E.ON Geschäftsbericht 2006

Transcription

Geschäftsbericht 2006
Energie zum Leben. Jederzeit.
Konzernübersicht
Corporate Center
Market Unit Central Europe
E.ON Energie AG, München
100 %
E.ON Kra
E.ON Ker
E.ON AG
Düsseldorf
E.ON Energie ist eines der größten Energiedienstleistungsunternehmen
E.ON Wa
Zentraleuropas. Das Unternehmen ist in achtzehn europäischen Ländern
E.ON Net
aktiv, so unter anderem in Deutschland, den Niederlanden, Ungarn,
E.ON Sal
der Slowakei, Tschechien, Rumänien, Bulgarien, der Schweiz, Österreich
E.ON Bay
und Italien.
E.ON Ava
E.ON Han
E.ON Mit
E.ON edi
E.ON Thü
E.ON We
E.ON Ben
NRE Ene
E.ON Ital
Dalmine
E.ON Hun
E.ON Dél
E.ON Tisz
Market Unit Pan-European Gas
E.ON Ruhrgas AG, Essen
100 %
Thüga AG
Ferngas
E.ON Ruhrgas ist mit einem Absatz von jährlich über 650 Mrd Kilowatt-
Saar Fern
stunden Erdgas eine der führenden Gasgesellschaften in Europa und einer
Gas-Unio
der größten privaten Erdgasimporteure der Welt. Kunden sind regionale
Erdgasve
und lokale Energieunternehmen und Industriebetriebe.
E.ON Gas
MEGAL M
Trans Eur
E.ON Ruh
Market Unit UK
E.ON UK plc, Coventry, Großbritannien
100 %
Powerge
E.ON UK
Market Unit Nordic
E.ON UK ist ein Energiekonzern mit der Zentrale in Coventry, Großbritannien.
E.ON UK
Als einer der führenden britischen Energieversorger ist E.ON UK vollständig
Corby Po
integriert und beliefert rund 8,4 Millionen Kunden mit Strom und Gas.
Central N
E.ON Nordic AB, Malmö, Schweden
E.ON Sve
100 %
E.ON Nordic führt das Geschäft in Nordeuropa. Die Gesellschaft arbeitet im
Wesentlichen über E.ON Sverige AB in den Bereichen Erzeugung, Marketing,
Vertrieb und Verteilung von Strom, Gas und Wärme.
Market Unit US-Midwest
E.ON U.S. LLC, Louisville, USA
100 %
Louisville
Kentucky
E.ON U.S. ist ein diversifizierter Energiedienstleister mit Sitz in Louisville
und vornehmlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky tätig.
E.ON U.S
E.ON Kraftwerke GmbH, Hannover
100 %
E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató Zrt., Györ, Ungarn
100 %
E.ON Kernkraft GmbH, Hannover
100 %
Dél-dunántúli Gázszolgáltató Zrt., Pécs, Ungarn
99,9 %
E.ON Wasserkraft GmbH, Landshut
100 %
Közép-dunántúli Gázszolgáltató Zrt., Nágykanizsa, Ungarn
98,1 %
E.ON Netz GmbH, Bayreuth
100 %
E.ON Czech Holding AG, München
100 %
E.ON Sales & Trading GmbH, München
100 %
E.ON Energie, a.s., České Budějovice, Tschechien
100 %
E.ON Bayern AG, Regensburg
100 %
E.ON Distribuce, a.s., České Budějovice, Tschechien
100 %
E.ON Avacon AG, Helmstedt
66,9 %
E.ON Česká republika, a.s., České Budějovice, Tschechien
100 %
E.ON Hanse AG, Quickborn
73,8 %
Jihočeská plynárenská, a.s. (JCP), České Budějovice, Tschechien
99 %
E.ON Mitte AG, Kassel
73,3 %
E.ON Moldova S.A., Bacău, Rumänien
51 %
E.ON edis AG, Fürstenwalde, Spree
72,9 % 1) E.ON Bulgaria EAD, Varna, Bulgarien
100 %
E.ON Thüringer Energie AG, Erfurt
76,8 %
E.ON IS GmbH, Hannover
E.ON Westfalen Weser AG, Paderborn
62,8 %
E.ON Facility Management GmbH, München
E.ON Benelux Holding b.v., Den Haag, Niederlande
100 %
Elektrorazpredelenie Varna AD, Varna, Bulgarien
NRE Energie b.v., Eindhoven, Niederlande
100 %
Elektrorazpredelenie Gorna Oryahovitza AD, Gorna, Bulgarien
67 %
E.ON Italia S.p.A., Mailand, Italien
100 %
BKW FMB Energie AG, Bern, Schweiz
21 % 2)
Dalmine Energie S.p.A., Dalmine, Italien
75 %
60 %
100 %
67 %
Západoslovenská energetika a.s. (ZSE), Bratislava, Slowakei
49 %
E.ON Hungária Energetikai Zrt., Budapest, Ungarn
100 %
Jihomoravská plynárenská, a.s. (JMP), Brno, Tschechien
43,7 %
E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató Zrt., Pécs, Ungarn
100 %
Prazska plynárenská, a.s., Prag, Tschechien
49,3 %
E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató Zrt., Debrecen, Ungarn
100 %
1)
Thüga AG, München
81,1 %
E.ON D-Gas B.V., Voorburg, Niederlande
100 %
Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg
53,1 %
E.ON Földgáz Storage Zrt., Budapest, Ungarn
100 %
E.ON Földgáz Trade Zrt., Budapest, Ungarn
100 %
Saar Ferngas AG, Saarbrücken
Gas-Union GmbH, Frankfurt/Main
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG), Erfurt
20 %
25,9 %
50 %
inkl. der treuhänderisch gehaltenen Aktien
2) Stimmrechte 20 %
E.ON Gaz România S.A., Târgu Mureş, Rumänien
51 %
Gasum Oy, Espoo, Finnland
20 %
A/s Latvijas Gāze, Riga, Lettland
47,2 %
MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH & Co. KG, Essen 50 %
AB Lietuvos Dujos, Vilnius, Litauen
38,9 %
Trans Europa Naturgas Pipeline Gesellschaft mbH&Co. KG (TENP), Essen 51 %
Slovenský Plynárenský Priemysel a.s. (SPP), Bratislava, Slowakei
24,5 %
E.ON Ruhrgas E & P GmbH, Essen
100 %
OAO Gazprom, Moskau, Russland
6,4 %
Powergen Retail Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
Central Networks West plc, Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON UK CHP Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON UK Cogeneration Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON UK Renewables Holdings Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
Economy Power Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
Enfield Energy Centre Ltd., Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON Gastransport AG & Co. KG, Essen
Corby Power Ltd., Corby, Großbritannien
100 %
50 %
Central Networks East plc, Coventry, Großbritannien
100 %
E.ON Sverige AB, Malmö, Schweden
55,3 %
Louisville Gas and Electric Company, Louisville, USA
100%
Kentucky Utilities Company, Lexington, USA
100%
E.ON U.S. Capital Corp., Louisville, USA
100%
Stand: Februar 2007
Konzernübersicht
E.ON-Konzern in Zahlen
in Mio 
2006
20051)
Stromabsatz in Mrd kWh2)
400,4
401,7
–
Gasabsatz in Mrd kWh2)
949,0
924,3
+3
67.759
56.141
+21
Umsatz
Adjusted
EBITDA3)
+/– %
11.353
10.194
+11
Adjusted EBIT4)
8.150
7.293
+12
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
5.133
7.152
–28
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten
4.930
4.355
+13
–96
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten
127
3.059
Konzernüberschuss
5.057
7.407
–32
Bereinigter Konzernüberschuss5)
4.386
3.640
+20
Investitionen6)
5.161
3.941
+31
Operativer
Cashflow7)
7.194
6.544
+10
Free Cashflow8)
3.111
3.588
–13
Netto-Finanzposition9) (31. 12.)
–268
1.917
–
Eigenkapital
47.845
44.484
+8
Bilanzsumme
127.232
126.562
ROCE10) (in %)
13,2
12,2
Kapitalkosten (in %)
Value Added10)
Eigenkapitalrendite nach Steuern (in %)12)
Mitarbeiter (31. 12.)
Ergebnis je Aktie aus Konzernüberschuss (in )
+1
+111)
9,0
9,0
–
2.586
1.920
+35
11,0
19,0
80.612
79.570
+1
7,67
11,24
–32
72,54
67,50
+7
3,35
2,75
+22
2.210
4.61414)
–52
67,6
57,6
+17
+811)
je Aktie (in )
Eigenkapital13)
Dividende
Dividendensumme
Börsenwert in Mrd 15)
1) um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte · 2) nicht konsolidierte Werte; einschließlich Gasabsatz E.ON Ruhrgas AG · 3) Non-GAAP financial
measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36 · 4) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36, Erläuterungen
siehe S. 181–182 · 5) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37 · 6) ohne sonstige Finanzanlagen · 7) entspricht
dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten · 8) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum operativen Cashflow siehe S. 47
9) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 49 · 10) Non-GAAP financial measure; Ableitung siehe S. 38–41 · 11) Veränderung in Prozentpunkten ·
12) Konzernüberschuss/jahresdurchschnittliches Eigenkapital (Werte jeweils ohne Anteile Konzernfremder) · 13) ohne Anteile Konzernfremder ·
14) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je Aktie · 15) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
E.ON-Konzern nach Unternehmensbereichen 2006
in Mio 
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Umsatz
Nordic
USMidwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
Insgesamt
28.380
24.987
12.569
3.204
1.947
–3.328
67.759
–
67.759
Adjusted EBITDA
5.484
2.839
1.790
992
590
–395
11.300
53
11.353
Adjusted EBIT
4.168
2.106
1.229
619
391
–416
8.097
53
8.150
21,6
13,5
9,3
9,8
5,7
–
–
–
13,2
ROCE (in %)
9,0
8,2
9,2
9,0
8,0
–
–
–
9,0
Value Added
2.431
824
13
51
–157
–
–
–
2.586
Operativer Cashflow
3.825
589
749
715
381
935
7.194
–
7.194
Investitionen
2.416
880
863
631
398
–27
5.161
43.546
12.417
15.621
5.693
2.890
445
80.612
–
80.612
Mitarbeiter am 31. 12.
5.161
1) enthält die at equity bewertete Degussa
Bis zum Ende des Geschäftsjahres 2006 hat E.ON den Konzernabschluss nach den in den USA geltenden United States Generally Accepted Accounting
Principles (US-GAAP) aufgestellt. Ab dem Beginn des Geschäftsjahrs 2007 wurde die Finanzberichterstattung auf die Vorschriften der International Financial
Reporting Standards (IFRS) umgestellt. Wenn nicht gesondert darauf hingewiesen wird, sind die Finanzinformationen in diesem Geschäftsbericht für den
Zeitraum nach dem 1. Januar 2007 in Einklang mit IFRS ermittelt worden, für den Zeitraum davor gemäß US-GAAP. Dieser Geschäftsbericht enthält bestimmte
Kennzahlen (einschließlich zukunftsbezogener Aussagen), die nicht auf Basis eines IFRS- oder US-GAAP-Rechnungslegungsstandards ermittelt wurden. Diese
Kennzahlen werden als nicht nach IFRS oder US-GAAP ermittelte Maß- und Verhältniszahlen (Non-GAAP financial measures) gemäß dem amerikanischen
Federal Securities Law bezeichnet. E.ON hat in diesem Bericht oder auf ihrer Website www.eon.com die Non-GAAP financial measures auf die nächsten durch
US-GAAP-Rechnungslegungsstandards regulierten Größen übergeleitet oder eine entsprechende Zielgröße angegeben. Das E.ON-Management ist der Ansicht,
dass die von E.ON verwendeten Non-GAAP financial measures, wenn sie in Verbindung mit – aber nicht anstelle – anderen gemäß IFRS oder US-GAAP ermittelten Kennzahlen betrachtet werden, das Verständnis der Liquiditäts- und Ergebnisentwicklung des Unternehmens erhöhen. Eine Vielzahl dieser Non-GAAP
financial measures werden häufig von Analysten, Ratingagenturen und Investoren verwendet, um ein Unternehmen zu bewerten und die unterjährige und
zukünftige Unternehmensentwicklung und den Wert von E.ON mit anderen Wettbewerbern zu vergleichen. Die Non-GAAP financial measures dieses Berichts
sollten nicht isoliert als Kennzahlen für die Ertragslage oder Liquidität von E.ON betrachtet werden. Sie sollten deshalb nicht als Ersatz, sondern stets als Zusatz
zu Konzernüberschuss, Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten und anderen gemäß IFRS oder US-GAAP ermittelten Ertrags- oder Cashflowgrößen gesehen werden. Insbesondere werden die von uns verwendeten Non-GAAP financial measures wesentlich durch die Festlegung der jeweils
zu bereinigenden Größen bestimmt. Die Non-GAAP financial measures, die von E.ON verwendet werden, können sich daher von denen anderer Unternehmen
unterscheiden und sind somit nicht notwendigerweise mit gleichlautenden Kennzahlen anderer Unternehmen vergleichbar.
0,03 kWh für schnelle Orientierung
Energie ist der Antrieb jeder Volkswirtschaft.
400 Milliarden Kilowattstunden Strom und
949 Milliarden Kilowattstunden Erdgas haben
wir 2006 an unsere Kunden in über 20 Ländern
geliefert. Damit leisten wir einen wichtigen
Beitrag für die Arbeit und den Wohlstand
vieler Menschen. Sicher und zuverlässig.
Unsere Energie macht die vielen schönen
Momente des Lebens erst möglich: von den
Erinnerungen auf Super-8 bis zum Kochen
mit Freunden, vom entspannten Abend vor
dem Kamin bis zum pulsierenden Sound beim
Rockkonzert – alltägliche Situationen und
besondere Anlässe werden heller, wärmer und
aufregender. Weil wir für die richtige Energie
sorgen. Heute und morgen.
Damit dies auch in Zukunft so bleibt, arbeiten
wir schon jetzt an der sicheren Energieversorgung von morgen: Wir investieren in moderne
Kraftwerke, den Ausbau der erneuerbaren
Energien und leistungsfähige Netze. Unsere
Gasbeschaffung stellen wir auf eine noch
breitere Basis – mit Investitionen in die eigene
Gasförderung, mit langfristigen Lieferverträgen
und vielversprechenden LNG-Projekten. Damit
die Energieversorgung auch morgen sicher ist.
Energie zum Leben. Jederzeit.
Inhalt
Brief an die Aktionäre
8 Vorstand
Bericht des Aufsichtsrats
Das Jahr 2006 im Überblick
Zusammengefasster Lagebericht
Weitere Informationen
Market Units
Konzernabschluss
Corporate Governance
Tabellen und Übersichten
62 Risikobericht
4
64 Prognosebericht
64 Gesamtwirtschaftliche Situation
64 Branchensituation
10
13
65 Geplante Übernahme von Endesa
Aufsichtsrat
65 Mitarbeiter
65 Ergebnisentwicklung
66 Investitionen
66 Versorgungssicherheit
67 Chancen
15 Die Endesa-Übernahme im Zeitablauf
14
68 Strategie und geplante Investitionen
18
18
22
26
28
29
31
31
74 E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
Geschäft und Rahmenbedingungen
Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit
Energiepolitisches Umfeld
Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen
Branchensituation
Energiepreisentwicklung
Strom- und Gasabsatz
Strom- und Gasbeschaffung
78 Menschen bei E.ON
Market Units
86 Central Europe
92 Pan-European Gas
98 UK
102 Nordic
104 US-Midwest
32
32
34
34
36
37
37
Ertragslage
Transaktionen im Geschäftsjahr 2006
Entwicklung des Konzernumsatzes
Entwicklung des Adjusted EBIT
Entwicklung des Konzernüberschusses
Bereinigter Konzernüberschuss
Wertmanagement
Konzernabschluss
108 Erklärung des Vorstands
109 Bestätigungsvermerk
110 Gewinn- und Verlustrechnung
111 Bilanz
112 Kapitalflussrechnung
47
Finanzlage
Management finanzwirtschaftlicher
Marktpreisänderungsrisiken
Finanzpolitik
Entwicklung der Investitionen
Cashflow und Finanzposition
50
Vermögenslage
51
Weitere Angaben
Jahresabschluss der E.ON AG
Zusätzliche Angaben
Mitarbeiter
Grundzüge des Vergütungssystems
von Vorstand und Aufsichtsrat
Forschung und Entwicklung
Corporate Social Responsibility (CSR)
44
44
44
46
113 Entwicklung des Konzerneigenkapitals
114 Anhang
188 Angaben zu den Organen
190 Corporate-Governance-Bericht
195 Vergütungsbericht (Bestandteil des
zusammengefassten Lageberichts)
51
52
55
56
56
58
59
Wichtige Ereignisse nach Schluss
des Geschäftsjahres
202 Mehrjahresübersicht
204 Wesentliche Beteiligungen
206 Glossar
213 Finanzkalender
3
4
im Geschäftsjahr 2006 haben wir uns bei allen wichtigen Kennzahlen erneut verbessert.
Dabei konnten wir erhebliche Belastungen aus der Regulierung der deutschen Strom- und
Gasnetze insbesondere durch operative Verbesserungen in anderen Bereichen und Erstkonsolidierungen neu erworbener Unternehmen mehr als ausgleichen. Diese positive Entwicklung zeigt, dass wir mit dem konsequenten und zügigen Umbau des Konzerns zu einem
fokussierten Strom- und Gasversorger und dem gezielten Ausbau unserer Marktpositionen
den richtigen Weg eingeschlagen haben. In den letzten Jahren sind wir insbesondere in
Mittel- und Osteuropa gewachsen, beispielsweise in Rumänien, Bulgarien und Ungarn, wo
wir 2006 den Erwerb des Gasgeschäfts von MOL abgeschlossen haben.
Inzwischen versorgt E.ON Kunden in mehr als 20 Ländern mit Strom und Gas. Damit waren
und sind wir Schrittmacher bei der stärkeren Vernetzung der regionalen Märkte in der EU
zum europäischen Binnenmarkt für Energie. Daher unterstützen wir auch die Europäische
Kommission in ihrer Zielsetzung, eine konsistente, langfristige Energiepolitik zu entwickeln
und die bisher noch überwiegend nationalen Energiemärkte stärker zusammenzuführen. Die
Ausgangsbedingungen in Europa sind dabei sehr unterschiedlich. Während in Großbritannien
beispielsweise schon hohe Wechselraten bei Strom und Gas üblich sind und die Regulierung
schon auf einige Erfahrungen zurückblicken kann, bleibt in Deutschland und Kontinentaleuropa noch einiges zu tun. Deshalb haben wir in unserem deutschen Heimatmarkt jetzt
die Initiative für mehr Wettbewerb bei Strom und Gas ergriffen – auf allen Stufen von der
Erzeugung über den Transport bis zum Endkunden.
Beispielsweise sorgen wir für die Verbesserung der grenzüberschreitenden Strom-Transportkapazitäten und schaffen so eine wichtige Grundlage für eine Intensivierung des europäischen Stromhandels. Passend dazu forcieren wir die Zusammenführung der überwiegend
nationalen Handelsplätze zu einem europäischen Strombörsen-Verbund. Auch auf dem Gasmarkt machen wir Druck. Durch die Zusammenlegung unserer Marktgebiete im Gasfernleitungsnetz, zusätzliche Leitungskapazitäten für den Import von Erdgas, die Versteigerung
von Speicherkapazitäten und die Förderung einer Gasbörse geben wir dem Handel auf
dem zentralen europäischen Gasmarkt Deutschland entscheidende Impulse. Mit unserer
neuen Vertriebsgesellschaft „E wie einfach“ schließlich, die am 1. Februar 2007 an den Start
ging, bringen wir jetzt auch den deutschen Endkundenmarkt für Strom und Gas kräftig in
Market Units
Konzernabschluss
Schwung. Wir beleben den Wettbewerb, weil wir überzeugt sind, dass unternehmerische
Initiativen jeder marktwidrigen Intervention vorzuziehen sind. Zweifelhaft ist hier insbesondere die Vorstellung, dass eine eigentumsrechtliche Trennung der Strom- und Gasnetze von
den Versorgungsunternehmen dem Wettbewerb nützen würde. Dieses Ownership Unbundling wäre ein schwerwiegender Eingriff in Ihr Eigentum als Aktionäre, den wir nicht zulassen
können. Es gibt auch keine Notwendigkeit dazu, zumal der jetzt bestehende Rechts- und
Regulierungsrahmen ausreichend ist, um einen diskriminierungsfreien Zugang zu den Netzen
zu gewährleisten. Solche Eingriffe wären nicht nur wirkungslos für den Wettbewerb, sie
würden auch Unsicherheit schaffen und damit dringend benötigte Investitionen in unsere
Versorgungssicherheit gefährden. Gerade die Stärkung der Versorgungssicherheit ist aber
die zentrale Herausforderung für uns in Europa, denn unser Energiebedarf steigt und der
Konkurrenzkampf um die Ressourcen nimmt zugleich deutlich zu.
Wie kein anderes europäisches Energieunternehmen stellen wir uns dieser Aufgabe. In den
nächsten drei Jahren werden wir insgesamt mehr als 25 Mrd  investieren, überwiegend in
modernste Kraftwerke und Leitungen sowie in die Gasförderung. Auf diesem Gebiet haben
wir 2006 wichtige Schritte zur Verbesserung der Versorgungssicherheit gemacht. Mit neuen
Verträgen, die schon heute ein Drittel unseres aktuellen Gasbedarfs bis 2036 sichern, sowie
der vorgesehenen Beteiligung am sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje und an der neuen Ostseepipeline bauen wir unsere gaswirtschaftliche Partnerschaft mit Russland aus. Daneben
suchen wir auch neue Wege und Quellen für Erdgas – denn nur eine breite Diversifikation
schützt vor zu großen Abhängigkeiten. Eine viel versprechende Option ist verflüssigtes Erdgas, sogenanntes LNG. Dieses Geschäft wollen wir mit gestalten. Unsere Planungen für
Deutschlands ersten Terminal in Wilhelmshaven kommen voran, ähnliche Projekte verfolgen
wir auf der kroatischen Insel Krk und der englischen Isle of Grain. Mit möglichen Lieferanten
sind wir in intensiven Gesprächen und konnten mit der algerischen Sonatrach, der weltweiten Nummer vier unter den LNG-Produzenten, bereits eine erste Vereinbarung über eine
Zusammenarbeit schließen.
5
6
Auch im Stromgeschäft schaffen unsere Investitionen mehr Sicherheit für die Energiekunden.
In den nächsten Jahren werden wir mehr als 11 Mrd  in die Modernisierung und den Neubau von Gas-und-Dampfturbinen- und Kohlekraftwerken mit der derzeit modernsten Technologie investieren – in Deutschland, Italien, den Niederlanden, Großbritannien, Schweden
sowie in Mittel- und Osteuropa. In der Planung sind zudem mehrere Windkraftprojekte,
insbesondere Offshore-Windparks in Großbritannien, Deutschland und Nordeuropa – sowie
ein Biomassekraftwerk. Die neuen Kraftwerke sorgen zugleich für ein höheres Stromangebot
in den Märkten. Das wird den Wettbewerb ankurbeln und kann langfristig zu niedrigeren
Strompreisen führen. Darüber hinaus planen wir schon heute für die Zukunft. In Deutschland
wollen wir ab 2010 das erste Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von mehr als 50 Prozent
errichten. Auch an dem technologisch nächsten Schritt in der Kohleverstromung – der Abtrennung des Klimagases CO2 – arbeiten wir schon: Pilotanlagen sind in Deutschland, den USA
und in Großbritannien geplant.
Fortschrittliche Technologien zur Versorgung mit Strom und Gas sind das technische Rückgrat unseres Konzerns im Wettbewerb. Das Volumen unserer Investitionen in die Gasversorgung, Kraftwerke und Netze macht klar: So eine Agenda kann sich nur ein leistungsfähiges
Unternehmen vornehmen. Unser Ergebnis zeigt, dass wir diese Aufgabe stemmen können.
2006 konnten wir unseren Konzernumsatz um 21 Prozent auf jetzt 67,8 Mrd  steigern. Das
Adjusted EBIT legte gegenüber dem Rekordwert des Vorjahres um 12 Prozent auf 8,2 Mrd 
zu. Unsere Kapitalrendite (ROCE) lag mit 13,2 Prozent klar über den Kapitalkosten vor Steuern
von 9 Prozent. Damit steigt unser Wertbeitrag auf 2,6 Mrd . Auch Ihre E.ON-Aktie hat sich
2006 gut entwickelt: Ihr Kurs stieg im Jahresverlauf 2006 um gut 17 Prozent, nachdem er im
Jahr zuvor schon um gut 30 Prozent zugelegt hatte. Berücksichtigt man die Wiederanlage der
Bardividende (inklusive Sonderdividende), nahm der Wert eines E.ON-Aktiendepots im Jahr 2006
um 26,6 Prozent zu und entwickelte sich damit besser als der deutsche Aktienmarkt DAX (plus
22 Prozent) und auch besser als der europäische Aktienmarkt EURO STOXX (plus 18 Prozent).
Zur Attraktivität Ihrer E.ON-Aktie trägt auch unsere Dividendenpolitik bei. Wir werden der Hauptversammlung am 3. Mai 2007 eine Erhöhung der Dividende um 22 Prozent auf 3,35  je Aktie
vorschlagen. Seit dem Jahr 2001 ist die Dividende damit um durchschnittlich 15,9 Prozent pro
Jahr gestiegen.
Auch für das laufende Jahr sind wir optimistisch. Wir erwarten, unser Adjusted EBIT für
2007 leicht steigern zu können. Auch sonst haben wir uns für dieses Jahr viel vorgenommen:
Wir setzen das anspruchsvollste Investitionsprogramm in der Unternehmensgeschichte um.
Gleichzeitig führen wir das im Februar vergangenen Jahres begonnene Übernahmeverfahren
Market Units
Konzernabschluss
für den spanischen Energieversorger Endesa fort. Seit der Ankündigung unserer Offerte
haben wir eine Reihe schwieriger politischer und juristischer Hürden überwunden. Jetzt
haben die Endesa-Aktionäre das Wort und können bis zum Ende der Angebotsfrist am
29. März über unser Angebot entscheiden. Auch nach dem Ende Februar bekanntgewordenen Erwerb von Endesa-Aktien durch den italienischen Stromkonzern Enel halten wir an
unserem Angebot fest. Wir arbeiten mit unvermindertem Engagement daran, die EndesaAktionäre von den Vorteilen unseres Angebots zu überzeugen.
Dieses Programm ist eine große Herausforderung für E.ON, vor allem aber für unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Aber gerade wenn ich sehe, mit welchem Engagement und
welcher Kompetenz sie diese Herausforderungen angehen und sich dafür begeistern, ist mir
klar: Wir schaffen das! Mit einer Mannschaft, die so begeistert zu neuen Ufern aufbricht,
ist jede Herausforderung eine Chance.
Mit freundlichen Grüßen
Dr. Wulf H. Bernotat
Düsseldorf, den 7. März 2007
Dieser Brief an die Aktionäre enthält die Kennzahlen Adjusted EBIT, ROCE und Value Added (so genannte NonGAAP financial measures), die nicht auf Basis eines IFRS- oder US-GAAP-Rechnungslegungsstandards ermittelt
wurden. Neben den Überleitungen bzw. den vergleichbaren durch US-GAAP-Rechnungslegungsstandards regulierten Größen sind zusätzliche Informationen oder Ableitungen zu jeder dieser Non-GAAP financial measures
im Bericht enthalten (siehe auch die Erläuterungen zu Non-GAAP financial measures im vorderen Umschlag).
7
8
Vorstand
Dr. Burckhard Bergmann
geb. 1948 in Göttingen, Mitglied des Vorstands seit 2003
Vorsitzender, Düsseldorf
geb. 1943 in Sendenhorst/Beckum, Mitglied des Vorstands seit 2003
Upstream-Geschäft, Marktmanagement, Regulierungsmanagement
Konzern, Düsseldorf
Christoph Dänzer-Vanotti
Lutz Feldmann
geb. 1955 in Freiburg, Mitglied des Vorstands seit 2006
Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen, Einkauf und
Organisation, Düsseldorf (seit 1. Dezember 2006)
geb. 1957 in Bonn, Mitglied des Vorstands seit 2006
Corporate Development/New Markets,
Düsseldorf (seit 1. Dezember 2006)
Market Units
Konzernabschluss
Dr. Hans Michael Gaul
Dr. Marcus Schenck
geb. 1942 in Düsseldorf, Mitglied des Vorstands seit 1990
Controlling/Unternehmensplanung, Mergers & Acquisitions und
Recht, Düsseldorf
geb. 1965 in Memmingen, Mitglied des Vorstands seit 2006
Finanzen, Rechnungswesen, Steuern und Informatik,
Düsseldorf (seit 1. Dezember 2006)
Dr. Manfred Krüper
geb. 1941 in Gelsenkirchen, Mitglied des Vorstands seit 1996
Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen, Einkauf und
Organisation, Düsseldorf (bis 30. November 2006)
Dr. Johannes Teyssen
Dr. Erhard Schipporeit
geb. 1959 in Hildesheim, Mitglied des Vorstands seit 2004
Downstream-Geschäft, Marktmanagement, Regulierungsmanagement Konzern, Düsseldorf
geb. 1949 in Bitterfeld, Mitglied des Vorstands seit 2000
Finanzen, Rechnungswesen, Steuern und Informatik,
Düsseldorf (bis 30. November 2006)
Generalbevollmächtigte
Dr. Peter Blau, Düsseldorf
Gert von der Groeben, Düsseldorf
Heinrich Montag, Düsseldorf
Dr. Rolf Pohlig, Düsseldorf (bis 31. Dezember 2006)
9
10
•
•
•
der Erwerb von Endesa-Anteilen durch den spanischen
Baukonzern Acciona und mögliche Folgen hieraus,
die Erhöhung des E.ON-Angebots zur Übernahme von
Endesa und
der weitere Ablauf der Transaktion bis zum möglichen
Vollzug.
Ein weiterer wichtiger Gegenstand unserer Beratungen war
die Gasbeschaffungsstrategie des E.ON-Konzerns. In diesem
Zusammenhang informierte uns der Vorstand umfassend
über den Stand der Verhandlungen mit Gazprom im
Zusammenhang mit
• der angestrebten Beteiligung an dem sibirischen
Erdgasfeld Yushno Russkoje,
• der Beteiligung an dem Bau der Nordeuropäischen
Gasleitung und
• dem Abschluss von Verträgen über die Lieferung von
insgesamt rund 400 Milliarden Kubikmetern Erdgas
bis 2036.
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 vier ordentlichen und zwei außerordentlichen Sitzungen
des Aufsichtsrats sowie einer Strategietagung haben wir
uns im Jahr 2006 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
Das bedeutendste Thema unserer Beratungen war die künftige Wachstumsstrategie für den E.ON-Konzern. Der Vorstand
informierte uns in diesem Rahmen umfassend über die jeweils
aktuellen Entwicklungen bei der geplanten Übernahme des
größten spanischen Energieversorgers Endesa. Hierzu zählten
ausgehend von dem Übernahmeangebot
• das Genehmigungsverfahren bei der spanischen Energiebehörde CNE,
• die damit zusammenhängenden Verfahren und Entscheidungen der EU-Kommission und des spanischen
Industrieministeriums,
• die Freigabe des Übernahmeangebots durch die spanische Börsenaufsicht CNMV,
Darüber hinaus berichtete der Vorstand eingehend über
Wachstumsmöglichkeiten für den E.ON-Konzern in neuen
Märkten einschließlich möglicher LNG-Projekte.
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 befasst. Wesentliche Themen waren
• die Untersagung langfristiger Lieferverträge durch das
Bundeskartellamt,
• die Sector Inquiry der EU-Kommission,
• die Nachprüfungen der EU-Kommission bei E.ON AG,
E.ON Energie und E.ON Ruhrgas,
• die Netzentgeltgenehmigungsverfahren der Bundesnetzagentur,
• die Entwicklung des europaweiten Emissionshandels,
einschließlich des Entwurfs des nationalen Allokationsplans II,
sowie die sich daraus ergebenden Konsequenzen für den
E.ON-Konzern.
In diesem Rahmen haben wir auch eingehend Themen wie
mögliche Lieferengpässe im Gasbereich, Versorgungssicherheit, die Störung im schwedischen Kernkraftwerk Forsmark
und Inhalte des Energiegipfels der Bundesregierung zu Energiekonzepten der Zukunft – einschließlich der Frage der
Kernenergie – besprochen.
Market Units
Konzernabschluss
Wirtschaftliche Lage und Mittelfristplanung
Ausführlich erörterten wir die wirtschaftliche Lage der Konzerngesellschaften vor dem Hintergrund der Entwicklung
auf den europäischen Energiemärkten und der neu eingeführten Regulierung der Netzentgelte in Deutschland. Ferner
berieten wir eingehend die Mittelfristplanung des Konzerns
für die Jahre 2007 bis 2009 einschließlich der geplanten Investitionen zum Erhalt und Ausbau der Infrastruktur und des
Kraftwerksparks im E.ON-Konzern. Der Vorstand unterrichtete
uns darüber hinaus, in welchem Umfang derivative Finanzinstrumente eingesetzt wurden.
Der Prüfungsausschuss erörterte in vier 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 der Umsetzung der „Internal Controls“
gemäß der Section 404 des Sarbanes-Oxley Act (SOA) und
den nach dem SOA geltenden Regeln für die Genehmigung
nicht prüfungsbezogener Dienstleistungen des Abschlussprüfers.
Feststellung des Jahresabschlusses
Auch die Weiterentwicklung der Corporate Governance bei
E.ON haben wir regelmäßig behandelt. Wir haben überprüft,
dass die Corporate-Governance-Grundsätze gemäß der am
19. Dezember 2005 abgegebenen Entsprechenserklärung im
Geschäftsjahr 2006 von der E.ON AG eingehalten wurden.
Außerdem haben wir zum 16. Juni 2006 einen angemessenen
Selbstbehalt im Rahmen der Haftpflichtversicherung für
die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats (D&OVersicherung) eingeführt. Dies war der einzige Punkt, in dem
E.ON noch von den Empfehlungen des Corporate Governance
Kodex abwich. Die Entsprechenserklärung zum Corporate
Governance Kodex gemäß § 161 Aktiengesetz ist im CorporateGovernance-Kapitel auf Seite 200 des Geschäftsberichts
wiedergegeben und im Internet unter www.eon.com
veröffentlicht.
Sitzungen der Ausschüsse
Das Präsidium des Aufsichtsrats hat in vier ordentlichen Sitzungen sowie einer außerordentlichen Sitzung Berichte des
Vorstands erhalten und ausführlich besprochen. Insbesondere wurden eine neue Vorstandsstruktur sowie die Bestellung
neuer Vorstandsmitglieder diskutiert und beschlossen. Des
Weiteren hat sich das Präsidium mit den Regelungen über
die Vorstandsbezüge einschließlich der aktienbasierten Vergütungskomponenten befasst und Anpassungen verabschiedet.
Im Finanz- und Investitionsausschuss wurden in zwei ordentlichen und zwei außerordentlichen Sitzungen Berichte des
Vorstands besprochen. Schwerpunkte der umfassenden
Berichterstattung waren strategische Investitionsfragen einschließlich des Übernahmeangebots für den spanischen Versorger Endesa und die Mittelfristplanung. Außerdem wurden
in den Sitzungen Beschlüsse des Aufsichtsrats zu zustimmungspflichtigen Geschäften vorbereitet bzw. im Rahmen
der Bestimmungen der Geschäftsordnung selbst gefasst.
Zwischen den Sitzungsterminen hat der Ausschuss im
schriftlichen Umlaufverfahren zwei Investitionsprojekten
zugestimmt.
Der Jahresabschluss der E.ON AG zum 31. Dezember 2006
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 US-GAAP aufgestellt
ist. Dieser wurde um die gemäß Artikel 57 und 58 EGHGB in
Verbindung mit § 292a HGB (in der bis zum 9. Dezember 2004
geltenden Fassung des HGB) erforderlichen Erläuterungen
ergänzt. Der vorliegende US-GAAP-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, der für das Geschäftsjahr 2006 erstmals auch Angaben nach §§ 289 Absatz 4 und
315 Absatz 4 des Handelsgesetzbuches enthält, 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.
Den Jahresabschluss der E.ON AG und den Konzernabschluss,
den zusammengefassten Lagebericht und den Vorschlag des
Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns haben wir
geprüft. Es bestanden keine Einwände. Den Bericht des Abschlussprüfers haben wir zustimmend zur Kenntnis genommen.
Den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss der E.ON AG
sowie den Konzernabschluss haben wir gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Dem zusammengefassten
Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unternehmensentwicklung und den Angaben nach §§ 289 Absatz 4
und 315 Absatz 4 des Handelsgesetzbuches, stimmen wir zu.
11
12
Dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine
Dividende von 3,35  pro dividendenberechtigter Aktie vorsieht, schließen wir uns an.
Zum neuen Finanzvorstand haben wir mit Wirkung zum
1. Dezember 2006 Herrn Dr. Marcus Schenck bestellt. Er folgt
auf Herrn Dr. Erhard Schipporeit, der zum 30. November 2006
auf eigenen Wunsch aus dem Vorstand ausschied.
Neustrukturierung des Vorstands
Mit einer neuen Vorstandsstruktur sollen die Weichen für eine
noch stärkere Marktorientierung und das weitere Wachstum
des Konzerns gestellt werden. Deshalb haben wir im Herbst
2006 beschlossen, dass dem Vorstand künftig 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 angehören werden.
Die neue Struktur tritt zum 1. April 2007 in Kraft. Zum gleichen
Zeitpunkt wird Herr Dr. Hans Michael Gaul, der im März 2007
sein 65. Lebensjahr vollendet, aus dem Vorstand ausscheiden.
Ebenfalls mit Wirkung zum 1. Dezember 2006 wurde Herr
Christoph Dänzer-Vanotti zum Personalvorstand und Arbeitsdirektor bestellt. Er tritt die Nachfolge von Herrn Dr. Manfred
Krüper an, der mit Erreichen des 65. Lebensjahres zum
30. November 2006 aus seinem Amt ausschied.
Wir danken Herrn Dr. Krüper und Herrn Dr. Schipporeit auch
an dieser Stelle für ihre herausragenden Verdienste um den
Konzern. Sie haben die Fusion von VEBA und VIAG zu E.ON und
die nachfolgende Fokussierung von E.ON zu einem reinen
Energiedienstleister maßgeblich mit gestaltet.
Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat
Die neue Funktion des COO wird Herr Dr. Johannes Teyssen
übernehmen. Herr Dr. Teyssen wird dann auch sein Doppelmandat als Vorsitzender des Vorstands der E.ON Energie AG
niederlegen. Als COO wird Herr Dr. Teyssen insbesondere die
Steuerung des Unternehmens in sich verändernden Märkten
und die Vorbereitung von E.ON auf die langfristige Entwicklung des EU-Binnenmarktes verantworten.
Herr Dr. Burckhard Bergmann wird im Februar 2008 mit Vollendung seines 65. Lebensjahres sowohl aus dem E.ON-Vorstand als auch als Vorstandsvorsitzender der E.ON Ruhrgas AG
ausscheiden. Dann endet auch hier das Doppelmandat. Bis
dahin wird er im E.ON-Vorstand unverändert für Regulierung
sowie Gasproduktion und -beschaffung zuständig sein.
Zum neuen Vorstandsmitglied Corporate Development/New
Markets wurde Herr Lutz Feldmann bestellt. Er trat zum
1. Dezember 2006 in den Vorstand ein. Im Mittelpunkt seines
Aufgabengebiets stehen das strategische Wachstum des
Konzerns und die Integration neuer Gesellschaften.
In unserem Gremium hat es im vergangenen Jahr zwei Veränderungen gegeben. Herr Günter Adam schied mit Wirkung
zum 30. Juni 2006, Herr Ulrich Otte mit Wirkung zum 31. Dezember 2006 aus dem Aufsichtsrat aus. Wir danken den Herren
auch an dieser Stelle für die engagierte Mitwirkung und die
konstruktive Zusammenarbeit im Aufsichtsrat. Als Nachfolger
wurden Herr Hans Prüfer sowie Herr Hans Wollitzer als
Vertreter der Arbeitnehmer gerichtlich zu Mitgliedern des
Aufsichtsrats bestellt.
Der Aufsichtsrat dankt den Vorständen, Betriebsräten sowie
allen Mitarbeitern der E.ON AG und der mit ihr verbundenen
Unternehmen für ihren Einsatz und die geleistete Arbeit.
Düsseldorf, den 6. März 2007
Der Aufsichtsrat
Ulrich Hartmann
Vorsitzender
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
Staatsminister a. D., Rechtsanwalt,
München
Prof. Dr. Ulrich Lehner
Hubertus Schmoldt
Vorsitzender der
Industriegewerkschaft Bergbau,
Chemie, Energie, Hannover
stellv. Vorsitzender
Günter Adam
Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats
der Degussa AG, Hanau
(bis 30. Juni 2006)
Vorsitzender der Geschäftsführung der
Henkel-Gruppe, Düsseldorf
Dr. Klaus Liesen
Ehrenvorsitzender der Aufsichtsräte
der E.ON Ruhrgas AG, Essen, sowie der
Volkswagen AG, Wolfsburg
Dr. Rolf-E. Breuer
der E.ON Energie AG, München
(seit 4. Januar 2007)
Ausschüsse des Aufsichtsrats
Präsidialausschuss
Erhard Ott
Mitglied des ver.di-Bundesvorstands,
Berlin
Dr. Karl-Hermann Baumann
München
Hans Wollitzer
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Wolf-Rüdiger Hinrichsen
Hubertus Schmoldt
Dr. Henning Schulte-Noelle
Ulrich Otte
ehemaliger Vorsitzender des
Gesamtbetriebsrats der
E.ON Energie AG, München
(bis 31. Dezember 2006)
Prüfungsausschuss
Hans Prüfer
Dr. Karl-Hermann Baumann,
Vorsitzender
Ulrich Hartmann
Ulrich Otte (bis 31. Dezember 2006)
Klaus-Dieter Raschke
Gabriele Gratz
Vorsitzender des Konzernbetriebsrats
der E.ON AG, Düsseldorf
(seit 25. Juli 2006)
Finanz- und
Investitionsausschuss
Betriebsratsvorsitzende der
E.ON Ruhrgas AG, Essen
der E.ON Energie AG, Hannover
stellv. Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON AG, Düsseldorf
Ulrich Hocker
Vorsitzender des Aufsichtsrats der
Allianz SE, München
Frankfurt am Main
Dr. Gerhard Cromme
ThyssenKrupp AG, Düsseldorf
Hauptgeschäftsführer der Deutsche
Schutzvereinigung für Wertpapierbesitz e.V., Düsseldorf
Prof. Dr. Wilhelm Simson
Eva Kirchhof
Gerhard Skupke
Dipl.-Physikerin, München
der E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree
München
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Dr. Gerhard Cromme
Hubertus Schmoldt
13
14
Wichtige Ereignisse
März
E.ON Ruhrgas übernimmt durch den Erwerb der Beteiligungen an MOL Földgázellátó Zrt., Budapest, und MOL Földgáztároló Zrt., Budapest (jetzt E.ON Földgaz Storage und E.ON
Földgaz Trade), das Gashandels- und Speichergeschäft des
ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL vollständig.
Juni
E.ON Nordic überträgt alle E.ON Finland-Anteile auf den finnischen Energiekonzern Fortum Power and Heat Oy (Fortum).
E.ON Nordic und Fortum einigten sich im Februar über den
Verkauf des 65,6-prozentigen Anteils, nachdem Fortum
Anfang 2005 die Ausübung einer bestehenden Call-Option
geltend gemacht hatte. Die Transaktion stand unter dem
Vorbehalt der finnischen Wettbewerbsbehörden.
Juli
E.ON gibt die zuletzt nur noch mittelbare Degussa-Beteiligung an die RAG ab. Damit ist die Fokussierung auf das
Energiegeschäft nahezu abgeschlossen.
August
E.ON Ruhrgas und Gazprom schließen in Moskau Verträge
über die Lieferung von insgesamt rund 400 Mrd m3 Erdgas
bis 2036 ab. Dies ist ein bedeutender Beitrag zur Sicherung
der langfristigen Erdgasversorgung Europas. Die jährliche
Lieferung von rund 24 Mrd m3 entspricht einem Drittel der
derzeit von E.ON Ruhrgas beschafften Gasmenge.
Oktober
E.ON stellt mit einer neuen Vorstandsstruktur die Weichen
für eine noch stärkere Marktorientierung und das weitere
Wachstum des Konzerns. Der Aufsichtsrat der E.ON AG beschließt, dass dem Vorstand künftig 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
angehören werden. Die neue Struktur tritt zum 1. April 2007
in Kraft.
E.ON ergreift die Initiative für mehr Wettbewerb im Stromund Gasmarkt und verabschiedet hierzu ein umfangreiches
Maßnahmenpaket. Zum Beispiel soll jedes neue Kraftwerk,
das Wettbewerber im E.ON-Netzgebiet bauen, zügig den
nötigen Netzanschluss erhalten. Mit den angekündigten
Maßnahmen wird E.ON den Energiewettbewerb in Deutschland und Europa weiter forcieren.
E.ON startet eine konzernweite Technologie-Initiative, mit
der Innovationen und Entwicklungen in der Energietechnik
vorangetrieben werden. E.ON sieht fortschrittliche Technologien zur Versorgung mit Strom und Gas als das technische
Rückgrat des Konzerns im Wettbewerb. Als weltweit führendes Strom- und Gasunternehmen will E.ON daher auch die
Technologieentwicklung der Branche anführen.
Dezember
E.ON stärkt mit dem Erwerb von 75 Prozent an Dalmine
Energie S.p.A. ihre Marktposition in Italien. Die im norditalienischen Bergamo ansässige Dalmine Energie ist einer
der größten unabhängigen Energiehändler Italiens.
E.ON setzt seine begonnene Wettbewerbsinitiative durch
wesentliche Schritte auf dem Gasmarkt fort. E.ON Gastransport wird drei ihrer Marktgebiete im Gasfernleitungsnetz
zusammenlegen und so den Netzzugang weiter vereinfachen. Außerdem wird das Unternehmen zusätzliche Leitungskapazitäten für den Import von Erdgas auf den deutschen Markt schaffen. E.ON Ruhrgas wird den kurzfristigen
Erdgashandel weiter fördern.
Market Units
Konzernabschluss
Die Endesa-Übernahme im Zeitablauf
21. Februar 2006 E.ON gibt das Übernahmeangebot für
Endesa in Höhe von 27,50  pro Aktie (abzüglich vor
Abschluss der Transaktion ausgeschütteter Dividenden)
bekannt.
24. Februar 2006 Per Eildekret erweitert die spanische
Regierung die Kompetenzen der nationalen Energiebehörde
CNE, die demnach auch das E.ON-Angebot überprüfen muss.
März/April 2006 Ein Madrider Handelsgericht und der
Oberste Spanische Gerichtshof setzen jeweils auf Antrag von
Endesa das konkurrierende Übernahmeangebot von Gas
Natural per einstweiliger Verfügungen vorläufig aus.
10. April 2006 Die spanische Regierung erklärt, bei der
geplanten Übernahme von Endesa durch E.ON ihre Goldene
Aktie nicht anzuwenden.
26. September 2006 Die EU-Kommission gibt bekannt, dass
die von der CNE verhängten Auflagen zur Endesa-Übernahme
durch E.ON europäischem Recht widersprechen. E.ON begrüßt
diese Entscheidung. Am gleichen Tag erklärt E.ON, das Angebot für Endesa auf 35  pro Aktie (abzüglich vor Abschluss
der Transaktion ausgeschütteter Dividenden) zu erhöhen.
3. November 2006 Auf die Beschwerde von E.ON hin hebt das
spanische Industrieministerium die von der CNE verhängten
Auflagen weitgehend auf. Demnach muss E.ON bei einer
Übernahme von Endesa insbesondere keine Endesa-Beteiligungen mehr abgeben. Am gleichen Tag erhöht Acciona –
nach Genehmigung durch die CNE – seine Endesa-Beteiligung
durch Auflösung der Swap-Vereinbarungen auf 20 Prozent.
16. November 2006 Die spanische Börsenaufsicht CNMV
genehmigt das E.ON-Angebot für Endesa. Endesa gibt
bekannt, die Aufhebung der einstweiligen Verfügungen
gegen das konkurrierende Angebot von Gas Natural zu beantragen. Durch diese Verfügungen ist nach spanischem Recht
auch das E.ON-Angebot eingefroren.
Januar 2007 Die zuständigen spanischen Gerichte heben die
einstweiligen Verfügungen gegen das Gas Natural-Angebot
auf. Die CNMV fordert beide Bieter auf, bis zum 2. Februar 2007
ihr jeweils letztes Angebot in einem versiegelten Umschlag
einzureichen.
2. Februar 2007 Nach der Entscheidung von Gas Natural, ihr
Angebot zurückzuziehen, verbleibt E.ON als einziger Bieter
für Endesa und reicht das finale Angebot in Höhe von 38,75 
pro Aktie (abzüglich vor Abschluss der Transaktion ausgeschütteter Dividenden) bei der CNMV ein.
25. April 2006 Die EU-Kommission erteilt E.ON ohne Auflagen die wettbewerbsrechtliche Genehmigung für den
Erwerb von Endesa.
27. Juli 2006 Die CNE genehmigt die Übernahme von Endesa
durch E.ON unter Auflagen, darunter Abgaben von wesentlichen Endesa-Beteiligungen.
1. August 2006 E.ON legt beim spanischen Industrieministerium eine Beschwerde gegen die CNE-Auflagen ein.
25. September 2006 Der spanische Baukonzern Acciona gibt
bekannt, 10 Prozent von Endesa für 32  pro Aktie erworben
und mehrere Swap-Vereinbarungen über weitere Anteile
abgeschlossen zu haben.
6. Februar 2007 Die CNMV genehmigt das finale Angebot
von E.ON. Der Endesa-Verwaltungsrat (Board) gibt eine positive Stellungnahme zum E.ON-Angebot ab und kündigt die
außerordentliche Hauptversammlung zur Aufhebung spezifischer Satzungsbestimmungen für den 20. März 2007 an.
13. Februar 2007 Die CNMV legt als Ende der Angebotsfrist
den 29. März 2007 fest.
15
4,8 kWh für gutes Gedeihen
18
Adjusted EBIT 12 Prozent gesteigert
Operativer Cashflow über Vorjahresniveau
Dividendenerhöhung auf 3,35  vorgesehen
Leichter Anstieg beim Adjusted EBIT für das Jahr 2007 erwartet
E.ON-Konzern1)
2006
20052)
+/– %
Umsatz
67.759
56.141
+21
Adjusted EBITDA 3)
in Mio 
11.353
10.194
+11
Adjusted EBIT3)
8.150
7.293
+12
Konzernüberschuss
5.057
7.407
–32
4.386
3.640
+20
ROCE (in %)5)
13,2
12,2
Added5)
Value
+16)
2.586
1.920
+35
Operativer Cashflow7)
7.194
6.544
+10
Netto-Finanzposition8) (31. 12.)
–268
1.917
–
Investitionen9)
5.161
3.941
+31
80.612
79.570
+1
1) Alle folgenden Erläuterungen zum E.ON-Konzern gelten gleichermaßen
für die E.ON AG.
2) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten
3) Non-GAAP financial measure, Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36
4) Non-GAAP financial measure, Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37
5) Non-GAAP financial measure, Ableitung siehe Kapitel Wertmanagement
6) Veränderung in Prozentpunkten
7) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
8) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 49
9) Ohne sonstige Finanzanlagen
Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit
E.ON ist einer der weltweit größten privaten Energiedienstleister mit einem Umsatz von knapp 68 Mrd  und rund
81.000 Mitarbeitern. Das Unternehmen ist auf die Kerngeschäfte Strom und Gas fokussiert und konzentriert sich auf
die Zielmärkte Zentraleuropa, Großbritannien, Nordeuropa
und den Mittleren Westen der USA. Unsere Konzernstruktur
spiegelt die Struktur dieser Märkte wider.
Das Segment Corporate Center umfasst direkt von der E.ON AG,
Düsseldorf, geführte Beteiligungen, die E.ON AG selbst und
auf Konzernebene durchzuführende Konsolidierungen. Hauptaufgabe des Corporate Centers ist die Führung von E.ON als
integriertes Energieunternehmen, die Bestimmung der strategischen Entwicklungsschwerpunkte, 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.
Market Units
Konzernabschluss
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 im E.ON-Konzern für
das Stromgeschäft und das Downstream-Gasgeschäft in
Zentraleuropa verantwortlich.
Die Geschäftsfelder Zentraleuropa West Strom und West Gas
(im Wesentlichen Deutschland und die Niederlande) umfassen:
• Betrieb konventioneller und nuklearer Kraftwerke
sowie die Stromerzeugung aus regenerativen Energien
und Entsorgung
• 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 2006 versorgte Central Europe – einschließlich wesentlicher Minderheitsbeteiligungen – rund 17 Millionen
Kunden im In- und Ausland mit Strom und Gas, etwa je zur
Hälfte in Zentraleuropa West und Zentraleuropa Ost.
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 MidstreamGeschäft werden Gaseinkauf und Gasverkauf gebündelt und
das gesamte technische System betreut. Das Gastransportnetz wird von der E.ON Gastransport vermarktet. Für Downstream-Beteiligungen 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.
Die Market Unit UK wird von E.ON UK mit Sitz in Coventry,
England, geführt. Sie ist für das Energiegeschäft in England,
Wales und Schottland 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 und die Wartung von KraftWärme-Kopplungsanlagen, die Entwicklung und den Betrieb
von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien
und die Betriebsführung von Kraftwerken. Im Endkundengeschäft werden Strom- und Gasdienstleistungen an Haushalts- und Geschäftskunden verkauft. Im Jahr 2006 belieferte
E.ON UK etwa 8,4 Millionen Kunden. Davon waren 7,7 Millionen
Haushaltskunden und 0,7 Millionen Geschäftskunden. Die drei
Geschäftsfelder Energieverbrauchsmessung, Neuanschlüsse
und Hausinstallation wurden im Juli 2005 zum Bereich Energy
Services zusammengeführt. Dieser versorgt jetzt die Kunden
mit allen Dienstleistungen rund um den Anschluss an das
Stromnetz, das Heizen und den Energieverbrauch insgesamt.
E.ON Nordic AB (Sitz in Malmö, Schweden) ist die Führungsgesellschaft der Market Unit Nordic. Das operative Geschäft
wird durch das integrierte Energieunternehmen E.ON Sverige,
an dem E.ON Nordic eine Mehrheitsbeteiligung hält, und
E.ON Suomi geführt.
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 2006
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 930.000 Kunden, hauptsächlich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern unterschiedliche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt LG&E
rund 325.000 Kunden in Kentucky mit Gas.
Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten
von drei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an
denen US-Midwest Beteiligungen hält.
19
20
E.ON-Konzern: Market Units, Führungsgesellschaften, Geschäftsfelder und wesentliche Standorte
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
DownstreamBeteiligungen
Reguliertes Geschäft
Unreguliertes
Geschäft
Unreguliertes
Geschäft
Unreguliertes
Geschäft
Sonstiges/
Konsolidierung
Sonstiges/
Konsolidierung
Sonstige/
Konsolidierung
Deutschland
München
Hannover
Landshut
Bayreuth
Regensburg
Helmstedt
Quickborn
Kassel
Fürstenwalde/Spree
Erfurt
Paderborn
Deutschland
Essen
München
Nürnberg
Erfurt
UK
Coventry
Nottingham
Schweden
Malmö
Niederlande
Den Haag
UK
London
Italien
Mailand
Dalmine
Norwegen
Stavanger
Ungarn
Budapest
Tschechien
Prag
České Budějovice
Slowakei
Bratislava
Rumänien
Bac ău
Bulgarien
Varna
Gorna
Rumänien
Târgu Mureş
Ungarn
Budapest
Finnland
Helsinki
USA
Louisville
Lexington
Market Units
Konzernabschluss
Absatzmärkte und jeweilige Wettbewerbspositionen
Nordic
Nr. 4 in der Stromerzeugung
Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb
UK
Central Europe
US-Midwest, Kentucky:
Pan-European Gas
Nr. 3 in der Gasversorgung
21
22
Energiepolitisches Umfeld
Grünbuch und Energiepaket
Im Mittelpunkt der energiepolitischen Aktivitäten der Europäischen Union im Jahr 2006 standen die Themen Energieeffizienz, Versorgungssicherheit und der Energiebinnenmarkt.
Die Kommission hat ein Grünbuch über „eine europäische
Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere
Energie“ vorgelegt und am 10. Januar 2007 ein umfangreiches
Energiepaket vorgestellt. Wesentliche Teile dieses Energiepaketes sind der Endbericht über die Sektorenuntersuchung,
eine detaillierte Untersuchung des europäischen Strom- und
Gasmarktes, Vorschläge der Kommission zur Nutzung der
Kernenergie sowie Ziele für den Klimaschutz, die Energieeffizienz und die erneuerbaren Energien. Mit Blick auf die
Strom- und Gaswirtschaft kritisiert die Kommission erhebliche
Wettbewerbsbeschränkungen aufgrund
• staatlich regulierter Preise, die das Auftreten neuer
Marktakteure verhindern,
• der bestehenden hohen Marktkonzentration,
• der vertikalen Integration von Lieferung, Erzeugung und
Infrastruktur und
• des mangelnden (insbesondere grenzüberschreitenden)
Zugangs zu Transport-, Übertragungs- und Verteilungsnetzen und/oder Speicheranlagen.
Als Maßnahme zur Verbesserung des Wettbewerbs schlägt
die EU-Kommission die vollständige eigentumsrechtliche
Trennung der Netze von den übrigen Bereichen der Energieversorgung (ownership unbundling) bzw. zumindest die
Trennung des Netzbetriebs vom Netzeigentum (independent
system operator) vor. Im Hinblick auf die Versorgungssicherheit und den Klimaschutz schlägt die Kommission in dem
Energiepaket vor, bis 2020 die Treibhausgasemissionen um
20 Prozent im Vergleich zu 1990 zu senken, den Energieverbrauch um mindestens 20 Prozent zu reduzieren und den
Anteil der erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch auf 20 Prozent zu erhöhen.
Die Kommission hat angekündigt, auf dem Gipfel der Staatsund Regierungschefs am 8./9. März 2007 einen Aktionsplan
zur weiteren Konkretisierung und Umsetzung des Energiepakets zu verabschieden.
Emissionshandel
Beim Emissionshandel lag der Schwerpunkt auf der Entwicklung von Nationalen Allokationplänen (NAP) zur Zuteilung von
Emissionsrechten für die Kyoto-Periode von 2008 bis 2012.
Alle Länderregierungen in unseren europäischen Märkten
haben mittlerweile ihre Entwürfe für die NAPs bei der EUKommission zur Notifizierung eingereicht. Am 29. November
2006 hat die EU-Kommission ihre Entscheidungen zu insgesamt elf NAPs veröffentlicht. Der britische NAP mit einem
Volumen von 246 Mio t wurde mit geringen Auflagen ebenso
gebilligt wie der schwedische, bei dem allerdings eine
Reduktion des zu verteilenden Budgets an Zertifikaten um
9,5 Prozent auf 22,8 Mio t verlangt wurde. Der deutsche NAP
wurde unter der Auflage gebilligt, dass die zu verteilende
Menge an Zertifikaten von 482 Mio t auf 453 Mio t reduziert
wird und alle Regelungen aus dem NAP entfernt werden,
die über das Jahr 2012 hinaus gelten sollten. Ferner wurden
alle Regelungen aus der Zuteilungsperiode 2005 bis 2007
abgelehnt, die auch in den Folgejahren gelten sollten.
Die deutsche Bundesregierung hat die deutliche Kürzung der
Zertifikatsmenge und die Streichung der Sonderregelungen,
die den Investoren Sicherheit über das Jahr 2012 hinaus
geben sollten, kritisiert. Die Bundesregierung akzeptierte die
von der Kommission verlangte Kürzung der Zertifikate auf
453 Mio t /a. Sie wird ein Benchmarking-System für die Zuteilung der Zertifikate einführen, dass bis zum Jahr 2012 gelten
wird. Jetzt beginnt das Gesetzgebungsverfahren für die
Zuteilung der Zertifikate, das voraussichtlich im Sommer 2007
abgeschlossen sein wird.
Es ist mit hoher Wahrscheinlichkeit damit zu rechnen, dass
die europäischen Market Units Ende des Jahres 2007 ihre
Zuteilungen an Emissionsrechten für die zweite Handelsperiode erhalten werden.
Market Units
Konzernabschluss
Deutschland
Regulierung der Netzentgelte
Ende 2005 bzw. Anfang 2006 mussten die Strom- und Gasnetzbetreiber in Deutschland erstmals Anträge zur Genehmigung
ihrer Netzentgelte bei den zuständigen Regulierungsbehörden
stellen. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) bzw. die Landesregulierungsbehörden haben eine Vielzahl der Netzentgeltgenehmigungsverfahren (Strom und Gas) inzwischen abgeschlossen, allerdings mit zum Teil erheblicher Verzögerung.
E.ON Energie hat inzwischen sowohl im Strom- als auch im
Gasnetzbereich alle Entgeltbescheide erhalten. Die Kürzung
der Netzentgelte beläuft sich bei Strom auf durchschnittlich
13,7 Prozent gegenüber dem Antrag, bei Gas wurden im
Mittel 10 Prozent des beantragten Kostenvolumens nicht anerkannt. Die Netzentgeltregulierung erfolgt seit Inkrafttreten
des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) kostenorientiert. Voraussichtlich ab 1. Januar 2009 sollen die Netzentgelte dann
auf Grundlage einer Methode gebildet werden, die Anreize
für eine effiziente Leistungserbringung setzt.
23
Insgesamt liegt das Kürzungsvolumen im Rahmen unserer
im Jahresverlauf bereits angepassten Erwartungen und entspricht ungefähr dem Niveau der bisher bekanntgegebenen
Kürzungen unserer Wettbewerber.
Obwohl die vorgenommenen Kürzungen auf einer Auslegung
der Netzentgeltverordnungen beruhen, die häufig einseitig
zuungunsten der Netzbetreiber ausfiel, hat sich E.ON Energie
entschieden, keine Rechtsmittel einzulegen.
Infolge der Netzentgeltkürzungen wurden Wertberichtigungstests für die eigenen Strom- und Gasnetze sowie für entsprechende Minderheitsbeteiligungen durchgeführt. Diese
führten ausschließlich im Gasverteilnetzbereich und bei einigen Minderheitsbeteiligungen zu einem Wertberichtigungsbedarf (siehe Details im Anhang, Textziffer 13).
0,04 kWh für optimales
Familienmanagement
24
Neben den vorgenommenen Netzentgeltkürzungen hat die
BNetzA zusätzlich angekündigt, im Rahmen einer sogenannten Mehrerlösabschöpfung die Differenz zwischen den
genehmigten Netzerlösen und den vom 1. November 2005
(Strom) bzw. vom 1. Februar 2006 (Gas) bis zur jeweiligen
Genehmigung tatsächlich erzielten Erlösen von den Unternehmen zurückzufordern. Der Vollzug der Mehrerlösabschöpfung
ist bis zur juristischen Klärung der Rechtmäßigkeit im Rahmen
einer Klage des Übertragungsnetzbetreibers Vattenfall Europe
Transmission gegen seinen Entgeltbescheid ausgesetzt. Das
Risiko aus der Mehrerlösabschöpfung haben wir durch eine
entsprechende Rückstellung berücksichtigt.
Anreizregulierung
Derzeit laufen im Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) die
Arbeiten am Erlass einer Verordnung zur Anreizregulierung.
Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sieht vor, die aktuell
angewendeten kostenorientierten Entgeltregulierungsprinzipien durch das Konzept der Anreizregulierung zu ersetzen.
Dadurch werden Anreize für einen effizienten Netzbetrieb
geschaffen. Aussagen zu den Auswirkungen einer Anreizregulierung können substanziell erst nach Vorlage der entsprechenden Verordnung eingeschätzt werden. Das BMWi plant
die Vorlage eines Kabinettsentwurfs im Frühjahr 2007.
Gasnetzzugang
Die deutsche Gaswirtschaft hat im ersten Halbjahr 2006 eine
Kooperationsvereinbarung über die künftige Abwicklung des
Netzzugangs entwickelt. Danach erhielten die Netzbetreiber
die Möglichkeit, zwischen einer sogenannten Einzelbuchungsvariante, die eine Buchung von Netzkopplungspunkten und
damit sogenannte City- bzw. Regio-Gate-Lieferverträge ermöglicht, und einer sogenannten Zweivertragsvariante, die die
Erreichbarkeit von Endkunden mit nur einem Ein- und/oder
Ausspeisevertrag vorsieht, zu wählen.
Nachdem bereits mehr als 500 Netzbetreiber der Kooperationsvereinbarung beigetreten waren, hat die BNetzA am
17. November 2006 in einem Missbrauchsverfahren entschieden, dass das Einzelbuchungsmodell nicht mehr angewendet werden darf, da es ihrer Meinung nach gegen
gesetzliche Vorgaben verstößt.
Für die Abwicklung bestehender Netzzugangsverträge gelten
folgende Übergangsfristen: Netzzugangsverträge, die nach
Wirksamwerden der Kooperationsvereinbarung (19. Juli 2006)
geschlossen wurden, sind bis zum 1. April 2007 auf die
Abwicklung nach dem Zweivertragsmodell umzustellen. Alle
anderen Netzzugangsverträge (sogenannte Altverträge) sind
bis zum 1. Oktober 2007 anzupassen. Entsprechend sind
betroffene Lieferverträge umzustellen.
Auch wenn die Entscheidung unmittelbare Wirkung zunächst
nur im Verhältnis zu den Verfahrensbeteiligten entfaltet,
geht die BNetzA wegen der grundsätzlichen Bedeutung
von einem Musterverfahren mit Wirkung für die gesamte
deutsche Gaswirtschaft aus. Das Einzelbuchungsmodell ist
damit generell untersagt.
Novelle des Kartellrechts
Das Bundeswirtschaftsministerium erwägt, die kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht im Strom- und Gasbereich massiv
zu verschärfen und auf diese Weise den Energiemarkt in
Deutschland zu re-regulieren. Demnach würde ein Missbrauch
bereits dann unterstellt, wenn
• ein Anbieter Entgelte fordert, die ungünstiger sind als
die Entgelte anderer Versorger, wobei die Abweichung
nicht erheblich sein muss, oder
• wenn ein marktbeherrschendes Unternehmen Entgelte
fordert, die die Kosten in unangemessener Weise überschreiten.
Damit sollen die bisher nicht regulierten Bereiche Erzeugung
und Handel/Vertrieb unter die staatliche Kontrolle fallen.
Der Wettbewerb würde zugunsten von Einheitspreisen zurückgedrängt und die Liberalisierung in Deutschland sowie die
Vollendung des europäischen Binnenmarkts für Energie konterkariert. Daher steht diese Gesetzesinitiative im Gegensatz
zu dem Ziel der EU, den Wettbewerb zu stärken und die
staatliche Regulierung von Strompreisen zu unterbinden.
Wettbewerbsmaßnahmen
E.ON unterstützt ausdrücklich die weitere Forcierung des
Wettbewerbs in Deutschland und Europa. Dies gelingt jedoch
nicht durch staatliche Preiskontrolle, sondern durch ein
schnelles und intensives Zusammenwachsen der europäischen
Energiemärkte. E.ON hat deshalb eine Initiative mit einer
Reihe von Sofortmaßnahmen in allen Segmenten der Wertschöpfungskette angestoßen, die im Jahr 2007 vollständig
umgesetzt werden sollen. Dazu gehören der Ausbau der Netzkuppelstellen zwischen Deutschland und den Nachbarstaaten,
die Veröffentlichung der relevanten Daten über die verfügbare Kraftwerkskapazität, die überwiegende Vermarktung
der eigenen Kraftwerkskapazität über die Strombörse EEX
Market Units
Konzernabschluss
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 hat E.ON zum 1. Januar 2007 bereits
sechs Monate vor der gesetzlichen Umsetzungsfrist sämtliche
Vorgaben des EnWG zur rechtlichen Entflechtung umgesetzt.
Netzanschluss- und Kraftwerksanschlussverordnung
Auf Grundlage entsprechender Ermächtigungen im Energiewirtschaftsgesetz ist am 8. November 2006 die Verordnung
über den Netzanschluss von Letztverbrauchern an das
Niederspannungs- bzw. Niederdrucknetz in Kraft getreten.
Die Verordnung regelt unter anderem die Haftung von Netzbetreibern für Schäden durch Versorgungsunterbrechungen
bereits bei einfacher Fahrlässigkeit in Höhe von maximal
5.000  pro Kunde.
Das Bundeswirtschaftsministerium bereitet derzeit eine Kraftwerksanschlussverordnung vor, die dem Kabinett gemeinsam
mit der Anreizregulierungsverordnung vorgelegt werden soll.
Dabei wird erwogen, für neue Kraftwerke im Falle von Kapazitätsengpässen einen Vorrang bei der Netznutzung einzuräumen. Ob und wieweit ein solcher Vorrang technisch handhabbar und rechtlich zulässig ist, wird erst bei Vorliegen des
Verordnungsentwurfs geprüft werden können.
Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz
Nach mehr als einjähriger Diskussion hat die Regierungskoalition ein Gesetz zur Beschleunigung von Netzinvestitionen
beschlossen. Entgegen der ursprünglichen Gesetzesformulierung wurde eine Voll- bzw. Teilverkabelung im Hoch- und
Höchstspannungsbereich ohne gesicherte Umlagefähigkeit
der Mehrkosten nicht verpflichtend eingeführt. Allerdings
wurde eine systemfremde Anschlussregelung für OffshoreWindenergieanlagen in das Gesetz eingebracht. Entgegen
der bisherigen Regelung im Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG) muss im Falle von Offshore-Windenergieparks nicht
mehr der Anlagenbetreiber selbst für die Anschlusskosten
an das Netz aufkommen, sondern durch eine Umlagefinanzierung die Allgemeinheit der Netznutzer. Dies wird absehbar
zu einer Erhöhung der Netzentgelte führen. Das Gesetz ist
im Dezember 2006 in Kraft getreten.
Großbritannien
Die britische Regierung schloss im Juli 2006 den „Energy
Review“ ab, der eine Reihe von Maßnahmen zur Verbesserung
der Versorgungssicherheit und des Klimaschutzes sowie zur
Gewährleistung einer kostengünstigen Energieversorgung
vorschlägt. Der Klimaschutz soll durch zusätzliche Anstrengungen bei der Energieeffizienz und durch ein beschleunigtes Wachstum der erneuerbaren Energien vorangetrieben
werden. Die britische Regierung hat aber klargemacht, dass
die Kernenergie neben anderen CO2-armen Kraftwerkstechnologien auch zukünftig Teil des Energiemixes bleiben müsse. Sie betont außerdem, dass ein Demonstrationskraftwerk
der nächste Schritt bei der Entwicklung einer Kraftwerkstechnologie mit CO2-Abscheidung und CO2-Lagerung ist, um
deren wirtschaftliches Potenzial analysieren zu können. Wir
erwarten, dass die britische Regierung Anfang 2007 ein
Weißbuch zur weiteren Konkretisierung der vorgeschlagenen
energie- und umweltpolitischen Maßnahmen vorstellen wird,
dem konkrete Gesetzesinitiativen schnell folgen dürften.
Im Oktober legte Sir Nicholas Stern, ehemaliger Chefökonom
der Weltbank und Berater der britischen Regierung in Klimafragen, einen Bericht über die Kosten des Klimawandels vor.
Darin wird die Notwendigkeit zu einem sofortigen Handeln
hervorgehoben, auch weil schnelles Handeln die Kosten des
Klimaschutzes insgesamt verringern würde. Die britische
Regierung hat daraufhin angekündigt, in diesem Jahr ein
Gesetz zum Klimaschutz vorzulegen.
Die Regierung kündigte außerdem an, zusammen mit der
Energiewirtschaft ein Nationales Institut für Energietechnik
aufzubauen, das neue CO2-arme Energietechnologien erforschen soll. E.ON UK wird sich an der Finanzierung dieses
Instituts beteiligen.
Schweden
Im Juni 2006 legte eine Kommission unter Führung des vorherigen Premierministers Göran Persson einen Bericht zur
Verringerung der Abhängigkeit von Ölimporten vor. In dem
Abschlussbericht „Auf dem Weg zu einem ölfreien Schweden“
schlägt die Kommission einschneidende Maßnahmen vor, um
den Ölverbrauch bis 2020 deutlich zu reduzieren. Der Ölverbrauch im Straßenverkehr soll um 40 bis 50 Prozent mittels
neuer Kraftstoffe und Verbesserung der Energieeffizienz
reduziert werden. Die Wärmeversorgung von Haushalten
und Industriebetrieben soll ohne den Einsatz von Öl erfolgen.
Die Industrie soll ihren Ölverbrauch um 25 bis 40 Prozent
reduzieren.
25
26
Nach den Plänen der neuen Regierung soll der Klimaschutz
mit ehrgeizigen Zielen und transparenten Maßnahmeplänen
weiterverfolgt, die Ökosteuer jedoch abgeschafft werden.
Schwedens Regierung plant derzeit keine Entscheidungen zur
weiteren Stilllegung von Kernkraftwerken. Die beiden stillgelegten Reaktoren in Barsebäck werden allerdings auch keine
Erlaubnis zur Wiederinbetriebnahme erhalten. Auch wird das
Moratorium bezüglich des Neubaus von Kernkraftwerken
weiterhin bestehen bleiben, allerdings soll die Möglichkeit
zur Kapazitätserweiterung bestehender Kernkraftwerke im
Rahmen des existierenden Gesetzeswerkes untersucht werden. Zwei der vier Koalitionspartner in der schwedischen
Regierung haben außerdem angekündigt, dass sie einen
Neubau von Kernkraftwerken nach 2010 für möglich halten.
Kentucky/USA
Angesichts hoher Gas- und Ölpreise wurde die Sicherheit der
amerikanischen Energieversorgung im Jahr 2006 intensiv
diskutiert. Als mögliche Maßnahmen zur Verbesserung der
Versorgungssituation wurde auch darüber debattiert, Fördereinschränkungen in Alaska aufzuheben.
Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen
Die Weltwirtschaft entwickelte sich im Jahr 2006 weiterhin
dynamisch und erzielte nach Schätzungen des deutschen
Sachverständigenrats zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (SVR) einen Produktionszuwachs
von 3,9 Prozent. Der Zuwachs lag damit leicht über dem Wert
des Jahres 2005. Der Welthandel bildete hierbei die wichtigste
Stütze mit einer Zuwachsrate von 8,9 Prozent. Impulse für
den Aufschwung kamen von den weiterhin günstigen monetären Rahmenbedingungen, die sich in historisch niedrigen
Realzinsen zeigen. Der zeitweise historische Höchststände
erreichende Ölpreis dämpfte zwar die konjunkturelle Entwicklung und führte zu einem Anstieg der Inflationsraten; der
SVR bewertet aber die allgemeine Entwicklung trotzdem als
robust. Allerdings haben die hohen Rohölpreise die globalen
Ungleichgewichte in den Leistungsbilanzen weiter verstärkt.
Hier stellt insbesondere das hohe US-Leistungsbilanzdefizit
ein Risiko für die wirtschaftliche Entwicklung dar.
Entwicklung des realen
Bruttoinlandsprodukts 2006
Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %
Die Umsetzung des Energy Act aus dem Jahr 2005 wurde
weiterverfolgt. Beispielsweise wurde die North American
Electric Reliability Corp. (NERC) im Juli von der nationalen
Regulierungsbehörde FERC als nationale Versorgungssicherheitsorganisation (ERO) zertifiziert. Aufgabe von ERO ist es,
verpflichtende Sicherheitsstandards für das Übertragungsnetz zu erlassen und umzusetzen.
Im Bereich der Umweltgesetzgebung wurden zukünftige
Standards für Quecksilberemissionen festgelegt, wobei einige
Bundesstaaten noch über die Auflagen der Umweltschutzbehörde EPA hinausgehen. Fachleute wie das energiewirtschaftliche Forschungsinstitut CERA erwarten, dass die Energiewirtschaft in den nächsten 15 Jahren 50 Mrd US-$ in die
Rauchgasreinigung investieren wird, um die Schwefeldioxid-,
Stickstoffoxid- und Quecksilberemissionen zu reduzieren.
Deutschland
2,7
2,4
Frankreich
1,8
Italien
3,8
Spanien
2,7
Euro-Raum
4,5
Schweden
Großbritannien
2,6
2,7
EU-15
Mittel- und
Osteuropa
5,5
EU-25
2,8
USA
3,3
2,8
Japan
0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
Quelle: Sachverständigenrat, November 2006, Statistisches Bundesamt
Market Units
Konzernabschluss
Insgesamt gewann die weltwirtschaftliche Expansion aber
an Breite. Sowohl die im Jahr 2005 noch schwache Konjunktur
im Euro-Raum als auch das trotz Verlangsamung weiterhin
robuste US-Wachstum stützten die konjunkturelle Entwicklung ebenso wie die zunehmende wirtschaftliche Tätigkeit in
Japan und der dynamische Zuwachs in China. Auch die
Schwellenländer trugen nach Auffassung des SVR zu der allgemein guten Lage im Jahr 2006 bei.
Im Euro-Raum verlief die wirtschaftliche Entwicklung mit
einem Zuwachs des realen Bruttoinlandsprodukts (BIP) von
2,7 Prozent sehr erfreulich. Der Aufschwung stand auf einem
breiten Fundament aus Konsum-, Investitions- und Exportzuwachs. Dank der günstigen Entwicklung auf dem Arbeitsmarkt
expandierte der Konsum im Vergleich zu den Vorjahren kräftig.
Der Zuwachs der Investitionstätigkeit lag ebenfalls deutlich
über den Vorjahreswerten und auch der Außenbeitrag trug
vor dem Hintergrund guter Weltkonjunktur und günstigerem
Außenwert des Euro positiv zum Zuwachs im Euro-Raum bei.
Innerhalb der EU-25 kam es zu einer Angleichung der Wachstumsraten. Großbritannien erzielte im EU-Vergleich ein leicht
unterdurchschnittliches Wachstum, das sich aber auch ausgewogen aus Konsum- und Investitionszuwachs zusammensetzte. Positive Effekte kamen laut SVR auch von der Zunahme
der Beschäftigung. In Skandinavien war ein überdurchschnittliches Wachstum zu beobachten. In Schweden wird die gute
Konjunktur auf die expansive Geldpolitik zurückgeführt. Der
Konsum war sowohl aufgrund höherer Beschäftigung als
auch aufgrund höherer verfügbarer Einkommen Stütze der
Konjunktur.
Entwicklung des realen
Bruttoinlandsprodukts in Deutschland
Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %
2,7
2006
0,9
2005
2004
2003
1,2
–0,2
0
2002
–0,5
0
0,5
1,0
1,5
2,0
Quelle: Statistisches Bundesamt
Die gute Entwicklung in der EU-15 war auch eine Ursache für
den anhaltenden Aufschwung in den Beitrittsländern. Hinzu
kommt in diesen Ländern ferner eine weiterhin gute Investitionsnachfrage.
