapital beläuft sich
in der Eröffnungsbilanz auf 90 Mio  (31. Dezember 2006:
125 Mio ).
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Änderung Konsolidierungskreis
Nach IFRS ist eine Gasspeichergesellschaft bei der Market
Unit Pan-European Gas zusätzlich zu konsolidieren. Die Konsolidierungspflicht ergibt sich aus SIC Interpretation 12 „Konsolidierung – Zweckgesellschaften“ (SIC-12), da E.ON die
Mehrheit der Nutzen und Lasten zusteht. Das nach US-GAAP
gemäß „Financial Accounting Standards Board (FASB) Interpretation (FIN) 46 (revised December 2003) „Consolidation of
Variable Interest Entities – an Interpretation of ARB No. 51“
(FIN 46R) erforderliche Kriterium der asymmetrischen Chancen- und Risikoverteilung ist nicht erfüllt. Daneben bestehen
wesentliche Rechte für Minderheitsgesellschafter, sodass
keine Kontrolle nach allgemeinen Grundsätzen nach US-GAAP
gegeben ist. Die Konsolidierung der Gasspeichergesellschaft
führt zu einer Erhöhung des Eigenkapitals in der Eröffnungsbilanz um 81 Mio  (31. Dezember 2006: 70 Mio ).
Impairment
Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung von Sachanlagen
und immateriellen Vermögenswerten wird nach US-GAAP in
einem ersten Schritt überprüft, ob der Buchwert des betrachteten Vermögenswertes bzw. der Gruppe von Vermögenswerten nicht realisierbar sein könnte. Der Buchwert ist dann
nicht realisierbar, wenn dieser die aus der Nutzung des
betrachteten Vermögenswertes bzw. der Gruppe von Vermögenswerten geschätzten künftigen undiskontierten Cashflows
überschreitet. In diesem Fall wird dann in einem zweiten
Schritt ein Impairment in Höhe des Unterschiedsbetrags
zwischen dem bisherigen Buchwert und dem niedrigeren
Fair Value vorgenommen. Nach IFRS existiert kein zweistufiges Verfahren. Der Buchwert des betrachteten Vermögenswertes wird mit dessen erzielbarem Betrag, der dem höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes
und dem Fair Value abzüglich Verkaufskosten entspricht, verglichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondierenden erzielbaren Betrag, so wird ein Impairment in Höhe des
Unterschiedsbetrags vorgenommen. Im vierten Quartal 2006
wurden nach IFRS Impairments in Höhe von 186 Mio  auf
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte in der Market
Unit UK vorgenommen. Nach US-GAAP war kein Impairment
erforderlich, da die undiskontierten Cashflows die Buchwerte
der Vermögenswerte überschritten. Entsprechend ist das
Eigenkapital zum 31. Dezember 2006 nach IFRS um 186 Mio 
reduziert.
Degussa
Aus der IFRS-Umstellung für den E.ON-Anteil an Degussa in
der Eröffnungsbilanz zum 1. Januar 2006 sowie den damit
verbundenen Effekten aus der Anwendung der Equity-Methode
und der Abbildung der Veräußerung nach IFRS im Vorjahr
resultiert in der Eröffnungsbilanz eine Verminderung des
Eigenkapitals von 31 Mio  (31. Dezember 2006: –142 Mio ).
Überleitung des Konzernüberschusses
Überleitung des Konzernüberschusses
in Mio 
Textverweis
Konzernüberschuss gemäß US-GAAP
Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen
2006
5.057
a
Konzernüberschuss gemäß US-GAAP, einschließlich Minderheitsanteilen
526
5.583
Auswirkungen IAS 32
b
–121
Vorräte
c
214
Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
d
118
e
–78
Derivate
f
791
Bewertung von weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten
g
–55
US-Regulierung
h
9
Ertragsteuern
i
–363
Sonstiges
j
Gesamte Anpassungen
Konzernüberschuss gemäß IFRS
–16
499
6.082
207
208 Anhang
a) Änderungen des Ausweises von Minderheitsanteilen
Im Einklang mit dem Ausweisunterschied in der Bilanz werden nach IFRS die Minderheitsanteile am Gewinn als Teil der
Gewinnverwendung im Eigenkapital dargestellt. Nach US-GAAP
erfolgt eine Berücksichtigung der Minderheitsanteile am
Ergebnis im Rahmen der Ermittlung des Konzernüberschusses.
b) Auswirkungen IAS 32
Put-Optionen auf Minderheiten
Finanzinstrumente, für die ein Rückzahlungsrecht besteht,
erfüllen nach IFRS nicht die Eigenkapitaldefinition. E.ON ist
gegenüber einigen Minderheitsgesellschaftern bedingte
bzw. unbedingte Rückkaufsverpflichtungen für ausstehende
Anteile eingegangen. Entsprechend ist eine Verbindlichkeit
in Höhe des Barwertes des zukünftigen Ausübungspreises,
unabhängig von der Ausübungswahrscheinlichkeit, zu bilanzieren. Die Aufzinsung dieser Verbindlichkeit wird im Zinsergebnis gezeigt. Die Minderheitsanteile am Ergebnis bleiben Teil der Gewinnverwendung, die im Eigenkapital dargestellt wird.
Nach US-GAAP werden diese potenziellen Verpflichtungen in
der Regel wie ein Derivat zum Fair Value bilanziert. Die Minderheitsanteile bleiben Teil der US-GAAP-Konzernüberschussermittlung.
Minderheiten an deutschen Personengesellschaften
Nach deutschen gesellschaftsrechtlichen Vorschriften steht
den Anteilseignern einer deutschen Personengesellschaft
ein gesetzliches, nicht ausschließbares Kündigungsrecht zu.
Nach IAS 32 führt dieses Kündigungsrecht dazu, dass die im
Konzern vorhandenen Minderheitsanteile als Verbindlichkeit
zu bilanzieren sind. Die den Minderheiten zustehenden Anteile
am Ergebnis sowie die Aufzinsung der Verbindlichkeiten
werden als Zinsaufwand erfasst. Die übrigen Wertänderungen
der Verbindlichkeiten sind in den sonstigen betrieblichen
Erträgen und Aufwendungen enthalten.
Nach US-GAAP werden diese Anteile unter den Minderheiten
gezeigt. Die diesen Gesellschaftern zustehenden Anteile am
Ergebnis werden weiterhin als Minderheitsanteile am Ergebnis ausgewiesen und sind Bestandteil der Ermittlung des
Konzernüberschusses.
Diese Effekte führten zu einer Verringerung des Konzernüberschusses im Geschäftsjahr 2006 von 121 Mio .
c) Vorräte
Der Wechsel der Bewertung der Gasvorräte zu Durchschnittskosten nach IFRS anstatt nach der im Allgemeinen unter USGAAP angewandten LIFO-Methode führte zu einem höheren
Konzernüberschuss im Geschäftsjahr 2006 von 214 Mio .
d) Pensionen und ähnliche Verpflichtungen
E.ON hat von dem Wahlrecht des IAS 19 Gebrauch gemacht,
alle versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste
erfolgsneutral mit dem Eigenkapital zu verrechnen. In Abweichung zur Vorgehensweise nach US-GAAP wird auch in
Folgeperioden keine erfolgswirksame Amortisation dieser
Gewinne und Verluste vorgenommen.
Infolgedessen erhöhte sich der Konzernüberschuss im
Geschäftsjahr 2006 gegenüber US-GAAP um 118 Mio .
e) Übrige Rückstellungen
Aus den im Rahmen der Überleitung des Eigenkapitals
beschriebenen Unterschieden in der Bilanzierung von übrigen Rückstellungen resultierte im Geschäftsjahr 2006 eine
Belastung des Konzernüberschusses in Höhe von 78 Mio .
Die höhere Belastung zum Geschäftsjahresende ist im
Wesentlichen durch Altersteilzeitvereinbarungen bei der
Market Unit Central Europe bedingt.
f) Derivate
Nach US-GAAP bestehen industriespezifische Ausnahmeregelungen für kraftwerksbezogene Lieferverträge, die in den
IFRS nicht vorhanden sind. Dieses führt dazu, dass nach IFRS
die Derivatdefinition weiter gefasst ist.
