E.ON-Geschäftsbericht 2005

Transcrição

E.ON-Konzern in Zahlen
Geschäftsbericht 2005
2005
20041)
404,3
392,4
924,4
868,2
+6
Umsatz
56.399
46.742
+21
Adjusted EBITDA3)
in Mio 
Stromabsatz in Mrd
kWh2)
Gasabsatz in Mrd kWh2)
7. März 2007
3. Mai 2007
4. Mai 2007
9. Mai 2007
15. August 2007
13. November 2007
Hauptversammlung 2006
Dividendenzahlung
Zwischenbericht Januar – März 2006
Zwischenbericht Januar – Juni 2006
Zwischenbericht Januar – September 2006
Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2006
Dividendenzahlung
10.272
9.741
+5
7.333
6.787
+8
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
7.208
6.355
+13
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten
4.379
4.027
+9
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten
3.035
312
–
Konzernüberschuss
7.407
4.339
+71
Investitionen
4.337
5.109
–15
Operativer Cashflow5)
6.601
5.840
+13
Free Cashflow6)
3.611
3.228
+12
Netto-Finanzposition7) (31. 12.)
3.863
–5.483
–
+33
Eigenkapital
44.484
33.560
Bilanzsumme
126.562
114.062
ROCE8) (in %)
12,1
11,5
Value Added8)
Eigenkapitalrendite nach Steuern10) (in %)
Mitarbeiter (31. 12.)
Ergebnis je Aktie (in ) aus fortgeführten Aktivitäten
+11
+0,69)
9,0
9,0
–
1.872
1.477
+27
+5,39)
19,0
13,7
79.947
60.156
+33
6,64
6,13
+8
–
4,61
0,48
Ergebnis je Aktie (in ) aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften
–0,01
–
–
Ergebnis je Aktie (in ) aus Konzerüberschuss
11,24
6,61
+70
Eigenkapital je Aktie11) (in )
Ergebnis je Aktie (in ) aus nicht fortgeführten Aktivitäten
OneE.ON
+3
Adjusted EBIT4)
Kapitalkosten (in %)
4. Mai 2006
5. Mai 2006
10. Mai 2006
15. August 2006
8. November 2006
+/– %
67,50
50,93
+33
Dividende je Aktie (in )
2,75
2,35
+17
Sonderdividende je Aktie (in )
4,25
–
–
4.61412)
1.549
+198
57,6
44,2
+30
Dividendensumme
Börsenwert13) in Mrd 
1) um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte · 2) nicht konsolidierte Werte · 3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss
siehe S. 37 · 4) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37, Erläuterungen siehe S. 172–173 · 5) entspricht dem Cashflow aus
der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten · 6) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum operativen Cashflow siehe S. 45 · 7) Non-GAAP financial measure;
Überleitung siehe S. 47 · 8) Non-GAAP financial measure; Ableitung siehe S. 38–41 · 9) Veränderung in Prozentpunkten · 10) Konzernüberschuss/jahresdurchschnittliches Eigenkapital (Werte jeweils ohne Anteile Konzernfremder) · 11) ohne Anteile Konzernfremder · 12) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je
Aktie · 13) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
E.ON-Konzern nach Unternehmensbereichen 2005
in Mio 
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Umsatz
Nordic
USMidwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
Insgesamt
24.295
17.914
10.176
3.471
2.045
–1.502
56.399
–
56.399
Adjusted EBITDA
5.284
1.939
1.550
1.193
560
–386
10.140
132
10.272
Adjusted EBIT
3.930
1.536
963
806
365
–399
7.201
132
7.333
21,9
11,5
7,6
11,4
5,5
–
–
–
12,1
9,0
8,2
9,2
9,0
8,0
–
–
–
9,0
Value Added
2.318
440
-202
170
–166
–
–
–
1.872
Operativer Cashflow
3.020
1.999
101
746
214
521
6.601
–
6.601
Investitionen
2.177
531
926
538
227
–62
4.337
–
4.337
44.476
13.366
12.891
5.801
3.002
411
79.947
–
79.947
ROCE (in %)
Mitarbeiter am 31. 12.