Deutschland profitierte im Jahr 2006 erstmals nicht ausschließlich von Impulsen aus dem Export, sondern auch von
positiven Beiträgen aus der Inlandsnachfrage. So waren
neben einem kräftigen Zuwachs der Exporte auch die Investitionen und der private Konsum konjunkturstützend. Neben
den Ausrüstungsinvestitionen leistete auch die Bauwirtschaft
erstmals seit Jahren wieder einen posititven Beitrag. Der private Konsum wurde durch die Belebung auf dem Arbeitsmarkt stimuliert und auch durch Sondereinflüsse wie die für
2007 beschlossene Erhöhung der Mehrwertsteuer positiv
beeinflusst. Die Fiskalpolitik wirkte allerdings eher dämpfend. Das höhere Niveau der Energiepreise bremste die konjunkturelle Entwicklung weniger stark als befürchtet. Die Verbraucherpreise stiegen im Jahr 2006 lediglich um 1,7 Prozent
nach 2,0 Prozent im Vorjahr.
27
28
Branchensituation
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ist im Jahr 2006
um 1,2 Prozent auf 493,6 Mio t Steinkohleeinheiten (Mio t SKE)
gegenüber dem Vorjahr gestiegen (Berechnung der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen). Der Mineralölverbrauch
erhöhte sich um 0,2 Prozent auf 176,2 Mio t SKE. Mit einem
Anteil von über 35 Prozent blieb Mineralöl der mit Abstand
wichtigste Energieträger. Der Erdgasverbrauch erhöhte sich
um 1,5 Prozent auf 112,6 Mio t SKE. In der Stromerzeugung
stieg der Erdgaseinsatz um rund vier Prozent. Auch die Industrie verbrauchte mehr Erdgas als im Vorjahr. Der Verbrauch
von Steinkohle nahm durch die höhere Nachfrage der Elektrizitätswirtschaft und der Stahlindustrie um 1,7 Prozent auf
64,0 Mio t SKE zu. Der Braunkohlen-Verbrauch ging wegen
geringerer Kraftwerksverfügbarkeiten um 1,5 Prozent auf
53,7 Mio t SKE zurück. Die Stromerzeugung in den Braunkohlen-Kraftwerken verringerte sich entsprechend. Die
Stromerzeugung aus Kernenergie legte um 2,7 Prozent zu.
Die Stromerzeugung aus Windenergie nahm um 12 Prozent,
die aus Wasserkraft um knapp 4 Prozent und die aus sonstigen Energieträgern um 16 Prozent zu. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch erreichte im
Jahr 2006 5,3 Prozent gegenüber 4,7 Prozent im Vorjahr.
Brutto-Stromerzeugung 2006 in Deutschland
Anteile in %
insgesamt 635,8 Mrd kWh
26 Kernenergie
24 Braunkohle
21 Steinkohle
12 Erdgas
2 Mineralöl
4 Wasserkraft
Primärenergieverbrauch 2006 in Deutschland
5 Windkraft
Anteile in %
2006
2005
Mineralöl
35,7
36,1
Erdgas
22,8
22,7
Steinkohle
13,0
12,9
Braunkohle
10,9
11,2
Kernenergie
12,6
12,4
1,3
1,2
Wasser- und Windkraft
Sonstige inkl. Außenhandelssaldo Strom
Summe
Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen)
3,7
3,5
100,0
100,0
6 Sonstige
Quelle: VDEW (vorläufige Zahlen)
Die Bruttostromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland
stieg im Jahr 2006 um 2,5 Prozent auf rund 635,8 Mrd kWh
(Vorjahr: 620,3 Mrd kWh). Die Anteile von Braunkohle und
Mineralöl an der Erzeugung sanken zum Teil deutlich, während
die Stromerzeugung aus Kernenergie, Steinkohle, Gas und
erneuerbaren Energien zunahm.
Das allgemeine Wirtschaftswachstum in der Region Zentraleuropa hat sich analog zu den letzten Jahren dynamisch
weiterentwickelt, was sich auch im steigenden Energiebedarf widerspiegelt. Nach erfolgreichen Beitrittsverhandlungen traten Rumänien und Bulgarien zum Jahreswechsel
2007 der EU bei. Im Jahr 2006 war ein verstärkter Einfluss
der Politik auf die Regulierung in den Ländern Slowakei und
Ungarn zu verspüren und das Fortschreiten der Privatisierung in der Energiebranche in Rumänien zumindest vorerst
gestoppt. Im Gegenzug dazu wurden in den Feldern Marktöffnung, Marktkopplung und bei der Abkehr von langfristigen
Stromlieferverträgen Fortschritte erzielt sowie die grenzüberschreitenden Kapazitäten besser genutzt. Mittel- bis
langfristig ist mit einer Regionalmarktbildung in Zentraleuropa zu rechnen.
Market Units
Konzernabschluss
Der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland
wird über die British Electricity Trading and Transmission
Arrangements ermittelt. Im Jahr 2006 lag der Verbrauch mit
350 Mrd kWh wie auch der Gasabsatz mit 1.041 Mrd kWh
auf Vorjahresniveau.
Im Strommarkt von Skandinavien lag der Stromverbrauch im
Jahr 2006 auf dem Vorjahresniveau. Der höhere Verbrauch
aufgrund der kühlen Witterung am Jahresanfang wurde durch
geringere Abnahmen wegen der im Vergleich hohen Temperaturen im vierten Quartal wieder ausgeglichen. Die nordeuropäischen Länder haben im Jahr 2006 aus den umliegenden Ländern über 11 Mrd kWh Strom importiert. Im Vorjahr
wurde dagegen 1 Mrd kWh Strom exportiert. Der Stromexport nach Deutschland lag bei weniger als 1,5 Mrd kWh im
Vergleich zu rund 13 Mrd kWh im Vorjahr. Die Wasserstände
in den schwedischen und norwegischen Reservoirs lagen
zu Beginn des Jahres nahezu auf dem langfristigen Durchschnittsniveau. Nach dem trockenen und heißen Sommer
sanken sie erheblich. Das warme und regnerische Wetter im
vierten Quartal ließ die Wasserstände bis zum Jahresende
wieder auf ein normales Niveau steigen.
Im Mittleren Westen der USA ist der Stromverbrauch im Jahr
2006 durch die geringere Nachfrage der privaten Haushalte
und der Industrie wegen des milden Wetters um rund 2 Prozent gesunken. Der Gasverbrauch hat im gleichen Zeitraum
um rund 7 Prozent abgenommen. Hierfür waren in erster Linie
geringere Absatzmengen an private Haushalte aufgrund der
milden Witterung zu Beginn des Jahres 2006 verantwortlich.
Energiepreisentwicklung
Im Jahr 2006 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa
von drei wesentlichen Faktoren beeinflusst:
• den Preisen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate
• der Gasversorgungs- und Gasspeichersituation in
Großbritannien
• der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien
Nach einer längeren Periode mit hohen und volatilen Preisen
begannen die Strom- und Erdgaspreise in Europa Mitte
August 2006 zu sinken. Verglichen mit den historischen Werten blieb das Preisniveau aber weiter hoch.
Der Preis für Brent-Rohöl erreichte Anfang August 2006 mit
über 78 $ pro Barrel den Jahreshöchststand. Ab Mitte August
fiel er um 22 Prozent. Marktanalysten führten die Unsicherheit hinsichtlich des Wirtschaftswachstums in den USA, das
milde Winterwetter in den USA, Europa und Japan sowie
hohe Lagerbestände und die sich entspannende Lage im
Nahen und Mittleren Osten als die wesentlichen Gründe
für den Preisrückgang an. Am Ende des Jahres 2006 lag der
Preis für Brent-Rohöl mit 61 $ pro Barrel auf dem Niveau
vom Jahresbeginn.
Auch die Kohlepreise nahmen gegenüber ihren Höchstständen
im August und im September um 7 Prozent ab. Gleichwohl
wurden die Preise im vierten Quartal des Jahres durch
Befürchtungen in Bezug auf neue Versorgungsprobleme in
Russland, eine starke Nachfrage im pazifischen Markt und
hohe Frachtkosten gestützt. Der Marktpreis scheint darüber
hinaus durch ein erhebliches Interesse am Kauf derivativer
Finanzinstrumente zur Sicherung der Kohlepreise sowie die
allgemeine Angebots- und Nachfragesituation beeinflusst zu
werden. Deshalb blieb der Kohlepreis 13 Prozent über dem
Niveau zu Anfang des Jahres 2006.
Die deutschen Importpreise für Erdgas sind vertraglich ganz
überwiegend an die Heizölpreise gekoppelt, an die sie zeitlich verzögert angepasst werden. Die Preisrückgänge beim Öl
seit Mitte August 2006 spiegeln sich aufgrund dieser zeitlichen
Verzögerung des Anpassungsmechanismus noch nicht in den
durchschnittlichen deutschen Erdgasimportpreisen wider, die
im Jahr 2006 um 33 Prozent über den Durchschnittspreisen
des Jahres 2005 lagen. Die Erdgaspreise in Großbritannien
sind seit Mitte August wegen der sinkenden Ölpreise, milder
Temperaturen und der optimistischen Einschätzungen hinsichtlich der Verfügbarkeit der neuen Gasimport-Infrastruktur
für den Winter 2006/07 rückläufig. Ende 2006 lag der Erdgaspreis in Großbritannien 47 Prozent unter dem Wert zum
Jahresanfang. In den USA waren die Erdgaspreise im Jahr
2006 niedriger als im Vorjahr. Gründe für den Rückgang
waren insbesondere der milde Winter und die hohen Füllstände der Gasspeicher, die deutlich über dem Fünfjahresdurchschnitt lagen.
Die Preise für CO2-Zertifikate in Europa waren im Laufe des
Jahres 2006 extrem volatil. Nach Preisanstiegen Anfang 2006
fielen die Preise für die erste Handelsperiode (2005–2007) an
einem einzigen Tag um 27 Prozent, als einige EU-Staaten ihre
Emissionsdaten für das Jahr 2005 veröffentlichten. Während
des Sommers haben sich die Preise der CO2-Zertifikate bei
16 /t stabilisiert, fielen dann aber kontinuierlich bis auf 7 /t.
29
30
Marktteilnehmer erwarten, dass der Markt für die erste Handelsperiode ausreichend mit Zertifikaten versorgt ist. Die
Preise für CO2-Zertifikate der zweiten Handelsperiode (2008 bis
2012) folgten ursprünglich dem Trend derjenigen der ersten
Handelsperiode, entkoppelten sich im November 2006 jedoch
und notierten Ende 2006 doppelt so hoch wie die der ersten
Handelsperiode. Grund hierfür war die Erwartung, dass die
EU-Kommission bei der Zuteilung von Zertifikaten im Rahmen
der Nationalen Allokationspläne der zweiten Handelsperiode
strenger vorgehen wird.
Entwicklung der Preise für Strom
in den E.ON-Kernmärkten
UK Base Load
US Base Load
/MWh 1)
EEX Base Load
Nord Pool Base Load
80
70
60
50
40
In Europa wurden die Großhandelspreise für Strom in hohem
Maße durch die Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate
beeinflusst. Der Verfall der Preise für CO2-Zertifikate Ende
April 2006 führte in Großbritannien, Nordeuropa und Deutschland zu deutlich sinkenden Großhandelspreisen für Strom.
Seitdem folgten die Preise in Deutschland der Entwicklung
der Preise für Kohle, CO2-Zertifikate und Gas. Die Strompreise
in Großbritannien gingen wegen der rückläufigen Erdgaspreise zurück. In Nordeuropa trieben die geringere Verfügbarkeit der Wasserkraftwerke und die Stillstände schwedischer
Kernkraftwerke infolge der Störung im Kraftwerk Forsmark
die Strompreise im Sommer 2006 in die Höhe. Aufgrund der
Wiederinbetriebnahme einiger schwedischer Kernkraftwerke,
der Normalisierung der Wasserstände in den Reservoirs
und geringerer Preise für CO2-Zertifikate fielen die Strompreise in Nordeuropa dann jedoch wieder auf das Niveau
von Anfang 2006.
30
20
10
1.1.05 1.4.05 1.7.05 1.10.05 1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06
1) für Lieferungen im Folgejahr
Preisentwicklung für CO2-Zertifikate
(2005–2007) in Europa
/t
30
20
10
In den USA lagen die Strompreise zum Jahresende auf einem
wesentlich niedrigeren Niveau als Ende 2005. Für diese
Entwicklung waren hauptsächlich geringere Erdgaspreise
und die milden Temperaturen im Winter verantwortlich.
0
1.1.05 1.4.05 1.7.05 1.10.05 1.1.06 1.4.06 1.7.06 1.10.06
Entwicklung der Preise für Öl und Gas in den E.ON-Kernmärkten
Monatsdurchschnittspreise
Rohöl Brent Frontmonat $/bbl
UK Gas Frontmonat /MWh
Deutscher Erdgasimportpreis /MWh
Bunde Gas Frontmonat /MWh
US Gas Frontmonat /MWh
/
MWh
$/
bbl
60
70
50
60
40
50
30
40
20
30
10
20
1.1.05
1.4.05
1.7.05
1.10.05
1.1.06
1.4.06
1.7.06
1.10.06
Market Units
Konzernabschluss
Strom- und Gasbeschaffung
Die Stromlieferungen im E.ON-Konzern lagen mit 400,4 Mrd kWh
nahezu auf dem Vorjahresniveau (401,7 Mrd kWh). Das
Absatzplus der Market Unit Central Europe von 4 Prozent
(9,7 Mrd kWh) resultierte überwiegend aus Erstkonsolidierungen von Stromregionalversorgern in Bulgarien, Rumänien
und in den Niederlanden. Bei den Market Units UK, Nordic
und US-Midwest ging der Stromabsatz dagegen um insgesamt 11 Mrd kWh zurück. Den Gasabsatz konnten wir im
Wesentlichen durch die im Vergleich zum Vorjahr niedrigen
Temperaturen, vor allem im ersten Quartal, das weiter wachsende Auslandsgeschäft der Market Unit Pan-European Gas
und Erstkonsolidierungen in Ungarn, in Tschechien, in den
Niederlanden und in Deutschland bei Central Europe um
3 Prozent auf 949,0 Mrd kWh (Vorjahr: 924,3 Mrd kWh) steigern.
In eigenen Kraftwerken erzeugte die Market Unit Central
Europe mit 131,3 Mrd kWh rund 47 Prozent des Strombedarfs.
Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog Central
Europe mit 149,9 Mrd kWh rund 5 Prozent mehr Strom als
im Vorjahr. Insgesamt erhöhte sich die Strombeschaffung um
4 Prozent auf 281,2 Mrd kWh.
Stromabsatz 20061)
in Mrd kWh
insgesamt 400,4
Pan-European Gas bezog das Erdgas nach wie vor aus deutscher Produktion und aus fünf Exportländern. Das Gesamtaufkommen von insgesamt 723,2 Mrd kWh verteilte sich
dabei wie folgt:
• Deutschland 16 Prozent
• Russland 25 Prozent
• Norwegen 27 Prozent
• Niederlande 19 Prozent
• Dänemark 3 Prozent
• Großbritannien 9 Prozent
• Andere 1 Prozent
268,2 Central Europe
56,3 UK
40,6 Nordic
35,3 US-Midwest
1) nicht konsolidierte Werte
Gasabsatz 20061)
in Mrd kWh
insgesamt 949,0
709,7 Pan-European Gas2)
128,5 Central Europe
92,6 UK
5,8 Nordic
12,4 US-Midwest
1) nicht konsolidierte Werte
2) Absatz E.ON Ruhrgas AG
Die Market Unit UK erzeugte mit 35,9 Mrd kWh rund 63 Prozent
des Strombedarfs (57,2 Mrd kWh) in eigenen Kraftwerken.
Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog UK
21,3 Mrd kWh. Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken
ging aufgrund eines ungeplanten Stillstands im Kraftwerk
Ratcliffe gegenüber dem Vorjahr um 1,4 Mrd kWh zurück.
Nordic erzeugte rund zwei Drittel des Strombedarfs von
42,7 Mrd kWh in eigenen Kraftwerken. Der Bezug von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden lag bei 14,8 Mrd kWh. Die
Erzeugung der Market Unit Nordic wurde im Jahr 2006 wesentlich durch geringe Produktionsmengen aus Wasserkraft sowie
länger andauernde Stillstände in vier schwedischen Kernkraftwerken negativ beinflusst. Infolge eines Zwischenfalls
im Kernkraftwerk Forsmark 1 (das von Vattenfall betrieben
wird und an dem E.ON einen Anteil von rund 9 Prozent hält),
wurden das Kraftwerk Forsmark 2 (Betreiber Vattenfall,
E.ON-Anteil rund 9 Prozent) sowie die Kraftwerke Oskarshamn
1 und 2 (Betreiber E.ON Sverige, E.ON-Anteil rund 55 Prozent)
Anfang August vorsorglich heruntergefahren. Während die
Kraftwerke Forsmark 1 und 2 sowie Oskarshamn 2 nach mehreren Wochen wieder in Betrieb gingen, blieb das Kraftwerk
Oskarshamn 1 aufgrund umfangreicherer Modernisierungsmaßnahmen während des verbleibenden Jahres außer
Betrieb. Aufgrund einer sehr guten Verfügbarkeit der Kraftwerke in der ersten Jahreshälfte lag die Verfügbarkeit der
von E.ON betriebenen schwedischen Kernkraftwerke Oskarshamn 1–3 jedoch im Durchschnitt bei 85 Prozent.
Bei US-Midwest belief sich die Strombeschaffung auf
38,5 Mrd kWh. In eigenen Kraftwerken wurden rund 91 Prozent
des Strombedarfs erzeugt, von Fremden bezog die Market Unit
mit 3,3 Mrd kWh 35 Prozent weniger Strom als im Vorjahr.
31
32
Ertragslage
Die weltwirtschaftliche Entwicklung verlief im Jahr 2006
ebenso erfreulich wie die im Euro-Raum, in Großbritannien,
Skandinavien und den USA. Der Energieverbrauch stagnierte
dagegen in den Regionen, in denen wir tätig sind. In Deutschland nahm er im Jahr 2006 nur geringfügig zu, im Absatzgebiet von UK und Nordic blieb er unverändert und in Kentucky
gingen Strom- und Gasverbrauch zurück. Vor diesem Hintergrund entwickelte sich unser Geschäft insgesamt erfreulich.
Wir konnten das Adjusted EBIT deutlicher steigern, als wir
zum Jahresende 2005 erwartet hatten. Unsere Market Units
UK, Nordic und US-Midwest arbeiten außerhalb des EuroRaums. Die jeweiligen Wechselkurse hatten im Geschäftsjahr
2006 – mit Ausnahme bei UK – keinen wesentlichen Einfluss
auf unsere Ertragslage.
Die folgenden Transaktionen haben unser Geschäft im Jahr
2006 beeinflusst.
Transaktionen im Geschäftsjahr 2006
Unternehmenserwerbe:
• 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 voll konsolidierten Gesellschaft Jihočeská plynárenská, a.s. (JCP), České Budějovice, Tschechische Republik.
Ein weiterer Anteil von 39,2 Prozent wurde im Rahmen
einer gesonderten Transaktion ebenfalls im September
erworben. Der von E.ON gehaltene Anteil an JCP beträgt
nunmehr 99 Prozent. Zusätzlich zum bereits gehaltenen
Anteil von 50,02 Prozent wurden im Rahmen des Tauschvorgangs weitere 49,9 Prozent an der bereits voll konsolidierten Gesellschaft Dél-dunántúli Gázszolgáltató Zrt.
(DDGáZ), Pécs, Ungarn, erworben. Die Beteiligungsquote
zum Jahresende betrug nahezu 100 Prozent.
•
E.ON Ruhrgas hat mit Wirkung zum 31. März 2006 durch
den Erwerb der Beteiligungen an MOL Földgázellátó Zrt.,
Budapest, und MOL Földgáztároló Zrt., Budapest (jetzt
E.ON Földgáz Storage und E.ON Földgáz Trade) das Gashandels- und Speichergeschäft des ungarischen Öl- und
Gasunternehmens MOL vollständig übernommen. Der
Kaufpreis betrug rund 450 Mio , der nachträglich auf
400 Mio  angepasst wurde. Vereinbart wurde zudem,
dass abhängig von der Entwicklung der regulatorischen
Rahmenbedingungen bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen
geleistet werden. Dies könnte zu einer nachträglichen
Anpassung des Kaufpreises führen. Die Gesellschaften
wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert.
Weitere Akquisitionen:
• Anfang Dezember 2006 stärkt E.ON mit dem Erwerb von
75 Prozent an Dalmine Energie S.p.A. ihre Marktposition
in Italien. Die in der Nähe des norditalienischen Bergamo
ansässige Dalmine Energie ist einer der größten unabhängigen Energiehändler Italiens. Im Jahr 2005 lieferte
das Unternehmen rund 3 Mrd kWh Strom und rund
10 Mrd kWh Gas an insgesamt rund 1.100 Industrie- und
Gewerbekunden. 25 Prozent der Anteile an Dalmine
Energie verbleiben beim bisherigen Alleineigentümer,
dem luxemburgischen Industrieunternehmen Tenaris
S.A., 75 Prozent werden künftig von E.ON Sales & Trading
gehalten. Der Kaufpreis betrug 47 Mio .
Nicht fortgeführte Aktivitäten:
• Am 26. Juni 2006 haben 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 vollzogen. 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.
• E.ON U.S. betreibt durch Western Kentucky Energy Corp.
(WKE) 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.
Market Units
Konzernabschluss
Im November 2005 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC
eine Absichtserklärung 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. Zum Bilanzstichtag verhandelten die
Vertragsparteien noch über die endgültige Ausgestaltung
der Transaktion, deren Vollzug von der Erfüllung zahlreicher Bedingungen abhängt, wie etwa der Überprüfung
und Zustimmung durch verschiedene Aufsichtsbehörden
und der Einwilligung anderer betroffener Parteien. In
Abhängigkeit des Vorliegens dieser Voraussetzungen
erwarten die Vertragsparteien die Durchführung der geplanten Vertragsbeendigung im Laufe des Jahres 2007.
WKE wurde daher auch weiterhin als nicht fortgeführte
Aktivität ausgewiesen.
1,16 kWh für eine Wanne voll Wärme
Weitere Veräußerungen:
• Im Zuge der weiteren Umsetzung der Eckpunktevereinbarung mit der RAG zur Veräußerung der von E.ON gehaltenen Degussa-Anteile (42,9 Prozent) ist am 21. März 2006
die Einbringung der Anteile in die RAG Projektgesellschaft mbH, Essen, sowie der Verkauf auf Termin erfolgt.
Aus der Transaktion wurde zunächst ein Ertrag in Höhe
von 618 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 wurde somit ein Ertrag von
376 Mio  realisiert. Am 3. Juli 2006 wurde der Terminkaufvertrag mit der RAG über die E.ON-Geschäftsanteile
an der RAG Projektgesellschaft mbH vollzogen und damit
die zuletzt nur noch mittelbare Degussa-Beteiligung
abgegeben. Der Kaufpreis in Höhe von rund 2,8 Mrd 
wurde am 31. August 2006 von RAG an E.ON gezahlt.
33
34
Ertragslage
Entwicklung des Konzernumsatzes
Die Market Units Central Europe, Pan-European Gas und UK
haben zu dem deutlichen Umsatzwachstum beigetragen.
Dies hatte vor allem folgende Gründe: die weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise, die zu höheren durchschnittlichen Preisen für Strom und Gas führten, Erstkonsolidierungen von Gesellschaften, insbesondere in Bulgarien,
Ungarn, Rumänien und Großbritannien, sowie das witterungsbedingte Absatzplus im Gasgeschäft.
Konzernumsatz
in Mio 
2006
20051)
+/– %
Central Europe
28.380
24.295
+17
Pan-European Gas
24.987
17.914
+39
UK
+24
12.569
10.176
Nordic
3.204
3.213
–
US-Midwest
1.947
2.045
–5
Corporate Center
–3.328
–1.502
–
Konzernumsatz
67.759
56.141
+21
bei. Auch im Geschäftsfeld Downstream-Beteiligungen waren
Erstkonsolidierungen für eine deutliche Umsatzsteigerung
verantwortlich.
Im Geschäftsjahr 2006 konnte die Market Unit UK beim
Umsatz im Vergleich zum Vorjahr vor allem wegen der höheren Preise im Endkundengeschäft zulegen. Grund hierfür
waren die gestiegenen Großhandelspreise für Gas und Strom.
Der Umsatz von Nordic lag mit 3,2 Mrd  auf Vorjahresniveau.
Umsatzeinbußen aufgrund geringerer Erzeugungsmengen aus
Wasserkraft und Kernkraft konnten durch höhere durchschnittlich erzielte Strompreise kompensiert werden.
Im Jahr 2006 war der Umsatz von US-Midwest niedriger als
im Vorjahr. Die temperaturbedingt geringeren Absatzmengen
konnten teilweise kompensiert werden, weil im regulierten
Geschäft Investitionen im Bereich Umweltschutz in den Verkaufspreisen berücksichtigt werden können.
Entwicklung des Adjusted EBIT
Gegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze der Market
Unit Central Europe um 4 Mrd . Neben der Expansion des
Geschäftsbetriebs, insbesondere in Zentraleuropa Ost, wirkten
sich die durchgeführten Anpassungen unserer Strom- und
Gaspreise aufgrund der weltweit steigenden Rohstoff- und
Energiepreise sowie die Weiterverrechnung der stark angestiegenen Strombezüge nach dem Gesetz für den Vorrang
erneuerbarer Energien (EEG) umsatzsteigernd aus.
Die Market Unit Pan-European Gas erzielte im Jahr 2006
einen Umsatz von 25 Mrd . Im Vergleich zum Vorjahr entspricht das einem Anstieg von 7 Mrd . Im MidstreamGeschäft wuchs der Umsatz vor allem aufgrund gestiegener
Absatzmengen in Verbindung mit höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen. Im Segment Upstream trugen neben
ölpreisbedingt höheren Verkaufspreisen für Öl und Gas insbesondere die Erstkonsolidierung von E.ON Ruhrgas UK
North Sea (vormals Caledonia Oil and Gas) sowie die Anteilsaufstockung am Njord-Feld in Norwegen zum Umsatzanstieg
Als operative Steuerungsgröße und als Indikator für die
nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte verwenden wir
ein um Sondereffekte 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 der
gewöhnlichen Geschäftstätigkeit um Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen
sowie andere nicht operative Aufwendungen und Erträge mit
einmaligem bzw. seltenem Charakter bereinigt. Außerdem
wird das Zinsergebnis nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt. Insbesondere der Zinsanteil aus der Zuführung zu
den Pensionsrückstellungen wird aus dem Personalaufwand
in das Zinsergebnis umgegliedert. Analog werden Zinsanteile
Market Units
Konzernabschluss
aus der Dotierung weiterer langfristiger Rückstellungen
behandelt, sofern sie nach US-GAAP in anderen Positionen
der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisen sind.
Die positive operative Ergebnisentwicklung des E.ON-Konzerns
hat sich auch im vierten Quartal fortgesetzt. Im Jahr 2006
konnten wir beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres deutlich übertreffen.
Adjusted EBIT
in Mio 
2006
20051)
Central Europe
4.168
3.930
+6
Pan-European Gas
2.106
1.536
+37
UK
1.229
963
+28
Nordic
619
766
–19
US-Midwest
391
365
+7
–416
–399
–
8.097
7.161
+13
53
132
–60
8.150
7.293
+12
Corporate Center
Kerngeschäft Energie
Weitere Aktivitäten2)
Adjusted EBIT3)
+/– %
2) enthält die at equity bewertete Degussa
3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss
siehe nachfolgende Tabelle
Das Adjusted EBIT der Market Unit Central Europe lag trotz
der erheblichen Belastungen der neu eingeführten Regulierung der Netzentgelte in Deutschland in Höhe von 640 Mio 
(siehe Erläuterung auf den Seiten 23 und 24) um 238 Mio 
über dem Vorjahreswert. Die Belastungen konnten durch
höhere Margen in anderen Bereichen kompensiert werden.
Zu der Ergebnisverbesserung trugen darüber hinaus maßgeblich Sondereffekte, wie höhere Erträge aus dem Verkauf
von Beteiligungen, und der Wegfall von im Vorjahr enthaltenen Sonderbelastungen im Kernenergiebereich bei.
Das Adjusted EBIT von Pan-European Gas verbesserte sich
im Jahr 2006 gegenüber dem Vorjahreswert um 570 Mio .
Die Erdgaspreise sind vertraglich an die Heizölpreise gekoppelt, an die sie zeitlich verzögert angepasst werden. Während kontinuierlich steigende Ölpreise das Vorjahresergebnis
erheblich belastet hatten, führten im Jahr 2006 die Preisanpassung beim Erdgas an das anhaltend hohe Preisniveau für
Öl und das Wachstum im Ausland zu einer positiven Ertragsentwicklung. Ergebnisbelastend wirkten sich Wertberichtigungen auf Beteiligungen infolge der neu eingeführten Regulierung
der Netzentgelte in Deutschland in Höhe von 188 Mio  aus.
Das Adjusted EBIT von UK stieg um 266 Mio . Der Anstieg
ist insbesondere auf Preisanhebungen, verbesserte Margen
in der Erzeugung sowie Kostensenkungs- und Ergebnisverbesserungsprogramme zurückzuführen. Positiv wirkte sich
darüber hinaus vor allem eine Tarifänderung im regulierten
Netzbereich aus, die vom Regulator im Rahmen einer Preisüberprüfung genehmigt wurde. Diese Effekte wurden teilweise durch gestiegene Gasbezugskosten kompensiert.
Daneben belasteten Mehraufwand für Pensionen und Wechselkurseffekte das Ergebnis.
Bei der Market Unit Nordic ging das Adjusted EBIT um
147 Mio  auf 619 Mio  zurück. Im Vergleich zum Vorjahr
wurde das Ergebnis durch geringere Erzeugungsmengen
aus Wasserkraft und Kernkraft belastet. Zudem wirkten sich
höhere Steuern auf die installierten Kernenergie- und
Wasserkraftkapazitäten negativ aus. Darüber hinaus entfielen die Ergebnisbeiträge der an Statkraft veräußerten
Wasserkraftwerke.
Die Market Unit US-Midwest konnte das Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr um 26 Mio  steigern. Hauptsächlich waren
hierfür Einsparungen nach dem Ausstieg aus dem Markt des
regionalen Netzbetreibers Midwest Independent Transmission
System Operator (MISO) und niedrigere Aufwendungen infolge
des Entfalls von Abschreibungen für frühere Restrukturierungsmaßnahmen verantwortlich.
35
36
Ertragslage
Entwicklung des Konzernüberschusses
Der Konzernüberschuss (nach Steuern und nach Anteilen
Konzernfremder) lag mit 5,1 Mrd  32 Prozent unter dem
Vorjahresniveau. Den außerordentlich hohen Konzernüberschuss des Vorjahres, der insbesondere aus den Buchgewinnen der erfolgreichen Veräußerungen von Viterra und
Ruhrgas Industries resultierte, konnten wir erwartungsgemäß nicht wieder erreichen.
Konzernüberschuss
in Mio 
Adjusted
20051)
2006
EBITDA2)
Adjusted-EBIT-wirksame
Abschreibungen3)
Adjusted EBIT2)
Wirtschaftliches Zinsergebnis4)
Netto-Buchgewinne
Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement
+/– %
11.353
10.194
+11
–3.203
–2.901
–
8.150
7.293
+12
–1.081
–1.027
–
1.205
491
–
–
–29
–
Sonstiges nicht operatives
Ergebnis
–3.141
424
–
Ergebnis der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit
5.133
7.152
–28
Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag
323
–2.261
–
Anteile Konzernfremder
–526
–536
–
Ergebnis aus fortgeführten
Aktivitäten
4.930
4.355
+13
127
3.059
–
Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten
Ergebnis aus der
Erstanwendung neuer
US-GAAP-Vorschriften
Konzernüberschuss
–
–7
–
5.057
7.407
–32
2) Non-GAAP financial measure
3) Erläuterungen siehe Fußnote 3 unter der Tabelle auf S. 182
4) Überleitung siehe S. 182
Das wirtschaftliche Zinsergebnis hat sich gegenüber dem
Vorjahr um 54 Mio  leicht verschlechtert. Ausschlaggebend
hierfür waren im Vergleich zum Vorjahr höhere Zinsaufwendungen aus Kernenergierückstellungen. Gegenläufig wirkte
ein geringerer Zinsaufwand aus Pensionsrückstellungen bei
den Market Units Central Europe, Pan-European Gas sowie
dem Corporate Center.
Im Jahr 2006 lagen die Netto-Buchgewinne deutlich über dem
Vorjahresniveau. Sie fielen im Wesentlichen bei der Veräußerung
von Wertpapierfonds (619 Mio ) und im Zusammenhang mit
der Degussa-Transaktion an (376 Mio ; siehe auch Erläuterungen auf den Seiten 128 bis 129). Im Vorjahr resultierten die
Buchgewinne vor allem aus dem Verkauf von Wertpapieren
(371 Mio ) sowie aus der Fusion von Gasversorgung Thüringen und TEAG (90 Mio ).
Aufwendungen für Restrukturierung fielen im Geschäftsjahr
2006 nicht an. Im Vorjahr beliefen sich die Aufwendungen
für Restrukturierung/Kostenmanagement auf 29 Mio . Sie
entstanden vor allem in der Market Unit UK durch die Integration von Midlands Electricity.
Das sonstige nicht operative Ergebnis enthält insbesondere
Aufwendungen aus der Erfüllung von derivativen Gasbezugsverträgen und aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung
von Energiederivaten, vor allem in der Market Unit UK. Mit
diesen Derivaten wird das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert. Zum Jahresende resultierte hieraus ein negativer Ergebnisbeitrag von rund 2,7 Mrd . Infolge der Kürzung der Netznutzungsentgelte durch die Bundesnetzagentur wurden für Central Europe und Pan European
Gas unterjährig für die Netzinfrastruktur und bei Beteiligungen
Impairment-Tests vorgenommen. Für den Bereich der Gasverteilnetze sowie für Minderheitsbeteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich ergab sich daraus ein Wertberichtigungsbedarf in Höhe von insgesamt 374 Mio . Für die Stromnetze
ergab sich kein Wertberichtigungsbedarf. Darüber hinaus
wurden Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei KraftWärme-Kopplungsanlagen bei UK (35 Mio ) sowie bei
immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen
bei den Market Units Pan-European Gas, UK und Nordic (insgesamt 139 Mio ) vorgenommen. Gegenläufig wirkt die
erstmalige Konsolidierung der Versorgungskasse Energie bei
Central Europe (83 Mio ). Im Vorjahr führten Effekte aus der
Marktbewertung von Derivaten noch zu einem positiven
Ergebnisbeitrag in Höhe von rund 1,2 Mrd . Diesem standen
unter anderem eine von Degussa im Bereich Feinchemie vorgenommene Wertberichtigung sowie Kosten im Zusammenhang mit dem schweren Sturm in Schweden zu Beginn des
Jahres 2005 gegenüber. Darüber hinaus wurde das Vorjahresergebnis durch Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich
der Market Unit UK und eine Wertberichtigung auf aktive
latente Steuern bei einer Equity-Gesellschaft des Corporate
Centers belastet.
Market Units
Konzernabschluss
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit liegt trotz
der positven operativen Entwicklung erheblich unter dem
Vorjahreswert. Neben den Effekten aus der stichtagsbezogenen Derivatebewertung führte die neu eingeführte Regulierung der Netzentgelte in Deutschland zu Wertberichtigungen im Gasbereich in Höhe von 562 Mio . Hiervon entfallen
188 Mio  auf das Adjusted EBIT und 374 Mio  auf das sonstige
nicht operative Ergebnis. Darüber hinaus haben wir für erwartete Folgen aus der sogenannten Mehrerlösabschöpfung
551 Mio  in unserem Jahresabschluss berücksichtigt.
Im Jahr 2006 wird für die fortgeführten Aktivitäten ein Steuerertrag in Höhe von 323 Mio  ausgewiesen. Die Veränderung
gegenüber dem Vorjahr beruht im Wesentlichen auf den
folgenden Effekten: die laufenden Ertragsteuern haben sich
durch einen höheren Anteil steuerfreier Ergebnisse und durch
den erstmaligen Ansatz der Körperschaftsteuer-Guthaben
von rund 1,3 Mrd  auf rund 0,5 Mrd  vermindert. Außerdem
sind insbesondere durch Verluste aus der Marktbewertung
von Energiederivaten latente Steuererträge in Höhe von rund
1,2 Mrd  entstanden.
Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält im
Wesentlichen die Ergebnisse der im Juni 2006 veräußerten
E.ON Finland und der abzugebenden Gesellschaft Western
Kentucky Energy (WKE), die gemäß US-GAAP in der Gewinnund Verlustrechnung gesondert ausgewiesen werden (siehe
Erläuterungen auf den Seiten 127 bis 128). Für den Berichtszeitraum 2005 werden hier zusätzlich noch die Ergebnisse –
einschließlich der Buchgewinne aus dem Verkauf – der im
Jahr 2005 veräußerten Gesellschaften Viterra und Ruhrgas
Industries ausgewiesen.
Der Konzernüberschuss wird neben der operativen
Geschäftsentwicklung durch Sondereinflüsse geprägt. Mit
dem bereinigten Konzernüberschuss weisen wir eine Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom
Ertrag sowie Anteilen Konzernfremder aus, die um außergewöhnliche Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen
zählen Netto-Buchgewinne, Restrukturierungsaufwendungen,
sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge (nach
Steuern und Fremdanteilen) sowie außerordentliche
Steuereffekte. Darüber hinaus wird das Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten und aus der Erstanwendung neuer
US-GAAP-Vorschriften beim bereinigten Konzernüberschuss
nicht berücksichtigt.
in Mio 
2006
2005
+/– %
Konzernüberschuss
5.057
7.407
–32
Neutrales Ergebnis (netto)
und außerordentliche
Steuereffekte1)
–544
–715
–
Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten und
aus der Erstanwendung neuer
–127
–3.052
–
4.386
3.640
+20
1) In den außerordentlichen Steuereffekten sind insbesondere Körperschaftsteuer-Guthaben in Höhe von 1,3 Mrd  enthalten.
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.
37
0,9 kWh für großes Theater
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.
Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapitalkosten vor und nach Steuern. Für das abgelaufene Geschäftsjahr lagen die durchschnittlichen Kapitalkosten des E.ON-Konzerns unverändert bei 5,9 Prozent nach Steuern; vor Steuern
betrugen sie 9 Prozent. Für die einzelnen Market Units variierten unsere Renditeanforderungen zwischen 8,0 Prozent
und 9,2 Prozent vor Steuern.
Die Kapitalkosten des E.ON-Konzerns und der Market Units
werden derzeit auch vor dem Hintergrund der geplanten
Akquisition von Endesa überprüft und gegebenenfalls
angepasst.
Kapitalkosten
2006
Risikoloser Zinssatz
5,1 %
Marktprämie 1)
5,0 %
Beta-Faktor 2)
Eigenkapitalkosten nach Steuern
Fremdkapitalkosten vor Steuern
Tax Shield (35 %) 3)
0,7
8,6 %
5,6 %
–2,0 %
Fremdkapitalkosten nach Steuern
3,6 %
Anteil Eigenkapital
45 %
Anteil Fremdkapital
55 %
Kapitalkosten nach Steuern
5,9 %
Steuersatz
35 %
Kapitalkosten vor Steuern
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 größer eins signalisiert ein
höheres Risiko, ein Beta kleiner eins dagegen ein niedrigeres Risiko als der
Gesamtmarkt.
3) Mit dem sogenannten Tax Shield wird die steuerliche Abzugsfähigkeit der
Fremdkapitalzinsen in den Kapitalkosten berücksichtigt.
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
bereinigten Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Adjusted Earnings before Interest and Taxes = Adjusted EBIT) und dem
investierten Kapital (Capital Employed) berechnet. Mit der
Ergebnisgröße Adjusted EBIT haben wir eine Kennzahl
gewählt, die frei von steuerlichen und finanzwirtschaftlichen
Einflüssen ist. Einmalige oder seltene Einflüsse sind ebenfalls aus dem Adjusted EBIT eliminiert. Hierzu zählen insbesondere Buchgewinne, Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement sowie sonstige nicht operative
Aufwendungen und Erträge.
Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene
und zu verzinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird
das unverzinslich zur Verfügung stehende Kapital vom
betrieblich gebundenen Anlage- und Umlaufvermögen der
einzelnen Geschäftsfelder abgezogen. Firmenwerte aus
Akquisitionen (Goodwill) fließen mit ihren Anschaffungswerten ein, solange sie als werthaltig zu betrachten sind.
Analog zum Vorjahr werden Marktbewertungen der übrigen
Beteiligungen nicht im Capital Employed berücksichtigt.
Damit soll eine konsistente Ermittlung der Wertentwicklung
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 nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE
und Value Added für den E.ON-Konzern.
Wertentwicklung
in Mio 
2006
2005
Adjusted EBIT1)
8.150
7.293
61.585
60.811
21.358
19.426
– Bereinigung Marktbewertung 2)
8.789
5.677
+ Vorräte
3.990
2.457
+ Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen
Goodwill, immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
+ Beteiligungen
9.756
8.269
+ Übriges unverzinsliches Umlaufvermögen inkl. aktiver latenter Steuern
und Rechnungsabgrenzungsposten
13.991
15.520
– Unverzinsliche Rückstellungen 3)
13.375
10.685
– Unverzinsliche Verbindlichkeiten
inkl. passiver latenter Steuern und
Rechnungsabgrenzungsposten
28.363
28.289
Capital Employed zum Stichtag
60.153
61.832
Capital Employed im
Jahresdurchschnitt4)
61.568
60.398
Capital Employed der nicht
fortgeführten Aktivitäten5)
–
410
Capital Employed der fortgeführten
Aktivitäten im Jahresdurchschnitt
61.568
59.988
ROCE6)
13,2 %
12,2 %
Kapitalkosten
9,0 %
9,0 %
Value Added6)
2.586
1.920
()
1) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36.
2) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen
(unter Berücksichtigung latenter Steuerwirkungen) nicht berücksichtigt.
3) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen die kurzfristigen Rückstellungen. Pensions- und Entsorgungsrückstellungen werden
nicht in Abzug gebracht (vgl. hierzu Textziffern 22 und 23 im Anhang, S. 153-161).
4) 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 betrug zum 31. März 2006 63.839 Mio ,
zum 30. Juni 2006 61.157 Mio  und zum 30. September 2006 60.859 Mio .
5) Im Jahresdurchschnitt 2005 betrug das Capital Employed von E.ON Finland
410 Mio .
39
40
Ertragslage
Wertentwicklung nach Geschäftsbereichen
Pan-European Gas1)
Central Europe
in Mio 
UK
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Adjusted EBIT
4.168
3.930
2.106
1.536
1.229
963
÷ Capital Employed
19.295
17.969
15.547
13.355
13.183
12.642
= ROCE
21,6 %
21,9 %
13,5 %
11,5 %
9,3 %
7,6 %
Kapitalkosten
9,0 %
9,0 %
8,2 %
8,2 %
9,2 %
9,2 %
Value Added
2.431
2.318
824
441
13
–202
1) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen nicht berücksichtigt. Dies betrifft insbesondere unsere Beteiligung an Gazprom.
2) Degussa wird seit Februar 2003 at equity in den E.ON-Konzernabschluss einbezogen. Das Capital Employed umfasst ab diesem Zeitpunkt nur noch das anteilige Eigenkapital
in Höhe der Beteiligungsquote von 46,5 Prozent bzw. seit 1. Juni 2004 von 42,9 Prozent. Diesem Kapital steht als Ertrag das Beteiligungsergebnis (nach Steuern) gegenüber.
Die Anpassung der Konsolidierungsmethode wirkt sich auch auf die Kapitalkosten aus. Diese entsprechen ab 2003 den Eigenkapitalkosten nach Steuern. Für 2006 sind die
Ergebnisbeiträge und das Capital Employed der Degussa bis zu deren Einbringung in die RAG-Projektgesellschaft am 31. März 2006 berücksichtigt.
Renditeentwicklung im Geschäftsjahr 2006
Central Europe
Unsere Integrations- und Wachstumsstrategie spiegelt sich
in einer weiter verbesserten Wertentwicklung des Konzerns
wider. Im Geschäftsjahr 2006 konnten wir unsere Rendite
und den Value Added erneut steigern. Mit einem ROCE von
13,2 Prozent lagen wir erheblich über den Kapitalkosten
und übertreffen somit deutlich das im Rahmen von on·top
für das Jahr 2006 gesetzte Ziel eines ROCE von mindestens
10,5 Prozent. Der Value Added konnte im abgelaufenen
Geschäftsjahr auf 2,6 Mrd  gesteigert werden.
Bei nahezu unveränderter Rendite konnte Central Europe
den Value Added im vergangenen Jahr auf 2,4 Mrd  steigern. Gestiegene Strompreise sowie nicht operative Verbesserungen führten bei einer gestiegenen Kapitalbasis – im
Wesentlichen bedingt durch eine unterjährig höhere Mittelbindung im Working Capital und höhere Investitionen – zu
der positiven Wertentwicklung. Belastend wirkten Effekte
der Netzregulierung in Deutschland, höhere Strombezugskosten und höhere Kosten für konventionelle Brennstoffe.
Das hohe Renditeniveau von Central Europe ist auch auf die
stark abgeschriebenen Sachanlagen zurückzuführen. Das
mittelfristige Investitionsprogramm mit einem Gesamtvolumen von 11,5 Mrd , insbesondere in der Erzeugung, wird zu
einer höheren Kapitalbindung führen.
Pan-European Gas
Im abgelaufenen Geschäftsjahr hat Pan-European Gas sowohl
die Rendite als auch den Value Added deutlich gesteigert.
Die wesentlichen Gründe hierfür sind der Wegfall der hohen
Ergebnisbelastung durch steigende Ölpreise im Vorjahr sowie
ein deutliches Absatzwachstum im Ausland. Diese haben
trotz einer erhöhten Kapitalbindung, unter anderem aufgrund der erstmaligen Vollkonsolidierung von E.ON Földgáz
Trade and Storage, zu einem Anstieg des ROCE von 11,5 auf
13,5 Prozent geführt.
Market Units
Konzernabschluss
Nordic
Degussa2)
US-Midwest
Corporate Center
E.ON-Konzern
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
619
766
391
365
53
132
–416
–399
8.150
7.293
6.328
6.656
6.832
6.625
916
1.959
–533
782
61.568
59.988
9,8 %
11,5 %
5,7 %
5,5 %
5,8 %
6,7 %
–
–
13,2 %
12,2 %
9,0 %
9,0 %
8,0 %
8,0 %
9,6 %
9,6 %
–
–
9,0 %
9,0 %
51
166
–157
–166
–35
–57
–
–
2.586
1.920
UK
UK konnte im Jahr 2006 erstmals die Kapitalkosten erreichen
und setzte damit den langfristigen Aufwärtstrend fort. Mit
einer Rendite von 9,3 Prozent erwirtschaftete die Market Unit
einen leicht positiven Wertbeitrag. Diese Entwicklung wurde
im Wesentlichen durch operative Verbesserungen im Erzeugungs- und Vertriebsbereich getragen.
Nordic
Nordic hatte im abgelaufenen Geschäftsjahr einen Rückgang
der Rendite auf 9,8 Prozent zu verzeichnen. Trotz des Rückganges war der Value Added auch im abgelaufenen Geschäftsjahr 2006 positiv. Belastend wirkten vor allem geringere Erzeugungsmengen aus Wasser- und Kernkraft sowie im Vergleich
zum Vorjahr höhere Steuern auf die installierten Kernenergieund Wasserkraftkapazitäten. Sowohl Adjusted EBIT als auch
Capital Employed wurden um den Verkauf von E.ON Finland
bereinigt.
US-Midwest
Der ROCE von US-Midwest ist 2006 gegenüber dem Vorjahr
leicht gestiegen. Positiv wirkten insbesondere operative Verbesserungen sowie Investitionen in Anlagen zur Emissionsverringerung.
41
1,67 kWh für das Kochen mit Freunden
44
Finanzlage
Management von Marktpreisänderungsrisiken
Der E.ON-Konzern ist bei seiner operativen Geschäftstätigkeit und den damit zusammenhängenden Finanzaktivitäten
Marktpreisänderungsrisiken im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich ausgesetzt. Zur Begrenzung dieser Risiken
betreiben wir ein systematisches Risikomanagement. Kernelemente dieses Risikomanagements sind konzernweit bindende Richtlinien, die Verwendung quantitativer Kennziffern,
die Limitierung von Risiken, ein unternehmensweites Berichtssystem 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.
Beim Einsatz der derivativen Instrumente wenden wir Hedge
Accounting und Net Investment Hedges an. Die Bewertung
der derivativen Finanzinstrumente erfolgt mit marktüblichen
Bewertungsmethoden und unter Berücksichtigung der relevanten Marktdaten.
Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstrumenten verweisen wir auf den Anhang, Textziffer 28,
Seite 173 ff.
Das Nominalvolumen der Sicherungsgeschäfte im zins-,
devisen- und aktienbezogenen Derivatenbereich zum
31. Dezember 2006 betrug 39.351 Mio . Die Marktwerte
dieser Sicherungsgeschäfte beliefen sich auf –92 Mio .
Zur Begrenzung der Risiken aus der Änderung von Rohstoffund Produktpreisen setzen wir ebenfalls derivative Finanzinstrumente ein. 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 enger Grenzen statt. Zum 31. Dezember 2006 betrugen die Nominalwerte der Energiederivate
56.197 Mio . Der Marktwert aller Energiederivate beläuft sich
auf –1.396 Mio . Der hohe Anstieg der Nominalvolumen der
Energiederivate beruht im Wesentlichen auf der hohen Preisvolatilität und der Geschäftsausweitung im Strombereich.
Die Kreditrisiken aus dem Einsatz der derivativen Finanzinstrumente werden systematisch konzernweit überwacht
und gesteuert.
Finanzpolitik
E.ON verfolgt eine Finanzpolitik, die jederzeit Zugang zu
unterschiedlichen Finanzquellen gewährleistet. Im Regelfall
werden externe Finanzierungen von der E.ON AG oder über
Finanzierungsgesellschaften unter Garantie der E.ON AG
durchgeführt und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet.
Market Units
Konzernabschluss
Im Jahr 2005 hat E.ON bekannt gegeben, ein Contractual Trust
Agreement (CTA) für die Pensionsverpflichtungen deutscher
Konzernunternehmen einzuführen, und mit der Gründung
entsprechender Trusts hierfür bereits im Jahr 2005 die entsprechenden Grundlagen geschaffen. Die Dotierung erfolgte
im Jahr 2006; in zwei Schritten wurden Vermögenswerte in
Form von Termingeldanlagen und bestehenden Wertpapierspezialfonds in Höhe von insgesamt 5,1 Mrd  in das CTA
eingebracht. Die hiermit erreichte weitgehende Unterlegung
der Pensionsverpflichtungen mit externen Finanzanlagen
stellt einen wesentlichen Schritt für E.ONs Finanzpolitik dar.
Die E.ON AG verfügt über eine syndizierte Kreditlinie in Höhe
von 10 Mrd ; diese wurde zum Jahresende 2006 nicht in Anspruch genommen. Zusätzlich stehen uns ein Commercial
Paper- (10 Mrd ) und ein Medium Term Note-Programm
(20 Mrd ) zur Verfügung. Zum Jahresende 2006 wurde das
Commercial Paper-Programm mit 0,1 Mrd  nur geringfügig
in Anspruch genommen. Im Rahmen des Medium Term NoteProgramms standen zum Jahresende Schuldverschreibungen
in Höhe von 5,2 Mrd  und 1,5 Mrd £ aus.
E.ON hatte am 21. Februar 2006 ein Angebot in Höhe von
29,1 Mrd  zum Erwerb von 100 Prozent der Aktien von
Endesa abgegeben. Zur Unterstützung des Erwerbs hatte
E.ON im Februar eine 32-Mrd--Kreditlinie abgeschlossen.
Am 26. September 2006 gab E.ON die Absicht bekannt, das
bestehende Angebot auf 37,1 Mrd  zu erhöhen. In diesem
Zusammenhang hat E.ON im Oktober eine neue Kreditlinie
zur Finanzierung des höheren Angebots abgeschlossen. Zum
Jahresende 2006 wurde die Linie lediglich für die Ausgabe
von Bankgarantien (Avale) genutzt, die bei der spanischen
Börsenaufsicht CNMV aufgrund von rechtlichen Bestimmungen in Spanien für das Angebot hinterlegt werden mussten.
Ausführliche Erläuterungen zu Verbindlichkeiten und Haftungsverhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich im Anhang, Textziffern 24 und 25, Seite 162 ff.
Am 21. Februar 2006 hat Standard & Poor’s (S&P) sein Langfrist-Rating für E.ON-Anleihen von AA– und auch sein KurzfristRating von A-1+ auf „Creditwatch“ mit negativen Implikationen
gesetzt. Dieser Schritt folgte der Ankündigung von E.ON,
dass ein Angebot zur Übernahme von 100 Prozent der Aktien
der Endesa S.A. eingereicht wurde. Am 22. Februar 2006 hat
Moody’s bekannt gegeben, das Langfrist-Rating für E.ON-Anleihen von Aa3 ebenfalls bezüglich einer möglichen Herabstufung zu überprüfen („Review for a possible downgrade“).
Nach der Ankündigung von E.ON, das Angebot für Endesa zu
erhöhen, hat Moody’s am 28. September 2006 bekannt gegeben, auch E.ONs Kurzfrist-Rating von P-1 auf eine mögliche
Herabstufung zu überprüfen. S&P hat am 27. September 2006
bestätigt, dass E.ONs Langfrist- und Kurzfrist-Rating weiterhin auf „Creditwatch“ mit negativen Implikationen bleiben.
Nach Abschluss der Transaktion strebt E.ON ein LangfristRating von „single A flat“ (A/A2) an. Wir erwarten derzeit keine wesentlichen Änderungen der Kreditkonditionen und
auch keine wesentlichen Auswirkungen von Zinsänderungen
auf die Refinanzierungskosten von bestehenden Finanzierungen des Konzerns.
45
46
Finanzlage
Entwicklung der Investitionen
Konzerninvestitionen 2006
Im E.ON-Konzern lagen die Investitionen im Jahr 2006 mit
5,2 Mrd  um 31 Prozent über dem Vorjahresniveau. In Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände wurden
4,1 Mrd  (Vorjahr: 3 Mrd ) investiert. Die Investitionen in
Beteiligungen betrugen 1,1 Mrd  gegenüber 0,9 Mrd  im
Vorjahr.
Anteile in %
insgesamt 5.161 Mio 
47 Central Europe
17 Pan-European Gas
17 UK
Konzerninvestitionen1)
in Mio 
2006
20052)
Central Europe
2.416
1.981
+22
Pan-European Gas
880
523
+68
UK
863
926
–7
Nordic
631
394
+60
US-Midwest
398
227
+75
Corporate Center
–27
–110
–
Konzerninvestitionen
5.161
3.941
+31
davon Ausland
3.234
2.416
+34
+/– %
1) ohne sonstige Finanzanlagen
Im Jahr 2006 investierte die Market Unit Central Europe
435 Mio  mehr als im Vorjahr. Auf Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände entfielen
1.883 Mio  (Vorjahr: 1.519 Mio ), wobei die Bereiche Stromerzeugung und verteilung sowohl in Zentraleuropa West als
auch in Zentraleuropa Ost die größten Zuwächse verzeichnen.
Die Beteiligungsinvestitionen stiegen auf 533 Mio  (Vorjahr:
462 Mio ). Davon entfielen wesentliche Teile auf den Erwerb
von Tochtergesellschaften in Tschechien und Italien, Projekte
zur Errichtung neuer Kraftwerke und Müllverbrennungsanlagen, den Erwerb von Anteilen an der Gesellschaft Sotec
sowie Investitionen in Immobilienfonds.
Die Investitionen der Market Unit Pan-European Gas betrugen 880 Mio , 357 Mio  mehr als im Vorjahr. Hiervon entfielen 374 Mio  (Vorjahr: 263 Mio ) auf Sachanlagen und
immaterielle Vermögensgegenstände sowie 506 Mio 
(260 Mio ) auf Beteiligungen. Größte Investition war der
Erwerb der ungarischen MOL-Gassparte (jetzt E.ON Földgáz
Storage und E.ON Földgáz Trade), der Ende März 2006 abgeschlossen wurde.
12 Nordic
7 US-Midwest
Die Investitionen von UK lagen 63 Mio  unter dem Vorjahreswert. Gründe für die höheren Investitionen im Jahr 2005
waren der Erwerb des Gaskraftwerks Enfield und von Holford Gas Storage sowie die Übernahme der kleineren und
mittleren Geschäftskunden von Economy Power. Die im Vergleich zum Vorjahr höheren Investitionen in Sachanlagen
und immaterielle Vermögensgegenstände resultieren vor
allem aus dem Ausbau der Kapazitäten im Bereich der
erneuerbaren Energien und im konventionellen Erzeugungsbereich sowie zusätzlichen Investitionen im regulierten
Geschäft im Rahmen des 5-Jahres-Regulierungsprogramms.
Die Market Unit Nordic investierte 237 Mio  mehr als im Vorjahr. In immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
wie die Instandhaltung der Kraftwerke und die Verbesserung
und den Ausbau des Verteilungsnetzes flossen 581 Mio 
(Vorjahr: 373 Mio ). Die Steigerung im Vergleich zum Vorjahr
ist insbesondere auf Maßnahmen zur Modernisierung und
Effizienzverbesserung in Kernkraftwerken zurückzuführen.
Ferner stiegen Investitionen in das Stromverteilungsnetz
aufgrund des schweren Sturms im Januar 2005 deutlich. Die
Investitionen in Beteiligungen betrugen 50 Mio  gegenüber
21 Mio  im Vorjahreszeitraum.
US-Midwest investierte 171 Mio  mehr als im Vorjahr. Dies
ist vor allem auf höhere Ausgaben für Anlagen zur Reduzierung von SO2-Emissionen und auf Investitionen in den Bau
des neuen Grundlastkraftwerks Trimble County 2 zurückzuführen. Dieses Kraftwerk soll im Jahr 2010 in Betrieb gehen.
Market Units
Konzernabschluss
Cashflow und Finanzposition
Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2006
rund 10 Prozent über dem Niveau des Vorjahres.
E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit
den Kennzahlen operativer Cashflow, Free Cashflow und Netto-Finanzposition dar. Als Free Cashflow bezeichnen wir den
operativen Cashflow nach Abzug der Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen. Dieser
Überschuss wird insbesondere für Akquisitionen, Dividenden,
Tilgungen und Geldanlagen verwendet. Die Netto-Finanzposition ist der Saldo aus der Brutto-Finanzverschuldung und
dem vorhandenen Finanzvermögen. Diese Kennzahlen erhöhen das Verständnis der Finanzlage und insbesondere der
Liquiditätsentwicklung des E.ON-Konzerns.
Kapitalflussrechnung des Konzerns
(Kurzfassung)
Der höhere operative Cashflow der Market Unit Central Europe
ist im Wesentlichen auf den Anstieg der Stromrohmarge und
die erstmalige Konsolidierung der Versorgungskasse Energie
(VKE) zurückzuführen. Darüber hinaus wurde der Cashflow
im Vorjahr durch Einmalzahlungen im Kernenergiebereich
belastet. Negativ wirkte sich im Jahr 2006 die höhere Mittelbindung im Working Capital aus. Die erhebliche Belastung
der neu eingeführten Regulierung der Netzentgelte in
Deutschland wird sich größtenteils erst im Jahr 2007 im
operativen Cashflow niederschlagen.
Operativer Cashflow
in Mio 
2006
20051)
in Mio 
2006
2005
Central Europe
3.825
3.020
+805
Operativer Cashflow
7.194
6.544
Pan-European Gas
589
1.999
–1.410
UK
749
101
+648
Nordic
715
689
+26
US-Midwest
381
214
+167
Corporate Center
935
521
+414
7.194
6.544
+650
Cashflow aus der Investitionstätigkeit
fortgeführter Aktivitäten
–4.501
442
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
–5.849
–6.458
Veränderung der Zahlungsmittel
fortgeführter Aktivitäten
–3.156
528
Liquide Mittel zum 31. Dezember
6.187
9.897
Der negative Cashflow aus Investitionstätigkeit wurde im
Geschäftsjahr 2006 durch rückläufige Erlöse aus Beteiligungsverkäufen und deutlich gestiegene Investitionsauszahlungen
gegenüber dem Vorjahr geprägt. Darüber hinaus wurden
mehr Mittel für Festgeldanlagen und Wertpapierkäufe verwendet als im Jahr 2005. Zum Teil wurden diese Geldanlagen im
Laufe des Jahres auf externes Fondsvermögen für Pensionsverpflichtungen übertragen. Die erneute Verringerung der
Finanzschulden sowie die Ausschüttung der Sonderdividende für das Geschäftsjahr 2005 spiegeln sich im Cashflow aus
Finanzierungstätigkeit wider. Weitere Informationen zur
Kapitalflussrechnung befinden sich in Textziffer 27 im Anhang.
+/–
Investitionen in Sachanlagen
und immaterielle Vermögensgegenstände
4.083
2.956
+1.127
Free Cashflow3)
3.111
3.588
–477
47
48
Finanzlage
Die positive Geschäftsentwicklung der Market Unit Pan-European Gas im Geschäftsjahr 2006 spiegelte sich nicht in der
Cashflow-Entwicklung wider. Gründe hierfür sind in erster
Linie der Bestandsaufbau im Speicher von E.ON Földgáz Trade,
die seit dem 31. März 2006 einbezogen wird, sowie preisund mengenbedingte höhere Auszahlungen für Einspeicherungen bei der E.ON Ruhrgas AG. Daneben wirkten sich im
Gasgeschäft spätere Zahlungen von Lieferantenrechnungen
aus dem Vorjahr, niedrigere Zahlungseingänge von Kunden
aufgrund höherer vorzeitig geleisteter Zahlungen zum Ende
des Vorjahres sowie höhere Steuerzahlungen im Vergleich
zum Vorjahr aus.
Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der operative Cashflow der
Market Unit UK deutlich verbessert. Im Vorjahr belasteten
Pensionsfondseinzahlungen den Cashflow. Der Anstieg der
Gasbezugskosten konnte durch Preiserhöhungen und Maßnahmen zur Steigerung der Effizienz kompensiert werden.
Der operative Cashflow der Market Unit Nordic ist leicht
gestiegen. Im Vergleich zum Vorjahr wurde der Cashflow
zwar durch die geringere Stromproduktion aus Wasserkraft
und den Ausfall mehrerer Kernkraftwerke belastet. Dies und
ein Anstieg des Working Capitals konnten jedoch mehr als
ausgeglichen werden, da im Januar 2005 geleistete Zahlungen für Schäden, die der Sturm Gudrun verursacht hatte, im
Jahr 2006 wegfielen und darüber hinaus niedrigere
Steuerzahlungen geleistet wurden.
Bei der Market Unit US-Midwest ist ein Anstieg des operativen Cashflows im Vergleich zum Vorjahr zu verzeichnen.
Ursachen sind vor allem ein größerer Forderungsabbau, der
auf die gestiegenen Gaspreise im vierten Quartal 2005 und
die damit verbundenen erhöhten Zahlungseingänge im
ersten Quartal 2006 zurückzuführen ist, sowie geringere Auszahlungen bei der Gaseinspeicherung im Vergleich zum Vorjahr. Teilweise kompensiert wurde der Anstieg durch Einzahlungen in Pensionsfonds und Auszahlungen im Rahmen des
MISO-Ausstiegs im Jahr 2006.
Der operative Cashflow des Corporate Centers liegt deutlich
über dem Vorjahresniveau. Der Wegfall des positiven Effekts
aus der Auflösung von Cross Currency Swaps wird durch
Steuereffekte mehr als ausgeglichen.
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 PanEuropean Gas wird dagegen der operative Cashflow weitestgehend im ersten Quartal erwirtschaftet, während im zweiten und dritten Quartal ein Finanzmittelabfluss durch die
Gaseinspeicherung und im vierten Quartal ein Mittelabfluss
durch Erdgassteuervorauszahlungen erfolgt.
Netto-Finanzposition
31. Dezember
in Mio 
2006
2005
Einlagen bei Kreditinstituten
1.747
5.859
Kurzfristige Wertpapiere/Fonds
4.440
4.038
Summe liquide Mittel
6.187
9.897
Langfristige Wertpapiere/Fonds
6.944
6.382
Summe Finanzvermögen
13.131
16.279
Finanzverbindlichkeiten gegenüber
Kreditinstituten (inkl. Wechsel)
–1.272
–1.572
Anleihen (inkl. MTN)
–9.003
–9.538
Commercial Papers
–366
–
Finanzverbindlichkeiten
gegenüber Dritten
–751
–1.306
verbundenen Unternehmen
–154
–134
Beteiligungsunternehmen
Summe Finanzschulden
Netto-Finanzposition1)
–1.853
–1.812
–13.399
–14.362
–268
1.917
1) Non-GAAP financial measure, Überleitung siehe nachfolgende Tabelle
Market Units
Konzernabschluss
Der Free Cashflow liegt wegen der höheren Investitionen in
Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände 13 Prozent unter dem Vorjahreswert.
Im Vergleich zum Stand am 31. Dezember 2005 (1.917 Mio )
ist die Netto-Finanzposition um 2.185 Mio  auf –268 Mio 
zurückgegangen. Im Wesentlichen ist dies auf Investitionen
in Sachanlagen, die Akquisition der ungarischen MOL-Gassparte und auf die Dotierung in Höhe von 5,1 Mrd  im
Rahmen des Contractual Trust Arrangements (CTA) zurückzuführen. Darüber hinaus führte die Dividendenzahlung
(einschließlich der Sonderdividende) zu einem hohen Finanzmittelabfluss. Positiv wirkte sich neben den Erlösen aus der
Veräußerung von Degussa und E.ON Finland insbesondere
der hohe Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit und die
erstmalige Konsolidierung der Versorgungskasse Energie
(VKE) auf die Netto-Finanzposition aus.
49
Zur Erhöhung der Transparenz beziehen wir gegenüber der
Darstellung im Vorjahr jetzt auch die Finanzverbindlichkeiten
gegenüber verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen in die Netto-Finanzposition (Non-GAAP financial
measure) ein. Die entsprechende Finanzposition per 31. Dezember 2005 wurde ebenfalls angepasst. Diese Änderung erleichtert die Überleitung auf eine gemäß US-GAAP ermittelte
Größe wie in der nachfolgenden Tabelle dargestellt.
Überleitung Netto-Finanzposition
31. Dezember
in Mio 
2006
2005
Liquide Mittel laut Bilanz
6.187
9.897
Finanzanlagen laut Bilanz
28.302
25.808
–20.699
–18.759
–659
–667
davon Beteiligungen
davon Anteile an verbundenen
Unternehmen
Summe Finanzvermögen
Finanzverbindlichkeiten laut Bilanz
13.131
16.279
–13.399
–14.362
–268
1.917
24 kWh für Schokohasen am laufenden Band
50
Vermögenslage
Im Jahr 2006 resultiert der Anstieg der langfristigen Vermögenswerte unter anderem aus der positiven Fair ValueVeränderung der Anteile an Gazprom. Gegenläufig wirkte sich
vor allem die Dotierung des Contractual Trust Arrangements
(CTA) in Form von bestehenden Wertpapierfonds aus.
Die Abnahme der kurzfristigen Vermögenswerte gegenüber
dem Vorjahr resultiert im Wesentlichen aus der Veränderung
der liquiden Mittel durch Dividendenzahlungen, der Dotierung
des CTA in Form von Termingeldanlagen, Investitionszahlungen, Desinvestitionen – insbesondere der Veräußerung von
Degussa – und Mittelzuflüssen aus der operativen Tätigkeit.
Zum Stichtag ist die Bilanzsumme verglichen mit dem Vorjahr
fast unverändert.
Die Eigenkapitalquote erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr
von 35 Prozent auf 38 Prozent.
Die nachfolgenden Finanzkennziffern zeigen, dass der
E.ON-Konzern auch Ende 2006 eine sehr gute Vermögensund Kapitalstruktur aufwies:
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 50 Prozent
durch Eigenkapital gedeckt (Vorjahreswert: 47 Prozent).
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu 104 Prozent
(Vorjahr: 108 Prozent) durch langfristiges Kapital finanziert.
Ausführliche Erläuterungen zur Vermögenslage und zur
Kapitalstruktur wie zum Beispiel zu außerbilanziellen Finanzierungsinstrumenten befinden sich im Anhang des Konzernabschlusses (Textziffern 17 bis 29 auf den Seiten 151 ff).
Die positive Ertragslage, die erfreuliche Wertentwicklung
und die guten Finanzkennziffern belegen die hervorragende
wirtschaftliche Lage des E.ON-Konzerns am Geschäftsjahresende 2006.
Im Jahr 2006 minderten sich die langfristigen Schulden gegenüber dem Vorjahr vor allem durch geringere Pensionsrückstellungen wegen der Dotierung des CTA-Planvermögens zur
weitgehenden Unterlegung der Pensionsverpflichtungen mit
externen Finanzanlagen.
Konzernbilanzstruktur
31. Dez. 2006
%
31. Dez. 2005
%
Langfristige Vermögenswerte
96,3
76
93,9
74
Kurzfristige Vermögenswerte
30,9
24
32,7
26
127,2
100
126,6
100
47,8
38
44,5
35
4,9
4
4,7
4
Langfristige Schulden
47,3
37
52,3
41
Kurzfristige Schulden
27,2
21
25,1
20
127,2
100
126,6
100
in Mrd 
Aktiva
Eigenkapital
Passiva
Market Units
Konzernabschluss
Weitere Angaben
Jahresabschluss der E.ON AG
Der Jahresabschluss der E.ON AG ist nach den Vorschriften
des Handelsgesetzbuches und des Aktiengesetzes aufgestellt.
Der Jahresüberschuss beträgt 2.572 Mio  nach 4.993 Mio 
im Vorjahr. Nach Einstellung von 362 Mio  in die anderen
Gewinnrücklagen ergibt sich ein Bilanzgewinn von 2.210 Mio .
Bilanz der E.ON AG (Kurzfassung)
31. Dezember
in Mio 
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
2006
2005
166
180
Finanzanlagen
22.253
22.193
Anlagevermögen
22.419
22.373
Forderungen gegen
verbundene Unternehmen
18.779
8.380
2.667
872
338
521
Übrige Forderungen
Liquide Mittel
Umlaufvermögen
21.784
9.773
Gesamtvermögen
44.203
32.146
Eigenkapital
14.669
16.712
Sonderposten mit Rücklageanteil
Rückstellungen
Verbindlichkeiten gegenüber
Übrige Verbindlichkeiten
Gesamtkapital
410
358
3.150
1.844
23.785
12.819
2.189
413
44.203
32.146
Das Beteiligungsergebnis der E.ON AG ist um 3.035 Mio 
auf 3.710 Mio  gesunken, weil das Vorjahresergebnis durch
einmalige Sondereffekte und damit verbundene höhere
Gewinnabführungen geprägt war. Im Jahr 2006 beträgt die
Gewinnabführung (einschließlich Konzernumlagen) der E.ON
Energie AG 1.907 Mio  und die der E.ON Ruhrgas Holding
GmbH 1.630 Mio .
Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und
Erträgen hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 355 Mio  auf
–581 Mio  erhöht. Dies resultiert insbesondere aus der
Abzinsung langfristiger unverzinslicher Steuerforderungen
und aus Neubewertungen der Pensionsrückstellungen.
Bei der Aktivierung des unverzinslichen Körperschaftsteuerguthabens aufgrund der Neuregelung durch das Gesetz über
steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung der Europäischen Gesellschaft und zur Änderung weiterer steuerrechtlicher Vorschriften (SEStEG) haben wir eine Abzinsung in
Höhe von 197 Mio  berücksichtigt.
Im Jahr 2005 hat der E.ON-Konzern die Einrichtung eines
Contractual Trust Arrangements (CTA) für nicht anderweitig
gedeckte Pensionsverpflichtungen umgesetzt. Die Dotierung
erfolgte im Jahr 2006. In diesem Rahmen wurde sicherungshalber Vermögen an den Pensionsabwicklungstrust e. V.
abgetreten.
Die Pensionsverpflichtungen der E.ON AG sowie das notwendige Deckungsvermögen wurden in der MEON Pensions
GmbH & Co. KG gebündelt. Dies erfolgte im Wege eines
Schuldbeitrittes.
Die Steuern beinhalten sowohl für das Geschäftsjahr 2006
als auch für das Vorjahr die laufenden Ertragsteuern und
aperiodische Steuern für noch offene Betriebsprüfungszeiträume. Im Geschäftsjahr 2006 wirkt sich die Aktivierung des
Körperschaftsteuerguthabens positiv aus.
Gewinn- und Verlustrechnung
der E.ON AG (Kurzfassung)
in Mio 
2006
2005
Beteiligungsergebnis
3.710
6.745
Zinsergebnis
–539
–512
Übrige Aufwendungen und Erträge
–581
–226
2.590
6.007
–18
–1.014
Jahresüberschuss
2.572
4.993
Einstellung in die Gewinnrücklagen
–362
–379
Bilanzgewinn
2.210
4.614
Steuern
Wir schlagen der Hauptversammlung am 3. Mai 2007 vor, aus
dem Bilanzgewinn eine Dividende von 3,35  je dividendenberechtigter Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer
Steigerung um 22 Prozent. Wir können die Dividende insbesondere aufgrund der erfreulichen operativen Ergebnisentwicklung bereits zum achten Mal in Folge erhöhen. Auf diese
Weise verbessern wir weiter die Attraktivität der E.ON-Aktie.
51
52
Weitere Angaben
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 als Sonderdruck bei der E.ON AG angefordert werden. Im Internet ist
er unter www.eon.com abrufbar.
Zusätzliche Angaben
Das Grundkapital beträgt 1.799.200.000,00  und ist eingeteilt
in 692.000.000 Stück auf den Inhaber lautende Stückaktien
(Aktien ohne Nennbetrag).
Der Vorstand der Gesellschaft besteht nach der Satzung der
Gesellschaft aus mindestens zwei Mitgliedern; 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 (vgl. im Einzelnen § 84 Abs. 1 Sätze 1 bis 4 Aktiengesetz, §§ 31 Abs. 2 bis 5,
33 Mitbestimmungsgesetz 1976). Werden mehrere Personen
zu Vorstandsmitgliedern bestellt, so kann der Aufsichtsrat
ein Mitglied zum Vorsitzenden des Vorstands ernennen
(§ 84 Abs. 2 Aktiengesetz). Fehlt ein erforderliches Vorstandsmitglied, so hat in dringenden Fällen das Gericht auf Antrag
eines Beteiligten das Mitglied zu bestellen (§ 85 Abs. 1
Satz 1 Aktiengesetz).
Der Aufsichtsrat kann die Bestellung zum Vorstandsmitglied
und die Ernennung zum Vorsitzenden des Vorstandes widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt (vgl. im Einzelnen
§ 84 Abs. 3 Sätze 1 und 2 Aktiengesetz).
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. Die Satzung
der Gesellschaft hat von der gesetzlich eingeräumten Möglichkeit Gebrauch gemacht, eine andere Kapitalmehrheit für
eine Satzungsänderung als das Gesetz zu bestimmen. Nach
dem Gesetz ist grundsätzlich eine Mehrheit von drei Vierteln
des bei der Beschlussfassung vertretenen Grundkapitals
erforderlich (§ 179 Abs. 1 und 2 Aktiengesetz). Hinsichtlich
einer Änderung des Gegenstandes des Unternehmens sowie
bei Kapitalerhöhungen (einschließlich des genehmigten
Kapitals) unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre
ist eine Dreiviertelmehrheit erforderlich.
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.
Der Vorstand ist gemäß Beschluss der Hauptversammlung
vom 4. Mai 2006 bis zum 4. November 2007 ermächtigt, eigene Aktien bis zu insgesamt 10 Prozent des Grundkapitals zu
erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit
anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft
befinden oder ihr nach §§ 71a ff. Aktiengesetz zuzurechnen
sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals entfallen. Der Erwerb erfolgt nach Wahl des Vorstands
(i) über die Börse, (ii) mittels eines an alle Aktionäre gerichteten öffentlichen Angebots, (iii) mittels eines öffentlichen
Angebots auf Tausch von liquiden Aktien, die zum Handel an
einem organisierten Markt im Sinne des Wertpapiererwerbsund Übernahmegesetzes zugelassen sind, gegen Aktien der
Gesellschaften oder (iv) durch Einsatz von Derivaten. Die
Aktien dürfen mit Zustimmung des Aufsichtsrats neben
einer Veräußerung über die Börse oder durch Angebot mit
Bezugsrecht an alle Aktionäre auch unter Ausschluss des
Bezugsrechts der Aktionäre veräußert werden. Dies ist unter
anderem möglich gegen Barleistung, sofern der Veräußerungspreis den Börsenkurs der Aktien der Gesellschaft zum
Zeitpunkt der Veräußerung nicht wesentlich unterschreitet
(§ 186 Abs. 3 Satz 4 Aktiengesetz), sowie gegen Sachleistung
(insbesondere auch im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen oder des Erwerbs von Unternehmen, Unternehmensteilen, Beteiligungen oder anderen Wirtschaftsgütern). Die
Aktien dürfen ferner verwendet werden, um die Rechte von
Gläubigern von durch die Gesellschaft oder durch ihre Konzerngesellschaften ausgegebenen Teilschuldverschreibungen
mit Wandel- oder Optionsrechten bzw. Wandlungspflichten
zu erfüllen; sie dürfen ferner Personen, die in einem Arbeitsverhältnis zu der Gesellschaft oder einem mit ihr verbundenen
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Unternehmen stehen, zum Erwerb angeboten oder auf diese
übertragen werden. Die Ermächtigungen können einmal
oder mehrmals, ganz oder in Teilbeträgen ausgeübt werden.
Der Vorstand wird ferner ermächtigt, die vorbezeichneten
Aktien einzuziehen. Die Gesellschaft und von ihr abhängige
Unternehmen verfügen über insgesamt 32.402.731 eigene
Aktien (Stand 31. Dezember 2006).
Der Vorstand ist gemäß § 3 Absatz 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. Seite 151 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 . Die
Teilschuldverschreibungen können auch gegen Sachleistung
begeben werden, sofern der Wert der Sachleistungen mindestens dem Ausgabepreis entspricht. Werden Wandelanleihen
begeben, erhalten die Inhaber das Recht, ihre Teilschuldverschreibungen nach Maßgabe der Anleihebedingungen in
Aktien der Gesellschaft umzutauschen. Die Teilschuldverschreibungen können auch eine Wandlungspflicht vorsehen.