Bei eingebetteten Derivaten in bestimmten Bezugs- und
Absatzverträgen besteht nach IFRS die Möglichkeit, nur das
eingebettete Derivat zu bewerten und den nicht derivativen
Teil als schwebendes Geschäft zu bilanzieren. Nach US-GAAP
führt das Vorhandensein eines eingebetteten Derivats in diesen Verträgen zu einer erfolgswirksamen Fair-Value-Bilanzierung des Gesamtvertrags. Weitere Effekte ergeben sich aus
Unterschieden in der Derivatdefinition in Bezug auf die
zukünftige Erfüllung bzw. Marktliquidität.
Insgesamt erhöhte sich der Konzernüberschuss aufgrund
dieser Sachverhalte im Geschäftsjahr 2006 um 791 Mio .
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
g) Bewertung von weiterveräußerbaren Finanzinstrumenten
Nach IFRS sind die Währungsumrechnungseffekte von monetären Finanzinstrumenten, die als weiterveräußerbar angesehen werden, erfolgswirksam zu erfassen, soweit sie auf
die Anschaffungskosten entfallen. Nach US-GAAP sind diese
Effekte zusammen mit den anderen Fair-Value-Veränderungen im Other Comprehensive Income zu bilanzieren. Im
Geschäftsjahr 2006 führte dies zu einer Verminderung des
Konzernüberschusses von 55 Mio .
h) US-Regulierung
Die nach US-GAAP gebildeten Vermögenswerte und Schulden unter US-Regulierung erfüllen nach IFRS nicht die
Ansatzkriterien von Vermögenswerten und Schulden. Die
sofortige erfolgswirksame Erfassung der Erträge und Aufwendungen führte in 2006 zu einer Erhöhung des Konzernüberschusses um 9 Mio .
i) Ertragsteuern
Im Geschäftsjahr 2006 führen die oben erwähnten Ergebnisabweichungen, insbesondere im Bereich der Pensionen, zu
Veränderungen bei den latenten Steuern, die den Konzernüberschuss mindern.
Weiterhin sind nach IAS 12 latente Steuern in Verbindung
mit Anteilen an Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen (sogenannte Outside Basis Differences) in dem
Umfang nicht anzusetzen, in dem der Anteilseigner in der
Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung der temporären Differenz zu steuern, und es wahrscheinlich ist, dass
sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht
umkehren werden. Im Vergleich zu US-GAAP ergibt sich zum
31. Dezember 2006 hieraus eine Erhöhung des Konzernüberschusses nach IFRS.
Insgesamt führen die Veränderungen der Ertragsteuern im
Geschäftsjahr 2006 damit zu einer Verringerung des Konzernüberschusses um 363 Mio .
j) Sonstiges
Aus der IFRS-Umstellung für den E.ON-Anteil an Degussa
ergibt sich im Hinblick auf die Equity-Fortschreibung sowie
den in 2006 realisierten Abgangsgewinn eine weitere Differenz. Die Umstellung führt in 2006 zu einem positiven Ergebnisunterschied von 205 Mio . Gegenläufig wirkte sich das
nach IFRS im vierten Quartal 2006 in der Market Unit UK vorgenommene Impairment in Höhe von 186 Mio  auf den
Konzernüberschuss für 2006 aus.
Unterschiede in der Kapitalflussrechnung
Aufgrund der IFRS-Umstellung ergaben sich in 2006 Veränderungen des operativen Cashflows nach IFRS von –33 Mio ,
des Cashflows aus der Investitionstätigkeit von 44 Mio  sowie
des Cashflows aus der Finanzierungstätigkeit von –11 Mio 
gegenüber US-GAAP. Die geringfügigen Anpassungen resultieren aus Veränderungen des Konsolidierungskreises und
der Bilanzierung von Leasingverhältnissen gemäß IFRIC 4.
209
210 Versicherung der gesetzlichen Vertreter
Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes
Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns
vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage
des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen
Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die
wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.
Düsseldorf, den 19. Februar 2008
Der Vorstand
Bernotat
Feldmann
Bergmann
Dänzer-Vanotti
Schenck
Teyssen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Weitere Informationen zu den IFRS-Überleitungen
Überleitung des Adjusted EBIT
Zusätzlich zu den Erläuterungen in Textziffer 35 zu den Überleitungen des Eigenkapitals und des Konzernüberschusses
werden im Folgenden die Auswirkungen der IFRS-Umstellung auf andere wichtige Kennzahlen beschrieben.
Die Überleitung des Adjusted EBIT von US-GAAP auf IFRS
für das Geschäftsjahr 2006 ist in der folgenden Tabelle dargestellt:
Überleitung des Adjusted EBIT 2006
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
4.168
2.106
1
213
102
9
33
–7
Derivate
–
US-Regulierung
–
in Mio 
Adjusted EBIT gemäß US-GAAP2)
Vorräte
Pensionen und ähnliche
Verpflichtungen
Sonstige
Gesamte Anpassungen
Adjusted EBIT gemäß IFRS
Nordic
US-Midwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
E.ONKonzern
1.229
619
391
–416
8.097
53
8.150
–
–
–
–
214
–
214
6
–
3
8
128
–
128
–
–107
–
–3
–84
–
–84
–
8
–
–
–
8
–
8
–
–
–
32
–
32
–
32
–69
26
–4
–
–
8
–39
–53
–92
67
241
10
–107
35
13
259
–53
206
4.235
2.347
1.239
512
426
–403
8.356
0
8.356
1) Unter den weiteren Aktivitäten wurde nach US-GAAP die Equity-Beteiligung an Degussa in Höhe von 42,9 Prozent bis zu deren Abgang im Juli 2006 ausgewiesen.
2) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe Geschäftsbericht 2006, S. 36
Die Erhöhung des Adjusted EBIT nach IFRS im Geschäftsjahr
2006 ist im Wesentlichen auf den Wechsel der Bewertung
der Gasvorräte zu Durchschnittskosten gemäß IFRS anstatt
nach der LIFO-Methode gemäß US-GAAP zurückzuführen.
Weitere positive Effekte ergeben sich insbesondere aus der
Verringerung des Aufwands für Pensionen gegenüber USGAAP, was im Wesentlichen auf die wegfallende ergebniswirksame Amortisation versicherungsmathematischer
Gewinne und Verluste zurückzuführen ist. Darüber hinaus
führte in der Market Unit US-Midwest die sofortige erfolgswirksame Erfassung von nach US-GAAP gebildeten Vermögenswerten und Schulden unter US-Regulierung zu einer
Erhöhung des Adjusted EBIT.
Gegenläufig wirkte sich die Bilanzierung der übrigen Rückstellungen auf das Adjusted EBIT in 2006 aus. Nach US-GAAP
ist die in den weiteren Aktivitäten ausgewiesene Ergebnisfortschreibung der Degussa-Beteiligung Bestandteil des
Adjusted EBIT, während sie nach IFRS im Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen werden muss.
Für die ausführliche Erläuterung der Effekte verweisen wir
auf die Beschreibung der Überleitung des Eigenkapitals bzw.
des Konzernüberschusses in Textziffer 35.
Überleitung des bereinigten Konzernüberschusses
Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des bereinigten
Konzernüberschusses von US-GAAP auf IFRS für das
Geschäftsjahr 2006:
Überleitung des bereinigten
Konzernüberschusses
in Mio 
2006
Bereinigter Konzernüberschuss gemäß US-GAAP 1)
4.386
Differenzen EBIT
206
133
Ertragsteuern
–73
Fremdanteile
30
Gesamte Anpassungen
Bereinigter Konzernüberschuss gemäß IFRS
296
4.682
1) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe Geschäftsbericht 2006, S. 37
Die Definition und Überleitung des Konzernüberschusses zum
bereinigten Konzernüberschuss nach IFRS ist auf Seite 40
dargestellt.
Zusätzlich zu den Differenzen des Adjusted EBIT ist die Erhöhung des bereinigten Konzernüberschusses im Vergleich zu
US-GAAP in 2006 im Wesentlichen auf die Unterschiede im
wirtschaftlichen Zinsergebnis zurückzuführen. Die Unterschiede im wirtschaftlichen Zinsergebnis ergeben sich insbesondere aus den Bilanzierungsunterschieden bei den übrigen Rückstellungen, die in Textziffer 35 beschrieben werden.