1) enthält die at equity bewertete Degussa
Non-GAAP financial measures: Dieser Geschäftsbericht enthält bestimmte Kennzahlen (so genannte Non-GAAP financial measures). 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 von – anderen gemäß USGAAP ermittelter Kennzahlen betrachtet werden, das Verständnis der Liquiditäts- und Ergebnisentwicklung des Unternehmens erhöhen. Eine Vielzahl dieser
Non-GAAP financial measures werden allgemein 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. Neben Überleitungen sind zusätzliche Informationen zu jeder dieser Non-GAAP financial measures im Bericht enthalten.
Der Konzernabschluss der E.ON AG wird nach den United States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP) aufgestellt. Dieser Geschäftsbericht
enthält die konsolidierten Kennzahlen Adjusted EBIT, Adjusted EBITDA, ROCE, Value Added, Netto-Finanzposition, Netto-Zinsaufwand und Free Cashflow, die
nicht auf Basis eines US-GAAP Rechnungslegungsstandards ermittelt wurden. Diese Kennzahlen werden als nicht nach US-GAAP-ermittelte Maß- und
Verhältniszahlen (Non-GAAP financial measures) gemäß dem amerikanischen Federal Securities Law bezeichnet. Entsprechend den geltenden Anforderungen der neuen SEC-Regelungen hat E.ON die Non-GAAP financial measures auf die nächsten durch US-GAAP-Rechnungslegungsstandards regulierten
Größen übergeleitet. Die Fußnoten bei den entsprechenden Non-GAAP financial measures verweisen auf die Seiten des Berichts, auf denen eine entsprechende Überleitung zu finden ist. Die Non-GAAP financial measures dieses Berichts sollten nicht isoliert als Kennzahl 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 US-GAAP ermittelten Ertrags- oder Cashflowgrößen gesehen werden. Die Non-GAAP financial measures, die von E.ON verwendet werden, können sich von denen anderer Unternehmen unterscheiden und sind somit nicht notwendigerweise mit gleich lautenden Kennzahlen
anderer Unternehmen vergleichbar.
Konzernübersicht
Finanzkalender
2005
20041)
404,3
392,4
924,4
868,2
+6
Umsatz
56.399
46.742
+21
Adjusted EBITDA3)
in Mio 
Stromabsatz in Mrd
kWh2)
7. März 2007
3. Mai 2007
4. Mai 2007
9. Mai 2007
15. August 2007
13. November 2007
Dividendenzahlung
Dividendenzahlung
10.272
9.741
+5
7.333
6.787
+8
7.208
6.355
+13
4.379
4.027
+9
3.035
312
–
Konzernüberschuss
7.407
4.339
+71
Investitionen
4.337
5.109
–15
6.601
5.840
+13
Free Cashflow6)
3.611
3.228
+12
3.863
–5.483
–
+33
Eigenkapital
44.484
33.560
Bilanzsumme
126.562
114.062
ROCE8) (in %)
12,1
11,5
Value Added8)
+11
+0,69)
9,0
9,0
–
1.872
1.477
+27
+5,39)
19,0
13,7
79.947
60.156
+33
6,64
6,13
+8
–
4,61
0,48
–0,01
–
–
Ergebnis je Aktie (in ) aus Konzernüberschuss
11,24
6,61
+70
OneE.ON
+3
Adjusted EBIT4)
4. Mai 2006
5. Mai 2006
10. Mai 2006
15. August 2006
8. November 2006
+/– %
67,50
50,93
+33
2,75
2,35
+17
4,25
–
–
4.61412)
1.549
+198
57,6
44,2
+30
Dividendensumme
in Mio 
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Umsatz
Nordic
USMidwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
Insgesamt
24.295
17.914
10.176
3.471
2.045
–1.502
56.399
–
56.399
Adjusted EBITDA
5.284
1.939
1.550
1.193
560
–386
10.140
132
10.272
Adjusted EBIT
3.930
1.536
963
806
365
–399
7.201
132
7.333
21,9
11,5
7,6
11,4
5,5
–
–
–
12,1
9,0
8,2
9,2
9,0
8,0
–
–
–
9,0
Value Added
2.318
440
-202
170
–166
–
–
–
1.872
Operativer Cashflow
3.020
1.999
101
746
214
521
6.601
–
6.601
Investitionen
2.177
531
926
538
227
–62
4.337
–
4.337
44.476
13.366
12.891
5.801
3.002
411
79.947
–
79.947
ROCE (in %)
Konzernübersicht
Finanzkalender
Konzernübersicht
Corporate Center
Market Unit Central Europe
E.ON Energie AG, München
100 %
E.ON AG
Düsseldorf
E.ON Kraftwerke GmbH, Hannover
100 %
E.ON Hungária Energetikai Rt., Budapest/Ungarn
100 %
E.ON Kernkraft GmbH, Hannover
100 %
E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató Rt. (EDE), Pécs/Ungarn
100 %
E.ON Energie ist eines der größten Energiedienstleistungsunternehmen
E.ON Wasserkraft GmbH, Landshut
100 %
E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató Rt. (ETI), Debrecen/Ungarn
100 %
Zentraleuropas. Das Unternehmen ist in zwölf europäischen Ländern aktiv,
E.ON Netz GmbH, Bayreuth
100 %
E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató Rt. (EED), Györ/Ungarn
100 %
so unter anderem in Deutschland, den Niederlanden, Ungarn, der Slowakei,
E.ON Sales & Trading GmbH, München
100 %
Dél-dunántúli Gázszolgáltató Rt. (DDGáz), Pécs/Ungarn
Tschechien, Rumänien, Bulgarien, der Schweiz, Österreich und Italien.