Werden Optionsanleihen begeben, werden jeder Teilschuldverschreibung ein oder mehrere Optionsscheine beigefügt,
die den Inhaber berechtigen, nach Maßgabe der Optionsbedingungen Aktien der Gesellschaft zu beziehen. Die Wandelanleihe- bzw. Optionsbedingungen sehen Verwässerungsschutzklauseln für den Fall vor, dass die Gesellschaft während der Wandel- oder Optionsfrist unter Einräumung eines
Bezugsrechts an ihre Aktionäre das Grundkapital erhöht
oder weitere Wandel- oder Optionsanleihen begibt bzw.
sonstige Optionsrechte gewährt und den Inhabern von Wandel- oder Optionsrechten kein Bezugsrecht in dem Umfang
54
Weitere Angaben
eingeräumt wird, wie es ihnen nach Ausübung der Wandeloder Optionsrechte zustehen würde. Der Vorstand ist ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht der
Aktionäre auf die Teilschuldverschreibungen mit Wandeloder Optionsrechten auf Aktien der Gesellschaft auszuschließen. Die Berechtigung zum Bezugsrechtsausschluss gilt
jedoch nur für Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder
Optionsrechten (bzw. Wandlungspflichten) auf Aktien mit
einem anteiligen Betrag von insgesamt bis zu 10 Prozent des
Grundkapitals im Zeitpunkt der Ausgabe der Teilschuldverschreibungen mit Wandel- oder Optionsrechten (bzw. Wandlungspflichten) und nur insoweit, wie zum einen von dem
genehmigten Kapital gemäß der Satzung der Gesellschaft
sowie zum anderen von der Veräußerung eigener, aufgrund
einer Ermächtigung nach § 71 Absatz 1 Nr. 8 Aktiengesetz
erworbenen Aktien, jeweils unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre gemäß § 186 Absatz 3 Satz 4 Aktiengesetz, nicht Gebrauch gemacht worden ist. Der Vorstand ist
weiter ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das
Bezugsrecht der Aktionäre auf die Teilschuldverschreibungen
mit Wandel- und Optionsrechten auf Aktien der Gesellschaft
auszuschließen, soweit Teilschuldverschreibungen gegen
Sachleistungen begeben werden und der Ausschluss des
Bezugsrechts im überwiegenden Interesse der Gesellschaft
und damit ihrer Aktionäre liegt. Soweit der Vorstand von der
Ermächtigung zum Bezugsrechtsausschluss keinen Gebrauch
macht, wird er ermächtigt, Spitzenbeträge, die sich aufgrund
des Bezugsverhältnisses ergeben, von dem Bezugsrecht der
Aktionäre auszunehmen und das Bezugsrecht auch insoweit
auszuschließen, wie es erforderlich ist, um den Inhabern
oder Gläubigern von Wandel- oder Optionsrechten (bzw.
Wandlungspflichten) auf Aktien der Gesellschaft ein Bezugsrecht in dem Umfang gewähren zu können, wie es ihnen
nach Ausübung des Wandel- oder Optionsrechts oder durch
Wandlungspflichten zustehen würde.
Das Grundkapital der Gesellschaft ist um bis zu 175.000.000 
bedingt erhöht (vgl. hierzu Seite 151 des Anhangs).
Aus der Entscheidung des spanischen Ministeriums für Industrie, Tourismus und Handel vom 3. November 2006 über die
von der E.ON Zwölfte Verwaltungs GmbH eingereichte
Beschwerde gegen den Beschluss der Nationalen Energiekommission (CNE) vom 27. Juli 2006 ergibt sich folgende Auflage: Sollte innerhalb von zehn Jahren nach der effektiven
Übernahme von Endesa eine Gesellschaft auf direktem oder
indirektem Wege einen Anteil von mehr als 50 Prozent am
Gesellschaftskapital bzw. an den Stimmrechten von E.ON
erwerben oder beabsichtigen zu erwerben, so hat E.ON dies
der Nationalen Energiekommission mitzuteilen, die daraufhin nach Durchführung eines entsprechenden Verfahrens
den Inhalt des Beschlusses, mit dem die Beteiligung am
Gesellschaftskapital von Endesa genehmigt wurde, abändern
kann. Sofern Grund zur Annahme besteht, dass eine solche
Änderung der Inhaberschaft negative Auswirkungen auf das
öffentliche Interesse an dem Energiesektor haben könnte,
kann E.ON im Rahmen einer solchen Revision die Auflage
erteilt werden, die Gesamtheit der direkt oder indirekt von
ihr gehaltenen Endesa-Aktien an einen Dritten zu veräußern,
der von der Nationalen Energiekommission dazu ermächtigt
werden muss.
Die bestehenden Kredit- und Avallinien (vgl. hierzu Textziffer
24 im Anhang) enthalten entsprechend der marktüblichen
Praxis in vergleichbaren Verträgen Change of Control-Klauseln,
die ein Kündigungsrecht des Kreditgebers vorsehen.
Aus der Ministererlaubnis des deutschen Bundesministers
für Wirtschaft und Technologie vom 5. Juli/18.September
2002 zu den Zusammenschlussvorhaben E.ON/Gelsenberg
und E.ON/Bergemann ergibt sich folgende Auflage: E.ON hat
auf Verlangen des Bundesministeriums für Wirtschaft und
Technologie sämtliche von ihr oder von verbundenen Unternehmen gehaltenen Aktien der Ruhrgas AG an einen Dritten
zu veräußern, wenn ein anderes Unternehmen eine Stimmrechts- oder Kapitalmehrheit an E.ON erwirbt und der Erwerber begründeten Anlass zur Besorgnis gibt, dass energiepolitische Interessen der Bundesrepublik Deutschland beeinträchtigt werden. Der Erwerber der Ruhrgas-Aktien bedarf
der 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.
Market Units
Konzernabschluss
Mitarbeiter
Im E.ON-Konzern waren Ende des Jahres 2006 weltweit
80.612 Mitarbeiter beschäftigt. Dazu kommen 235 Vorstände
und Geschäftsführer und 2.574 Auszubildende. Insgesamt
waren das 1.042 Mitarbeiter mehr als im Vorjahr (1,3 Prozent).
Diese Entwicklung ist hauptsächlich auf den weiteren Personalaufbau in der Market Unit UK zurückzuführen.
Mitarbeiter 1)
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
43.546
44.476
Central Europe
12.417
13.366
Pan-European Gas
15.621
12.891
UK
5.693
5.424
Nordic
2.890
3.002
US-Midwest
445
411
Corporate Center
80.612
79.570
Gesamt
473
840
Nicht fortgeführte
Aktivitäten2)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder
2) enthält WKE und zum 31. Dezember 2005 zusätzlich E.ON Finland
Der Mitarbeiterrückgang bei Central Europe resultiert vor
allem aus Maßnahmen zur Integration und Effizienzsteigerung in Zentralosteuropa.
Der Beschäftigungszuwachs bei der Market Unit Nordic
resultiert insbesondere aus zusätzlichem Personal im Endkundengeschäft und im Bereich Netzinfrastruktur.
Bei Pan-European Gas sind im Wesentlichen Anpassungsmaßnahmen zur Steigerung der Effizienz bei E.ON Gaz România
für die geringere Zahl der Beschäftigten verantwortlich.
Der Grund für den Rückgang der Belegschaft bei der Market
Unit US-Midwest ist hauptsächlich der Verkauf von Betriebsführungsverträgen einer Servicegesellschaft im unregulierten
Geschäft.
Bei der Market Unit UK ist der Anstieg der Mitarbeiterzahl hauptsächlich auf den weiteren Personalaufbau im Bereich Kundenservice sowie den steigenden Einsatz von Technikern im Bereich
Netzinfrastruktur und im Ablesegeschäft zurückzuführen.
Der Aufwand für Löhne und Gehälter einschließlich der
sozialen Abgaben und Altersversorgung betrug im Berichtszeitraum rund 4,6 Mrd  (Vorjahr: 4,2 Mrd ).
55
56
Weitere Angaben
Grundzüge des Vergütungssystems für Vorstand
und Aufsichtsrat
Die Grundzüge der Vergütungssysteme sowie Angaben zu den
Konzernbezügen einzelner Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder haben wir für das Geschäftsjahr 2006 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
195 bis 200 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.
Forschung und Entwicklung
Im Jahr 2006 hat E.ON im Bereich Forschung und Entwicklung entscheidende Weichen für die Einführung neuer Technologien gestellt. Energieeffizienz, Schonung der Ressourcen
und Wirtschaftlichkeit bilden die Ziele, an dem sich unsere
vielfältigen Aktivitäten orientieren.
Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand lag im Jahr 2006
bei 27 Mio  (Vorjahr: 24 Mio ). Weitere 30 Mio  hat E.ON
im Rahmen von Demonstrationsvorhaben ausgegeben. Insgesamt arbeiteten im E.ON-Konzern 175 Mitarbeiter im Bereich
Forschung und Entwicklung, davon 70 bei Central Europe,
45 bei UK, 30 bei Pan-European Gas, 25 bei Nordic und 5 bei
US-Midwest. Darüber hinaus werden Ingenieurdienstleistungen außerhalb des operativen Betriebs für den Konzern und
externe Auftraggeber in den beiden E.ON-Ingenieurgesellschaften E.ON Engineering und Power Technology erbracht.
In diesen Gesellschaften arbeiten insgesamt 935 Mitarbeiter.
Ferner fördert E.ON Universitäten bei der Grundlagenforschung.
Im Jahr 2006 haben wir gemeinsam mit der RWTH Aachen
das E.ON-Institut für Energieforschung gegründet, das von
E.ON in den nächsten zehn Jahren mit einem Gesamtbetrag
von 40 Mio  unterstützt wird. Die Themenschwerpunkte des
E.ON-Instituts ergänzen das bereits an der RWTH vorhandene Forschungsangebot im Energiebereich. Am E.ON-Institut
werden in fünf Lehrstühlen die Forschungsgebiete Systeme
der Stromerzeugung und Stromspeicherung, Automation komplexer Stromsysteme, angewandte Geophysik und geothermische Energie, rationelle Energieverwendung in Gebäuden
und die zukünftigen Bedürfnisse von Energieverbrauchern
systematisch erforscht. Weitere Universitäten werden von E.ON
in den USA, Großbritannien und Schweden mit ca. 11 Mio 
gefördert. Im Rahmen einer internationalen Ausschreibung
werden in den nächsten zehn Jahren weiterhin 60 Mio  in
die Erforschung spezieller Energiethemen investiert.
Innovative Technologien sind das Rückgrat unseres Unternehmens. Wir haben im Jahr 2006 die konzernweite Technologie-Offensive „innovate.on“ gestartet und werden in diesem
Rahmen zusätzlich zu den genannten Aktivitäten umfangreiche Investitionen in Großprojekte zur Demonstration neuer
Technologien vornehmen. 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 überführen wir dann in die praktische Anwendung.
Market Units
Konzernabschluss
Beispiele für unsere Forschungsprojekte im Jahr 2006:
• Betrieb der weltweit größten Versuchsanlage mit Großkomponenten aus neuen Hochleistungswerkstoffen,
COMTES 700, im E.ON-Kraftwerk Scholven. Ziel der Versuche war die Steigerung der zulässigen Dampftemperaturen auf über 700 °C. Diese Tests bilden einen
Meilenstein auf dem Weg zu einem Kohlekraftwerk
mit einem Wirkungsgrad von mehr als 50 Prozent.
• Beteiligung an der ersten großtechnischen Demonstrationsanlage eines Kraftwerks mit Kohlevergasung, CO2Abtrennung und CO2-Speicherung mit einer Leistung von
275 MWe im Rahmen des Projekts FutureGen in den USA.
Die Anlage soll bereits im Jahr 2012 in Betrieb gehen. Als
weitere Option setzt E.ON die Entwicklung eines Kohlekraftwerks mit Kohlevergasung und CO2-Abspeicherung
in Lincolnshire, Großbritannien bis 2012 fort.
• Entwicklung und Test der weltweit effizientesten Gasturbinenanlage mit einer Leistung von 340 MWe in Kooperation mit Siemens am Standort Irsching. Nach Abschluss
der Testphase ist die Übernahme des Prototyps durch
E.ON Energie und der Umbau in ein Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk mit einem elektrischen Wirkungsgrad von
60 Prozent und einer Leistung von 530 MW geplant.
• Erprobung der ersten Windkraftanlage mit einer Leistung
von 5 MW in Cuxhaven für zukünftige Offshore-Windparks.
• Leistungsoptimierte Nutzung von Freileitungen unter
Berücksichtigung der aktuellen Wettersituation.
• Schrittweise Entwicklung von Offshore-Windparks in
großen Wassertiefen.
• Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität und Einspeisung in das Erdgasnetz.
57
58
Weitere Angaben
Corporate Social Responsibility (CSR)
Wir sind auch beim Thema gesellschaftliche Verantwortung
als eines der führenden Unternehmen unserer Branche zunehmend anerkannt. Nur mit einer verantwortlichen Unternehmensführung sichern wir die Akzeptanz unseres Geschäftsmodells bei wesentlichen Anspruchsgruppen und ermöglichen
damit langfristigen unternehmerischen Erfolg. Deshalb ist CSR
für uns integraler Bestandteil unserer Unternehmenskultur
und unserer Geschäftsprozesse. Was wir darunter im Einzelnen verstehen, ist in entsprechenden Leitlinien festgehalten,
die von unserem CSR Council erarbeitet und vom E.ON-Vorstand verabschiedet werden. Der CSR Council ist mit oberen
Führungskräften aus allen Market Units, Fachbereichen des
Corporate Centers und dem Betriebsrat besetzt. Das Gremium überwacht die Einhaltung der Richtlinien und unterstützt den E.ON-Vorstand bei der Vereinbarung von konzernweiten CSR-Schwerpunkten und -Zielen. Deren Umsetzung
und Abgleich mit der Erwartungshaltung einzelner
Anspruchsgruppen wird durch CSR-Koordinatoren im Corporate Center und in allen Market Units gesteuert.
Bis zum Jahr 2008 haben wir uns zum Ziel gesetzt bei folgenden Themen eine weltweit führende Position in der Stromund Gasbranche zu erreichen:
• Klimaschutz und Energieeffizienz.
Wir haben im vergangenen Jahr das E.ON Institut für
Energieforschung gemeinsam mit der RWTH Aachen
gegründet und die Initiative „innovate.on“ gestartet. Ziel
ist es, mit Hilfe neuer Technologien bestehende Kraftwerke effizienter und emissionsärmer zu machen und
erneuerbare Energien noch stärker in die Energieversorgung einzubinden. Auf einer Umweltkonferenz im
Oktober 2006 haben dazu unsere Fach- und Führungskräfte ihr Wissen um die besten Lösungen ausgetauscht.
Dazu zählt zum Beispiel der Bau des weltweit effizientesten Kohlekraftwerks an einem deutschen Standort,
die Planung eines CO2-freien Kohlekraftwerks in England
sowie umfangreiche Investitionen in die Windenergie.
•
•
Engagierte Nachbarschaftshilfe in den Regionen, in
denen wir tätig sind.
Mit der Initiative „Energie für Kinder“ wollen wir unser
konzernweites Engagement für Kindertagesstätten und
Grundschulen erhöhen. Über langfristige Patenschaften
werden wir helfen, weltweit Einrichtungen für ganzheitliche Förderung zu schaffen, die in den jeweiligen Regionen Vorbildcharakter haben. Wichtige Themen werden
dabei der regelmäßige Erfahrungsaustausch zwischen
den Einrichtungen, das persönliche Engagement unserer
Mitarbeiter, Investitionen in die Energieeffizienz der
Gebäude sowie Bildungsmaßnahmen in den Bereichen
Energie, Umwelt und Sicherheit sein.
Transparente Darstellung unserer ökonomischen, ökologischen und sozialen Leistungen.
Im Juli 2006 hat E.ON erstmals einen konzernweiten
CSR-Bericht nach den internationalen Leitlinien der
Global Reporting Initiative veröffentlicht. Er enthält
unsere CSR-Strategie sowie einen konkreten Aktionsplan
zur Erreichung unserer Ziele. Damit konnten wir uns zum
Beispiel im internationalen Accountability Rating um 41
Plätze auf Position 25 der Fortune 100 verbessern – die
stärkste Verbesserung aller aufgeführten Unternehmen.
Im Mai 2007 erscheint der neue CSR-Bericht mit dem Schwerpunktthema „Changing Energy“. Darin stellen wir dar, wie
E.ON den Wandel in den globalen Energiemärkten gestaltet
und so frühzeitig potenzielle Risiken erkennt. Der jeweils
aktuelle Bericht und weitere Informationen stehen im Internet unter www.eon.com zur Verfügung.
Market Units
Konzernabschluss
Wichtige Ereignisse nach Schluss
des Geschäftsjahres
Ende 2006 hat sich Thüga mit EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) geeinigt, ihre Anteile an GSW Gasversorgung
Sachsen Ost Wärmeservice GmbH & Co. KG (76,5 Prozent),
GSW Gasversorgung Sachsen Ost Wärmeservice Verwaltungsgesellschaft mbH (76,5 Prozent), EnSO Energie Sachsen Ost
GmbH (14,5 Prozent), sowie Erdgas Südwest GmbH (28,0 Prozent) an Gesellschaften des EnBW-Konzerns zu veräußern.
Die Übertragung der Anteile soll im ersten Quartal 2007
vollzogen werden.
Am 14. Januar 2007 hat ein Sturm in Südschweden in einigen
Gebieten das Stromverteilungsnetz erheblich beschädigt.
Ungefähr 170.000 E.ON-Kunden waren teilweise für längere
Zeit ohne Strom. Die Kosten für Reparaturarbeiten und Entschädigungsleistungen an Kunden werden derzeit auf 95 Mio 
geschätzt. Die Kosten infolge des Sturms wirken sich nicht
auf das Adjusted EBIT aus, da dieses Ereignis außergewöhnlichen Charakter hat.
Am 2. Februar 2007 hat E.ON bei der spanischen Börsenaufsicht CNMV im Rahmen des „sealed envelope“-Verfahrens das
finale Angebot in Höhe von 38,75  pro Aktie und American
Depositary Receipts (ADR) für die angekündigte Übernahme
von Endesa S.A. eingereicht. Dies entspricht einem Gesamtwert von 41 Mrd  für 100 Prozent der Endesa-Aktien. In diesem Zusammenhang hat E.ON eine neue zusätzliche Kreditlinie zur Finanzierung des höheren Angebots abgeschlossen,
die zusammen mit der bestehenden 37,1 Mrd  Linie ein
Volumen von 41 Mrd  ergibt. Der neue Preis pro Aktie enthält
gegenüber dem Schlusskurs der Endesa-Aktie am 2. September 2005, dem letzten Handelstag vor Veröffentlichung des
ehemalig konkurrierenden Gas Natural-Angebots, eine Prämie
von 109 Prozent. Sofern vor dem Abschluss der Transaktion
Dividenden an die Aktionäre von Endesa S. A. ausgezahlt
werden, verringert sich der Angebotspreis von 38,75  je
Aktie entsprechend. Das Übernahmeangebot von E.ON steht
unter folgenden Bedingungen:
a)
E.ON erwirbt im Rahmen des Angebots mindestens
529.481.934 Aktien von Endesa, entsprechend 50,01 Prozent des Grundkapitals.
b) Die Hauptversammlung von Endesa beschließt folgende
Satzungsänderungen: Änderung von Art. 32 der Satzung
dahingehend, dass die Stimmrechtsbeschränkung aufgehoben wird; Änderung weiterer Artikel der Satzung in
Bezug auf die Anforderungen an die Zusammensetzung
des Board of Directors und an die Ernennung zum Director oder Chief Executive Officer.
Am 6. Februar 2007 hat die CNMV das finale Angebot von
E.ON genehmigt und das Board von Endesa hat eine positive
Stellungnahme zu dem E.ON-Angebot abgegeben. Endesa
hat für den 20. März 2007 zur außerordentlichen Hauptversammlung eingeladen, auf der über die Aufhebung der oben
genannten Satzungsbedingungen entschieden werden soll.
Das Ende der Angebotsfrist wurde von der CNMV auf den
29. März 2007 festgelegt.
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60
7,5 kWh für Sommerträume im Winter
62
Risikobericht
Im Zuge unserer geschäftlichen Aktivitäten sind wir einer
Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unserem
unternehmerischen Handeln verbunden sind. Wir begegnen
diesen Risiken mit einem umfassenden Risikomanagementsystem, das integraler Bestandteil der Geschäftsprozesse und
Unternehmensentscheidungen ist. Wesentliche Bestandteile
dieses Systems sind: ein konzernweit einheitlicher Strategie-,
Planungs- und Controllingprozess, konzernweite Richtlinien
und Berichtssysteme sowie eine konzernweite Risikoberichterstattung. Unser Risikomanagementsystem zielt darauf ab,
die Unternehmensleitung in die Lage zu versetzen, frühzeitig
Risiken zu erkennen, um rechtzeitig gegensteuern zu können. Darüber hinaus werden die konzernweiten Planungs-,
Steuerungs- und Berichtsprozesse kontinuierlich auf Effektivität und Effizienz überprüft.
Die Wirksamkeit unseres Risikofrüherkennungssystems
wird regelmäßig durch unsere interne Revision und durch
unsere Abschlussprüfer gemäß den gesetzlichen Anforderungen überprüft.
Für den E.ON-Konzern und somit auch für die E.ON AG bestehen im Wesentlichen folgende Risiken:
Operative Risiken
Bei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden technologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. Betriebsstörungen oder längere Produktionsausfälle von Anlagen
oder Komponenten könnten unsere Ertragslage beeinträchtigen. Wir ergreifen unter anderem folgende umfangreiche
Maßnahmen, um diesen Risiken zu begegnen:
• Systematische Schulungs- und Qualifikationsprogramme
für unsere Mitarbeiter
• Weiterentwicklung unserer Produktionsverfahren
und -technologien
• Regelmäßige Wartung unserer Anlagen und Netze
Gegen dennoch eintretende Schadensfälle sind wir in einem
wirtschaftlich sinnvollen Umfang versichert.
Finanzwirtschaftliche Risiken
Aus dem operativen Geschäft ergeben sich für E.ON Zins-,
Währungs- und Kreditausfallrisiken sowie Marktpreisänderungsrisiken hinsichtlich der Commodities Strom, Gas, Kohle,
Öl und CO2. Die Instrumente zur Sicherung bzw. Steuerung
dieser Risiken sind im Konzernanhang ausführlich beschrieben. Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungsrisiken aus
Wertpapieren des Umlaufvermögens, die durch ein geeignetes Fondsmanagement gesteuert werden. Die Überwachung
und Steuerung von Liquiditätsrisiken erfolgt im Rahmen
kurz- und langfristiger Finanzplanungen.
Externe Risiken
Das internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Market
Units bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur
und des Wettbewerbs gekennzeichnet. Unser Strom- und
Gasgeschäft ist auf den liberalisierten Märkten Preis- und
Absatzrisiken ausgesetzt. Durch ein umfassendes Vertriebscontrolling und ein intensives Kundenmanagement minimieren wir diese Risiken.
Weitere externe Risiken ergeben sich aus dem politischen,
rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns,
dessen Änderung zu erheblichen Planungsunsicherheiten
führen kann.
• Das Bundeswirtschaftsministerium beabsichtigt eine
Verschärfung der kartellrechtlichen Missbrauchsaufsicht
im Strom-, Gas- und Fernwärmemarkt. Es wird diskutiert,
dass Unternehmen, die allein oder gemeinsam eine
marktbeherrschende Stellung auf diesen Märkten innehaben, künftig keine Entgelte, Entgeltbestandteile oder
sonstige Geschäftsbedingungen mehr fordern dürfen,
die ungünstiger sind als die von Unternehmen auf vergleichbaren Märkten – auch wenn die Abweichung nicht
erheblich ist. Ferner dürfen keine Entgelte gefordert
werden, die die Kosten in unangemessener Weise überschreiten. Bei Umsetzung dieser Vorschläge sieht E.ON
eine erhebliche Beeinträchtigung des Wettbewerbs auf
dem heimischen Energiemarkt. Die Auswirkungen auf
E.ON können zum jetzigen Zeitpunkt allerdings noch
nicht quantifiziert werden.
Market Units
Konzernabschluss
•
•
Das Bundeskartellamt untersucht im Rahmen eines
Missbrauchsverfahrens die Berücksichtigung von CO2Emissionszertifikaten bei der Strompreiskalkulation.
Grundlegendes Prinzip des Emissionshandels ist es, dass
über die Berücksichtigung der Werte von Zertifikaten als
Kostenfaktor ein Lenkungseffekt zur Minderung von
CO2-Emissionen erzielt wird. Das Bundeskartellamt
untersucht derzeit, inwieweit diese kostenmäßige
Berücksichtigung im Strompreis bei unentgeltlich zugeteilten CO2-Emissionszertifikaten missbräuchlich ist.
Die Generaldirektion Wettbewerb der EU-Kommission
hat im Januar 2007 ein umfangreiches Energiepaket vorgestellt. Es ist zu erwarten, dass sich daraus gesetzgeberische Initiativen mit dem Ziel eines verstärkten Engagements beim Klimaschutz und bei der Umsetzung von
Energieeffizienzmaßnahmen sowie einer weiteren
Intensivierung des Wettbewerbs ergeben. Die Auswirkungen dieser möglichen Gesetzesinitiativen auf unser
Geschäft können derzeit nicht vorhergesehen werden.
Als eine Maßnahme zur Verbesserung des Wettbewerbs
wird auch die eigentumsrechtliche Trennung der Netze
von den übrigen Bereichen der Energieversorgung
diskutiert. Wir halten einen solchen Eigentumseingriff
für rechtlich unzulässig, können ihn gleichwohl zum
jetzigen Zeitpunkt nicht ausschließen. Als Alternative
zur eigentumsrechtlichen Trennung der Netze hat die
EU-Kommission die Etablierung eines unabhängigen
Netzbetreibers zur Diskussion gestellt, der wesentliche
Aufgaben der Netzbetreiber übernehmen soll, jedoch
nicht das Eigentum an den Netzen selbst. Auch diese
Alternative bedeutet jedoch einen unzulässigen Eingriff
in unser Eigentum.
IT-Risiken
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.
Beurteilung der Risikosituation durch die
Unternehmensleitung
Im Jahresverlauf haben sich innerhalb der Risikostruktur des
E.ON-Konzerns im Wesentlichen aufgrund der zuvor genannten externen Risiken aus dem politischen, rechtlichen und
regulatorischen Umfeld neue Schwerpunkte ergeben, sodass
sich die Risikolage im Berichtszeitraum gegenüber dem Vorjahr differenziert entwickelt hat. Aus heutiger Sicht sind für
die Zukunft keine Risiken erkennbar, die den Fortbestand des
Konzerns oder einzelner Market Units gefährden könnten.
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64
Prognosebericht
Gesamtwirtschaftliche Situation
Branchensituation
Der Sachverständigenrat (SVR) der deutschen Bundesregierung erwartet für das Jahr 2007 ein leicht abgeschwächtes
Wachstum der Weltwirtschaft. Die Expansion in Europa und
den asiatischen Schwellenländern wird sich fortsetzen, die
Entwicklung in den Vereinigten Staaten und Japan aber
etwas an Dynamik verlieren. Hintergrund ist in den USA vor
allem das schlechtere monetäre Umfeld und die daraus
resultierenden geringeren Impulse aus privaten Investitionen.
Das Wachtum des BIP wird vom SVR für die USA mit 2,5 Prozent für 2007 angegeben.
Die Ausrichtung der Branche wird durch drei Eckpfeiler
bestimmt: Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und
Umweltverträglichkeit. Dabei hat der Ölstreit zwischen der
Republik Weißrussland und Russland mit seiner Auswirkung
auf die Versorgung in weiteren Ländern das Augenmerk verstärkt auf den Stellenwert einer sicheren Energieversorgung
gerichtet. 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.
Da sich der monetäre Rahmen auch im Euro-Raum verschlechtert hat, ist auch hier mit einer weniger dynamischen Investitionstätigkeit zu rechnen. Der verstärkte Beschäftigungsaufbau zusammen mit einem gestiegenen Verbrauchervertrauen werden aber als Indiz für eine Fortsetzung des Aufschwungsprozesses im Euro-Raum gesehen. Im Ergebnis wird
hier ein Zuwachs von 2,3 Prozent erwartet.
In Großbritannien wird ebenfalls ein vom Konsum getragener Aufschwung vom SVR prognostiziert. Auch hier wirkt die
Zinserhöhung leicht dämpfend auf die Investitionstätigkeit,
sodass das BIP im Jahr 2007 um geschätzte 2,6 Prozent steigen dürfte. Für die skandinavischen und osteuropäischen
Länder wird aufgrund des von der guten Beschäftigungslage
angeregten privaten Konsums mit einem fortgesetzten Aufschwung gerechnet.
In Deutschland wird die wirtschaftliche Entwicklung im Jahr
2007 an Dynamik verlieren. Der Kaufkraftentzug durch die
höhere Mehrwertsteuer sowie die Vorzieheffekte im privaten
Bau aus dem Jahr 2006 schwächen die Inlandsnachfrage.
Auch der Export dürfte sich aufgrund der leicht abkühlenden
Weltkonjunktur nicht mehr so dynamisch entwickeln und
somit einen geringeren Beitrag zum gesamtwirtschaftlichen
Wachstum liefern. Der SVR prognostiziert für Deutschland
ein Wachstum von 1,8 Prozent.
Trotz eines zuletzt leichten Rückgangs der Energiepreise
erwartet die Branche, 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 letzen drei Jahren – anders als in den 80er-Jahren – nicht
den gleichen negativen Einfluss auf die Weltwirtschaft hatte.
Erdgas und Ölprodukte stehen in vielen Anwendungsbereichen in direkter Konkurrenz. Daher ist davon auszugehen,
dass sich die Preise beider 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.
Market Units
Konzernabschluss
Eine große Unsicherheit besteht derzeit in der Prognose der
Preise von CO2-Emissionszertifikaten. Die zukünftige Preisentwicklung hängt vor allem davon ab, wie knapp die Ausstattung mit Zertifikaten sein wird. Die langfristige Entwicklung
der Zertifikatpreise wird wesentlich durch den weltweiten
Umgang mit dem Instrument Zertifikatehandel bestimmt
werden.
Im Wesentlichen 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, einhergehend mit einem hohen Energiegehalt,
stärkt 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.
Geplante Übernahme von Endesa
Anfang Februar 2007 hat die spanische Börsenaufsicht im
Rahmen des „sealed envelope“-Verfahrens unseren finalen
Angebotspreis von 38,75 Euro pro Aktie und ADR für die
angekündigte Übernahme des spanischen Energieversorgers
Endesa S.A. genehmigt. Dies entspricht einem Gesamtwert
von 41 Mrd  für 100 Prozent der Endesa-Aktien. Bei den
folgenden Prognosen für das Geschäftsjahr 2007 wurden
mögliche Auswirkungen aus der geplanten Übernahme nicht
berücksichtigt, da frühestens Anfang April mit einem Ergebnis
des öffentlichen Übernahmeangebots zu rechnen ist.
Mitarbeiter
Die Zahl der Mitarbeiter im E.ON-Konzern wird bis zum Jahresende 2007 leicht steigen (rund 1.200 Mitarbeiter). Der
Zuwachs ist im Wesentlichen bei der Market Unit UK in den
Bereichen Energy Services und Energy Wholesale geplant.
Ergebnisentwicklung
Der Konzernabschluss der E.ON AG für das Geschäftsjahr
2006 wurde zum letzten Mal nach den in den USA geltenden
United States Generally Accepted Accounting Principles (USGAAP) aufgestellt. Ab dem Beginn des Geschäftsjahrs 2007
werden wir die Finanzberichterstattung gemäß den Vorschriften der International Financial Reporting Standards
(IFRS) vornehmen, die in einigen Aspekten wesentlich von
US-GAAP abweichen. Aus diesem Grund beziehen sich die
folgenden Aussagen auf die Ergebnisentwicklung nach IFRS.
Bis zur erstmaligen Veröffentlichung eines vollständigen
Konzernabschlusses nach IFRS zum 31. Dezember 2007 sind
die folgenden Ergebnisinformationen aufgrund möglicher
Änderungen einzelner Standards jedoch nur vorläufig.
Nach dem derzeitigen, noch nicht abschließend geprüften
Ergebnis der Umstellungsarbeiten liegt das Adjusted EBIT
des E.ON-Konzerns für das Jahr 2006 nach IFRS leicht über
dem Ergebnis gemäß US-GAAP. Ergebnisabweichungen im
Zusammenhang mit der Umstellung auf IFRS resultieren im
Wesentlichen aus
• der Bewertung von Vorräten,
• der Bewertung von Rückstellungen,
• der Behandlung von Vermögensgegenständen und Verbindlichkeiten unter US-Regulierung sowie
• der Ausübung von Erstanwendungswahlrechten zum
Zeitpunkt der Umstellung.
Bei den einzelnen Market Units wirkt sich die IFRS-Umstellung wie folgt auf das Adjusted EBIT aus: Für die Market
Units Central Europe und UK ergeben sich keine wesentlichen Veränderungen. Während sich das Adjusted EBIT
bei den Market Units Pan-European Gas und US-Midwest
deutlich erhöht, vermindert es sich bei Nordic merklich.
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66
Prognosebericht
Für das Jahr 2007 erwarten wir, das Adjusted EBIT des E.ONKonzerns erneut leicht steigern zu können. Jedoch werden
nicht alle Market Units – unter anderem aufgrund der beschriebenen Umstellungseffekte – gleichermaßen zu dieser
Verbesserung beitragen können. Auch für den Konzernüberschuss rechnen wir aus heutiger Sicht im Jahr 2007 mit einer
leichten Steigerung. Die Ergebnisentwicklung wird jedoch
insbesondere von der stichtagsbezogenen Marktbewertung
von Derivaten zum Jahresende beeinflusst werden.
Zu den Market Units im Einzelnen:
Ausgehend von dem Ergebnis 2006, das einerseits erhebliche
Belastungen aus regulatorischen Eingriffen im Netzgeschäft
und andererseits operative Verbesserungen und positive Einmaleffekte enthält, erwarten wir für Central Europe für das
Jahr 2007 ein leicht über dem Vorjahr liegendes Adjusted EBIT.
Central Europe strebt an, im Jahr 2007 die fortdauernden
Belastungen durch regulatorische Eingriffe im Strom- und
Gasnetz durch operative Verbesserungen auch in anderen
Bereichen aufzufangen.
Für das Geschäftsjahr 2007 rechnen wir für die Market Unit
Pan-European Gas mit einem Adjusted EBIT unter dem Vorjahreswert. Dabei wird sich das Upstream-/Midstream-Geschäft
unter anderem aufgrund der Öl- und Gaspreisentwicklung,
des witterungsbedingt rückläufigen Absatzes zu Jahresbeginn
sowie rückläufiger Ergebnisse aus der Speicherbeschäftigung
abschwächen. Dem stehen Ergebnisverbesserungen der
Downstream-Beteiligungen gegenüber, die insbesondere aus
dem Wegfall der ergebnisbelastenden Einmaleffekte im
Zusammenhang mit der Regulierung der Netzentgelte und
aus einer Verbesserung des Ergebnisses der ungarischen
Beteiligungen resultieren.
Für das Jahr 2007 rechnen wir für die Market Unit Nordic mit
einem deutlichen Zuwachs beim Adjusted EBIT. Die Ergebnisentwicklung wird von größeren Erzeugungsmengen aus
Wasser- und Kernkraft sowie höheren Großhandelspreisen
für Strom profitieren.
Bei der Market Unit US-Midwest erwarten wir für das Jahr
2007 ein Adjusted EBIT unter dem Niveau des Vorjahres. Aufgrund der zeitlichen Verzögerung von Gaseinkauf und Fakturierung an die Kunden rechnen wir im Jahr 2007 mit geringeren Margen im Gasgeschäft.
Investitionen
Unsere Investitionsplanung folgt der Strategie, unsere starken Positionen im Strom- und Gasmarkt zu sichern und auszubauen. Hierzu plant E.ON im Jahr 2007 Investitionen von
insgesamt rund 9,1 Mrd . Rund 7,2 Mrd , also 80 Prozent
der Gesamtsumme, sind für Sachanlagen vorgesehen. Diese
Investitionen dienen insbesondere der Versorgungssicherheit.
Rund 2,4 Mrd  der Sachinvestitionen dienen dem Erhalt
und Ersatz bestehender Anlagen. Darüber hinaus entfallen
1,8 Mrd  auf die Modernisierung und Instandhaltung von
Transport- und Verteilnetzen im Strom- und Gasbereich. In
den Aufbau zusätzlicher Stromerzeugungskapazitäten, den
Ausbau der Strom- und Gasnetze, die Erweiterung der Gasspeicherkapazitäten sowie die Erschließung von Gasfeldern
werden rund 3 Mrd  investiert.
Investitionen: Planung 2007
Anteile in %
insgesamt 9,1 Mrd 
40 Central Europe
Vor dem Hintergrund der deutlichen Ergebnissteigerung im
Jahr 2006 gehen wir bei der Market Unit UK davon aus, dass
wir im Jahr 2007 beim Adjusted EBIT das Vorjahresniveau
halten werden. Zentrale Herausforderungen im Jahr 2007
werden die weitere Optimierung der Erzeugungsmargen in
einem volatilen Commodity-Markt und die wertschaffende
Bewirtschaftung des Verteilungsnetzes sein. E.ON UK hat im
Januar 2007 angekündigt, die Energiepreise für Haushaltskunden aufgrund rückläufiger Großhandelspreise zu senken
und unterstreicht damit ihre Entschlossenheit, Wert für den
Kunden zu generieren.
25 Pan-European Gas
15 UK
11 Nordic
9 US-Midwest
Versorgungssicherheit
Ein großer Teil unserer geplanten Investitionen dient der Versorgungssicherheit. So werden wir in den kommenden Jahren
konsequent unsere Kraftwerkskapazitäten in allen Market
Market Units
Konzernabschluss
Units erneuern und erweitern. Darüber hinaus werden wir
erheblich in den Erhalt, den Ausbau und die Modernisierung
der Netzinfrastruktur im Strom- und Gasbereich investieren.
Um die Versorgung der europäischen Zielmärkte mit Erdgas
langfristig und zu wettbewerbsfähigen Konditionen zu sichern,
planen wir, die eigene Erdgasförderung in der Nordsee und
in Russland weiter aufzubauen. Außerdem werden wir die
europäische Gasinfrastruktur – beispielsweise durch die Ostseepipeline – ausbauen und zusätzlich in das LNG-Geschäft
einsteigen. Damit gewährleisten wir auch in Zukunft eine
zuverlässige Versorgung unserer Kunden mit Strom und Gas.
Chancen
Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit ergeben sich
für E.ON Chancen in Verbindung mit einer für uns positiven
Entwicklung der Leitzinsen, Währungskurse und Marktpreise
für die Commodities Strom, Gas, Kohle, Öl und CO2. Darüber
hinaus ergeben sich bei einer weiterhin positiven Entwicklung der zugrunde liegenden Kurse Chancen in Zusammenhang mit Wertpapieren des Umlaufvermögens.
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.
Potenzielle Chancen ergeben sich zudem im Rahmen einer
weiteren Optimierung des Bezugsportfolios durch den Handel von Commodities. Mit Blick auf die Marktentwicklungen
in Großbritannien und Kontinentaleuropa können sich durch
den Handel an europäischen Gas-Hubs zusätzliche Absatzund Einkaufspotenziale ergeben. Darüber hinaus können
weitere Chancen durch eine fortlaufende Optimierung von
Transport- sowie Speicherrechten im Gasbereich realisiert
werden.
Im Rahmen des E.ON-Beschaffungsnetzwerks werden erhebliche Skaleneffekte aus der internationalen Bündelung von
Beschaffungsvolumen realisiert und Kostensenkungen durch
konzernweiten Best-Practice-Transfer erzielt. Kostenvorteile
ergeben sich dabei insbesondere aus der Optimierung von
technischen Spezifikationen für Beschaffungsumfänge und
aus der Anwendung erprobter, einheitlicher Beschaffungsprozesse und -instrumente.
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 im
Geschäftsjahr 2007 eine erfreuliche wirtschaftliche Entwicklung. Eine verlässliche Prognose für das Geschäftsjahr 2008
können wir aus heutiger Sicht aufgrund von Ungewissheiten
hinsichtlich der wirtschaftlichen, währungsbezogenen, regulatorischen, technischen und wettbewerbsbezogenen Entwicklung nicht abgeben.
Dieser zusammengefasste Lagebericht enthält bestimmte zukunftsgerichtete Aussagen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken, Ungewissheiten und andere Faktoren
können dazu führen, dass die tatsächlichen zukünftigen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung von E.ON und Endesa wesentlich von den hier gegebenen
Einschätzungen abweichen. Diese Faktoren umfassen unter anderem die Tatsachen, dass erforderliche regulatorische Genehmigungen nicht, oder nicht zu annehmbaren Bedingungen
eingeholt werden können und dass Endesa nicht in die E.ON-Gruppe integriert und somit Synergieeffekte und Kosten im Zusammenhang mit der Akquisition von Endesa nicht
abschließend ermittelt werden können. Weitere Faktoren betreffen die Wirtschaftslage der Branchen, in denen E.ON und Endesa tätig sind und andere Risikofaktoren, die in den Mitteilungen von E.ON an die Frankfurter Wertpapierbörse sowie an die SEC (inkl. des jährlichen Berichts von E.ON auf Form 20-F) und die in den Mitteilungen von Endesa an die
CNMV und die SEC (inkl. des jährlichen Berichts von Endesa auf Form 20-F) beschrieben werden. E.ON übernimmt keinerlei Verpflichtung, solche zukunftsgerichteten Aussagen zu
aktualisieren oder an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.
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Strategie und geplante Investitionen
E.ON ist heute aufgrund einer gezielten Wachstums- und
Integrationsstrategie der führende integrierte Energiedienstleister 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.
E.ON besitzt damit eine ausgezeichnete Ausgangsposition,
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.
Veränderung der europäischen Energiemärkte
Die Europäische Union treibt das Zusammenwachsen der
Strom- und Gasmärkte in Europa voran.
E.ON begrüßt diese Bemühungen und hat im Jahr 2006 ein
umfangreiches Strategieprojekt eingeleitet, um auf die neuen
Anforderungen Antworten zu finden, sich ergebende Chancen
zu nutzen und Nachteile frühzeitig abwenden zu können. Vor
dem Hintergrund der anhaltenden Energiepreisdiskussion
haben wir bereits erste Sofortmaßnahmen ergriffen.
So hat E.ON eine Initiative für mehr Wettbewerb im Stromund Gasmarkt gestartet. Jedes neue Kraftwerk, das Wettbewerber im E.ON-Netzgebiet bauen, erhält schnell einen Netzzugang. Damit setzen wir Impulse für den Bau neuer Kraftwerke und für ein größeres Stromangebot in Deutschland.
Darüber hinaus werden wir den Stromaustausch mit den
Nachbarländern verbessern. Kurzfristig sollen die grenzüberschreitenden Transportkapazitäten um rund 1.000 MW ausgebaut werden. Gleichzeitig stellen wir durch den weiteren
Netzausbau erhebliche Zusatzkapazitäten für den internationalen Stromaustausch bereit. Das schafft eine wichtige
Grundlage, um den europäischen Stromhandel in eine neue
Dimension zu führen.
Um die Liquidität und die Transparenz des Stromhandels zu
erhöhen, unterstützt E.ON die Zusammenführung der nationalen Strombörsen zu europäischen Börsenplätzen. Das über
öffentliche Handelsplätze abgewickelte Volumen wird dabei
stetig erhöht. Bereits seit April 2006 informieren wir alle
Handelsteilnehmer über die am jeweils nächsten Tag zur
Verfügung stehende Erzeugungskapazität – eine wichtige
Information zur Einschätzung der voraussichtlichen
Angebotssituation.
E.ON hat ihren Gasmarkt bereits vor Einführung der neuen
Netzzugangsregelung am 1. Oktober 2006 für alle Verbraucher geöffnet. Neue Gasanbieter können in den Gebieten der
Regionalversorgungsunternehmen von E.ON und der Eigenbetriebe von Thüga Haushalts- und Kleingewerbekunden mit
Erdgas versorgen. Das Gas wird vom bisherigen Gasversorger geliefert, der Kunde hat aber einen neuen Vertragspartner. Um den Erdgashandel weiter zu beleben, betreibt E.ON
seit Oktober 2006 auch eine eigene internetbasierte Handelsplattform im Norden und führt gleichzeitig Gespräche mit
Energiebörsen.
Parallel dazu wird E.ON in den Leitungsbau von den Grenzen
zum virtuellen Handelspunkt investieren, insbesondere da,
wo die freie Kapazität in den Leitungen nachhaltig unter
10 Prozent liegt und auch auf der anderen Seite der Grenze
entsprechende freie Kapazitäten vorhanden sind. Damit
schafft E.ON eine wichtige Voraussetzung für neue Teilnehmer,
Erdgas in Deutschland anbieten zu können. Zum nächsten
Gaswirtschaftsjahr wird E.ON die Anzahl seiner Marktgebiete
auf zwei reduzieren, eines für hochkalorisches Erdgas
(H-Gas) und eines für niedrigkalorisches Erdgas (L-Gas). Es
entsteht ein deutschlandweites Marktgebiet, in dem große
Mengen Erdgas aus allen für Deutschland wesentlichen
internationalen Quellen zusammenfließen. Die zukünftig hohe
Liquidität wird für Transportkunden sowie für den Börsenhandel
von Erdgas besonders attraktiv sein.
Mit dem Paket an Sofortmaßnahmen verleihen wir unserer
Überzeugung Ausdruck, dass es nur eine wirksame Strategie
gegen höhere Energiepreise gibt: das schnelle und umfassende Zusammenwachsen der europäischen Energiemärkte
mit noch stärkerer Wettbewerbsorientierung. Hiervon profitieren unsere Kunden letztlich mehr als von weiteren regulatorischen Eingriffen.
Market Units
Konzernabschluss
Neue Märkte
Russland
Überlegungen, in den russischen Strommarkt zu investieren
Südosteuropa
Analyse von Privatisierungsoptionen in Südosteuropa
Italien
Ausbau zu einer signifikanten Marktposition im italienischen
Gas- und Strommarkt
Südwesteuropa
Eintritt in den spanischen und französischen Markt (zzgl.
Lateinamerika) durch die Akquisition von Endesa
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Strategie und geplante Investitionen
Investitionen in Kraftwerke und die Gasversorgung
Eintritt in neue Märkte
In den kommenden 10 bis 15 Jahren werden in Europa erhebliche neue Kraftwerkskapazitäten notwendig. E.ON wird ihre
Marktposition durch Erhalt- und Wachstumsinvestitionen
konsequent sichern und ausbauen. Dabei werden im Hinblick
auf Effizienz und Umweltschutz neue Herausforderungen auf
die Energiebranche zukommen.
Bei einem erfolgreichen Abschluss des von uns im Februar
2006 abgegebenen Barangebots für Endesa wird E.ON in
einem Schritt in allen wichtigen regionalen Strom- und Gasmärkten Europas eine führende Wettbewerbsposition einnehmen. Mit der Transaktion wird sich E.ON gleichzeitig den
Zutritt zu den lateinamerikanischen Ländern erschließen, die
zu den am schnellsten wachsenden Energiemärkten der Welt
gehören. Resultierende Skalenvorteile und weltweite BestPractice-Transfers sind wesentliche Wettbewerbsvorteile in
den sich schnell verändernden Energiemärkten.
Im Rahmen unserer Technologie-Offensive werden wir unsere
Marktstärke und unser gesamtes energiewirtschaftliches
Wissen für die Entwicklung moderner Technologien einsetzen.
Zu dieser Initiative gehörten der Bau des weltweit effizientesten Kohlekraftwerks, die Errichtung von Pilot- und Demonstrationsanlagen zur CO2-Abtrennung und -Speicherung ebenso wie der Ausbau der erneuerbaren Energien durch die
Errichtung von Offshore-Windparks in großen Wassertiefen
und die Reinigung von Biogas auf Erdgasqualität sowie seine anschließende Einspeisung in das Erdgasnetz.
In allen wichtigen Märkten wird die Erneuerung und Erweiterung der Kraftwerkskapazitäten ein strategischer Schwerpunkt für die jeweilige Market Unit. In der aktuellen Planung
von Central Europe liegen die strategischen Schwerpunkte
beispielsweise auf dem Ausbau der Erzeugungspositionen in
West- und Osteuropa sowie weiteren Investitionen in Distributions- und Vertriebsaktivitäten im Bereich Strom und Gas.
Kernelemente der Strategie in der Market Unit UK sind die
Optimierung des Vertriebsgeschäfts und die Neuausrichtung
des Erzeugungsportfolios.
Darüber hinaus ist die Stärkung der pan-europäischen Gasversorgung durch Investitionen in Gasfelder und neue Importleistungen ein strategischer Schwerpunkt für E.ON. Außerdem
sind der Einstieg in das LNG-Geschäft sowie Transport- und
Speicherinfrastrukturmaßnahmen vorgesehen. Der angestrebte Einstieg in das russische Gasfeld Yushno Russkoje
und der weitere Ausbau unserer Upstream-Aktivitäten in der
britischen und norwegischen Nordsee sollen wesentlich zur
Erreichung unseres strategischen Ziels beitragen, langfristig
15 bis 20 Prozent des Gasbedarfs aus eigener Produktion
abzusichern. Damit bleibt E.ON auch zukünftig Garant für
eine zuverlässige Gasversorgung.
In anderen Märkten, in denen E.ON noch nicht vertreten ist,
eröffnen sich durch Akquisitionen und anlaufende Privatisierungen von Staatsunternehmen attraktive Einstiegsoptionen.
Dabei verfügen wir durch unsere Erfahrungen in neuen
Märkten, insbesondere durch den erfolgreichen Eintritt in
den osteuropäischen Wirtschaftsraum, über einen Vorsprung
vor anderen Wettbewerbern.
Nach unserer erfolgreichen Positionierung in Osteuropa wird
derzeit der Einstieg in den russischen Strommarkt geprüft.
Russland ist für uns bereits seit vielen Jahren ein wichtiger
Handelspartner im Gasbereich und besitzt mit einem Jahresverbrauch von über 900 TWh den viertgrößten Strommarkt
der Welt.
Ebenso werden Investitionsmöglichkeiten im türkischen Strommarkt geprüft. Der Markt soll sich von Ende 2007 an für Privatinvestoren öffnen, eine Privatisierung ist zunächst für die
Regionalversorgungsunternehmen vorgesehen. Der türkische
Strommarkt ist insbesondere wegen seiner hohen Wachstumsraten und der Nähe zu den E.ON-Märkten interessant.
Market Units
Konzernabschluss
Investitionsplan
Die Investitionsplanung folgt der eingeschlagenen Strategie,
die starke Marktposition im Strom- und Gasmarkt zu sichern
und konsequent auszubauen. Der Schwerpunkt liegt mit
22,4 Mrd  auf den Sachanlageinvestitionen, die insbesondere
zur weiteren Verbesserung der Versorgungssicherheit in den
E.ON-Märkten beitragen werden. Der Großteil der Investitionen
entfällt dabei auf die Modernisierung und den Neubau von
Kraftwerken und Netzen, rund 0,9 Mrd  werden in erneuerbare Energien fließen. Für den Erwerb von Beteiligungen –
insbesondere in der Gasförderung sowie in Osteuropa und
der Türkei – sind rund 2,9 Mrd  eingeplant. Über die in der
Investitionsplanung vorgesehenen Projekte hinaus wird die
Großakquisition des spanischen Energieversorgers Endesa
intensiv verfolgt.
Investitionen: Planung 2007–2009
Anteile in %
insgesamt 25,3 Mrd 
40 Central Europe
17 Pan-European Gas
2,7 Mrd  allein dem Netzerhalt und -ausbau in Deutschland
dienen. 1,4 Mrd  sind für den Erwerb von Beteiligungen, vor
allem für den Ausbau der Marktpositionen in Osteuropa und
in der Türkei, vorgesehen.
In der Market Unit Pan-European Gas sind Investitionen von
4,7 Mrd  vorgesehen. Davon entfallen 3,4 Mrd  auf Sachanlagen. Schwerpunkte sind der Ausbau der Transport- und
Speicherinfrastruktur und der Bau des LNG-Terminals in
Wilhelmshaven. Hierdurch sollen ein flexibler Gasbezug
sowie ein hohes Maß an Versorgungssicherheit gewährleistet werden. In die Erschließung von Gasfeldern in der Nordsee werden 0,8 Mrd  investiert. Die Finanzinvestitionen in
Höhe von 1,3 Mrd  betreffen im Wesentlichen die Beteiligung am westsibirischen Gasfeld Yushno Russkoje.
Die Market Unit UK beabsichtigt, insgesamt rund 4,3 Mrd 
zu investieren, fast ausschließlich für Sachanlageinvestitionen. Im Vordergrund stehen die Erneuerung des Kraftwerksparks sowie die Modernisierung der Netzinfrastruktur. Für
den Ersatz mittelfristig entfallender Erzeugungskapazitäten
sind Neubauten eines effizienten Kohlekraftwerks und eines
Gaskraftwerks vorgesehen. Auch die Strom- und Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energien, insbesondere aus Windkraft,
wird ausgebaut. Für den Kauf von Beteiligungen an Windparkgesellschaften sind rund 0,2 Mrd  eingeplant.
20 UK
14 Nordic
9 US-Midwest
Die Market Unit Central Europe plant für den Zeitraum 2007
bis 2009 Investitionen in Höhe von 11,5 Mrd . Davon entfallen 88 Prozent auf Sachanlagen, vornehmlich auf den Neubau
und die Modernisierung von Kraftwerken. In Deutschland
sind neben den bereits begonnenen Kraftwerksneubauten in
Datteln und Irsching ein neuer 1.100-Megawatt-Steinkohleblock am Standort Staudinger sowie ein Steinkohle-Versuchskraftwerk mit einem Wirkungsgrad von mehr als 50 Prozent
geplant. Der Bau von Staudinger 6 steht allerdings noch unter
dem Vorbehalt verlässlicher energiepolitischer und regulatorischer Rahmenbedingungen. Weiterhin baut E.ON ein hochmodernes Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk in Italien und
ein Kohlekraftwerk in den Niederlanden am Standort Maasvlakte. Zusätzlich sind mehrere neue Kohle- und Gaskraftwerke in Osteuropa geplant. In die europäischen Strom- und
Gasnetze werden insgesamt 3,6 Mrd  investiert, wobei
Die Market Unit Nordic plant Sachanlageinvestitionen in Höhe
von 2,7 Mrd . Diese Investitionen dienen im Wesentlichen
der Verbesserung der Stromverteilungsnetze und der Modernisierung und Leistungssteigerung der Kraftwerke. Daneben
wird in den Neubau einer KWK-Anlage in Malmö sowie in die
Entwicklung von Windenergieprojekten investiert.
Die Market Unit US-Midwest sieht ausschließlich Sachanlageinvestitionen in Höhe von 2,1 Mrd  vor. Die Investitionen
entfallen unter anderem auf Umweltschutzmaßnahmen bei
bestehenden Kraftwerken und die Verbesserung der Stromund Gasnetze. Größtes Einzelengagement ist die Fertigstellung des 750-Megawatt-Kohlekraftwerks Trimble County 2.
71
40 kWh für Party statt Nachtschicht
74
E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
Die E.ON-Aktie ist an allen deutschen Börsenplätzen und an
der New York Stock Exchange notiert sowie dem MTA International, einem Segment der italienischen Börse. Im DAX
war die E.ON-Aktie mit einer Gewichtung von 9,8 Prozent
zum Jahresende 2006 der höchstgewichtete Wert. Auch nach
Marktkapitalisierung war E.ON zum 29. Dezember 2006 der
größte Wert im DAX. Die E.ON-Aktie ist in allen wichtigen
europäischen Aktienindizes enthalten. In den USA wird die
E.ON-Aktie über so genannte American Depositary Receipts
(ADR) gehandelt (Umtauschverhältnis zwischen E.ON-ADR
und E.ON-Aktien drei zu eins).
Jahresendkurse
in  je Aktie
38,45
51,74
67,06
87,39
102,83
2002
2003
2004
2005
2006
100
80
60
40
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
NYSE EON.N
Bloomberg
FWB EOA GF
NYSE EON US
Dividendenentwicklung
in  je Aktie
1,35
1,60
1,75
2,00
2,35
2,75
3,35
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
3
2
Gewichtung der E.ON-Aktie
in wichtigen Indizes
Stand 29. Dezember 2006
in %
DAX
9,8
Dow Jones EURO STOXX 50
3,4
Dow Jones STOXX Utilities
15,4
1
Langfristige Entwicklung der E.ON-Aktie
Entwicklung der E.ON-Aktie im Jahr 2006
In einem starken Aktienmarkt erhöhte sich der Kurs der
E.ON-Aktie im Jahr 2006 um 17,7 Prozent. Berücksichtigt man
die Wiederanlage der Bardividende (inklusive Sonderdividende), nahm der Wert eines E.ON-Aktiendepots im Jahr 2006
um 26,6 Prozent zu und entwickelte sich damit besser als der
deutsche Aktienmarkt (DAX +22,0 Prozent) und auch besser
als der europäische Aktienmarkt (EURO STOXX +18 Prozent).
Der Aktienmarkt für europäische Versorgeraktien entwickelte
sich im Jahr 2006 insgesamt stark (gemessen am Branchenindex STOXX Utilities +39,9 Prozent).
Das Vermögen eines langfristig orientierten E.ON-Aktionärs,
der Ende 1996 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 15.359 . Mit dieser Rendite von 11,9 Prozent pro Jahr erzielte die E.ON-Aktie eine höhere Wertsteigerung als der deutsche Aktienmarkt (DAX 8,6 Prozent). Der
europäische Gesamtmarkt, gemessen am EURO STOXX mit
10,5 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 14,0 Prozent.
Market Units
Konzernabschluss
Ein Anleger, der Ende 2001 E.ON-Aktien im Wert von 5.000 
gekauft hatte, erzielte am Jahresende 2006 inklusive wiederangelegter Bardividenden (inklusive Sonderdividende im
Jahr 2006) einen Wertzuwachs in Höhe von 117,5 Prozent. Die
Performance des deutschen Aktienmarktes (DAX +27,8 Prozent)
und des europäischen Gesamtmarktes (EURO STOXX 50
+21,4 Prozent) blieb dagegen deutlich hinter der Performance
der E.ON-Aktie zurück. Die Performance anderer europäischer
Versorger war nur leicht geringer (STOXX Utilities +103,5 Prozent).
Dividende
Für das Geschäftsjahr 2006 wird der Hauptversammlung die
Ausschüttung einer von 2,75  um 22 Prozent auf 3,35  je
Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr 2001
hat sich die Dividende damit von 1,60  auf 3,35  erhöht
bzw. ist um durchschnittlich 15,9 Prozent pro Jahr gestiegen.
Bezogen auf den Jahresendkurs 2006 beträgt die Dividendenrendite 3,3 Prozent und die Ausschüttungsquote bezogen auf
den bereinigten Konzernüberschuss 50,4 Prozent.
Wertentwicklung der E.ON-Aktie im Marktvergleich
in %
E.ON-Depot
DAX
EURO STOXX
STOXX Utilities
250
200
150
100
50
0
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Kennzahlen zur E.ON-Aktie 1)
je Aktie in 
2002
2003
2004
2005
2006
Ergebnis aus Konzernüberschuss
4,26
7,11
6,61
11,24
7,67
–
–
–
5,52
6,65
1,75
2,00
2,35
2,75
3,35
Dividendensumme (in Mio )
1.142
1.312
1.549
4.6143)
2.210
Höchstkurs
59,97
51,74
67,06
88,92
104,40
Tiefstkurs
38,16
34,67
49,27
64,50
82,12
Jahresendkurs
38,45
51,74
67,06
87,39
102,83
Ergebnis aus bereinigtem Konzernüberschuss2)
Dividende
Ausstehende Stückaktien (in Mio)
652
656
659
659
660
Börsenwert4) (in Mrd )
25,1
33,9
44,2
57,6
67,6
39,33
45,39
50,93
67,50
72,54
98
114
132
129
142
39,9
38,5
46,1
62,5
92,5
859,9
807,8
877,7
1.095,8
1.539,3
4,6
4,8
5,3
5,7
6,0
Bilanzielles Eigenkapital5)
Marktwert/Buchwert6) (in %)
Umsatz E.ON-Aktien7) (in Mrd )
Umsatz deutsche Aktien (in Mrd )
davon Anteil E.ON (in %)
1) bereinigt um nicht fortgeführte Aktivitäten
2) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37
3) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je Aktie
4) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
5) ohne Anteile Konzernfremder
6) Aktienkurs am Jahresende in Prozent des bilanziellen Eigenkapitals (ohne Anteile Konzernfremder) je Aktie
7) an allen deutschen Börsen inkl. Xetra
75
76
E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
E.ON-Anleihen
Investor Relations
Im Rahmen des Medium Term Note-Programms hat E.ON im
Mai 2002 folgende Anleihen auf dem internationalen Anleihenmarkt begeben (jeweils über die Finanzierungsgesellschaft
E.ON International Finance B.V.):
• 4,25 Mrd  mit 5,750 Prozent p.a.; fällig am 29. Mai 2009
• 0,9 Mrd  mit 6,375 Prozent p.a.; fällig am 29. Mai 2017
• 0,5 Mrd GBP mit 6,375 Prozent p.a.; fällig am 29. Mai 2012
• 0,975 Mrd GBP mit 6,375 Prozent p.a.; fällig am 7. Juni 2032
Auch im Jahr 2006 haben wir unsere Investor-Relations-Arbeit
erweitert. Mit unseren regelmäßigen Roadshows und der Teilnahme an Kapitalmarktkonferenzen haben wir die bereits seit
langem bestehende und vertrauensvolle Beziehung zu unseren Zielgruppen weiter ausgebaut. Dazu zählen institutionelle
Investoren, Finanzanalysten, Privatanleger, aber auch sämtliche
Personen, die Interesse an der E.ON-Aktie, den E.ON-Anleihen
oder dem Börsengeschehen im Allgemeinen haben.
Im Sekundärmarkt entwickelten sich die E.ON-Anleihen im
Jahr 2006 unterschiedlich. Bei den -Anleihen weiteten sich
die Risikoaufschläge (Spreads) zunächst nach Bekanntgabe
der Endesa-Transaktion leicht aus, reduzierten sich dann
bis Jahresende jedoch wieder auf das ursprüngliche Niveau
(für die im Jahr 2009 fällige Anleihe) bzw. lagen sogar noch
darunter (für die im Jahr 2017 fällige Anleihe). Bei den weniger
liquiden GBP-Anleihen weiteten sich die Spreads hingegen
aus und waren auch am Jahresende noch höher.
Unsere bisher sehr erfolgreichen jährlichen Capital Market
Days werden wir auch im Jahr 2007 fortsetzen. Im Jahr 2006
haben wir in Stockholm eine Veranstaltung zu unserer
Market Unit Nordic durchgeführt. Rund 80 Teilnehmer hatten
die Gelegenheit, einen Einblick in das operative Geschäft
von Nordic zu erhalten und direkten Kontakt mit Führungskräften der Market Unit und des Corporate Centers aufzunehmen. Für das Jahr 2007 haben wir eine Veranstaltung zu
unseren Aktivitäten im osteuropäischen Markt geplant.
Die Credit Default Swaps (CDS), ein Indikator für die vom
Kapitalmarkt wahrgenommene Kreditqualität, weiteten sich
nach Bekanntgabe der Endesa-Transaktion nur kurzfristig
aus und lagen zum Jahresende unter dem Niveau des Jahresanfangs (5- und 10-Jahres-CDS).
Auch unseren Service für Privatanleger haben wir weiter
verbessert und uns bei vielen Veranstaltungen verstärkt
dieser Anlegergruppe präsentiert. Das gesamte InvestorRelations-Angebot wird übersichtlich auf unserer Website
www.eon.com präsentiert. Hier finden E.ON-Aktionäre und
interessierte zukünftige Anleger vielfältige Informationen
für die Beurteilung der E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen. Neben
Finanzberichten und Präsentationen können im Video- oder
Audioformat auch Telefonkonferenzen, Capital Market Days
und die Hauptversammlung heruntergeladen werden. Einige
der Video- und Audiodokumente sind ebenfalls als Podcast
erhältlich.
Ratings der E.ON AG
Langfristiges
Rating
Kurzfristiges
Rating Ausblick
Moody’s
Aa3
P-1
Überprüfung bzgl. evtl.
Herabstufung (“review
for possible downgrade”)
Standard & Poor’s
AA–
A-1+
Überprüfung bzgl.
evtl. Herabstufung
(„credit watch with
negative implications“)
Fitch1)
AA–
F-1+
Überprüfung bzgl. evtl.
Herabstufung („rating
watch negative”)
1) Nicht in Auftrag gegebenes Rating (Unsolicitated Rating)
Die E.ON-Anleihen sind in allen relevanten Anleihen-Indizes
enthalten. Dies sind insbesondere der iBoxx Utilities, iBoxx
Non-Financials und der iBoxx Non-Financials AA. Die Auswahl
der Anleihen, die für die Indexberechnung verwendet werden, unterliegt strengen Auswahlkriterien wie z. B. Rating,
Laufzeit und Mindestvolumen.
Im Jahr 2006 wurde die Qualität unserer Arbeit erneut durch
die positive Bewertung von Investoren und Analysten in
europäischen und weltweiten Befragungen bestätigt. Das
motiviert uns, auch 2007 den hohen Qualitätsstandard unserer
Finanzkommunikation weiter zu verbessern. Wir freuen uns
auf eine weiterhin gute Zusammenarbeit mit dem Kapitalmarkt in diesem spannenden Jahr 2007.
0,45 kWh für schöne Erinnerungen
78
Menschen bei E.ON
Internes und externes Wachstum sowie das Einstellen auf sich
verändernde Rahmenbedingungen bestimmen die wesentlichen Herausforderungen des Personalmanagements. Die
Sicherung qualifizierten Personals ist eine der Hauptaufgaben erfolgreicher Personalarbeit. Um qualifizierte Mitarbeiter
vom externen Arbeitsmarkt zu gewinnen, ist für E.ON der
Aufbau einer konzernweiten Arbeitgebermarke („Employer
Brand“) von entscheidender Bedeutung. Darüber hinaus führt
die demografische Entwicklung mit einer abnehmenden
Geburtenrate dazu, dass sich der Wettbewerb um hochqualifizierte Mitarbeiter am Arbeitsmarkt verstärkt. Ferner
werden die Beschäftigten zukünftig länger arbeiten müssen.
E.ON hat sich hier zum Ziel gesetzt, Instrumente zur Sicherung der Beschäftigungsfähigkeit zu entwickeln, die es dem
Konzern ermöglichen, unter anderem auch das Wissen älterer Mitarbeiter weiter zu nutzen. Hierbei hat die Entwicklung
eines konzernweiten Gesundheitsmanagements eine besondere Bedeutung.
Entwicklung des LTIF
2004
2006
1,2
0,8
1,2
US-Midwest
4,5
4,2
2,2
Nordic
UK
6,2
4,8
2,9
Central
Europe
6,3
5,4
4,5
8,2
5,8
4,1
Pan-European
Gas
6
5
4
Konzern
Arbeitssicherheit, Gesundheitsförderung und
Umweltschutz
Arbeitssicherheit, Gesundheitsförderung und Umweltschutz
sind integraler Bestandteil unserer Aktivitäten. Wir sind der
festen Überzeugung, dass ein ausgeprägtes Sicherheitsverhalten die Produktivität steigert. Seit drei Jahren werden
Unfallereignisse mit dem international gültigen Maßstab
LTIF (lost time injury frequency) erhoben. Diese Messgröße
ermöglicht einen Vergleich innerhalb des Konzerns und auch
mit anderen Industriezweigen. Die Ergebnisse zeigen, dass
sich der Trend sinkender Unfallzahlen und Krankenstände auch
im Jahr 2006 weiter fortgesetzt hat. Die Arbeitsunfälle von
E.ON-Mitarbeitern konnten im Berichtsjahr erneut um mehr
als 15 Prozent gesenkt werden. 2006 ereigneten sich bezogen
auf 1 Million Arbeitsstunden nur 4,1 Unfälle mit Ausfallzeiten.
Damit nimmt E.ON innerhalb der Energiebranche bereits
heute eine Vorreiterrolle in Sachen Arbeitssicherheit ein.
2005
0
3
6
9
Ziel ist es, in Sachen Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz in allen Ländern, in denen wir tätig sind, das beste
Unternehmen der Branche zu sein.
Deshalb hat sich E.ON vorgenommen, das Unfallgeschehen
bis 2010 noch weiter zu senken. Dieses Ziel geht auch in den
Zielvereinbarungsprozess der Top Executives ein. Unsere
Arbeitssicherheitskultur gilt dabei selbstverständlich auch
für Fremdfirmenmitarbeiter. Auch hier wird das Unfallgeschehen genau beobachtet und gezielt bei der Vergabe von
Aufträgen berücksichtigt.
Ziel im Bereich der Gesundheitsförderung ist es, rechtzeitig
auf die Folgen der demografischen Entwicklung zu reagieren
und die Produktivität durch Steigerung der Motivation und
Senkung von Ausfallzeiten zu erhöhen. Entsprechend wurden
im vergangenen Jahr in allen Market Units die Aktivitäten zur
Gesundheitsförderung deutlich verstärkt. In allen Teilen des
Konzerns wurden Maßnahmen zur aktiven Verbesserung der
gesundheitlichen Konstitution der Mitarbeiter eingeleitet.
Die nachhaltigen Ansätze reichen von arbeitgeberfinanzierten Raucherentwöhnungskursen über Gesundheitschecks
und, Sportangebote bis hin zur Ernährung. Diese Aktivitäten
werden in den nächsten Jahren weiter fortgesetzt werden.
Market Units
Konzernabschluss
Darüber hinaus fand im Jahr 2006 erstmals eine konzernweite Umweltschutzkonferenz statt. Ziel dieser Konferenz war
es, Handlungsfelder zu erarbeiten, um zukünftig eine noch
bessere Einbindung von Themen wie Klimaschutz und Umweltschutzkultur in die Unternehmensstrategie zu erreichen.
Zum Jahresende 2006 waren bei der Market Unit Nordic insgesamt 5.693 Mitarbeiter beschäftigt und damit rund 5 Prozent mehr als zum Jahresende 2005. Dies resultiert hauptsächlich aus zusätzlichem Personal im Endkundengeschäft
und im Bereich Netzinfrastruktur.
Entwicklung der Mitarbeiterzahlen
Der Rückgang der Belegschaft bei der Market Unit US-Midwest um rund 4 Prozent auf 2.890 Mitarbeiter seit Jahresende 2005 ist hauptsächlich auf den Verkauf von Betriebsführungsverträgen einer Servicegesellschaft im unregulierten
Geschäft zurückzuführen.
Im E.ON-Konzern waren Ende des Jahres 2006 weltweit
80.612 Mitarbeiter beschäftigt. Dazu kommen 235 Vorstände
und Geschäftsführer und 2.574 Auszubildende. Insgesamt
waren das 1.042 Mitarbeiter mehr als im Vorjahr (1,3 Prozent).
Diese Entwicklung ist hauptsächlich auf den Personalaufbau
bei UK zurückzuführen.
Mitarbeiter1)
31. Dezember
2006
2005
+/– %
Central Europe
43.546
44.476
–2
Pan-European Gas
12.417
13.366
–7
UK
15.621
12.891
+21
Nordic
5.693
5.424
+5
US-Midwest
2.890
3.002
–4
Corporate Center/
Sonstige
Konzern
Nicht fortgeführte
Aktivitäten2)
445
411
+8
80.612
79.570
+1
473
840
–44
Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur,
Teilzeitbeschäftigung
Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember
2006 bei rund 27 Prozent. Zum selben Zeitpunkt betrug das
Durchschnittsalter im E.ON-Konzern 40,9 Jahre (Männer:
41,8 Jahre, Frauen: 38,4 Jahre) und die durchschnittliche
Betriebszugehörigkeit 14,6 Jahre (Männer: 15,8 Jahre, Frauen:
11,6 Jahre). Insgesamt verfügen wir im E.ON-Konzern über
eine ausgewogene Altersstruktur bei unserer Belegschaft.
Insgesamt 5.793 Mitarbeiter waren am Jahresende im E.ONKonzern in Teilzeit beschäftigt, davon 4.093 Frauen (71 Prozent).
Altersstruktur
Alter
Männer 73,1 %
Frauen 26,9 %
1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder
2) enthält WKE und zum 31. Dezember 2005 zusätzlich E.ON Finland
2,5
1,2
bis 20
Die Zahl der Beschäftigten bei Central Europe hat sich im
Vergleich zum 31. Dezember 2005 um 2 Prozent auf insgesamt 43.546 Mitarbeiter verringert. Dies resultiert vor allem
aus Maßnahmen zur Integration und Effizienzsteigerung in
Zentralosteuropa.
4,2
2,9
21–25
5,8
3,5
26–30
8,0
3,4
31–35
Die Zahl der Beschäftigten bei Pan-European Gas hat sich im
Vergleich zum 31. Dezember 2005 um rund 7 Prozent auf insgesamt 12.417 Mitarbeiter verringert. Hierfür sind im Wesentlichen Anpassungsmaßnahmen zur Steigerung der Effizienz
bei E.ON Gaz România verantwortlich.
10,9
4,1
36–40
12,1
4,1
41–45
12,7
3,6
46–50
Bei der Market Unit UK waren zum Ende des Jahres 2006 insgesamt 15.621 Mitarbeiter beschäftigt. Dies bedeutet einen
Anstieg der Mitarbeiterzahl um rund 21 Prozent seit dem
Ende des Jahres 2005. Neben dem steigenden Einsatz von
Technikern im Bereich Netzinfrastruktur und im Ablesegeschäft führte im Kundenservice die Integration zuvor extern
vergebener Dienstleistungen zu einem deutlichen Anstieg
der Mitarbeiterzahlen.
10,9
2,9
51–55
4,8
1,0
56–60
1,2
0,2
älter als 60
in %
0
5
10
79
80
Menschen bei E.ON
Geografische Struktur
Juni 2006 überall im Konzern Kollegen aus der E.ON-Welt zu
Gast: Eine Vielzahl von Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern
verbrachten den OneE.ON Day bei einer anderen E.ONGesellschaft, einige sogar außerhalb ihres Heimatlandes.
Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Zahl der im Ausland beschäftigten Mitarbeiter (ohne Auszubildende, Geschäftsführer
und Organmitglieder) auf insgesamt 46.598 Mitarbeiter bzw.
57,8 Prozent (Vorjahr: 45.443 Mitarbeiter bzw. 57,1 Prozent).
Auch dies ist vor allem auf den Personalaufbau in UK zurückzuführen.
Die Internationalität von E.ON wurde auch am 18. Oktober
2006 bei der auf Konzernebene erstmaligen Verleihung des
OneE.ON-Preises und des OneE.ON-Innovationspreises für
Kundenorientierung sichtbar: Über 400 E.ON-Beschäftigte
aus allen Market Units konnten sich davon überzeugen, wie
erfolgreich übergreifende Zusammenarbeit im Sinne von
OneE.ON ist. Aus 871 eingereichten Projekten und Initiativen
wurden jeweils die besten drei Projekte ausgezeichnet.
Mitarbeiter1)
31. Dez. 2006
Europa
80.508
Nordamerika
2.907
Asien
6
Summe
83.421
Mit dem OneE.ON-Rollout in Rumänien und Bulgarien haben
wir im Jahr 2006 die Grundlagen für eine gemeinsame Unternehmenskultur auch in den neuen Konzerngesellschaften
gelegt.
1) einschließlich Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende
OneE.ON – Verankerung im Arbeitsalltag
OneE.ON ist ein im Jahr 2004 gestarteter Prozess zur Vermittlung und Verankerung einer gemeinsamen Vision, gemeinsamer Werte und gemeinsamer Verhaltensregeln. Ziel ist es,
über die Grenzen von Arbeitsbereichen und Konzerngesellschaften hinweg eine Unternehmenskultur zu schaffen und Austausch und Zusammenarbeit im gesamten Konzern zu fördern.
Die Verankerung von OneE.ON im Arbeitsalltag wird durch
die kontinuierliche Zusammenarbeit der OneE.ON-Koordinatoren im ganzen Konzern unterstützt.
77
Dem Motto der Fußballweltmeisterschaft „Die Welt zu Gast
bei Freunden“ folgend, waren am zweiten OneE.ON Day im
13
5.389
10
50
45
15.951
688
15
239
36.720
2.585
12
11
8
4.974
10.814
1
563
2.341
2
E.ON-Mitarbeiter in Europa
Market Units
Konzernabschluss
E.ON-Mitarbeiterbefragung
Nachdem im Jahr 2005 die zweite konzernweite Mitarbeiterbefragung mit nachhaltigen Folgeprozessen durchgeführt
worden war, fand im Jahr 2006 eine Stichprobenbefragung
statt, die die Ergebnisse der Vollbefragung 2005 im Wesentlichen bestätigte. Die Ergebnisse zeigen, dass E.ON in vielen
Punkten über den Benchmarkwerten anderer DAX-Unternehmen liegt und die Werte von 2005 auf 2006 weiter gestiegen
sind. Insbesondere die Identifikation und Bindung der Mitarbeiter an E.ON ist noch stärker geworden: 80 Prozent der
Mitarbeiter sind stolz darauf, bei E.ON zu arbeiten. Beim
Thema „Feedbackkultur“ gibt es nach wie vor Optimierungsmöglichkeiten; so wurde das Thema 2006 erneut auf die Agenda
gesetzt. Die nächste konzernweite Mitarbeiterbefragung findet
im Herbst 2007 statt.
Ausbildung
Die Ausbildungsquote in Deutschland konnte gegenüber den
Vorjahren erneut verbessert werden und liegt nun bei über
7 Prozent.
Auszubildende
31. Dez. 2006
Central Europe
2.329
Pan-European Gas
234
E.ON AG/Sonstige
11
Konzern
2.574
Auszubildende im E.ON-Konzern
männlich
in %
weiblich
65,5
4,9
gewerblich/
technisch
11,6
18,0
kaufmännisch
0
20
40
60
Mit der vierten Ausbildungsinitiative in Folge hat E.ON ihr
Engagement bei der Förderung von Jugendlichen erneut
deutlich ausgebaut und dafür insgesamt rund 23 Mio  zur
Verfügung gestellt. Über die bereits bestehenden Angebote
hinaus wurde im Jahr 2006 bzw. wird im Jahr 2007 insgesamt
weiteren 1.200 jungen Menschen in Deutschland eine Perspektive in Form einer Ausbildung oder ausbildungsvorbereitender Praktika geboten. Im Rahmen dieser Initiative wendet
sich E.ON mit dem Projekt „Mit Energie dabei“ besonders
auch an benachteiligte, nicht ausbildungsreife Jugendliche,
mit dem Ziel, diese in eine Ausbildung zu vermitteln. Aufgrund der guten Erfahrungen wurde das Projekt in 2006 erneut ausgeweitet und erstmals an insgesamt 19 Standorten
im gesamten Bundesgebiet durchgeführt. Darüber hinaus
wird mit der Aktion „Gleiche Chancen für alle“ speziell die
Einstellung behinderter Auszubildender gefördert. Auf diese
Weise leistet E.ON aktive Unterstützung für die Initiative
„Jobs ohne Barrieren“ des Bundesministeriums für Arbeit und
Soziales.