211
212 Angaben zu den Organen
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von E.ON-Aufsichtsratsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2007)
Ulrich Hartmann
Gabriele Gratz
Vorsitzender
• Deutsche Bank AG
• Deutsche Lufthansa AG
• IKB Deutsche Industriebank AG
(Vorsitz)
• Münchener RückversicherungsGesellschaft AG
• Henkel KGaA
Vorsitzende des Betriebsrats der E.ON
Ruhrgas AG
• E.ON Ruhrgas AG
Vorsitzender des Aufsichtsrats
der Allianz SE
• Allianz SE (Vorsitz)
• Siemens AG
• ThyssenKrupp AG
Hubertus Schmoldt
Vorsitzender der Industriegewerkschaft
Bergbau, Chemie, Energie
stellv. Vorsitzender
• Bayer AG
• Deutsche BP AG
• RAG Aktiengesellschaft
• Evonik Industries AG
• DOW Olefinverbund GmbH
Ulrich Hocker
Hauptgeschäftsführer der
Deutsche Schutzvereinigung für
Wertpapierbesitz e. V.
• Feri Finance AG
• Deutsche Telekom AG
• Arcandor AG
• ThyssenKrupp Stainless AG
• Gartmore SICAV
• Phoenix Mecano AG
(Präsident des Verwaltungsrats)
• Linde AG
• Bayer Schering Pharma AG
Sven Bergelin
(seit 1. August 2007)
ver.di Bundesfachgruppenleiter
Energiewirtschaft
• E.ON Avacon AG
• E.ON Kernkraft GmbH
Vorsitzender der Geschäftsführung
der Henkel KGaA
• Dr. Ing. h.c. F. Porsche AG
• Porsche Automobil Holding SE
• Novartis AG
• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG
Dr. Rolf-E. Breuer
•
•
•
•
•
•
Hochtief AG
Merck KGaA (Vorsitz)
E. Merck OHG
Freudenberg KG
Jungbunzlauer Holding AG
Frankfurter Allgemeine Zeitung GmbH
Gerhard Skupke
der E.ON edis AG
• E.ON edis AG
• Landwirtschaftliche Rentenbank
Erhard Ott
Dr. Gerhard Cromme
Mitglied des ver.di-Bundesvorstands
• E.ON Energie AG
(bis 30. Juni 2007)
ThyssenKrupp AG
• Allianz SE
• Axel Springer AG
• Siemens AG (Vorsitz)
• ThyssenKrupp AG (Vorsitz)
• Compagnie de Saint-Gobain
(seit 4. Juli 2007)
Geschäftsführender Gesellschafter
der de Haen-Carstanjen & Söhne
• Deutsche Bank AG
• ERGO AG
• Merck KGaA
• E. Merck OHG
• DKSH Holding Ltd.
• Hülskens Holding GmbH & Co. KG
Seppel Kraus
(bis 31. Juli 2007)
Gewerkschaftssekretär
• Hexal AG
• Wacker Chemie AG
• Novartis Deutschland GmbH
Dr. Theo Siegert
Staatsminister a. D., Rechtsanwalt
• CAPEO Consulting AG
• Georgsmarienhütte Holding GmbH
• Rothenbaum Sport GmbH (Vorsitz)
der E.ON Energie AG
• E.ON Energie AG
• E.ON Kernkraft GmbH
Hans Wollitzer
(seit 4. Januar 2007)
der E.ON Energie AG
• E.ON Energie AG
• E.ON Bayern AG
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2007 oder auf den Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Aufsichtsrat der E.ON AG.
• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von Vorstandsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2007)
Dr. Hans Michael Gaul
Vorsitzender des Vorstands
• E.ON Energie AG 1) (Vorsitz)
• E.ON Ruhrgas AG1) (Vorsitz)
• Allianz SE
• Bertelsmann AG
• Metro AG
• E.ON US Investments Corp.2) (Vorsitz)
• E.ON Nordic AB2) (Vorsitz)
• E.ON UK plc2) (Vorsitz)
• E.ON Sverige AB2) (Vorsitz)
Mitglied des Vorstands
(bis 31. März 2007)
• Allianz Versicherungs-AG
• DKV AG
• Volkswagen AG
• Evonik Industries AG
• HSBC Trinkaus & Burkhardt AG
• IVG Immobilien AG
• VNG Verbundnetz Gas AG
Dr. Marcus Schenck
• Thüga AG1) (Vorsitz)
• Allianz Lebensversicherungs-AG
• MAN Ferrostaal AG
• Accumulatorenwerke Hoppecke
Carl Zoellner & Sohn GmbH
• Jaeger Beteiligungsgesellschaft
mbH & Co. KG (Vorsitz)
• Nord Stream AG
• OAO Gazprom
• E.ON Ruhrgas E&P GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON Gastransport AG & Co. KG2) (Vorsitz)
• E.ON UK plc2)
• ZAO Gerosgaz2) (Vorsitz; im Wechsel
mit einem Vertreter des ausländischen
Partners)
• E.ON Ruhrgas AG1)
• E.ON IS GmbH2)
• NFK Finanzcontor GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON Risk Consulting GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON Audit Services GmbH2) (Vorsitz)
• OAO OGK-42)
• E.ON Energie AG1)
• E.ON Ruhrgas AG1)
• Salzgitter AG
• E.ON Nordic AB2)
• E.ON Sverige AB2)
• E.ON UK plc2)
Mitglied des Vorstands und
Arbeitsdirektor
• E.ON Nordic AB2)
• E.ON Sverige AB2)
Lutz Feldmann
• E.ON Energie AG1)
• OAO OGK-42)
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2007 oder auf den Zeitpunkt des Ausscheidens aus dem Vorstand.
• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
1) Freigestellte Konzernmandate
2) Weitere Konzernmandate
213
214 Wesentliche Beteiligungen
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2007
Gesellschaft
Sitz
Kapitalanteil
%
Eigenkapital
Mio 
Ergebnis
Mio 
Umsatz
Mio 
E.ON Energie AG1), 3), 4)
DE, München
100,0
4.218,8
0,0
0,0
BKB Aktiengesellschaft1), 3), 4)
DE, Helmstedt
100,0
359,6
0,0
191,7
BKW FMB Energie AG2)
CH, Bern
21,0
645,0
174,6
1.205,4
Dalmine Energie S.p.A.1)
IT, Dalmine
100,0
20,4
5,5
604,3
E WIE EINFACH Strom & Gas GmbH1), 3), 4)
DE, Köln
100,0
50,0
0,0
34,8
E.ON Avacon AG1)
DE, Helmstedt
66,9
1.044,6
129,0
3.423,4
E.ON Bayern AG1), 3)
DE, Regensburg
100,0
905,4
0,0
3.888,6
E.ON Benelux Holding b.v.1)
NL, Voorburg
100,0
722,9
0,0
0,0
1.088,4
E.ON Benelux
n.v.1)
NL, Voorburg
100,0
735,3
0,0
E.ON Bulgaria EAD1)
BG, Varna
100,0
152,7
1,9
6,2
E.ON Bulgaria Grid AD1)
BG, Gorna
67,0
109,9
–3,9
122,9
E.ON Bulgaria Sales AD1)
BG, Varna
67,0
25,5
10,0
146,3
E.ON Czech Holding AG1), 3), 4)
DE, München
100,0
552,9
0,0
6,4
E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató ZRt. (EDE)1)
HU, Pécs
100,0
121,5
0,0
339,2
E.ON Dél-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1)
HU, Pécs
E.ON Distribuce, a.s.1)
CZ, České Budějovice
E.ON edis
AG1), 7)
34,6
–9,4
145,4
744,9
73,0
399,6
2.113,9
74,0
933,3
75,2
E.ON Energie, a.s.1)
100,0
94,4
–13,0
964,8
E.ON Energy Trading AG1), 3), 4)
DE, München
100,0
995,2
0,0
16.995,3
E.ON Engineering GmbH1), 3), 4)
DE, Gelsenkirchen
100,0
22,8
0,0
64,8
E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató ZRt.1)
HU, Györ
100,0
227,5
0,0
581,3
E.ON Facility Management GmbH1), 3), 4)
DE, München
100,0
4,1
0,0
173,0
E.ON Hanse AG1)
DE, Quickborn
73,8
557,3
79,4
2.941,0
E.ON Hungária Energetikai ZRt.1)
HU, Budapest
100,0
1.075,4
27,1
49,8
E.ON Italia
DE, Fürstenwalde
99,9
100,0
S.p.A.1)
IT, Mailand
100,0
2,9
1,6
188,4
E.ON Kernkraft GmbH1), 3), 4)
DE, Hannover
100,0
245,2
0,0
2.308,8
E.ON Közép-dunántúli Gázszolgáltató ZRt.1)
HU, Nagykanizsa
E.ON Kraftwerke GmbH1), 3), 4)
DE, Hannover
E.ON Mitte AG1)
E.ON Moldova Distributie S.A.1)
E.ON Netz GmbH1), 3), 4)
DE, Bayreuth
E.ON Thüringer Energie AG1), 7)
E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató ZRt.