E.ON Bayern AG, Regensburg
100 %
Közép-dunántúli Gázszolgáltató Rt. (Kögáz), Nagykanizsa/Ungarn
E.ON Avacon AG, Helmstedt
67,2 %
E.ON Czech Holding AG, München
100 %
E.ON Hanse AG, Quickborn
73,8 %
E.ON Energie, a.s., České Bud ějovice/Tschechien
100 %
E.ON Mitte AG, Kassel
73,3 %
50 %
98,1 %
E.ON Distribuce, a.s., České Bud ějovice/Tschechien
100 %
E.ON Česká republika, a.s., České Bud ějovice/Tschechien
100 %
E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree
70 %
E.ON Thüringer Energie AG, Erfurt
76,8 %
E.ON Moldova S.A., Bac ău/Rumänien
51 %
E.ON Westfalen Weser AG, Paderborn
62,8 %
E.ON Bulgaria EAD, Varna/Bulgarien
100 %
E.ON IS GmbH, Hannover
Elektrorazpredelenie Varna AD, Varna/Bulgarien
67 %
100 %
Elektrorazpredelenie Gorna Oryahovitza AD, Gorna/Bulgarien
67 %
E.ON Benelux Holding b.v., Den Haag/Niederlande
100 %
BKW FMB Energie AG, Bern/Schweiz
21 % *
NRE Energie b.v., Eindhoven/Niederlande
100 %
Západoslovenská energetika a.s. (ZSE), Bratislava/Slowakei
49 %
E.ON Facility Management GmbH, Würzburg
60 %
* Stimmrechte 20%
Market Unit Pan-European Gas
E.ON Ruhrgas AG, Essen
100 %
Thüga AG, München
81,1 %
E.ON Ruhrgas E & P GmbH, Essen
100 %
E.ON Ruhrgas International AG, Essen
100 %
E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited, Aberdeen/Großbritannien
100 %
E.ON Ruhrgas ist mit einem Absatz von über 650 Mrd Kilowattstunden
Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg
53,1 %
E.ON Ruhrgas Norge AS, Stavanger/Norwegen
100 %
Erdgas eine der führenden Gasgesellschaften in Europa und einer der
Saar Ferngas AG, Saarbrücken
Interconnector (UK) Limited, London/Großbritannien
23,6 %
größten privaten Erdgasimporteure der Welt. Kunden sind regionale und
Gas-Union GmbH, Frankfurt/Main
lokale Energieunternehmen und Industriebetriebe.
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG), Erfurt
Market Unit Nordic
E.ON UK plc, Coventry, Großbritannien
100 %
25,9 %
50 %
S.C. Distrigaz Nord S.A., Târgu Mureş/Rumänien
51 %
Gasum Oy, Espoo/Finnland
20 %
E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG, Essen
100 %
A/s Latvijas Gāze, Riga/Lettland
NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG, Emstek
40,6 %
AB Lietuvos Dujos, Vilnius/Litauen
38,9 %
Etzel Gas-Lager GmbH & Co. KG, Friedeburg-Etzel
74,8 %
Slovenský Plynárenský Priemysel a.s. (SPP), Bratislava/Slowakei
24,5 %
MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH&Co.KG, Essen
Market Unit UK
20 %
51%
47,2 %
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 ist ein Energiekonzern mit der Zentrale in Coventry, Großbritannien.