Auch außerhalb Deutschlands setzt E.ON auf gut ausgebildete Nachwuchskräfte. E.ON U.S. beispielsweise bietet mit dem
Ausbildungsprogramm zum Leitungstechniker eine offiziell
anerkannte und zertifizierte Ausbildung an. Bei der Market
Unit UK absolvierten zum Jahresende 2006 in verschiedenen
Geschäftsfeldern insgesamt rund 200 Mitarbeiter eine zertifizierte Ausbildung, die eine Kombination aus formellem Training und „On-the-Job-Training“ darstellt.
Employer Branding
Das Image als Arbeitgeber hat für die Entwicklung des
Unternehmens eine besondere Bedeutung. Um den demografischen Herausforderungen sowie dem hohen Bedarf an
qualifizierten Mitarbeitern zu begegnen, wurde Anfang des
Jahres 2006 ein Projekt zur Entwicklung einer konzernweiten
Arbeitgebermarke (Employer Brand) gestartet. Ziel ist es,
E.ON bei relevanten Zielgruppen noch stärker als bisher als
Top-Arbeitgeber zu positionieren. Erste Erfolge zeigen sich
bereits in der Untersuchung des Berliner „Trendence Institute
für Personalmarketing“, bei der E.ON den zweiten Platz unter
den „Aufsteigern des Jahres“ erreichte. Darüber hinaus trägt
E.ON den Titel „Top-Arbeitgeber in Deutschland 2007“, welcher von der Corporate Research Foundation in Kooperation
mit dem Magazin „karriere“ verliehen wird.
Auch E.ON Ruhrgas stellte sich 2006 erneut externen Benchmarks im Bereich „Human Resources“: So darf E.ON Ruhrgas
zum wiederholten Mal in Folge die Prädikate „Deutschlands
beste Arbeitgeber 2006“ sowie „Best Workplaces in Europe
2006“ führen und gehört damit zu den 100 besten Arbeitgebern in Europa.
Die Kampagne www.eon-sucht-ingenieure.de startete ebenfalls
erfolgreich. Um E.ON gegenüber Studenten der Ingenieurwissenschaften langfristig als Top-Arbeitgeber zu positionieren,
wird zum Sommersemester 2007 zusätzlich ein neues
Förderprogramm für jährlich 30 Studierende an ausgewählten
Zielhochschulen implementiert.
81
82
Menschen bei E.ON
Familie und Beruf
Global Placement
Dem Thema Familie und Beruf widmen wir durch vielfältige
Maßnahmen besondere Aufmerksamkeit. Hierzu gehören
unter anderem flexible Arbeitszeitmodelle und die Bereitstellung von Kinderbetreuungsangeboten. Im Rahmen eines
OneE.ON-Forums mit Bundesministerin von der Leyen wurden Perspektiven familienbewusster Personalpolitik mit den
Mitarbeitern diskutiert. Darüber hinaus ist E.ON Mitglied im
Unternehmensnetzwerk „Erfolgsfaktor Familie“.
Unter dem Begriff Global Placement wurde im Jahr 2006
eine Market-Unit-übergreifende Funktion geschaffen, deren
Aufgabe darin besteht, auf Basis strukturierter Prozesse den
Mitarbeiteraustausch auf Konzernebene zu fördern. Dabei gilt
es insbesondere, mehr Transparenz über vakante Managementpositionen unterhalb der Top Executives (Senior Management) zu schaffen sowie Senior Managern und Nachwuchsführungskräften gezielt Perspektiven im In- und Ausland
aufzuzeigen und somit eine bestmögliche Besetzung von
Führungspositionen zu erzielen.
E.ON Graduate Program
Um jungen und motivierten Hochschulabsolventen einen
internationalen Einstieg in den E.ON-Konzern zu ermöglichen, wurde 2005 das E.ON Graduate Program europaweit
eingeführt. Nach der Ausweitung auf E.ON U.S. im September 2006 nehmen nun alle internationalen Konzerngesellschaften an dem Programm teil. Zurzeit werden 45 Hochschulabsolventen aller Fachbereiche durch das 18-monatige Programm auf eine anschließende internationale Aufgabe im
E.ON-Konzern vorbereitet. Die ersten Absolventen des Programms konnten bereits erfolgreich in eine Anschlussbeschäftigung bei E.ON übernommen werden. Darüber hinaus existieren weitere Traineeprogramme auf Ebene der deutschen
und englischen Business Units, mit denen vor allem spezifischer Nachwuchs vor Ort ausgebildet und gefördert wird.
Personalentwicklung
Zielsetzung unserer konzernweiten Personalentwicklung ist
es, Talente frühzeitig zu identifizieren, weiterzuentwickeln
und auf die bestmöglichen Positionen zu platzieren. Im Rahmen des systematischen Management-Review-Prozesses finden jährlich auf Basis der Mitarbeitergespräche Management-Review-Konferenzen statt, in denen die Identifikation
der Potenziale wie auch die strategische Nachfolgeplanung
des Konzerns erfolgt. Aufgrund dieser systematischen und
konzernweiten Vorgehensweise hat sich die zielgerichtete
Entwicklung der Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter über die
Grenzen der Market Units hinweg deutlich verbessert.
Internationale Personaltransfers
Um die fortschreitende Internationalisierung des E.ON-Konzerns erfolgreich zu bewältigen, sind Mitarbeiter mit interkultureller und internationaler Erfahrung unentbehrlich. Nach
der Überarbeitung der Expatriate Policy im Vorjahr, welche
einheitliche Rahmenbedingungen für längerfristige Auslandsentsendungen regelt, wurden die damit verbundenen Prozesse weiter ausgebaut. Unter anderem wurde innerhalb der
Market Unit Central Europe die Abwicklung der Entsendungen
in einem Competence Center für Auslandsentsendungen
zusammengefasst. Da internationale Projektarbeit in Zukunft
weiter zunehmen wird, ist es unser Ziel, die Zahl von Mitarbeitern, die für einen längeren Zeitraum in Konzerngesellschaften außerhalb ihres Heimatlandes arbeiten, stetig zu
steigern. Im Jahr 2006 erhöhte sich die Zahl der Auslandseinsätze bereits um rund 50 Prozent auf 192.
Top Executives
Der seit 2004 bestehende E.ON Executive Pool (EEP) hat sich
als wichtiger Bestandteil in der konzernübergreifenden Karriereund Nachfolgeplanung für Top-Executive-Positionen etabliert.
Der persönliche Dialog, die Einbeziehung der EEP-Mitglieder
in den jährlichen Executive Management Review-Prozess
sowie das für diesen Kreis bestehende Entwicklungsprogramm bilden die zentralen Elemente des Konzeptes. Dabei
liegt der Fokus zum einen in der persönlichen Weiterentwicklung der High Potentials, zum anderen können Market-Unitübergreifende Besetzungsentscheidungen schneller und mit
hoher Qualität aus dem E.ON Executive Pool heraus realisiert
werden.
Im Geschäftsjahr 2006 wurde zudem das E.ON-Aktienoptionsprogramm durch den neuen Share Performance Plan abgelöst. Eine nähere Beschreibung beider Pläne findet sich in
der Textziffer 10 des Anhangs.
Market Units
Konzernabschluss
Diversity
E.ON wird durch die Vielfalt an Kenntnissen, Erfahrungen
und Perspektiven seiner Mitarbeiter bereichert. Im Jahr 2006
wurde eine konzernweite Leitlinie zu Chancengleichheit und
zur Förderung von Vielfalt verabschiedet. Sie dokumentiert
das Selbstverständnis von E.ON, eine Arbeitsumgebung zu
schaffen, in der Menschen mit vielerlei individuellen Fähigkeiten gerne zusammenarbeiten. Dadurch können die Talente
jedes Einzelnen optimal genutzt werden; die Vielfalt fördert
Kreativität und Innovationen. Die Leitlinie ist Grundlage für
den konzernweiten Austausch über bereits bestehende und
die Planung zukünftiger Maßnahmen.
E.ON Academy
Die E.ON Academy hat als Unternehmens-Universität des
E.ON-Konzerns ihre Weiterbildungsprogramme für E.ON-Führungskräfte, E.ON-Partner und große E.ON-Kunden auch im
Jahr 2006 weiter ausgebaut.
Auf die elektronische Lernplattform – Academy Online –
haben derzeit international 26.500 E.ON-Mitarbeiter Zugriff.
Die elektronische Bibliothek auf Academy Online mit über
90 eLearning-Programmen und 20.000 Management- und
Fachpublikationen wurde 2006 mehr als 85.000 Mal besucht.
Mit der Gründung der E.ON Trading Academy trug E.ON 2006
der wachsenden Bedeutung des Strom- und Gashandels an
den internationalen Energiebörsen für das E.ON-Geschäft
Rechnung. Sie unterstützt den Austausch von Wissen und
Best Practices unter den Market Units und bereitet die Mitarbeiter somit bestmöglich auf ihre Aufgaben in den komplexen Märkten vor. Dialogveranstaltungen wie das „Bonner
Gespräch zum Energierecht“ und die „Düsseldorfer Dispute“
haben aktiv zur Intensivierung des Erfahrungsaustausches
mit Wirtschaft, Wissenschaft und Politik beigetragen.
E.ON InvestmentPlan und Share Incentive Plan
Der E.ON InvestmentPlan bietet den Mitarbeitern deutscher
Konzernunternehmen seit dem Jahr 2000 Möglichkeiten zur
Investition in speziell aufgelegte Aktien- und Rentenfonds.
Ende des Jahres 2006 investierten rund 4.800 Mitarbeiter in
Aktienfonds und über 3.100 in Rentenfonds. Darüber hinaus
besteht das Angebot, einmal jährlich E.ON-Mitarbeiteraktien
zum Vorzugspreis zu zeichnen. Im Jahr 2006 haben 19.955 Mitarbeiter am Mitarbeiteraktienprogramm teilgenommen, was
einer Beteiligungsquote von 54 Prozent entspricht. Insgesamt
haben die Mitarbeiter im Rahmen des diesjährigen Programms
443.290 Aktien erworben. Dies bedeutet eine Steigerung um
43 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Seit dem Jahr 2000 sind
durch das Mitarbeiteraktienprogramm fast 2 Mio E.ON-Aktien
in den Besitz von Mitarbeitern übergegangen.
Auch Mitarbeiter in Großbritannien können im Rahmen
eines Share Incentive Plans Aktien zu besonderen Konditionen
erwerben. Im Geschäftsjahr 2006 haben 4.849 Mitarbeiter auf
diese Weise insgesamt 86.352 Aktien erworben und zusätzlich 106.902 Gratisaktien erhalten. Zum Jahresende 2006
befanden sich insgesamt rund 733.000 E.ON-Aktien, die im
Rahmen eines Share Incentive Plans erworben wurden, in
Depots von E.ON-Mitarbeitern in Großbritannien.
Altersversorgung
Leistungen der betrieblichen Altersversorgung sind ein wichtiger Bestandteil der Gesamtvergütung und haben im E.ONKonzern von jeher einen hohen Stellenwert. Sie sind für die
Mitarbeiter eine wichtige Säule der Vorsorge für das Alter
und tragen zugleich zur Bindung der Mitarbeiter an das
Unternehmen bei. Die Leistungen der einzelnen E.ON-Unternehmen werden dabei durch attraktive betriebliche Angebote der Eigenvorsorge ergänzt.
83
0,0104 kWh für heiße Reifen zu Hause
86
Adjusted EBIT über Vorjahreswert
Versorgungssicherheit 2006 und in den Folgejahren ein Schwerpunkt
Für das Jahr 2007 Adjusted EBIT leicht über Vorjahresniveau erwartet
Investitionen in die Versorgungssicherheit
Central Europe
in Mio 
2006
2005
+/– %
28.380
24.295
+17
1.124
1.049
+7
Adjusted EBITDA
5.484
5.284
+4
Adjusted EBIT
4.168
3.930
+6
21,6
21,9
–0,31)
9,0
9,0
Value Added
2.431
2.318
+5
Operativer Cashflow
3.825
3.020
+27
Investitionen2)
2.416
1.981
+22
43.546
44.476
–2
Umsatz
davon Energiesteuer
ROCE in %
Kapitalkosten in %
–
Das zentrale Anliegen der Market Unit Central Europe ist
die Gewährleistung einer hohen Qualität und Sicherheit der
Energieversorgung. Dies bestimmt maßgeblich das unternehmerische Handeln. Wesentlich sind daher zum einen die
Bereitstellung einer funktionierenden Netzinfrastruktur
sowie die ausreichende Versorgung der Märkte mit Erzeugungsleistung.
In den kommenden 15 Jahren wird branchenweit mit einem
Ersatzbedarf von bis zu 60.000 MW Kraftwerksleistung innerhalb des gesamten Regionalmarkts Zentraleuropa West
(Deutschland, Frankreich, Benelux, Italien, Österreich, Schweiz)
gerechnet. Eine Verschärfung der CO2-Minderungsvorgaben
würde zukünftig einen noch größeren Ersatzbedarf hervorrufen, da ältere Anlagen aufgrund der daraus resultierenden
Mehrkosten unwirtschaftlich werden.
Vor diesem Hintergrund sind im Rahmen einer langfristig
angelegten Erzeugungsstrategie insbesondere der Erhalt
und der Ausbau der Grundlastkapazitäten von besonderer
Bedeutung. Im Geschäftsjahr 2006 und für die Planung
2007 bis 2009 wurde daher ein wesentlicher Schwerpunkt
auf den Ausbau bestehender Strukturen in den Bereichen
Stromerzeugung und Netzinfrastruktur gelegt.
Der Neubau eines Steinkohle-Kraftwerks mit einer elektrischen
Bruttoleistung von 1.100 MW zur Strom- und Fernwärmeerzeugung am Standort Datteln soll dort vorhandene Kraftwerksblöcke ersetzen und insgesamt die Kapazität am
Standort erweitern. Am Standort Irsching wird eine Gas-undDampfturbinen-Anlage (GuD-Anlage) mit einer elektrischen
Leistung von 530 MW errichtet. Die Inbetriebnahme beider
Anlagen ist für das Jahr 2011 vorgesehen. In Irsching wird
eine weitere GuD-Anlage mit einer Leistung von 800 MW
bereits im Jahr 2009 ans Netz gehen. Das 430-MW-Gaskraftwerk Emden 4 ist im Januar 2006 zur Sicherung des steigenden Bedarfs an Spitzenlast – insbesondere aufgrund der stark
Market Units
Konzernabschluss
schwankenden Einspeisung aus Windkraftanlagen in Norddeutschland – wieder in Betrieb genommen worden. Der
Einstieg in den italienischen Erzeugungsmarkt ist mit einer
800-MW-GuD-Anlage in Livorno Ferraris vorgesehen. Die Fertigstellung wird im Jahr 2008 erwartet.
Neben den in Umsetzung befindlichen Neubauprojekten von
Kraftwerken in Deutschland und Italien sind weitere Projekte
sowohl in Deutschland als auch in den Niederlanden, Ungarn,
Tschechien, der Slowakei, Rumänien und Bulgarien geplant.
Damit stellt Central Europe die Weichen für einen weiterhin
diversifizierten Kraftwerkspark mit einem ausgewogenen
Brennstoffmix, der den bereits heute absehbaren Nachfrageentwicklungen und Umweltschutzanforderungen entspricht.
Insgesamt plant Central Europe, für den Zeitraum 2007 bis
2009 rund 6 Mrd  für den Bau und den Erhalt von Kraftwerkskapazitäten zu investieren.
In den Ausbau und die Pflege der bestehenden Netzinfrastruktur für Strom und Gas hat Central Europe im Berichtsjahr 1,1 Mrd  investiert, um eine bestmögliche Versorgung
der Kunden zu gewährleisten. Im Vergleich zu den Investitionen im Jahr 2005 entspricht dies einer Steigerung des
Investitionsvolumens um rund 18,4 Prozent. Die Belastungen
des Stromnetzes durch Stromhandel und -durchleitung sind
in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen. Dies ist
nicht zuletzt Ergebnis der gestiegenen Anforderungen bei
der Einspeisung von Windenergie. Um auch weiterhin eine
hohe Zuverlässigkeit der Stromnetze zu gewährleisten, wurden Investitionen in die Versorgungssicherheit der Netzinfrastruktur in Höhe von 3,1 Mrd  für den Zeitraum 2007 bis
2009 beschlossen. Neben den Investitionen in das Stromnetz
plant Central Europe, in den kommenden drei Jahren insgesamt 0,5 Mrd  in die Gasinfrastruktur zu investieren.
einem ersten Schritt 49,9 Prozent der SOTEC GmbH (Sotec)
erworben. Für die Resttranche von 50,1 Prozent besteht eine
Put-Call-Option. Sotec ist eine Projektentwicklungs- und
Betreibergesellschaft für thermische Abfallverbrennungsanlagen. Derzeit betreibt Sotec vier Abfallverbrennungsanlagen in Deutschland (Kapazität 690.000 t/a) und eine Anlage
auf Madeira (120.000 t/a). Insgesamt betreibt Central Europe
Abfallverbrennungsanlagen mit einer Gesamtverbrennungskapazität von 2,1 Mio t/a.
Zentraleuropa Ost
RWE und E.ON Energie haben sich über den Tausch von
Unternehmensbeteiligungen im Gasbereich in Tschechien
und Ungarn geeinigt. Die Verträge wurden am 1. Februar
2006 unterzeichnet. Damit wurden die Beteiligungen der
Gesellschaften in den beiden Ländern neu geordnet. Hierdurch wird die unternehmerische Führung des operativen
Geschäfts bei den beteiligten Unternehmen erleichtert und
die strategische Ausrichtung der Gasversorger gestärkt.
Wesentlich in diesem Prozess ist die vollständige Abgabe von
Anteilen an der ungarischen Fövárosi Gázmüvek Rt. (FöGáz)
bei gleichzeitiger Aufstockung der Beteiligung an der Déldunántuli Gázszolgáltató Zrt. (DDGáz) auf nunmehr annähernd 100 Prozent. Weiterhin wurde die Beteiligungsstruktur
im tschechischen Markt bereinigt, sodass nun eine Mehrheit
an der Jihočeská plynárenská a.s. (JCP) sowie zwei starke
Minderheitsbeteiligungen an der Jihomoravská plynárenská
a.s. (JMP) und der Prazská plynárenská a.s. (PP) gehalten
werden. Die Anteilsquote an der JMP blieb mit 43,7 Prozent
konstant, der Anteil an PP beträgt nunmehr 49,3 Prozent.
Energiepreise in Europa und Deutschland
Die Preise an den europäischen Stromhandelsmärkten im
Jahr 2006 wurden durch die sehr volatile Entwicklung an den
Brennstoff- und Emissionshandelsmärkten geprägt.
Zentraleuropa West
Im vierten Quartal 2006 hat die E.ON Sales & Trading GmbH
(E.ON Sales & Trading) 75 Prozent der Anteile an der italienischen Energiehandels- und Vertriebsgesellschaft Dalmine
Energie S.p.A. (DAEN) mit Sitz in Dalmine, Bergamo, erworben.
Neben ihren Strom- und Gasaktivitäten ist DAEN im Energiemanagement von Kraftwerken tätig und erbringt bei Bedarf
sonstige Energiedienstleistungen für ihre Kunden.
Die BKB AG (BKB), die die Aktivitäten von E.ON Energie im
Bereich der thermischen Abfallverwertung bündelt, hat in
Im Industriekundenbereich wirkten sich die Preisentwicklungen am Großhandelsmarkt entsprechend aus. So spiegelten
die Preise für Neuverträge sowohl den Preiseinbruch im Mai
als auch die darauf folgende volatile Preisbewegung wider.
Aufgrund des Rückgangs bei den Großhandelspreisen zum
Jahresende blieben im Jahresvergleich die Preise für Neuverträge nahezu konstant, so lag der VIK-Index (Verband der
Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V.) für die Preise
von Mittelspannungskunden (Energie und Netzentgelte) im
Dezember 2006 um rund 1 Prozent über dem Vorjahresstand.
Der vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle ermittelte „Grenzübergangspreis Erdgas“ stieg von Januar 2006
bis zum zuletzt veröffentlichten Wert (Dezember 2006) um rund
87
88
8 Prozent. Bei Erdgaskunden mit klauselgebundenen Verträgen
wirken sich Preisänderungen bei den Ölnotierungen vertragsgemäß zeitverzögert aus. Bei den nicht klauselgebundenen
Verträgen (Haushalt und Kleingewerbe) war keine einheitliche Vorgehensweise der Marktteilnehmer im Hinblick auf
Ausmaß und Zeitpunkte der durch gestiegene Bezugskosten
notwendigen Preiserhöhungen zu erkennen. E.ON Energie
hat zuletzt gestiegene Bezugskosten im Januar 2006 bzw. im
Oktober/November 2006 an die Kunden weitergereicht.
Preisdiskussion in der Öffentlichkeit
Die höheren Energiepreise haben zu einer intensiven öffentlichen Diskussion in den Medien und bei Verbraucherschutzverbänden geführt und werden auch vonseiten der Kartellbehörden und der Politik als wichtiges Thema behandelt.
Im Strombereich hat das Bundeskartellamt (BKartA) bereits
im Jahr 2005 unter anderem gegen E.ON Energie ein Verfahren wegen des Verdachts des Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung im Zusammenhang mit der Berücksichtigung des Werts von CO2-Zertifikaten als Kosten im
Strompreis (siehe auch Erläuterungen im Risikobericht auf
Seite 63) eingeleitet. E.ON Energie hat gegenüber dem BKartA
klargestellt, dass sie sich bei der Berücksichtigung der Kosten
für CO2-Zertifikate beim Kraftwerkseinsatz und der marktorientierten Preiskalkulation markt- und wettbewerbskonform
verhält.
Um den Dialog mit den gesellschaftlichen Gruppen verstärkt
aufzunehmen und das Vertrauen in das Unternehmen und die
Kräfte des Markts zu erneuern, startete Central Europe drei
parallel zueinander agierende Initiativen:
Seit Herbst 2006 wird mit einer Wettbewerbsinitiative durch
gezielte Maßnahmen der europäische Wettbewerb gestärkt.
Mit einer Investitionsoffensive im Bereich der Erzeugung
werden die Weichen für die Erneuerung der bestehenden
Kraftwerke sowie für weiteres Wachstum durch Neubauprojekte gestellt. Mit der Technologie-Initiative innovate.on wird
ein Grundstein für zukünftige technisch-innovative Lösungen
gelegt und somit aktiv Einfluss auf die Anforderungen von
Umweltschutz und Versorgungssicherheit genommen.
Der Stromabsatz von Central Europe erhöhte sich um
9,7 Mrd kWh auf 268,2 Mrd kWh. Der Anstieg ist überwiegend
auf die erstmals ganzjährige Einbeziehung von Stromregionalversorgern, insbesondere in Bulgarien, Rumänien und in
den Niederlanden, zurückzuführen.
Stromabsatz1)
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
45,3
42,9
+6
Industrie- und
Geschäftskunden
77,2
77,2
–
Vertriebspartner
145,7
138,4
+5
Stromabsatz
268,2
258,5
+4
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
44,6
36,6
+22
Industrie- und
Geschäftskunden
53,2
46,2
+15
Vertriebspartner
30,7
29,5
+4
128,5
112,3
+14
1) ohne Handelsaktivitäten
Gasabsatz
Gasabsatz
Der Gasabsatz überstieg den Vorjahreswert um rund
16,2 Mrd kWh. Der Anstieg resultiert aus der Erweiterung des
Konsolidierungskreises: Im Vorjahr waren die ungarischen
Gasversorgungsgesellschaften nur mit neun, die Gasversorgung Thüringen (GVT) nur mit sechs und die niederländische
NRE nur mit vier Monaten einbezogen. Neu hinzugekommen
sind die tschechische JCP im September und die italienische
Dalmine im Dezember des Berichtsjahres.
Strombeschaffung
Mit eigenen Kraftwerken hat Central Europe etwa 47 Prozent
des Strombedarfs gedeckt (Vorjahr: 48 Prozent), wobei die
Vorteile eines flexiblen Erzeugungsmixes genutzt wurden.
Von Fremden bezog Central Europe 7,4 Mrd kWh mehr als im
Vorjahr. Der Anstieg des Fremdbezugs ist zum einen auf die
ganzjährige Berücksichtigung der Aktivitäten in Bulgarien
und Rumänien und zum anderen auf höhere Strommengen,
die nach dem EEG in die Netze eingespeist wurden, zurückzuführen.
Market Units
Konzernabschluss
Strombeschaffung 1)
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Eigenerzeugung
131,3
129,1
+2
Bezug
149,9
142,2
+5
von Gemeinschaftskraftwerken
12,3
12,0
+3
von Fremden
137,6
130,2
+6
Strombeschaffung
281,2
271,3
+4
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
–13,0
–12,8
+2
Stromabsatz
268,2
258,5
+4
1) ohne Handelsaktivitäten
Anteil der Primärenergieträger an
der Eigenerzeugung
in %
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom lag das Ergebnis
um 161 Mio  über dem Vorjahreswert. Die Ergebnisentwicklung wurde maßgeblich geprägt durch die gravierenden
Belastungen aus der neu eingeführten Regulierung der Netzentgelte in Deutschland. Bereits durchgeführte Senkungen
sowie die von der Regulierungsbehörde geforderten rückwirkenden Erstattungen reduzierten das Ergebnis um 580 Mio .
Zudem belasten den Vorperioden zuzuordnende Effekte das
Ergebnis. Positiv wirkte sich die Weitergabe der gestiegenen
Stromhandelspreise an die Endkunden aus. Dieser Effekt
wurde allerdings durch höhere Kosten für konventionelle
Brennstoffe sowie höhere Strombezugsaufwendungen deutlich gedämpft. Die Ergebnisverbesserung ist insbesondere
durch hohe Einmaleffekte im Beteiligungsergebnis und den
Wegfall von im Vorjahr enthaltenen Sonderbelastungen im
Kernenergiebereich bedingt.
2006
Das Adjusted EBIT des Geschäftsfelds Zentraleuropa West Gas
fiel gegenüber dem Vorjahr um 35 Mio . Die Regulierung
der Netzentgelte hat das Ergebnis mit 60 Mio  belastet. Die
ganzjährige Konsolidierung der GVT konnte diesen Ergebniseinschnitt nur teilweise kompensieren.
47,8 Kernenergie
30,3 Steinkohle
6,6 Braunkohle
6,4 Öl/Gas
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost lag das Adjusted EBIT
um 32 Mio  über dem Vorjahr. Das Ergebnis ist maßgeblich
durch die erstmals ganzjährige Konsolidierung der im Jahr
2005 erworbenen Regionalversorger in Bulgarien, Ungarn
und Rumänien sowie – geringfügig – durch die im Rahmen
des Anteilstauschs mit RWE akquirierten Gesellschaften in
Tschechien geprägt.
5,6 Wasserkraft
3,3 Sonstige Energieträger
Umsatz und Adjusted EBIT
Gegenüber dem Vorjahr stiegen die Umsätze von Central
Europe um rund 4 Mrd . Neben der Expansion des Geschäftsbetriebs, insbesondere in Zentraleuropa Ost, wirkten sich die
Anpassungen der Strom- und Gaspreise aufgrund der weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise sowie die Weiterverrechnung der stark angestiegenen Strombezüge durch
das EEG umsatzsteigernd aus.
Der Ergebnisbeitrag des Geschäftsfelds Sonstiges/Konsolidierung stieg um 80 Mio . Dies ist insbesondere auf höhere
Erträge aus der Realisierung von Sicherungsgeschäften und
die positive Entwicklung des Beteiligungsergebnisses zurückzuführen.
Das Adjusted EBIT lag um 238 Mio  über dem Vorjahreswert, wobei sich die einzelnen Geschäftsfelder wie folgt entwickelten:
Eckdaten nach Geschäftsfeldern
Zentraleuropa West
Strom
Zentraleuropa Ost
Sonstiges/Konsolidierung
Central Europe
Gas
in Mio 
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Umsatz1)
18.885
16.945
4.371
3.463
3.469
2.618
531
220
27.256
23.246
Adjusted EBITDA
4.311
4.218
501
521
481
432
191
113
5.484
5.284
Adjusted EBIT
3.550
3.389
272
307
269
237
77
–3
4.168
3.930
1) ohne Energiesteuern/Handelsumsätze netto
89
90
Vom Kraftwerkseinsatz bis zum Großkundenvertrieb
E.ON Sales & Trading bündelt als Wholesale-Gesellschaft von
Central Europe den Vertrieb an Großkunden und den Stromhandel. So kann den Kunden die gesamte Bandbreite an Beschaffungslösungen angeboten werden. E.ON Sales & Trading
ist dabei in enger Kooperation mit den Landesgesellschaften
von Central Europe und den anderen Market Units der E.ON AG
europaweit aktiv. Darüber hinaus koordiniert E.ON Sales &
Trading den Kraftwerkseinsatz von Central Europe und bietet
den Betreibern von Netzen und Kraftwerken Systemdienstleistungen an. Den Handel mit Emissionsrechten optimiert
E.ON Sales & Trading für die gesamte Market Unit.
Das Vertriebsgeschäft von E.ON Sales & Trading hat sich im
Jahr 2006 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
2006
2005
+/– %
Verkauf
201,6
164,1
+23
Einkauf
222,8
168,7
+32
Summe
424,4
332,8
+28
Die Stromhandelsaktivitäten von E.ON Sales & Trading tragen
zum optimalen Einsatz der konzerneigenen Kraftwerke und
zur Sicherstellung der Strombeschaffung im kontinentaleuropäischen Markt bei. Das Handelsvolumen von E.ON
Sales & Trading beläuft sich im Geschäftsjahr 2006 auf rund
424 Mrd kWh. Das Unternehmen ist an allen wichtigen Strombörsen in Kontinentaleuropa als Handelsteilnehmer präsent.
Handelsschwerpunkte liegen in Deutschland, Österreich, den
Beneluxstaaten und Frankreich. Wichtige Märkte sind darüber hinaus die süd- und osteuropäischen Länder, in denen
E.ON Sales & Trading zur Belieferung der E.ON Energie-Landesgesellschaften beiträgt. Dabei werden vorhandene Strombeschaffungsmöglichkeiten – sowohl durch Im- und Exportgeschäfte in der Gesamtregion als auch durch bilaterale
Geschäfte in den Ländern selbst – konsequent genutzt.
Betrieb des Kraftwerksparks
Die Kernkraftwerke von Central Europe zeichneten sich auch
im Geschäftsjahr 2006 durch einen sicheren und zuverlässigen
Betrieb aus. Die mittlere Verfügbarkeit erreichte mit rund
92,5 Prozent erneut einen Spitzenwert im internationalen
Vergleich. Die Gesamterzeugung lag bei rund 63 Mrd kWh.
Die Kraftwerke auf Basis von Kohle, Öl und Gas speisten im
Jahr 2006 rund 57 Mrd kWh in die deutschen Versorgungsnetze ein – etwa 10 Prozent des gesamten Strombedarfs
in Deutschland. Central Europe ist damit einer der größten
konventionellen Stromerzeuger in Deutschland.
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.
Zurechenbare Kraftwerksleistung
31. Dezember
in MW
2006
2005
Kernenergie
8.473
8.473
Braunkohle
1.315
1.313
Steinkohle
7.461
7.451
Erdgas
4.121
3.793
Öl
1.153
1.153
Wasserkraft
3.113
3.113
Sonstige
Inland
Steinkohle
Erdgas
367
327
26.003
25.623
1.085
1.059
997
1.011
Sonstige
87
64
Ausland
2.169
2.134
28.172
27.757
Central Europe
Market Units
Konzernabschluss
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 2006 haben mehr als 200 Stromhändler das Netz als Marktplattform für den Transport elektrischer
Energie genutzt. Die Höchstlast lag in dieser Zeit bei 21.179 MW
und damit rund 0,6 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.
Schiffsüberführung im Emsland ausgelöst. Nach vorläufigen
Untersuchungen steht fest, dass der Zwischenfall aufgrund
menschlicher Fehleinschätzungen von Mitarbeitern der
E.ON Netz aufgetreten ist. Andere Gründe (z. B. technische
Fehlfunktionen) konnten, auch nach ersten Untersuchungen
der UCTE (Union for the Coordination of Transmission of
Electricity), ausgeschlossen werden. Um solche Auswirkungen im Netzbetrieb in der Zukunft zu vermeiden, wurde der
Zwischenfall umfangreich analysiert und entsprechende
Gegenmaßnahmen eingeleitet.
Die Stromnetze der E.ON Netz arbeiteten im Jahr 2006 insgesamt wieder zuverlässig. Der kurzfristige Ausfall von Teilen
des europäischen Transportnetzes am 4. November 2006
wurde durch Schalthandlungen im Zusammenhang mit einer
15,74 kWh für eine schwere Entscheidung
91
92
Adjusted EBIT 37 Prozent über Vorjahreswert
Versorgung mit Gas langfristig gesichert
Für das Jahr 2007 Adjusted EBIT unter Vorjahreswert erwartet
Pan-European Gas
in Mio 
2006
2005
+/– %
24.987
17.914
+39
2.061
3.110
–34
Adjusted EBITDA
2.839
1.939
+46
Adjusted EBIT
2.106
1.536
+37
13,5
11,5
Umsatz
davon Energiesteuer
ROCE (in %)
+21)
8,2
8,2
–
Value Added
824
441
+89
Operativer Cashflow
589
1.999
–71
Investitionen2)
880
523
+68
12.417
13.366
–7
Gasbezug langfristig ausgebaut
Im August wurden Lieferverträge mit Gazprom über insgesamt rund 400 Mrd m3 Erdgas bis 2036 geschlossen. Die jährliche Lieferung von rund 24 Mrd m3 entspricht einem Drittel
der derzeit von E.ON Ruhrgas beschafften Gasmenge. Vereinbart wurden die Verlängerung der bestehenden Verträge mit
Lieferpunkt Waidhaus um 15 Jahre bis zum Jahr 2035 sowie
ein neuer Liefervertrag über zusätzliche Erdgasmengen,
die ab 2010/11 durch die Ostseepipeline Nord Stream nach
Greifswald an der deutschen Ostseeküste fließen werden.
Die für die europäische Erdgasversorgung wichtige Ostseepipeline soll von Gazprom, E.ON und BASF realisiert werden.
Nord Stream wird die russische Ostseeküste bei der Stadt
Wyborg mit der deutschen Ostseeküste in der Höhe von
Greifswald verbinden. Die Leitung hat eine Länge von rund
1.200 Kilometern. Im Jahr 2010 soll der erste von zwei Pipelinesträngen mit einer jährlichen Transportkapazität von rund
27,5 Mrd m3 Erdgas in Betrieb gehen. In der zweiten Phase
wird die Transportkapazität mit einem weiteren Leitungsstrang auf rund 55 Mrd m3 pro Jahr verdoppelt. Außerdem
plant die E.ON Ruhrgas AG, sich am Bau von zwei neuen Gasleitungen zum Anschluss der Ostseepipeline an das deutsche
Gasnetz gemeinsam mit der Wingas GmbH zu beteiligen.
Im Jahr 2006 wurde in mehreren Treffen mit den Behörden
von Ostsee-Anrainerstaaten das Genehmigungsverfahren für
Nord Stream intensiv vorbereitet. Mitte November erfolgte
die Notifizierung des Projekts in Russland, Finnland, Schweden,
Dänemark und Deutschland. Durch die ausschließlichen Wirtschaftszonen bzw. Territorialgewässer dieser Länder ist der
Leitungsverlauf geplant. Darüber hinaus wurde das Projekt
in Estland, Lettland, Litauen und Polen notifiziert. Entlang
des Trassenverlaufs finden Umweltverträglichkeitsprüfungen mit detaillierten Felduntersuchungen zur Erfassung des
maritimen Umfelds, einschließlich Fauna, Flora, Wasser und
Sedimenten, statt. Die Abgabe eines abschließenden Umweltberichtes ist für Herbst 2007 geplant.
Market Units
Konzernabschluss
Gasabsatz deutlich erhöht
Pan-European Gas setzte im Berichtsjahr 710 Mrd kWh Gas
ab. Damit wurde der Vorjahreswert um rund 20 Mrd kWh bzw.
3 Prozent übertroffen. Das Mengenplus wurde maßgeblich
im ersten Quartal erzielt. Ursachen waren zum einen die
im Vergleich zum Vorjahr kälteren Temperaturen im ersten
Quartal 2006 – die Temperaturen im Absatzgebiet von E.ON
Ruhrgas in Deutschland lagen durchschnittlich 2°C unterhalb
der Werte im ersten Quartal 2005 – und zum anderen das
wachsende Auslandsgeschäft.
Gasabsatz nach Kundengruppen
in Mrd kWh
Gasabsatz der E.ON Ruhrgas AG 709,7 Mrd kWh
318,7 Ferngasgesellschaften
163,1 Ortsgasunternehmen
67,6 Industriekunden
Inland
160,3 Verkauf Ausland
Gasabsatz E.ON Ruhrgas AG
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
1. Quartal
266,3
225,6
+18
2. Quartal
138,6
137,5
+1
3. Quartal
111,2
113,8
–2
4. Quartal
193,6
213,3
–9
Summe
709,7
690,2
+3
Gasabsatz Downstream-Beteiligungen
Der Gasabsatz der Downstream-Beteiligungen hat sich mit
175 Mrd kWh mehr als verdoppelt. Der starke Anstieg folgte
aus der erstmals ganzjährigen Einbeziehung von E.ON Gaz
România sowie von E.ON Földgáz ab April 2006.
Wachstum im Ausland fortgesetzt
Mit 160 Mrd kWh verkaufte E.ON Ruhrgas 19 Prozent mehr
Erdgas außerhalb Deutschlands als im Jahr zuvor. Der Anteil
des Auslandsabsatzes erreichte damit fast ein Viertel am Gesamtvolumen. Das Wachstum ist unter anderem auf Neuverträge und Vertragsverlängerungen in Dänemark, Frankreich,
Italien und den Niederlanden zurückzuführen. Hinzu kamen
ganzjährig Lieferungen an E.ON Nordic, die im Oktober 2005
aufgenommen worden waren, und der Ausbau der Lieferungen an E.ON Vendita in Italien. Wichtigster Auslandsmarkt war
erneut Großbritannien mit einem Absatzzuwachs von über
70 Prozent, unter anderem auch durch Trading-Aktivitäten.
In den traditionellen Auslandsmärkten Schweiz, Österreich,
Ungarn, Luxemburg, Polen und Liechtenstein wurden insgesamt 2 Prozent mehr abgesetzt. Der Inlandsabsatz ging im
Vergleich zum Vorjahr leicht auf 549 Mrd kWh zurück.
Bedingt durch das Absatzwachstum um 19 Prozent im Ausland (Anteil 23 Prozent) hat sich der Anteil der inländischen
Kundengruppen am Gesamtabsatz reduziert: Ferngasunternehmen waren zwar wie in den Vorjahren die Hauptabnehmer; ihr Anteil am Gesamtabsatz reduzierte sich aber von
47 Prozent im Vorjahr auf 45 Prozent in der aktuellen Periode.
Die Belieferung von Ortsgasunternehmen war mit einem Anteil
von rund 23 Prozent ebenso stabil wie der Absatz an Industriekunden, der gut 9 Prozent am Gesamtvolumen ausmachte.
Gasabsatz Downstream-Beteiligungen1)
in Mrd kWh
Thüga
20062)
20053)
23,1
22,5
E.ON Ruhrgas International
152,0
46,5
Summe
175,1
69,0
1) nicht konsolidierte Absätze der Mehrheitsbeteiligungen
2) ab April 2006 inkl. E.ON Földgáz
3) zweites Halbjahr 2005 inklusive E.ON Gaz România
93
94
Versorgungsengpass in Großbritannien
E.ON Ruhrgas beliefert den Großteil nationaler und internationaler Kunden auf Basis fester Lieferverpflichtungen. Um
den saisonalen Mehrbedarf im Winter und einzelne Lastspitzen bei besonders niedrigen Temperaturen abdecken zu
können, wird Erdgas eingespeichert. So kann die sichere Versorgung der Kunden auch bei längeren Kälteperioden wie
im Winter 2005/06 sichergestellt werden.
In Großbritannien kam es im Winter 2005/06 zu Versorgungsengpässen mit Erdgas, die zu massiven Preiserhöhungen
führten. Da die eigenen Erdgasvorkommen zunehmend
erschöpft sind, ist Großbritannien verstärkt auf Gasimporte
angewiesen. E.ON Ruhrgas hat die Konzernschwester E.ON UK
bei der Belieferung des britischen Marktes umfangreich
unterstützt.
Um die Versorgung mit Erdgas in Großbritannien zu verbessern, wurde die Leitung zwischen dem belgischen Zeebrügge
und dem britischen Bacton weiter ausgebaut. Im Oktober
2006 wurde die Kapazität in Richtung England um 7 Mrd m3
pro Jahr auf 23,5 Mrd m3 pro Jahr erhöht. E.ON Ruhrgas ist
an dieser Leitung mit knapp einem Viertel beteiligt.
Am 1. Dezember 2006 nahm die Gasleitung zwischen dem
niederländischen Balgzand und dem britischen Bacton den
Betrieb auf. Die Leitung, an der E.ON Ruhrgas mit 20 Prozent
beteiligt ist, hat eine Kapazität von ca. 13,5 Mrd m3 pro Jahr.
eingeleitet. Die Inbetriebnahme des Terminals mit einer Durchsatzkapazität von ca. jährlich 10 Mrd m3 Erdgas ist für das Jahr
2010 geplant.
In einem Kooperationsvertrag vereinbarte E.ON Ruhrgas mit
der Adria LNG Study Company, gemeinsam die Machbarkeit
des Baus eines LNG-Terminals an der Küste der kroatischen
Insel Krk zu untersuchen. Diese Machbarkeitsstudie wird im
Jahr 2007 abgeschlossen werden. Das LNG-Terminal könnte
ab ca. Ende 2011 in Betrieb genommen werden. Mit der geplanten Kapazität von jährlich rund 10 Mrd m3 Erdgas sollen
Kroatien und weitere Länder Süd- und Osteuropas beliefert
werden.
Im November schlossen E.ON Ruhrgas und die algerische
Sonatrach ein Memorandum of Understanding (MoU) über
eine Zusammenarbeit bei LNG-Projekten. Sonatrach gehört
zu den größten Erdgasproduzenten der Welt und plant, die
Position im europäischen Markt auszubauen. Das MoU sieht
vor, die Möglichkeiten für den Import von algerischem LNG
zu untersuchen. Darüber hinaus prüft E.ON Ruhrgas intensiv
weitere Lieferoptionen im Mittleren Osten und in Nord- und
Westafrika.
Umsatz gesteigert, Adjusted EBIT um 37 Prozent
über Vorjahreswert
Der Umsatz (ohne Energiesteuern) der Market Unit PanEuropean Gas erreichte 22.926 Mio  und lag damit um
55 Prozent über dem Vorjahresumsatz von 14.804 Mio .
Planungen für LNG-Geschäft weiter vorangetrieben
Einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leistet ein
diversifiziertes Bezugsportfolio. E.ON Ruhrgas bezieht Erdgas
aus mehreren Quellen und beabsichtigt, den Gasbezug mit
dem Einstieg in das LNG-Geschäft weiter zu diversifizieren.
Liquefied Natural Gas (Flüssigerdgas/LNG) ermöglicht es,
Erdgas auch aus weiter entfernten Regionen wie dem Mittleren Osten und Afrika nach Europa zu transportieren.
In Wilhelmshaven verfügt die Deutsche Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft (DFTG), an der E.ON Ruhrgas mit 78 Prozent
beteiligt ist, bereits seit den 70er-Jahren über ein Grundstück
und Betriebsgenehmigungen für ein LNG-Terminal. Wilhelmshaven ist der einzige Tiefwasserhafen Deutschlands und für
Tankschiffe der neuen Generation gut erreichbar. Im Rahmen
einer Front-End-Engineering-Phase (FEED) wird das geplante
technische Konzept detailliert und der Genehmigungsprozess
Das deutliche Umsatzwachstum ist auf mehrere Faktoren
zurückzuführen: Im Midstream-Geschäft legten die Erlöse
vor allem aufgrund gestiegener Absatzmengen in Verbindung mit höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen zu.
Auch im Segment Upstream beeinflussten höhere Verkaufspreise für Öl und Gas den Umsatz positiv. Darüber hinaus
trug insbesondere die E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited
zum Umsatzanstieg bei: Während die Gesellschaft nach
ihrem Erwerb im Jahr 2005 nur zwei Monate in den Konzernabschluss einbezogen worden war, trug sie im Jahr 2006
ganzjährig zum Umsatz bei. Auch die im September 2005
vollzogene Erhöhung des Anteils am Njord-Feld von 15 auf
30 Prozent wirkte sich 2006 erstmals ganzjährig aus.
Market Units
Konzernabschluss
Erstkonsolidierungen waren im Geschäftsfeld DownstreamBeteiligungen für eine deutliche Erlössteigerung verantwortlich: Zum 31. März 2006 wurden die Gesellschaften E.ON
Földgáz Trade und E.ON Földgáz Storage erstkonsolidiert.
Außerdem sind die Umsätze der E.ON Gaz România 2006
erstmals ganzjährig enthalten, nachdem das Unternehmen
nach der Mehrheitsübernahme 2005 nur im zweiten Halbjahr
zum Umsatz beigetragen hatte.
Mit 2.106 Mio  lag das Adjusted EBIT von Pan-European Gas
im Geschäftsjahr 2006 um 570 Mio  oder 37 Prozent über dem
Vorjahreswert von 1.536 Mio .
Im Upstream-Segment wurde die Ertragsentwicklung entscheidend vom anhaltend hohen Preisniveau für Öl und Gas
beeinflusst. Wesentliche Faktoren der Ergebnisverbesserung
im Midstream-Geschäft waren der Wegfall der hohen Ergebnisbelastung durch steigende Ölpreise im Vorjahr sowie das
deutliche Absatzwachstum im Ausland. Ein positiver Einmaleffekt resultierte außerdem aus abgerechneten Handelsgeschäften, die im Vorjahreszeitraum noch das Ergebnis
belastet hatten.
Im Geschäftsfeld Downstream-Beteiligungen wirkten sich
die Folgen der neu eingeführten Regulierung der Netzentgelte in Deutschland negativ auf das Adjusted EBIT aus. Teilweise mussten deutliche Abwertungen von Beteiligungen
vorgenommen werden, die durch höhere Beteiligungsergebnisse aus weiteren assoziierten Unternehmen nicht kompensiert werden konnten. Zur Ergebnissteigerung trug auch die
erstmals ganzjährige Einbeziehung von E.ON Gaz România
bei, während die E.ON Földgáz Trade im regulierten ungarischen Gasgeschäft aufgrund der verzögerten Weitergabe der
gestiegenen Bezugskosten wie erwartet einen negativen
Ergebnisbeitrag lieferte.
Up-/Midstream
DownstreamBeteiligungen
Sonstiges/
Konsolidierung
Pan-European Gas
in Mio 
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Umsatz1)
18.868
13.380
4.773
1.848
–715
–424
22.926
14.804
Adjusted EBITDA
2.071
1.297
777
644
–9
–2
2.839
1.939
Adjusted EBIT
1.684
988
431
551
–9
–3
2.106
1.536
1) ausschließlich Energiesteuer
Gasproduktion gestiegen
Die Gasproduktion von Pan-European Gas lag im Geschäftsjahr um mehr als 40 Prozent über dem Vorjahr. Die Produktion
von Öl und Kondensaten stieg um knapp 10 Prozent. Der deutliche Anstieg resultierte aus dem Ausbau des Geschäftsfeldes
Upstream und im Besonderen aus der erstmals ganzjährigen
Einbeziehung von E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited.
Im September schloss E.ON Ruhrgas UK North Sea eine
Probebohrung im Babbage-Gasfeld erfolgreich ab, an dem
die Gesellschaft mit 47 Prozent beteiligt ist. Die Bohrarbeiten sind Mitte Juli 2006 aufgenommen worden und
erreichten eine Tiefe von mehr als 3.400 Metern.
Im Jahr 2006 erwarb E.ON Ruhrgas UK North Sea Anteile an
fünf Explorationsblöcken im nördlichen Teil der britischen Nordsee. In den folgenden zwei Jahren sollen in diesen Blöcken
Explorationsbohrungen vorgenommen werden, um Gasreserven nachzuweisen.
E.ON Ruhrgas Norge erhielt im Januar 2007 die Zulassung
als Operator auf dem norwegischen Schelf. Um das UpstreamGeschäft in Norwegen weiter auszubauen, hat sich die
Gesellschaft schon im Jahr 2006 um weitere Lizenzen zur
Exploration und Produktion von Erdgas in der staatlichen
Lizenzvergaberunde beworben und hat im Januar 2007 drei
weitere Lizenzen zugeteilt bekommen. Davon erstmals eine
Lizenz als Operator in Norwegen.
Einen bedeutenden Schritt in Richtung eines noch stärkeren
Engagements im Upstream-Segment vereinbarten Gazprom
und E.ON am 12. Juli 2006: Eine Beteiligung am Gasfeld Yushno
Russkoje in Höhe von 25 Prozent minus eine Aktie soll gegen
ein Paket von Vermögenswerten getauscht werden, das
eine Beteiligung an den ungarischen Gasunternehmen E.ON
Földgáz Storage und E.ON Földgáz Trade (jeweils 50 Prozent
minus eine Aktie) sowie eine Beteiligung von 25 Prozent plus
eine Aktie an E.ON Hungaria umfasst. Darüber hinaus vereinbarten E.ON und Gazprom die gemeinsame Umsetzung
von Projekten auf dem Gebiet der Stromerzeugung in europäischen Gaskraftwerken.
95
96
Norwegen und Russland wichtigste Lieferländer
Gas-Release-Programm fortgesetzt
Die Erdgas-Bezugsquellen von E.ON Ruhrgas haben sich 2006
im Vergleich zum Vorjahr nur geringfügig verändert. Insgesamt
bezog E.ON Ruhrgas rund 723 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Dies entspricht einer Steigerung von
5 Prozent zum Vorjahr. Wichtigste Lieferländer waren wiederum Norwegen und Russland mit einem Anteil von rund 27
bzw. 25 Prozent am Gesamtaufkommen. Aus den Niederlanden
wurden 19 Prozent bezogen, der Anteil Großbritanniens lag
bei rund 9 Prozent und aus Dänemark kamen 3 Prozent. Aus
inländischer Förderung stammten 16 Prozent des Aufkommens.
Im Mai 2006 hat E.ON Ruhrgas zum vierten Mal Erdgas aus
langfristigen Lieferverträgen versteigert. Rund 39 Mrd kWh
Erdgas gingen in der internetgestützten Auktion an sieben
Bieter. Im Jahr 2006 war die Nachfrage deutlich höher als
in den Vorjahren. Die Vertragslaufzeit für die versteigerten
Mengen beträgt drei Jahre. Wie bereits in den Auktionen der
Jahre 2004 und 2005 wurde zusätzlich ein Drittel der im Jahr
2003 nicht verkauften Mengen (insgesamt rund 18 Mrd kWh)
angeboten. Die Auktion ist Teil einer Auflage aus der Ministererlaubnis aus dem Jahr 2002, die im Zuge der Übernahme von
Ruhrgas durch die E.ON AG erteilt wurde. Insgesamt bietet
E.ON Ruhrgas rund 200 Mrd kWh Erdgas aus ihren langfristigen
Importverträgen in sechs separaten jährlichen Auktionen an.
Erdgasaufkommen nach Regionen1)
in Mrd kWh
2006
%
Norwegen
196,5
27,2
Russland
178,4
24,7
Niederlande
137,5
19,0
Inländische Produktion
113,3
15,6
Großbritannien
67,2
9,3
Dänemark
22,9
3,2
7,4
1,0
Andere
1) Erdgasaufkommen der E.ON Ruhrgas AG; insgesamt 723,2 Mrd kWh
Gasleitungssystem und Untertagespeicher
Das Gasleitungsnetz der E.ON Ruhrgas AG und ihrer deutschen
Projektgesellschaften umfasste zum Jahresende 11.405 km
(Vorjahr: 11.273 km). Die installierte Antriebsleistung der von
E.ON Ruhrgas betreuten 28 Verdichterstationen erhöhte sich
auf 907 MW (Vorjahr: 853 MW). Die Arbeitsgaskapazität aus
eigenen, im Gemeinschaftseigentum oder im Besitz von Projektgesellschaften befindlichen sowie angemieteten Erdgasuntertagespeichern belief sich auf rund 5,2 Mrd m3 mit einer
maximalen Ausspeicherleistung von rund 5,8 Mio m3/h. Da
der Bedarf an Speicherkapazität zunimmt, baut E.ON Ruhrgas die Speicher Bierwang, Epe und Etzel weiter aus.
E.ON Ruhrgas fördert Wettbewerb im Gasmarkt
Anfang Oktober eröffnete E.ON Ruhrgas ein eigenes Internetportal, über das täglich Erdgasmengen zum Kauf und Verkauf angeboten werden. Das Angebot startete zunächst im
nördlichen Marktgebiet des Leitungssystems, das von der
E.ON Gastransport betrieben wird. Der Norden Deutschlands
ist Drehscheibe für Erdgasströme aus Norwegen, Dänemark,
den Niederlanden, Deutschland und künftig auch Russland.
E.ON Ruhrgas greift damit neue Geschäftsmöglichkeiten auf,
die sich aus der Veränderung des Gasmarkts ergeben. EUKommission und Bundesnetzagentur verfolgen das Ziel, den
kurzfristigen Erdgashandel auf dem deutschen Gasmarkt
stärker zu entwickeln. Auf diese Weise soll der Gasmarkt für
neue Marktteilnehmer weiter geöffnet werden. Im Zuge des
Netzzugangsmodells der Bundesnetzagentur werden die
Gasleitungsnetze in Deutschland in 19 Marktgebiete eingeteilt, in denen jeweils ein sogenannter „virtueller Handelspunkt“ eingerichtet wird. Dies ist ein örtlich nicht festgelegter
Marktplatz, an dem Teilnehmer Erdgas für das gesamte
Marktgebiet handeln können.
Zum 1. Oktober 2007 wird es bei E.ON Gastransport nur noch
jeweils ein Marktgebiet für hochkalorisches Erdgas (H-Gas)
und für niedrigkalorisches Erdgas (L-Gas) geben. Mit diesem
Schritt entsteht ein großes Marktgebiet für H-Gas, in dem
große Mengen Erdgas aus allen für Deutschland wesentlichen internationalen Quellen zusammenfließen. Es wird
eine hohe Liquidität haben und für Transportkunden sowie
den Börsenhandel von Erdgas besonders attraktiv sein.
Market Units
Konzernabschluss
Verfahren des Bundeskartellamts in Sachen
langfristige Gaslieferverträge
Das Bundeskartellamt hat E.ON Ruhrgas mit Verfügung vom
13. Januar 2006 die Durchführung bestehender langfristiger
Gaslieferverträge mit regionalen und lokalen Weiterverteilern
ab 1. Oktober 2006 untersagt. Bei dem Abschluss von Neuverträgen muss künftig das Mengenlaufzeitgerüst (Deckungsquote größer als 80 Prozent/Laufzeit höchstens 2 Jahre,
Deckungsquote größer als 50 Prozent/Laufzeit höchstens
4 Jahre, Deckungsquote kleiner als 50 Prozent/längere Laufzeit) eingehalten werden. Außerdem gilt das sogenannte
Wettbewerbsbeteiligungsverbot, das heißt, ein Lieferant, der
einen Kunden bereits mit einer Teilmenge beliefert, soll vom
Wettbewerb um weitere Teilmengen ausgeschlossen werden,
wenn sich daraus auch nur zeitweise eine Überschreitung
der vom Bundeskartellamt für zulässig erachteten Laufzeitund Deckungsgrad-Kombinationen ergeben würde.
der Verfügung zu erreichen. Dieser Eilantrag hatte keinen
Erfolg. E.ON Ruhrgas hat deshalb mit ihren betroffenen weiterverteilenden Kunden für die Zeit ab dem 1. Oktober 2006
Neuverträge mit einer Laufzeit von ein oder zwei Jahren
abgeschlossen. Die bestehenden Altverträge wurden zum
30. September 2006 aufgehoben.
E.ON Ruhrgas konzentriert sich jetzt auf das Hauptsacheverfahren beim OLG Düsseldorf mit Rechtsbeschwerdemöglichkeit beim Bundesgerichtshof. Dort wendet sich E.ON
Ruhrgas nicht mehr gegen die Altvertragsthematik und das
Mengenlaufzeitgerüst, sondern nur noch gegen das Wettbewerbsbeteiligungsverbot. Das Verfahren dient der rechtlichen
Klärung einer Grundsatzfrage und der erforderlichen Rechtssicherheit für zukünftige Vertragsgestaltung mit Kunden.
Gegen die Verfügung hatte E.ON Ruhrgas Beschwerde beim
Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf eingelegt und einen Eilantrag gestellt, um die Aufhebung der sofortigen Vollziehung
1,1 kWh für Experten von Morgen
97
98
Market Unit UK
Adjusted EBIT um 28 Prozent gesteigert
Erfolgreicher Geschäftsverlauf trotz volatiler Commodity-Preise
Adjusted EBIT für 2007 auf Vorjahresniveau erwartet
Endkundengeschäft
UK
in Mio 
Umsatz
2006
2005
+/– %
12.569
10.176
+24
Adjusted EBITDA
1.790
1.550
+15
Adjusted EBIT
1.229
963
+28
ROCE (in %)
9,3
7,6
+1,71)
9,2
9,2
Value Added
13
–202
–
749
101
+642
Operativer Cashflow
Investitionen
1) Änderung in Prozentpunkten
–
863
926
–7
15.621
12.891
+21
E.ON UK begegnete den erheblichen Steigerungen der Großhandelspreise für Energie mit zwei Preisanpassungen im
Endkundengeschäft. Im Februar 2006 hob E.ON UK die Preise
für Strom um 18,4 Prozent und die für Gas um 24,4 Prozent
an. Im August 2006 folgten weitere Preisanhebungen für
Strom und Gas um 9,7 bzw. 18,4 Prozent. Diese Steigerungen
waren im Einklang mit denen anderer Anbieter in Großbritannien. Ein besonderes Merkmal des britischen Energiemarktes ist die Häufigkeit, mit der Kunden den Anbieter
wechseln, um Vorteile zu erzielen. Während des Berichtsjahres ging die Kundenanzahl von E.ON UK dadurch um rund
200.000 zurück.
Während der nächsten 10 bis 15 Jahre stehen in Großbritannien erhebliche Investitionen in die Infrastruktur im Stromund Gasbereich an, um die zuverlässige Versorgung der
Kunden sicherzustellen. Seit der Privatisierung der Energiewirtschaft hat das wettbewerbsorientierte Marktumfeld
dazu beigetragen, entsprechende Investitionen auf den Weg
zu bringen. E.ON UK geht davon aus, dass die Energieanbieter in Großbritannien – vorausgesetzt, die Regierung und der
Regulator greifen nicht massiv in den Markt ein – den kommenden Herausforderungen zur Sicherung der Strom- und
Gasversorgung gewachsen sind.
Market Units
Konzernabschluss
Im Jahr 2006 setzte E.ON UK im Segment der industriellen
und gewerblichen Kunden die margenorientierte Vertriebspolitik fort. Daraus resultieren die rückläufigen Absätze im
Strom- und Gasgeschäft. Im Segment der Haushalts- und
kleineren Geschäftskunden stieg der Stromabsatz um 2 Prozent, der Gasabsatz nahm aber um 6 Prozent ab. Gründe
waren die im Durchschnitt leicht höheren Temperaturen
im Jahr 2006 und ein verändertes Kundenverhalten.
Absatz1)
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Haushalts- und
kleinere Geschäftskunden
37,9
37,3
+2
Industrie- und
Gewerbekunden
18,4
22,3
–17
Stromabsatz
56,3
59,6
–6
Haushalts- und
kleinere Geschäftskunden
63,9
67,7
–6
Industrie- und
Gewerbekunden
28,7
32,6
–12
Gasabsatz
92,6
100,3
–8
31. Dezember
in MW
2006
2005
Steinkohle
4.910
4.910
Gas
3.490
3.272
Wasserkraft, Wind, Öl,
sonstige Energieträger
1.788
1.788
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
UK
359
577
10.547
10.547
Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON UK hat sich
im Vergleich zum Dezember 2005 nicht verändert. Der Rückgang der Kapazitäten bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
(KWK) ist auf eine veränderte Zuordnung einiger Anlagen zur
Kategorie Erdgas zurückzuführen.
der Eigenerzeugung
Anteile in %
61 Steinkohle
1) ohne Großhandels- und Handelsaktivitäten
35 Gas
Strombeschaffung
Die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken ging im Wesentlichen wegen eines ungeplanten Stillstands im SteinkohleKraftwerk Ratcliffe zurück.
Von Fremden bezog UK im Jahr 2006 aufgrund der geringeren
Absätze an industrielle und gewerbliche Kunden 3,3 Mrd kWh
weniger Strom als im Vorjahr.
Strombeschaffung
in Mrd kWh
2006
2005
Eigenerzeugung 1)
35,9
37,3
–4
Bezug
21,3
24,5
–13
0,7
0,6
+17
+/– %
von Fremden
20,6
23,9
–14
Strombeschaffung
57,2
61,8
–7
Betriebsverbrauch,
Netzverluste, Pumpstrom
–0,9
–2,2
–
Stromabsatz
56,3
59,6
–6
2 Wasserkraft, Wind, Öl,
sonstige Energieträger
2 Kraft-Wärme-Kopplung
(KWK)
Der Anteil der Erzeugung aus Steinkohle ist durch die besseren Margen im Vergleich mit der Erzeugung aus Erdgas
gestiegen. Der KWK-Anteil nahm wegen der hohen Gaspreise
und der veränderten Zuordnung einiger Anlagen ab.
E.ON UK prüft derzeit Optionen für den Bau neuer Kraftwerke
in Großbritannien in den nächsten Jahren. Bei zukünftigen
Projekten muss neben der Gewährleistung zuverlässiger
Energieversorgung ein reduzierter CO2-Ausstoß der Anlagen
zur Bewältigung der Herausforderungen des globalen Klimawandels einfließen. Darüber hinaus ist es unser Ziel, dass
Energie für unsere Kunden bezahlbar bleibt.
1) ohne KWK
E.ON UK plant aufgrund der regulatorischen Rahmenbedingungen in Großbritannien, die Kapazitäten in der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien auszubauen. E.ON UK ist bereits
heute einer der führenden Entwickler und Eigentümer
bzw. Betreiber von Windkraftanlagen in Großbritannien.
99
100 Market Unit UK
Die Gesellschaft hält Beteiligungen an 20 Windkraftanlagen
auf dem Festland und in der Nordsee mit einer Erzeugungskapazität von insgesamt 197 MW. Hiervon sind 183 MW E.ON
UK zurechenbar.
Windkraftanlagen-Projekte mit einer Erzeugungskapazität von
rund 1.139 MW (Vorjahr: 1.100 MW) befinden sich derzeit in
der Entwicklung. Anfang nächsten Jahres wird der OffshoreWindpark Robin Rigg mit einer Gesamtleistung von 180 MW
entstehen. E.ON UK plant den Bau vor der schottischen Küste.
Nach der für Frühjahr 2009 vorgesehenen Inbetriebnahme
wird Robin Rigg der größte Offshore-Windpark Großbritanniens und zugleich einer der größten weltweit sein. Darüber
hinaus begann E.ON UK im vierten Quartal 2006 mit dem Bau
einer Windfarm auf dem Festland in Cambridgeshire. Die
Inbetriebnahme ist für das dritte Quartal 2007 vorgesehen.
Ferner erzeugte E.ON UK durch die zusätzliche Verbrennung
von Biomasse in den Kohlekraftwerken Kingsnorth und Ironbridge insgesamt 286 Mio kWh Strom. In Lockerbie, im Südwesten Schottlands, baut E.ON UK das größte Biomassekraftwerk in Großbritannien mit einer Leistung von 44 MW. Die Anlage wird voraussichtlich im Dezember 2007 ans Netz gehen.
Anfang 2005 wurde in Großbritannien der Nationale Allokationsplan der ersten Phase in Kraft gesetzt. E.ON UK kaufte
im Jahr 2006 9,7 Mio t CO2-Zertifikate für diese Phase hinzu.
E.ON UK hat im Dezember 2006 ihre Anteile an Edenderry
Power Limited und Edenderry Power Operations Ltd., die ein
120 MW Torfkraftwerk in Irland betreiben, an Bord na Mona Plc.
veräußert.
Im Jahr 2006 konnte E.ON UK beim Umsatz im Vergleich zum
Vorjahr vor allem wegen der höheren Preise im Endkundengeschäft zulegen. Das Adjusted EBIT von E.ON UK lag bei
1.229 Mio . Hiervon entfielen 488 Mio  auf das regulierte
Geschäft und 869 Mio  auf das unregulierte Geschäft.
Im regulierten Geschäft stieg das Adjusted EBIT um 36 Mio 
über den Vorjahreswert. Dies ist insbesondere auf Tarifänderungen zurückzuführen, die vom Regulator im Rahmen einer
Preisüberprüfung genehmigt wurden.
Weitere Investitionen in Kohle- und Gaskraftwerke sind in
Zukunft geplant. Anträge für die Planung von zwei hocheffizienten Kohleblöcken in Kent wurden bereits gestellt. Die
hochmoderne Anlage würde Strom mit einem wesentlich
höheren Wirkungsgrad und mit erheblich geringeren Emissionen produzieren.
Im unregulierten Geschäft nahm das Adjusted EBIT trotz der
unbefriedigenden Ergebnisentwicklung im ersten Quartal
um 329 Mio  zu. Der Anstieg ist insbesondere auf Preisanhebungen, verbesserte Margen in der Erzeugung sowie
Kostensenkungs- und Ergebnisverbesserungsprogramme
zurückzuführen. Diese Effekte wurden teilweise durch gestiegene Gasbezugskosten kompensiert. Darüber hinaus waren
im Vorjahr positive Sondereffekte aus der Eingliederung von
vorher extern vergebenen Dienstleistungen enthalten.
Für den Bau eines modernen Gaskraftwerks mit einer Leistung
von 1.200 MW – ebenfalls in Kent – hat E.ON UK bereits die
Genehmigung erhalten. Dank der modernen Technologie wird
ein Kraftwerk mit einem der höchsten Wirkungsgrade in Großbritannien mit gleichzeitig reduzierten Emissionen entstehen.
Das Adjusted EBIT im Segment Sonstiges/Konsolidierung lag
um 99 Mio  unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Gründe
waren Wechselkurseffekte, Mehraufwand für Pensionen
sowie wachstumsbedingt höhere Kosten für zentrale Dienstleistungen.
Unreguliertes
Geschäft1)
Sonstiges/
Konsolidierung
UK
in Mio 
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Umsatz
856
813
12.081
9.553
–368
–190
12.569
10.176
Adjusted EBITDA
635
604
1.284
959
–129
–13
1.790
1.550
Adjusted EBIT
488
452
869
540
–128
–29
1.229
963
1) Der neue Bereich Energy Services, der zum größten Teil zum regulierten Geschäft zählte, wird seit dem ersten Quartal 2006 im unregulierten Geschäft ausgewiesen. Darüber hinaus wurden dem unregulierten Geschäft Dienstleistungen wie Gebäude- und IT-Service etc. zugerechnet, die aus regulatorischen Gründen dem regulierten Geschäft
schon im Vorjahr belastet wurden. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst.
0,402 kWh für den eigenen Sound
102
Market Unit Nordic
Adjusted EBIT deutlich unter Vorjahresniveau
Verkauf von E.ON Finland vollzogen
Für das Jahr 2007 deutliche Steigerung beim Adjusted EBIT erwartet
Verkauf von E.ON Finland vollzogen
Nordic
in Mio 
2006
2005
Umsatz
3.204
3.213
–
377
382
–1
Adjusted EBITDA
992
1.115
–11
Adjusted EBIT
619
766
–19
ROCE (in %)
9,8
11,5
–1,71)
9,0
9,0
–
Value Added
51
166
–69
715
689
+4
631
394
+60
5.693
5.424
+5
davon Energiesteuer
Operativer Cashflow
Investitionen2)
Mitarbeiter (31.12.)
+/– %
Am 26. Juni 2006 haben 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 vollzogen. 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.
Deshalb hat sich die Segmentierung der Market Unit Nordic
geändert. Bisher erfolgte eine geografische Aufteilung in
die Segmente Schweden und Finnland. Nun unterteilen wir
die Market Unit Nordic auf Basis der unterschiedlichen
operativen Geschäftsfelder in reguliertes Geschäft, unreguliertes Geschäft und Sonstiges/Konsolidierung.
Stromabsatz
Im Jahr 2006 hat E.ON Nordic ihren herausfordernden Investitionsplan zur Verbesserung der Versorgungssicherheit konsequent weiterverfolgt. Für den Zeitraum von 2007 bis 2009
plant Nordic rund 2,7 Mrd  zu investieren. Der größte Anteil
der Investitionen wird in neue Kraftwerkskapazitäten fließen,
um die in Nordeuropa dringend benötigten Ressourcen bereitzustellen und gleichzeitig die CO2-Emissionen zu reduzieren.
Ein erheblicher Teil der Investitionen wird als Bestandteil
eines groß angelegten laufenden Reinvestitionsprogramms
in die Verbesserung des bestehenden Stromverteilnetzes
fließen. Ferner werden auch Investitionen in den Bereichen
Wärmeversorgung und Gas getätigt.
Der Stromabsatz von E.ON Nordic sank in den ersten neun
Monaten 2006 im Vergleich zum Vorjahr wegen geringerer
Absätze an der nordeuropäischen Strombörse Nordpool um
5,3 Mrd kWh. Gründe hierfür waren gesunkene Erzeugungsmengen aus Wasser- und Kernkraft.
Stromabsatz
in Mrd kWh
Privatkunden
Geschäftskunden
2006
2005
6,6
7,0
+/– %
–6
12,9
12,7
+2
Vertriebspartner/Nordpool
21,1
26,2
–19
Stromabsatz
40,6
45,9
–12
Market Units
Konzernabschluss
Strombeschaffung
Strombeschaffung
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Eigenerzeugung
27,9
33,3
–16
Bezug
14,8
14,5
+2
10,2
10,4
–2
von Fremden
4,6
4,1
+12
Strombeschaffung
42,7
47,8
–11
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–2,1
–1,9
–
Stromabsatz
40,6
45,9
–12
der Eigenerzeugung
an Statkraft veräußerten Kraftwerke. Darüber hinaus wurden
mehrere schwedische Kernkraftwerke infolge der Störung in
Vattenfalls Kraftwerk Forsmark Ende Juli vom Netz genommen. Der Rückgang der Erzeugung aus Wasserkraft und
Kernkraft konnte nur teilweise durch gestiegene Erzeugungsmengen in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und die hohe
Verfügbarkeit der Kernkraftwerke in der ersten Jahreshälfte
kompensiert werden.
Gas- und Wärmeabsatz
Der Wärmeabsatz stieg als Folge niedriger Temperaturen zu
Jahresbeginn und wegen der Akquisition von Wärme-Aktivitäten in Dänemark. Dagegen sank der Gasabsatz vor allem
infolge geringerer Verkäufe an Weiterverteiler und verstärkten Wettbewerbs.
Gas- und Wärmeabsatz
in %
in Mrd kWh
56,4 Kernkraft
37,2 Wasserkraft
2006
2005
+/– %
Gasabsatz
5,8
6,9
–16
Wärmeabsatz
7,9
7,7
+3
Der Umsatz von E.ON Nordic (ohne Energiesteuern) lag auf
Vorjahresniveau. Der Rückgang infolge geringerer Erzeugungsmengen aus Wasser- und Kernkraft konnte durch höhere
durchschnittlich erzielte Strompreise kompensiert werden.
2,7 Öl
3,7 Erdgas, Kohle, KWK,
Wind und sonstige
Energieträger
31. Dezember
in MW
2006
2005
Kernenergie
2.582
2.584
Wasserkraft
2.738
2.770
Öl und sonstige Energieträger
1.996
2.020
Nordic
7.316
7.374
Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum ging die Erzeugungsmenge aus eigenen Kraftwerken um 5,4 Mrd kWh zurück. Die
Erzeugung aus Wasserkraft sank insbesondere wegen der
deutlich niedrigeren Wasserstände und der im Oktober 2005
Das Adjusted EBIT der Market Unit Nordic ging gegenüber dem
Vorjahreszeitraum um 147 Mio  auf 619 Mio  zurück. Im
Vergleich zum Vorjahr wurde das Adjusted EBIT durch höhere
Steuern auf die installierten Kernenergie- und Wasserkraftkapazitäten belastet. Deutlich niedrigere Wasserstände in den
ersten drei Quartalen und die ungeplante Abschaltung einiger
Kernkraftwerke führten zu geringeren Erzeugungsmengen
und somit zu niedrigeren Absätzen an der Strombörse Nordpool. Darüber hinaus entfielen die Ergebnisbeiträge der
an Statkraft veräußerten Wasserkraftwerke. Dagegen beeinflussten höhere Spot-Preise für Strom und erfolgreiches
Hedging, das Nordic ermöglicht, sich effektiv höhere Verkaufspreise für das Erzeugungsportfolio zu sichern, das Adjusted
EBIT positiv.
Eckdaten nach Geschäftsfeldern1)
Unreguliertes
Geschäft
Sonstiges/
Konsolidierung
Nordic
in Mio 
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Umsatz2)
725
850
2.119
2.247
–17
–266
2.827
2.831
Adjusted EBITDA
311
359
693
758
–12
–2
992
1.115
Adjusted EBIT
200
244
448
541
–29
–19
619
766
1) Seit Mitte Januar 2006 wird E.ON Finland unter den nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.
2) ohne Energiesteuern
103
104
Adjusted EBIT gesteigert
MISO-Ausstieg vollzogen
Abgabe von WKE fortgeschritten, LPI-Verkauf vollzogen
Für das Jahr 2007 geringeres Adjusted EBIT erwartet
MISO-Ausstieg ab September wirksam
US-Midwest
in Mio 
2006
2005
Umsatz
+/– %
1.947
2.045
–5
Adjusted EBITDA
590
560
+5
Adjusted EBIT
391
365
+7
ROCE (in %)
5,7
5,5
+0,21)
Value Added
Operativer Cashflow
Investitionen
8,0
8,0
–
–157
–166
+5
381
214
+78
398
227
+75
2.890
3.002
–4
1) Änderung in Prozentpunkten
Im Jahr 2006 gewährleistete E.ON U.S. wieder eine sichere
und zuverlässige Belieferung ihrer Kunden mit Strom und
Gas. Im Zeitraum 2007 bis 2009 plant E.ON U.S. Investitionen
in Höhe von etwa 400 Mio , um die Betriebssicherheit der
Übertragungs- und Verteilungsnetze aufrechtzuerhalten.
In derselben Zeitspanne werden mehr als 800 Mio  in den
Kraftwerkspark investiert (dies betrifft vor allem den Bau
des Grundlastkraftwerks Trimble County 2). Damit sollen die
erforderlichen Erzeugungskapazitäten für die Zukunft sichergestellt werden.
Anfang September 2006 hat E.ON U.S. die Teilnahme an dem
regionalen Netzbetreiber Midwest Independent Transmission
System Operator (MISO) beendet und alternative Vereinbarungen mit der Tennessee Valley Authority und dem Southwest
Power Pool abgeschlossen.
Veräußerung von WKE und LPI
E.ON U.S. betreibt durch Western Kentucky Energy Corp. (WKE)
im Rahmen eines langfristigen Leasingvertrags die Kraftwerke des genossenschaftlichen Stromerzeugers Big Rivers
Electric Corporation in West-Kentucky, USA, und eine kohlegefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA. Im
November 2005 unterzeichneten die betroffenen Parteien eine
Absichtserklärung, die die Beendigung des Leasingvertrags
und der Betriebsführungsvereinbarungen sowie andere
damit zusammenhängende Sachverhalte umfasst. Der Vollzug
der geplanten Transaktion unterliegt der Überprüfung und
Zustimmung verschiedener Aufsichtsbehörden und anderer
betroffener Parteien. Die beteiligten Parteien arbeiten daran,
die geplante Transaktion im Jahr 2007 abzuschließen. WKE
wurde Ende Dezember 2005 als nicht fortgeführte Aktivität
klassifiziert.
Market Units
Konzernabschluss
Im Juni 2006 hat E.ON U.S. die von LG&E Power Inc. (LPI) gehaltenen Anteile an einem Kohlekraftwerk in North Carolina
und Anlagen der LG&E Power Services an die Westmoreland
Coal Company veräußert.
Im regulierten Geschäft ist der Stromabsatz im Berichtsjahr
im Vergleich zum Jahr 2005 aufgrund des milderen Wetters
leicht zurückgegangen. Im Off-System-Geschäft lag der
Stromabsatz unter dem Vorjahreswert, da E.ON U.S. bisher
von Electric Energy Inc. (EEI) eingekaufte Mengen aus Eigenerzeugung decken musste. EEI ist ein 1.000-MW-Kraftwerk,
an dem E.ON U.S. einen Anteil von 20 Prozent hält. Bislang
konnte E.ON U.S. ihren Anteil an der Erzeugung zu Produktionskosten für ihre Endkunden erwerben. Seit 1. Januar 2006 verkauft EEI den Strom zu Marktpreisen, sodass E.ON U.S. diese
Erzeugungsmengen nun nicht mehr für ihre Endkunden verwenden kann und stattdessen Strom aus der Eigenerzeugung nutzt. Der Gasabsatz an Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden ging wegen der im Vergleich zum Vorjahr milderen
Wintertemperaturen und wegen eines aufgrund der hohen
Preise geringeren Verbrauchs zurück. Bedingt durch geringere
Absatzmöglichkeiten aufgrund verschiedener Marktfaktoren
nahm der Gasabsatz im Off-System-Geschäft ab.
Strombeschaffung
E.ON U.S. deckte 97 Prozent der Eigenerzeugung durch Kohlekraftwerke ab; 3 Prozent entfielen auf Gas, Wasserkraft und
sonstige Energieträger. Die zurechenbare Kraftwerksleistung
von E.ON U.S. ging im Vergleich zum Jahresende 2005 wegen
der Außerbetriebnahme von fünf kleineren Kraftwerksblöcken
im regulierten Geschäft und des Verkaufs des Kohlekraftwerks in North Carolina im unregulierten Geschäft zurück.
Strombeschaffung
in Mrd kWh
2006
2005
+/– %
Eigenerzeugung
35,2
35,6
–1
3,3
5,1
–35
38,5
40,7
–5
Bezug
Strombeschaffung
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–3,2
–3,0
–
Stromabsatz
35,3
37,7
–6
der Eigenerzeugung
Anteile in %
97 Steinkohle
Absatz
in Mrd kWh
2006
2005
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
32,6
33,3
–2
Off-System-Geschäft1)
2,7
4,4
–39
Stromabsatz
35,3
37,7
–6
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
12,3
13,8
–11
Off-System-Geschäft1)
Gasabsatz
+/– %
0,1
0,8
–88
12,4
14,6
–15
1) Verkauf überschüssiger Strommengen an Kunden außerhalb
des eigenen Versorgungsgebietes
3 Gas, Wasserkraft,
Wind, sonstige
Energieträger
31. Dezember
in MW
2006
2005
+/– %
Kohle
5.294
5.294
–
Gas
2.141
2.186
–2
72
130
–45
7.507
7.610
–1
–
105
–100
7.507
7.715
–3
Öl und Wasserkraft
Unreguliertes Geschäft
US-Midwest
105
106 Market Unit US-Midwest
Im Jahr 2006 lag der Umsatz von US-Midwest unter dem Vorjahreswert. Dies war bedingt durch milderes Wetter und
geringere Absatzmengen im Off-System-Geschäft. Positiv
wirkten dagegen die Weitergabe höherer Brennstoffbezugskosten an Endverbraucher und die Berücksichtigung von
Umweltschutzinvestitionen in den Verkaufspreisen im regulierten Geschäft.