99,6
60,7
–2,9
132,1
100,0
1.661,7
0,0
3.089,3
DE, Kassel
73,3
535,0
71,2
1.324,2
RO, Bacău
51,0
237,1
6,3
304,4
100,0
536,2
0,0
5.729,9
77,2
828,7
70,3
1.439,2
372,6
DE, Erfurt
(ETI)1)
HU, Debrecen
100,0
128,6
0,0
E.ON Wasserkraft GmbH1), 3), 4)
DE, Landshut
100,0
370,9
0,0
378,2
E.ON Westfalen Weser AG1)
DE, Paderborn
62,8
395,8
0,0
1.286,5
Jihočeská plynárenská, a.s. (JČP)1)
100,0
81,9
5,6
130,0
Jihomoravská plynárenská, a.s. (JMP)2)
CZ, Brno
43,7
209,6
34,2
637,2
Prazska plynárenská, a.s.2)
CZ, Prag
49,3
111,9
11,9
334,0
Západoslovenská energetika a.s. (ZSE)2)
SK, Bratislava
49,0
338,3
90,9
721,5
E.ON Ruhrgas AG1), 3)
DE, Essen
100,0
3.501,5
0,0
19.080,6
A/s Latvijas Gāze2)
LV, Riga
47,2
339,0
30,1
261,5
AB Lietuvos Dujos2)
LT, Vilnius
38,9
537,3
17,1
225,4
E.ON Földgáz Storage ZRt.1)
HU, Budapest
100,0
267,5
24,8
108,5
E.ON Földgáz Trade ZRt.1)
HU, Budapest
100,0
199,0
–105,0
1.961,8
E.ON Gastransport AG & Co. KG1), 5)
DE, Essen
100,0
115,6
36,4
1.297,4
E.ON Gaz Distributie S.A.1), 9)
RO, Târgu Mureş
51,0
428,1
24,6
718,9
E.ON Ruhrgas E&P GmbH1), 3)
DE, Essen
100,0
1.048,9
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
27,7
10,9
130,1
E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited1)
GB, Aberdeen
100,0
85,6
–7,2
12,2
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
215
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2007
Kapitalanteil
%
Eigenkapital
Mio 
Ergebnis
Mio 
Umsatz
Mio 
DE, Erfurt
50,0
83,4
26,3
739,8
Sitz
Gesellschaft
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG)2)
Etzel Gas-Lager GmbH & Co.
KG1)
DE, Friedeburg-Etzel
74,8
20,0
23,6
50,3
Ferngas Nordbayern GmbH1)
DE, Nürnberg
70,0
91,7
20,6
815,0
Gasum Oy2)
FI, Espoo
20,0
226,1
44,5
879,8
Gas-Union GmbH2)
DE, Frankfurt/Main
25,9
81,7
13,2
1.280,0
Interconnector (UK) Limited2), 6)
GB, London
23,6
49,9
55,3
198,8
MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH & Co. KG2)
DE, Essen
51,0
23,6
3,1
63,5
NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG2)
DE, Emstek
40,6
161,6
82,7
113,9
Nord Stream AG2)
CH, Zug
24,5
–3,5
–4,1
0,0
OAO
Gazprom2)
6,4
96.358,9
17.969,5
63.051,6
Saar Ferngas AG2), 3)
RU, Moskau
DE, Saarbrücken
20,0
140,2
0,0
1.429,3
Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. (SPP)2), 8)
SK, Bratislava
24,5
5.780,5
645,9
2.505,4
Thüga Aktiengesellschaft1), 3)
DE, München
100,0
2.355,4
0,0
391,8
Trans Europa Naturgas Pipeline Gesellschaft mbH & Co. KG2)
DE, Essen
51,0
11,2
3,6
59,0
Market Unit UK
E.ON UK plc1)
GB, Coventry
100,0
3.706,6
–686,5
0,0
Central Networks East plc1)
GB, Coventry
100,0
906,0
222,6
0,0
plc1)
GB, Coventry
100,0
812,1
215,6
0,0
50,0
89,6
35,5
0,0
Central Networks West
Corby Power Ltd.1)
GB, Corby
E.ON Energy Limited1)
GB, Coventry
100,0
2.161,6
336,4
4.491,7
E.ON UK CHP Ltd.1)
GB, Coventry
100,0
–251,0
–151,2
164,9
E.ON UK CoGeneration Limited1)
GB, Coventry
100,0
11,7
–0,6
51,5
E.ON UK Renewables Limited1)
GB, Coventry
100,0
19,8
1,1
16,5
Economy Power Limited1)
GB, Coventry
100,0
26,5
14,8
0,0
Enfield Energy Centre Limited1)
GB, Coventry
100,0
203,8
9,9
164,2
E.ON Nordic AB1)
SE, Malmö
100,0
4.429,0
263,4
0,0
E.ON Sverige AB1), 8)
SE, Malmö
55,3
3.046,7
49,9
11,7
0,0
Market Unit Nordic
E.ON U.S. LLC1), 8)
US, Louisville
100,0
4.281,1
39,3
E.ON U.S. Capital Corp.1), 8)
US, Louisville
100,0
568,6
0,9
0,0
Kentucky Utilities Company (KU)1), 8)
US, Lexington
100,0
1.074,6
129,1
930,8
US, Louisville
100,0
–287,0
–12,6
50,1
US, Louisville
100,0
807,5
82,5
941,4
Airtricity Inc.1)
US, Chicago
100,0
–69,0
49,9
0,0
Aviga GmbH1)
DE, Duisburg
100,0
1.266,5
61,8
0,0
E.ON Renovables Iberia, S.L.1)
ES, Madrid
100,0
22,8
–2,2
0,7
E.ON IS GmbH1)
DE, Hannover
100,0
11,3
0,0
349,5
E.ON North America, Inc.1)
US, New York
100,0
186,5
8,9
0,0
E.ON Ruhrgas Holding GmbH1), 3)
DE, Düsseldorf
100,0
10.290,5
0,0
0,0
72,7
3.600,0
29,0
898,0
LG&E Energy Marketing Inc.1), 8)
Louisville Gas and Electric Company
(LG&E)1), 8)
Übrige
OAO
OGK-41)
RU, Surgut
1) Konsolidiertes verbundenes Unternehmen
2) Sonstige Beteiligung
3) Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis nach Gewinnabführung)
4) Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB in Anspruch genommen
5) Eigenkapital 115,6 Mio €, davon 90,0 Mio € ausstehende Einlagen nicht eingefordert
6) Umsatz stammt aus dem Konzernabschluss zum 30. September 2007
7) inklusive Treuhandaktien
8) IFRS-Reporting Package
9) vormals E.ON Gaz România S.A.
216 Glossar
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 Wesentlichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen bzw. seltenen
Charakter haben (vgl. neutrales Ergebnis).
Adjusted EBITDA
Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation – entspricht
dem Adjusted EBIT vor Abschreibungen bzw. Amortisation.
American Depositary Receipts (ADR)
ADR sind Aktienzertifikate über nicht-amerikanische Aktien, die von
US-amerikanischen Banken ausgestellt werden. Sie erleichtern nichtamerikanischen Unternehmen den Zugang zu US-Investoren.