E.ON UK Renewables Holdings Ltd., Coventry/Großbritannien
100 %
Economy Power Ltd., Coventry/Großbritannien
100 %
Als einer der führenden britischen Energieversorger ist E.ON UK vollständig
Corby Power Ltd., Corby/Großbritannien
Enfield Energy Centre Ltd., Coventry/Großbritannien
100 %
integriert und beliefert rund 8,6 Millionen Kunden mit Strom und Gas.
Central Networks East plc, Coventry/Großbritannien
100 %
Edenderry Power Ltd., Dublin/Irland
100 %
E.ON Sverige AB, Malmö, Schweden
55,2 %
Louisville Gas and Electric Company (LG&E), Louisville, USA
100 %
LG&E Power Inc., Louisville, USA
100 %
Kentucky Utilities Company (KU), Lexington, USA
100 %
LG&E Energy Marketing Inc., Louisville, USA
100 %
E.ON U.S. Capital Corp., Louisville, USA
100 %
E.ON Nordic AB, Malmö, Schweden
100 %
50 %
E.ON Nordic führt das Geschäft in Nordeuropa. Die Gesellschaft hat über
30 operative Tochtergesellschaften in den Bereichen Marketing, Vertrieb,
Verteilung und Erzeugung von Strom, Wärme und Gas.
Market Unit US-Midwest
E.ON U.S. LLC, Louisville, USA
100 %
E.ON U.S. ist ein diversifizierter Energiedienstleister mit Sitz in Louisville
und vornehmlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky tätig.
Stand Februar 2006
Design:
Produktion:
Satz und Lithographie:
Druck:
Fotos:
Lesmo, Düsseldorf
Jung Produktion, Düsseldorf
Lettern Partners, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
Martin Leclaire, Seite 6
Hartmut Nägele, Seite 12
Andreas Pohlmann, Seiten 10 und 11
Peter Schaffrath, Seite 9
Vielen Dank an alle Teilnehmerinnen und Teilnehmer des E.ON-Fotowettbewerbs! Die veröffentlichten Fotos wurden eingereicht von:
Simone Ahrndt E.ON Hanse Nicki Akhavan E.ON UK Christine Alder E.ON Westfalen Weser Richard Allcock E.ON UK Horst Altenhofer E.ON Bayern Julia Amend E.ON Facility Management Joyce Atcher E.ON U.S.
Alex Atkins E.ON UK Lars Aufderheide E.ON Kraftwerke Fiona Auty E.ON UK Martina Bachhäubl E.ON Bayern Theo Backs E.ON AG Ricardo Baptiste E.ON Benelux Heiko Bärnreuther E.ON Bayern Volker Barre E.ON Westfalen Weser
Marie Baryard E.ON Försäljning Sverige Katja Bauer E.ON Mitte Chris Beaven Central Networks Werner Beckmann E.ON Kraftwerke Gabriele Berneiser E.ON Sales & Trading Daniela Berwig E.ON Energie Sascha Biallas E.ON Ruhrgas
Peter Blankenhorn E.ON AG Monika Blaume E.ON Facility Management Frank-Hasko Botta E.ON Hanse Gemma Bradbery Central Networks Romy Britze E.ON edis Douglas Brock E.ON U.S. Georg Brunthaler E.ON Bayern
Silke Bünnig E.ON Hanse Paul Burke E.ON UK Klaus Burmeister E.ON IS Vanessa Burrows Metering Services Andreas Büscher E.ON Anlagenservice Thomas Christoph E.ON Bayern Michael Ciura E.ON Kraftwerke
Teresa Conrad E.ON U.S. Thorsten Dehmel E.ON Bayern Stefanie Dietrich E.ON Avacon Solveig Dorn E.ON AG Gerhard Dousen E.ON AG Fabienne Dreßler E.ON AG André Dreyer E.ON Avacon Harald Dülberg E.ON Kraftwerke
Klaus Dütsch E.ON Bayern Susanne Ekwurtzel E.ON Försäljning Sverige Domenico Elias E.ON Facility Management Michaela Ellersiek E.ON Westfalen Weser Reinhard Endl E.ON Bayern Olaf Ewert E.ON IS John Fendig E.ON U.S.
Jaroslav Fikota E.ON Česká republika Birgit Fischer E.ON Sales & Trading Peter Freilinger Thüga Lisa French E.ON U.S. David Frew E.ON IS Dietmar Fried E.ON Sales & Trading Andrea Fuller E.ON UK Sheri Gardner E.ON U.S.