Darüber hinaus profitierte das regulierte Geschäft von
höheren Ergebnisbeiträgen durch Investitionen in Anlagen
zur Emissionsreduzierung.
Im unregulierten Geschäft wurde das geringere Ergebnis aus
der Veräußerung der Beteiligung an dem Kohlekraftwerk in
North Carolina Mitte 2006 teilweise durch operative Verbesserungen im argentinischen Geschäft kompensiert.
Die Market Unit US-Midwest konnte das Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr um 26 Mio  steigern. Temperaturbedingt
niedrigere Volumen im regulierten Geschäft wurden teilweise
durch Einsparungen nach dem Ausstieg aus dem Markt des
regionalen Netzbetreibers Midwest Independent Transmission
System Operator (MISO) und niedrigere Aufwendungen infolge
des Entfalls von Abschreibungen für frühere Restrukturierungsmaßnahmen ausgeglichen.
Unreguliertes Geschäft/
Sonstiges
US-Midwest
in Mio 
2006
2005
2006
2005
2006
2005
Umsatz
1.887
1.965
60
80
1.947
2.045
Adjusted EBITDA
577
543
13
17
590
560
Adjusted EBIT
387
351
4
14
391
365
0,2 kWh für Schmetterlinge im Bauch
108
Erklärung des Vorstands
Der Vorstand der E.ON AG ist für die Aufstellung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Konzernlageberichts verantwortlich. Bei der Erstellung des Konzernabschlusses wurden die US-amerikanischen Generally Accepted
Accounting Principles angewendet. Der zusammengefasste
Konzernlagebericht steht in Einklang mit dem Konzernabschluss und vermittelt ein insgesamt zutreffendes Bild der
Lage des Konzerns. Die nach dem deutschen Handelsgesetzbuch erforderlichen Erläuterungen wurden beachtet.
Die Übereinstimmung beider Bestandteile des vorliegenden
Geschäftsberichts mit gesetzlichen Vorschriften ist durch
interne Kontrollsysteme und konzernweit einheitliche Richtlinien und Berichtssysteme gewährleistet.
Gemäß den Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und
Transparenz im Unternehmensbereich (KonTraG) ermöglicht
das Risikomanagementsystem des E.ON-Konzerns dem Vorstand, potenzielle Risiken frühzeitig zu erkennen und gegebenenfalls gegenzusteuern.
Die PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, (PwC) wurde entsprechend
dem Beschluss der Hauptversammlung vom Aufsichtsrat zum
Abschlussprüfer bestellt. PwC hat den Konzernabschluss und
den zusammengefassten Konzernlagebericht geprüft und den
nebenstehenden uneingeschränkten Bestätigungsvermerk
erteilt.
Der Jahresabschluss der E.ON AG, der Konzernabschluss, der
zusammengefasste Lagebericht und das Risikomanagement
wurden in Anwesenheit des Abschlussprüfers im Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats und in der Bilanzsitzung des
Aufsichtsrats eingehend erörtert.
Vorsitzender des Vorstands
der E.ON AG
Dr. Marcus Schenck
Mitglied des Vorstands
der E.ON AG
Market Units
Konzernabschluss
Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers
Wir haben den von der E.ON AG, Düsseldorf, aufgestellten
Konzernabschluss – bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung, Eigenkapitalveränderungsrechnung, Kapitalflussrechnung und Anhang – sowie den Konzernlagebericht,
der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst
wurde, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember
2006 geprüft. Die Aufstellung des Konzernabschlusses nach
den US-amerikanischen Rechnungslegungsgrundsätzen
(United States Generally Accepted Accounting Principles –
US-GAAP) sowie des zusammengefassten Lageberichts nach
den deutschen 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 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 US-GAAP und durch den zusammengefassten Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage sowie der Zahlungsströme
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 im
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
US-GAAP und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften
ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der
Vermögens-, Finanz- und Ertragslage sowie der Zahlungsströme
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.
Außerdem bestätigen wir, dass der Konzernabschluss für das
Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2006 die
Voraussetzungen für eine Befreiung der Gesellschaft von der
Aufstellung eines Konzernabschlusses nach den IFRS, wie sie
in der EU anzuwenden sind, erfüllt.
Düsseldorf, den 21. Februar 2007
PricewaterhouseCoopers
Aktiengesellschaft
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Dr. Vogelpoth
Wirtschaftsprüfer
Laue
Wirtschaftsprüfer
109
110
Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
Umsatzerlöse
Anhang
2006
2005
(31)
67.759
56.141
–3.562
–4.525
Strom- und Erdgassteuer
Umsatzerlöse nach Abzug von Strom- und Erdgassteuer
64.197
51.616
–52.304
–40.603
Bruttoergebnis vom Umsatz
11.893
11.013
Vertriebskosten
–4.341
–3.845
Allgemeine Verwaltungskosten
–1.774
–1.516
Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen
(5)
Sonstige betriebliche Erträge
(6)
8.232
7.564
Sonstige betriebliche Aufwendungen
(6)
–9.080
–5.890
Finanzergebnis
(7)
203
–174
Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen
Sonstiges Finanzergebnis
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
(8)
(9)
836
433
–633
–607
5.133
7.152
323
–2.261
–526
–536
4.930
4.355
127
3.059
0
–7
5.057
7.407
aus fortgeführten Aktivitäten
7,48
6,61
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
0,19
4,64
aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften
0,00
–0,01
aus Konzernüberschuss
7,67
11,24
(4)
Ergebnis aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften
Konzernüberschuss
in 
Ergebnis je Aktie – unverwässert und verwässert
(12)
Market Units
Konzernabschluss
Bilanz des E.ON-Konzerns
31. Dezember
in Mio 
Anhang
2006
2005
Goodwill
(13a)
15.124
15.363
Immaterielle Vermögensgegenstände
(13a)
3.749
4.125
Sachanlagen
(13b)
42.712
41.323
At equity bewertete Unternehmen
(13c)
7.967
9.689
Sonstige Finanzanlagen
(13c)
20.335
16.119
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögensgegenstände
(15)
1.394
2.059
Betriebliche Forderungen, sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
und aktive Rechnungsabgrenzungsposten
(15)
3.553
3.530
(8)
1.510
1.706
96.344
93.914
Aktiva
Aktive latente Steuern
Langfristige Vermögenswerte
Vorräte
(14)
3.990
2.457
(15)
1.417
1.060
Betriebliche Forderungen, sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
(15)
18.337
18.180
Liquide Mittel
(16)
6.187
9.897
Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
587
98
Wertpapiere und Festgeldanlagen
4.448
5.453
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
1.152
4.346
681
Vermögen der abzugebenden Aktivitäten
(4)
610
(8)
347
373
30.888
32.648
127.232
126.562
Kurzfristige Vermögenswerte
Summe Aktiva
Bilanz des E.ON-Konzerns
31. Dezember
in Mio 
Anhang
2006
2005
Passiva
Gezeichnetes Kapital
(17)
1.799
1.799
Kapitalrücklage
(18)
11.760
11.749
Gewinnrücklagen
(19)
26.304
25.861
Kumuliertes Other Comprehensive Income
(20)
8.212
5.331
Eigene Anteile
(17)
–230
–256
47.845
44.484
Eigenkapital
(21)
4.917
4.734
(24)
9.959
10.555
Betriebliche Verbindlichkeiten und passive Rechnungsabgrenzungsposten
(24)
5.846
6.365
Pensionsrückstellungen
(22)
3.769
8.290
Übrige Rückstellungen
(23)
20.406
19.112
Passive latente Steuern
(8)
Langfristige Schulden
7.294
7.929
47.274
52.251
(24)
3.440
3.807
Betriebliche Verbindlichkeiten und passive Rechnungsabgrenzungsposten
(24)
14.604
13.504
(22)
116
430
Übrige Rückstellungen
(23)
7.802
6.030
Schulden der abzugebenden Aktivitäten
(4)
615
831
(8)
619
491
Kurzfristige Schulden
Summe Passiva
27.196
25.093
127.232
126.562
111
112
Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
2006
2005
Konzernüberschuss
5.057
7.407
526
536
–127
–3.059
Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände, Sachanlagen und Beteiligungen
3.751
3.030
Veränderung der Rückstellungen
1.800
–362
Veränderung der latenten Steuern
–826
390
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge
–374
90
–738
–44
Überleitung zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Ergebnis aus dem Abgang von
Beteiligungen
Wertpapieren (>3 Monate)
–91
–36
–493
–398
Veränderungen der kurzfristigen betrieblichen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten
Vorräte
–1.359
–281
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
–1.453
–1.502
673
–3.828
86
1.386
762
3.215
7.194
6.544
3.651
6.093
303
201
Sonstige betriebliche Forderungen
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)
Einzahlungen aus dem Abgang von
Beteiligungen
Auszahlungen für Investitionen in
Beteiligungen
–1.078
–985
immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
–4.083
–2.956
–771
–568
–2.369
–1.339
Veränderung der Wertpapiere (>3 Monate)
Veränderung der Finanzforderungen und Festgeldanlagen
Veränderung der Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen einschließlich Konzernfremder
Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Anteile
–154
–4
–4.501
442
1
–26
28
–33
–4.614
–1.549
–242
–239
Gezahlte Dividenden
an Aktionäre der E.ON AG
an Konzernfremde
Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten
10.846
3.013
–11.868
–7.624
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
–5.849
–6.458
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten
–3.156
528
69
114
–109
–315
2
–171
–38
–372
Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
nicht fortgeführter Aktivitäten
Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
0
77
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang
4.346
4.113
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
1.152
4.346
Market Units
Konzernabschluss
113
Entwicklung des Konzerneigenkapitals
Kumuliertes
Other Comprehensive Income
in Mio 
Stand zum
1. Januar 2005
Gezeichnetes
Kapital
Kapitalrücklage
1.799
11.746
Zurückgekaufte/
verkaufte eigene Anteile
Differenz
aus der
WährungsGewinnumrechrücklagen
nung
20.003
–896
Weiterveräußerbare
Wertpapiere
Mindestpensionsrückstellung
SFAS 158
Cashflow
Hedges
Eigene
Anteile
Summe
2.178
–1.090
0
76
–256
33.560
3
Gezahlte Dividenden
Konzernüberschuss
3
–1.549
–1.549
7.407
7.407
Other
Comprehensive Income
620
4.698
–312
57
5.063
Summe
Stand zum
31. Dezember 2005
12.470
1.799
Zurückgekaufte/
verkaufte eigene Anteile
11.749
25.861
–276
6.876
–1.402
0
133
11
Gezahlte Dividenden
Konzernüberschuss
–256
26
37
–4.614
–4.614
5.057
5.057
Other
167
3.139
346
0
1.056
–1.606
0
–1.606
–221
3.431
Summe
8.488
SFAS 158
Stand zum
31. Dezember 2006
44.484
1.799
11.760
26.304
–109
10.015
–550
–88
–230
47.845
114 Anhang
(1) Allgemeine Grundsätze
Der Konzernabschluss der E.ON AG (E.ON oder Gesellschaft),
Düsseldorf, wird nach den in den USA allgemein geltenden
„United States Generally Accepted Accounting Principles“
(US-GAAP) aufgestellt.
Der E.ON-Konzern (E.ON oder Konzern) ist ein in Deutschland
ansässiger, international aufgestellter Energiekonzern mit
integrierten Strom- und Gasaktivitäten. Die Organisation
innerhalb des Konzerns wurde mit Wirkung zum 1. Januar
2004 nach fünf definierten Zielmärkten 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.
Das Corporate Center umfasst die direkt von der E.ON AG
gehaltenen Beteiligungen, die nicht einem Segment zugeordnet werden, sowie die E.ON AG selbst.
Diese Market Units bilden das Kerngeschäft Energie und
sind gleichzeitig Segmente im Sinne des Statement of
Financial Accounting Standards (SFAS) 131 „Disclosures
about Segments of an Enterprise and Related Information“
(SFAS 131). Das dem Kerngeschäft Energie zugeordnete
Corporate Center enthält zudem die auf Konzernebene
durchzuführenden Konsolidierungen.
Die weiteren Aktivitäten des E.ON-Konzerns umfassen die
Aktivitäten der at equity bewerteten Degussa AG (Degussa),
Düsseldorf, bis zu deren Abgang im dritten Quartal des
Geschäftsjahres 2006.
Bezüglich weiterer Informationen zu den Market Units wird
auf die Textziffer 31 verwiesen.
E.ON ist für das Geschäftsjahr 2006 nach Art. 57 Satz 1 Nr. 2
EGHGB von der Aufstellung eines Konzernabschlusses nach
Maßgabe der International Financial Reporting Standards
(IFRS) und eines Konzernlageberichts gemäß § 315a HGB
befreit. E.ON stellt nach § 292a HGB i. V. m. Art. 58 Abs. 5
Satz 2 EGHGB einen Konzernabschluss und einen Konzernlagebericht nach international anerkannten Rechnungslegungsgrundsätzen (US-GAAP) auf. Zur Beurteilung des Einklangs
der US-GAAP-Regelungen mit der vierten und siebten EURichtlinie bezieht sich E.ON auf den deutschen Rechnungslegungsstandard (DRS) Nr. 1 „Befreiender Konzernabschluss
nach § 292a“ und DRS Nr. 1a „Befreiender Konzernabschluss
nach § 292a HGB – Konzernabschluss nach US-GAAP: Goodwill und andere immaterielle Vermögenswerte des Anlagevermögens“ sowie auf die Übergangsvorschrift des Deutschen
Rechnungslegungs-Änderungsstandards (DRÄS) Nr. 2 Art. 2.
Eine Erläuterung der wesentlichen Unterschiede zwischen
US-GAAP und deutschen Rechnungslegungsgrundsätzen
nach HGB wird in Textziffer 2b) gegeben.
Market Units
Konzernabschluss
(2) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze der Rechnungslegung und der wesentlichen
Unterschiede zwischen US-GAAP und deutschen
Rechnungslegungsgrundsätzen nach HGB
a) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze
der Rechnungslegung
Zwischenergebnisse, Umsätze, Aufwendungen und Erträge
sowie Forderungen und Verbindlichkeiten innerhalb des Konsolidierungskreises werden im Rahmen der Konsolidierung
eliminiert. Bei Unternehmen, die nach der Equity-Methode
bewertet werden, erfolgt eine Zwischenergebniseliminierung
im Rahmen der Konsolidierung, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.
Konsolidierungsgrundsätze
Unternehmenszusammenschlüsse
Zum Konzernabschluss gehören die Abschlüsse der E.ON AG
und der konsolidierten verbundenen Unternehmen. Die Einbeziehung von Tochterunternehmen, assoziierten Unternehmen und übrigen Beteiligungen in den Konzernabschluss
erfolgt nach folgenden Kriterien:
• Tochterunternehmen sind verbundene Unternehmen, bei
denen aufgrund der unmittelbaren oder mittelbaren
Mehrheit der Stimmrechte eine Beherrschungsmöglichkeit besteht; diese werden grundsätzlich voll konsolidiert.
Bestimmte Mehrheitsbeteiligungen, die sowohl einzeln
wie auch in der Gesamtbetrachtung unbedeutend sind,
werden hiervon abweichend zu Anschaffungskosten
bilanziert, sofern keine Wertberichtigungen erforderlich
sind. 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) sind die Unternehmen zu
konsolidieren, an denen E.ON unabhängig von der Mehrheit der Stimmrechte im Hinblick auf die wirtschaftlichen Interessen die Position des Meistbegünstigten
innehat (sogenannte Zweckgesellschaften oder Variable
Interest Entities).
• Verbundene Unternehmen, für die E.ON trotz Mehrheit
der Stimmrechte aufgrund von Beschränkungen in Bezug
auf das Vermögen oder die Geschäftsführung keine
Beherrschungsmöglichkeit besitzt, werden grundsätzlich
nach der Equity-Methode bewertet. Unternehmen, bei
denen E.ON einen maßgeblichen Einfluss auf die
Geschäfts- und Finanzpolitik ausüben kann (assoziierte
Unternehmen), werden ebenfalls nach der EquityMethode bewertet. Dies sind im Wesentlichen Unternehmen, an denen E.ON zwischen 20 und 50 Prozent der
Stimmrechte zustehen. Einzelne assoziierte Unternehmen, die sowohl einzeln wie auch in der Gesamtbetrachtung unbedeutend sind, werden hiervon abweichend zu
Anschaffungskosten bilanziert, sofern keine Wertberichtigungen erforderlich sind.
• Alle übrigen Beteiligungen werden zu Anschaffungskosten oder, im Falle ihrer Marktgängigkeit, zum Fair Value
bewertet.
Nach SFAS 141 „Business Combinations“ (SFAS 141) sind
sämtliche Unternehmenszusammenschlüsse nach der
Erwerbsmethode (Purchase Method) zu bilanzieren, d. h., die
erworbenen Vermögenswerte und Schulden sind zum Fair
Value anzusetzen. Ein nach anteiliger Aufdeckung stiller
Reserven und Lasten verbleibender positiver Unterschiedsbetrag wird in der Bilanz als Firmenwert (Goodwill) aktiviert.
Ist der Fair Value des übernommenen Reinvermögens höher
als die Anschaffungskosten, ergibt sich ein passiver Unterschiedsbetrag nur insoweit, als nach Abstockung der Wertansätze bestimmter Vermögenswerte ein solcher verbleibt.
Dieser wird als gesonderter Ertrag erfasst. Firmenwerte von
Gesellschaften, bei denen die Equity-Methode angewendet
wird, werden nach den gleichen Grundsätzen, wie sie für voll
konsolidierte Tochterunternehmen gelten, ermittelt.
Die Aufstellung des gesamten Anteilsbesitzes der E.ON AG
wird in einer gesonderten Aufstellung des Anteilsbesitzes
beim elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemacht.
Währungsumrechnung
Transaktionen der Gesellschaft, die in einer Fremdwährung
erfolgen, werden mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des
Zugangs umgerechnet und zu jedem Bilanzstichtag an den
dann geltenden Wechselkurs angepasst; 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.
Die Vermögens- und Schuldposten der ausländischen Tochterunternehmen der Gesellschaft mit einer anderen funktionalen
Währung als Euro werden zu den am Jahresende geltenden
Mittelkursen umgerechnet, während die entsprechenden
Ergebnisrechnungen zu Jahresdurchschnittskursen umgerechnet werden. Wesentliche Geschäftsvorfälle ausländischer
Konzerngesellschaften werden zum jeweiligen Transaktionskurs in den aufzustellenden Abschluss einbezogen. Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung der Vermögensund Schuldposten gegenüber der Umrechnung des Vorjahres
sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und
Verlustrechnung und der Bilanz werden ergebnisneutral innerhalb des Eigenkapitals gesondert ausgewiesen.
115
116 Anhang
Die Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die
nicht an der Europäischen Währungsunion1) teilnehmen,
haben sich wie folgt entwickelt:
Währungen
ISOCode
1 , Mittelkurs
31. Dezember
1 , Jahresdurchschnittskurs
2006
2005
2006
2005
Britisches Pfund
GBP
0,67
0,69
0,68
0,68
Norwegische Krone
NOK
8,24
7,99
8,05
8,01
Schwedische Krone
SEK
9,04
9,39
9,25
9,28
Ungarischer Forint
HUF
251,77
252,87
264,26
248,05
US-Dollar
USD
1,32
1,18
1,26
1,24
1) Die Länder der Europäischen Währungsunion in 2006 sind Belgien, Deutschland,
Finnland, Frankreich, Griechenland, Irland, Italien, Luxemburg, Niederlande, Österreich, Portugal und Spanien.
Weitere Aktivitäten
Die Umsätze der Viterra AG und ihrer Tochtergesellschaften
(Viterra), deren Umsatzerlöse im Jahr 2005 unter den nicht
fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen wurden und auf den
Bereich Wohnimmobilien bzw. das Ausbaugeschäft Projektentwicklung entfielen, wurden nach Abzug von Erlösschmälerungen zu dem Zeitpunkt bilanziert, zu dem bei Verkäufen
der Gefahrenübergang erfolgte, die Vergütung vertraglich
bestimmt oder bestimmbar und die Erfüllung des entsprechenden Anspruches wahrscheinlich war. Umsatzerlöse, die
auf zu langfristig festgelegten Konditionen durchgeführte
Dienstleistungen entfielen (insbesondere Miet- und Dienstleistungsverträge), wurden entsprechend den zugrunde
liegenden Vertragslaufzeiten realisiert oder sobald die entsprechenden Leistungen erbracht waren.
Stromsteuer
Umsatzrealisierung
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. Nachfolgend sind
wesentliche Grundsätze zur Umsatzrealisierung der Segmente
dargestellt.
Die Umsatzerlöse der Market Units Central Europe, Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest resultieren überwiegend aus den Verkäufen von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher. Darüber
hinaus bestehen Erlöse aus der Verteilung von Strom 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 Jahresende, wider.
Nettogewinne aus zu Eigenhandelszwecken eingesetzten
derivativen Finanzinstrumenten werden in den Umsatzerlösen
ausgewiesen.
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.
Energiesteuer
Das neue Energiesteuergesetz (EnergieStG) enthält Bestimmungen für Energieerzeugnisse aus Mineralöl, für Erdgas
und für Kohle. Es ersetzt das bisher geltende Mineralölsteuergesetz und ist am 1. August 2006 in Kraft getreten. 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.
Herstellungs- und Anschaffungskosten der
umgesetzten Lieferungen und Leistungen
Die Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten
Lieferungen und Leistungen beinhalten im Wesentlichen den
Aufwand für die Erzeugung, den Bezug von Strom und Gas
sowie die Abschreibungen auf Sachanlagen, die zur Erzeugung, Speicherung, Verteilung und Übertragung von Strom
und Gas dienen. Ferner sind in dieser Position Personalaufwendungen enthalten, die in direktem Zusammenhang mit
der Erzeugung und Bereitstellung von Energie anfallen.
Außerdem werden hier die Aufwendungen für herstellungsbezogene Dienstleistungen sowie für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe ausgewiesen. Nettoverluste aus zu Eigenhandelszwecken eingesetzten derivativen Finanzinstrumenten
werden in den Herstellungs- und Anschaffungskosten ausgewiesen.
Market Units
Konzernabschluss
Vertriebskosten
Die Vertriebskosten umfassen alle Aufwendungen, die im
Zusammenhang mit dem Verkauf von Energie anfallen. Diese
beinhalten im Wesentlichen Personalaufwendungen und
andere vertriebsbezogene Aufwendungen der Regionalversorger im Bereich der Market Unit Central Europe.
Allgemeine Verwaltungskosten
In den allgemeinen Verwaltungskosten sind hauptsächlich
die nicht herstellungs- oder vertriebsbezogenen Personalkosten und Abschreibungen auf Verwaltungsgebäude enthalten.
Verkäufe von Anteilen an Beteiligungen
Führt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen
oder assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer
Reduzierung des prozentualen Anteilsbesitzes der E.ON an
diesen Beteiligungen (Verwässerung), so werden im Einklang
mit „SEC Staff Accounting Bulletin“ (SAB) 51 „Accounting for
Sales of Stock of a Subsidiary“ (SAB 51) Gewinne und Verluste aus diesen Verwässerungstransaktionen erfolgswirksam
unter den sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst.
Aufwendungen für Werbung
Aufwendungen für Werbung werden sofort erfolgswirksam
erfasst. Sie betragen im Berichtsjahr 281 Mio  (2005:
156 Mio ).
jeweiligen Berichtseinheit (Reporting Unit) führen können,
ist auch unterjährig ein Impairment-Test durchzuführen. Als
Reporting Units identifizierte die Gesellschaft die operativen
Geschäftsbereiche unterhalb ihrer Segmente.
Die Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills umfasst zwei Prüfschritte:
• In einem ersten Schritt wird der Fair Value einer Reporting Unit mit ihrem Buchwert einschließlich Goodwill
verglichen. Falls der Buchwert den Fair Value einer
Reporting Unit übersteigt, gilt dies als Anzeichen für
einen möglichen Wertberichtigungsbedarf des Goodwills, und es ist ein zweiter Prüfschritt erforderlich.
• In diesem zweiten Prüfschritt wird der implizite Fair
Value des Goodwills einer Reporting Unit mit dem Buchwert dieses Goodwills verglichen. Der implizite Fair
Value des Goodwills entspricht dem Unterschiedsbetrag
zwischen dem Fair Value der Reporting Unit und den auf
sämtliche Vermögenswerte und Schulden der Reporting
Unit zugeordneten Fair Values, ähnlich der Vorgehensweise im Rahmen einer Unternehmensakquisition (Purchase Price Allocation) gemäß SFAS 141. Unterschreitet
der implizite Fair Value den Buchwert dieses Goodwills,
so ist in Höhe des Unterschiedsbetrags eine außerplanmäßige Abschreibung vorzunehmen.
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung
Die nach SFAS 142 erforderliche jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Reporting-Unit-Ebene erfolgt jeweils
im vierten Quartal eines Geschäftsjahres.
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung in Höhe von
27 Mio  (2005: 24 Mio ) werden sofort erfolgswirksam in
den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.
Immaterielle Vermögensgegenstände mit
unbestimmbarer Nutzungsdauer
Ergebnis je Aktie
Das Ergebnis je Aktie (EPS) wird in Übereinstimmung mit
SFAS 128 „Earnings per Share“ (SFAS 128) ermittelt. Das BasisErgebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt sich aus
der Division des Konzernüberschusses durch die gewogene
durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Stammaktien. Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie
entspricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die
E.ON AG keine umwandelbaren Wertpapiere ausgegeben hat.
Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände
Goodwill
Gemäß SFAS 142 „Goodwill and Other Intangible Assets“
(SFAS 142) darf der Goodwill nicht planmäßig über die voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben werden, sondern
muss mindestens jährlich einer Werthaltigkeitsprüfung
(Impairment-Test) unterzogen werden. Bei Eintritt besonderer Ereignisse, die zu einer Verringerung des Fair Value der
Nach SFAS 142 werden immaterielle Vermögensgegenstände
(außer Goodwill) über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer
abgeschrieben, es sei denn, ihre Nutzungsdauer wird als
unbestimmbar klassifiziert. Immaterielle Vermögensgegenstände mit einer unbestimmbaren Nutzungsdauer werden
jährlich – bzw. im Falle von Ereignissen, die auf eine Wertminderung hindeuten können, auch unterjährig – auf ihre
Werthaltigkeit überprüft. Dieser Impairment-Test für immaterielle Vermögensgegenstände mit unbestimmbarer Nutzungsdauer basiert auf einem Vergleich des Fair Value mit
dem Buchwert des immateriellen Vermögensgegenstands.
Sollte der Buchwert den Fair Value übersteigen, wird eine
entsprechende außerplanmäßige Abschreibung realisiert
und erfolgswirksam unter den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.
117
118 Anhang
Immaterielle Vermögensgegenstände mit
bestimmbarer Nutzungsdauer
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden eingeteilt in die Kategorien marketingbezogen, kundenbezogen, vertraglich bedingt und technologiebezogen. Sie werden zu Anschaffungskosten bewertet
und planmäßig linear über ihre jeweilige Nutzungsdauer
abgeschrieben. Diese beträgt grundsätzlich 5 bis 25 Jahre
bzw. bei Software 3 bis 5 Jahre.
Die Bilanzierung selbst entwickelter Software, die im Unternehmen genutzt wird, erfolgt gemäß „American Institute of
Certified Public Accountants“ (AICPA) Statement of Position
(SOP) 98-1 „Accounting for the Costs of Computer Software
Developed or Obtained for Internal Use“. Demnach werden
die Aufwendungen ab dem Zeitpunkt, an dem die Entscheidung über die Durchführung sowie alle Funktionen, Merkmale
und Anforderungen der Software getroffen wurde, aktiviert
und über die voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben.
Die bis dahin aufgelaufenen Aufwendungen werden sofort
aufwandswirksam erfasst.
In Übereinstimmung mit SFAS 144 „Accounting for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets“ (SFAS 144) werden
immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass der
Buchwert nicht realisierbar sein könnte.
Bezüglich weiterer Informationen zu Goodwill und immateriellen Vermögensgegenständen wird auf Textziffer 13a)
verwiesen.
Sachanlagen
Sachanlagen sind mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten bewertet und werden entsprechend ihrer
voraussichtlichen Nutzungsdauer grundsätzlich linear abgeschrieben.
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
der Buchwert nicht realisierbar sein könnte. In Übereinstimmung mit SFAS 144 ist der Buchwert dann nicht realisierbar,
wenn dieser die aus der Nutzung des betrachteten Vermögensgegenstandes geschätzten künftigen undiskontierten
Cashflows überschreitet. In diesem Fall wird eine außerplanmäßige Abschreibung in Höhe des Unterschiedsbetrags zwischen dem bisherigen Buchwert und dem niedrigeren Fair
Value vorgenommen. Sofern kein Marktpreis vorhanden ist,
wird der Fair Value mittels Discounted-Cashflow-Methode als
Betrag der erwarteten künftigen diskontierten Cashflows
ermittelt. Die Restnutzungsdauer wird gegebenenfalls entsprechend angepasst.
Fremdkapitalzinsen, die für einen Vermögensgegenstand
während seiner Bauzeit anfallen, werden aktiviert und beginnend mit der Fertigstellung bzw. Inbetriebnahme über
die voraussichtliche Nutzungsdauer des betreffenden Vermögensgegenstands abgeschrieben.
Wartungs- und Reparaturkosten werden als Aufwand erfasst.
Leasing
Leasing-Transaktionen werden entsprechend den vertraglichen Regelungen und den daraus resultierenden Chancen
und Risiken klassifiziert. E.ON schließt Verträge sowohl als
Leasinggeber als auch als Leasingnehmer ab.
Transaktionen, bei welchen E.ON als Leasingnehmer involviert
ist, werden in „Capital Lease“ und „Operating Lease“ unterschieden. Ist das wirtschaftliche Eigentum der Gesellschaft
zuzurechnen, werden solche Transaktionen als Capital Lease
erfasst und das Leasingobjekt einschließlich der Verbindlichkeit bei der Gesellschaft bilanziert. Alle übrigen Leasinggeschäfte, bei denen E.ON als Leasingnehmer auftritt, werden
als Operating Lease behandelt; die Leasingraten werden als
Aufwand erfasst.
Leasing-Transaktionen, bei welchen E.ON Leasinggeber ist
und alle wesentlichen Chancen und Risiken aus der Nutzung
des Leasingobjektes auf den Vertragspartner übertragen
werden, sind als „Sales-Type Lease“ oder „Direct Financing
Lease“ erfasst. Der Barwert der ausstehenden Mindestleasingzahlungen wird als Forderung bilanziert. Zahlungen
des Leasingnehmers werden als Tilgungsleistungen bzw.
Zinsertrag erfasst. Alle übrigen Leasing-Transaktionen werden als Operating Lease behandelt; das Leasingobjekt bleibt
bei E.ON bilanziert, und fällige Leasingzahlungen werden als
Ertrag erfasst.
Market Units
Konzernabschluss
Finanzanlagen
Anteile an assoziierten Unternehmen werden grundsätzlich
nach der Equity-Methode bewertet. Die von E.ON angewandten Rechnungslegungsgrundsätze finden grundsätzlich auch
für assoziierte Unternehmen Anwendung. Die marktgängigen
übrigen Beteiligungen werden ebenso wie die Wertpapiere in
Übereinstimmung mit SFAS 115 „Accounting for Certain Investments in Debt and Equity Securities“ (SFAS 115) bewertet.
Der Standard schreibt die Bewertung von Wertpapieren entsprechend ihrer Zuordnung vor als Wertpapiere, die zu Handelszwecken gehalten werden (Trading Securities), als weiterveräußerbare Wertpapiere (Available-for-Sale Securities)
oder als Wertpapiere, bei welchen die Absicht besteht, sie
bis zur Fälligkeit zu halten, und die Gesellschaft dazu in der
Lage ist (Held-to-Maturity Securities). Schuldtitel, bei denen
die Gesellschaft weder die ausdrückliche Absicht noch die
Möglichkeit hat, sie bis zur Fälligkeit zu halten, werden
ebenso wie alle börsengängigen Wertpapiere den weiterveräußerbaren Wertpapieren zugeordnet. Die Gesellschaft besitzt keine Wertpapiere, die als Trading oder Held-to-Maturity
Securities einzustufen sind.
Die als weiterveräußerbar klassifizierten Wertpapiere werden
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. Unrealisierte Verluste
aus allen börsengängigen Wertpapieren und Beteiligungen
werden bei nicht nur vorübergehender Wertminderung im
Finanzergebnis als Abschreibungen auf Wertpapiere und
Beteiligungen ausgewiesen.
Der Restbuchwert von Schuldtiteln wird um die bis zur Fälligkeit verbleibenden Agio-Abschreibungen und Disagio-Zuschreibungen berichtigt. Das Agio bzw. Disagio wird über die
Laufzeit im Finanzergebnis erfasst. Realisierte Gewinne bzw.
Verluste werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen
bzw. sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst. Nicht
marktgängige Beteiligungen werden zu Anschaffungskosten
bilanziert.
Vorräte
Die Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- bzw.
Herstellungskosten oder zu niedrigeren Marktwerten. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.
Die Bewertung der Gasvorräte erfolgt grundsätzlich nach
der LIFO-Methode. Bestandteile der Herstellungskosten sind
neben dem Fertigungsmaterial und den Fertigungslöhnen
anteilige Material- und Fertigungsgemeinkosten unter
Annahme einer Normalauslastung. Aufwendungen der allgemeinen Verwaltung und für freiwillige soziale Leistungen
sowie für betriebliche Altersversorgung werden nicht aktiviert.
Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer sowie geminderter Verwendbarkeit ergeben, werden durch angemessene
Wertabschläge berücksichtigt.
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
Die Bewertung der Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände erfolgt zu Nennwerten. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertabschläge vorgenommen. Ist der Ausfall
eines bestimmten Anteils des gesamten Forderungsbestands
wahrscheinlich, werden Wertberichtigungen in dem Umfang
vorgenommen, der dem erwarteten Nutzenausfall entspricht.
Emissionsrechte
Emissionsrechte im Rahmen von nationalen und internationalen Emissionsrechte-Systemen werden unter den Vorräten
ausgewiesen. Die Emissionsrechte werden bei Ausgabe für
die jeweilige Abrechnungsperiode als (Teil-)Erfüllung des
Zuteilungsbescheids der zuständigen nationalen Behörde
mit den Anschaffungskosten aktiviert. Die Folgebewertung
der Emissionsrechte erfolgt zu fortgeführten Anschaffungskosten. Die Verbrauchserfassung erfolgt nach dem Durchschnittskostenverfahren. Unter den sonstigen Rückstellungen
wird eine zeitanteilige Unterdeckung an Emissionsrechten
zum Fair Value ausgewiesen. Die Aufwendungen für den Verbrauch von Emissionsrechten und die Bildung einer Rückstellung werden unter den Herstellungskosten ausgewiesen.
Im Rahmen der operativen Geschäftstätigkeit werden Emissionsrechte auch zu Eigenhandelszwecken gehalten. Emissionsrechte des Eigenhandelsbestandes werden unter den
sonstigen betrieblichen Vermögensgegenständen ausgewiesen.
Vermögen/Schulden der nicht fortgeführten
Aktivitäten
Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations) liegen
vor, wenn sie sich auf die Aktivitäten eines Berichts- oder
operativen Segments oder einer entsprechenden Untereinheit (Component of an Entity) beziehen, die entweder zur
Veräußerung bestimmt oder bereits veräußert sind. Die Vermögenswerte und Schulden dieser Einheiten müssen sich
hinsichtlich ihrer Aktivitäten und Zahlungsströme deutlich
von den anderen Einheiten des Konzerns abgrenzen. Darüber
hinaus dürfen dem bilanzierenden Konzern keine wesentlichen Pflichten und Rechte (Continuing Involvement) mehr
aus den Aktivitäten der als Discontinued Operation klassifizierten Einheit zustehen.
119
120 Anhang
Die Posten der Vermögenswerte und Schulden der nicht fortgeführten Aktivitäten beinhalten auch Gruppen von langfristigen Vermögenswerten, die zusammen mit anderen Vermögenswerten und Schulden zur Veräußerung in Form einer
einzelnen Transaktion bestimmt sind (Disposal Groups).
SFAS 144 fordert für die Qualifizierung als Disposal Group die
Erfüllung definierter Kriterien und legt fest, unter welchen
Bedingungen eine geplante Transaktion gesondert als nicht
fortgeführte Aktivität auszuweisen ist.
Monaten werden den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten zugeordnet, soweit sie keiner Verfügungsbeschränkung unterliegen.
Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen und deren Laufzeit mehr als zwölf Monate beträgt, werden unter den Finanzforderungen und sonstigen finanziellen
Vermögensgegenständen ausgewiesen.
Aktienorientierte Vergütungen
Gewinne oder Verluste aus der Veräußerung der Aktivitäten
einer Discontinued Operation werden ebenso wie Gewinne
oder Verluste aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit dieser nicht fortgeführten Aktivitäten als „Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten“ ausgewiesen. Die Vorjahreswerte
der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend
angepasst. In der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungsströme der nicht fortgeführten Aktivitäten separat ausgewiesen. Für nicht fortgeführte Aktivitäten werden hingegen
die entsprechenden vorjährigen Bilanzposten nicht angepasst, da SFAS 144 eine Anpassung nicht erfordert.
Aufwendungen und Erträge von abzugebenden Aktivitäten,
die nicht als Discontinued Operations zu klassifizieren sind,
werden bis zur endgültigen Veräußerung im „Ergebnis aus
fortgeführten Aktivitäten“ ausgewiesen.
Auf einzelne zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte
(Assets Held for Sale) bzw. Vermögenswerte von Disposal
Groups werden ab dem Zeitpunkt ihrer Klassifizierung als
Asset Held for Sale bzw. Disposal Group keine planmäßigen
Abschreibungen mehr vorgenommen. Solche Vermögenswerte sind zum Buchwert oder zum Fair Value zu bilanzieren.
Liegt dieser Fair Value abzüglich der Veräußerungskosten
unter dem zum Zeitpunkt der Klassifizierung ausgewiesenen
Buchwert, wird eine außerplanmäßige Abschreibung erfasst.
Der Fair Value wird auf der Basis diskontierter Einzahlungsüberschüsse ermittelt. Der zugrunde liegende Zinssatz wird
unter Berücksichtigung der Art des Vermögenswerts und der
jeweils herrschenden Marktbedingungen festgelegt. Darüber
hinaus werden vorhandene Wertgutachten und gegebenenfalls aktuelle Schätzungen auf Basis vorliegender Angebote
herangezogen.
Liquide Mittel
Die liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankguthaben sowie kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere
(Available-for-Sale Securities). 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
Mit Wirkung zum 1. Januar 2006 wendet E.ON die Bilanzierungsund Bewertungsvorschriften des SFAS 123 (revised 2004),
„Share-Based Payment“ (SFAS 123R), an. SFAS 123R verlangt
die aufwandswirksame Erfassung des im E.ON-Konzern aufgelegten virtuellen Aktienoptionsprogramms („Stock Appreciation Rights, SAR“) auf Basis des Fair Value. Zuvor wurden
die SAR gemäß SFAS 123 in Verbindung mit FIN 28 „Accounting for Stock Appreciation Rights and Other Variable Stock
Option or Award Plans“ zum inneren Wert am Bilanzstichtag
bilanziert, wobei die korrespondierenden Aufwendungen
ebenfalls erfolgswirksam erfasst wurden. E.ON ermittelt den
Fair Value nach SFAS 123R mittels Monte-Carlo-Simulationstechnik. Der kumulative Effekt aus der Erstanwendung des
Standards, die nach der modifizierten prospektiven Übergangsmethode erfolgte, betrug weniger als 1 Mio , sodass
auf eine separate Darstellung von Pro-forma-Angaben verzichtet wird.
Vermögensgegenstände und Schulden
unter US-Regulierung
Die Rechnungslegung der Versorgungsunternehmen Louisville
Gas and Electric Company („LG&E“), Louisville, Kentucky, USA,
und Kentucky Utilities Company („Kentucky Utilities“), 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
Kosten, die üblicherweise erfolgswirksam als Aufwendungen
auszuweisen sind, zu aktivieren (Vermögensgegenstände
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 USRegulierung). Die tatsächliche oder erwartete Weitergabe
von Kosten und Gutschriften an Endverbraucher basiert
dabei auf spezifischen Tarifentscheidungen oder Erfahrungswerten im Einzelfall.
Market Units
Konzernabschluss
Bis auf wenige Ausnahmen erhält US-Midwest zurzeit eine
Verzinsung auf alle Vermögensgegenstände unter US-Regulierung. Die Ausnahmen betreffen bestimmte Vermögensgegenstände mit Tarifgestaltungen, die Rückflüsse innerhalb
von zwölf Monaten vorsehen. Soweit derartige Vermögensgegenstände auf die Unterdeckung leistungsorientierter
Altersversorgungspläne entfallen, wird keine Verzinsung
erzielt. Ferner wird aus Vermögensgegenständen unter USRegulierung, die im Zusammenhang mit Zahlungsverpflichtungen aus der Stilllegung oder Veräußerung von Sachanlagen stehen, keine Verzinsung erwirtschaftet. Vielmehr werden diese Vermögensgegenstände mit den zugehörigen
Schulden saldiert, wenn die entsprechenden Sachanlagen
stillgelegt oder veräußert werden.
Vermögensgegenstände und Schulden unter US-Regulierung
sind in den Posten „betriebliche Forderungen, sonstige betriebliche Vermögensgegenstände und aktive Rechnungsabgrenzungsposten“ und „übrige Rückstellungen“ enthalten.
Die Pensionsrückstellungen werden aufgrund versicherungsmathematischer Gutachten unter Anwendung des Anwartschaftsbarwertverfahrens (Projected Unit Credit Method)
gemäß SFAS 87 „Employers’ Accounting for Pensions“ (SFAS
87) und SFAS 106 „Employers’ Accounting for Postretirement
Benefits Other Than Pensions“ (SFAS 106) bewertet. Hierbei
werden nicht nur die am Stichtag bekannten Rentenverpflichtungen und erworbenen Anwartschaften, sondern auch wirtschaftliche Trendannahmen berücksichtigt, die nach realistischen Erwartungen gewählt werden. Sogenannte „Cash
Balance Pension Plans“ werden nach dem gemäß der Interpretation der „Emerging Issues Task Force“ (EITF) 03-4 abweichenden Anwartschaftsbarwertverfahren (Traditional Unit
Credit Method) bewertet. Die erweiterten Angabepflichten
nach SFAS 132 (revised 2003) „Employers’ Disclosures about
Pensions and Other Postretirement Benefits“ (SFAS 132R)
werden von E.ON für alle in- und ausländischen Pensionspläne beachtet.
Stichtag für die Festlegung der ökonomischen Bewertungsparameter ist der 31. Dezember eines Jahres. Aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der Personenbestände
sowie der Rechnungsgrundlagen können versicherungsmathematische Gewinne und Verluste entstehen, die zeitversetzt zusammen mit dem nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand bzw. -ertrag aus Planänderungen über einen für
jeden Versorgungsplan separat ermittelten Amortisationszeitraum erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechung
erfasst werden.
Zum Ende des abgelaufenen Geschäftjahres wurde 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) erstmals angewendet.
Nach SFAS 158 ist der Ansatz der Über- oder Unterdeckung
eines leistungsorientierten Altersversorgungsplans, die sich
als Differenz zwischen dem Fair Value des Planvermögens
und der Leistungsverpflichtung ergibt, geboten. Im Rahmen
der Erstanwendung des Standards wurden die nach dem
bisher gültigen Standard nicht bilanziell erfassten versicherungsmathematischen Gewinne und Verluste sowie nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand – gekürzt um etwaige Steuereffekte – erfolgsneutral im kumulierten Other Comprehensive
Income erfasst. Bezüglich weiterer Erläuterungen wird auf
Textziffer 22 verwiesen.
Übrige Rückstellungen und Verbindlichkeiten
Übrige Rückstellungen und Verbindlichkeiten werden zu
dem Zeitpunkt bilanziert, zu dem eine Verpflichtung gegenüber Dritten wahrscheinlich ist und ihr Betrag feststeht oder
zuverlässig geschätzt werden kann.
SFAS 143 „Accounting for Asset Retirement Obligations“
(SFAS 143) schreibt vor, dass der Fair Value einer Zahlungsverpflichtung, die aus der Stilllegung oder Veräußerung von
Sachanlagen resultiert, in der Periode zu passivieren ist, in
welcher die Verpflichtung entsteht, sofern eine zuverlässige
Schätzung des Fair Value möglich ist. Zugleich sind die entsprechenden Sachanlagen um denselben Betrag zu erhöhen.
In den Folgeperioden ist diese Buchwerterhöhung über die
voraussichtliche Restnutzungsdauer des Anlagegutes zu
amortisieren, während die Zahlungsverpflichtung jährlich
aufgezinst wird. Rückstellungen für Stilllegungsverpflichtungen im Bereich der Kernenergie basieren auf externen Gutachten und werden laufend aktualisiert. Den sonstigen Rückstellungen für die Stilllegung oder den Rückbau von Sachanlagen liegen Schätzungen der Erfüllungsbeträge für die jeweiligen Verpflichtungen zugrunde.
Schätzungsänderungen ergeben sich gemäß SFAS 143 insbesondere bei Abweichungen von der ursprünglich geschätzten
Kostenentwicklung oder bei Änderungen bezüglich des
Zahlungszeitpunkts oder des Verpflichtungsumfangs. Sowohl
bei negativen als auch bei positiven Schätzungsänderungen
(d. h. die Zahlungsverpflichtung ist kleiner oder größer als die
aufgezinste Vorjahres-Zahlungsverpflichtung abzüglich des
zwischenzeitlichen Verbrauchs) ist die Verpflichtung anzupassen. Dies erfolgt in der Regel erfolgsneutral durch eine
Gegenbuchung in den Sachanlagen. Die Rückstellungen für
Zahlungsverpflichtungen sind jährlich mit dem gleichen Zinssatz aufzuzinsen, der bei der Ermittlung des Fair Value zugrunde gelegt wurde. Der Zinssatz bleibt für den Altbestand
der Zahlungsverpflichtungen in den Folgejahren unverändert.
Für neue Verpflichtungen und positive Schätzungsänderungen,
121
122 Anhang
die wie eine neue Verpflichtung behandelt werden, ist für
die Folgebewertung derjenige Zinssatz maßgeblich, der im
Zeitpunkt der Bildung oder Zuführung dieser Zahlungsverpflichtungsschicht gilt.
Interpretation FIN 47 „Accounting for Conditional Asset Retirement Obligations – an Interpretation of FASB Statement
No. 143“ (FIN 47) stellt klar, dass auch bedingte Stilllegungsoder Rückbauverpflichtungen rechtliche Verpflichtungen darstellen, bei denen unklar ist, wann oder wie sie zu erfüllen
sind. Sie sind zu bilanzieren, wenn die Höhe der Verpflichtung vernünftig schätzbar ist.
Mit der Interpretation FIN 45 „Guarantor’s Accounting and
Disclosure Requirements for Guarantees, Including Indirect
Guarantees of Indebtedness of Others“ (FIN 45) wird der
Garantiegeber verpflichtet, im Zusammenhang mit bestimmten Garantien eingegangene Verpflichtungen zum Fair Value
zu bilanzieren. Darüber hinaus wird der Umfang der Berichterstattung über solche Garantien erweitert. Wesentliche von
E.ON übernommene Garantien werden in Textziffer 25 erläutert.
Latente Steuern
Nach SFAS 109 „Accounting for Income Taxes“ (SFAS 109) sind
latente Steuern für temporäre Differenzen zwischen den
Wertansätzen der Steuerbilanz und der Konzernbilanz zu
bilden (Temporary-Konzept). Aktive und passive latente Steuern
werden für den voraussichtlichen Steueraufwand gebildet,
der sich aufgrund abweichender Wertansätze von Vermögenswerten und Schulden im Konzernabschluss und in den Steuerbilanzen ergibt. SFAS 109 verlangt außerdem die Bildung
aktiver latenter Steuern auf Verlustvorträge. Für aktive latente
Steuern, deren Realisierung in einem überschaubaren Zeitraum nicht zu erwarten ist, werden Wertberichtigungen vorgenommen.
Zur Ermittlung der latenten Steuern sind die Steuersätze
anzuwenden, die nach der derzeitigen Rechtslage zu dem
Zeitpunkt gelten, in dem sich die vorübergehenden Differenzen wahrscheinlich wieder ausgleichen werden. Die Auswirkungen von Steuergesetzänderungen auf die aktiven und
passiven latenten Steuern werden in der Periode des Inkrafttretens des Gesetzes ergebniswirksam berücksichtigt. Die
latenten Steuern für inländische Unternehmen wurden im
Berichtsjahr grundsätzlich mit einem Gesamtsteuersatz von
39 Prozent (2005: 39 Prozent) ermittelt. Dabei wurden neben
der Körperschaftsteuer von 25 Prozent der Solidaritätszuschlag von 5,5 Prozent auf die Körperschaftsteuer und der
durchschnittliche Gewerbesteuersatz im Konzern berücksichtigt. Für ausländische Gesellschaften werden die jeweiligen
nationalen Steuersätze zugrunde gelegt.
Die wichtigsten temporären Differenzen sind in Textziffer 8
angegeben.
Derivative Finanzinstrumente und
Sicherungsgeschäfte
SFAS 133 „Accounting for Derivative Instruments and Hedging
Activities“ (SFAS 133) mit Änderungen aus SFAS 137 „Accounting for Derivative Instruments and Hedging Activities –
Deferral of the Effective Date of FASB Statement No. 133 –
an Amendment of FASB Statement No. 133“ (SFAS 137) und
SFAS 138 „Accounting for Certain Derivative Instruments and
Certain Hedging Activities – an Amendment of FASB Statement No. 133“ (SFAS 138) sowie den Auslegungen der „Derivatives Implementation Group“ (DIG) wird in der durch SFAS 149
„Amendment of Statement 133 on Derivative Instruments
and Hedging Activities“ (SFAS 149) geänderten Fassung angewendet. SFAS 133 enthält Rechnungslegungs- und Berichterstattungsstandards für derivative Finanzinstrumente einschließlich bestimmter, in andere Kontrakte eingebetteter
derivativer Finanzinstrumente und für bilanzielle Sicherungsbeziehungen (Hedge Accounting).
Im Devisenbereich werden im Wesentlichen Termingeschäfte, Devisenswaps, Optionen und Währungsswaps verwendet.
Im Zinsbereich kommen insbesondere Zins- und Zins-/Währungsswaps sowie Zinsoptionen zur Anwendung. 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-, ölpreis- und emissionsrechtbezogene
Optionen und Termingeschäfte. Im Rahmen der operativen
Geschäftstätigkeit im Commodity-Bereich werden Derivate
auch zu Handelszwecken erworben. Die Ergebnisse aus
derivativen Eigenhandelsinstrumenten werden saldiert ausgewiesen.
Nach SFAS 133 sind sämtliche Derivate zum Fair Value zu bewerten und in der Bilanz als Vermögenswerte oder als Verbindlichkeiten zu erfassen. Die Fair-Value-Veränderung eines
derivativen Finanzinstruments wird entsprechend der dokumentierten Verwendung erfolgswirksam in der Gewinn- und
Verlustrechnung oder erfolgsneutral im Eigenkapital als
Bestandteil des kumulierten Other Comprehensive Income
erfasst.
Die Anforderungen an das Hedge Accounting umfassen insbesondere die Dokumentation der Sicherungsbeziehung zwischen Grund- und Sicherungsgeschäft sowie die regelmäßige
rückblickende und vorausschauende Effektivitätsüberprüfung.
Bei der Beurteilung der Effektivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value-Veränderungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge Accounting wird als effektiv angesehen, wenn
sich die Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments in
einer Bandbreite von 80 bis 125 Prozent der gegenläufigen
Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts bewegt.
Market Units
Konzernabschluss
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 SFAS 133 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. 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 in a Foreign Operation) werden
sowohl derivative als auch nicht derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die Effekte aus Fair-Value-Veränderungen bzw.
Stichtagsumrechnung dieser Instrumente werden im Eigenkapital als Bestandteil des kumulierten Other Comprehensive Income unter dem Posten Währungsumrechnung erfasst.
Bilanziell werden die Fair Values derivativer Finanzinstrumente
den betrieblichen Vermögensgegenständen bzw. Verbindlichkeiten zugeordnet. Die erfolgswirksamen Fair-Value-Veränderungen werden unter den sonstigen betrieblichen Erträgen
bzw. Aufwendungen erfasst. Ergebnisse aus Zinsderivaten
werden im Zinsergebnis ausgewiesen. Bestimmte realisierte
Erfolgskomponenten werden, wenn sie mit dem Absatz von
Produkten in Beziehung stehen, innerhalb der Umsatzerlöse
bzw. Herstellungskosten ausgewiesen.
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
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.
Optionsvereinbarungen, die sich auf Minderheitsanteile an
vollkonsolidierten Unternehmen bzw. assoziierten Unternehmen beziehen und die nicht im Anwendungsbereich des
SFAS 133 sind, werden nach SFAS 150 „Accounting for Certain
Financial Instruments with Characteristics of Both Liabilities
and Equity“ (SFAS 150) sowie EITF 00-6 „Accounting for Freestanding Derivative Financial Instruments Indexed to, and
Potentially Settled in, the Stock of a Consolidated Subsidiary“
und EITF 00-19 „Accounting for Derivative Financial Instruments Indexed to, and Potentially Settled in, a Company’s
Own Stock” zum Fair Value bilanziert.
Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstrumenten wird auf Textziffer 28 verwiesen.
Kapitalflussrechnung
Die Kapitalflussrechnung ist gemäß SFAS 95 „Statement of
Cash Flows“ (SFAS 95) in Geschäftstätigkeit, Investitionstätigkeit und Finanzierungstätigkeit gegliedert. Zahlungsströme
der nicht fortgeführten Aktivitäten sind in der Kapitalflussrechnung separat ausgewiesen. Die „sonstigen zahlungsunwirksamen Aufwendungen und Erträge“ beinhalten im
Wesentlichen nicht als Dividende vereinnahmte Ergebnisse
der at equity bilanzierten Unternehmen. Auswirkungen von
Veränderungen des Konsolidierungskreises werden unter
dem Gliederungsbereich Investitionstätigkeit ausgewiesen,
innerhalb der laufenden Geschäftstätigkeit und der Finanzierungstätigkeit aber eliminiert. Wechselkursbedingte Wertänderungen des Zahlungsmittelbestands werden gesondert
ausgewiesen.
Segmentberichterstattung
Die Segmentberichterstattung erfolgt entsprechend SFAS 131.
Hiernach werden die Unternehmenssegmente der Gesellschaft –
dem sogenannten „Management Approach“ folgend – nach
der internen Berichtsstruktur abgegrenzt und die intern angewandte Ergebnisgröße als Performance-Maßstab herangezogen (vgl. Textziffer 31).
Verwendung von Schätzungen
Die Erstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen
und Annahmen, welche die angegebenen Beträge für Vermögenswerte, Schulden und finanzielle Verpflichtungen zum
Bilanzstichtag sowie die Erträge und Aufwendungen des
Berichtsjahres beeinflussen können. Die tatsächlichen Werte
können von diesen Schätzungen abweichen.
Darstellung der Konzernbilanz und
Umgliederungen
Die Konzernbilanz wird zum Ende des abgelaufenen Geschäftsjahres zur Verbesserung der Darstellung der Finanz- und Vermögenslage erstmals nach der Fristigkeitenmethode aufgestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von
zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden,
als kurzfristig ausgewiesen. Verbindlichkeiten, die innerhalb
eines Jahres nach dem Bilanzstichtag fällig werden, sind als
kurzfristig ausgewiesen. Die Vorjahresdaten wurden in diesem Zusammenhang an die aktuelle Darstellung angepasst.
Darüber hinaus wurden weitere Vorjahresdaten in der Gewinnund Verlustrechnung und dem Anhang an die aktuelle Darstellung angepasst.
123
124 Anhang
Neue Veröffentlichungen zur Rechnungslegung
Im Juli 2006 wurde FIN 48 „Accounting for Uncertainty in
Income Taxes“ veröffentlicht. FIN 48 beschreibt die Behandlung von ungewissen Steuerpositionen in der Finanzberichterstattung und ist erstmals für Geschäftsjahre anzuwenden,
die nach dem 15. Dezember 2006 beginnen. E.ON überprüft
zurzeit, welche Auswirkungen sich aus der Anwendung des
FIN 48 ergeben können.
Im September 2006 hat das FASB den Standard SFAS 157
„Fair Value Measurements“ (SFAS 157) veröffentlicht. Der
Standard gibt erweiterte Anleitungen zur Fair-Value-Bewertung von Vermögensgegenständen und Schulden und fordert
zusätzliche Anhangangaben. Er ist immer dann anzuwenden,
wenn die Fair-Value-Bewertung von anderen Standards gefordert wird. Durch den SFAS 157 wird der Anwendungsbereich von Fair-Value-Bewertungen nicht ausgeweitet. Gemäß
SFAS 157 ist der Fair Value derjenige Preis, der im Fall des
Verkaufs eines Vermögenswerts bzw. der Übertragung von
Verbindlichkeiten im Rahmen eines gewöhnlichen Geschäftsvorfalls zwischen den Marktteilnehmern zugrunde gelegt
würde. Die Bestimmung des Fair Value soll auf Prämissen
beruhen, die Marktteilnehmer bei der Preisbestimmung
zugrunde legen. Auf Basis dieses Prinzips enthält der Standard
eine Fair-Value-Hierarchie, nach der die höchste Priorität
notierte Marktpreise an aktiven Märkten besitzen. Nicht am
Markt beobachtbare Daten wie unternehmensinterne Daten
stehen im Gegensatz dazu auf der niedrigsten Stufe der Hierarchie. Der Standard ist erstmals verpflichtend für nach
dem 15. November 2007 beginnende Geschäftsjahre anzuwenden. E.ON überprüft zurzeit, welche Auswirkungen sich
aus der Anwendung des SFAS 157 ergeben werden.
Im September 2006 veröffentlichte die US-amerikanische
Börsenaufsichtsbehörde SEC das SAB 108 „Considering the
Effects of Prior Year Misstatements when Quantifying Misstatements in Current Year Financial Statements“. Durch das
SAB soll die unterschiedliche Vorgehensweise bei der Bemessung von Fehlern im Konzernabschluss börsennotierter
Unternehmen vereinheitlicht werden. E.ON hat das SAB erstmals für das zum 31. Dezember 2006 endende Geschäftsjahr
angewendet. Aus der Erstanwendung ergaben sich keine
Auswirkungen auf den Konzernabschluss.
Am 15. Februar 2007 veröffentlichte das FASB den Standard
SFAS 159 „The Fair Value Option for Financial Assets and
Financial Liabilities – Including an amendment of FASB
Statement No. 115“, der ein Wahlrecht zur erfolgswirksamen
Fair-Value-Bewertung bestimmter finanzieller Vermögensgegenstände und Verbindlichkeiten einräumt. Für die Finanzinstrumente im Anwendungsbereich des neuen Standards
kann demnach entschieden werden, ob sie einer erfolgswirksamen Fair-Value-Bewertung unterliegen sollen. Diese Klassifizierung kann grundsätzlich auch für verschiedene Finanzinstrumente eines Typs unterschiedlich vorgenommen werden.
Sie ist unwiderruflich und für jedes Finanzinstrument im
Ganzen zu treffen; eine Aufspaltung eines Instruments unter
Bewertungsaspekten ist nicht erlaubt. SFAS 159 enthält
darüber hinaus Vorschriften zum Ausweis der zum Fair Value
bewerteten Finanzinstrumente sowie zu entsprechenden
Anhangangaben. Der Standard ist erstmals verpflichtend
für nach dem 15. November 2007 beginnende Geschäftsjahre
anzuwenden. E.ON überprüft zurzeit, welche Auswirkungen
sich aus der Anwendung des SFAS 159 ergeben werden.
b) Wesentliche Unterschiede zwischen US-GAAP
und deutschen Rechnungslegungsgrundsätzen
nach HGB
Unternehmenszusammenschlüsse
Nach US-GAAP ist der Zeitpunkt der Eintragung der Verschmelzung in das Handelsregister maßgebend; das Vermögen und
die Schulden sind gemäß der Erwerbsmethode (Purchase
Method) zum Fair Value anzusetzen. Nach deutschem Bilanzrecht sind Verschmelzungen auf den Stichtag der Verschmelzung zu berücksichtigen.
Nach US-GAAP ist ein Firmenwert aus Unternehmenserwerb
nicht mehr planmäßig über seine voraussichtliche Nutzungsdauer abzuschreiben, sondern mindestens einmal jährlich
einer Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen. Nach HGB ist
dagegen eine Aktivierung mit anschließender planmäßiger
Abschreibung oder eine erfolgsneutrale Verrechnung mit
den Rücklagen möglich.
Aktivierung von Zinsen
Nach US-GAAP ist die Aktivierung von Fremdkapitalzinsen in
den Herstellungskosten von Sachanlagen und Vorräten unter
bestimmten Voraussetzungen vorgeschrieben. Die während
der Bauzeit von Sachanlagen angefallenen Fremdkapitalzinsen
werden als Bestandteil der Anschaffungskosten aktiviert
und über die erwartete Nutzungsdauer des entsprechenden
Vermögensgegenstands abgeschrieben. Nach deutschen
Rechnungslegungsvorschriften ist die Einbeziehung von Fremdkapitalzinsen in die Herstellungskosten von Sachanlagen
unter bestimmten Bedingungen zulässig, aber nicht geboten.
Entsorgungskosten
Nach US-GAAP ist für bestimmte geschätzte Kosten, die aus
Rückbau- oder Entsorgungsverpflichtungen für Sachanlagen
resultieren, die Bildung einer Rückstellung sowie eine entsprechende Erhöhung der Anschaffungs- oder Herstellungskosten vorgesehen, die über die Restnutzungsdauer zu amortisieren ist. Nach den Vorschriften des HGB erhöhen solche
Kosten die Anschaffungs- und Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte nicht.
Market Units
Konzernabschluss
Beteiligungen und Wertpapiere
Gemäß US-GAAP sind marktgängige sonstige Beteiligungen
und Wertpapiere einer der folgenden drei Kategorien zuzuordnen: Wertpapiere, die bis zur Fälligkeit gehalten werden
(Held-to-Maturity Securities), weiterveräußerbare Wertpapiere
(Available-for-Sale Securities) und Wertpapiere, deren Verkauf
beabsichtigt ist (Trading Securities). Die von E.ON gehaltenen
sonstigen Beteiligungen und Wertpapiere sind weiterveräußerbare Wertpapiere und demnach mit dem Fair Value am
Bilanzstichtag zu bewerten. Unrealisierte Gewinne und
Verluste dieser weiterveräußerbaren Wertpapiere sind nach
US-GAAP ergebnisneutral direkt im Eigenkapital auszuweisen.
Nach den Vorschriften des HGB gelten für sonstige Beteiligungen sowie für Wertpapiere die Anschaffungskosten als
Wertobergrenze.
Equity-Bewertung/Passiver Unterschiedsbetrag
Für die Zwecke der Überleitung auf US-GAAP sind die Jahresabschlüsse der wesentlichen nach der Equity-Methode bewerteten Unternehmen an die Bilanzierung und Bewertung nach
US-GAAP anzupassen. Sofern die at equity bewerteten Unternehmen keine Jahresabschlüsse nach US-GAAP erstellen, wird
die Umbewertung auf Basis von Schätzungen vorgenommen.
Ein nach US-GAAP nach Abstockung der Wertansätze bestimmter Vermögenswerte verbleibender passiver Unterschiedsbetrag ist sofort erfolgswirksam zu vereinnahmen. Ein passiver
Unterschiedsbetrag aus der Konsolidierung ist nach HGB
aufzulösen, wenn im Zeitpunkt des Anteilserwerbs bzw. der
erstmaligen Konsolidierung erwartete Aufwendungen bzw.
Verluste tatsächlich eintreten oder am Abschlussstichtag
feststeht, dass er einem realisierten Gewinn entspricht.
Pensionsrückstellungen und ähnliche
Verpflichtungen
Aus der Veränderung der Rechnungsgrundlagen bei der Ermittlung der Pensionsrückstellungen resultieren sogenannte versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste („Actuarial
gains and losses“). Sofern durch nachträgliche Modifikationen
auch die Höhe der in bereits abgeleisteten Dienstjahren
erworbenen Pensionsansprüche verändert wird, entsteht
nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand bzw. -ertrag („Prior
service cost“). Sowohl versicherungsmathematische Gewinne
und Verluste wie auch nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand werden nach US-GAAP erfolgsneutral im Other
Comprehensive Income erfasst und erst zeitversetzt unter
Anwendung der Korridormethode erfolgswirksam verrechnet.
Nach den Vorschriften des HGB werden die Dotierung und
Auflösung von Pensionsrückstellungen sofort ergebniswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.
Pensionsverpflichtungen werden nach US-GAAP saldiert mit
den zur Deckung der Pensionsverpflichtungen ausgelagerten
Vermögensgegenständen („Plan Assets“) ausgewiesen. Nach
den handelsrechtlichen Vorschriften ist eine Saldierung nicht
zulässig.
Gemäß HGB ist für Verpflichtungen aus Altersteilzeitprogrammen bereits für Anwärter – entsprechend der voraussichtlichen Inanspruchnahme – eine Rückstellung zu bilden.
Nach US-GAAP darf eine solche Rückstellung erst aufgrund
einer bindenden vertraglichen Zusage des einzelnen Mitarbeiters über die verbleibende Dienstzeit gebildet werden.
Garantien
Bestimmte Garantien sind nach US-GAAP bei Begebung mit
ihrem Fair Value zu passivieren, auch wenn eine Inanspruchnahme wenig wahrscheinlich ist. Nach HGB erfolgt eine Rückstellungsbildung in Höhe der voraussichtlichen Zahlungsverpflichtung nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung.
Latente Steuern
Nach US-GAAP sind für sämtliche temporären und quasipermanenten Differenzen zwischen den Wertansätzen der
Steuerbilanz und Konzernbilanz latente Steuern zu bilden
(Temporary-Konzept). Ferner sind nach US-GAAP latente
Steuern auf Verlustvorträge zu erfassen. Für aktive latente
Steuern, deren Realisierung unwahrscheinlich ist, ist eine
Wertberichtigung vorzunehmen.
Nach den Vorschriften des HGB sind für alle zeitlichen Differenzen zwischen den Wertansätzen der steuerlichen und der
konsolidierten Erfolgsrechnung latente Steuern zu berechnen
(Timing-Konzept). Für quasi-permanente Differenzen, die sich
über einen sehr langen Zeitraum oder erst im Zuge der Veräußerung oder der Liquidation eines Unternehmens auflösen,
dürfen latente Steuern nur berücksichtigt werden, wenn die
Auflösung hinreichend wahrscheinlich ist.
Einbeziehung von Zweckgesellschaften
Im Unterschied zu HGB werden bestimmte Zweckgesellschaften (Variable Interest Entities) nach US-GAAP auch ohne Vorliegen eines Beteiligungsverhältnisses voll konsolidiert, wenn
eine Meistbegünstigung aus solchen Gesellschaften besteht.
Nach US-GAAP sind im Gegensatz zum HGB die Anteile
Konzernfremder nicht Bestandteil des Jahresergebnisses
und des Eigenkapitals.
125
126 Anhang
Bilanzgliederung
Weitere Abweichungen
Die Konzernbilanz wird zum Ende des abgelaufenen Geschäftsjahres erstmals nach der Fristigkeitenmethode aufgestellt.
Dabei werden Vermögenswerte und Schulden entsprechend
ihrer Realisation bzw. Fälligkeit in kurz- und langfristig unterteilt. Nach den Vorschriften des HGB werden die Vermögenswerte je nach Zweckbestimmung im Anlage- bzw. Umlaufvermögen ausgewiesen.
Die sonstigen Abweichungen betreffen im Wesentlichen die
Erfassung unrealisierter Gewinne aus der Stichtagsbewertung
der Fremdwährungsforderungen/-verbindlichkeiten, derivative
Finanzinstrumente, selbst erstellte immaterielle Vermögensgegenstände, die Behandlung von Leasingverträgen sowie
aktienbasierte Vergütungen.
(3) Konsolidierungskreis
Die in den E.ON-Konzern einbezogenen Zweckgesellschaften
weisen zum 31. Dezember 2006 Aktiva und Passiva in Höhe
von jeweils 710 Mio  (2005: 795 Mio ) sowie ein Ergebnis
von 27 Mio  (2005: 17 Mio ) vor Konsolidierung auf. Zum
31. Dezember 2005 waren Aktiva und Passiva von jeweils
239 Mio  sowie ein Ergebnis von 3 Mio  vor Konsolidierung
für die Immobilien-Leasinggesellschaft ausgewiesen worden,
für die E.ON im zweiten Quartal 2006 zusätzliche Anteile
erworben hat und diese nunmehr nach den allgemeinen Vorschriften vollkonsolidiert. 132 Mio  langfristige Vermögenswerte dienen als Sicherheit für Verpflichtungen aus Finanzierungsleasing und Bankkrediten.
Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im
Berichtsjahr wie folgt verändert:
Konsolidierungskreis
Inland
Ausland
Summe
128
379
507
15
18
33
Abgänge/Verschmelzungen
5
35
40
Konsolidierte Unternehmen
zum 31. Dezember 2006
138
362
500
Konsolidierte Unternehmen
zum 31. Dezember 2005
Zugänge
Im Jahr 2006 wurden insgesamt 109 inländische und 62 ausländische Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet
(2005: 127 bzw. 63).
Im Geschäftsjahr 2006 wurde die Versorgungskasse Energie
Versicherungsverein auf Gegenseitigkeit, Hannover (VKE),
erstmals konsolidiert. Über die VKE werden teilweise die
Pensionsverpflichtungen gegenüber Mitarbeitern von E.ON
Energie rückgedeckt. Bei Eintritt dieser Mitarbeiter in den
Ruhestand werden die Leistungen anteilig aus Versicherungsverträgen mit der VKE gezahlt. Darüber hinaus erbringt die
VKE Dienstleistungen im Rahmen der Abwicklung der Versorgungsbezüge für Unternehmen des E.ON-Konzerns.
Unternehmenserwerbe, Veräußerungen, nicht fortgeführte
Aktivitäten und Disposal Groups werden in Textziffer 4 erläutert.
Bei den zum 31. Dezember 2006 im E.ON-Konzern konsolidierten Variable Interest Entities handelt es sich um zwei gemeinschaftlich geführte Stromerzeugungsgesellschaften, eine
Immobilien-Leasinggesellschaft und ein Unternehmen zur
Verwaltung von Beteiligungen. Nach Erwerb weiterer Anteile
findet FIN 46R auf eine weitere Immobilien-Leasinggesellschaft seit dem zweiten Quartal 2006 keine Anwendung
mehr, da die Gesellschaft nunmehr nach den allgemeinen
Vorschriften vollkonsolidiert wird.
Grundsätzlich bestehen Rückgriffsbeschränkungen für Gläubiger der konsolidierten Zweckgesellschaften gegenüber
dem Vermögen des Meistbegünstigten. Bei einer Variable
Interest Entity gelten keine Rückgriffsbeschränkungen. Hier
haftet der Meistbegünstigte in einer Höhe von 75 Mio .
Darüber hinaus bestehen seit dem 1. Juli 2000 vertragliche
Beziehungen zu einer weiteren Leasinggesellschaft im Energiesektor, die als Variable Interest Entity einzustufen ist, ohne
dass eine Meistbegünstigung vorliegt. Die Gesellschaft befindet sich nach Beschluss der Gesellschafter derzeit in
Liquidation. Zum Ende des Geschäftsjahres 2006 sowie des
Vorjahres wies die Gesellschaft kein wesentliches Vermögen
und keine Verbindlichkeiten mehr auf. Weder aus der Beziehung zu dieser Gesellschaft noch aus der Liquidation wird
mit einer Realisierung von Verlusten gerechnet.
Die wirtschaftliche Entwicklung einer weiteren Zweckgesellschaft, die seit dem Jahr 2001 besteht und für die eine Befristung bis zum vierten Quartal 2005 vorgesehen war, kann
auch weiterhin aufgrund mangelnder Informationen nicht
nach den Kriterien des FIN 46R beurteilt werden. Die wesentlichen Transaktionen zwischen dieser Gesellschaft und dem
E.ON-Konzern sind im vierten Quartal 2005 abgewickelt worden; danach sind keine Geschäftsaktivitäten mehr erfolgt.
Allerdings steht die Liquidation der Gesellschaft noch aus.
Die Gesellschaft war mit der Abwicklung von Vermögensgegenständen aus bereits veräußerten Aktivitäten befasst.
Die ursprünglichen Aktiva und Passiva betrugen 127 Mio .
Aus der Abwicklung dieser Gesellschaft ist nicht mit wesentlichen Ergebniseffekten zu rechnen.
Market Units
Konzernabschluss
(4) Unternehmenserwerbe, Veräußerungen, nicht
fortgeführte Aktivitäten und Disposal Groups
Die folgenden Ausführungen zu Unternehmenserwerben,
Veräußerungen, nicht fortgeführten Aktivitäten und Disposal
Groups basieren auf den Rechnungslegungsstandards
SFAS 141 und 144. Nach SFAS 141 wird zwischen wesentlichen
und nicht wesentlichen Unternehmenserwerben unterschieden. Sofern es sich um wesentliche Transaktionen handelt,
sind zusätzliche Angaben zu machen. In den Geschäftsjahren
2005 und 2006 war kein Erwerb als wesentlich im Sinne dieser
Grundsätze zu klassifizieren.
Die Unternehmenserwerbe und -veräußerungen erfolgten
grundsätzlich als Teil der Wachstumsstrategie von E.ON mit
einer Fokussierung auf die Strom- und Gasaktivitäten.
Unternehmenserwerbe im Jahr 2006
Central Europe
JCP/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. (JCP), 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 JCP
beträgt nunmehr 99,0 Prozent.
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 beträgt 99,9 Prozent.
Im Rahmen der Tauschtransaktion und unter Berücksichtigung
einer Barkomponente von 29 Mio  ergaben sich Anschaffungskosten für JCP und DDGáz von rund 103 Mio . Aus dem
Erwerb der Anteile an DDGáz resultierte ein Goodwill von
insgesamt 3 Mio ; die Kaufpreisverteilung bei JCP ist noch
vorläufig. Der Gewinn aus der Veräußerung der Minderheitsbeteiligungen betrug 31 Mio .
Pan-European Gas
E.ON Földgáz Storage und E.ON Földgáz Trade
E.ON Ruhrgas hat 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 ist vereinbart, in Abhängigkeit
von der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen in Ungarn bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen vorzunehmen, die zukünftig zu einer nachträglichen Anpassung
des Kaufpreises führen könnten. Der Kaufpreis betrug rund
400 Mio . Die Gesellschaften wurden zum 31. März 2006
erstkonsolidiert. Zum 31. Dezember 2006 ergab sich aus der
Kaufpreisaufteilung ein Goodwill in Höhe von 119 Mio .
Veräußerungen, nicht fortgeführte Aktivitäten
und Disposal Groups im Jahr 2006
Nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2006
Im Jahr 2006 werden unter den nicht fortgeführten Aktivitäten
gemäß SFAS 144 die im Juni 2006 veräußerte Gesellschaft
E.ON Finland, Espoo, Finnland, der Market Unit Nordic und
die Aktivitäten von Western Kentucky Energy Corp. (WKE),
Henderson, Kentucky, USA, der Market Unit US-Midwest ausgewiesen. Darüber hinaus resultierte aus einer Kaufpreisnachbesserung für den Verkauf von Viterra 2006 ein Ertrag
von rund 52 Mio  (nach Steuern: 51 Mio ).
Nordic
E.ON Finland
Am 26. Juni 2006 haben 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 vollzogen. 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.
127
128 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
Die nachfolgenden Tabellen zeigen die wesentlichen Posten
der Gewinn- und Verlustrechnung sowie der Bilanz der nicht
fortgeführten WKE-Aktivitäten im Segment US-Midwest:
WKE – (Kurzfassung)
2006
2005
131
258
11
–
–115
–202
27
56
–7
–15
–9
–17
Ergebnis aus nicht fortgeführten
Aktivitäten
11
24
in Mio 
Umsatzerlöse
Aktivitäten
2006
2005
227
214
–129
–466
98
–252
–34
90
64
–162
Wesentliche Bilanzposten –
WKE – (Kurzfassung)
US-Midwest
WKE
E.ON U.S. betreibt durch WKE 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 November 2005 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine
Absichtserklärung 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. Zum Bilanzstichtag
verhandelten die Vertragsparteien noch über die endgültige
Ausgestaltung der Transaktion, deren Vollzug von der Erfüllung
zahlreicher Bedingungen abhängt, 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 im Laufe des Jahres 2007. WKE wurde daher wie
auch in 2005 als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen.
31. Dezember
in Mio 
2006
2005
Sachanlagen
214
212
Übrige Vermögenswerte
396
469
Summe Vermögenswerte
610
681
Schulden
615
831
Die Ergebnisse der nicht fortgeführten Aktivitäten sind gemäß
US-GAAP in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert als
„Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten“ auszuweisen.
Die Gewinn- und Verlustrechnung und die entsprechenden
Angaben im Anhang zum 31. Dezember 2006 sind ebenso
wie die berichteten Vorperioden um sämtliche Bestandteile
der abzugebenden Aktivitäten bereinigt. Die Vermögensgegenstände und Schulden sind in der Konzernbilanz zum
31. Dezember 2006 in den Posten „Vermögen/Schulden der
abzugebenden Aktivitäten“ zusammengefasst. Die Bilanzdaten der Vorperioden werden nicht angepasst, da SFAS 144
eine Anpassung nicht vorsieht. In der Kapitalflussrechnung
sind die Zahlungsströme der nicht fortgeführten Aktivitäten
separat dargestellt.
Weitere Veräußerungen
Im Dezember 2005 unterzeichneten E.ON AG und RAG AG
(RAG), Essen, eine Eckpunktevereinbarung über den Verkauf
der von E.ON gehaltenen Degussa-Anteile (42,9 Prozent) an
RAG. Im Zuge der weiteren Umsetzung dieser Eckpunktevereinbarung ist am 21. März 2006 die Einbringung dieser Anteile
in die RAG Projektgesellschaft mbH, Essen, sowie deren Verkauf auf Termin erfolgt. 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.
Market Units
Konzernabschluss
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 618 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 ein Ertrag von 376 Mio  realisiert.