Anreizregulierung
Methode zur Regulierung von Netzentgelten, mit der Netzbetreibern
Anreize zur Steigerung ihrer Effizienz gegeben werden sollen. Vom
Regulierer werden Obergrenzen für die zulässigen Gesamterlöse für
eine fünfjährige Regulierungsperiode vorgegeben. Die Obergrenzen
werden im Umfang einer vorab festgelegten Effizienzvorgabe abgesenkt.
Gelingt es einem Netzbetreiber, seine Effizienz stärker als vorgegeben
zu steigern, darf er hiervon bis zum Ende der Regulierungsperiode
profitieren, bevor die Obergrenzen an die gestiegene Effizienz angepasst werden.
Anreizregulierungsverordnung
Verordnung zur Anreizregulierung, die im November 2007 in Kraft getreten
ist. Gemäß der Verordnung beginnt die Anreizregulierung am 1. Januar
2009. Die Anreizregulierung wird dann das derzeit praktizierte rein
kostenorientierte Entgeltregulierungsprinzip ablösen.
Barrel (bbl)
Das Barrel ist eine Maßeinheit für Rohöl und petrochemische Produkte.
1 bbl entspricht rund 159 Litern.
Baseload (deutsch: Grundlast)
Netzbelastung, die während eines Tages in einem Stromnetz nicht
unterschritten wird. Da der niedrigste Stromverbrauch meist nachts
auftritt, wird die Höhe der Grundlast bestimmt von Industrieanlagen,
die nachts produzieren, Straßenbeleuchtung und Dauerverbrauchern
in Haushalt und Gewerbe.
Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
sowie Anteilen Konzernfremder, die um außergewöhnliche Effekte
bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen – neben den Effekten aus
der Marktbewertung von Derivaten – Buchgewinne und -verluste aus
Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige Aufwendungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter
(nach Steuern und Fremdanteilen). Darüber hinaus wird das Ergebnis
aus nicht fortgeführten Aktivitäten beim bereinigten Konzernüberschuss nicht berücksichtigt.
Beta-Faktor
Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zum
Gesamtmarkt (Beta >1 = höheres Risiko, Beta <1 = niedrigeres Risiko).
Bilanzkreisabrechnung
Abrechnung des notwendigen Ausgleichs zwischen Erzeugung und
Verbrauch von elektrischer Energie innerhalb einer Regelzone bzw.
zwischen Ein- und Ausspeisung von Erdgas in einem Bilanzkreis innerhalb eines Marktgebiets.
Biogas
Laut Definition des Energiewirtschaftsgesetzes Biomethan, Gas aus
Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas.
Biomasse
Biomasse umfasst alle Lebewesen, abgestorbene Organismen, organische Stoffwechselprodukte und organische Reststoffe. Biomasse kann
unter anderem in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zur Erzeugung von
Strom und Wärme genutzt werden.
Brennstoffzelle
In einer Brennstoffzelle werden durch elektrochemische Reaktion von
Wasserstoff und Sauerstoff Strom und Wärme erzeugt. Der Wirkungsgrad moderner Brennstoffzellen liegt bei etwa 60 Prozent.
Brent
Brent ist die für Europa wichtigste Rohölsorte. Brent ist leichtes Rohöl
mit niedrigem Schwefelgehalt. Es stammt aus der Nordsee zwischen
den Shetlandinseln und Norwegen. Gehandelt wird es unter anderem
an der Londoner Warenterminbörse International Petroleum Exchange.
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und
Eisenbahn (BNetzA)
Bundesoberbehörde im Geschäftsbereich des Bundeswirtschaftsministeriums, die seit Juli 2005 gemeinsam mit den zuständigen Landesbehörden unter anderem für die Regulierung der deutschen Gas- und
Elektrizitätswirtschaft zuständig ist.
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.
Clean Development Mechanism (CDM)
Ein im Kyoto-Protokoll vorgesehener flexibler Mechanismus zur Reduktion von Schadstoffemissionen. Ein im Anhang B zum Kyoto-Protokoll
genannter Industriestaat mit einer Verpflichtung zur Reduktion seiner
Emissionen kann in einem anderen Land, welches nicht im Anhang B
aufgeführt ist (regelmäßig ein Entwicklungsland) und nicht zur Emissionsreduktion verpflichtet ist, in ein emissionsminderndes Projekt
investieren. Das Investorland kann sich die aus dem Projekt resultierenden Emissionsminderungen (Certified Emission Reductions) übertragen
und auf sein Reduktionsziel anrechnen lassen. Ein erwünschter Nebeneffekt ist auch der Transfer von neuester Technologie in Entwicklungsländer.
CO2
Kohlenstoffdioxid ist ein farb- und geruchloses Gas, das in sehr geringer Konzentration ein natürlicher Bestandteil der Luft ist und bei der
Verbrennung von kohlenstoffhaltigen Substanzen entsteht.
CO2-Emissionshandel
EU-weites System auf der Basis des Kyoto-Protokolls und der EU-Klimaschutzbeschlüsse für den Handel von CO2-Emissionsrechten in zwei
Handelsperioden (2005–2007 bzw. 2008–2012). Anlagen in der energieintensiven Industrie – einschließlich Kraftwerken über 20 MW installierter Leistung – müssen für ihre CO2-Emissionen Rechte vorweisen,
die den Anlagenbetreibern vom Staat zugeteilt werden. Produzieren
die Anlagenbetreiber mehr CO2, müssen sie die CO2-Emissionen ihrer
Anlagen verringern oder sich Emissionsrechte zukaufen. Produzieren
sie weniger CO2, können sie die überschüssigen Berechtigungen auf
dem freien Markt verkaufen.
Commercial Paper (CP)
Kurzfristige Schuldverschreibungen von Industrieunternehmen und
Kreditinstituten. CP werden im Regelfall auf abgezinster Basis emittiert. Die Rückzahlung erfolgt dann zum Nennbetrag.
Contractual Trust Arrangement (CTA)
Treuhandmodell für die Finanzierung von Pensionsrückstellungen. Im
Rahmen des CTA überträgt das Unternehmen sicherungshalber für die
Erfüllung seiner Pensionsverpflichtungen Vermögen auf einen unabhängigen und rechtlich selbstständigen Treuhänder.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Tabellen und Übersichten
Credit Default Swap (CDS)
Finanzinstrument zur Absicherung von Ausfallrisiken bei Krediten,
Anleihen oder Schuldnernamen.
Fernleitungsnetzbetreiber
Unternehmen, die Erdgas über weite Strecken durch Hochdruckfernleitungsnetze transportieren.
Debt Factor
Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted
EBITDA. Der Debt Factor dient als neue Steuerungsgröße für die Kapitalstruktur.
Fernwärme
Gebäudeheizung für Siedlungen oder ganze Stadtteile durch ein zentrales Heizwerk. Die Verteilung erfolgt über Warmwasser- oder Dampfrohrsysteme.
Debt Issuance Programm
Vertraglicher Rahmen und Musterdokumentation für die Begebung
von Anleihen im In- und Ausland.
Finanzderivate
Vertragliche Vereinbarung, die sich auf einen Basiswert (z.B. Referenzzinssätze, Wertpapierpreise, Rohstoffpreise etc.) und einen Nominalbetrag (z.B. Fremdwährungsbetrag, bestimmte Anzahl von Aktien etc.)
bezieht.
Discontinued Operations
Nicht fortgeführte Aktivitäten – abgrenzbare Geschäftseinheiten, die
zum Verkauf bestimmt sind oder bereits veräußert wurden. Sie unterliegen besonderen Ausweisregeln.
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene
Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die Sicherstellung eines wirksamen Wettbewerbs sowie die Umsetzung und Durchführung von EU-Recht.
Entgeltgenehmigungsverfahren
Das EnWG und die Strom- bzw. Gasnetzentgeltverordnung enthalten
den Grundsatz der kostenorientierten Entgeltbildung und deren
Genehmigung durch die Regulierungsbehörde. Unter bestimmten Voraussetzungen können Fernleitungsnetzbetreiber stattdessen bei der
Regulierungsbehörde die Bildung marktorientierter Entgelte anzeigen.