Allen Gerber E.ON UK Theophil Giebfried E.ON Bayern Miriam Glücker E.ON IS Joachim Goldschmidt E.ON AG Maximilian Golla E.ON IS Stefan Götz E.ON Avacon Hubertus Grafe E.ON Kraftwerke Christy Gregor E.ON U.S.
Pia Greilinger E.ON Bayern Werner Haberkorn E.ON Hungária Elvid Halilovic E.ON Ruhrgas Greg Hamilton E.ON Energy Jennifer Caibe Hamilton E.ON U.S. Moe Hansberry LG&E Service Stephan Hansen E.ON Avacon
Henry Hansson E.ON Sverige Romana Hävemyr E.ON Försäljning Sverige Sandy Helzel E.ON edis Rainer Henig E.ON IS Steffen Heuer E.ON Energy Projects Karl-Heinz Heumüller E.ON Netz Staffan Heurlin E.ON Sverige
Angelika Hillmann E.ON Kraftwerke Andrea Hillnhagen E.ON Sales & Trading Joanne Hoad E.ON UK Ava Hofelich E.ON U.S. Christian Hoffmann E.ON Avacon Peter Hoffmann E.ON Netz Herbert Höltgen E.ON Ruhrgas
Sabine Holzbeierlein E.ON Netz Klaus Homann E.ON Netz Michael Hosak E.ON IS Sabine Hower E.ON AG Ulrike Hübl E.ON Bayern David Hughes Central Networks Wayne Jackson Louisville Gas & Electric
Tangila Jefferson E.ON U.S. Olaf Jennrich E.ON Hanse Terttu Johansson E.ON Försäljning Sverige Kenny Joyce Louisville Gas & Electric Frank Kilian E.ON Thüringer Energie Frank Kirchner E.ON edis Franz-Josef Kißing E.ON Ruhrgas
Joachim Klodt E.ON Kraftwerke Lutz Klose E.ON Avacon Dirk Klüser E.ON Ruhrgas Esther Knemeyer E.ON Bayern Gabi Knoff E.ON Academy Guido Knott E.ON Energie Jürgen Knott E.ON Sales & Trading Reinhard Ködel E.ON Kraftwerke
Udo Kolbe E.ON Wasserkraft Astrid Kölsch E.ON Ruhrgas Austria Satu Korpihuhta E.ON Finland Frank Kühl E.ON Hanse Kemal Kulu E.ON Westfalen Weser Steffi Laake E.ON edis Josef Lackner E.ON Kraftwerke
Steven Lanier Kentucky Utilities William Lawson Louisville Gas & Electric Reinhard Lehniger BKB Helga Leutner E.ON Bayern Brigitta Lilienthal E.ON Ruhrgas Kim Liljeberg E.ON Försäljning Sverige Mark Longsden Central Networks
Jesper Low E.ON Försäljning Sverige Georg Maier E.ON Bayern Ralf Maisenbacher E.ON Sales & Trading Bernhard Maller E.ON Facility Management Johann Marx E.ON Bayern Evelyn März E.ON Netz Gerhard Maßnick E.ON Kraftwerke
Marko Meier E.ON edis Martina Meyer E.ON Ruhrgas Sandra Michaelis E.ON Ruhrgas Peter Mikula Západoslovenská Energetika Thomas J. Müller E.ON Energie Maria Murphy Louisville Energy Marketing Daniel Muthmann E.ON Ruhrgas
Dan Nasner E.ON U.S. Thilo Neidhart E.ON IS Matthias Neubronner E.ON Kraftwerke Jan Nibbe E.ON Kraftwerke Ilona Niemann E.ON edis Efwa Nilsson E.ON Sverige Richard Nobel E.ON Fernwärme Alexander Nöchel E.ON Bayern
Malin Nordgren E.ON Sverige Manfred Olejnik E.ON Sverige Martina Omigie E.ON Sales & Trading Crawford Owens E.ON U.S. Thomas Pahnke E.ON Anlagenservice Anastasia Pantelli E.ON UK Michael Penz E.ON Kraftwerke
Heiko Petersilie E.ON Ruhrgas Nevana Petrasevic E.ON AG Monika Peštová E.ON Česká republika Antje Pfeiffer E.ON edis Angela Phaup Western Kentucky Energy Stefan Pinzer E.ON Bayern Frank Portner E.ON edis
Mike Provence Kentucky Utilities Margitta Raddatz E.ON edis Sheri Randall E.ON U.S. Melanie Rau E.ON Avacon Petra Reese E.ON Avacon Torsten Reimer E.ON Avacon Alfred Reiss E.ON Kraftwerke Joan Renfrow E.ON U.S.