Unternehmenserwerbe im Jahr 2005
Central Europe
Gorna Oryahovitza/Varna
E.ON Energie hat Ende Februar 2005 Beteiligungen von jeweils
67 Prozent an den Regionalversorgern Elektrorazpredelenie
Gorna Oryahovitza AD (Gorna Oryahovitza), Gorna Oryahovitza,
und Elektrorazpredelenie Varna AD (Varna), Varna, beide in
Bulgarien, zu einem Kaufpreis von insgesamt rund 138 Mio 
erworben. Aus der Kaufpreisaufteilung resultierte insgesamt
ein Goodwill in Höhe von 16 Mio . Die Gesellschaften wurden
zum 1. März 2005 erstkonsolidiert.
ETE
Im Juli 2005 brachte E.ON Energie ihre Beteiligung von 51 Prozent (Stimmrechtsanteil von 49 Prozent) an der Gasversorgung
Thüringen GmbH (GVT), Erfurt, und ihre Beteiligung an der
Thüringer Energie AG (TEAG), Erfurt, in Höhe von 72,7 Prozent
in die Thüringer Energie Beteiligungsgesellschaft mbH (TEB),
München, ein. Kommunale Gesellschafter brachten ebenfalls
Anteile an der GVT mit 43,9 Prozent in die TEB ein. In der Folge wurde GVT auf TEAG verschmolzen und die Gesellschaft
nach Verschmelzung umfirmiert in E.ON Thüringer Energie
AG (ETE). Als Ergebnis dieser Strukturmaßnahmen sind E.ON
Energie mit 81,5 Prozent an TEB und TEB mit 76,8 Prozent an
ETE beteiligt.
Im Zuge der zum 1. Juli 2005 vorgenommenen Erstkonsolidierung von GVT ergab sich bei Anschaffungskosten von 168 Mio 
aus der Kaufpreisaufteilung ein Goodwill von 58 Mio . Infolge der Verringerung der Beteiligungsquote an TEAG, die zur
Erstkonsolidierung von GVT führte, ergab sich ein Ertrag von
90 Mio , der unter den sonstigen betrieblichen Erträgen
ausgewiesen wird.
NRE
Im September 2005 hat E.ON Energie die Übernahme von
100 Prozent der Anteile des Strom- und Gasversorgers NRE
Energie b.v. (NRE), Eindhoven, Niederlande, vollzogen. Der Kaufpreis betrug 79 Mio . Nach Kaufpreisaufteilung verblieb ein
Goodwill in Höhe von 46 Mio . NRE wurde zum 1. September
2005 erstkonsolidiert.
E.ON Moldova
Ende September 2005 wurde der Kauf des Regionalversorgers
Electrica Moldova S.A. (Moldova), Bacău, Rumänien, – zwischenzeitlich firmierend als E.ON Moldova S.A. (E.ON Moldova) –
durch E.ON Energie abgeschlossen. Der Erwerb von 24,6 Prozent der Aktien war mit einer Kapitalerhöhung und einer
Aufstockung der Beteiligung auf 51 Prozent verbunden. Der
Kaufpreis für den Beteiligungserwerb von 51 Prozent beläuft
sich auf 101 Mio . E.ON Moldova wurde zum 30. September
2005 erstkonsolidiert. Aus der Kaufpreisaufteilung resultierte
kein Goodwill.
Pan-European Gas
Distrigaz
E.ON Ruhrgas hat im Juni 2005 nach Genehmigung der zuständigen Behörden vom rumänischen Staat eine 30-prozentige Beteiligung an dem Gasversorger S.C. Distrigaz Nord S.A.
(Distrigaz), Târgu Mures˛, Rumänien, für 127 Mio  erworben.
Im Zuge einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung um 178 Mio 
wurde diese Beteiligung auf 51 Prozent erhöht. Die Gesellschaft wurde zum 30. Juni 2005 erstkonsolidiert. Dabei ergab
sich aus der Kaufpreisaufteilung ein Goodwill in Höhe von
60 Mio . Das Unternehmen wurde anschließend in E.ON Gaz
România S.A. umfirmiert.
Caledonia
E.ON Ruhrgas hat im November 2005 die britische Gasfördergesellschaft Caledonia Oil and Gas Limited (Caledonia), London, Großbritannien, mit Beteiligungen an 15 Gasfeldern in
der südlichen britischen Nordsee erworben. Der Kaufpreis
einschließlich Anschaffungsnebenkosten für 100 Prozent der
Anteile an Caledonia betrug 602 Mio  und wurde überwiegend durch Schuldscheindarlehen (sogenannte Loan Notes)
geleistet. Die Gesellschaft wurde am 1. November 2005 erstkonsolidiert. Aus der endgültigen Kaufpreisaufteilung ergab
sich ein Goodwill in Höhe von 390 Mio . Das Unternehmen
wurde anschließend in E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited
umfirmiert.
UK
Enfield
Im ersten Halbjahr 2005 hat E.ON UK in zwei Schritten
100 Prozent der Anteile an Enfield Energy Centre Ltd.
(Enfield), Coventry, Großbritannien, erworben. Der Kaufpreis
betrug rund 185 Mio  (127 Mio GBP). Die Gesellschaft wurde
zum 1. April 2005 erstmals vollkonsolidiert. Aus der Kaufpreisverteilung resultierte kein Goodwill.
Holford
Im Juli 2005 hat E.ON UK die Gesellschaft Holford Gas Storage
Ltd. (Holford), Edinburgh, Großbritannien, erworben. Der Kaufpreis für das Unternehmen betrug rund 140 Mio  (96 Mio GBP).
Die Erstkonsolidierung der Gesellschaft erfolgte zum 28. Juli
2005. Aus der Kaufpreisverteilung resultierte kein Goodwill.
129
130 Anhang
Veräußerungen, nicht fortgeführte Aktivitäten und
Disposal Groups im Jahr 2005
Ruhrgas Industries – (Kurzfassung)
Nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2005
Umsatzerlöse
in Mio 
2005
847
Im Geschäftsjahr 2005 wurden unter den nicht fortgeführten
Aktivitäten gemäß SFAS 144 die Veräußerungen von Viterra
und Ruhrgas Industries ausgewiesen. Weiterhin wurden die
Aktivitäten von WKE der Market Unit US-Midwest als nicht
fortgeführt klassifiziert. Darüber hinaus ergaben sich im Jahr
2005 Erträge aus den nicht fortgeführten Aktivitäten einer im
Jahr 2003 veräußerten Gesellschaft der Market Unit US-Midwest
und des bereits im Jahr 2002 veräußerten Aluminium-Segments
von insgesamt 11 Mio  vor Steuern (nach Steuern: 11 Mio ).
Pan-European Gas
Ruhrgas Industries
E.ON Ruhrgas verkaufte am 15. Juni 2005 Ruhrgas Industries
GmbH (Ruhrgas Industries), Essen, die in den Geschäftsfeldern
Gasmessung und -regelung sowie Industrieofenbau tätig ist,
an das Beteiligungsunternehmen CVC Capital Partners. Der
Verkaufspreis für die Anteile betrug rund 1,2 Mrd . Die
Gesellschaft wurde im Juni 2005 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert und zum 31. August 2005 entkonsolidiert.
Dabei ergab sich ein Veräußerungsgewinn in Höhe von rund
0,6 Mrd .
In der oben stehenden Tabelle sind wesentliche Posten der
Gewinn- und Verlustrechnung aus nicht fortgeführten Aktivitäten des Segments Pan-European Gas dargestellt.
606
–803
650
–21
–1
628
Viterra
E.ON verkaufte am 17. Mai 2005 sämtliche Anteile an Viterra,
die in den Bereichen Wohnimmobilien und im Ausbaugeschäft
Projektentwicklung tätig ist, an die Deutsche Annington
GmbH, Düsseldorf. Der Verkaufspreis für die Anteile betrug
rund 4 Mrd . Die Gesellschaft wurde im Mai 2005 als nicht
fortgeführte Aktivität klassifiziert und zum 31. Juli 2005 entkonsolidiert. Aus dem Verkauf ergab sich ein Buchgewinn in
Höhe von 2,4 Mrd .
In der folgenden Tabelle sind wesentliche Posten der
Gewinn- und Verlustrechnung aus nicht fortgeführten Aktivitäten des Segments weitere Aktivitäten dargestellt.
Gewinn- und Verlustrechnung – Viterra –
(Kurzfassung)
in Mio 
2005
Umsatzerlöse
453
2.406
–282
2.577
–19
(5) Herstellungs- und Anschaffungskosten der
Herstellungs- und Anschaffungskosten der
2006
2005
Central Europe
21.312
16.933
Pan-European Gas
in Mio 
Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herstellungs- und
Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen der einzelnen Segmente.
2.558
20.961
13.588
UK
9.932
8.166
Nordic
2.021
1.896
US-Midwest
1.381
1.487
Corporate Center
–3.303
–1.467
Summe
52.304
40.603
Market Units
Konzernabschluss
(6) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen
Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt
zusammen:
Sonstige betriebliche Erträge
in Mio 
2006
2005
Erträge aus der Auflösung
von Rückstellungen
146
206
Erträge aus dem Abgang
von Beteiligungen
585
38
Erträge aus derivativen
Finanzinstrumenten
1.087
3.318
Erträge aus Währungskursdifferenzen
4.439
2.622
167
103
Erträge aus sonstigen Lieferungen
und Leistungen
Erträge nach SAB 51
sind die Gewinne aus dem Abgang von Wertpapierspezialfonds im Rahmen der Übertragung auf das Contractual Trust
Arrangement (CTA) (vgl. hierzu auch Textziffer 22) in Höhe
von 159 Mio . Im Vorjahresbetrag enthalten ist ein Ertrag
von 90 Mio  aus der Verringerung der Beteiligungsquote an
TEAG im Zuge der Bündelung der Strom- und Gasaktivitäten
in Thüringen in ETE. Weiterhin umfasst die Position vor allem
Auflösungen von Wertberichtigungen, Miet- und Pachterträge,
Schrott- und Materialverkäufe sowie vereinnahmte Schadensersatzleistungen.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen umfassen die nicht
den Funktionsbereichen Herstellung, Vertrieb und Verwaltung
zurechenbaren Aufwendungen und setzen sich folgendermaßen zusammen:
7
31
Übrige
1.801
1.246
Sonstige betriebliche Aufwendungen
Summe
8.232
7.564
in Mio 
Verluste aus dem Abgang
von Beteiligungen
In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind periodenfremde
Erträge in Höhe von 511 Mio  (2005: 400 Mio ) enthalten.
In den Erträgen aus der Auflösung von Rückstellungen sind
wie im Vorjahr Beträge für noch nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen sowie für den Personalbereich enthalten.
Diese Rückstellungen waren jeweils aufzulösen, da eine Inanspruchnahme nach jeweiligem Ermessen nicht wahrscheinlich war oder Schätzungsänderungen erfolgten.
Die Erträge aus dem Abgang von Beteiligungen entfallen im
Berichtszeitraum mit 376 Mio  auf den Abgang der Degussa
(vgl. hierzu auch Textziffer 4).
Die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen die
Fair-Value-Bewertung und realisierte Erträge von Derivaten
nach SFAS 133.
Die realisierten Erträge aus Währungsderivaten und die erfolgswirksamen Währungseffekte aus Fremdwährungstransaktionen
werden unter den Erträgen aus Währungskursdifferenzen ausgewiesen.
Aus der Veräußerung von Anteilen der E.ON Avacon AG
(E.ON Avacon), Helmstedt, ergab sich 2006 ein Gewinn gemäß
SAB 51 von 7 Mio EUR (2005: 31 Mio ).
Im Jahr 2006 sind in den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen in Höhe von 613 Mio  (2005: 494 Mio ) Gewinne aus
dem Verkauf von Wertpapieren enthalten. Ebenfalls enthalten
2006
2005
6
4
Aufwendungen aus derivativen
Finanzinstrumenten
3.835
2.387
Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen
4.395
2.484
Sonstige Steuern
Übrige
Summe
26
57
818
958
9.080
5.890
In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind
periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 157 Mio 
(2005: 256 Mio ) enthalten.
Die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten
betreffen die Fair-Value-Bewertung sowie realisierte Aufwendungen von Derivaten nach SFAS 133.
Die realisierten Aufwendungen aus Währungsderivaten und
die erfolgswirksamen Währungskurseffekte aus Fremdwährungstransaktionen werden unter den Aufwendungen aus
Währungskursdifferenzen ausgewiesen.
In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind
im Wesentlichen Verluste aus dem Verkauf von Wertpapieren
in Höhe von 120 Mio  (2005: 96 Mio ) sowie externe Prüfungs- und Beratungskosten in Höhe von 263 Mio  (2005:
168 Mio ) enthalten.
131
132 Anhang
(7) Finanzergebnis
Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:
Finanzergebnis
in Mio 
Erträge aus Beteiligungen
davon aus verbundenen Unternehmen: 35 (2005: 33)
2006
2005
223
203
Erträge aus Gewinnabführungsverträgen
4
3
Erträge aus at equity bewerteten Unternehmen
1.121
778
Aufwendungen aus at equity bewerteten Unternehmen
davon aus verbundenen Unternehmen: –17 (2005: –96)
–285
–345
Aufwendungen aus Verlustübernahmen
davon aus verbundenen Unternehmen: –8 (2005: –1)
Beteiligungsergebnis
Erträge aus anderen Wertpapieren
–9
–3
1.054
636
37
45
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge
1.213
1.001
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
davon an verbundene Unternehmen: –3 (2005: –8)
davon SFAS 143-Aufzinsung: –524 (2005: –511)
–1.937
–1.782
Zinsergebnis
–687
–736
Abschreibungen auf Wertpapiere und Beteiligungen
–164
–74
203
–174
Finanzergebnis
Insbesondere aufgrund höherer Ergebnisbeiträge aus at equity
bewerteten Unternehmen und gesunkener Zinsbelastung ist
das Finanzergebnis 2006 gegenüber dem Vorjahr deutlich angestiegen.
Im Finanzergebnis sind im Geschäftsjahr 2006 infolge der
Netzregulierung außerplanmäßige Abschreibungen in Höhe
von insgesamt 335 Mio  auf deutsche Minderheitsbeteiligungen erfasst worden.
Die Verbesserung des Beteiligungsergebnisses ist in erster
Linie auf Sonderbelastungen im Vorjahr zurückzuführen. Über
die Beteiligung von E.ON an Degussa in Höhe von 42,9 Prozent
ergab sich 2005 aus der Equity-Bewertung eine Belastung in
Höhe von 215 Mio , vor allem aufgrund der Wertberichtigung
auf den Degussa-Geschäftsbereich Feinchemie.
Die Verbesserung des Zinsergebnisses im Berichtsjahr ist auf
die im Jahresdurchschnitt niedrigere Nettoverschuldung
zurückzuführen; außerdem wirkte sich ein Anstieg des Zinsniveaus positiv auf die Zinserträge aus Geldanlagen aus.
Positive Effekte ergeben sich darüber hinaus aus der erstmaligen Einbeziehung der VKE. Die Zinsaufwendungen sind
um die aktivierten Fremdkapitalzinsen in Höhe von 27 Mio 
(2005: 24 Mio ) vermindert.
Außerdem hatten Wertberichtigungen auf aktive latente Steuern
bei einer weiteren at equity bilanzierten Beteiligung des
Corporate Centers das Beteiligungsergebnis 2005 mit 96 Mio 
belastet.
In den Aufwendungen aus at equity bewerteten Unternehmen
sind 81 Mio  (2005: 1 Mio ) außerplanmäßige Abschreibungen
auf Firmenwerte aus der Equity-Bewertung enthalten. Diese
Wertberichtigungen betreffen im Berichtsjahr im Wesentlichen
Beteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich und stehen im
Zusammenhang mit der Netzregulierung in Deutschland.
Im Zinsergebnis sind 31 Mio  Zinserträge aus Ausleihungen
Market Units
Konzernabschluss
(8) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
Für die Geschäftsjahre 2006 und 2005 setzen sich die Steuern
vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten
Steuern wie folgt zusammen:
in Mio 
2006
2005
Laufende Ertragsteuern
Inländische Körperschaftsteuer
–406
1.081
Inländische Gewerbesteuer
351
416
Ausländische Ertragsteuern
553
374
Übrige Steuern vom Einkommen
und Ertrag
5
–
503
1.871
–360
–4
Ausland
–466
394
Summe
–826
390
Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag
–323
2.261
Summe
Latente Steuern
Inland
Der Rückgang des Steueraufwands um 2.584 Mio  im Vergleich zum Vorjahr beruht im Wesentlichen auf folgenden
Effekten: Die laufenden Ertragsteuern haben sich durch
einen höheren Anteil steuerfreier Ergebnisse und durch den
erstmaligen Ansatz der Körperschaftsteuerguthaben von
1.279 Mio  vermindert (siehe unten). Außerdem sind insbesondere durch Verluste aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten latente Steuererträge in Höhe von rund
1.200 Mio  entstanden.
Der erstmalige Ansatz der Körperschaftsteuerguthaben
beruht auf dem am 13. Dezember 2006 in Kraft getretenen
Gesetz über steuerliche Begleitmaßnahmen zur Einführung
der Europäischen Gesellschaft und zur Änderung weiterer
steuerrechtlicher Vorschriften (SEStEG). Mit diesem Gesetz
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. Der Bruttobetrag der Guthaben beträgt
1.599 Mio . Nach Abzinsung ergibt sich im Geschäftsjahr
ein Steuerertrag in Höhe von 1.279 Mio . Der im Geschäftsjahr nicht mehr bestehende Ausschluss der Körperschaftsteuerminderung für Gewinnausschüttungen, die nach dem
11. April 2003 und vor dem 1. Januar 2006 erfolgen, führte bei
der im Jahr 2006 durchgeführten Dividendenausschüttung
einschließlich Sonderdividende in Höhe von 4.614 Mio  zu
einer steuerlichen Entlastung von rund 76 Mio .
Für den Unterschied zwischen dem Nettovermögen und dem
steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen wurden im Vorjahr passive latente Steuern
in Höhe von 436 Mio  ausgewiesen. Zum Stichtag beträgt
die passive latente Steuer 526 Mio . Für temporäre Differenzen zwischen dem Nettovermögen und dem steuerlichen
Buchwert ausländischer Tochtergesellschaften, die von Gesellschaften in Drittstaaten gehalten werden, wurden keine
latenten Steuern bilanziert, sofern sich die Differenzen
voraussichtlich faktisch nicht umkehren werden und die
Ermittlung latenter Steuern hierfür nicht praktikabel ist.
Steuersatzänderungen im Ausland führten insgesamt zu
einem latenten Steuerertrag in Höhe von 20 Mio . Im
Vorjahr ergab sich entsprechend ein latenter Steueraufwand in Höhe von 4 Mio .
Während sich die Überleitungsrechnung zum effektiven
Steueraufwand/-satz bislang am Körperschaftsteuersatz
orientierte, wird in der Überleitungsrechnung in 2006 erstmals der für E.ON in Deutschland geltende Ertragsteuersatz
133
134 Anhang
(Körperschaftsteuer, Gewerbesteuer, Solidaritätszuschlag)
von 39 Prozent zugrunde gelegt. Die Unterschiede zwischen
dem entsprechenden Ertragsteuersatz und dem effektiven
Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:
Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz
20051)
2006
in Mio 
%
in Mio 
%
2.002
39,0
2.789
39,0
Körperschaftsteuerminderung für ausgeschüttete Dividenden
–76
–1,5
–
–
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen
–33
–0,6
–355
–5,0
Änderungen der Wertberichtigung
–41
–0,8
109
1,5
Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts
–21
–0,4
4
0,1
steuerfreies Einkommen
–634
–12,4
–315
–4,4
Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen
–258
–5,0
–67
–0,9
–1.262
–24,6
96
1,3
–323
–6,3
2.261
31,6
Ertragsteuern
Steuereffekte auf
Sonstiges2)
Effektiver Steueraufwand/-satz
1) Vorjahreswerte entsprechend angepasst
2) 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 (vgl. 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
2006 und 2005:
Aktive und passive latente Steuern
31. Dezember
Steueraufwand aus nicht fortgeführten
Aktivitäten
in Mio 
in Mio 
2006
2005
2006
2005
66
41
Viterra
1
19
Sachanlagen
549
624
Ruhrgas Industries
–
21
Finanzanlagen
208
383
34
–90
7
15
42
–35
WKE
E.ON Finland
Summe
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit teilt sich
auf das In- und Ausland wie folgt auf:
in Mio 
2006
2005
Inland
3.664
3.526
Ausland
1.469
3.626
Summe
5.133
7.152
Vorräte
12
7
508
178
Rückstellungen
4.227
4.753
Verbindlichkeiten
2.315
2.421
613
891
Forderungen
Verlustvorträge
Steuergutschriften
38
33
190
269
Zwischensumme
8.726
9.600
Wertberichtigung
–434
–573
Summe
8.292
9.027
1.140
1.030
Sachanlagen
6.631
6.609
Finanzanlagen
2.510
2.312
Sonstige
Vorräte
122
94
1.851
2.401
Rückstellungen
443
1.167
Verbindlichkeiten
107
911
Forderungen
Sonstige
1.544
844
Summe
14.348
15.368
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
–6.056
–6.341
Market Units
Konzernabschluss
Von den ausgewiesenen passiven latenten Steuern auf
Finanzanlagen entfallen 1.793 Mio  (2005: 1.137 Mio ) auf
die Marktbewertung von übrigen Beteiligungen. Davon sind
1.777 Mio  (2005: 1.120 Mio ) erfolgsneutral im Eigenkapital
(Other Comprehensive Income) gebildet worden.
Mindestpensionsverpflichtungen in Höhe von brutto
1.374 Mio  folgend 318 Mio  erfolgsneutral gebildete Steuern
innerhalb des kumulierten Other Comprehensive Income
umgegliedert. Es wird auf die Entwicklung des Konzerneigenkapitals verwiesen.
Aus der Erstanwendung von SFAS 158 hat sich eine Erhöhung
der aktiven latenten Steuern in Höhe von 254 Mio  ergeben.
Außerdem wurden der Umgliederung der Altbestände der
Die latenten Steuern stellen sich in der Konzernbilanz wie
folgt dar:
Nettobetrag der aktiven und passiven latenten Steuern
31. Dezember 2006
in Mio 
31. Dezember 2005
kurzfristig
langfristig
kurzfristig
langfristig
358
1.933
383
2.269
Wertberichtigung
–11
–423
–10
–563
Nettobetrag der aktiven latenten Steuern
347
1.510
373
1.706
–619
–7.294
–491
–7.929
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
–272
–5.784
–118
–6.223
Die Kaufpreisverteilungen der 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.
Im Rahmen des Erwerbs von E.ON Ruhrgas North Sea Limited
ergaben sich aus der Kaufpreisverteilung zum 31. Dezember
2005 aktive latente Steuern in Höhe von 112 Mio  und passive
latente Steuern in Höhe von 245 Mio . Die Kaufpreisverteilung
für GVT führte am 31. Dezember 2005 zu passiven latenten
Steuern in Höhe von 36 Mio .
Die Erwerbe von E.ON Gaz România S.A., NRE Energie, Varna
und Enfield führten am 31. Dezember 2005 insgesamt zu
einem Ansatz von 56 Mio  passiven latenten Steuern aus
der Kaufpreisverteilung.
Aufgrund der Ergebnisse der Tochterunternehmen in der Vergangenheit und der Erwartungen hinsichtlich ähnlicher Ergebnisse in der Zukunft ist es wahrscheinlich, dass das künftige
steuerpflichtige Einkommen der Tochterunternehmen zur
Realisierung der aktiven latenten Steuern grundsätzlich aus-
reicht. Für den Teil der aktiven latenten Steuern, für den diese Annahmen nicht zutreffen, wurde eine Wertberichtigung
vorgenommen.
Die steuerlichen Verlustvorträge am Jahresende setzen sich
wie folgt zusammen:
Steuerliche Verlustvorträge
31. Dezember
in Mio 
2006
2005
Inländische Verlustvorträge
2.016
2.907
Ausländische Verlustvorträge
Summe
956
1.220
2.972
4.127
Seit dem 1. Januar 2004 sind 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.
Die inländischen Verlustvorträge sind auch nach Einführung
der Mindestbesteuerung zeitlich unbegrenzt vortragsfähig.
Von den ausländischen Verlustvorträgen verfallen 15 Mio 
im Jahr 2007, 34 Mio  in dem Zeitraum von 2008 bis 2011,
388 Mio  verfallen nach 2011 und 519 Mio  haben keine
Verfallzeiten.
Die Steuergutschriften in Höhe von 38 Mio  betreffen ausschließlich das Ausland. Von den Steuergutschriften verfallen
24 Mio  nach 2011 und 14 Mio  haben keine Verfallzeiten.
135
136 Anhang
(9) Konzernfremden Gesellschaftern zustehendes
Ergebnis
Der den konzernfremden Gesellschaftern zustehende Anteil
am Jahresergebnis betrifft mit 667 Mio  (2005: 567 Mio )
den Anteil am Jahresüberschuss und mit 141 Mio  (2005:
31 Mio ) den Anteil am Jahresfehlbetrag vollkonsolidierter
Tochterunternehmen.
(10) 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 
2006
2005
Löhne und Gehälter
3.470
3.218
579
549
Soziale Abgaben
Aufwendungen für Altersversorgung
und für Unterstützung
davon für Altersversorgung: 505
(2005: 415)
Summe
524
465
4.573
4.232
Im Jahr 2006 wurden für die Ausgabe von Aktien im Rahmen
des Belegschaftsaktienprogramms im Konzern 443.290 Aktien
bzw. 0,06 Prozent der Aktien der E.ON AG (2005: 308.555 Aktien
bzw. 0,04 Prozent) aus dem Bestand eigener Aktien entnommen und zu Vorzugspreisen zwischen 38,37  und 74,77 
(2005: zwischen 35,01  und 64,04 ) 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 17 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.
Die erste Tranche (aus 1999) wurde im Jahr 2002 und die
zweite Tranche (aus 2000) wurde im Jahr 2006 vollständig
ausgeübt. Noch vorhandene SAR der dritten bis siebten
Tranche können auch nach der Beendigung dieses Programms
weiterhin nach den Regelungen der Optionsbedingungen ausgeübt werden.
Market Units
Konzernabschluss
Stock Appreciation Rights der E.ON AG
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
4. Tranche
3. Tranche
2. Tranche
3. Jan. 2005
2. Jan. 2004
2. Jan. 2003
2. Jan. 2002
2. Jan. 2001
3. Jan. 2000
Laufzeit
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
7 Jahre
Sperrfrist
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
2 Jahre
61,10
44,80
37,86
50,70
58,70
44,10
Ausgabedatum
Basiskurs (in )1)
Basiskurs des Dow Jones STOXX Utilities Index
(Price EUR) (in )
268,66
211,58
202,14
262,44
300,18
285,77
Teilnehmer im Jahr der Ausgabe
357
357
344
186
231
155
Anzahl ausgegebener Optionen (in Mio)
2,9
2,7
2,6
1,7
1,8
1,5
Ausübungsschwelle
(Kursanstieg gegenüber Basiskurs in %)
10
10
10
10
20
20
Ausübungsschwelle (Mindestkurs in )1)
67,21
49,28
41,65
55,77
70,44
52,92
Maximaler Ausübungsgewinn (in )
65,35
49,05
–
–
–
–
1) angepasst nach Sonderdividendenausschüttung
Die SAR können von den Berechtigten nach Ablauf der
Sperrfrist in bestimmten Ausübungszeiträumen ausgeübt
werden, sofern die Kursentwicklung der Aktie der E.ON AG
zwischen Ausgabe und Ausübung der SAR die Kursentwicklung des „Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)“ an
mindestens zehn aufeinander folgenden Handelstagen übertroffen hat und der Aktienkurs der E.ON AG bei Ausübung
mindestens 10,0 Prozent (zweite und dritte Tranche 20,0 Prozent) über dem Basiskurs liegt. Die Laufzeit der Optionen ist
auf insgesamt sieben Jahre beschränkt.
Der ursprüngliche Basiskurs entspricht seit der vierten
Tranche dem Mittelwert der XETRA-Schlusskurse der E.ONAktie im Dezember des Vorjahres der Ausgabe. Bei den
Tranchen zwei und drei entspricht der Basiskurs dem Aktienkurs bei Ausgabe. Aufgrund der Ausschüttung der am 4. Mai
2006 durch die Hauptversammlung beschlossenen Sonderdividende von 4,25  pro E.ON-Aktie wurden die ursprünglichen
Basiskurse und Ausübungshürden den Optionsbedingungen
entsprechend angepasst.
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. Bei der Ausübung von 651.016 SAR der sechsten
Tranche wurde der Ausübungsgewinn auf 49,05  beschränkt.
Die SAR wurden in 2006 im Rahmen der US-GAAP-Bewertung
entsprechend SFAS 123R erstmals 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. Für den
Vergleichsindex existiert kein liquider Optionsmarkt, sodass
auf die Verwendung impliziter Volatilitäten aus Konsistenzgründen verzichtet wurde. Es werden restlaufzeitkongruente
historische Volatilitäten und Korrelationen der E.ON-Aktie
und des Vergleichsindexes verwendet. Als Zinssatz wird der
Zero-Swapsatz für die entsprechende Restlaufzeit zugrunde
gelegt. Im Rahmen des Bewertungsmodells werden außerdem die Dividendenrenditen der E.ON-Aktie und des Vergleichsindexes berücksichtigt. Sie werden auf Basis des Verhältnisses der zuletzt ausgeschütteten Dividende und der
Aktienkurse am Bewertungstag angesetzt. Die zukünftigen
Dividendenerwartungen entsprechen somit den zuletzt
gezahlten Dividenden.
Die obige Tabelle und die folgende Übersicht enthalten die
zur Bewertung zum Bilanzstichtag verwendeten Parameter.
137
138 Anhang
SAR-Programm der E.ON AG – Bewertungsparameter des Optionspreismodells
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
4. Tranche
3. Tranche
Kurs der E.ON-Aktie am 31. Dezember 2006 (in )
102,83
102,83
102,83
102,83
102,83
Stand des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)
am 31. Dezember 2006
464,95
464,95
464,95
464,95
464,95
Innerer Wert zum 31. Dezember 2006 (in )
41,73
49,05
64,97
52,13
44,13
Rechnerischer Optionswert zum 31. Dezember 2006 (in )
41,87
47,38
61,43
48,52
43,72
4,03
4,03
4,04
4,04
3,98
Volatilität der E.ON-Aktie (in %)
25,81
26,22
26,29
25,46
22,57
Volatilität des Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR) (in %)
14,66
14,85
14,96
14,74
13,62
Swapsatz (in %)
Korrelation E.ON-Aktie/Dow Jones STOXX Utilities Index
(Price EUR)
0,6802
0,6896
0,7066
0,7382
0,7901
Letzte gezahlte Dividende der E.ON AG (in )
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
Dividendenrendite der E.ON-Aktie (in %)
2,67
2,67
2,67
2,67
2,67
Dividendenrendite des Dow Jones STOXX Utilities Index
(Price EUR) (in %)
4,36
4,36
4,36
4,36
4,36
Im Geschäftsjahr 2006 wurden 2.948.702 SAR der Tranchen
zwei bis sechs planmäßig ausgeübt. Darüber hinaus wurden
64.890 SAR der Tranchen sechs und sieben in Übereinstimmung
mit den Optionsbedingungen außerplanmäßig ausgeübt. Die
Summe der Ausübungsgewinne für die Begünstigten belief
sich auf 134,4 Mio  (2005: 78,1 Mio ). Im Geschäftsjahr sind
42.181 SAR der Tranchen fünf, sechs und sieben verfallen.
Die Rückstellung für das SAR-Programm beträgt zum Bilanzstichtag 143,1 Mio  (2005: 164,4 Mio ). Der Aufwand für das
Geschäftsjahr 2006 betrug 113,0 Mio  (2005: 137,7 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
Bestand SAR zum 1. Januar 2005
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
4. Tranche
3. Tranche
2. Tranche
192.500
–
2.647.181
2.502.393
809.886
1.300.900
Zuteilungen in 2005
2.904.949
17.297
–
–
–
–
Ausübungen in 2005
7.521
55.983
1.860.682
503.477
983.650
161.000
Während der Laufzeit in 2005 verfallene SAR
Veränderungen des Konsolidierungskreises 2005
Bestand SAR zum 31. Dezember 2005
12.000
20.000
–
–
7.000
–
–
–170.500
–28.000
–67.500
–151.500
–19.000
12.500
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
12.500
Während der Laufzeit in 2006 verfallene SAR
26.041
13.717
2.423
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2.809.876
54.547
264.930
69.167
73.000
–
Veränderungen des Konsolidierungskreises 2006
Bestand SAR zum 31. Dezember 2006
Ausübungsgewinne in 2006 (in Mio )
Rückstellung zum 31. Dezember 2006 (in Mio )
Aufwand in 2006 (in Mio )
Durchschnittlicher Ausübungsgewinn pro SAR (in )
2,0
106,8
16,9
5,7
2,3
0,7
117,6
2,6
16,3
3,4
3,2
0,0
87,8
16,7
5,4
1,2
1,7
0,2
40,31
45,45
48,84
33,24
27,27
54,66
Market Units
Konzernabschluss
Die SAR der Tranchen drei bis sechs waren am Bilanzstichtag
ausübungsfähig. Die Sperrfrist der siebten Tranche läuft mit
dem Bilanzstichtag ab.
kommt es zu überproportionalen Abschlägen von 5 Prozent
je 1 Prozent Unterperformance, sodass ab einer Unterperformance von 20 Prozent keine Auszahlung mehr erfolgt.
E.ON Share Performance-Plan
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.
Im Geschäftsjahr 2006 wurde mit dem E.ON Share PerformancePlan ein neues aktienbasiertes Vergütungssystem eingeführt
und es wurden erstmals virtuelle Aktien (Performance-Rechte) der ersten Tranche gewährt. 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.
E.ON Share Performance-Rechte
1. Tranche
Ausgabedatum
Laufzeit
Zielwert bei Ausgabe (in )
Teilnehmer im Jahr der Ausgabe
Anzahl ausgegebener Performance-Rechte
Maximaler Auszahlungsbetrag (in )
2. Jan. 2006
3 Jahre
79,22
396
458.641
237,66
Zu Beginn der dreijährigen Laufzeit jeder Tranche erhalten
die Planteilnehmer eine Zuteilung von Performance-Rechten.
Jedes Performance-Recht berechtigt am Ende der 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 Vergleichsindex 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. Der Zielwert
der ersten Tranche entspricht dem Anfangskurs von 79,22 .
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 um
1 Prozent je 1 Prozent Überperformance. Für den Fall, dass
sich die E.ON-Aktie jedoch schlechter entwickelt als der Index,
Nach Ablauf des ersten Jahres der dreijährigen Laufzeit ist
der innere Wert eines Performance-Rechts von 79,22  auf
42,00  gesunken. Der Rückgang ist im Wesentlichen darauf
zurückzuführen, dass die E.ON-Aktie die positive Entwicklung
des Vergleichsindexes nicht gleichermaßen nachvollziehen
konnte. Die Performance lag im zugrunde gelegten 60-TageBetrachtungszeitraum wesentlich hinter den ursprünglich
gesetzten Performance-Zielen. Demgegenüber ist die absolute
Kursentwicklung seit Auflage des Plans zwar deutlich positiv,
sie kann die Verluste bei der relativen Performance aber nur
teilweise kompensieren. Die beiden werttreibenden Faktoren
Aktienkurs und relative Performance finden somit in der Entwicklung des inneren Wertes der Performance-Rechte ihren
Niederschlag und somit die gewünschte Aufmerksamkeit.
Für die Bilanzierung wird statt des Zielwertes oder inneren
Wertes ein finanzmathematischer Optionswert (Fair Value)
gemäß SFAS 123R 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. 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.
139
140 Anhang
E.ON Share Performance-Plan – Bewertungsparameter des Preismodells
Entwicklung des E.ON Share
Performance-Plans
1. Tranche
Kurs der E.ON-Aktie am 31. Dezember 2006 (in )
102,83
Stand des Dow Jones STOXX Utilities Index
(Return EUR) am 31. Dezember 2006
796,53
Innerer Wert zum 31. Dezember 2006 (in )
Rechnerischer Wert zum 31. Dezember 2006 (in )
Swapsatz (in %)
Volatilität der E.ON-Aktie (in %)
Volatilität des Dow Jones STOXX Utilities Index
(Return EUR) (in %)
Korrelation E.ON-Aktie/Dow Jones STOXX Utilities
Index (Return EUR)
1. Tranche
Zuteilungen in 2006
458.641
Abgerechnete Performance-Rechte in 2006
2.020
42,00
Während der Laufzeit verfallene PerformanceRechte in 2006
2.020
58,54
Veränderung des Konsolidierungskreises 2006
4,04
19,65
12,40
0,8273
Letzte gezahlte Dividende der E.ON AG (in )
2,75
Dividendenrendite der E.ON-Aktie (in %)
2,67
–
Bestand zum 31. Dezember 2006
454.601
Summe der Auszahlungsbeträge in 2006 (in Mio )
0,1
Rückstellung zum 31. Dezember 2006 (in Mio )
8,9
Aufwand in 2006 (in Mio )
9,0
Durchschnittlicher Gewinn pro ausgezahltem
Performance-Recht (in )
42,00
Die erste Tranche war am Bilanzstichtag noch nicht ordentlich auszahlungsfähig.
Im Geschäftsjahr 2006 wurden 458.641 Performance-Rechte
der ersten Tranche gewährt. Zum Jahresende wurde der
Gewinn aus 2.020 Performance-Rechten in Übereinstimmung
mit den Planbedingungen außerordentlich ausgezahlt. Die
Summe der Auszahlungen betrug 0,1 Mio  (2005: 0,0 Mio ).
Während der Laufzeit sind 2.020 Performance-Rechte verfallen. Am Jahresende beträgt die Rückstellung 8,9 Mio  (2005:
0,0 Mio ). Die Rückstellung entfällt anteilig auf das erste
Jahr der insgesamt dreijährigen Laufzeit. Der Aufwand für
den E.ON Share Performance-Plan betrug im Geschäftsjahr
2006 insgesamt 9,0 Mio  (2005: 0,0 Mio ). Auf Basis des
rechnerischen Optionswertes zum Bilanzstichtag ist nach
Ablauf der dreijährigen Laufzeit mit einem Gesamtaufwand
aus der ersten Tranche von 26,7 Mio  zu rechnen.
Für das Jahr 2007 ist die Auflage einer zweiten Tranche des
E.ON Share Performance-Plans vorgesehen.
Mitarbeiter
Im Berichtsjahr beschäftigte die Gesellschaft durchschnittlich 80.453 Mitarbeiter (2005: 74.788). Dabei sind 2.280 (2005:
2.174) Auszubildende nicht berücksichtigt. Nach Segmenten
setzt sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:
Mitarbeiter
2006
2005
Central Europe
44.148
42.835
Pan-European Gas
12.653
11.025
UK
14.599
12.106
Nordic
5.697
5.381
US-Midwest
2.919
3.007
Corporate Center
Summe
(11) Sonstige Angaben
437
434
80.453
74.788
Materialaufwand
Wasserkraftkapazitäten in Schweden. Im Vorjahr sind in
den sonstigen Steuern überwiegend Grundsteuern und Grunderwerbsteuern enthalten.
Der Materialaufwand betrug 47.190 Mio  (2005: 35.230 Mio ).
Deutscher Corporate Governance Kodex
Sonstige Steuern
Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG haben die nach § 161
AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 13. Dezember 2006 abgegeben und den Aktionären durch Veröffentlichung auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com)
dauerhaft zugänglich gemacht.
Die sonstigen Steuern betrugen insgesamt 190 Mio  (2005:
57 Mio ) und betrafen im Berichtsjahr vor allem Grundsteuern und höhere Steuern auf installierte Kernenergie- und
Market Units
Konzernabschluss
Honorare und Dienstleistungen des
Abschlussprüfers
Für die in den Geschäftsjahren 2006 und 2005 erbrachten
Dienstleistungen des Abschlussprüfers, PricewaterhouseCoopers (PwC), sind folgende Honorare angefallen:
Honorare des Abschlussprüfers
in Mio 
Prüfung
davon Abschlussprüfung: 33 (2005: 26)
2006
2005
53
40
Sonstige Bestätigungsleistungen
5
10
Steuerberatung
1
1
Übrige Leistungen
2
1
61
52
Summe
Die Honorare für Prüfung umfassen vor allem die unter der
Kategorie „Abschlussprüfung“ ausgewiesenen Honorare für
die Prüfung des Konzernabschlusses nach US-GAAP und der
gesetzlich vorgeschriebenen Abschlüsse der E.ON AG und
ihrer verbundenen Unternehmen. Des Weiteren sind hier die
Honorare für die Prüfung der nach dem Sarbanes-Oxley Act
(Section 404) erforderlichen Dokumentation der internen
Kontrollen ausgewiesen. Die übrigen nicht in der Kategorie
„Abschlussprüfung“ enthaltenen Honorare betreffen insbesondere die prüferische Durchsicht der Zwischenabschlüsse
nach US-GAAP sowie der Umstellung der Rechnungslegung
auf IFRS. Die übrigen Honorare entfallen unter anderem auf
(12) Ergebnis je Aktie
Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird
wie folgt berechnet:
Ergebnis je Aktie
in Mio 
2006
2005
4.930
4.355
127
3.059
Aktivitäten
Ergebnis aus der Erstanwendung
neuer US-GAAP-Vorschriften
0
–7
5.057
7.407
659
659
aus fortgeführten Aktivitäten
7,48
6,61
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
0,19
4,64
Konzernüberschuss
Anzahl der im Umlauf befindlichen
Aktien (gewichteter Durchschnitt in Mio)
in 
Ergebnis je Aktie
aus der Erstanwendung neuer
aus Konzernüberschuss
–
–0,01
7,67
11,24
Prüfungsleistungen im Zusammenhang mit der Erfüllung
von Einreichungspflichten bei Behörden und der Einhaltung
anderer gesetzlicher Bestimmungen sowie auf Prüfungen
von IT- sowie internen Kontrollsystemen und Risikomanagementsystemen.
Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen betreffen
vor allem projektbegleitende Prüfungen im Rahmen der Einführung von IT- und internen Kontrollsystemen und Einzelsachverhalte sowie im Vorjahr Beratungsleistungen im Rahmen des Übergangs auf die Rechnungslegung nach IFRS und
Due-Diligence-Leistungen im Zusammenhang mit Akquisitionen und Desinvestitionen.
Die Honorare für Steuerberatungsleistungen entfallen vor
allem auf die Einzelfallberatung im Zusammenhang mit
M&A-Transaktionen, die laufende Beratung im Zusammenhang mit der Erstellung von Steuererklärungen und der Prüfung von Steuerbescheiden sowie auf die Beratung in sonstigen nationalen und internationalen Steuerangelegenheiten.
Die Honorare für übrige Leistungen betreffen im Berichtsjahr im Wesentlichen fachbezogene Schulungsmaßnahmen
sowie regulierungsrelevante Themen.
Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die
E.ON AG keine wandelbaren Wertpapiere ausgegeben hat.
141
142 Anhang
(13) Goodwill, immaterielle Vermögensgegenstände, Sachanlagen und Finanzanlagen
Goodwill, immaterielle Vermögensgegenstände, Sachanlagen und Finanzanlagen
Anschaffungs- und Herstellungskosten
in Mio 
1. Januar
2006
Währungsunterschiede
Veränderungen
Zugänge
Abgänge
Umbuchungen
Goodwill
15.662
–242
73
52
12
6.056
53
–58
145
98
26
–
–
11
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle
Vermögensgegenstände
Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände
Außerplanmäßige
Wertminderungen
31.
Dezember
2006
–126
–
15.407
–21
45
6.032
–
–23
–
14
45
21.453
21.744
–189
15
208
110
–170
Grundstücke und grundstücksgleiche
Rechte
4.011
85
–11
55
48
–139
5
3.948
Bauten
7.761
7
–59
98
21
274
25
8.035
77.391
90
182
1.989
1.294
885
379
78.864
3.348
26
–78
244
180
7
–
3.367
1.331
–28
42
1.800
32
–1.039
–
2.074
93.842
180
76
4.186
1.575
–12
409
96.288
Technische Anlagen und Maschinen
Andere Anlagen, Betriebs- und
Geschäftsausstattung
Geleistete Anzahlungen und Anlagen
im Bau
Sachanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen
676
–2
–34
263
144
–82
12
665
10.248
200
–47
1.216
3.247
325
243
8.452
Übrige Beteiligungen
2.230
3
–62
100
50
–246
112
1.863
Langfristige Wertpapiere
5.652
3
–60
3.070
1.527
–115
–
7.023
18.806
204
–203
4.649
4.968
–118
367
18.003
134.392
195
–112
9.043
6.653
–300
821
135.744
Anteile an assoziierten Unternehmen
Finanzanlagen
Summe
a) Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände
Goodwill
Die Veränderungen des Goodwills je Segment lassen sich für
die Geschäftsjahre 2006 und 2005 wie folgt darstellen:
Entwicklung des Goodwills nach Segmenten
in Mio 
Netto-Buchwert zum 1. Januar 2005
Zugänge/Abgänge
Sonstige Veränderungen1)
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2005
Zugänge/Abgänge
Sonstige Veränderungen1)
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2006
PanCentral European
Europe
Gas
US- Corporate
Midwest
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten
Summe
UK
Nordic
2.305
3.920
4.779
359
3.080
1
14.444
10
14.454
115
481
21
7
–
–1
623
–
623
–1
–332
155
2
472
–
296
–10
286
2.419
4.069
4.955
368
3.552
–
15.363
–
15.363
65
142
–
3
–
–
210
–
210
–19
53
1
–73
–411
–
–449
–
–449
2.465
4.264
4.956
298
3.141
–
15.124
–
15.124
1) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Umbuchungen und Währungskursdifferenzen des Berichtsjahres, außerdem auch Umgliederungen in nicht fortgeführte
Aktivitäten (2006 im Segment Nordic: –83 Mio ; 2005 im Segment Pan-European Gas: –326 Mio ; weitere Aktivitäten: –10 Mio ).
143
Market Units
Konzernabschluss
Kumulierte Abschreibungen
1. Januar
2006
Veränderungen
299
–1
–15
–
1.957
23
–18
374
–
–
–
–
2.256
22
–33
Netto-Buchwerte
31.
Dezember
2006
31.
Dezember
2006
31.
Dezember
2005
–
283
15.124
15.363
–
2.297
3.735
4.099
–
–
–
14
26
39
–
–
2.580
18.873
19.488
Abgänge
Umbuchungen
Veränderung
OCI
–
–
39
–
–
374
Zugänge
303
1
–
12
1
–96
–
219
3.729
3.708
3.823
5
–36
222
2
93
–
4.105
3.930
3.938
46.012
50
–387
2.121
905
–15
–
46.876
31.988
31.379
2.373
18
–39
201
174
–6
–
2.373
994
975
8
–
–
–
5
–
–
3
2.071
1.323
52.519
74
–462
2.556
1.087
–24
–
53.576
42.712
41.323
9
–
–3
–
–
–
–
6
659
667
494
–1
–
–
1
15
–309
198
8.254
9.754
–6.775
–
–
–
–
–31
–3.776
–10.582
12.445
9.005
–730
–
–
–
–
703
106
79
6.944
6.382
–7.002
–1
–3
–
1
687
–3.979
–10.299
28.302
25.808
47.773
95
–498
2.930
1.127
663
–3.979
45.857
89.887
86.619
Im Rahmen des jährlichen Impairment-Tests werden die Fair
Values der Reporting Units mittels Bewertungsverfahren,
welche die Daten der aktuellen Mittelfristplanung für interne
Berichtszwecke der Gesellschaft heranziehen, ermittelt. Das
Bewertungsmodell verwendet die Discounted-CashflowMethode und Marktvergleiche. Darüber hinaus ist der Goodwill einzelner Reporting Units bei Eintritt besonderer Ereignisse, die zu einer Verringerung des Fair Value der jeweiligen
Reporting Unit führen können, auch unterjährig einer solchen
Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen.
Da bei Gegenüberstellung der Fair Values mit den Buchwerten
der Reporting Units die Fair Values sämtlich über den
entsprechenden Buchwerten lagen, waren im Rahmen der
Goodwill-Impairment-Tests in 2006 und 2005 keinerlei Wertberichtigungen auf Goodwill erforderlich.
144 Anhang
Zum 31. Dezember 2006 setzen sich die immateriellen
Vermögensgegenstände der Gesellschaft einschließlich
geleisteter Anzahlungen wie folgt zusammen:
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
NettoBuchwert
Anschaffungskosten
Kumulierte
Abschreibungen
NettoBuchwert
176
10
223
123
100
176
10
223
123
100
2.457
962
1.495
2.419
765
1.654
davon Kundenlisten und Kundenbeziehungen
2.292
885
1.407
2.305
704
1.601
Vertraglich bedingte immaterielle
1.678
629
1.049
1.674
593
1.081
davon Konzessionen
1.080
327
753
1.223
392
831
Anschaffungskosten
Kumulierte
Abschreibungen
Marketingbezogene immaterielle
186
davon Markennamen
186
Kundenbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
in Mio 
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer
Nutzungsdauer
Technologiebezogene immaterielle
733
530
203
662
476
186
davon Computer-Software
666
477
189
563
408
155
Immaterielle Vermögensgegenstände mit unbestimmbarer
Nutzungsdauer
992
–
992
1.104
–
1.104
davon Grunddienstbarkeiten
725
–
725
818
–
818
6.046
2.297
3.749
6.082
1.957
4.125
Summe
Die folgende Tabelle beinhaltet die im Jahr 2006 zugegangenen
immateriellen Vermögensgegenstände. Darin enthalten sind
auch immaterielle Vermögensgegenstände, die im Rahmen
von Unternehmenserwerben zugegangen sind.
Im Jahr 2006 zugegangene immaterielle Vermögensgegenstände
Anschaffungskosten
in Mio 
Gewogene
durchschnittliche Nutzungsdauer in Jahren
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer
Marketingbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
–
Kundenbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
38
davon Kundenlisten und Kundenbeziehungen
29
4
Vertraglich bedingte immaterielle Vermögensgegenstände
31
10
Technologiebezogene immaterielle Vermögensgegenstände
102
3
92
3
davon Computer-Software
Immaterielle Vermögensgegenstände mit unbestimmbarer Nutzungsdauer
davon Lizenzen für Exploration und Produktion
Summe
24
22
195
7
Market Units
Konzernabschluss
Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände betrugen im Jahr 2006 374 Mio  (2005:
361 Mio ) und die außerplanmäßigen Abschreibungen auf
immaterielle Vermögensgegenstände beliefen sich auf
45 Mio  (2005: 0 Mio ).
Auf Basis des Bestands an immateriellen Vermögensgegenständen mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden die
folgenden Abschreibungsbeträge für die folgenden fünf
Berichtsjahre erwartet:
Voraussichtlicher Abschreibungsaufwand
in Mio 
2007
333
2008
292
2009
231
2010
168
2011
156
Summe
1.180
Diese Schätzungen können insbesondere aufgrund von
Akquisitionen und Veräußerungen von den tatsächlichen
Beträgen in der Zukunft abweichen.
b) Sachanlagen
Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von
27 Mio  (2005: 24 Mio ) als Bestandteil der Anschaffungsund Herstellungskosten der Sachanlagen aktiviert. In Höhe
von 409 Mio  (2005: 163 Mio ) wurden außerplanmäßige
Abschreibungen auf Sachanlagen vorgenommen. Hiervon
entfallen im Berichtsjahr 227 Mio  auf Sachanlagen für
den Gasverteilnetzbetrieb in Deutschland infolge der Auswirkung der Regulierung der Netzentgelte, die innerhalb
der Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten
Lieferungen und Leistungen ausgewiesen werden.
Die planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen beliefen
sich im Jahr 2006 auf 2.556 Mio  (2005: 2.459 Mio ).
Es bestanden im Jahr 2006 Veräußerungsbeschränkungen in
Höhe von 4.236 Mio  (2005: 4.191 Mio ), die sich überwiegend auf Grundstücke und Gebäude sowie technische Anlagen und Maschinen beziehen. Für weitere Informationen
zu besicherten Sachanlagen vergleiche Textziffer 24.
Gemeinschaftskraftwerke
E.ON besitzt Miteigentumsanteile oder vergleichbare vertragliche Rechte an verschiedenen Gemeinschaftskraftwerken,
die von den Gesellschaftern jeweils selbstständig finanziert
werden. Diese Kraftwerke unterliegen aufgrund der rechtlichen Konstruktion keiner eigenständigen Bilanzierungspflicht
und werden direkt in die Jahresabschlüsse ihrer Gesellschafter
einbezogen. Der Anteil von E.ON an den Aufwendungen
für diese Einrichtungen ist dementsprechend im Konzernabschluss enthalten.
Weitere Informationen bezüglich der Gemeinschaftskraftwerke
sind in der nachfolgenden Übersicht zusammengestellt.
Gemeinschaftskraftwerke
Anteil
in %
Anschaffungskosten gesamt
in Mio 
Kumulierte
Abschreibungen
in Mio 
Anteil:
Anlagen im Bau
in Mio 
Isar 2
75,00
1.968
1.842
7
Gundremmingen B
25,00
100
83
–
Gundremmingen C
25,00
112
95
–
50,00
533
399
–
Kraftwerke nach Energieträgern
Kernenergie
Braunkohle
Lippendorf S
Steinkohle
Bexbach 1
8,33
64
60
–
Trimble County 1 (USA)
75,00
459
176
7
Trimble County 2 (USA)
75,00
–
–
90
Rostock
50,38
317
292
–
Nymølle Havspark/Rødsand (DK)
20,00
44
7
–
Nußdorf
53,00
55
41
–
Ering
50,00
31
28
–
Egglfing
50,00
47
43
–
Wasser/Wind
145
146 Anhang
c) Finanzanlagen
Im Geschäftsjahr 2006 wurden Wertberichtigungen auf
Finanzanlagen in Höhe von 367 Mio  (2005: 47 Mio ) vorgenommen. Hiervon entfallen infolge der Netzregulierung
auf Beteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich in Deutschland 335 Mio .
Der Rückgang der Anteile an at equity bewerteten Unternehmen ist im Wesentlichen auf den Verkauf der Degussa-Anteile
in 2006 zurückzuführen (vgl. hierzu auch Textziffer 4).
Auf at equity bewertete Unternehmen, deren Anteile marktgängig sind, entfallen Buchwerte in Höhe von 850 Mio 
(2005: 2.536 Mio ). Diese Anteile weisen Fair Values von
2.401 Mio  (2005: 5.493 Mio ) auf.
Anteile an at equity bewerteten Unternehmen
Folgende Aufstellungen geben einen Überblick über wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnung
sowie der aggregierten Bilanz der at equity bewerteten
Unternehmen.
Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegen
zum Bilanzstichtag 76 Mio  (2005: 71 Mio ) Verfügungsbeschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.
Ergebnisdaten der at equity
bewerteten Unternehmen
2006
2005
Umsatzerlöse
49.475
59.533
Jahresergebnis
3.763
1.782
E.ON-Anteil am Jahresergebnis
1.332
550
Sonstige1)
–496
–117
836
433
in Mio 
Ergebnis aus at equity
1) Unter „Sonstige“ fallen überwiegend Anpassungen an E.ON-Bilanzierungsgrundsätze, Abschreibungen auf stille Reserven im Rahmen von Kaufpreisaufteilungen sowie die Eliminierung von Zwischenergebnissen.
Die von E.ON vereinnahmten Dividenden dieser Unternehmen
betrugen im Berichtsjahr 912 Mio  (2005: 824 Mio ).
Bilanzdaten der at equity
31. Dezember
2006
2005
Anlagevermögen
43.469
47.547
Umlaufvermögen und sonstige Aktiva
27.348
32.165
Rückstellungen
24.333
28.611
Verbindlichkeiten und sonstige Passiva
26.863
30.307
in Mio 
736
2.152
18.885
18.642
E.ON-Anteil am Eigenkapital
5.934
6.788
Sonstige 1)
2.033
2.901
Buchwert der Anteile an at equity
7.967
9.689
Eigenkapital
Aus Beteiligungszugängen bei at equity bewerteten Unternehmen ergab sich insgesamt ein Goodwill von 57 Mio 
(2005: 44 Mio ).
1) Unter „Sonstige“ fallen überwiegend Anpassungen an E.ON-Bilanzierungsgrundsätze, Unterschiedsbeträge (Goodwill und zugeordnete stille Reserven
und Lasten), die Eliminierung von Zwischenergebnissen sowie außerplanmäßige Wertminderungen.
Market Units
Konzernabschluss
Übrige Beteiligungen und langfristige
weiterveräußerbare Wertpapiere
und -verluste der übrigen Beteiligungen und langfristigen
weiterveräußerbaren Wertpapiere setzen sich zum
31. Dezember 2006 und 2005 wie folgt zusammen:
Die fortgeführten Anschaffungskosten und Fair Values,
die Fälligkeiten sowie die unrealisierten Bruttogewinne
Übrige Beteiligungen und langfristige weiterveräußerbare Wertpapiere
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Fortgeführte
Anschaffungskosten
2.962
2.941
25
4
2.472
2.490
5
23
3.310
3.241
72
3
2.747
2.865
3
121
Zwischensumme
6.272
6.182
97
7
5.219
5.355
8
144
Wertpapiere ohne feste
Fälligkeit
2.600
13.207
–
10.607
2.624
10.032
1
7.409
Summe
8.872
19.389
97
10.614
7.843
15.387
9
7.553
Fortgeführte
Anschaffungskosten
Zwischen 1 und 5 Jahren
Nach 5 Jahren
in Mio 
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Wertpapiere mit fester
Fälligkeit
Die unrealisierten Bruttoverluste der übrigen Beteiligungen
und langfristigen weiterveräußerbaren Wertpapiere lassen
sich wie folgt aufgliedern:
Unrealisierte Bruttoverluste
31. Dezember 2006
kürzer als 12 Monate
12 Monate oder länger
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
2.265
Nach 5 Jahren
2.499
Zwischensumme
in Mio 
Summe
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
25
3
–
2.268
25
72
–
–
2.499
72
4.764
97
3
–
4.767
97
–
–
3
–
3
–
4.764
97
6
–
4.770
97
Wertpapiere mit fester Fälligkeit
Wertpapiere ohne feste Fälligkeit
Summe
Die fortgeführten Anschaffungskosten sind 2006 um 112 Mio 
(2005: 15 Mio ) erfolgswirksam wertberichtigt worden.
Aus dem Verkauf von übrigen Beteiligungen sowie lang- und
kurzfristigen weiterveräußerbaren Wertpapieren wurden Veräußerungserlöse in Höhe von 5.521 Mio  (2005: 5.350 Mio )
und Veräußerungsgewinne in Höhe von 651 Mio  (2005:
398 Mio ) erzielt. In den Veräußerungsgewinnen sind Erträge
aus dem Abgang von Wertpapierspezialfonds im Rahmen
der Übertragung auf das CTA in Höhe von 159 Mio  enthalten.
Die Ermittlung der Beträge erfolgt jeweils auf Basis der einzelnen Transaktion.
In den langfristigen Wertpapieren ohne feste Fälligkeit sind
nicht marktgängige Beteiligungen oder Wertpapiere in Höhe
von 803 Mio  (2005: 767 Mio ) enthalten.
Die übrigen Beteiligungen, die marktgängig sind, weisen
zum 31. Dezember 2006 unrealisierte Bruttogewinne von
10.582 Mio  (2005: 6.814 Mio ) auf. Der Anstieg der Fair
Values der übrigen Beteiligungen gegenüber dem Stand
zum 31. Dezember 2005 resultiert im Wesentlichen aus der
stichtagsbezogenen Marktbewertung der Beteiligung an
OAO Gazprom (Gazprom), Moskau, Russland.
Von den langfristigen weiteräußerbaren Wertpapieren sind
1.169 Mio  zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der VKE gegenüber E.ON-Mitgliedsunternehmen
zweckgebunden.
147
148 Anhang
(14) Vorräte
Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2006 und
2005 wie folgt zusammen:
Vorräte
31. Dezember
2006
2005
1.165
904
25
28
UK
646
326
Nordic
257
223
US-Midwest
189
237
2.282
1.718
in Mio 
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe
Central Europe
Pan-European Gas
Summe
Unfertige Leistungen
Erzeugnisse
67
58
1
10
Handelswaren
1.640
671
Vorräte
3.990
2.457
Die Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden
grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Abweichend hiervon wird die LIFO-Methode vor allem
für die Bewertung der Gasvorräte angewendet. Nach der
LIFO-Methode wurden im Berichtsjahr Vorräte in Höhe von
1.478 Mio  (2005: 502 Mio ) bewertet. Der Anstieg der nach
der LIFO-Methode bewerteten Vorräte basiert im Wesentlichen auf dem im Geschäftsjahr erworbenen Gasspeichergeschäft der E.ON Földgáz Trade.
In den Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen sind verschiedene
Emissionsrechte mit einem Buchwert von 136 Mio  (2005:
3 Mio ) enthalten.
Der Unterschiedsbetrag zwischen der Bewertung nach der
LIFO-Methode und den höheren Wiederbeschaffungs-/Wiederherstellungskosten beträgt 524 Mio  (2005: 332 Mio ).
(15) Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände
Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich Forderungen
und sonstige Vermögensgegenstände und aktive Rechnungsabgrenzungsposten wie folgt zusammen:
Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände und aktive Rechnungsabgrenzungsposten
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Restlaufzeit
bis 1 Jahr
Restlaufzeit
über 1 Jahr
Restlaufzeit
bis 1 Jahr
Restlaufzeit
über 1 Jahr
Finanzforderungen gegen verbundene Unternehmen
287
159
115
251
Finanzforderungen gegen Beteiligungsunternehmen
164
435
87
452
Sonstige finanzielle Vermögensgegenstände
966
800
858
1.356
1.417
1.394
1.060
2.059
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
9.756
–
8.179
90
Forderungen gegen verbundene Unternehmen
70
–
62
–
Forderungen gegen Beteiligungsunternehmen
970
6
748
–
1.495
in Mio 
–
–
80
Vermögensgegenstände unter US-Regulierung
47
232
52
69
Sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
7.065
3.105
8.832
1.747
17.908
3.343
17.953
3.401
429
210
227
129
19.754
4.947
19.240
5.589
Rückdeckungsanspruch an die Versorgungskasse Energie VVaG
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
Aktive Rechnungsabgrenzungsposten
Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände und aktive
Market Units
Konzernabschluss
Im Jahr 2006 enthalten die sonstigen finanziellen Vermögensgegenstände Forderungen gegen Minderheitsgesellschafter
von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 609 Mio  (2005:
688 Mio ) und Einlagen für Börsentermingeschäfte in Höhe
von 135 Mio  (2005: 30 Mio ). Darüber hinaus ist im Zusammenhang mit der Anwendung von SFAS 143 in den sonstigen
finanziellen Vermögensgegenständen mit 427 Mio  (2005:
394 Mio ) ein Erstattungsanspruch gegenüber dem schwedischen Nuklearfonds im Zusammenhang mit der Stilllegung
und dem Rückbau von Kernkraftwerken enthalten. Da dieser
Vermögensgegenstand zweckgebunden ist, unterliegt er
Restriktionen im Hinblick auf die Verfügbarkeit durch die
Gesellschaft.
Bedingt durch die erstmalige Einbeziehung der VKE in den
Konzernabschluss im Geschäftsjahr 2006 wurden die konzerninternen Rückdeckungsansprüche im Rahmen der Schuldenkonsolidierung eliminiert.
Nach SFAS 71 werden Vermögensgegenstände unter
US-Regulierung separat ausgewiesen. Bezüglich weiterer
Angaben wird auf Textziffer 2 verwiesen.
Die sonstigen betrieblichen Vermögensgegenstände enthalten
die positiven Fair Values derivativer Finanzinstrumente in
Höhe von 4.450 Mio  (2005: 7.349 Mio ). Der Rückgang der
Fair Values der Derivate ist auf gesunkene Marktpreise zurückzuführen. Außerdem sind hier Steuererstattungsansprüche
in Höhe von 2.983 Mio  (2005: 553 Mio ) ausgewiesen.
Davon entfallen im Geschäftsjahr 1.279 Mio  auf das nach
dem SEStEG erstmals zu aktivierende Körperschaftsteuer-
(16) Liquide Mittel
Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprünglichen Fälligkeit wie folgt zusammen:
Liquide Mittel
31. Dezember
in Mio 
Zahlungsmittel, die einer
Verfügungsbeschränkung unterliegen
Kurzfristige Wertpapiere mit
einer ursprünglichen Fälligkeit
von mehr als 3 Monaten
Festgeldanlagen mit einer ursprünglichen
Fälligkeit von mehr als 3 Monaten
2006
2005
587
98
4.399
3.996
49
1.457
4.448
5.453
Zahlungsmittel und
Zahlungsmitteläquivalente
1.152
4.346
Summe
6.187
9.897
Wertpapiere und Festgeldanlagen
guthaben (siehe hierzu auch Textziffer 8). Weiterhin werden
unter diesem Posten Forderungen aus den von E.ON Benelux
getätigten Cross-Border-Leasing-Transaktionen für Kraftwerke
in Höhe von 883 Mio  (2005: 1.011 Mio ) sowie Forderungen
aus Zinsabgrenzungen in Höhe von 555 Mio  (2005: 544 Mio )
ausgewiesen.
Im Vorjahr wurde unter den sonstigen betrieblichen Vermögensgegenständen ebenfalls der aus den Pensionsplänen
der E.ON UK resultierende positive Überhang des Planvermögens über die Versorgungsverpflichtungen in Höhe von
309 Mio  ausgewiesen. Nach der Erstanwendung des
SFAS 158 zum 31. Dezember 2006 beträgt der Überhang des
Planvermögens im Konzern 2 Mio . Bezüglich weiterer Angaben wird auf Textziffer 22 verwiesen.
Wertberichtigungen auf zweifelhafte Forderungen haben
sich wie folgt entwickelt:
Wertberichtigungen auf
zweifelhafte Forderungen
in Mio 
2006
2005
Stand zum 1. Januar
550
456
Ergebniswirksame Veränderungen
139
37
Ergebnisneutrale Veränderungen
–64
57
Stand zum 31. Dezember
625
550
Die ergebnisneutralen Veränderungen betreffen Änderungen
des Konsolidierungskreises, Inanspruchnahmen sowie Währungsumrechnungsdifferenzen.
In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten
sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände und Guthaben bei
der Bundesbank und anderen Kreditinstituten mit einer
ursprünglichen Fälligkeit von weniger als drei Monaten enthalten. Außerdem werden darunter Wertpapiere mit einer
ursprünglichen Fälligkeit von weniger als drei Monaten in
Höhe von 40 Mio  (2005: 42 Mio ) ausgewiesen.
Die verfügungsbeschränkten Zahlungsmittel, von denen
18 Mio  (2005: 31 Mio ) eine Fälligkeit von mehr als drei
Monaten aufweisen, beinhalten 74 Mio  (2005: 54 Mio ) bei
Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begrenzung
der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang mit der
Marktbewertung von Derivate-Geschäften. Der Anstieg der
Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen, resultiert im Berichtsjahr im Wesentlichen aus der Erstkonsolidierung der VKE (458 Mio ). Darüber hinaus sind in
den kurzfristigen Wertpapieren mit einer ursprünglichen
Fälligkeit von mehr als drei Monaten Wertpapiere der VKE
in Höhe von 566 Mio  enthalten, die zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen gegenüber E.ON-Mitgliedsunternehmen zweckgebunden sind.
149
150 Anhang
Die fortgeführten Anschaffungskosten, die Fair Values, die
unrealisierten Bruttoverluste bzw. -gewinne sowie die Fälligkeiten der kurzfristigen weiterveräußerbaren Wertpapiere
setzen sich wie folgt zusammen:
Kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Fortgeführte
Anschaffungskosten
259
257
2
–
10
10
–
–
269
267
2
Wertpapiere ohne feste
Fälligkeit
2.604
4.172
Summe
2.873
4.439
in Mio 
Fortgeführte
Anschaffungskosten
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
406
433
1
28
–
–
–
–
–
406
433
1
28
22
1.590
2.823
3.605
23
805
24
1.590
3.229
4.038
24
833
Wertpapiere mit fester
Fälligkeit
Innerhalb eines Jahres
Zwischensumme
Die unrealisierten Bruttoverluste dieser kurzfristigen weiterveräußerbaren Wertpapiere lassen sich wie folgt aufgliedern:
Unrealisierte Bruttoverluste
31. Dezember 2006
Kürzer als 12 Monate
12 Monate oder länger
Summe
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
2
–
–
221
2
–
–
–
10
–
231
2
–
–
231
2
Wertpapiere ohne feste Fälligkeit
137
22
–
–
137
22
Summe
368
24
–
–
368
24
Fair Value
Unrealisierter
Bruttoverlust
221
10
Zwischensumme
in Mio 
Wertpapiere mit fester Fälligkeit
Innerhalb eines Jahres
Die fortgeführten Anschaffungskosten sind im Jahr 2006 um
7 Mio  (2005: 32 Mio ) erfolgswirksam wertberichtigt worden.
In den kurzfristigen Wertpapieren ohne feste Fälligkeit sind
nicht marktgängige Wertpapiere in Höhe von 35 Mio 
Die Veräußerungserlöse und -gewinne aus dem Verkauf von
weiterveräußerbaren Wertpapieren werden in Textziffer 13c
beschrieben.
Market Units
Konzernabschluss
(17) Gezeichnetes Kapital
Genehmigtes Kapital
Das Grundkapital ist unverändert eingeteilt in 692.000.000
auf den Inhaber lautende Stückaktien und beträgt
1.799.200.000 . Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen
Aktien zum 31. Dezember 2006 betrug 659.597.269 (2005:
659.153.552).
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 lautende 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.
Gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 4. Mai 2006
ist die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 4. November 2007
eigene Aktien bis zu insgesamt 10 Prozent des derzeitigen
Grundkapitals zu erwerben.
Im Jahr 2006 hat die E.ON AG insgesamt 366 Aktien über die
Börse erworben (2005: 344.304). Diese Aktien wurden an
Mitarbeiter ausgegeben. Aus dem Bestand eigener Aktien
wurden 443.717 (2005: 308.704) Aktien an Mitarbeiter ausgegeben. Hiervon entfielen 443.290 auf das Mitarbeiteraktienprogramm. Zum 31. Dezember 2006 hielt die E.ON AG
somit insgesamt 3.930.537 eigene Aktien (2005: 4.374.254)
mit einem Konzernbuchwert von 230 Mio  (entsprechend
0,57 Prozent bzw. einem rechnerischen Anteil von 10.219.396 
des Grundkapitals). Zur Ausgabe von Belegschaftsaktien
werden weitere Informationen in Textziffer 10 gegeben.
Von der E.ON Energie AG wurden 6.700 Aktien der E.ON AG
erworben und unmittelbar nach Erwerb an Zahlungs statt an
Dritte abgegeben.
Weitere 28.472.194 Aktien der E.ON AG werden zum
31. Dezember 2006 von einem Tochterunternehmen gehalten
(2005: 28.472.194). Im Zugangszeitpunkt der Fusion VEBA/VIAG
waren den von Tochterunternehmen gehaltenen eigenen
Aktien nach US-GAAP keine gesonderten Anschaffungskosten
beizumessen.
(18) Kapitalrücklage
Die Kapitalrücklage stammt ausschließlich aus Agiobeträgen
und beläuft sich zum 31. Dezember 2006 auf 11.760 Mio 
(2005: 11.749 Mio ). Sie hat sich gegenüber dem Stand zum
31. Dezember 2005 um 11 Mio  erhöht. Diese Veränderung
resultiert aus der Ausgabe von 443.290 Aktien der E.ON AG
an Mitarbeiter.
Die Erhöhung im Vorjahr in Höhe von 3 Mio  resultierte
aus dem Vollzug des Tauschangebots für die ContigasMinderheitsaktionäre.
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 E.ON AG unmittelbar oder mittelbar mit Mehrheit beteiligt ist, beschlossen.
Mitteilungen gemäß § 21 Abs. 1 WpHG zu den Stimmrechtsverhältnissen liegen für das abgelaufene Geschäftsjahr 2006
nicht vor.
151
152 Anhang
(19) Gewinnrücklagen
Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie
folgt zusammen:
Gewinnrücklagen
31. Dezember
in Mio 
Gesetzliche Rücklagen
2006
2005
45
45
Andere Rücklagen
26.259
25.816
Summe
26.304
25.861
sind die gesetzliche Rücklage mit 45 Mio  (2005: 45 Mio )
gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG und die Rücklage für eigene
Anteile mit 230 Mio  (2005: 256 Mio ) gemäß § 272 Abs. 4 HGB
am Bilanzstichtag nicht ausschüttungsfähig. Damit steht
grundsätzlich ein Betrag von 4.318 Mio  (2005: 3.930 Mio )
für Dividendenzahlungen zur Verfügung.
In den Konzern-Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2006 sind
kumulierte, nicht ausgeschüttete Ergebnisse aus Unternehmen,
die nach der Equity-Methode bewertet wurden, in Höhe von
910 Mio  (2005: 617 Mio ) enthalten.
Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON AG stehen nach
deutschem Aktienrecht nur die in den Gewinnrücklagen des
Konzerns enthaltenen handelsrechtlichen Gewinnrücklagen der
E.ON AG zur Verfügung. Diese belaufen sich zum 31. Dezember
2006 auf insgesamt 4.593 Mio  (2005: 4.231 Mio ). Hiervon
(20) Erfolgsneutrale Eigenkapitalveränderungen
Die einzelnen Elemente des Other Comprehensive Income
und ihre steuerlichen Wirkungen stellen sich wie folgt dar:
Veränderungen des Other Comprehensive Income
31. Dezember 2006
in Mio 
Differenz aus der Währungsumrechnung
Vorsteuerbetrag
Steuereffekt
31. Dezember 2005
Nachsteuerbetrag
Vorsteuerbetrag
Steuereffekt
Nachsteuerbetrag
614
55
–20
35
536
78
Ergebniswirksame Reklassifizierung
132
–
132
6
–
6
Zwischensumme
187
–20
167
542
78
620
Unrealisierte Gewinne/Verluste aus
weiterveräußerbaren Wertpapieren
4.161
–642
3.519
5.709
–851
4.858
Ergebniswirksame Reklassifizierung
–394
14
–380
–169
9
–160
3.767
–628
3.139
5.540
–842
4.698
922
–576
346
–580
268
–312
Zwischensumme
Mindestpensionsrückstellung
Cashflow Hedges
Summe
–329
108
–221
65
–8
57
4.547
–1.116
3.431
5.567
–504
5.063
Die Veränderung der unrealisierten Gewinne aus veräußerbaren Wertpapieren ist im Wesentlichen bedingt durch den
Anstieg des Fair Value der Anteile an Gazprom in Höhe von
3.776 Mio  vor Steuern.
In den ergebniswirksamen Reklassifizierungen sind mit
159 Mio  Erträge aus der Entkonsolidierung von Wertpapierspezialfonds im Rahmen der Dotierung des CTA enthalten
(siehe auch Textziffer 22).
Market Units
Konzernabschluss
(21) Anteile Konzernfremder
Die Anteile konzernfremder Gesellschafter am Kapital teilen
sich auf die Segmente wie folgt auf:
31. Dezember
in Mio 
2006
2005
Central Europe
2.722
2.618
289
255
Pan-European Gas
UK
63
81
1.698
1.659
US-Midwest
78
85
Corporate Center
67
36
4.917
4.734
Nordic
Summe
(22) Pensionsrückstellungen
Im E.ON-Konzern werden sowohl leistungs- (Defined Benefit
Pension Plans) als auch beitragsorientierte (Defined Contribution Plans) Altersversorgungszusagen gewährt. Letztere
beinhalten auch Bestandteile eines arbeitgeberübergreifenden Pensionsplans (Multiemployer Pension Plan) gemäß
EITF 90-3 „Accounting for Employers’ Obligations for Future
Contributions to a Multiemployer Pension Plan“ für rund
6.000 Begünstigte der Market Unit Nordic.
Für die Höhe der individuellen Versorgungsleistungen sind
grundsätzlich die Höhe der Vergütung und die Dauer der
Dienstzugehörigkeit maßgeblich. Bei einem Großteil der
inländischen Arbeitnehmer, die vor 1999 in das Unternehmen
eingetreten sind, bemisst sich die Altersrente grundsätzlich
nach den Bezügen der letzten Dienstjahre oder nach Festbetragsstaffeln, vielfach aber nur noch begrenzt auf Dienstzeiten bis 2004. Bei einem Eintritt nach 1999 bzw. für Dienstzeiten ab 2004 gilt weitgehend ein von Arbeitgebern und
Arbeitnehmern getragenes Versorgungsprogramm, bei dem
Einbehalte von laufenden Bezügen versicherungsmathematisch in Versorgungsansprüche umgewandelt werden,
sogenannte „Cash Balance Pension Plans“. Für Arbeitnehmer
mit beitragsorientierten Versorgungszusagen, bei denen das
Unternehmen fest vereinbarte Beiträge an externe Versorgungsträger zahlt, richtet sich die Versorgungsleistung nach der
Bewertung des individuellen Anspruchs eines jeden Arbeitnehmers zum Zeitpunkt seines Ausscheidens aus dem Unternehmen.
Nach dem zum Geschäftsjahresende 2006 erstmals anzuwendenden SFAS 158 ist der Ansatz der Über- oder Unterdeckung
eines leistungsorientierten Altersversorgungsplans, die sich als
Differenz zwischen dem Fair Value des Planvermögens und
dem Anwartschaftsbarwert (sogenannter Finanzierungsstatus)
ergibt, geboten. Bisher nicht bilanziell erfasste versicherungsmathematische Gewinne und Verluste und nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand wurden im Rahmen der Erstanwendung dieses Standards, gekürzt um etwaige Steuereffekte,
erfolgsneutral als Teil des kumulierten Other Comprehensive
Income wie folgt erfasst. Durch die Erstanwendung des
Standards ergab sich eine Erhöhung der erfolgsneutralen
aktiven latenten Steuern um 254 Mio .
Erstanwendung SFAS 158
in Mio 
Immaterielle Vermögensgegenstände (Intangible assets)
Sonstige betriebliche Vermögenswerte
(Other operating assets)
Kumuliertes Other Comprehensive Income
(Accumulated other comprehensive income)
31. Dezember 2006
31. Dezember 2006
Vor Anpassung
der Mindestverpflichtung und
Erstanwendung
SFAS 158
Anpassung
der Mindestverpflichtung
Erstanwendung
SFAS 158
Nach Anpassung
der Mindestverpflichtung und
Erstanwendung
SFAS 158
10
–
–10
–
405
–
–403
2
3.920
–529
494
3.885
–1.402
346
–550
–1.606
153
154 Anhang
Von den im kumulierten Other Comprehensive Income vor
Steuereffekten erfassten Beträgen entfallen 2.372 Mio  auf
versicherungsmathematische Verluste und 19 Mio  auf nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwand. Von diesen Beträgen
werden in 2007 voraussichtlich versicherungsmathematische
Verluste in Höhe von 73 Mio  sowie nachzuverrechnender
Dienstzeitaufwand in Höhe von 5 Mio  im Gesamtaufwand
für Versorgungszusagen durch Amortisation aufwandswirksam
erfasst.