Entry-Exit-System
Erlaubt Kunden eines Netzbetreibers, Einspeise- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander in unterschiedlicher Höhe zu buchen.
Gebuchte Kapazitäten können nach Einbringung in einen Bilanzkreis
ohne Festlegung eines Transportpfads genutzt und mit denen anderer
Transportkunden kombiniert werden.
Equity-Bewertung
Verfahren zur Berücksichtigung von Beteiligungsgesellschaften, die nicht
auf Basis einer Vollkonsolidierung mit allen Aktiva und Passiva in den
Konzernabschluss einbezogen werden. Hierbei wird der Beteiligungsbuchwert um die Entwicklung des anteiligen Eigenkapitals der Beteiligung fortgeschrieben. Diese Veränderung geht in der Regel in die
Gewinn- und Verlustrechnung der Eigentümergesellschaft ein.
Erdgasuntertagespeicher
Natürliche oder künstlich hergestellte unterirdische Hohlräume in geologischen Formationen zur Speicherung von Gas – in Deutschland in
Tiefen bis zu 2.900 Metern gelegen. Erdgasuntertagespeicher dienen
dem Ausgleich von saisonalen oder kurzfristigen Verbrauchsschwankungen.
Erneuerbare Energie
Auch regenerative Energie genannt, bezeichnet Energien aus nachhaltigen Quellen, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich sind.
Hierzu zählen: Sonnenenergie, Biomasse, Wasserkraft, Windenergie,
Umgebungswärme, Erdwärme und Meeresenergie.
Europäische Regulierung
Die aktuellen nationalen Regulierungsregelungen beruhen auf europäischen Vorgaben. Im September 2007 veröffentlichte die Europäische
Kommission ihr drittes Paket zur Energieliberalisierung, um den Binnenmarkt für Strom und Gas zu vervollständigen. Derzeit laufen die Beratungen im Rat und Europäischen Parlament.
Fair Value
Wert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und derivative Finanzinstrumente zwischen sachverständigen, vertragswilligen und voneinander unabhängigen Geschäftspartnern gehandelt würden.
Fossile Brennstoffe
In mehreren Millionen Jahren aus Biomasse entstandene Energierohstoffe. Dazu zählen Erdöl, Erdgas, Stein- und Braunkohle.
Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG)
Ziel des Gesetzes ist die Förderung des Ausbaus der Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien. Der Anteil Erneuerbarer Energien an der
Stromversorgung soll entsprechend den Zielen der EU bis 2010 auf
mindestens 12,5 Prozent und darüber hinaus bis 2020 auf mindestens
20 Prozent angehoben werden. Gemäß diesem Gesetz hat Strom, der
aus Erneuerbaren Energien erzeugt wird, Vorrang bei der Einspeisung
ins Netz. Die entsprechenden Vergütungen werden in einem festgelegten Verfahren vom Anlagenbetreiber über Netzbetreiber und Energieversorgungsunternehmen auf alle Endkunden umgelegt.
Goodwill
Der Goodwill entspricht dem Betrag, den ein Käufer als Ganzes unter
Berücksichtigung zukünftiger Ertragserwartungen über den Wert aller
materiellen und immateriellen Vermögensgegenstände nach Abzug
der Schulden bereit ist für ein Unternehmen zu zahlen.
Henry Hub
Henry Hub ist ein Gasfernleitungsknotenpunkt in Louisiana/USA, der
als Handelspunkt für Gas-Future-Verträge der NYMEX (New York Mercantile Exchange) benutzt wird.
Hochspannung
Elektrische Spannung zwischen 60 kV und 110 kV (in Schweden bis 130 kV).
Höchstspannung
Dient der überregionalen Energieübertragung mit Spannungen über
110 kV, in der Regel 220 kV und 380 kV.
Impairment-Test
Werthaltigkeitsprüfung, bei der der Buchwert eines Vermögensgegenstands mit seinem erzielbaren Betrag verglichen wird. Für den Fall,
dass der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet, ist eine außerplanmäßige Abschreibung (Impairment) auf den Vermögensgegenstand
vorzunehmen. Von besonderer Bedeutung für Firmenwerte (Goodwill),
die mindestens einmal jährlich einem solchen Impairment-Test zu
unterziehen sind.
International Financial Reporting Standards (IFRS)
Internationale Rechnungslegungsvorschriften, die aufgrund der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates von kapitalmarktorientierten EU-Unternehmen für Geschäftsjahre, die am oder nach
dem 1. Januar 2005 beginnen – spätestens jedoch ab 2007 – , anzuwenden sind. In Deutschland wurde die Verlängerungsoption im Oktober
2004 im Rahmen des Bilanzrechtsreformgesetzes (BilReG) umgesetzt.
Joint Implementation (JI)
Ein im Kyoto-Protokoll vorgesehener flexibler Mechanismus zur Reduktion von Schadstoffemissionen. Wenn ein in Anhang B des Kyoto-Protokolls genannter Industriestaat mit einer Verpflichtung zur Reduktion
seiner Emissionen in emissionsmindernde Maßnahmen in einem anderen, ebenfalls in Anhang B des Kyoto-Protokolls genannten Industriestaat investiert, kann sich der Investorstaat die daraus resultierenden
217
218 Glossar
Emissionsminderungen in Form von Minderungszertifikaten (Emission
Reduction Units) übertragen und auf sein Reduktionsziel anrechnen
lassen.
Netzentgeltverordnung (Strom- bzw. Gas-NEV)
Auf Grundlage des EnWG erlassene Rechtsverordnung, die Einzelheiten
der Netzentgeltberechnung regelt.
Kapitalflussrechnung
Die Kapitalflussrechnung dient der Ermittlung und Darstellung des
Zahlungsmittelflusses, den ein Unternehmen in einem Geschäftsjahr
aus laufender Geschäftstätigkeit, Investitionstätigkeit und Finanzierungstätigkeit erwirtschaftet oder verbraucht hat.
Netzverluste
Differenz zwischen der eingespeisten und der entnommenen elektrischen Energie in einem Netzsystem. Netzverluste entstehen aufgrund
der ohmschen Widerstände der Leitungen, Ableitungen über Isolatoren,
Koronaentladungen oder anderer physikalischer Vorgänge.
Kapitalkosten
Kapitalkosten für das eingesetzte Kapital werden als gewichteter
Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten ermittelt (Weighted
Average Cost of Capital – WACC). Die Eigenkapitalkosten entsprechen
der Rendite, die Anleger bei einer Investition in Aktien erwarten. Die
Fremdkapitalkosten orientieren sich an den Marktkonditionen für Kredite und Anleihen. In den Fremdkapitalkosten wird berücksichtigt, dass
Fremdkapitalzinsen steuerlich abzugsfähig sind (Tax Shield).
Netzzugangsverordnung (Strom- bzw. Gas-NZV)
Auf Grundlage des EnWG erlassene Rechtsverordnung, die Einzelheiten
des Netzzugangs regelt.
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Bei einer mit KWK betriebenen Energiewandlungsanlage wird sowohl
die bei der chemischen oder physikalischen Umwandlung von Energieträgern entstehende Wärme als auch die durch die Energieumwandlung erzeugte elektrische Energie zu weiten Teilen genutzt. Durch die
Nutzung der Abwärme lässt sich der Wirkungsgrad der Kraftwerke entscheidend erhöhen.
Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG)
Gesetz für den Erhalt, die Modernisierung und den Ausbau der KWK
für die Stromversorgung im allgemeinen Interesse von Energieeinsparung und Klimaschutz. Die Betreiber begünstigter KWK-Anlagen erhalten je nach Größe und Alter der Anlage einen gestaffelten Zuschlag
pro in das Stromnetz eingespeister Kilowattstunde.
Kraftwerksanschlussverordnung
Die im Juni 2007 in Kraft getretene Verordnung regelt Bedingungen für
den Anschluss von Kraftwerken mit einer Nennleistung ab 100 MW an
Elektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannung von mindestens 100 kV.
LNG (liquefied natural gas)
Verflüssigtes Erdgas, das per Tankschiff transportiert wird. Erdgas verflüssigt man durch Abkühlung auf ca. minus 162 °C und verkleinert
dadurch das Volumen gegenüber dem gasförmigen Zustand auf den
sechshundertsten Teil. LNG gewinnt in der internationalen Gasbeschaffung immer mehr an Bedeutung.