Heike Rode E.ON Avacon Linda Roos E.ON Försäljning Sverige Therese Rößle E.ON Česká republika Iris-Tamara Ross Thüga Regine Saur E.ON Kernkraft Kerstin Schacht E.ON Westfalen Weser Stefanie Scharf E.ON Energie
Silke Schellenberg E.ON Thüringer Energie Christina Schiller E.ON Bayern Sonja Schirmer E.ON IS Dirk Schlepper E.ON Kraftwerke Elisabeth Schmidt E.ON Engineering Frank Schmidt E.ON Kraftwerke Günter Schmidt E.ON Kernkraft
Reinhard Schmidt E.ON Ruhrgas Astrid Schomacker E.ON Kernkraft Josef Schönhammer E.ON Bayern Volker Schrade E.ON Ruhrgas Renate Schuller E.ON Bulgaria Julia Schulze E.ON Avacon Franka Simon E.ON Avacon
Rainer Skünak E.ON Bayern Joe Smith Kentucky Utilities Brigitte Soziaghi E.ON Bayern Udo Spangenberg E.ON Kraftwerke DeAnna Speed Western Kentucky Energy Rolf Stibler E.ON Bayern Siegfried Stögbauer E.ON Kraftwerke
Jutta Streletzki E.ON edis Janet Summers Kentucky Utilities Martin Svensson E.ON Sverige Mandy Taege E.ON Kernkraft Marko Tarrach E.ON Kraftwerke Monika Thiel E.ON Kernkraft Angelika Thomas E.ON AG Jens Thomas E.ON Kernkraft
Pascal Tirtiaux E.ON Sales & Trading Robert Trimble Kentucky Utilities Rebecca Truman E.ON UK Anja Urbaniak E.ON Energie Marco Utheg E.ON edis Kimmo Vainiola E.ON Finland Orsolya Vass E.ON Hungária Edgar Väthröder E.ON Bayern
Jutta Volpert E.ON Engineering Ulrich Wallner E.ON Ruhrgas Kim Walters LG&E Rita Walz E.ON Kraftwerke Roman Weber E.ON Kernkraft Andreas Wedekind E.ON Fernwärme Hans-Joachim Weinhold BKB Peter Wendler E.ON Bayern
Beatrix Werner E.ON IS Gerhard Werner Service Plus Christopher Whelan E.ON U.S. Sabine Wick E.ON Avacon Neil Wildgust E.ON UK Archie L. Williams E.ON U.S. Peter Windeler E.ON Westfalen Weser
Marco Winkler E.ON Bayern Kristina Wirth E.ON Netz Joachim Wolf E.ON Ruhrgas Betriebskrankenkasse Karsten Wolter E.ON Avacon Jeanne Wright E.ON U.S. Barry Yoxall Central Networks Carsten Zindel E.ON Kernkraft
Stephan Zindel E.ON Mitte Hernádi Zsolt E.ON Észak-dunántúli Áramszolgáltató
Konzernübersicht
Corporate Center
100 %
E.ON AG
Düsseldorf
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
67,2 %
100 %
73,8 %
100 %
73,3 %
50 %
98,1 %
100 %
100 %
70 %
76,8 %
51 %
62,8 %
100 %
67 %
100 %
67 %
100 %
21 % *
100 %
49 %
60 %
* Stimmrechte 20%
100 %
Thüga AG, München
81,1 %
100 %
100 %
100 %
53,1 %
100 %
23,6 %
Market Unit Nordic
100 %
25,9 %
50 %
51 %
20 %
100 %
40,6 %
38,9 %
74,8 %
24,5 %
Market Unit UK
20 %
51%
47,2 %
6,4 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
55,2 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
50 %
100 %
Stand Februar 2006
Design:
Produktion:
Druck:
Fotos:
Lesmo, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
Rücken
204
OneE.ON – unter diesem Motto haben wir im
Jahr 2005 ein gemeinsames Selbstverständnis
entwickelt und so die bereits begonnene
Integration im Konzern fortgesetzt.