Der Verpflichtungsumfang, gemessen am Anwartschaftsbarwert, hat sich wie folgt entwickelt:
Entwicklung des Anwartschaftsbarwerts
2006
2005
Gesamt
Inland
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
17.712
9.144
8.568
15.918
8.255
7.663
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen
Versorgungsansprüche (Employer service cost)
288
173
115
232
144
88
Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)
767
361
406
777
372
405
Veränderungen Konsolidierungskreis
1
8
–7
–375
–197
–178
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Prior service cost)
9
–
9
32
15
17
–739
–433
–306
1.618
958
660
51
–
51
352
–
352
5
3
2
–
–
–
–847
–416
–431
–842
–403
–439
17.247
8.840
8.407
17.712
9.144
8.568
in Mio 
Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar
Versicherungsmathematische Gewinne (–)/
Verluste (Actuarial gains [–]/losses)
Sonstige
Pensionszahlungen
Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember
Die Veränderung des Konsolidierungskreises im Vorjahr
resultierte im Wesentlichen aus dem Abgang von Viterra
(228 Mio ) und Ruhrgas Industries (179 Mio ).
keine Bereinigungen wegen der nicht fortgeführten Aktivitäten. Insofern ergeben sich für 2005 Abweichungen zur
Darstellung des Gesamtaufwands der Versorgungszusagen.
Die in 2006 entstandenen versicherungsmathematischen
Gewinne resultieren im Wesentlichen aus der Anhebung
des Rechnungszinssatzes. Dies führte zu einer relativen
Verringerung des Anwartschaftsbarwerts.
Vom gesamten Verpflichtungsumfang entfallen 164 Mio 
(2005: 187 Mio ) auf Gesundheitsfürsorgeleistungen.
Zur besseren Vergleichbarkeit der Entwicklung des Anwartschaftsbarwerts erfolgten bei den Aufwandsposten für 2005
Der dem Verpflichtungsumfang gegenüberstehende Fair Value
des ausgegliederten Planvermögens entwickelte sich im
Berichtsjahr wie nachfolgend dargestellt.
Entwicklung des Planvermögens
2006
2005
Gesamt
Inland
Ausland
Gesamt
Inland
Ausland
8.097
307
7.790
6.399
316
6.083
489
80
409
1.198
15
1.183
Arbeitgeberbeiträge
5.241
5.126
115
733
–
733
Mitarbeiterbeiträge
21
–
21
17
–
17
–3
–
–3
–58
–11
–47
in Mio 
Fair Value der ausgegliederten Vermögenswerte,
Stand zum 1. Januar
Tatsächlicher Vermögensertrag
Pensionszahlungen
Sonstige
Fair Value der ausgegliederten Vermögenswerte,
Stand zum 31. Dezember
Finanzierungsstatus
86
–
86
262
–
262
–575
–146
–429
–451
–13
–438
8
–
8
–3
–
–3
13.364
5.367
7.997
8.097
307
7.790
3.883
3.473
410
9.615
8.837
778
Market Units
Konzernabschluss
Von dem ausländischen Planvermögen entfällt der überwiegende Teil (7.423 Mio ) auf die Pensionspläne der Market
Unit UK in Großbritannien (2005: 7.197 Mio ).
Die Veränderungen des Konsolidierungskreises des Vorjahres
resultierten im Wesentlichen aus den Entkonsolidierungen
von Viterra (13 Mio ) und Ruhrgas Industries (40 Mio ).
Im Geschäftsjahr 2005 wurden zur Errichtung eines Contractual Trust Arrangements (CTA) für inländische Konzerngesellschaften der E.ON Pension Trust e. V. und der Pensionsabwicklungstrust e. V., beide mit Sitz in Grünwald, gegründet. Zweck
der Vereine ist die treuhänderische Verwaltung von Vermögen
zur Finanzierung künftiger Rentenzahlungsverpflichtungen
an Beschäftigte sowie ehemalige Arbeitnehmer und deren
Hinterbliebene bestimmter inländischer Konzerngesellschaften. Im abgelaufenen Geschäftsjahr erfolgte eine Dotierung
des CTA in Form von Termingeldanlagen und bestehenden
Wertpapierspezialfonds in Höhe von insgesamt 5,1 Mrd .
Anlageziel für das ausgegliederte Planvermögen ist die
zeitkongruente Abdeckung der Verpflichtungen für die
entsprechenden Pensionspläne. Das Planvermögen enthält
keine Aktien von E.ON-Konzernunternehmen.
In den Arbeitgeberbeiträgen des Jahres 2005 sind Zahlungen
in Höhe von 629 Mio  an die E.ON Holding Group of the Electricity Supply Pension Scheme (ESPS) im Rahmen der Zusammenführung der vier bis dahin unabhängigen Pensionspläne
der E.ON UK enthalten. Die Zahlung hat einen wesentlichen Teil
der versicherungsmathematischen Unterdeckung kompensiert
und die Finanzierung des Altersversorgungsplans verbessert.
Für das folgende Geschäftsjahr werden im Konzern Arbeitgeberbeiträge in das Planvermögen zur Sicherstellung des
Mindestplanvermögens aufgrund gesetzlicher oder satzungsmäßiger Vorschriften in Höhe von 76 Mio  (2005: 47 Mio )
erwartet sowie auf freiwilliger Basis in Höhe von 310 Mio 
(2005: 40 Mio ), davon 234 Mio  im Rahmen der geplanten
Folgedotierungen des CTA.
Insbesondere in Großbritannien und in Deutschland wird
ein sogenannter „Liability Driven Investments“-Ansatz (LDI)
verfolgt, d. h., der überwiegende Teil des Planvermögens wird
zur Absicherung von Zinsrisiken aus den Pensionsverbindlichkeiten in verzinsliche Anlagen mit langen Zinsbindungen
investiert. Darüber hinaus können zur Absicherung von Inflationsrisiken geeignete Instrumente (inflationsindexierte
Anleihen, Inflationsswaps) eingesetzt werden. Die langfristige Anlagestrategie und die damit verbundene erwartete
Rendite des Planvermögens für die jeweiligen Pensionspläne
berücksichtigen unter anderem die Duration (Fälligkeitsstruktur) der Verpflichtungen, den Verpflichtungsumfang,
die Mindestanforderungen an das Deckungskapital und
gegebenenfalls weitere relevante Faktoren. Um zukünftig
den Finanzierungsstatus, der sich aus der Differenz zwischen
dem Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche und
dem Fair Value des Planvermögens errechnet, zu verringern,
wird ein Teil der Mittel in Anlageklassen investiert, die
eine über der für festverzinsliche Anlagen liegende Rendite
erwarten lassen.
Im Geschäftsjahr 2006 sind in den verschiedenen Planvermögen folgende Renditen erwirtschaftet worden:
Erwirtschaftete Renditen 2006
in %
Deutschland
Großbritannien
USA
3,0
4,9
11,0
155
156 Anhang
Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur erfolgt auf der Basis
regelmäßig durchgeführter Asset-Liability-Studien. Im Rahmen
dieser Studien wird die Ziel-Portfoliostruktur vor dem Hintergrund der Markt- und Verpflichtungsentwicklungen überprüft
und gegebenenfalls angepasst.
Die derzeitige Allokation der ausgegliederten Vermögenswerte und die Ziel-Portfoliostruktur verteilen sich wie folgt
auf die in der Tabelle dargestellten Vermögenskategorien:
Vermögenskategorien des Planvermögens
Ziel-Portfolio
in %
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Inland
Ausland
Inland
Ausland
Inland
Ausland
Aktien
11
23
1
29
13
46
Schuldtitel
69
68
3
63
76
47
Immobilien
10
9
4
5
3
5
–
–
91
–
–
2
10
–
1
3
8
–
Termingelder
Sonstiges
Die Investition in Schuldtitel erfolgt entweder in Anleihen
oder synthetisch, indem Geldmarktanlagen und Zinsswaps
kombiniert werden.
Der Finanzierungsstatus wird wie folgt zu den bilanzierten
Beträgen übergeleitet:
Bilanzierter Betrag
31. Dezember
Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche abzüglich Fair Value der
ausgegliederten Vermögenswerte
(Funded status) entspricht 2006 dem
Bilanzbetrag
Noch nicht verrechneter
versicherungsmathematischer Verlust
(Unrecognized actuarial loss)
Noch nicht verrechnete Kosten
aus Planänderungen
(Unrecognized prior service cost)
Bilanzbetrag (Saldo)
2006
Aufteilung auf Bilanzposten
31. Dezember
Zum 31. Dezember 2006 entsprach der Fair Value des
Planvermögens 77 Prozent des Anwartschaftsbarwerts
(2005: 46 Prozent).
in Mio 
Der bilanzierte Betrag entfällt auf folgende Bilanzposten:
2005
in Mio 
2006
2005
3.885
8.720
davon kurzfristig
116
430
davon langfristig
3.769
8.290
(Intangible assets)
–
–29
Kumuliertes Other Comprehensive
Income (Accumulated other
comprehensive income)
–
–1.986
Sonstige betriebliche Vermögenswerte
(Other operating assets)
Bilanzbetrag (Saldo)
3.883
9.615
–
–3.192
–
–27
3.883
6.396
–2
–309
3.883
6.396
Aufgrund der sich aus SFAS 158 ergebenden Bilanzierung des
Finanzierungsstatus in der Bilanz entfällt die Verpflichtung
zum Ansatz einer Mindestverpflichtung, die in der Vergangenheit, soweit nicht ein immaterieller Vermögensgegenstand
zu aktivieren war, erfolgsneutral im kumulierten Other Comprehensive Income erfasst war.
Der dienstzeitanteilig erworbene Verpflichtungsumfang ohne
Anwartschaftstrend (Accumulated Benefit Obligation) betrug
zum Ende des Berichtsjahres für alle leistungsorientierten
Versorgungszusagen 16.126 Mio  (2005: 16.475 Mio ).
Market Units
Konzernabschluss
Die bilanzierten Pensionsrückstellungen insbesondere von
US-Gesellschaften betreffen mit 145 Mio  (2005: 153 Mio )
auch Verpflichtungen aus Gesundheitsfürsorgeleistungen für
Betriebsrentner. Dabei wurde eine Steigerungsrate für die
Kosten der Gesundheitsfürsorge von kurzfristig 10,0 Prozent
und langfristig 5,0 Prozent berücksichtigt.
Der Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen setzt sich wie folgt zusammen, wobei für 2005 eine
entsprechende Anpassung für nicht fortgeführte Aktivitäten
vorgenommen wurde:
Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen wurden für beitragsorientierte Versorgungszusagen in Form von Zahlungen fest vereinbarter Beiträge an
externe Versorgungsträger sowie für sonstige Altersversorgungsverpflichtungen 54 Mio  (2005: 54 Mio ) aufgewendet.
Die in den kommenden zehn Jahren erwarteten, nicht
abgezinsten Pensionszahlungen werden in der folgenden
Übersicht dargestellt:
Erwartete Pensionszahlungen
in Mio 
Gesamtaufwand der Versorgungszusagen
in Mio 
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche (Employer service cost)
Kalkulatorischer Zinsaufwand
(Interest cost)
2006
268
2005
214
767
777
Erwarteter Vermögensertrag
(Expected return on plan assets)
–536
–448
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand (Prior service cost)
16
33
Amortisation versicherungsmathematischer Gewinne (–)/Verluste
(Net amortization of gains [–]/losses)
125
85
Summe
640
661
Vom dargestellten Gesamtaufwand entfallen 14 Mio  (2005:
13 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 +0,7 Mio  bzw. –0,7 Mio  sowie des
hierauf entfallenden Verpflichtungsumfangs um +7,4 Mio 
bzw. –6,6 Mio .
2007
883
2008
909
2009
938
2010
958
2011
985
2012–2016
5.117
Summe
9.790
Für die Bewertungen der Verpflichtungen im Inland werden
als biometrische Rechnungsgrundlagen die Richttafeln von
Klaus Heubeck, aktualisiert im Jahr 2005, die zur Bewertung
von betrieblichen Pensionsverpflichtungen in Deutschland
allgemein anerkannt sind, zugrunde gelegt.
Die von E.ON verwendeten Rechnungszinssätze spiegeln
die auf die Market Units bezogenen Zinssätze zum Bilanzstichtag für hochwertige festverzinsliche Anlagen mit
entsprechender Laufzeit wider.
157
158 Anhang
Bei der versicherungsmathematischen Bewertung der Verpflichtungen der wesentlichen Konzerngesellschaften wurden
die folgenden durchschnittlichen Annahmen jeweils für die
Regionen Deutschland, Großbritannien und USA zugrunde
gelegt:
Versicherungsmathematische Annahmen
31. Dezember 2006
Großbritannien
Deutschland
in %
31. Dezember 2005
USA
Großbritannien
Deutschland
USA
CTA-Pläne
Übrige
5,95
–
4,00
4,80
5,50
5,25
–
2,75
4,00
5,25
5,90
8,25
–
4,00
5,50
8,25
3,00
–
–
1,50
2,80
–
CTA-Pläne
Übrige
Zinssatz
4,50
4,50
5,10
Gehaltstrend
2,75
2,75
4,00
Erwarteter Vermögensertrag
4,90
4,50
Rententrend
1,50
1,50
Die Ermittlung der langfristigen Rendite des Planvermögens
basiert auf regelmäßig aktualisierten extern erstellten AssetLiability-Management-Studien. Die Erträge werden in Form
der „Building-Block-Methode“ pro Anlageklasse geschätzt.
(23) Übrige Rückstellungen
Im Folgenden wird zunächst die Darstellung der Verpflichtungen aus Stilllegungen oder Rückbau von Sachanlagen
gemäß SFAS 143 erläutert. Im Weiteren werden inhaltliche
Angaben zu den sonstigen Rückstellungen gemacht.
Die Berechnung des für die CTA-Pläne erwarteten Vermögensertrags berücksichtigt die schrittweise Umsetzung
des Investitionsprozesses in 2007; langfristig wird eine Vermögensrendite von 5,4 Prozent angestrebt.
Entwicklung der Stilllegungs- und
Rückbauverpflichtungen
in Mio 
2006
2005
Stand 1. Januar
9.661
9.348
68
37
–161
–181
In der Berichtsperiode neu
eingegangene Verpflichtungen
Inanspruchnahme
Darstellung der Verpflichtungen aus Stilllegung
oder Rückbau von Sachanlagen
Zum 31. Dezember 2006 betreffen die Verpflichtungen von
E.ON aus Stilllegung oder Rückbau von Sachanlagen
• die unter 1ab) und 1ba) dargestellten Rückstellungen
für die Stilllegung von Kernkraftwerken in Deutschland
in Höhe von 8.515 Mio  (2005: 8.400 Mio ) und in
Schweden mit 473 Mio  (2005: 403 Mio ),
• die unter 8) ausgewiesenen Rückstellungen für die
Rekultivierung von konventionellen Kraftwerksstandorten,
einschließlich Demontage von Stromübertragungs- bzw.
Stromverteilungsausrüstung in Höhe von 390 Mio 
(2005: 388 Mio ) sowie
• die ebenfalls unter 8) erläuterten Rückstellungen für die
Rekultivierung von Gasspeicherstandorten mit 157 Mio 
(2005: 90 Mio ) und Tagebaustandorten mit 59 Mio 
(2005: 61 Mio ) sowie den Rückbau von Öl- und GasInfrastruktureinrichtungen mit 354 Mio  (2005: 319 Mio ).
Aufzinsung
Anpassung des geschätzten
Mittelabflusses
Sonstige Veränderungen
Stand 31. Dezember
24
33
524
511
–187
–126
19
39
9.948
9.661
Die Aufzinsung im Rahmen der Rückstellungsentwicklung ist
im Finanzergebnis (vgl. Textziffer 7) enthalten.
Market Units
Konzernabschluss
Erläuterung der sonstigen Rückstellungen
Die sonstigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:
Sonstige Rückstellungen
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
kurzfristig
langfristig
kurzfristig
langfristig
375
13.271
431
12.931
Brennelementeentsorgung
202
4.883
279
4.724
Stilllegung (SFAS 143)
165
8.823
143
8.660
Betriebsabfall
8
459
9
416
abzüglich geleisteter Anzahlungen
–
–894
–
–869
1.721
2.330
1.948
1.052
726
637
729
811
2.802
268
1.949
201
229
43
254
52
27
467
–
505
in Mio 
Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich (1)
Steuern (2)
Verpflichtungen im Personalbereich (3)
Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen (4)
Absatzmarktorientierte Verpflichtungen (5)
Schulden unter US-Regulierung (6)
Umweltschutzmaßnahmen (7)
14
516
16
293
310
1.462
47
1.678
Übrige (9)
1.598
1.412
656
1.589
Summe
7.802
20.406
6.030
19.112
Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen inklusive Bergschäden (8)
Von den sonstigen Rückstellungen sind 14.833 Mio  (2005:
14.457 Mio ) verzinslich.
1) Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich
a) Deutschland
Die Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich
enthalten die Kosten für die Entsorgung abgebrannter Brennelemente, die Stilllegung und den Rückbau der nuklearen
und nicht nuklearen Kraftwerksanlagenteile und die Entsorgung schwach radioaktiver Betriebsabfälle.
Von den Rückstellungen für Entsorgung im Kernenergiebereich
wurden 894 Mio  (2005: 869 Mio ) geleistete Anzahlungen
abgesetzt. Die geleisteten Anzahlungen sind Vorauszahlungen
an die Wiederaufarbeitungsunternehmen, sonstige Entsorgungsunternehmen sowie an die entsprechenden öffentlichen
Stellen und betreffen im Wesentlichen die Anzahlungen zur
Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente und zur
Errichtung von Endlagern. Die Rückstellungen für die Kosten
der Entsorgung von Brennelementen, der Stilllegung von
Kernkraftwerken und der Entsorgung von schwach radioaktivem Abfall beinhalten jeweils auch die Kosten für die Endlagerung von radioaktiven Abfällen.
Die Endlagerkosten umfassen Investitions-, Betriebs- und
Finanzierungskosten der voraussichtlichen Endlager Gorleben
und Konrad und basieren auf der Endlagervorausleistungsverordnung und Angaben des Bundesamts für Strahlenschutz.
Es werden jährlich Vorauszahlungen in Höhe der Ausgaben
des Bundesamtes für Strahlenschutz für die Errichtung der
Endlager geleistet.
Ferner wurden bei der Bemessung der Rückstellungen die
Einflussgrößen aus der Vereinbarung zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen vom
14. Juni 2000, unterzeichnet am 11. Juni 2001, berücksichtigt.
aa) Entsorgung abgebrannter Brennelemente
Die Betreiber von Kernkraftwerken sind nach dem Atomgesetz verpflichtet, radioaktive Abfälle geordnet und schadlos
zu beseitigen. Hierzu stehen grundsätzlich die Entsorgungspfade „Wiederaufarbeitung“ und „Direkte Endlagerung“ zur
Verfügung. Eine Anlieferung zur Wiederaufarbeitung war
zeitlich begrenzt bis zum 30. Juni 2005 möglich; seitdem werden Brennelemente nur noch unter dem Entsorgungspfad
„Direkte Endlagerung“ entsorgt.
Zwischen E.ON Energie und zwei großen Wiederaufarbeitungsunternehmen, British Nuclear Group Sellafield Ltd.,
Daresbury/Warrington, Großbritannien, und AREVA NC S.A.
(ehemals Cogema), Vélizy, Frankreich, bestehen Verträge zur
Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente. Die bei
der Wiederaufarbeitung entstehenden radioaktiven Abfälle
werden nach Deutschland zurückgebracht und hier zunächst
zwischengelagert. Die Endlagerung dieser Abfälle soll ebenfalls in Deutschland erfolgen.
159
160 Anhang
Die Rückstellung für die noch nicht abgerechneten Kosten
der Wiederaufarbeitung der bis zum 30. Juni 2005 transportierten abgebrannten Brennelemente umfasst sämtliche
Schritte der Wiederaufarbeitung, insbesondere
• Kosten der eigentlichen Wiederaufarbeitung sowie
• Kosten des Rücktransports und der Zwischenlagerung
der Abfälle.
Die angegebene Kostenhöhe basiert im Wesentlichen auf
abgeschlossenen Verträgen.
b) Schweden
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.
ba) Stilllegung
Für Brennelemente unter dem Entsorgungspfad „Direkte
Endlagerung“ enthalten die Rückstellungen insbesondere
• vertragsgemäße Kosten für die Beschaffung von
Zwischenlagerbehältern und die Zwischenlagerung
am Kraftwerksstandort sowie
• Kosten für Transport der Brennelemente zur Konditionierungsanlage, Konditionierungskosten und Kosten
für die Beschaffung von Endlagerbehältern auf Basis
externer Gutachten.
Die Rückstellung für Entsorgung von abgebrannten Brennelementen wird über den Zeitraum gebildet, in dem die Brennelemente zur Erzeugung elektrischer Energie genutzt werden.
ab) Stilllegung
Die Verpflichtung zur Beseitigung des nuklearen Anlagenteils
stillgelegter Kernkraftwerke basiert auf dem Atomgesetz.
Die Verpflichtung zur Beseitigung des konventionellen Anlagenteils hängt hingegen grundsätzlich von zivilrechtlichen
Vereinbarungen bzw. öffentlich-rechtlichen Auflagen im
Genehmigungsverfahren oder sonstigen Vereinbarungen ab.
Die Rückstellung für die Kosten der Stilllegung von Kernkraftwerken umfasst die erwarteten Kosten des Nachbetriebs der
Anlage, der Demontage und Beseitigung sowohl der nuklearen als auch der konventionellen Bestandteile des Kernkraftwerks und der Entsorgung radioaktiver Stilllegungsabfälle.
Die erwarteten Gesamtkosten der Stilllegung basieren auf
externen Gutachten und werden laufend aktualisiert.
ac) Betriebsabfall
Die Rückstellung für die Kosten der Entsorgung von schwach
radioaktivem Betriebsabfall enthält die Kosten für die Konditionierung des Abfalls, der im Rahmen des Betriebs der
Kernkraftwerke anfällt.
Aufgrund des Übergangs auf SFAS 143 wurde eine Rückstellung für Stilllegungsverpflichtungen zum 1. Januar 2003
erstmals passiviert. Da in der Vergangenheit Zahlungen an den
Nationalen Fonds für Nuklearabfall geleistet worden sind,
wird seit dem 1. Januar 2003 ein Ausgleichsanspruch für die
Erstattung von Stilllegungskosten innerhalb der sonstigen
Vermögensgegenstände aktiviert.
bb) Brennelemente, Betriebsabfall in Schweden
Die erforderlichen Abgaben für nukleare Entsorgung hoch
radioaktiven Abfalls werden bei Zahlung an den Nationalen
Fonds für Nuklearabfall als Aufwand gebucht.
Für schwach und mittel radioaktiven Abfall werden von
einem Gemeinschaftsunternehmen der schwedischen Kernkraftwerksbetreiber jährlich nach Kostenanfall Umlagen
erhoben, die entsprechend der Zahlungsverpflichtung der
Gesellschaft als Aufwand gebucht werden.
c) Großbritannien und USA
Weder die Market Unit UK noch die Market Unit US-Midwest
betreiben Kernkraftwerke. Sie sind daher nicht verpflichtet,
oben genannte Zahlungen zu leisten oder Rückstellungen
ähnlich denen in Deutschland zu bilden.
Market Units
Konzernabschluss
2) Steuern
7) Umweltschutzmaßnahmen
Die Steuerrückstellungen enthalten im Wesentlichen Rückstellungen für in- und ausländische Ertragsteuern, die
sowohl das laufende Jahr als auch etwaige Verpflichtungen
für Vorjahre betreffen. Die Verpflichtungen für Vorjahre
betreffen Rückstellungen für noch offene Betriebsprüfungszeiträume und beziehen sich im Wesentlichen auf die steuerliche Anerkennung von Rückstellungen für Entsorgung im
Kernenergiebereich im Inland. Die Steuerrückstellungen
werden grundsätzlich auf Basis der Steuergesetze in den
jeweiligen Ländern, in denen E.ON tätig ist, berechnet und
berücksichtigen alle bekannten Gegebenheiten.
Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen
vor allem Sanierungs- und Gewässerschutzmaßnahmen sowie
die Beseitigung von Altlasten.
8) Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen
inklusive Bergschäden
Die Rückstellungen für Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflichtungen
nach SFAS 143 in Höhe von 960 Mio  (2005: 858 Mio ).
Außerdem werden hier Rückstellungen für Heimfall, übrige
Rekultivierung sowie Verpflichtungen zur Beseitigung von
Bergschäden ausgewiesen.
3) Verpflichtungen im Personalbereich
Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen
vor allem Rückstellungen für Urlaubsgelder, Vorruhestandsregelungen, Jubiläumsverpflichtungen, die aktienbasierten
Vergütungen sowie andere Personalkosten.
4) Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen
Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen enthalten vor allem Rückstellungen für noch
nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen sowie für
Verlustrisiken aus schwebenden Einkaufskontrakten. Die
Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Lieferungen
und Leistungen stellen Verpflichtungen für Produkte und
Dienstleistungen dar, die zwar schon geliefert oder erbracht
wurden, für die aber noch keine Rechnung eingegangen ist.
5) Absatzmarktorientierte Verpflichtungen
Die Rückstellungen für absatzmarktorientierte Verpflichtungen
enthalten im Wesentlichen Verlustrisiken aus schwebenden
Verkaufskontrakten. Darüber hinaus sind hier vor allem Rückstellungen für Gewährleistungen sowie für Preisnachlässe,
Boni und Skonti enthalten.
6) Schulden unter US-Regulierung
Nach SFAS 71 (vgl. Textziffer 2) werden Schulden, die sich aus
US-Regulierungsvorschriften ergeben, separat ausgewiesen.
Im Einzelfall bestehen darüber hinaus bedingte Verpflichtungen zum Rückbau von Sachanlagen. Art, Umfang, Zeitpunkt
und beizumessende Wahrscheinlichkeiten sind allerdings
nicht verlässlich ermittelbar, sodass auch die Anwendung
von wahrscheinlichkeitsgewichteten Bewertungsverfahren
nicht zu objektivierbaren Werten führen würde. Nach FIN 47
sind für diese Sachverhalte keine Rückstellungen zu bilden.
9) Übrige
Die übrigen Rückstellungen beinhalten im Wesentlichen
Rückstellungen aus dem Strom- und Gasgeschäft, von
denen 551 Mio  auf die Berücksichtigung des Risikos der
sogenannten Mehrerlösabschöpfung infolge der Netzentgeltregulierung in Deutschland entfallen. Darüber hinaus
sind hier Verpflichtungen aus dem Erwerb und der Veräußerung von Unternehmen, aus dem Emissionsrechtehandel
sowie aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand enthalten.
161
162 Anhang
(24) Verbindlichkeiten und passive
Verbindlichkeiten und passive Rechnungsabgrenzungsposten
31. Dezember 2006
in Mio 
31. Dezember 2005
kurzfristig
langfristig
kurzfristig
langfristig
3.440
9.959
3.807
10.555
14.287
4.927
13.302
5.750
317
919
202
615
18.044
15.805
17.311
16.920
Betriebliche Verbindlichkeiten
Passive Rechnungsabgrenzungsposten
Summe
Die Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2006
und 2005 wie folgt zusammen:
Verbindlichkeiten
31. Dezember 2006
in Mio 
Anleihen (inklusive Medium Term
Note-Programme)
Commercial Paper
Verbindlichkeiten gegenüber
Kreditinstituten
Wechselverbindlichkeiten
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Durchschnittlicher Effektivzinssatz bis
1 Jahr
Summe
(in %)
31. Dezember 2005
Davon mit einer Restlaufzeit
bis
1 Jahr
über
1 bis
5 Jahre
über
5 Jahre
Durchschnittlicher Effektivzinssatz bis
1 Jahr
Summe
(in %)
Davon mit einer Restlaufzeit
bis
1 Jahr
über
1 bis
5 Jahre
über
5 Jahre
9.003
6,1
540
5.005
3.458
9.538
5,7
732
5.195
3.611
366
3,9
366
–
–
–
–
–
–
–
1.237
4,6
353
691
193
1.530
5,0
424
729
377
35
4,8
33
2
–
42
–
–
42
–
751
4,7
177
144
430
1.306
2,7
742
165
399
1.469
5.842
4.081
12.416
1.898
6.131
4.387
Kreditinstituten und Dritten
11.392
154
4,3
147
1
6
134
3,1
128
–
6
Beteiligungsunternehmen
1.853
5,0
1.824
12
17
1.812
4,4
1.781
12
19
Finanzverbindlichkeiten aus
Beteiligungsverhältnissen
Verbindlichkeiten aus Lieferungen
und Leistungen
2.007
1.971
13
23
1.946
1.909
12
25
13.399
3.440
5.855
4.104
14.362
3.807
6.143
4.412
5.305
5.305
–
–
5.288
5.272
16
–
Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen
123
75
3
45
105
59
3
43
Betriebliche Verbindlichkeiten gegenüber Beteiligungsunternehmen
222
201
13
8
188
98
70
20
Investitionszuschüsse
267
23
83
161
270
19
96
155
3.471
361
1.279
1.831
3.674
420
736
2.518
409
400
1
8
488
488
–
–
9.417
7.922
1.256
239
9.039
6.946
668
1.425
871
871
614
614
Bauzuschüsse von Energieabnehmern
Erhaltene Anzahlungen
Sonstige Verbindlichkeiten
davon aus Steuern
davon im Rahmen der
sozialen Sicherheit
108
108
63
63
19.214
14.287
2.635
2.292
19.052
13.302
1.589
4.161
Verbindlichkeiten
32.613
17.727
8.490
6.396
33.414
17.109
7.732
8.573
Market Units
Konzernabschluss
Im Folgenden werden die wichtigsten Kreditvereinbarungen
und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Konzerns beschrieben. Sämtliche Inanspruchnahmen von Kreditlinien und Darlehen werden im obigen Verbindlichkeitenspiegel unter „Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten“
ausgewiesen. Emissionen unter einem „Medium Term NoteProgramm“ („MTN-Programm“) werden ebenso wie Begebungen von „Commercial Paper“ unter den gleich lautenden
Posten ausgewiesen.
Diese Kreditvereinbarungen enthalten Bestimmungen (sogenannte Covenants), die den Kreditnehmer zu bestimmten
Handlungen bzw. Unterlassungen verpflichten, sowie Kündigungsrechte (sogenannte Events of Default) entsprechend
der marktüblichen Praxis in vergleichbaren Verträgen. Die
wichtigsten Kreditvereinbarungen von E.ON enthalten keine
finanziellen Covenants. In den Geschäftsjahren 2005 und 2006
sind zu den Bilanzstichtagen sämtliche dieser Covenants
durch E.ON konzernweit eingehalten worden. Zu diesen
Stichtagen werden auch keine Cross-Defaults ausgelöst.
Darüber hinaus besteht im E.ON-Konzern eine Vielzahl von
Kreditvereinbarungen, die für sich genommen von untergeordneter Bedeutung sind. Diese werden im Folgenden jeweils
zusammengefasst nach Segmenten und Finanzierungsarten
beschrieben. Auch diese sonstigen Kreditvereinbarungen enthalten Covenants sowie Kündigungsrechte entsprechend
der marktüblichen Praxis in vergleichbaren Verträgen. In den
Geschäftsjahren 2006 und 2005 sind zu den Bilanzstichtagen
sämtliche dieser Covenants durch E.ON konzernweit eingehalten worden. Zu diesen Stichtagen werden auch keine CrossDefaults ausgelöst.
Corporate Center
Medium Term Note-Programm über 20 Mrd 
Das bestehende MTN-Programm über 20 Mrd  ermöglicht
es der E.ON AG und bestimmten 100-prozentigen Tochtergesellschaften, unter unbedingter Garantie der E.ON AG von
Zeit zu Zeit Schuldtitel in Form von öffentlichen und Privatplatzierungen an Investoren auszugeben. Die im Rahmen
des Programms begebenen Titel sind an der Luxemburger
Börse notiert. Zum Jahresende standen folgende Schuldverschreibungen aus:
• eine von E.ON International Finance ausgegebene
Schuldverschreibung in Höhe von 4,25 Mrd  mit
einem Kupon von 5,75 Prozent p.a. und einer Fälligkeit
im Mai 2009
• eine von E.ON International Finance ausgegebene
Schuldverschreibung in Höhe von 0,9 Mrd  mit
einem Kupon von 6,375 Prozent p.a. und einer Fälligkeit
im Mai 2017
•
•
eine von E.ON International Finance ausgegebene
Schuldverschreibung in Höhe von 500 Mio GBP bzw.
746 Mio  mit einem Kupon von 6,375 Prozent p.a.
und einer Fälligkeit im Mai 2012
eine von E.ON International Finance ausgegebene
Schuldverschreibung in Höhe von 0,975 Mrd GBP bzw.
1,455 Mrd  mit einem Kupon von 6,375 Prozent p.a.
und einer Fälligkeit im Juni 2032
Die MTN-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 2006
waren unter diesem Programm Commercial Paper in Höhe
von 123 Mio  (2005: 0 Mio ) ausstehend.
Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 10 Mrd ,
die in unterschiedlichen Währungen in Anspruch
genommen werden kann
Die bestehende revolvierende Kreditlinie über 10 Mrd 
ermöglicht es der E.ON AG und bestimmten Tochtergesellschaften (jeweils unter unbedingter Garantie der E.ON AG),
Kredite in unterschiedlichen Währungen in einer Gesamthöhe
von bis zu 10 Mrd  aufzunehmen. Dieser Kreditrahmen ist
unterteilt in eine Tranche A über 5 Mrd  und eine Tranche B
mit ebenfalls 5 Mrd . Tranche A hat eine ursprüngliche
Laufzeit bis zum 29. November 2007. Tranche B wurde bis
zum 2. Dezember 2011 verlängert (mit einem 2011 fällig
werdenden Betrag von 4,847 Mrd  bzw. einem 2010 fällig
werdenden Betrag von 0,153 Mrd ). Die Zinssätze für Inanspruchnahme der Tranche A entsprechen im Allgemeinen
dem EURIBOR bzw. LIBOR für die jeweilige Währung zuzüglich einer Marge von 0,125 Prozent p.a. Für Ziehungen der
Tranche B entsprechen die Zinssätze im Allgemeinen dem
EURIBOR bzw. LIBOR für die jeweilige Währung zuzüglich
einer Marge von 0,15 Prozent p.a. Zum 31. Dezember 2006
war diese Kreditlinie ungenutzt (2005: 0 Mio ).
163
164 Anhang
Syndizierte Garantie-Kreditlinie über 37,1 Mrd 
Zur Finanzierung der Übernahmeofferte für Endesa traf E.ON
am 20. Februar 2006 mit verschiedenen Kreditinstituten eine
Vereinbarung für eine auf Euro lautende syndizierte Garantieund Kreditlinie von insgesamt 32 Mrd . Nach der Bekanntgabe
E.ON’s das Angebot für Endesa zu erhöhen, wurde von E.ON
als Kreditnehmer am 16. Oktober 2006 mit verschiedenen Kreditinstituten eine neue Vereinbarung für eine auf Euro lautende syndizierte Garantie- und Kreditlinie über insgesamt
37,1 Mrd  getroffen. Ziehungen unter dieser Linie können
ausschließlich zur Begleichung von Summen in Zusammenhang mit der Offerte für Endesa und damit verbundenen
Kosten sowie zur Ablösung der Schulden von Endesa verwendet werden. Zunächst sollen unter der Linie Garantien (Avale)
ausgegeben werden können. Gemäß spanischem Recht sind
öffentliche Offerten durch unbedingte Finanzgarantien zugunsten der spanischen Börsenaufsichtsbehörde CNMV in Höhe
des vollen Betrags der Barofferte zu decken. Bezüglich weiterer Informationen hierzu wird auf die Textziffer 33 verwiesen.
Die Kreditlinie ist in zwei Tranchen unterteilt: Tranche A
(2/3 der Kreditlinie bzw. 24,7 Mrd ) mit einer Fälligkeit am
18. Februar 2008 und Tranche B (1/3 der Kreditlinie bzw.
12,4 Mrd ) mit einer Fälligkeit am 20. Februar 2009. Bei der
Nutzung der Kreditlinie für Garantien (Avale) beläuft sich die
Bürgschaftsprovision auf EURIBOR zuzüglich einer Marge von
0,225 Prozent. Der Zinssatz für Ziehungen unter der Kreditlinie wird ratingabhängig bestimmt. Zum 31. Dezember 2006
wurde die Kreditlinie für Avale mit einem ausstehenden
Betrag von 26,9 Mrd  genutzt.
Bilaterale Kreditlinien
Zum Jahresende 2006 verfügte die E.ON AG über fest zugesagte kurzfristige Kreditlinien in Höhe von 180 Mio  (2005:
180 Mio ) mit Laufzeiten von bis zu einem Jahr und variablen Zinssätzen von bis zu 0,25 Prozent p.a. über EURIBOR.
Darüber hinaus verfügte die E.ON AG auch über mehrere
nicht fest zugesagte kurzfristige Kreditlinien. Zum Jahresende 2005 und 2006 waren diese Kreditlinien von E.ON AG
ungenutzt.
Zudem verfügte E.ON North America Inc., New York, USA,
ein 100-prozentiges Tochterunternehmen der E.ON AG, zum
31. Dezember 2006 über eine Kreditlinie von 50 Mio USD.
Diese Kreditfazilität steht als Überziehungskredit für allgemeine Unternehmenszwecke zur Verfügung. Der Zinssatz
für den täglich in Anspruch genommenen Saldo liegt jeweils
um 0,08 Prozent p.a. über der Federal Funds Rate. Zum
Jahresende 2006 und 2005 war diese Kreditlinie ungenutzt.
Central Europe
Darlehen von Kreditinstituten, Kreditfazilitäten
Zum 31. Dezember 2006 verfügte Central Europe über fest
zugesagte kurzfristige Kreditlinien in Höhe von 201,7 Mio 
(2005: 348 Mio ). Diese Kreditlinien können für allgemeine
Unternehmenszwecke genutzt werden. Insbesondere dienen
sie als Avallinien für die Abgabe von Bürgschafts- und Garantieerklärungen durch Banken. Außerdem verfügte Central
Europe bei verschiedenen Banken über nicht fest zugesagte
kurzfristige Kreditlinien. Zum Jahresende 2006 betrug die
Inanspruchnahme der Kreditlinien 1,2 Mio  (2005: 180 Mio ).
Die meisten der genannten Kreditlinien weisen keine
bestimmten Laufzeiten auf. Der Zinssatz für die außerplanmäßige Inanspruchnahme der Kreditlinien beträgt bis zu
8 Prozent p.a. Die planmäßige Inanspruchnahme unterliegt
variablen Geldmarkt-Zinssätzen zuzüglich einer Marge von
bis zu 1,75 Prozent p.a.
Darlehen von Kreditinstituten – darunter auch zinsvergünstigte Kreditfazilitäten deutscher und ausländischer Banken –
wurden von Central Europe hauptsächlich zur Finanzierung
spezifischer Projekte oder Investitionsprogramme genutzt.
Insgesamt wurden zum 31. Dezember 2006 Darlehen (einschließlich kurzfristiger Kreditlinien) in Höhe von 1.039 Mio 
(2005: 1.109 Mio ) aufgenommen.
Langfristige Kredite von Pan-European Gas
Pan-European Gas hat über das Tochterunternehmen Ferngas
Nordbayern GmbH im Zeitraum von 1997 bis 2003 insgesamt
langfristige Kredite in Höhe von 84 Mio  aufgenommen.
Die einzelnen Kredite haben jeweils eine Laufzeit von bis zu
zehn Jahren mit jährlicher oder quartalsweiser Tilgung. Die
ausstehende Darlehenssumme per 31. Dezember 2006 betrug
ca. 11,6 Mio  (2005: 15 Mio ). Die Zinssätze für die Darlehen
betrugen zwischen 4,1 Prozent und 5,98 Prozent p.a. (im
Mittel rund 5,1 Prozent p.a.).
Im März 1999 nahm E.ON Ruhrgas zudem vier langfristige
bilaterale Festzinsdarlehen von Kreditinstituten in einer
Gesamthöhe von 280 Mio  mit Laufzeiten von ursprünglich
5 bis 15 Jahren auf, die endfällig waren. Der gesamte Betrag
von 140 Mio  der zum 1. Januar 2005 ausstehenden Darlehen wurde im Verlauf des Jahres 2005 vor Fälligkeit zurükkgezahlt. Die sich daraus ergebende Vorfälligkeitsentschädigung für 2005 belief sich auf 18 Mio .
Market Units
Konzernabschluss
UK
Langfristige Anleihen
Nordic
E.ON Sverige Medium Term Note-Programm
Zum 31. Dezember 2006 waren in der Market Unit UK mehrere Anleihen ausstehend, von denen lediglich ein Teil von Investoren außerhalb des E.ON-Konzerns gehalten wurde:
• eine von E.ON UK plc aufgelegte, bis April 2024 laufende
Anleihe über 250 Mio GBP bzw. 373 Mio  mit einem
Zinssatz von 6,25 Prozent, die zu 8 Mio GBP bzw. 12 Mio 
von externen Investoren gehalten wurde
• eine von Central Networks plc (früher Midlands Electricity plc, eine 100-prozentige Tochter von E.ON UK plc)
aufgelegte, bis November 2007 laufende Anleihe über
150 Mio GBP bzw. 224 Mio  mit einem Zinssatz von
7,375 Prozent, die zu 0,4 Mio GBP bzw. rund 0,6 Mio 
von externen Investoren gehalten wurde
• eine von E.ON UK plc aufgelegte, bis Juli 2009 laufende
Euro-Anleihe über 500 Mio  mit einem Zinssatz von
5,0 Prozent, die zu 264 Mio  von externen Investoren
gehalten wurde
• ein von Powergen (East Midlands) Investments, London,
Großbritannien, emittierter, bis Mai 2007 laufender
Yankee Bond über 410 Mio USD bzw. 311 Mio  mit einem
Zinssatz von 7,45 Prozent, der zu 173 Mio USD bzw.
131 Mio  von externen Investoren gehalten wurde.
Im Jahr 1999 legte Sydkraft, nun E.ON Sverige, ein inländisches
MTN-Programm auf, das im Jahr 2003 auf maximal 13 Mrd SEK
aufgestockt wurde. Im Rahmen dieses Programms, das von
Jahr zu Jahr verlängert wird, können Schuldtitel verschiedener
Währungen mit Laufzeiten von bis zu 15 Jahren und unterschiedlichen Zinssätzen emittiert werden. Per 31. Dezember
2006 standen im Rahmen dieses Programms 5.707 Mio SEK
bzw. 631 Mio  (2005: 6.601 Mio SEK bzw. 703 Mio ) aus.
E.ON Sverige Commercial-Paper-Programme
Im Jahr 1990 wurde von Sydkraft, nun E.ON Sverige, ein inländisches Commercial-Paper-Programm aufgelegt, das im Jahr
1999 auf 3 Mrd SEK und 2006 auf 5 Mrd SEK aufgestockt
wurde. Es ermöglicht die Ausgabe von Commercial Paper
mit Laufzeiten von bis zu 360 Tagen. Per 31. Dezember 2006
standen im Rahmen dieses Programms 1.691 Mio SEK bzw.
187 Mio  (2005: 0 Mio SEK bzw. 0 Mio ) aus.
Im Jahr 1990 wurde von Sydkraft, nun E.ON Sverige, ein EuroCommercial-Paper-Programm aufgelegt, unter dem das
Unternehmen Commercial Paper in Höhe von maximal
200 Mio USD in unterschiedlichen Währungen und mit Laufzeiten von bis zu 360 Tagen ausgeben kann. Die ausstehende
Darlehenssumme per 31. Dezember 2006 betrug 56 Mio 
(2005: 0 Mio ).
Darlehen von Kreditinstituten, Kreditfazilitäten
E.ON Sverige verfügt über bilaterale Darlehen von Kreditinstituten zu variablen Zinssätzen auf dem Geldmarkt zuzüglich einer Marge zwischen 0,215 bzw. 0,425 Prozent über der
Stockholm Interbank Offered Rate (STIBOR) und mit Laufzeiten von bis zu zehn Jahren. Per 31. Dezember 2006 standen
im Rahmen dieses Programms 489 Mio SEK bzw. 54 Mio 
(2005: 1.349 Mio SEK bzw. 144 Mio ) aus. Diese Darlehen
dienen hauptsächlich zur Finanzierung spezifischer Projekte.
165
166 Anhang
US-Midwest
Anleihen und Medium Term Note-Programme
in Höhe von 359 Mio USD bzw. 273 Mio  (2005: 362 Mio USD
bzw. 307 Mio ) zu festen und variablen Zinssätzen aus. Der
Zinssatz für die verbleibende festverzinsliche Anleihe beträgt 7,92 Prozent p.a.; die durchschnittliche Verzinsung der
variabel verzinslichen Anleihen betrug im Jahr 2006 unter
3,50 Prozent p.a. Die von LG&E begebenen Anleihen sind
zwischen 2013 und 2035 fällig, während die von Kentucky
Utilities begebenen Anleihen Fälligkeiten von 2007 bis 2036
aufweisen. Bei LG&E und bei Kentucky Utilities sind die
Anleihen durch Pfandrechte auf alle wesentlichen Aktiva
des jeweiligen Unternehmens besichert.
E.ON U.S. Capital Corp. („E.ON U.S. Capital“), Louisville, Kentucky, USA, verfügt über ein MTN-Programm, das die Begebung
von Anleihen in Höhe von ursprünglich bis zu 1,05 Mrd USD
ermöglichte. Einmal aufgenommene und zurückgezahlte
Beträge können nicht wieder neu aufgenommen werden.
Zum 31. Dezember 2006 standen im Rahmen dieses Programms 26 Mio USD bzw. 20 Mio  (2005: 300 Mio USD bzw.
254 Mio ) aus, und 400 Mio USD verblieben für zukünftige
Emissionen. Für Emissionen unter diesem Programm betrug
der Zinssatz im Jahr 2006 durchschnittlich 7,00 Prozent p.a.,
und die Fälligkeiten lagen zwischen 2008 und 2011. Im Juli
2006 schloss E.ON U.S. Capital eine Offerte und Vereinbarung
ab, in deren Rahmen 274 Mio USD der Schuldtitel zurückgenommen wurden. Im Rahmen dieses Prozesses wurden
praktisch sämtliche Covenants des MTN-Programms eliminiert.
Bilaterale Kreditlinien, Darlehen von Kreditinstituten
LG&E verfügt über fünf revolvierende Kreditlinien in einer
Gesamthöhe von 185 Mio USD bzw. 140 Mio  mit einer
Laufzeit bis Juni 2007. Zum 31. Dezember 2006 waren diese
Kreditlinien ungenutzt (2005: 0 Mio ).
Darüber hinaus standen bei LG&E zum 31. Dezember 2006
Anleihen in Höhe von 574 Mio USD bzw. 436 Mio  (2005:
574 Mio USD bzw. 486 Mio ) aus, und bei Kentucky Utilities
Die Finanzverbindlichkeiten der E.ON AG gegenüber Kreditinstituten und Dritten weisen zum 31. Dezember 2006 die
folgenden Fälligkeiten auf:
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten nach Fälligkeiten
Fälligkeit
in 2007
Fälligkeit
in 2008
Fälligkeit
in 2009
Fälligkeit
in 2010
Fälligkeit
in 2011
Fälligkeit
nach 2011
Summe
Anleihen (inklusive MTN-Programme)
540
184
4.512
307
2
3.458
9.003
Commercial Paper
366
–
–
–
–
–
366
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
353
80
62
45
504
193
1.237
in Mio 
33
2
–
–
–
–
35
177
100
22
12
10
430
751
1.469
366
4.596
364
516
4.081
11.392
125
–
–
–
–
1
126
Ungenutzte Kreditlinien
5.964
1
1
153
4.848
2
10.969
Genutzte und ungenutzte Kreditlinien1)
6.089
1
1
153
4.848
3
11.095
gegenüber Kreditinstituten und Dritten
Genutzte Kreditlinien
1) Dieser Betrag enthält nicht die auf Seite 164 beschriebene syndizierte Kreditlinie in Höhe von 37,1 Mrd .
Market Units
Konzernabschluss
Die Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und
Dritten lassen sich nach Zinssätzen wie folgt darstellen:
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten nach Zinssätzen
31. Dezember 2006
0–3 %
3,1–7 %
7,1–10 %
über 10 %
Summe
–
8.869
134
–
9.003
Commercial Paper
132
234
–
–
366
149
1.087
1
–
1.237
in Mio 
Anleihen (inklusive MTN-Programme)
–
35
–
–
35
138
584
14
15
751
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten
419
10.809
149
15
11.392
Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich
zum 31. Dezember 2006 und 2005 wie folgt zusammen:
31. Dezember
2006
2005
Grundpfandrechtlich besicherte
Bankdarlehen
94
141
Sonstige besicherte Bankdarlehen
37
51
Unbesicherte Bankdarlehen,
in Anspruch genommene Kreditlinien,
kurzfristige Kredite
1.106
1.338
Summe
1.237
1.530
in Mio 
Im November 2005 legte E.ON Ruhrgas AG im Zusammenhang mit der Akquisition von E.ON Ruhrgas UK North Sea
Loan Notes im Gesamtbetrag von rund 402 Mio GBP respektive 595 Mio  zum Zeitpunkt der Transaktion mit einer Laufzeit von eineinhalb Jahren auf. Ein wesentlicher Anteil dieser
Loan Notes wurde 2005 in USD Loan Notes umgewandelt. Im
November 2006 wurde seitens E.ON Ruhrgas die Möglichkeit
zur vorzeitigen Tilgung von 90 Prozent der begebenen Loan
Notes wahrgenommen. Der ausstehende Restbetrag beläuft
sich zum 31. Dezember 2006 auf 54 Mio  (3,7 Mio GBP und
63,6 Mio USD; 2005: 545 Mio ). Die Verzinsung erfolgt auf
LIBOR-Basis.
Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Investitionszuschüsse von 267 Mio  (2005: 270 Mio ) wurden überwiegend für Investitionen im Kerngeschäft Energie gewährt,
wobei die bezuschussten Vermögensgegenstände im Eigentum der E.ON verbleiben und diese Zuschüsse nicht rückzahlbar sind. Analog zum Abschreibungsverlauf wird ihre
Auflösung bei den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst.
Die Baukostenzuschüsse in Höhe von 3.471 Mio  (2005:
3.674 Mio ) wurden von Kunden im Kerngeschäft Energie
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 sonstigen Verbindlichkeiten umfassen im Wesentlichen
die negativen Marktwerte der derivativen Finanzinstrumente
in Höhe von 5.938 Mio  (2005: 5.761 Mio ), Verbindlichkeiten
aus den von E.ON Benelux getätigten Cross-Border-LeasingTransaktionen für Kraftwerke von 883 Mio  (2005: 1.011 Mio )
sowie Zinsverpflichtungen in Höhe von 672 Mio  (2005:
638 Mio ).
167
168 Anhang
(25) Haftungsverhältnisse und sonstige
Verpflichtungen
Haftungsverhältnisse und sonstige Verpflichtungen von
E.ON betreffen eine Vielzahl von Sachverhalten, einschließlich Finanzgarantien und Bürgschaften, Verpflichtungen
aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen
(für weitere Informationen wird auf Textziffer 26 verwiesen),
langfristige vertragliche und gesetzliche Verpflichtungen
sowie sonstige Verpflichtungen.
Finanzgarantien
Finanzielle Garantien beinhalten sowohl direkte Verpflichtungen als auch indirekte Verpflichtungen (indirekte Garantien
für Verpflichtungen Dritter). Hierbei handelt es sich um
bedingte Zahlungsverpflichtungen des Garantiegebers in
Abhängigkeit vom Eintritt eines bestimmten Ereignisses
bzw. von Änderungen eines Basiswerts in Beziehung zu
einem Vermögensgegenstand, einer Verbindlichkeit oder
einem Eigenkapitaltitel des Garantieempfängers.
Die finanziellen Garantien von E.ON beinhalten die Deckungsvorsorge aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Die Verpflichtungen umfassen daneben direkte Finanzgarantien gegenüber
Dritten für nahe stehende Unternehmen und Konzernfremde.
Bei befristeten direkten Finanzgarantien reichen die Laufzeiten bis 2023. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen
könnten maximal 370 Mio  (2005: 427 Mio ) betragen. Für
nahe stehende Unternehmen ist hierin ein Betrag von
284 Mio  (2005: 304 Mio ) enthalten. Die indirekten Garantien beinhalten neben Verpflichtungen aus Cross-BorderLeasing-Transaktionen überwiegend Verpflichtungen zur
finanziellen Unterstützung vorwiegend nahe stehender Unternehmen. Die befristeten indirekten Garantien haben Laufzeiten
bis 2030. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten
maximal 582 Mio  (2005: 431 Mio ) betragen. Für nahe
stehende Unternehmen ist hierin ein Betrag von 262 Mio 
(2005: 67 Mio ) enthalten. E.ON hat zum 31. Dezember 2006
Rückstellungen in Höhe von 5 Mio  (2005: 25 Mio ) bezüglich der Finanzgarantien gebildet. E.ON haftet darüber hinaus
gesamtschuldnerisch aus Beteiligungen an Gesellschaften
bürgerlichen Rechts, Personenhandelsgesellschaften und
Arbeitsgemeinschaften.
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 (2005: 43,0 Prozent).
Die Gesellschaften der Market Unit Nordic haben entsprechend
schwedischem Recht gegenüber staatlichen Einrichtungen
Garantien abgegeben. Diese Garantien, die ebenfalls in den
oben genannten direkten Finanzgarantien enthalten sind,
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.
Market Units
Konzernabschluss
Zum 31. Dezember 2006 war die Haftung begrenzt auf einen
Betrag in Höhe von 3.102 Mio SEK bzw. 343 Mio  (2005:
3.401 Mio SEK bzw. 362 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 nuklearer Verpflichtungen. In welchem Umfang sich aus dem Ergebnis dieser Untersuchung
Anpassungen der schwedischen Haftungsbegrenzungsregelungen ergeben werden, ist derzeit nicht absehbar.
Weder die Market Unit UK noch die Market Unit Pan-European
Gas bzw. die Market Unit US-Midwest betreiben Kernkraftwerke und haben daher keine vergleichbaren Eventualverbindlichkeiten.
Freistellungsvereinbarungen
Vereinbarungen über den Verkauf von Beteiligungen, die von
Konzerngesellschaften abgeschlossen wurden, beinhalten
Freistellungsvereinbarungen und andere Garantien mit Laufzeiten bis 2041 entsprechend den gesetzlichen Regelungen
der jeweiligen Länder, soweit vertraglich keine kürzeren
Laufzeiten vereinbart wurden. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten in den Fällen, die unmittelbar aus
den Verträgen ableitbar sind, maximal 6.865 Mio  betragen
(2005: 6.623 Mio ). Sie beinhalten im Wesentlichen die im
Rahmen solcher Transaktionen üblichen Zusagen und
Gewährleistungen, Haftungsrisiken für Umweltschäden
sowie mögliche steuerliche Gewährleistungen. In manchen
Fällen ist der Käufer verpflichtet, die Kosten teilweise zu
übernehmen oder bestimmte Kosten abzudecken, bevor die
Gesellschaft selbst verpflichtet ist, Zahlungen zu leisten. Teilweise werden Verpflichtungen zuerst von Versicherungsverträgen oder Rückstellungen der verkauften Gesellschaften
abgedeckt. E.ON hat in der Bilanz zum 31. Dezember 2006
Rückstellungen in Höhe von 270 Mio  (2005: 296 Mio ) für
Freistellungen und andere Garantien aus Verkaufsvereinbarungen gebildet. Garantien, die von Gesellschaften gegeben
wurden, die nach der Garantievergabe von E.ON AG (VEBA AG
oder VIAG AG vor deren Fusion) verkauft wurden, sind in
Form von Freistellungserklärungen Bestandteil der jeweiligen
Verkaufsverträge.
Andere Garantien
Andere Garantien mit Laufzeiten bis 2021 beinhalten im
Wesentlichen Marktwertgarantien und Gewährleistungsgarantien, die zu undiskontierten zukünftigen Zahlungen in Höhe
von maximal 104 Mio  (2005: 130 Mio ) führen könnten.
Langfristige Verpflichtungen
Langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen zum
31. Dezember 2006 im Wesentlichen zur Abnahme fossiler
Brennstoffe wie Gas, Braun- und Steinkohle.
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.
169
170 Anhang
Die gegenüber dem Vorjahr gestiegenen Abnahmeverpflichtungen für Gas sind im Wesentlichen mit den in 2006 gestiegenen Bezugskosten für Gas und der damit verbundenen
Änderung der Planungsannahmen sowie durch die Verlängerung bestehender Verträge und den Abschluss neuer Lieferverträge begründet.
Vertragliche Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen
insbesondere gegenüber Gemeinschaftskraftwerken. 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.
Im Bestellobligo sind vor allem Verpflichtungen für noch
nicht vollzogene Investitionen im Zusammenhang mit
Kraftwerksneubauprojekten sowie Modernisierungen von
bestehenden Kraftwerksanlagen enthalten.
Die übrigen finanziellen Verpflichtungen belaufen sich auf
3.631 Mio  (2005: 4.299 Mio ). Sie enthalten im Wesentlichen Verpflichtungen für Anteilserwerbe.
Seit Oktober 2001 besteht gegenüber einem Minderheitsaktionär von E.ON Sverige eine Stillhalterposition bezüglich
des Kaufs der ausstehenden Anteile an E.ON Sverige. Im
Falle der Ausübung dieser Verkaufsoption, deren Laufzeit
im Jahr 2003 bis Ende 2007 verlängert wurde, wird der zu
zahlende Kaufpreis auf rund 2 Mrd  geschätzt.
Die Market Unit Central Europe hat Stillhalterpositionen
bezüglich des Erwerbs von Anteilen an verschiedenen
Gesellschaften übernommen. Im Falle der Ausübung dieser
Verkaufsoptionen wird der zu zahlende Kaufpreis insgesamt
auf rund 0,6 Mrd  geschätzt.
Darüber hinaus besteht eine bedingte Verpflichtung zur Übernahme von bis zu 100 Prozent der Anteile an Endesa. Bezüglich weiterer Informationen wird auf Textziffer 33 verwiesen.
Die erwarteten Zahlungen aus langfristigen Verpflichtungen
belaufen sich insgesamt auf 245.331 Mio  und verteilen sich
wie folgt:
Abnahmeverpflichtungen und übrige Verpflichtungen
in Mio 
Summe
Weniger als
1 Jahr
1–3 Jahre
3–5 Jahre
Mehr als
5 Jahre
221.358
21.309
37.383
38.883
123.783
75
10
27
25
13
3.280
1.203
1.378
687
12
Langfristige Abnahmeverpflichtungen
Fossile Brennstoffe
Erdgas
Öl
Steinkohle
Braunkohle und andere fossile Brennstoffe
1.089
33
66
66
924
225.802
22.555
38.854
39.661
124.732
Elektrizität
7.915
3.209
2.137
661
1.908
Sonstige
2.462
485
439
254
1.284
236.179
26.249
41.430
40.576
127.924
Zwischensumme Fossile Brennstoffe
Zwischensumme langfristige Abnahmeverpflichtungen
Bestellobligo
Großreparaturen
82
64
18
–
–
5.182
2.160
2.127
638
257
Zwischensumme
5.264
2.224
2.145
638
257
Übrige sonstige finanzielle Verpflichtungen
3.631
2.477
991
1
162
Übrige (z. B. kontrahierte, noch nicht vollzogene Investitionen)
Kreditzusagen
Summe
257
249
1
4
3
245.331
31.199
44.567
41.219
128.346
Market Units
Konzernabschluss
Miet-, Pacht- und Leasingverpflichtungen
Die Nominalwerte der Verpflichtungen aus Miet-, Pacht- und
Leasingverträgen weisen folgende Fälligkeiten auf:
Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten
Aufwendungen aus solchen Verträgen betragen 223 Mio 
(2005: 102 Mio ).
Miet-, Pacht- und Leasingverpflichtungen
in Mio 
2007
205
2008
142
2009
89
2010
84
2011
63
Nach 2011
237
Summe
820
(26) 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
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, die mit Norsk Hydro Produksjon AS
und Gas Terra B.V. geschlossen wurden. Schließlich sind
E.ON AG und eine E.ON-Tochtergesellschaft im Zusammenhang mit dem Übernahmeangebot für Endesa S.A. Partei
oder Beteiligte an verschiedenen gerichtlichen und behördlichen Verfahren, unter anderem in Spanien und den USA.
Rechtsstreitigkeiten sind vielen Unsicherheiten unterworfen;
auch wenn der Ausgang einzelner Verfahren, nicht mit
Sicherheit vorausgesagt werden kann, werden daraus sich
ergebende mögliche Verpflichtungen nach Einschätzungen des
Vorstands weder einzeln noch zusammen einen wesentlichen
Einfluss auf Finanzlage, Betriebsergebnis oder Liquidität des
Konzerns haben.
Die US-amerikanische „Securities and Exchange Commission“
(SEC) hat E.ON im Rahmen einer Untersuchung gebeten,
Informationen, insbesondere im Zusammenhang mit der
Erstellung der Jahresabschlüsse für die Geschäftsjahre 2000
bis 2003, zur Verfügung zu stellen. Dies betrifft unter anderem
die Bilanzierungs- und Abschreibungsmethoden für Kraftwerke, die Bilanzierung bzw. Konsolidierung von früheren
Tochtergesellschaften (Degussa und Viterra) sowie deren
Beteiligungsgesellschaften, die Art der erbrachten Prüfungsund Beratungsleistungen der von E.ON beauftragten Wirtschaftsprüfer, die Darstellung langfristiger Beschaffungsverträge für fossile Brennstoffe sowie den Bericht von E.ON
auf Form 20-F, insbesondere dessen Erstellung und seine
Übereinstimmung mit US-GAAP. E.ON steht in engem Kontakt mit der SEC und hat umfassende Kooperationsbereitschaft erklärt. Eine ähnliche Anfrage ist bei den von E.ON
beauftragten Wirtschaftsprüfern eingereicht worden. In dieser Anfrage werden einige zusätzliche Themen aufgebracht,
darunter auch Aspekte des Berichts auf Form 20-F für das
Geschäftsjahr 2003.
171
172 Anhang
(27) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung
Zur Kapitalflussrechnung werden folgende ergänzende
Angaben gemacht:
Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung
2006
2005
1.029
965
837
1.052
138
171
5.126
–
Noch nicht fällige Kaufpreiszahlungen für
E.ON Ruhrgas UK North Sea
–
595
Anteilserhöhung gegen Ausgabe von
E.ON-Aktien an die Minderheitsaktionäre
bei Tochterunternehmen
–
35
in Mio 
Mittelabfluss im Geschäftsjahr für
Zinsen abzüglich aktivierter Beträge
abzüglich Erstattungen
Nicht zahlungswirksame Investitionen
und Finanzierungstätigkeiten
Tauschvorgänge bei Unternehmenserwerben
Dotierung von externem Fondsvermögen
für Pensionsverpflichtungen durch Übertragung von Termingeldern und Wertpapieren
Die verkaufsbedingte Entkonsolidierung von Beteiligungen
und Aktivitäten führte zu Bestandsabgängen von 1.523 Mio 
(2005: 7.160 Mio ) bei den Vermögensgegenständen und
589 Mio  (2005: 4.510 Mio ) bei den Rückstellungen und
Verbindlichkeiten. Der mitveräußerte Bestand an Zahlungsmitteln betrug 550 Mio  (2005: 45 Mio ).
Die Kaufpreise für Tochterunternehmen betrugen insgesamt
550 Mio  (2005: 1.336 Mio  einschließlich 595 Mio  nicht
zahlungswirksame Kaufpreisbestandteile für E.ON Ruhrgas
UK North Sea Ltd.). Die miterworbenen Zahlungsmittel
betrugen 57 Mio  (2005: 275 Mio ). Der bei diesen Unternehmen erworbene Bestand an Vermögensgegenständen
betrug 1.929 Mio  (2005: 3.892 Mio ) und an Rückstellungen
sowie Verbindlichkeiten 1.350 Mio  (2005: 1.922 Mio ).
Der operative Cashflow lag im Jahr 2006 über dem Vorjahresniveau. Die Erhöhung war dabei im Wesentlichen auf die
Market Units Central Europe und UK zurückzuführen, wo
operative Verbesserungen und Einmal-Effekte wie die Erstkonsolidierung der VKE in 2006 positiv wirkten sowie Belastungen des Vorjahres, z. B. durch Pensionsfondseinzahlungen,
entfielen. Ein positiver Effekt ergab sich zudem durch den
Forderungsabbau in der Market Unit US-Midwest. Belastungen
ergaben sich in 2006 bei der Market Unit Pan-European Gas
durch die erstmalige Einbeziehung der E.ON Földgáz Trade,
Auszahlungen für Gaseinspeicherung bei der E.ON Ruhrgas AG
und Zahlungsverschiebungen.
Der Cashflow aus Investitionstätigkeit war im Berichtsjahr
negativ. Bei rückläufigen Erlösen aus Beteiligungsverkäufen
stiegen die Investitionsauszahlungen gegenüber dem Vorjahr
deutlich an. Außerdem wurden mehr Mittel für Festgeldanlagen und Wertpapierkäufe verwendet als in 2005. Zum Teil
wurden diese Geldanlagen im Laufe des Jahres auf externes
Fondsvermögen für Pensionsverpflichtungen übertragen.
Die erneute Verringerung der Finanzschulden sowie die Ausschüttung der Sonderdividende für das Geschäftsjahr 2005
spiegeln sich im negativen Cashflow aus Finanzierungstätigkeit wider.
Market Units
Konzernabschluss
(28) Derivative Finanzinstrumente und
Sicherungsgeschäfte
Strategie und Ziele
Im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der
E.ON-Konzern Preisrisiken im Währungs-, Zins- und CommodityBereich 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.
Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt,
wenn ihnen bilanzierte Vermögensgegenstände oder Verbindlichkeiten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen
bzw. geplante operative 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.
Die E.ON AG hat Risikomanagement-Richtlinien für den Einsatz derivativer Finanzinstrumente im Zins- und Währungsbereich sowie für das Commodity-Risikomanagement aufgestellt, die für den Konzern umfassende Rahmenbedingungen
darstellen. Die Market Units haben darüber hinaus eigene
Risikomanagement-Richtlinien entwickelt, um die aus ihren
jeweiligen Geschäftsfeldern resultierenden Risiken auszuschalten oder zu begrenzen. Die Richtlinien der Market Units
bewegen sich im Rahmen der allgemeinen RisikomanagementRichtlinien der E.ON AG. Als Teil der Rahmenbedingungen für
das Zins-, Währungs- und Commodity-Risikomanagement
wird ein unternehmensweites Berichtssystem eingesetzt, um
Risiken der einzelnen Konzerngesellschaften zu erkennen, zu
überwachen sowie eine kurz- und langfristige Finanzplanung
zu erstellen. Die Bonität der Geschäftspartner wird im Rahmen
des Kreditrisikomanagements laufend überwacht.
Commodity-Derivate werden für die Zwecke Preisrisikomanagement, Systemoptimierung, Lastenausgleich und
Margenerhöhung abgeschlossen. Jeglicher Derivateeinsatz
ist nur innerhalb von Limiten erlaubt, die durch handelsunabhängige Gremien festgelegt und überwacht werden.
Eigenhandels-Aktivitäten sind dabei nur innerhalb besonders
enger Limite zugelassen. Als Risikokennziffern und Limite
werden insbesondere Profit-at-Risk- und Value-at-RiskKennziffern, Volumen-, Kredit- und Buchlimite eingesetzt.
Die Funktionstrennung der Bereiche Disposition, Handel, Abwicklung und Kontrolle sowie eine handelsunabhängige
Risikoberichterstattung sind weitere Kernelemente des Risikomanagements.
Zins- und Währungsderivate sowie Derivate auf Eigenkapitalinstrumente werden nur zu Sicherungszwecken eingesetzt.
Hedge Accounting gemäß SFAS 133 wird insbesondere angewendet bei Zinsderivaten hinsichtlich der Sicherung langfristiger Verbindlichkeiten und bei Devisenderivaten 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 der auch das gesicherte Grundgeschäft
abgebildet wird. Der Aufwand aus dem ineffektiven Teil aller
Fair Value Hedges hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 1 Mio 
(2005: Ertrag 1 Mio ) betragen und wird in den sonstigen
betrieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis im sonstigen Zinsergebnis.
173
174 Anhang
Cashflow Hedges
Net Investment Hedges
Cashflow Hedges dienen der Absicherung gegen Risiken aus
variablen Zahlungsströmen. Zur Begrenzung des Zinsänderungs- und Devisenrisikos 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 Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen
werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, Währungsswaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.
Zum 31. Dezember 2006 wurden 989 Mio  (2005: 825 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.
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 2006 sind bestehende Grundgeschäfte in
Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu elf Jahren (2005: bis
zu zwölf Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten bis zu 26 Jahren (2005: bis zu 27 Jahren) im Bereich
der Zinssicherungen einbezogen. Die Sicherung von Risiken
aus Eigenkapitalinstrumenten erfolgt bis zu einem Jahr. Im
Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte bis zu vier Jahre (2005: bis zu drei Jahre).
Zum 31. Dezember 2006 ergab sich aus dem ineffektiven Teil
von Cashflow Hedges ein Aufwand in Höhe von 3 Mio 
(2005: Ertrag 1 Mio ) sowie aus Umgliederungen aus dem
kumulierten Other Comprehensive Income für Cashflow Hedges
ein Ertrag von 26 Mio  (2005: Aufwand 208 Mio ). Auf Basis
von Schätzungen wird erwartet, dass sich aus Umgliederungen
aus dem kumulierten Other Comprehensive Income für Cashflow Hedges in den nächsten zwölf Monaten ein Ertrag in
Höhe von 227 Mio  ergibt. 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.
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.
• 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.
• 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.
Market Units
Konzernabschluss
•
Gezahlte Initial Margins sind unter den sonstigen Vermögensgegenständen ausgewiesen. Während der Laufzeit erhaltene bzw. gezahlte Variation Margins werden
unter den sonstigen Verbindlichkeiten bzw. sonstigen
Vermögensgegenständen ausgewiesen.
Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden aufgrund fehlender Fair Values anhand von auf internen
Fundamentaldaten beruhenden Bewertungsmodellen
bewertet.
Verluste in Höhe von 49 Mio  (2005: 39 Mio ) und Erträge
von 96 Mio  (2005: 0 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 SFAS 133 stehen, als auch
Derivate, bei denen auf die Anwendung von Hedge Accounting verzichtet wird.
Gesamtvolumen der währungs-, zins- und aktienbezogenen Derivate
Gesamtvolumen der derivativen Finanzinstrumente
in Mio 
Restlaufzeit
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Nominalwert
Fair Value
Nominalwert
Fair Value
Kauf
4.532,7
–27,1
4.091,3
79,2
Verkauf
6.982,4
19,4
8.331,2
–81,7
7,4
0,1
227,7
32,8
–
–
139,6
–39,0
11.522,5
–7,6
12.789,8
–8,7
Devisentermingeschäfte
Devisenoptionen
Kauf
Verkauf
Zwischensumme
Währungsswaps
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
1.457,8
9,7
1.734,7
34,7
10.812,9
–22,8
8.163,2
57,8
6.228,6
20,5
6.358,4
66,6
–
–
125,0
13,1
321,9
–17,0
316,4
5,0
Zins-/Währungsswaps
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
–
–
–
–
18.821,2
–9,6
16.697,7
177,2
Zinsswaps
Festzinszahler
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
150,9
0,8
612,2
–11,8
1.221,8
–3,1
1.294,9
–44,1
919,8
–14,1
1.033,5
–18,0
Festzinsempfänger
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
55,1
–
–
–
5.263,9
–75,5
5.364,4
64,3
759,3
–14,3
1.196,4
–20,7
8.370,8
–106,2
9.501,4
–30,3
Sonstige Derivate
636,7
31,0
–
–
Zwischensumme
636,7
31,0
0,0
0,0
39.351,2
–92,4
38.988,9
138,2
Summe
175
176 Anhang
Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtebezogenen Derivate
davon Handel
31. Dezember 2006
31. Dezember 2006
in Mio 
Restlaufzeit
31. Dezember 2005
Fair Value
Nominalwert
12.961,9
0,1
15.379,4
24,0
4.743,5
–34,5
4.722,5
–116,1
–5,0
Nominalwert
Fair Value
Nominalwert
15.336,4
–401,5
6.334,4
–401,9
Fair Value
Stromtermingeschäfte
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 3 Jahre
4 Jahre bis 5 Jahre
675,6
–36,0
85,1
0,3
54,4
über 5 Jahre
6.703,3
–14,6
–
–
9,6
0,8
Zwischensumme
29.049,7
–854,0
17.790,5
–34,1
20.165,9
–96,3
bis 1 Jahr
4.965,9
–244,5
3.464,2
–102,4
3.316,7
–103,6
1 Jahr bis 3 Jahre
3.028,9
–28,4
1.725,0
16,1
1.621,4
–18,1
94,7
–2,1
51,7
–0,9
17,6
–1,4
–
–
–
–
1,9
0,1
8.089,5
–275,0
5.240,9
–87,2
4.957,6
–123,0
Börsengehandelte Stromtermingeschäfte
4 Jahre bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
Stromswaps
bis 1 Jahr
15,1
0,5
–
–
88,3
–21,6
1 Jahr bis 3 Jahre
–
–
–
–
–
–
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
15,1
0,5
0,0
0,0
88,3
–21,6
bis 1 Jahr
0,2
–0,3
0,2
–0,3
12,1
–0,7
1 Jahr bis 3 Jahre
0,1
0,5
0,1
0,5
71,7
–0,2
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
0,3
0,2
0,3
0,2
83,8
–0,9
bis 1 Jahr
938,5
22,4
474,4
1,5
839,4
–46,0
1 Jahr bis 3 Jahre
316,6
6,5
141,8
–0,6
439,9
–3,0
4 Jahre bis 5 Jahre
33,8
0,8
15,6
–0,2
31,9
–1,4
über 5 Jahre
31,3
–0,5
31,3
–0,5
–
–
1.320,2
29,2
663,1
0,2
1.311,2
–50,4
bis 1 Jahr
26,7
–1,5
–
–
–
–
1 Jahr bis 3 Jahre
32,2
0,4
–
–
–
–
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
58,9
–1,1
0,0
0,0
0,0
0,0
1.036,7
–24,4
277,2
0,1
845,0
106,1
176,7
–6,2
53,3
0,2
341,7
59,1
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
Zwischensumme
Börsengehandelte Stromoptionen
Zwischensumme
Kohletermin- und -swapgeschäfte
Zwischensumme
Börsengehandelte Kohletermingeschäfte
Zwischensumme
Ölbezogene Derivate
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 3 Jahre
Zwischensumme
Übertrag
1.213,4
–30,6
330,5
0,3
1.186,7
165,2
39.747,1
–1.130,8
24.025,3
–120,6
27.793,5
–127,0
Market Units
Konzernabschluss
Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtebezogenen Derivate
davon Handel
31. Dezember 2006
31. Dezember 2006
31. Dezember 2005
Fair Value
Nominalwert
Fair Value
–120,6
27.793,5
–127,0
2.953,8
23,5
4.628,7
380,8
1.215,9
20,3
4.226,9
541,4
91,6
37,3
–0,2
763,7
27,4
476,2
40,0
–
–
92,6
–17,7
15.796,7
–257,0
4.207,0
43,6
9.711,9
931,9
142,7
–16,8
–
–
1.987,3
277,4
1 Jahr bis 3 Jahre
9,5
–0,6
–
–
1.645,0
306,8
4 Jahre bis 5 Jahre
1,2
–
–
–
737,0
86,9
–
–
–
–
1.892,3
7,9
153,4
–17,4
0,0
0,0
6.261,6
679,0
in Mio 
Restlaufzeit
Nominalwert
Fair Value
Nominalwert
39.747,1
–1.130,8
24.025,3
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 3 Jahre
8.571,6
–474,2
5.861,0
85,6
4 Jahre bis 5 Jahre
887,9
über 5 Jahre
Übertrag
Gastermingeschäfte
Zwischensumme
Gasswaps
bis 1 Jahr
über 5 Jahre
Zwischensumme
Gasoptionen
bis 1 Jahr
5,3
2,8
–
–
43,3
–16,7
1 Jahr bis 3 Jahre
–
–
–
–
–
–
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
5,3
2,8
0,0
0,0
43,3
–16,7
bis 1 Jahr
284,8
2,3
264,2
6,5
98,4
4,9
1 Jahr bis 3 Jahre
176,2
0,5
172,0
0,3
24,3
1,6
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
461,0
2,8
436,2
6,8
122,7
6,5
Zwischensumme
Emissionsrechtebezogene Derivate
Zwischensumme
Börsengehandelte emissionsrechtebezogene Derivate
bis 1 Jahr
20,0
4,1
13,7
0,3
11,4
0,3
1 Jahr bis 3 Jahre
13,9
–0,3
12,6
–0,3
5,6
0,3
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
33,9
3,8
26,3
0,0
17,0
0,6
56.197,4
–1.395,8
28.694,8
–70,2
43.950,0
1.474,3
Zwischensumme
Summe
Kontrahentenrisiko aus dem Einsatz von
derivativen Finanzinstrumenten
welche die internen Mindestanforderungen zur Bonität der
Geschäftspartner erfüllen.
Beim Einsatz derivativer Finanzinstrumente ist das Unternehmen einem Kredit- (oder Rückzahlungs-) und einem
Marktrisiko ausgesetzt. Wenn die Gegenpartei ihre Leistungsverpflichtungen aus dem derivativen Kontrakt nicht erfüllt,
entspricht das Kontrahentenrisiko des Unternehmens dem
positiven Fair Value des Derivates. Ist der Fair Value eines
derivativen Kontraktes negativ, besteht eine Schuld des
Unternehmens gegenüber der Gegenpartei, die in diesem
Fall das Rückzahlungsrisiko trägt.
Im Rahmen des konzernweit etablierten Kreditrisikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner systematisch
überwacht und das Kreditrisiko regelmäßig ermittelt. Das
Kreditrating aller Geschäftspartner für derivative Finanzinstrumente wird anhand der bestehenden Bonitätskriterien
des Unternehmens überprüft. Zusätzlich überwachen die
Tochtergesellschaften, die im Strom-, Gas-, Kohle-, Öl- und
Emissionsrechtehandel tätig sind, laufend die Kreditwürdigkeit ihrer Geschäftspartner und führen detaillierte Kreditüberprüfungen durch. Zudem erhält und stellt das Unternehmen bei langfristigen Zins- und Währungsderivaten im
Bankenbereich Sicherheiten. Außerdem werden im Rahmen
der Geschäftstätigkeit in Commodity-Derivaten mit Geschäftspartnern geringer Bonität Sicherheiten eingefordert.