MmBtu (million British thermal units)
Mengenangabe für die aus einer Primärquelle zur Verfügung stehende
Energie. 1 MmBtu entspricht 0,293071 MWh.
National Balancing Point (NBP)
Virtueller Handelspunkt im UK National Transmission System (NTS) zur
Bilanzierung von Ein- und Ausspeisungen in das NTS. Der NBP wird
auch als Lieferpunkt im Rahmen von Gashandelsverträgen vorgesehen, z.B. für Gas-Future-Verträge an der Intercontinental Exchange.
Netto-Finanzposition
Saldo aus liquiden Mitteln, Wertpapieren und aus Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten sowie Beteiligungsunternehmen.
Netzanschlussverordnung
Verordnung über den Netzanschluss von Letztverbrauchern an das
Niederspannungs- bzw. Niederdrucknetz.
Netzentgelte
Entgelt, das für den Zugang zu Netzen der Netzbetreiber bezahlt werden muss. Die Entgelte werden in Cent/kWh oder Cent/m3 ausgewiesen. Das neue EnWG in Verbindung mit den neuen Verordnungen sieht
sowohl kosten- als auch marktorientierte Verfahren für die Bildung
von Netzentgelten vor.
Neutrales Ergebnis
Das neutrale Ergebnis enthält Geschäftsvorfälle, die einmaligen bzw.
seltenen Charakter haben. Hierzu zählen vor allem Buchgewinne und
-verluste aus größeren Desinvestitionen sowie Restrukturierungsaufwendungen (vgl. Adjusted EBIT).
NOX
Stickoxide oder Stickstoffoxide ist eine Sammelbezeichnung für die
gasförmigen Oxide des Stickstoffs. Sie entstehen unter anderem bei
der Verbrennung von Gas, Öl und Kohle.
Ökonomische Investitionen
Ausgabewirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung zuzüglich zu übernehmender Schulden, langfristiger Miet-, Leasing- und
Pachtbeziehungen sowie des Tauschs von Vermögenswerten.
Ölpreisbindung
International übliche vertragliche Koppelung des Preises für Erdgas an
den Marktpreis für Rohöl bzw. aus Rohöl hergestellte Produkte wie Heizöl oder Schweröl. In der Regel erfolgt die Anpassung des Gaspreises
an die Ölpreisentwicklung mit einem Zeitverzug von einigen Monaten,
wobei als Referenzwerte üblicherweise Durchschnittswerte über einen
oder mehrere Monate zugrunde gelegt werden.
Operativer Cashflow
Der durch gewöhnliche Geschäftstätigkeit erwirtschaftete Mittelzufluss/-abfluss.
Option
Recht, den zugrunde liegenden Optionsgegenstand (beispielsweise Wertpapiere oder Devisen) zu einem vorweg fest vereinbarten Preis (Basispreis) zu einem bestimmten Zeitpunkt bzw. in einem bestimmten Zeitraum vom Kontrahenten (Stillhalter) zu kaufen (Kaufoption/Call) oder
an ihn zu verkaufen (Verkaufsoption/Put).
Peakload (deutsch: Spitzenlast)
Bezeichnet kurzzeitig auftretende hohe Energienachfrage im Stromnetz. Zu ihrer Deckung ist Kraftwerksleistung notwendig, die zusätzlich
zur Grund- und Mittellast auch bei schwankendem Stromverbrauch die
Versorgung zu jeder Zeit sicherstellt.
Primärenergie
Als Primärenergie bezeichnet man die Energie, die aus den natürlich
vorkommenden Energieformen oder Energieträgern zur Verfügung steht.
Zu ihnen zählen neben den fossilen Energieträgern Erdgas, Mineralöl,
Steinkohle und Braunkohle auch Kernbrennstoffe wie Uran und regenerative Energiequellen wie Wasser, Sonne und Wind.
Primärenergieverbrauch
Der Primärenergieverbrauch gibt an, wie viel Energie in einer Volkswirtschaft in einer Zeiteinheit (meistens ein Jahr) eingesetzt wurde,
um alle Energiedienstleistungen zu nutzen.
Pumpstrom
Strom, der für das Hochpumpen von Wasser aus einem tiefer liegenden in ein höher gelegenes Becken eines Speicherkraftwerks genutzt
wird mit dem Ziel, den Strom in Form potenzieller Energie zu speichern.
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Purchase Price Allocation
Kaufpreisverteilung – Aufteilung des Kaufpreises nach einer Unternehmensakquisition auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.
Rating
Klassifikation kurzund langfristiger Schuldtitel oder Schuldner 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.
Regelenergie
Für eine stabile Versorgung der Verbraucher mit elektrischer Energie
ist ein ständiger Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch von
elektrischer Energie im Stromnetz notwendig. Dieser Ausgleich erfolgt
durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber unter Einsatz von als
Regelenergie bezeichneten Energiereserven.
Regelzone
Teilbereich des gesamten deutschen Übertragungsnetzes. Der für eine
Regelzone zuständige Übertragungsnetzbetreiber gewährleistet den
stabilen Netzbetrieb durch Ausregelung von Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen mithilfe von Regelenergie.
Regenerative Energien
Siehe Erneuerbare Energien.
ROCE
Return on Capital Employed – zentrales Renditemaß für die periodische
Erfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder. Der ROCE wird als Quotient
aus dem Adjusted EBIT und dem investierten Kapital (Capital Employed)
berechnet. Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene
und zu verzinsende Vermögen wider.
SO2
Schwefeldioxid ist ein farbloses, stechend riechendes und sauer
schmeckendes, giftiges Gas. Es entsteht vor allem bei der Verbrennung
von schwefelhaltigen fossilen Brennstoffen wie Kohle oder Erdölprodukten.
Stock Appreciation Rights (SAR)
SAR sind virtuelle Aktienoptionen, bei denen die Vergütung nicht in
Aktien, sondern als Barvergütung erfolgt. Der Ausübungsgewinn entspricht der Differenz zwischen dem Kurs der E.ON-Aktie zum Zeitpunkt
der Ausübung und dem Basiskurs der virtuellen Aktienoption.
Stückaktien
Aktien ohne Nennwert, die lediglich einen bestimmten Anteil am Grundkapital einer Gesellschaft verkörpern.
Syndizierte Kreditlinie
Von einem Bankenkonsortium verbindlich zugesagte Kreditlinie.
Take-or-pay-Verträge
Vorrangig im Gassektor vorkommende langfristige Bezugsverträge mit
einer festgelegten Mindestmenge (meist Jahresmenge). Diese sehen
vor, dass eine Lieferung auch dann bezahlt werden muss, falls sie später
nicht abgenommen werden kann.
Tax Shield
Berücksichtigt den Entlastungseffekt von Fremdkapitalzinsen auf die
Steuerschuld bei der Ermittlung von Kapitalkosten (vgl. Kapitalkosten).
Therm
Britische Wärmemengenangabe. 1 therm entspricht 0,0293071 MWh.
Transportkunde
Jede natürliche oder juristische Person, die auf vertraglicher Basis Kapazitäten bucht und Leistungen des Netzbetreibers in Anspruch nimmt.
Umspannwerk
Teil des elektrischen Versorgungsnetzes eines Energieversorgungsunternehmens. Dient der Verbindung zweier unterschiedlicher
Spannungsebenen oder Spannungsnetze.
Unbundling
Gesetzlich vorgeschriebene buchhalterische, informatorische, organisatorische und rechtliche Entflechtung der Funktionen Erzeugung,
Handel, Übertragung und Verteilung von Elektrizität und Gas. Das
Unbundling soll gewährleisten, dass Diskriminierungen, Quersubventionen und Wettbewerbsverzerrungen im liberalisierten Energiemarkt
nicht auftreten.
Übertragungsnetz
Höchstspannungsnetz mit einer Spannung von über 110 kV für den
überregionalen Transport von elektrischer Energie.
United States Generally Accepted Accounting
Principles (US-GAAP)
US-amerikanische Rechnungslegungsregeln, bei denen der Grundsatz
der periodengerechten Erfolgsermittlung (fair presentation) im Vordergrund steht.