Um das Kontrahentenrisiko aus dem Einsatz von derivativen
Finanzinstrumenten zu minimieren, werden Transaktionen
nur mit denjenigen Parteien wie z. B. Finanzinstituten, Warenbörsen, Weiterverteilern und Brokerhäusern geschlossen,
177
178 Anhang
Derivative Transaktionen werden im Allgemeinen auf der
Grundlage von Standardverträgen durchgeführt, bei denen
eine Aufrechnung aller offenen Transaktionen mit den
Geschäftspartnern möglich ist. Für die Zins- und Währungsderivate im Bankenbereich wird diese Aufrechnungsmöglichkeit bilanziell nachvollzogen. Bei Stromtermin- und
-optionskontrakten sowie bei emissionsbezogenen Derivaten
mit einem Nominalwert von insgesamt 8.198 Mio , die
mit Strombörsen abgeschlossen wurden, bestehen zum
31. Dezember 2006 keine Adressenausfallrisiken.
Eine Saldierung (Netting) von laufenden Transaktionen mit
positiven und negativen Fair Values ist in der nachfolgenden
Tabelle nicht berücksichtigt, obwohl ein Großteil der Transaktionen im Rahmen von Verträgen abgeschlossen wurde,
die ein Netting erlauben. Das Kontrahentenrisiko ermittelt
sich als Summe der positiven Fair Values. Insgesamt weist
der Derivatebestand zum 31. Dezember 2006 folgende Laufzeiten- und Bonitätsstruktur auf:
Rating des Kontrahenten
31. Dezember 2006
Standard & Poor’s und/
oder Moody’s
Summe
davon bis 1 Jahr
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
1.910,2
13.508,4
22.051,6
1.359,9
3.511,6
279,8
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
AAA und Aaa bis AA– und Aa3
34.301,2
AA– und A1 oder A+ und Aa3
bis A– und A3
A– und Baa1 oder BBB+ und
A3 bis BBB– oder Baa3
in Mio 
BBB– und Ba1 oder BB+ und
Baa3 bis BB– und Ba3
davon 1 bis 5 Jahre
davon über 5 Jahre
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
918,1
14.971,5
608,8
5.821,3
383,3
9.062,5
873,9
11.085,7
436,0
1.903,4
50,0
2.181,4
218,1
1.084,5
61,7
245,7
–
2.005,1
148,9
1.179,2
106,3
817,6
42,6
8,3
–
Sonstige 1)
25.481,4
395,9
11.124,3
200,3
6.332,5
93,2
8.024,6
102,4
Summe
87.350,9
4.094,7
37.055,8
2.316,7
34.291,8
1.242,3
16.003,3
535,7
1) Die Position „Sonstige” umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der oben genannten Ratingkategorien bzw. mit äquivalentem
internen Rating erhalten hat.
(29) Nicht derivative Finanzinstrumente
Der geschätzte Fair Value der nicht derivativen Finanzinstrumente beruht auf vorliegenden Marktinformationen und
geeigneten Bewertungsmethoden. Die Fair Values für diese
Finanzinstrumente sind unter Anwendung marktüblicher
Bewertungsmethoden auf Basis der am Bilanzstichtag vorhandenen Marktinformationen berechnet worden.
Die ausgewiesenen Fair Values sind nicht notwendigerweise
maßgeblich für die Beträge, die E.ON unter aktuellen Marktbedingungen erzielen könnte.
Die Buchwerte und die Fair Values der nicht derivativen
Finanzinstrumente zum 31. Dezember 2006 und 2005 stellen
sich wie folgt dar:
Nicht derivative Finanzinstrumente
31. Dezember 2006
in Mio 
Buchwert
31. Dezember 2005
Fair Value
Buchwert
Fair Value
1.880
Aktiva
Zu Anschaffungskosten bewertete Beteiligungen
1.450
1.848
1.503
Marktgängige Beteiligungen
11.941
11.941
8.243
8.243
Wertpapiere
11.383
11.383
10.420
10.420
2.811
2.676
3.119
3.131
Flüssige Mittel
1.748
1.748
5.859
5.859
29.333
29.596
29.144
29.533
13.399
13.099
14.362
15.421
Summe
Passiva
Market Units
Konzernabschluss
Die Fair Values der einzelnen Gruppen von Finanzinstrumenten, für die eine Marktbewertung durchgeführt wurde, sind
anhand folgender Methoden und Annahmen ermittelt worden:
ermittelt. Der Fair Value von Commercial Paper und Geldaufnahmen im Rahmen kurzfristiger Kreditfazilitäten wird wegen
der kurzen Laufzeiten in Höhe des Buchwerts angesetzt.
Für die flüssigen Mittel gelten die Buchwerte als realistische
Schätzung ihrer Fair Values. Der Fair Value von Darlehen und
sonstigen Finanzinstrumenten ergibt sich durch Diskontierung
der zukünftigen Cashflows mit den jeweils geltenden Zinssätzen für vergleichbare Instrumente. Die Fair Values von
Fonds sowie marktfähigen Wertpapieren und Beteiligungen
orientieren sich an den Börsenkursen der Geldanlagen oder
an sonstigen geeigneten Bewertungsmethoden.
Das allgemeine Bonitätsrisiko aus den eingesetzten Finanzinstrumenten wird für nicht wesentlich gehalten. Auch die
Geschäftspartner, mit denen nicht derivative Finanzinstrumente abgeschlossen werden, werden einer regelmäßigen
Bonitätsanalyse im Rahmen des konzernweiten Kreditrisikomanagements unterzogen. Darüber hinaus findet ein
regelmäßiges Reporting über die Kreditausfallrisiken im
E.ON-Konzern statt.
Der Fair Value von Finanzverbindlichkeiten wird durch Diskontierung des erwarteten Mittelabflusses für Tilgungen und
Zinszahlungen zu den marktüblichen Zinssätzen für Schuldtitel mit vergleichbaren Konditionen und Restlaufzeiten
(30) Transaktionen mit nahe stehenden Unternehmen
Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit steht E.ON
mit zahlreichen Unternehmen im Lieferungs- und Leistungsaustausch. Darunter befinden sich auch nahe stehende Unternehmen, die at equity bewertet werden oder zu Anschaffungskosten bilanziert sind. Mit diesen Unternehmen wurden
Transaktionen getätigt, die sich im Berichts- und Vorjahr wie
folgt ausgewirkt haben:
Transaktionen mit nahe
stehenden Unternehmen
in Mio 
2006
2005
Erträge
7.467
5.408
Aufwendungen
3.804
2.913
Forderungen
1.892
2.263
Verbindlichkeiten
2.440
2.161
Erträge aus Transaktionen mit nahe stehenden 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 nahe stehenden Unternehmen entstehen
vor allem durch Gas-, Kohle- und Strombezüge.
Die Forderungen gegen nahe stehende Unternehmen beinhalten im Wesentlichen Forderungen aus Lieferungen und
Leistungen sowie ein nachrangiges Darlehen an ONE GmbH,
Wien (ONE) in Höhe von 122 Mio  (2005: 162 Mio ).
Der Zinsertrag aus der Darlehensvergabe beläuft sich für
das Jahr 2006 auf 5 Mio  (2005: 11 Mio ). In 2006 hat ONE
einen Betrag von 45 Mio  aus den Gesellschafterdarlehen
an E.ON zurückgezahlt.
E.ON weist gegenüber nahe stehenden Unternehmen Verbindlichkeiten aus, von denen 286 Mio  (2005: 241 Mio )
aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen mit Gemeinschaftskernkraftwerken resultieren. Diese Verbindlichkeiten
haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent p.a.
(2005: 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 1.255 Mio  (2005: 1.253 Mio ) aus, die aus
Darlehensgewährungen dieser Gemeinschaftskernkraftwerke
an E.ON resultieren.
Aus der Einbringung der Degussa in die RAG Projektgesellschaft mbH und dem anschließenden Teminverkauf dieser
Gesellschaft an RAG wurde ein Gewinn in Höhe von 376 Mio 
realisiert. Für weitere Informationen vergleiche Textziffer 4.
179
180 Anhang
(31) Segmentberichterstattung
Entsprechend der internen Organisations- und Berichtsstruktur wird im Rahmen der Segmentberichterstattung zwischen
den Bereichen Energie und weitere Aktivitäten unterschieden.
Das Kerngeschäft Energie umfasst die Market Units Central
Europe, Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest sowie
das Corporate Center. Unter den weiteren Aktivitäten wurde
bis zu deren Abgang im Juli 2006 die Equity-Beteiligung an
Degussa in Höhe von 42,9 Prozent ausgewiesen (siehe hierzu
auch Textziffer 4).
• Die Market Unit Central Europe unter Führung der E.ON
Energie AG, München, fokussiert sich auf das integrierte
Stromgeschäft sowie das Downstream-Gasgeschäft 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, Essen.
• Die Market Unit UK umfasst das integrierte Energiegeschäft in Großbritannien. Geführt wird diese Market
Unit durch die E.ON UK plc, Coventry, Großbritannien.
• Die Market Unit Nordic, geführt von E.ON Nordic AB,
Malmö, Schweden, konzentriert sich auf das integrierte
Energiegeschäft in Nordeuropa. Das operative Geschäft
wird durch das integrierte Energieunternehmen E.ON
Sverige AB, Malmö, Schweden, vorrangig in Schweden
ausgeführt.
•
•
Die Market Unit US-Midwest unter Führung der E.ON U.S.
LLC, Louisville, Kentucky, USA, ist hauptsächlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig.
Das Corporate Center beinhaltet die direkt von E.ON AG
geführten Beteiligungen, die keinem der übrigen Segmente zugeordnet werden, die E.ON AG selbst und die
auf Konzernebene durchzuführenden Konsolidierungen.
E.ON weist gemäß den Anforderungen der US-amerikanischen
Rechnungslegung veräußerte bzw. zum Verkauf bestimmte
Segmente oder wesentliche Unternehmensteile unter den
nicht fortgeführten Aktivitäten aus.
Im Geschäftsjahr 2006 betrifft dies vor allem die im Juni
veräußerte Gesellschaft E.ON Finland sowie die noch nicht veräußerte WKE. Die entsprechenden Werte zum 31. Dezember
2006 sind ebenso wie die der Vorperiode um sämtliche
Bestandteile der abgegebenen Aktivitäten bereinigt. Die
unten stehende Tabelle zeigt die Überleitung der für den
Berichtszeitraum 2005 veröffentlichten Zahlen für die Bestandteile nicht fortgeführter Aktivitäten auf die angepassten
Werte für das Jahr 2005 (siehe auch Erläuterungen Seite 119).
Die Bilanzdaten des Vorjahres wurden nicht angepasst, da
SFAS 144 eine Anpassung nicht vorschreibt.
Anpassungen um nicht fortgeführte Aktivitäten (Berichtszeitraum 2005)
in Mio 
Im Berichtszeitraum 2005
veröffentlicht
Anpassungen
Angepasste
Werte für
den Berichtszeitraum 2005
Central Europe
3.930
3.930
Pan-European Gas
1.536
1.536
UK
963
Nordic
806
US-Midwest
365
365
–399
–399
Corporate Center
Summe
Adjusted EBIT
Wirtschaftliches Zinsergebnis
Neutrales Ergebnis
7.201
963
–40
–40
132
7.333
766
7.161
132
–40
–1.027
7.293
–1.027
902
–16
886
7.208
–56
7.152
Konzernüberschuss
7.407
7.407
Market Units
Konzernabschluss
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 Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen
und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter. Durch
die vorgenommenen Anpassungen können die in der Segmentberichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen
von den gemäß US-GAAP definierten Kennzahlen abweichen.
Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Adjusted EBIT
auf den Konzernüberschuss nach US-GAAP:
Konzernüberschuss
in Mio 
2006
2005
Adjusted EBIT
8.150
7.293
–1.081
–1.027
1.205
491
Netto-Buchgewinne
Aufwendungen für Restrukturierung/
Kostenmanagement
Sonstiges nicht operatives Ergebnis
–
–29
–3.141
424
5.133
7.152
Steuern vom Einkommen
und vom Ertrag
323
–2.261
–526
–536
4.930
4.355
127
3.059
Aktivitäten
Ergebnis aus der Erstanwendung neuer
Konzernüberschuss
–
–7
5.057
7.407
Die Netto-Buchgewinne im Berichtszeitraum fielen insbesondere beim Verkauf von Wertpapierfonds (619 Mio ) und im
Zusammenhang mit dem Verkauf der verbliebenen DegussaAnteile (376 Mio ) an. Im Vorjahr resultierten die Buchgewinne im Wesentlichen aus der Veräußerung von Wertpapieren (371 Mio ) sowie aus der Fusion von Gasversorgung
Thüringen und TEAG (90 Mio ).
Die Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement
sind im Berichtszeitraum nicht angefallen. Im Vorjahr beliefen
sich die Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement auf 29 Mio . Sie entstanden vor allem in der Market
Unit UK durch die Integration von Midlands Electricity.
Das sonstige nicht operative Ergebnis enthält insbesondere
Aufwendungen aus der Erfüllung von derivativen Gasbezugsverträgen sowie aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Energiederivaten, vor allem in der Market Unit UK.
Mit diesen Derivaten wird das operative Geschäft gegen
Preisschwankungen abgesichert. Zum Jahresende resultierte
hieraus ein negativer Ergebnisbeitrag von rund 2,7 Mrd .
Infolge der Kürzung der Netznutzungsentgelte durch die
Bundesnetzagentur wurden für Central Europe und PanEuropean Gas unterjährig für die Netzinfrastruktur und bei
Beteiligungen Impairment-Tests vorgenommen. Für den
Bereich der Gasverteilnetze sowie für Minderheitsbeteiligungen mit Aktivitäten im Netzbereich ergab sich daraus ein
Wertberichtigungsbedarf in Höhe von insgesamt 374 Mio .
Für die Stromnetze ergab sich kein Wertberichtigungsbedarf.
Darüber hinaus wurden Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK (35 Mio )
sowie bei immateriellen Vermögensgegenständen und
Sachanlagen bei den Market Units Pan-European Gas, UK
und Nordic (insgesamt 139 Mio ) vorgenommen.
Im Vorjahr führten Effekte aus der Marktbewertung von
Derivaten noch zu einem positiven Ergebnisbeitrag in Höhe
von rund 1,2 Mrd . Diese wurden nahezu vollständig durch
Kosten im Zusammenhang mit dem schweren Sturm in
Schweden zu Beginn des Jahres 2005 sowie eine von Degussa
im Bereich Feinchemie vorgenommene Wertberichtigung
kompensiert.
181
182 Anhang
Segmentinformationen nach Bereichen
Central Europe
in Mio 
Außenumsatz
Innenumsatz
Pan-European
,
Gas
UK
Nordic
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
20051)
27.694
24.047
22.594
16.835
12.406
10.102
3.118
3.111
686
248
2.393
1.079
163
74
86
102
Gesamtumsatz
28.380
24.295
24.987
17.914
12.569
10.176
3.204
3.213
Abschreibungen
–1.297
–1.298
–491
–387
–561
–586
–373
–341
–19
–56
–242
–16
–
–1
–
–8
4.168
3.930
2.106
1.536
1.229
963
619
766
335
189
557
509
6
17
1
9
Investitionen5)
2.416
1.981
880
523
863
926
631
394
Immaterielle Vermögensgegenstände und
Sachanlagen
373
Außerplanmäßige
Wertminderungen3)
Adjusted EBIT
darin Equity–Ergebnis4)
1.883
1.519
374
263
860
565
581
Beteiligungen
533
462
506
260
3
361
50
21
Bilanzsumme
60.202
60.531
36.538
30.746
19.571
19.177
12.386
11.193
1) Angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten mit Ausnahme der Bilanzsumme.
2) Unter den weiteren Aktivitäten wurde bis zu deren Abgang im Juli 2006 die Equity-Beteiligung an Degussa in Höhe von 42,9 Prozent ausgewiesen.
3) In den Jahren 2006 und 2005 weichen die Adjusted EBIT-wirksamen außerplanmäßigen Wertminderungen von den außerplanmäßigen Wertminderungen gemäß US-GAAP ab.
Im Jahr 2006 ist der Unterschied auf regulierungsbedingte Wertberichtigungen auf Sachanlagen und Beteiligungen in den Market Units Central Europe und Pan-European Gas
zurückzuführen. Darüber hinaus wurden erneut Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK vorgenommen. Weitere Wertberichtigungen betreffen immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen bei den Market Units Pan-European Gas, UK und Nordic. Ursächlich für die Abweichungen im Jahr
2005 sind Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK.
Zinsergebnis
in Mio 
2006
2005
Netto-Zinsaufwand
–194
–256
(+) Erträge aus Ausleihungen
(–) Aufzinsung im Rahmen von SFAS 143
Zinsergebnis laut Gewinn- und
Verlustrechnung (US-GAAP)
(+) Neutrales Zinsergebnis1)
(–) Zinsanteil langfristiger Rückstellungen
31
31
524
511
–687
–736
–5
–39
389
252
–1.081
–1.027
1) Neutrale Zinsaufwendungen werden addiert, neutrale Zinserträge abgezogen.
Das neutrale Zinsergebnis in 2005 betraf vor allem die Auflösung einer in
Vorjahren gebildeten Zinsrückstellung.
Eine weitere Anpassung im Rahmen der internen Erfolgsanalyse betrifft das Zinsergebnis, das nach wirtschaftlichen
Kriterien dargestellt wird. So wird insbesondere der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen
aus dem Personalaufwand in das Zinsergebnis umgegliedert.
Analog werden Zinsanteile bei der Dotierung anderer langfristiger Rückstellungen behandelt, sofern sie nach US-GAAP
in anderen Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisen sind.
Das wirtschaftliche Zinsergebnis ist gegenüber dem Vorjahr
um 54 Mio  leicht zurückgegangen. Ausschlaggebend hierfür waren im Vergleich zum Vorjahr höhere Zinsaufwendungen aus Kernenergierückstellungen. Gegenläufig wirkte ein
geringerer Zinsaufwand aus Pensionsrückstellungen bei den
Market Units Central Europe, Pan-European Gas sowie dem
Corporate Center.
Grundsätzlich werden konzerninterne Transaktionen zu
Marktpreisen getätigt.
Market Units
Konzernabschluss
US-Midwest
Corporate Center
Weitere Aktivitäten2)
E.ON-Konzern
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
1.947
2.045
–
1
67.759
56.141
–
–
67.759
56.141
–
–
–3.328
–1.503
–
–
–
–
–
–
1.947
2.045
–3.328
–1.502
67.759
56.141
–
–
67.759
56.141
–193
–195
–15
–13
–2.930
–2.820
–
–
–2.930
–2.820
–6
–
–6
–
–273
–81
–
–
–273
–81
391
365
–416
–399
8.097
7.161
53
132
8.150
7.293
21
17
–16
9
904
750
53
132
957
882
398
227
–27
–110
5.161
3.941
–
–
5.161
3.941
398
227
–13
9
4.083
2.956
–
–
4.083
2.956
–
–
–14
–119
1.078
985
–
–
1.078
985
8.591
9.296
–10.056
–4.381
127.232
126.562
–
–
127.232
126.562
4) Das Adjusted EBIT-wirksame Equity-Ergebnis weicht in den Jahren 2006 und 2005 vom Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen gemäß US-GAAP ab. Dies ist im Jahr
2006 auf Wertberichtigungen zurückzuführen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden. Sie betreffen Wertberichtigungen auf Sachanlagen und Beteiligungen in den
Market Units Central Europe und Pan-European Gas. Im Jahr 2005 betrafen die Wertberichtigungen den Bereich Feinchemie der Degussa sowie aktive latente Steuern einer
Equity-Gesellschaft im Corporate Center.
5) Ohne sonstige Finanzanlagen.
Geografische Segmentierung
Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften)
und die Sachanlagen stellen sich nach Regionen wie folgt dar:
Segmentinformationen nach Regionen
Deutschland
Übriges Euroland
Übriges Europa
USA
Sonstige
Summe
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
2006
2005
nach Sitz des
Kunden
38.043
33.557
3.796
2.772
23.389
17.743
1.901
1.990
630
79
67.759
56.141
nach Sitz der
Gesellschaften
42.129
36.635
2.053
1.218
21.630
16.243
1.897
1.980
50
65
67.759
56.141
18.674
19.010
1.104
1.339
18.965
16.819
3.896
4.072
73
83
42.712
41.323
in Mio 
Außenumsatz
Sachanlagen
Angaben zu Absatz- und Beschaffungsmärkten
Aus der Kundenstruktur des Konzerns 2006 und 2005 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, Großbritannien, den Niederlanden und
Deutschland.
183
184 Anhang
(32) Organbezüge
Vorstand
Aufsichtsrat
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 21,7 Mio  (2005:
22,5 Mio ) und enthalten die Grundvergütung, die Tantieme,
die sonstigen Bezüge sowie die aktienbasierte Vergütung.
Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am
3. Mai 2007 die vorgeschlagene Dividende beschließt,
betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats
4,1 Mio  (2005: 3,8 Mio ).
Im Geschäftsjahr 2006 bestanden keine Kredite gegenüber
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 195 bis 200 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden
sich auf den Seiten 13 und 188.
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 11,7 Mio  (2005: 5,4 Mio ).
Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 99,9 Mio 
(2005: 89,0 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 195 bis 200 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 8 bis 9 und 189.
(33) Besondere Ereignisse nach Schluss des
Geschäftsjahres
Ende 2006 hat sich Thüga mit EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) geeinigt, ihre Anteile an GSW Gasversorgung
Sachsen Ost Wärmeservice GmbH & Co. KG (76,5 Prozent),
GSW Gasversorgung Sachsen Ost Wärmeservice Verwaltungsgesellschaft mbH (76,5 Prozent), EnSO Energie Sachsen Ost
GmbH (14,5 Prozent) sowie Erdgas Südwest GmbH (28,0 Prozent) an Gesellschaften des EnBW-Konzerns zu veräußern.
Die Übertragung der Anteile soll im ersten Quartal 2007 vollzogen werden.
Am 14. Januar 2007 hat ein Sturm in Südschweden in einigen
Gebieten das Stromverteilungsnetz erheblich beschädigt.
Ungefähr 170.000 E.ON-Kunden waren teilweise für längere
Zeit ohne Strom. Die Kosten für Reparaturarbeiten und
Entschädigungsleistungen an Kunden werden derzeit auf
95 Mio  geschätzt. Die Kosten infolge des Sturms wirken
sich nicht auf das Adjusted EBIT aus, da dieses Ereignis
außergewöhnlichen Charakter hat.
Am 2. Februar 2007 hat E.ON bei der spanischen Börsenaufsicht CNMV im Rahmen des „sealed envelope“-Verfahrens
das finale Angebot in Höhe von 38,75  pro Aktie und
ADR für die angekündigte Übernahme von Endesa S.A. eingereicht. Dies entspricht einem Gesamtwert von 41 Mrd 
für 100 Prozent der Endesa-Aktien.
Market Units
Konzernabschluss
In diesem Zusammenhang hat E.ON eine neue zusätzliche
Kreditlinie zur Finanzierung des höheren Angebots abgeschlossen, die zusammen mit der bestehenden 37,1-Mrd-Linie ein Volumen von 41 Mrd  ergibt. Der neue Preis pro
Aktie enthält gegenüber dem Schlusskurs der Endesa-Aktie
am 2. September 2005, dem letzten Handelstag vor Veröffentlichung des ehemals konkurrierenden Gas Natural-Angebots, eine Prämie von 109 Prozent. Sofern vor dem Abschluss
der Transaktion Dividenden an die Aktionäre von Endesa S.A.
ausgezahlt werden, verringert sich der Angebotspreis von
38,75  je Aktie entsprechend. Das Übernahmeangebot von
E.ON steht unter folgenden Bedingungen:
a) E.ON erwirbt im Rahmen des Angebots mindestens
529.481.934 Aktien von Endesa, entsprechend 50,01 Prozent
des Grundkapitals.
b) Die Hauptversammlung von Endesa beschließt folgende
Satzungsänderungen: Änderung von Artikel 32 der Satzung
dahingehend, dass die Stimmrechtsbeschränkung aufgehoben wird; Änderung weiterer Artikel der Satzung in
Bezug auf die Anforderungen an die Zusammensetzung des
Board of Directors und an die Ernennung zum Director
oder Chief Executive Officer.
Am 6. Februar 2007 hat die CNMV das finale Angebot von
E.ON genehmigt und das Board von Endesa hat eine positive
Stellungnahme zu dem E.ON-Angebot abgegeben. Endesa
hat für den 20. März 2007 zur außerordentlichen Hauptversammlung eingeladen, auf der über die Aufhebung der
oben genannten Satzungsbedingungen entschieden werden
soll. Das Ende der Angebotsfrist wurde von der CNMV auf
den 29. März 2007 festgelegt.
Düsseldorf, den 20. Februar 2007
Der Vorstand
Bernotat
Bergmann
Dänzer-Vanotti
Feldmann
Gaul
Schenck
Teyssen
185
0,05 kWh für das Neueste vom Tag
188 Angaben zu den Organen
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von E.ON-Aufsichtsratsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2006)
Ulrich Hartmann
Dr. Gerhard Cromme
Hans Prüfer
Vorsitzender
• Deutsche Bank AG
• Deutsche Lufthansa AG
• Hochtief AG
• IKB Deutsche Industriebank AG
(Vorsitz)
• Münchener RückversicherungsGesellschaft AG
• Henkel KGaA
ThyssenKrupp AG
• Allianz SE
• Axel Springer AG
• Deutsche Lufthansa AG
• Siemens AG
• ThyssenKrupp AG (Vorsitz)
• Suez S.A.
• BNP Paribas S.A.
• Compagnie de Saint-Gobain
der E.ON AG
• E.ON Energie AG
Hubertus Schmoldt
Vorsitzender der Industriegewerkschaft
Bergbau, Chemie, Energie
stellv. Vorsitzender
• Bayer AG
• Deutsche BP AG
• RAG Aktiengesellschaft
• RAG Beteiligungs-AG
• DOW Olefinverbund GmbH
Gabriele Gratz
Vorsitzende des Betriebsrats der E.ON
Ruhrgas AG
• E.ON Ruhrgas AG
• Linde AG
• Schering AG
Seppel Kraus
Dr. Rolf-E. Breuer
• Landwirtschaftliche Rentenbank
Vorsitzender des Aufsichtsrats
der Allianz SE
• Allianz SE (Vorsitz)
• Siemens AG
• ThyssenKrupp AG
Ulrich Hocker
(bis 30. Juni 2006)
der Degussa AG
• Degussa AG
der E.ON Energie AG
• E.ON Energie AG
• E.ON Kernkraft GmbH
Hauptgeschäftsführer der
Deutsche Schutzvereinigung für
Wertpapierbesitz e.V.
• Feri Finance AG
• Deutsche Telekom AG
• KarstadtQuelle AG
• ThyssenKrupp Stainless AG
• Gartmore SICAV
• Phoenix Mecano AG
(Präsident des Verwaltungsrats)
Günter Adam
Gewerkschaftssekretär
• Hexal AG
• Wacker-Chemie GmbH
• Novartis Deutschland GmbH
•
•
•
•
•
•
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
Staatsminister a. D., Rechtsanwalt
• Georgsmarienhütte Holding GmbH
• GI Ventures AG (Vorsitz)
Vorsitzender der Geschäftsführung
der Henkel KGaA
• HSBC Trinkaus & Burkhardt KGaA
• Ecolab Inc.
• Novartis AG
• The DIAL Corporation
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2006 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
Market Units
Konzernabschluss
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von Vorstandsmitgliedern (Stand 31. Dezember 2006)
Dr. Erhard Schipporeit
Vorsitzender des Vorstands
• E.ON Energie AG 1) (Vorsitz)
• E.ON Ruhrgas AG1) (Vorsitz)
• Allianz SE
• Bertelsmann AG
• Metro AG
• RAG Aktiengesellschaft (Vorsitz)
• RAG Beteiligungs-AG (Vorsitz)
• E.ON Nordic AB2) (Vorsitz)
• E.ON UK plc2) (Vorsitz)
• E.ON U.S. Investments Corp.2)
(Vorsitz)
• E.ON Sverige AB2) (Vorsitz)
Controlling/Unternehmensplanung,
Mergers & Acquisitions und Recht
• Degussa AG
• E.ON Energie AG1)
• E.ON Ruhrgas AG1)
• Allianz Versicherungs-AG
• DKV AG
• Steag AG
• Volkswagen AG
• E.ON Nordic AB2)
• E.ON Sverige AB2)
(bis 30. November 2006)
Finanzen, Rechnungswesen, Steuern
und Informatik
• Degussa AG
• E.ON Ruhrgas AG1)
• Commerzbank AG
• Deutsche Börse AG
• SAP AG
• Talanx AG
• E.ON Audit Services GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON IS GmbH2)
• E.ON Risk Consulting GmbH2)
(Vorsitz)
• E.ON UK plc2)
• HDI V.a.G.
Upstream-Geschäft, Marktmanagement,
Regulierungsmanagement Konzern
• Thüga AG1) (Vorsitz)
• Allianz Lebensversicherungs-AG
• MAN Ferrostaal AG
• Jaeger Akustik GmbH & Co. (Vorsitz)
• OAO Gazprom
• Nord Stream AG
• 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)
• Accumulatorenwerke Hoppecke Carl
Zoellner & Sohn GmbH
Dr. Manfred Krüper
(bis 30. November 2006)
Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen, Einkauf und Organisation
• Degussa AG
• E.ON Energie AG1)
• equitrust Aktiengesellschaft (Vorsitz)
• RAG Immobilien AG
• Victoria Versicherung AG
• Victoria Lebensversicherung AG
• E.ON North America, Inc.2) (Vorsitz)
Downstream-Geschäft, Marktmanagement, Regulierungsmanagement
Konzern
• E.ON Bayern AG1) (Vorsitz)
• E.ON Hanse AG1) (Vorsitz)
• Salzgitter AG
• E.ON Nordic AB2)
• E.ON Sverige AB2)
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2006 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
189
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. Wir haben die Schaffung einheitlicher Standards sowohl im nationalen als auch im internationalen Rahmen begrüßt.
Corporate Governance in Deutschland
Vorstand und Aufsichtsrat haben sich im abgelaufenen
Geschäftsjahr auch mit der Einhaltung der Vorgaben des
Corporate Governance Kodex – besonders im Zusammenhang
mit den neuen Anforderungen vom 12. Juni 2006 – befasst.
Am 13. Dezember 2006 gaben Vorstand und Aufsichtsrat die
Entsprechenserklärung nach § 161 AktG ab, nach der E.ON
den Empfehlungen des Kodex wie auch den meisten Anregungen entspricht.
Eine Ausnahme seit Abgabe der letzten Entsprechenserklärung war die Empfehlung, bei Abschluss einer Haftpflichtversicherung für die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats (D&O-Versicherung) einen angemessenen Selbstbehalt
zu vereinbaren. Die bei E.ON bestehende D&O-Versicherung
sieht seit dem 16. Juni 2006 einen solchen Selbstbehalt vor.
Die vollständige Erklärung finden Sie auf Seite 200 des vorliegenden Berichts, ebenso wie im Internet unter www.eon.com.
Amerikanische Kapitalmarktregeln
Durch unsere Notierung an der New York Stock Exchange
(NYSE) unterliegt die Gesellschaft bestimmten amerikanischen Kapitalmarktgesetzen sowie den Regeln der amerikanischen Börsenaufsicht Securities and Exchange Commission
(SEC) und der NYSE einschließlich des im Juli 2002 vom
amerikanischen Gesetzgeber verabschiedeten SarbanesOxley Act (SOA). Er stellt einen wichtigen Beitrag zur Stärkung der Corporate Governance und zur Rückgewinnung
des Vertrauens in die Kapitalmärkte dar. Wir befürworten
die damit verbundenen Ziele und Prinzipien und erfüllen
daher – trotz der erheblichen Kosten, die mit der Umsetzung
verbunden sind – die an uns gerichteten Anforderungen.
US-amerikanische Gesellschaften, die an der NYSE notiert
sind, unterliegen den im „NYSE Listed Company Manual“
unter Abschnitt 303A geregelten Corporate-GovernanceStandards. „Foreign Private Issuers“ wie wir dürfen jedoch
davon abweichen und stattdessen der Corporate-GovernancePraxis ihres Landes Folge leisten. Für uns sind die Standards
der NYSE lediglich hinsichtlich der Einrichtung eines Prüfungsausschusses (bestehend aus Mitgliedern, die als unabhängig im Sinne des SOA anzusehen sind) und bestimmter
Bekanntmachungspflichten gegenüber der NYSE verbindlich.
Ferner verlangt die NYSE, dass „Foreign Private Issuers“ alle
wesentlichen Abweichungen ihrer Corporate-GovernanceGrundsätze gegenüber den für US-amerikanische Gesellschaften geltenden Vorgaben offenlegen. Dieser Verpflichtung kommen wir auf unserer Website und in unserem
Annual Report on Form 20-F, Item 10, Additional Information,
nach. Die Form 20-F (Jahresbericht für die SEC) steht im
Internet unter www.eon.com zur Verfügung.
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 Dienstleistungs- und Werkverträge eines Aufsichtsratsmitglieds mit
Market Units
Konzernabschluss
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. Nach den Vorgaben
des Sarbanes-Oxley Act müssen die Mitglieder des Prüfungsausschusses unabhängig von der Gesellschaft sein. Der Vorsitzende verfügt – entsprechend den Vorgaben des Corporate
Governance Kodex – über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen
bzw. internationalen Kontrollverfahren. Als Finanzexperten
nach dem Sarbanes-Oxley Act sind derzeit die Herren Ulrich
Hartmann und Dr. Karl-Hermann Baumann benannt.
Der Prüfungsausschuss befasst sich vornehmlich mit Fragen
der Rechnungslegung 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 über die Feststellung des Jahresabschlusses und die Billigung des Konzernabschlusses vor. Er prüft darüber hinaus den Jahresbericht
Form 20-F für die SEC sowie 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.
191
Der Vorstand
Der Vorstand der E.ON AG besteht aus sechs (bis Ende März
2007 sieben) 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.
Dazu gehören insbesondere die Steuerung des Konzerns und
der Finanzressourcen, die Entwicklung der Personalstrategie,
die Besetzung der Führungspositionen des Konzerns und die
Führungskräfteentwicklung sowie die Präsentation des Konzerns gegenüber dem Kapitalmarkt und der Öffentlichkeit.
Der Vorstand ist darüber hinaus für die Koordination und
Überwachung der Geschäftsbereiche gemäß der festgelegten
Konzernstrategie verantwortlich.
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 Nebentätigkeiten, 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.
Die 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.
Den Vorsitz in der Hauptversammlung führt grundsätzlich
der Vorsitzende des Aufsichtsrats.
Market Units
Konzernabschluss
Rechnungslegung und Abschlussprüfung
Umgang mit Risiken
Seit dem Jahr 2005 sind kapitalmarktorientierte EU-Unternehmen verpflichtet, ihre Konzernabschlüsse nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) aufzustellen.
Aufgrund einer Ausnahmegenehmigung für Unternehmen,
die an der NYSE notiert sind und ihren Konzernabschluss
daher nach den Grundsätzen der United States Generally
Accepted Accounting Principles (US-GAAP) aufstellen, haben
wir unsere Rechnungslegung zum Jahresbeginn 2007 auf
IFRS umgestellt. Demnach erfolgt der Konzernabschluss des
E.ON-Konzerns für das Geschäftsjahr 2006 letztmals gemäß
US-GAAP.
Einzelheiten zum Risikomanagementsystem finden sich im
Lagebericht auf Seite 62 dieses Geschäftsberichts.
Der Abschluss der E.ON AG wird nach dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) erstellt.
Unter der Führung des Disclosure Committees haben wir bei
der E.ON AG und bei den Führungsgesellschaften unserer
Market Units die für die Finanzpublizität relevanten Kontrollmechanismen (Disclosure Controls and Procedures) erfasst.
Die Wirksamkeit dieser Mechanismen wird regelmäßig durch
die interne Revision und unseren Abschlussprüfer überprüft.
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.
Entsprechend der Empfehlung der SEC haben wir ein Disclosure Committee eingerichtet, das zur Unterstützung des Vorstands als zentrales Gremium für die korrekte und zeitnahe
Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Informationen
verantwortlich ist. Die Mitglieder des Disclosure Committees
stammen aus unterschiedlichen Fachbereichen der E.ON AG
und sind aufgrund ihrer Tätigkeit für diese Aufgaben besonders geeignet.
Nach dem Beschluss der SEC vom 2. März 2005 muss E.ON
erstmals für das Geschäftsjahr 2006 die Anforderungen aus
der Section 404 des Sarbanes-Oxley Act zur Erhöhung der
Transparenz des internen Kontrollsystems für die Finanzberichterstattung erfüllen. E.ON hat entsprechend diesen
Regelungen eine Bewertung (assessment) des internen
Kontrollsystems für die Finanzberichterstattung vorgenommen und ist zu dem Ergebnis gekommen, dass zum Ende des
Geschäftsjahres keine materielle Schwachstelle (material
weakness) besteht. Unser Abschlussprüfer bestätigt dies
in seinem Testat.
193
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,
• die Form 20-F (Jahresbericht) für die SEC,
• Bilanzpressekonferenzen,
• Telefonkonferenzen, jeweils mit Veröffentlichung der
Quartalsergebnisse bzw. des Jahresergebnisses, sowie
• zahlreiche Veranstaltungen mit Finanzanalysten im
In- und Ausland.
mit Aktien der E.ON AG oder sich darauf beziehenden
Finanzinstrumenten offenzulegen. Mitteilungen über entsprechende Geschäfte im Jahr 2006 haben wir im Internet
unter www.eon.com veröffentlicht. Mitteilungspflichtiger
Besitz nach Ziffer 6.6 des Deutschen Corporate Governance
Kodex lag zum 31. Dezember 2006 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.
Wenn außerhalb der regelmäßigen Berichterstattung bei der
E.ON AG Tatsachen eintreten, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie erheblich zu beeinflussen, so werden diese
durch Ad-hoc-Mitteilungen bekannt gemacht.
Zusätzlich haben wir den Vorgaben des Sarbanes-Oxley Act
entsprechend einen Code of Ethics entwickelt. Dieser gilt
vor allem für die Mitglieder des Vorstands und des Disclosure
Committees. Er verpflichtet diesen Adressatenkreis insbesondere zu einer vollständigen, angemessenen, sorgfältigen,
rechtzeitigen und verständlichen Wiedergabe von Informationen sowohl in Dokumenten, die wir bei der SEC einreichen,
als auch in anderen Veröffentlichungen unseres Unternehmens. Auch der Code of Ethics steht im Internet unter
www.eon.com zur Verfügung.
Gemäß § 10 des deutschen Wertpapierprospektgesetzes ist
E.ON verpflichtet, einmal jährlich ein Dokument („Jährliches
Dokument“) mit einer Zusammenstellung der gesellschaftsund kapitalmarktrechtlichen Veröffentlichungen der vergangenen zwölf Monate zu veröffentlichen.
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.
Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind
im Finanzkalender zusammengefasst.
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
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. Mit dem seit 2005 bestehenden Vergütungssystem wird – 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
getragen. 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.
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 anspruchvoll 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
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.
Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung von
E.ON am 3. Mai 2007 die vorgeschlagene Dividende beschließt,
betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats
4,1 Mio  (Vorjahr: 3,8 Mio ).
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.
Mitgliedern des Aufsichtsrats. Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind auf der Seite 13 angegeben.
195
196 Vergütungsbericht
Gesamtvergütung des Aufsichtsrats für 2006
Feste
Vergütung
Kurzfristige
variable
Vergütung
Langfristige
variable
Vergütung
Aufsichtsratsbezüge von
Tochtergesellschaften
Summe
Ulrich Hartmann
165.000
112.125
130.410
–
407.535
Hubertus Schmoldt
110.000
74.750
86.940
–
271.690
27.500
18.687
21.735
–
67.922
110.000
74.750
86.940
–
271.690
Dr. Rolf-E. Breuer
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Dr. Gerhard Cromme
82.500
56.063
65.205
33.288
237.056
Gabriele Gratz
55.000
37.375
43.470
102.000
237.845
82.500
56.063
65.205
–
203.768
Ulrich Hocker
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Eva Kirchhof
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Seppel Kraus
55.000
37.375
43.470
–
135.845
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Dr. Klaus Liesen
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Erhard Ott
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Ulrich Otte
82.500
56.063
65.205
57.074
260.842
Hans Prüfer (seit 25. Juli 2006)
27.500
18.687
21.735
18.000
85.922
82.500
56.063
65.205
53.230
256.998
82.500
56.063
65.205
–
203.768
55.000
37.375
43.470
–
135.845
Gerhard Skupke
55.000
37.375
43.470
16.300
152.145
55.000
37.375
43.470
–
135.845
1.457.500
990.439
1.151.955
279.892
3.879.786
in 
Günter Adam (bis 30. Juni 2006)
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 ausbezahlt und in regelmäßigen Abständen auf Marktüblichkeit und Angemessenheit überprüft. Die letzte Vergütungsanpassung erfolgte zum
1. Juli 2006.
172.768
4.052.554
Die Höhe der kurzfristigen variablen Tantieme orientiert sich
daran, inwieweit bestimmte unternehmenserfolgsspezifische
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.
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.
Im Geschäftsjahr 2006 wurde mit dem E.ON Share Performance Plan ein neues konzernweit einheitliches aktienbasiertes
Vergütungssystem eingeführt. 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
auf den Seiten 136 bis 140 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.
Die Zuständigkeit für die Vergütungsentscheidungen liegt
beim Präsidium des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat selbst hat
zuletzt in seiner Sitzung am 13. Dezember 2006 über das Vergütungssystem des Vorstands beraten.
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.
Mit Ausnahme der unterjährig neu in den Vorstand eingetretenen Mitglieder bestehen im Berichtsjahr mit allen Vorstandsmitgliedern Change in Control-Vereinbarungen entsprechend der bisher für Vorstandsmitglieder der E.ON AG
geltenden Standardregelung. Diese 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. 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, stehen ihm Abgeltungsleistungen in Höhe seiner kapitalisierten Jahresgesamtbezüge (Jahresgrundgehalt, Zieltantieme und Nebenleistungen) für die Restlaufzeit seines Dienstvertrags zu. 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 10 Jahre als Vorstandsmitglied im Konzern tätig
war. Zusammengerechnet werden Abgeltungs- und Abfindungsleistungen auf maximal fünf Jahresgesamtbezüge des
Vorstandsmitglieds begrenzt.
197
Am 13. Dezember 2006 hat das Präsidium des Aufsichtsrats
eine Änderung der bisherigen Change in Control-Regelung
beschlossen. Mit den unterjährig neu in den Vorstand eingetretenen Mitgliedern, den Herren Dänzer-Vanotti, Dr. Schenck
und Feldmann wurde die neue Regelung im Februar 2007
vereinbart. Als Voraussetzung eines Kontrollwechels sieht die
neue Change in Control-Regelung nunmehr nur noch 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.
Weiterhin wurden die an den Kontrollwechsel geknüpften
Abgeltungs- und Abfindungsleistungen eingeschränkt. Nunmehr hat das Vorstandsmitglied als Abgeltung Anspruch auf
Zahlung seiner kapitalisierten Jahresgesamtbezüge (Grundgehalt, Zieltantieme und Nebenleistungen) für die restliche
Vertragslaufzeit, mindestens aber für drei Jahre. Ein darüber
hinausgehender Anspruch auf Abfindungsleistungen besteht
nicht. Zur pauschalen Berücksichtigung von Abzinsung sowie
Anrechnung anderweitigen Erwerbs wird die Zahlung um
20 Prozent gekürzt, ab dem 53. Lebensjahr wird der Kürzungssatz stufenweise verringert.
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 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.ON-Konzern in einer Topmanagement-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 US-GAAP ermittelten rechnerischen
Aufwand.
Vorstandspensionen
Aktuelle Höhe der Ruhegeldanwartschaft zum 31. Dezember 2006
Höhe der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen in 2006
in % des
Grundgehalts
absolut in 
in 
davon Zinsaufwand in 
70
868.000
1.462.762
381.956
–
728.500
918.961
539.536
Christoph Dänzer-Vanotti1) (seit 1. 12. 2006)
50
300.000
69.563
231
Lutz Feldmann1) (seit 1. 12. 2006)
50
300.000
20.846
69
75
562.500
669.008
397.514
355.312
Dr. Manfred Krüper2) (bis 30. 11. 2006)
–
–
691.085
Dr. Marcus Schenck1) (seit 1. 12. 2006)
50
300.000
34.245
114
Dr. Erhard Schipporeit3) (bis 30. 11. 2006)
75
562.500
1.042.739
332.170
70
525.000
617.863
245.552
1) Pensionsanwartschaft ist noch verfallbar
2) Pensionseintritt zum 1. Dezember 2006
3) Pensionseintritt zum 1. Februar 2009
Market Units
Konzernabschluss
Laufende Renten werden jährlich gemäß der Entwicklung
des Verbraucherpreisindex 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.
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.
Die Vergütung des Vorstands
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 von zwei Vorstandsmitgliedern Zahlungen an die Witwe in Höhe von 75 Prozent bzw.
in Höhe von 49,5 Prozent des Ruhegeldes vor. Unterhaltsberechtigte Kinder erhalten mindestens bis zur Erreichung
des 18. Lebensjahres und darüber hinaus längstens bis zum
Im Geschäftsjahr 2006 haben sich einige Änderungen in der
Zusammensetzung des Vorstands ergeben. So sind die Herren
Dr. Manfred Krüper und Dr. Erhard Schipporeit am 30. November 2006 aus dem Vorstand ausgeschieden und die Herren
Christoph Dänzer-Vanotti, Lutz Feldmann und Dr. Marcus
Schenck zum 1. Dezember 2006 neu in den Vorstand berufen
worden.
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen im Geschäftsjahr
2006 21,7 Mio  (2005: 22,5 Mio ). Für die einzelnen Mitglieder des Vorstands ergibt sich folgende Gesamtvergütung:
Gesamtvergütung des Vorstands für 2006
in 
Christoph Dänzer-Vanotti (seit 1. 12. 2006)
Lutz Feldmann (seit 1. 12. 2006)
Grundvergütung
Tantieme
Sonstige
Bezüge
Wert der
gewährten
PerformanceRechte
(1. Tranche)
Summe
Anzahl
gewährter
PerformanceRechte
(1. Tranche)
1.195.000
2.400.000
63.913
1.273.133
4.932.046
17.041
725.000
1.500.000
27.325
754.422
3.006.747
10.098
50.000
100.000
1.273
50.280
201.553
673
50.000
100.000
3.371
50.280
203.651
673
725.000
1.500.000
28.708
754.422
3.008.130
10.098
Dr. Manfred Krüper (bis 30. 11. 2006)
662.500
1.375.000
27.245
754.422
2.819.167
10.098
Dr. Marcus Schenck (seit 1. 12. 2006)
50.000
100.000
1.500.000
50.280
1.700.280
673
662.500
1.375.000
38.423
754.422
2.830.345
10.098
Dr. Erhard Schipporeit (bis 30. 11. 2006)
Summe
725.000
1.500.000
54.098
754.422
3.033.520
10.098
4.845.000
9.950.000
1.744.356
5.196.083
21.735.439
69.550
Die sonstigen Bezüge betreffen bei Herrn Dr. Schenck mit
1,5 Mio  die pauschale Entschädigung für einen Teil der Ansprüche auf langfristige Vergütungsbestandteile gegenüber
seinem Vorarbeitgeber, die er durch den Wechsel zu E.ON
verloren hat. Die übrigen sonstigen Bezüge der Vorstandsmitglieder entfallen überwiegend auf Sachbezüge aus der
privaten Nutzung von Dienst-Pkw.
Die im Geschäftsjahr erstmals zugeteilten Rechte aus dem
E.ON Share Performance Plan der 1. Tranche (PerformanceRechte) wurden mit dem beizulegenden Zeitwert zum Zeitpunkt der Gewährung von 74,71  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
199
Entwicklungspfade der E.ON-Aktie und des Vergleichsindex
Dow Jones STOXX Utilities Index (Return EUR) simuliert (sog.
Monte-Carlo-Simulation). Für jeden Pfad wird der innere
Wert eines Performance-Rechts am Laufzeitende gemäß
den Planbedingungen auf Basis der simulierten Über- bzw.
Unterperformance der E.ON-Aktie gegenüber dem Index
und des entsprechenden 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 Vergleichsindex entspricht.
Bei der ersten Tranche beträgt der Zielwert 79,22  je Stück
und entspricht dem durchschnittlichen Aktienkurs der
E.ON-Aktie der letzten 60 Börsentage vor Ausgabe der Performance-Rechte am 2. Januar 2006. 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. zeitanteilig
80 Prozent davon für neu eingetretene Vorstandsmitglieder.
Weitere detaillierte Informationen zur aktienbasierten Vergütung der E.ON AG sind auf den Seiten 136 bis 140 in der
Textziffer 10 des Anhangs des Konzernabschlusses dargestellt.
Vorstandsmitgliedern.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 8, 9 und 189.
Die Bezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 11,7 Mio  (Vorjahr: 5,4 Mio ).
Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 99,9 Mio 
(Vorjahr: 89,0 Mio ) zurückgestellt.
Erklärung von Vorstand und Aufsichtsrat der
E.ON AG gemäß § 161 Aktiengesetz zum Deutschen
Corporate Governance Kodex
Vorstand und Aufsichtsrat erklären, dass den vom Bundesministerium der Justiz im amtlichen Teil des elektronischen
Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der
„Regierungskommission Deutscher Corporate Governance
Kodex“ (Fassung vom 12. Juni 2006) entsprochen wird. Vorstand und Aufsichtsrat erklären weiter, dass seit Abgabe der
letzten Erklärung den Empfehlungen der „Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex“ (Fassung
vom 2. Juni 2005) entsprochen wurde. Davon gilt folgende
Ausnahme:
Ziffer 3.8 Deutscher Corporate Governance Kodex sieht vor,
dass im Rahmen des Abschlusses einer Haftpflichtversicherung für Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtrats
(D&O-Versicherung) ein angemessener Selbstbehalt vereinbart werden soll.
Für die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats
besteht seit dem 16. Juni 2006 eine D&O-Versicherung, die
einen angemessenen Selbstbehalt vorsieht.
Düsseldorf, den 13. Dezember 2006
Für den Aufsichtsrat der E.ON AG:
gez. Ulrich Hartmann
(Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON AG)
Für den Vorstand der E.ON AG:
gez. Dr. Wulf H. Bernotat
(Vorsitzender des Vorstands der E.ON AG)
0,0067 kWh für Männer und Maschinen
202 Mehrjahresübersicht
Mehrjahresübersicht1)
in Mio 
2002
2003
2004
2005
2006
35.133
43.839
46.489
56.141
67.759
6.948
8.584
9.664
10.194
11.353
4.242
5.645
6.747
7.293
8.150
–1.013
5.204
6.332
7.152
5.133
–949
3.602
4.011
4.355
4.930
3.535
1.485
328
3.059
127
Konzernüberschuss
2.777
4.647
4.339
7.407
5.057
9,2
9,9
11,5
12,2
13,2
Umsatz und Ergebnis
Umsatz
Adjusted
EBITDA2)
Adjusted EBIT3)
Wertentwicklung
ROCE4) (in %)
9,5
9,5
9,0
9,0
9,0
–102
251
1.477
1.920
2.586
Langfristig gebundenes Vermögen
86.286
86.967
88.223
93.914
96.344
Kurzfristig gebundenes Vermögen
27.217
24.883
25.839
32.648
30.888
113.503
111.850
114.062
126.562
127.232
25.653
29.774
33.560
44.484
47.845
1.799
1.799
1.799
1.799
1.799
6.511
4.625
4.144
4.734
4.917
Langfristiges Fremdkapital
58.501
53.452
52.624
52.251
47.274
davon Rückstellungen
29.159
27.085
27.328
27.402
24.175
davon Finanzverbindlichkeiten
17.175
14.521
13.265
10.555
9.959
davon übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
12.167
11.846
12.031
14.294
13.140
Kurzfristiges Fremdkapital
22.838
23.999
23.734
25.093
27.196
davon Rückstellungen
5.588
7.243
6.914
6.460
7.918
davon Finanzverbindlichkeiten
7.675
7.266
7.036
3.807
3.440
davon übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
9.575
9.490
9.784
14.826
15.838
113.503
111.850
114.062
126.562
127.232
3.489
5.224
5.776
6.544
7.194
430
2.715
3.202
3.588
3.111
23.117
8.773
4.777
3.941
5.161
22,6
26,6
29,4
35,1
37,6
105,1
101,0
102,4
108,0
103,8
11,1
16,8
13,7
19,0
11,0
–14.946
–10.011
–7.451
1.917
–268
9,9
11,9
12,4
11,7
10,6
Value Added4)
Vermögensstruktur
Gesamtvermögen
Kapitalstruktur
Eigenkapital
davon gezeichnetes Kapital
Gesamtkapital
Cashflow und Investitionen
Free Cashflow6)
Investitionen
Kennziffern
Eigenkapitalquote (in %)
Deckung des langfristig gebundenen Vermögens (in %)
(langfristiges Kapital in Prozent des langfristig gebundenen Vermögens)
Eigenkapitalrendite nach Steuern (in %)
Netto-Finanzposition (Finanzvermögen abzüglich
Finanzverbindlichkeiten zum 31.12.)7)
Operativer Cashflow in % des Umsatzes
Market Units
Konzernabschluss
Mehrjahresübersicht1)
2002
2003
2004
2005
2006
4,26
7,11
6,61
11,24
7,67
Eigenkapital8)
39,33
45,39
50,93
67,50
72,54
Höchstkurs
59,97
51,74
67,06
88,92
104,40
Tiefstkurs
38,16
34,67
49,27
64,50
82,12
Jahresendkurs
38,45
51,74
67,06
87,39
102,83
in Mio 
Aktie
Ergebnis je Aktie aus Konzernüberschuss (in )
je Aktie (in )
Dividende
Dividendensumme
Börsenwert in Mrd 10)
1,75
2,00
2,35
2,75
3,35
1.142
1.312
1.549
4.6149)
2.210
25,1
33,9
44,2
57,6
67,6
Langfristiges Rating der E.ON AG
Moody’s
Aa2
A-1
Aa3
Aa3
Aa3
Standard & Poor’s
AA-
AA-
AA-
AA-
AA-
97.995
57.029
59.732
79.570
80.612
Mitarbeiter
Mitarbeiter (31.12.)
1) um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte
2) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36
3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 36, Erläuterungen siehe S. 181-182
4) Non-GAAP financial measure; Ableitung siehe S. 37-41; für die Jahre 2002 bis 2004 nicht um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasst
6) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum operativen Cashflow siehe S. 47
7) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 49
8) ohne Anteile Konzernfremder
9) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je Aktie
10) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
203
204 Wesentliche Beteiligungen
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2006
Gesellschaft
Sitz
Kapitalanteil
%
Eigenkapital1)
Mio 
Ergebnis1)
Mio 
Umsatz1)
Mio 
E.ON Energie AG2), 4), 5)
DE, München
100,0
4.218,8
1.266,4
0,0
BKW FMB Energie AG3), 6)
CH, Bern
21,0
574,4
131,1
1.093,1
Dalmine Energie S.p.A.2), 6)
IT, Dalmine
75,0
14,8
0,9
510,8
Dél-dunántúli Gázszolgáltató Zrt. (DDGáz)2), 4), 6)
HU, Pécs
99,9
44,8
3,1
208,8
E.ON Avacon
AG2)
66,9
1.005,2
106,7
3.107,3
E.ON Bayern AG2), 4)
DE, Helmstedt
DE, Regensburg
100,0
874,8
–56,3
3.318,3
E.ON Benelux n.v.2), 6)
NL, Voorburg
100,0
691,5
111,6
948,2
E.ON Benelux Holding b.v.2), 6)
NL, Den Haag
100,0
687,7
110,1
–
E.ON Bulgaria EAD2), 6)
BG, Varna
100,0
150,9
0,9
4,9
E.ON Česká republika, a.s.2)
CZ, České Budějovice
100,0
109,3
–7,6
225,9
E.ON Czech Holding AG2), 4), 5)
DE, München
100,0
552,9
42,6
4,5
E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató Zrt. (EDE)2), 4), 6)
HU, Pécs
100,0
122,4
11,0
266,5
E.ON Distribuce, a.s.2)
100,0
744,9
73,0
399,6
E.ON edis AG2), 10)
DE, Fürstenwalde
74,2
898,9
49,1
1.986,8
E.ON Energie, a.s.2)
100,0
94,4
–13,0
964,8
E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató Zrt.2), 4), 6)
HU, Györ
100,0
229,3
25,9
438,4
E.ON Facility Management GmbH2), 4), 5)
DE, München
100,0
4,1
–19,6
169,9
E.ON Hanse AG2)
DE, Quickborn
73,8
540,9
63,0
3.006,7
E.ON Hungária Energetikai Zrt.2), 6)
HU, Budapest
100,0
1.028,6
69,6
19,1
E.ON IS GmbH2)
DE, Hannover
100,0
11,3
–6,1
349,5
E.ON Italia S.p.A.2)
IT, Mailand
100,0
2,3
1,1
185,6
E.ON Kernkraft GmbH2), 4)
DE, Hannover
100,0
245,2
687,0
2.582,2
E.ON Kraftwerke GmbH2), 4)
DE, Hannover
100,0
1.844,7
118,0
2.674,3
E.ON Mitte AG2)
DE, Kassel
73,3
508,7
68,3
1.028,2
E.ON Moldova S.A.2), 6)
RO, Bacău
51,0
187,9
1,2
300,1
E.ON Netz GmbH2), 4)
DE, Bayreuth
100,0
566,8
42,4
4.374,0
E.ON Sales & Trading GmbH2), 4)
DE, München
100,0
995,1
–387,6
14.833,6
E.ON Thüringer Energie AG2)
DE, Erfurt
76,8
796,0
70,8
1.296,0
287,6
E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató Zrt.
(ETI)2), 4), 6)
HU, Debrecen
100,0
139,0
6,6
E.ON Wasserkraft GmbH2), 4)
DE, Landshut
100,0
370,9
15,7
358,6
E.ON Westfalen Weser AG2)
DE, Paderborn
62,8
420,0
6,2
1.061,0
Elektrorazpredelenie Gorna Oryahovitza AD2), 6)
BG, Gorna
67,0
60,1
–3,6
115,0
Elektrorazpredelenie Varna AD2), 6)
BG, Varna
67,0
69,2
–4,1
125,6
Jihoceská plynárenská, a.s. (JCP)2)
99,0
89,0
5,6
130,0
Jihomoravská plynárenská, a.s. (JMP)3), 6)
CZ, Brno
43,7
192,5
27,5
519,3
Közép-dunántúli Gázszolgáltató Zrt.2), 4) 6)
HU, Nagykanizsa
98,1
63,9
4,3
194,1
CZ, Prag
49,3
100,9
6,3
262,6
SK, Bratislava
49,0
322,1
79,1
634,2
Pražská plynárenská,
a.s.3), 6)
Západoslovenská energetika a.s. (ZSE)3), 6)
E.ON Ruhrgas AG2), 4)
DE, Essen
100,0
3.501,5
1.221,6
21.757,6
A/s Latvijas Gāze3), 6)
LV, Riga
47,2
329,2
34,0
191,6
AB Lietuvos Dujos3), 6)
LT, Vilnius
38,9
535,5
13,4
171,3
E.ON Földgáz Storage Zrt.2)
HU, Budapest
100,0
267,5
24,8
108,5
E.ON Földgáz Trade Zrt.2)
HU, Budapest
100,0
199,0
–105,0
1.961,8
E.ON Gastransport AG & Co. KG2), 7)
DE, Essen
100,0
115,6
41,9
1.224,9
E.ON Gaz România S.A.2)
RO, Târgu Mureş
51,0
333,0
17,7
701,6
E.ON Ruhrgas E & P GmbH2), 4)
DE, Essen
100,0
876,6
74,6
–
E.ON Ruhrgas International AG2), 4)
DE, Essen
100,0
1.934,7
160,0
–
205
Market Units
Konzernabschluss
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2006
Kapitalanteil
%
Eigenkapital1)
Mio 
Ergebnis1)
Mio 
Umsatz1)
Mio 
130,1
Gesellschaft
Sitz
E.ON Ruhrgas Norge AS2)
NO, Stavanger
100,0
27,9
10,9
E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited2), 8)
GB, Aberdeen
100,0
596,5
–6,8
0,0
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG)3), 6)
DE, Erfurt
50,0
84,9
27,8
620,1
Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co. KG3), 6)
DE, Friedeburg-Etzel
74,8
24,9
21,5
46,9
Ferngas Nordbayern GmbH2)
DE, Nürnberg
70,0
95,1
24,2
984,4
Gasum Oy3), 6)
FI, Espoo
20,0
203,9
22,6
635,0
Gas-Union GmbH3), 6)
DE, Frankfurt/Main
25,9
77,4
12,9
1.057,1
Interconnector (UK) Limited3), 6), 9)
GB, London
23,6
50,7
55,0
170,7
MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH & Co. KG3), 6)
DE, Essen
51,0
30,9
9,4
53,9
NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG3), 6)
DE, Emstek
40,6
161,6
54,6
105,1
OAO Gazprom3), 6)
RU, Moskau
6,4
80.269,7
8.975,2
39.305,0
Saar Ferngas AG3), 4), 6)
DE, Saarbrücken
20,0
140,2
38,3
1.166,0
Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. (SPP)3), 6)
SK, Bratislava
24,5
2.189,9
542,8
2.283,4
DE, München
100,0
2.355,4
308,2
354,5
51,0
32,1
24,4
70,6
Thüga
Aktiengesellschaft2), 4)
Trans Europa Naturgas Pipeline Gesellschaft mbH & Co. KG3), 6)
DE, Essen
Market Unit UK
E.ON UK plc2), 6)
GB, Coventry
100,0
4.707,4
936,8
10.109,4
Central Networks East plc2), 6)
GB, Coventry
100,0
748,6
145,9
448,0
Central Networks West plc2), 6)
GB, Coventry
100,0
663,2
117,6
421,7
Corby Power Ltd.2), 6)
GB, Corby
50,0
72,4
17,9
63,0
E.ON UK CHP Ltd.2), 6)
GB, Coventry
100,0
–140,5
–63,1
214,9
E.ON UK CoGeneration Limited2), 6)
GB, Coventry
100,0
11,7
3,6
52,3
E.ON UK Renewables Holdings Limited2), 6)
GB, Coventry
100,0
10,0
–8,0
0,0
Economy Power Limited2), 6)
GB, Coventry
100,0
11,5
0,4
153,8
Enfield Energy Centre Limited2), 6)
GB, Coventry
100,0
192,3
139,8
54,8
Powergen Retail Ltd.2), 6)
GB, Coventry
100,0
1.836,4
183,0
4.993,6
E.ON Nordic AB2), 8)
SE, Malmö
100,0
4.448,1
136,1
0,0
E.ON Sverige AB2)
SE, Malmö
55,3
3.576,7
–43,8
4,1
0,0
Market Unit Nordic
E.ON U.S. LLC2)
US, Louisville
100,0
4.578,9
78,1
E.ON U.S. Capital Corp.2)
US, Louisville
100,0
625,7
–15,7
0,0
Kentucky Utilities Company (KU)2)
US, Lexington
100,0
906,0
120,9
963,7
LG&E Energy Marketing Inc.2)
US, Louisville
100,0
–307,2
–14,0
118,8
Louisville Gas and Electric Company (LG&E)2)
US, Louisville
100,0
830,8
90,1
1.065,5
DE, Duisburg
100,0
1.204,7
7,4
0,0
0,0
Übrige
Aviga GmbH2)
E.ON North America,
Inc.2), 6)
US, New York
100,0
173,6
–2,2
E.ON Ruhrgas Holding GmbH2), 4)
DE, Düsseldorf
100,0
10.040,5
1.196,6
0,0
RAG Aktiengesellschaft3), 6)
DE, Essen
39,2
486,9
0,0
4.206,8
1) Die Werte entsprechen den nach den landesspezifischen Vorschriften aufgestellten Abschlüssen und zeigen nicht den Beitrag der Gesellschaften zum Konzernabschluss. Die
Umrechnung der Auslandswerte erfolgt für das Eigenkapital mit den Mittelkursen am Bilanzstichtag sowie für das Ergebnis und den Umsatz mit den Jahresdurchschnittskursen.
2) konsolidiertes Unternehmen
3) sonstige Beteiligung
4) Gewinnabführungsvertrag (Ergebnis vor Gewinnabführung).
5) Für die Gesellschaft wird § 264 Abs. 3 HGB in Anspruch genommen.
6) überwiegend Vorjahreswerte, soweit keine Gewinnabführung
7) Eigenkapital 115,6 Mio , davon 90,0 Mio  ausstehende Einlagen nicht eingefordert.
8) Kennzahlen in US-GAAP
9) Umsatz stammt aus dem Konzernabschluss zum 30. September 2006.
10) inkl. Treuhandaktien
206 Glossar
Adjusted EBIT
Baseload (deutsch: Grundlast)
Wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte. Das Adjusted EBIT
(Earnings before Interest and Taxes) ist ein bereinigtes Ergebnis der gewöhnlichen operativen Geschäftstätigkeit, unabhängig von der Finanzierungstätigkeit. Bereinigt werden im
Wesentlichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen bzw. seltenen Charakter haben (vgl. neutrales Ergebnis).
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.
Adjusted EBITDA
Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization – entspricht dem Adjusted EBIT vor Abschreibungen
bzw. Amortisation.
American Depositary Receipts (ADR)
ADR sind meistens an der Börse in New York handelbare
Aktienzertifikate über nicht-amerikanische Aktien, die von
US-amerikanischen Banken ausgestellt werden. Sie erleichtern nicht-amerikanischen Unternehmen den Zugang zu
US-Investoren.
Anreizregulierung
Methode zur Regulierung von Netzentgelten, mit der Netzbetreibern Anreize zur Steigerung ihrer Produktivität gegeben werden sollen. Dies geschieht dadurch, dass vom Regulierer eine Obergrenze für Netzentgelte oder die zulässigen
Gesamterlöse für eine in der Regel fünfjährige Regulierungsperiode vorgegeben werden. Die Obergrenzen werden im
Umfang einer vorab festgelegten Produktivitätssteigerungsrate abgesenkt. Gelingt es einem Netzbetreiber, seine Produktivität stärker als vorgegeben zu steigern, darf er hiervon
bis zum Ende der Regulierungsperiode profitieren. Anschließend werden die Obergrenzen an die gestiegene Produktivität angepasst. Auf diese Weise kann durch Anreizregulierung
gegebenenfalls eine Win-Win-Situation für Kunden und Netzbetreiber entstehen.
Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag sowie Anteilen Konzernfremder, die um außergewöhnliche Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige nicht operative 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 größer eins = höheres Risiko,
Beta kleiner eins = niedrigeres Risiko).
Bilanzkreisabrechnung
Abrechnung des notwendigen Ausgleichs zwischen Erzeugung und Verbrauch von elektrischer Energie innerhalb einer
Regelzone.
Biomasse
Biomasse bezeichnet die Gesamtheit der Masse an organischem Material. Sie enthält also die Masse aller Lebewesen,
der abgestorbenen Organismen, die organischen Stoffwechselprodukte und organische Reststoffe. Biomasse kann unter
anderem in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zur Erzeugung
von Elektrizität und Wärme genutzt werden.
Brennstoffzelle
Anreizregulierungsverordnung
Verordnung zur Anreizregulierung, die das aktuell geltende
rein kostenorientierte Entgeltregulierungsprinzip durch eine
Methode ablösen soll, die zusätzlich Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Das Verordnungsgebungsverfahren läuft derzeit. Der Verordnungsentwurf soll dem
Bundeskabinett im Frühjahr 2007 vorgelegt werden.
Barrel (bbl)
Das Barrel ist eine Maßeinheit für Rohöl und petrochemische Produkte. 1 bbl entspricht rund 159 Litern.
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.
Market Units
Konzernabschluss
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 gesamte, derzeit in einem
Geschäftsfeld gebundene Kapital wider. Aus dem Anlagevermögen werden die immateriellen Vermögensgegenstände
und die Sachanlagen mit Netto-Buchwerten erfasst. Von den
Finanzanlagen werden nur die Beteiligungen berücksichtigt,
weil das restliche Finanzanlagevermögen (Ausleihungen,
Wertpapiere des Anlagevermögens) zu den zinstragenden
Aktiva zählt, die im ROCE nicht berücksichtigt werden.
Discontinued Operations
Nicht fortgeführte Aktivitäten – abgrenzbare Geschäftseinheiten, die zum Verkauf bestimmt sind oder bereits veräußert wurden. Sie unterliegen besonderen Ausweisregeln.
Dispatching
Steht in der Gaswirtschaft für die Überwachung und Steuerung von Gasversorgungssystemen. Ziel ist ein wirtschaftlich
optimaler Netzbetrieb und ein Höchstmaß an Versorgungssicherheit.
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit
Elektrizität und Gas sowie die Sicherstellung eines wirksamen Wettbewerbs.
CO2
Entgeltgenehmigungsverfahren
Kohlen(stoff)dioxid ist ein farb- und geruchloses Gas. Es ist in
einer sehr geringen Konzentration ein natürlicher Bestandteil der Luft und entsteht bei der Verbrennung von kohlenstoffhaltigen Substanzen.
Das neue EnWG und die 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.
CO2-Emissionsrechtehandel
EU-weites Emissionshandelssystem. Großanlagen in der
energieintensiven Industrie – einschließlich Kraftwerke über
20 MW installierter Leistung – müssen für ihre CO2-Emissionen
Rechte vorweisen. Diese Rechte werden den Anlagenbetreibern vom Staat zugeteilt. Produzieren die Anlagenbetreiber
mehr CO2 , müssen sie entweder die CO2-Emissionen ihrer
Anlagen verringern oder sich Emissionsrechte dazukaufen.
Produzieren sie weniger CO2 , können sie die überschüssigen
Berechtigungen auf dem freien Markt verkaufen.
Commercial Paper (CP)
Kurzfristige Schuldverschreibungen von Industrieunternehmen oder Kreditinstituten. Ein CP wird im Regelfall auf abgezinster Basis emittiert. Die Rückzahlung erfolgt dann zum
Nennbetrag.
Entry-Exit-System
Erlaubt Kunden eines Netzbetreibers, Einspeise- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander in unterschiedlicher Höhe zu buchen. Gebuchte Kapazitäten können 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.
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.
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.
207
208 Glossar
Erneuerbare Energie
Goodwill
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.
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.
Europäische Regulierung
Henry Hub
Die aktuellen nationalen Regulierungsregelungen beruhen
auf europäischen Vorgaben. Zuletzt hat die Europäische
Kommission am 10. Januar 2007 ein umfangreiches Energiepaket veröffentlicht, das Grundlage für einen Aktionsplan zur
Verbesserung des Wettbewerbs sein soll.
Henry Hub ist ein Gasfernleitungsknotenpunkt in Louisiana/
USA, der als Handelspunkt für Gas-Future-Verträge der NYMEX
(New York Mercantile Exchange) benutzt wird.
Fair Value
Wert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und derivative Finanzinstrumente zwischen sachverständigen, vertragswilligen und voneinander unabhängigen Geschäftspartnern
gehandelt würden.
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.
Fernleitungsnetzbetreiber
Impairment-Test
Unternehmen, die Erdgas über weite Strecken durch Hochdruckfernleitungsnetze transportieren.
Werthaltigkeitsprüfung, bei der der Buchwert eines Vermögensgegenstands mit seinem Fair Value verglichen wird.
Für den Fall, dass der Fair Value den Buchwert unterschreitet, ist eine außerplanmäßige Abschreibung (Impairment)
auf den Vermögensgegenstand vorzunehmen. Von besonderer Bedeutung für Firmenwerte (Goodwill), die seit dem
1. Januar 2002 nicht mehr planmäßig abgeschrieben werden
und mindestens einmal jährlich einem solchen ImpairmentTest zu unterziehen sind.
Fernwärme
Gebäudeheizung für Siedlungen oder ganze Stadtteile durch
ein zentrales Heizwerk. Die Verteilung erfolgt über Warmwasser- oder Dampfrohrsysteme.
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. Bei Vertragsabschluss ist
keine bzw. nur eine geringe Zahlung erforderlich.
International Financial Reporting Standards (IFRS)
In mehreren Millionen Jahren aus Biomasse entstandene
Energierohstoffe. Dazu zählen Erdöl, Erdgas, Stein- und
Braunkohle.
Internationale Rechnungslegungsvorschriften, die aufgrund
der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Europäischen 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.
Free Cashflow
Kapitalflussrechnung
Operativer Cashflow nach Abzug der Auszahlungen für
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und
Sachanlagen.
Cashflow Statement – dient zur Ermittlung und Darstellung
des Zahlungsmittelflusses, den ein Unternehmen in einem
Geschäftsjahr aus laufender Geschäftstätigkeit, Investitionstätigkeit und Finanzierungstätigkeit erwirtschaftet oder verbraucht hat.
Fossile Brennstoffe
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.
Market Units
Konzernabschluss
Kapitalkosten
National Balancing Point (NBP)
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).
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.
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
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
arbeitet derzeit an einer Verordnung, die den Anschluss von
Kraftwerken an Energieversorgungsnetze regeln soll. Die Vorlage des Verordnungstextes wird für Frühjahr 2007 erwartet.
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.
Medium Term Note-Programm
Stellt den vertraglichen Rahmen und die Musterdokumentation für die Begebung von Anleihen im In- und Ausland
dar. Es kann als flexibles Instrument zur Finanzierung
eingesetzt werden.
MmBtu (million British thermal units)
Mengenangabe für die aus einer Primärquelle zur Verfügung
stehende Energie. 1 MmBtu entspricht 0,293071 MWh.
Saldo aus liquiden Mitteln, Wertpapieren und aus Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten und
Beteiligungsunternehmen.
Netzanschlussverordnung
Verordnung über den Netzanschluss von Letztverbrauchern
an das Niederspannungs- bzw. Niederdrucknetz.
Netzentgelt
Entgelt, das für den Zugang zu Netzen der Netzbetreiber
bezahlt werden muss. Die Entgelte werden in Cent/kWh oder
Cent m3/h ausgewiesen. Das neue EnWG in Verbindung mit
den neuen Verordnungen sieht sowohl kosten- als auch marktorientierte Verfahren für die Bildung von Netzentgelten vor.
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.
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).
Non-GAAP financial measures
Kennzahlen, die nicht auf Basis eines US-GAAP-Rechnungslegungsstandards ermittelt werden. Diese Kennzahlen werden
als nicht nach US-GAAP ermittelte Maß- und Verhältniszahlen
(non-GAAP financial measures) gemäß dem amerikanischen
Federal Securities Law bezeichnet.
NOX
Stick(stoff)oxide ist eine Sammelbezeichnung für die
gasförmigen Oxide des Stickstoffs. Sie entstehen unter
anderem bei der Verbrennung von Gas, Öl und Kohle.
209
210 Glossar
Ölpreisbindung
Rating
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.
Klassifikation kurz- und 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.
Rechtsverordnungen Netzzugang/Netzentgelte
Operativer Cashflow
Der durch gewöhnliche Geschäftstätigkeit erwirtschaftete
Mittelzufluss/-abfluss.
Auf Grundlage des EnWG erlassene Rechtsverordnungen, die
Einzelheiten des Netzzugangs bzw. der Netzentgeltberechnung regeln.
Option
Regelenergie
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).
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.
Peakload (deutsch: Spitzenlast)
Regelzone
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.
Teilbereich des gesamten deutschen Übertragungsnetzes.
Der für eine Regelzone zuständige Übertragungsnetzbetreiber gewährleistet den stabilen Netzbetrieb durch Ausregelung von Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen mithilfe
von Regelenergie.
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.
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
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.
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)
Purchase Price Allocation
Kaufpreisverteilung – Aufteilung des Kaufpreises nach einer
Unternehmensakquisition auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.
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.
Market Units
Konzernabschluss
Stückaktie
Value Added
Aktie ohne Nennwert, die lediglich einen bestimmten Anteil
am Grundkapital einer Gesellschaft verkörpern.
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.
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.
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 diese Annahmen den tatsächlichen Entwicklungen
nicht entsprechen, resultieren daraus versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste.
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
Hoch- oder Höchstspannungsnetz mit einer Spannung von
mindestens 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.
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.
Working Capital
Finanzkennzahl, die sich aus dem Umlaufvermögen abzüglich
der kurzfristigen Verbindlichkeiten ergibt.
Zweivertragsmodell Gas
Gasnetzzugangsmodell, das die Erreichbarkeit von Endkunden mit nur einem Ein- und/oder Ausspeisevertrag vorsieht.
Nachdem die BNetzA das Zweivertragsmodell in einem Musterverfahren als einzig zulässige Gasnetzzugangsvariante bewertet hat, sind bestehende Netzzugangsverträge bis zum 1. April
bzw. 1. Oktober 2007 auf das Zweivertragsmodell Gas umzustellen.
211
204
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E.ON AG
Unternehmenskommunikation
E.ON-Platz 1
40479 Düsseldorf
T 02 11-45 79-4 53
F 02 11-45 79-5 66
[email protected]
www.eon.com
Informationen über die Ertragslage: Dieser Geschäftsbericht enthält bestimmte zukunftsgerichtete Aussagen. Verschiedene
bekannte wie auch unbekannte Risiken, Ungewissheiten und andere Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen
zukünftigen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung von E.ON und Endesa wesentlich von den hier gegebenen Einschätzungen abweichen. Diese Faktoren umfassen unter anderem die Tatsachen, dass erforderliche regulatorische
Genehmigungen nicht, oder nicht zu annehmbaren Bedingungen eingeholt werden können und dass Endesa nicht in die
E.ON-Gruppe integriert und somit Synergieeffekte und Kosten im Zusammenhang mit der Akquisition von Endesa nicht
abschließend ermittelt werden können. Weitere Faktoren betreffen die Wirtschaftslage der Branchen, in denen E.ON und
Endesa tätig sind und andere Risikofaktoren, die in den Mitteilungen von E.ON an die Frankfurter Wertpapierbörse sowie an
die SEC (inkl. des jährlichen Berichts von E.ON auf Form 20-F) und die in den Mitteilungen von Endesa an die CNMV und die
SEC (inkl. des jährlichen Berichts von Endesa auf Form 20-F) beschrieben werden. E.ON übernimmt keinerlei Verpflichtung,
solche zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren oder an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.
Design:
Produktion:
Satz und Lithographie:
Druck:
Lesmo, Düsseldorf
Jung Produktion, Düsseldorf
Addon Technical Solutions, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
Fotos:
Mareike Foecking
Andreas Pohlmann, Seiten 5, 8 und 9
Rüdiger Nehmzow, Seite 8 (Dr. Bergmann)
Hartmut Nägele, Seite 10
Jo Goertz, Seite 14
Isabel Etxamendi, Seite 15
Siri Stafford (Getty Images), Seite 57
Serge Kozak (Corbis), Seite 67
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.
Finanzkalender
3. Mai 2007
4. Mai 2007
9. Mai 2007
15. August 2007
13. November 2007
Hauptversammlung 2007
Dividendenzahlung
Zwischenbericht Januar – März 2007
Zwischenbericht Januar – Juni 2007
Zwischenbericht Januar – September 2007
6. März 2008
30. April 2008
2. Mai 2008
14. Mai 2008
13. August 2008
12. November 2008
Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2007
Hauptversammlung 2008
Dividendenzahlung
Zwischenbericht Januar – März 2008
Zwischenbericht Januar – Juni 2008
Zwischenbericht Januar – September 2008

E.ON Geschäftsbericht 2006

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