Value Added
Zentraler Indikator für den absoluten Wertbeitrag einer Periode. 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. Das Capital
Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzinsende
Vermögen wider.
Verdichterstation
Gleicht in Gastransportsystemen den Druckverlust aus, der bei zunehmender Entfernung durch Reibung der Gasmoleküle an der Rohrwand
verursacht wird. Die Abstände zwischen Verdichterstationen an den
Transportleitungen betragen in der Regel 100 bis 250 Kilometer.
Versicherungsmathematische Gewinne und Verluste
Die versicherungsmathematische Berechnung der Pensionsrückstellungen beruht im Wesentlichen auf zu prognostizierenden Parametern
(wie z.B. den Lohn- und Rentenentwicklungen). Wenn sich die tatsächlichen Entwicklungen später von den Annahmen unterscheiden, resultieren daraus versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste.
Wirkungsgrad
Der Wirkungsgrad ist allgemein das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand,
bei einer Maschine beispielsweise das Verhältnis von abgegebener zu
zugeführter Leistung. Der Wirkungsgrad gibt Auskunft über die Effizienz
des Energieumwandlungsprozesses.
Kennziffer, die die Netto-Finanzposition um die Pensionsrückstellungen
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.
Zweivertragsmodell
Gasnetzzugangsmodell für Erdgas, das den Netzzugang für den Transportkunden mit einem Ein- und/oder Ausspeisevertrag sowie einem
Bilanzkreisvertrag vorsieht. Das als Entry-Exit-System ausgestaltete
Zweivertragsmodell bezieht sich auf Marktgebiete mit jeweils einem
virtuellen Handelspunkt. Aufgrund des Einspeisevertrages erhält der
Transportkunde Zugang zum Marktgebiet und kann im Rahmen der
gebuchten Kapazitäten Gasmengen zum virtuellen Handelspunkt
transportieren, wo die Gasmengen übertragen werden können. Der
Ausspeisevertrag ermöglicht dem Transportkunden den Transport von
Erdgas bis zum gebuchten Ausspeisepunkt.
219
E.ON AG
E.ON-Platz 1
40479 Düsseldorf
T 02 11 - 45 79 - 0
F 02 11 - 45 79 - 5 01
[email protected]
www.eon.com
Für Journalisten
T 02 11 - 45 79 - 4 53
[email protected]
Für Analysten und Aktionäre
T 02 11 - 45 79 - 5 42
[email protected]
Für Anleihe-Investoren
T 02 11 - 45 79 - 5 63
[email protected]
Design:
Produktion:
Satz und Lithographie:
Druck:
Lesmo, Düsseldorf
Jung Produktion, Düsseldorf
Addon Technical Solutions, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
Fotos:
Rüdiger Nehmzow (Seiten 2, 20, 21, 22, 24, 25, 72, 73, 78, 79, 96 und 97),
Andreas Pohlmann (Seiten 4, 14 und 15), Hartmut Nägele (Seite 16),
Bernd Meyer (Seiten 2 und 13), Christian Schlüter (Seiten 2, 13 und 113),
Rainer Rehfeld (Seiten 2, 22 und 78), Attila Szabó (Seite 10), Paul Langrock/laif (Seite 12),
Martin Joppen (Seiten 13 und 23), Dietmar Banck (Seiten 22 und 113),
E.ON Kraftwerke (Seite 74), Frank Domke (Seite 75), Cheyenne Smith (Seite 76),
Zaha Hadid (Seite 80), E.ON Engineering (Seite 81), Lunar Energy Limited (Seite 82),
E.ON Energie (Seite 90), Atle Kårstadt (Seite 94), Gavin Young (Seite 102),
Bergslagsbild AB (Seite 105), E.ON U.S. (Seite 108) und E WIE EINFACH (Seite 112)
IMO-COC-027827
Das für diesen Geschäftsbericht verwendete Papier wurde aus Zellstoffen hergestellt, die aus verantwortungsvoll bewirtschafteten und gemäß den Bestimmungen des Forest Stewardship Council zertifizierten
Forstbetrieben stammen.
Mehrjahresübersicht
Mehrjahresübersicht1)
in Mio 
2003
2004
2005
2006
2007
Umsatz und Ergebnis
Umsatz
39.953
42.150
51.616
64.091
68.731
Adjusted EBITDA
8.584
9.664
10.194
11.724
12.450
Adjusted EBIT
5.645
6.747
7.293
8.356
9.208
Konzernüberschuss
4.647
4.339
7.407
6.082
7.724
–
–
–
5.586
7.204
ROCE (in %)
9,9
11,5
12,2
13,8
14,5
9,5
9,0
9,0
9,0
9,1
Value Added
251
1.477
1.920
2.916
3.417
86.967
88.223
93.914
96.488
105.804
24.883
25.839
32.648
31.087
31.490
111.850
114.062
126.562
127.575
137.294
29.774
1.799
33.560
1.799
44.484
1.799
51.245
1.799
55.130
1.734
Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG
Wertentwicklung
Vermögensstruktur
Gesamtvermögen
Kapitalstruktur
Eigenkapital
Gezeichnetes Kapital
Minderheitsanteile
4.625
4.144
4.734
2.533
5.756
Rückstellungen
Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
53.452
27.085
14.521
11.846
52.624
27.328
13.265
12.031
52.251
27.402
10.555
14.294
46.947
22.100
10.029
14.818
52.402
20.963
15.915
15.524
Rückstellungen
Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
23.999
7.243
7.266
9.490
23.734
6.914
7.036
9.784
25.093
6.460
3.807
14.826
29.383
3.994
3.443
21.946
29.762
3.992
5.549
20.221
111.850
114.062
126.562
127.575
137.294
5.224
5.776
6.544
7.161
8.726
Investitionen
8.773
4.777
3.941
5.037
11.306
27
29
35
40
40
101
102
108
102
102
–
–
–
–18.233
–24.138
Gesamtkapital
Cashflow/Investitionen
Kennziffern
Eigenkapitalquote3) (in %)
Deckung des langfristig gebundenen Vermögens (in %)
(langfristiges Kapital in Prozent des langfristig gebundenen Vermögens)
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.)
Debt Factor4)
Operativer Cashflow in % des Umsatzes
–
–
–
1,6
1,9
13,1
13,7
12,7
11,2
12,7
11,06
Aktie
Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG)
7,11
6,61
11,24
8,47
Eigenkapital5) je Aktie (in €)
45,39
50,93
67,50
73,81
78,12
Höchstkurs je Aktie (in €)
51,74
67,06
88,92
104,40
146,06
Tiefstkurs je Aktie (in €)
34,67
49,27
64,50
82,12
96,05
Jahresendkurs je Aktie (in €)
51,74
67,06
87,39
102,83
145,59
Dividende je Aktie (in €)
Dividendensumme
Marktkapitalisierung7) (in Mrd €)
2,00
2,35
2,75
3,35
4,10
1.312
1.549
4.614
2.210
2.5906)
33,9
44,2
57,6
67,6
92,0
Langfristiges Rating der E.ON AG
Moody’s
A-1
Aa3
Aa3
Aa3
A2
Standard & Poor’s
AA–
AA–
AA–
AA–
A
57.029
59.732
79.570
80.612
87.815
Mitarbeiter
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) Anteil der
Gesellschafter der E.ON AG · 6) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2007; Änderung durch weitere Aktienrückkäufe möglich · 7) auf Basis ausstehender Aktien
Mehrjahresübersicht
Finanzkalender
30. April 2008
2. Mai 2008
14. Mai 2008
13. August 2008
12. November 2008
Hauptversammlung 2008
Dividendenzahlung
Zwischenbericht Januar – März 2008
Zwischenbericht Januar – Juni 2008
Zwischenbericht Januar – September 2008
10. März 2009
6. Mai 2009
7. Mai 2009
13. Mai 2009
12. August 2009
11. November 2009
Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2008
Hauptversammlung 2009
Dividendenzahlung
Zwischenbericht Januar – März 2009
Zwischenbericht Januar – Juni 2009
Zwischenbericht Januar – September 2009

E.ON Geschäftsbericht 2007

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