Im Mittelpunkt steht dabei unsere Vision, E.ON
zum weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen zu machen. Bei ihrer Verwirklichung
helfen die tragenden Elemente von OneE.ON:
Mission
Werte
Verhaltensweisen
Wir senden Ihnen gerne
weitere Informationen:
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 zukunftsbezogene Aussagen, die Risiken
und Ungewissheiten unterliegen. Für Informationen über wirtschaftliche, währungsbezogene, regulatorische, technische,
wettbewerbsbezogene und einige andere wichtige Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächlichen Ergebnisse
wesentlich von denjenigen abweichen, von denen in den zukunftsbezogenen Aussagen ausgegangen wird, verweisen wir
auf die von der E.ON bei der Securities and Exchange Commission in Washington D.C. eingereichten regelmäßig aktualisierten
Unterlagen, insbesondere auf die Aussagen in den Abschnitten „Item 3 – Key Information – Risk Factors”, „Item 5 – Operating
and Financial Review and Prospects“ und „Item 11 – Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk“ des Annual
Report on Form 20-F für das Geschäftsjahr 2005 der E.ON.
All das verbindet unsere Mitarbeiterinnen und
Mitarbeiter. Denn wenn wir geschlossen auftreten und noch besser zusammenarbeiten,
bleiben wir auch nachhaltig im Wettbewerb
erfolgreich.
Rücken
E.ON-Teams im Büro, vor einem Kraftwerk, in
der Freizeit oder vor historischer Kulisse – unsere
Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter haben in einem
konzernweiten Fotowettbewerb gezeigt, wie
viel Teamgeist, Kreativität und Engagement in
ihnen steckt.
Von den mehr als 3.000 eingereichten Fotos aus
über 20 Ländern kann in diesem Geschäftsbericht
natürlich nur eine Auswahl gezeigt werden.
Die Fotos vermitteln einen Eindruck davon, wie
jeder einzelne OneE.ON in seinem Arbeitsalltag
lebt. Bei aller Vielfalt haben sie doch eines
gemeinsam: Sie alle beweisen, wie sehr sich
unsere Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter mit
E.ON identifizieren.
Inhalt
Brief an die Aktionäre
6 Brief an die Aktionäre
10 Vorstand
Bericht des Aufsichtsrats
Das Jahr 2005 im Überblick
Zusammengefasster Lagebericht
Weitere Informationen
Market Units
Konzernabschluss
Corporate Governance
Tabellen und Übersichten
58 Prognosebericht
58 Gesamtwirtschaftliche Situation
58 Branchensituation
59 Mitarbeiter
59 Ergebnisentwicklung
12 Bericht des Aufsichtsrats
60 Finanzlage
60 Chancen
15 Aufsichtsrat
18 Das Jahr 2005 im Überblick
64 Strategie und geplante Investitionen
68 E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
72 Menschen bei E.ON
20 Geschäft und Rahmenbedingungen
Market Units
20 Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit
80 Central Europe
24 Energiepolitisches Umfeld
86 Pan-European Gas
28 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen
92 UK
30 Branchensituation
96 Nordic
31 Energiepreisentwicklung
98 US-Midwest
33 Strom- und Gasabsatz
33 Strom- und Gasbeschaffung
Konzernabschluss
34 Ertragslage
102 Bestätigungsvermerk
34 Transaktionen im Geschäftsjahr 2005
103 Gewinn- und Verlustrechnung
35 Entwicklung des Konzernumsatzes
104 Bilanz
35 Entwicklung des Adjusted EBIT
105 Kapitalflussrechnung
36 Entwicklung des Konzernüberschusses
106 Entwicklung des Konzerneigenkapitals
38 Wertmanagement
107 Anhang
42 Finanzlage
42 Management finanzwirtschaftlicher
Marktpreisänderungsrisiken
42 Finanzpolitik
43 Entwicklung der Investitionen
44 Cashflow und Finanzposition
178 Angaben zu den Organen
180 Corporate-Governance-Bericht
185 Vergütungsbericht
189 Entsprechenserklärung
48 Vermögenslage
49 Weitere Angaben
190 Mehrjahresübersicht
49 Jahresabschluss der E.ON AG
192 Wesentliche Beteiligungen
50 Mitarbeiter
194 Glossar
51 Grundzüge des Vergütungssystems
205 Finanzkalender
von Vorstand und Aufsichtsrat
51 Forschung und Entwicklung
53 Verantwortung für Gesellschaft und Umwelt
54 Wichtige Ereignisse nach Schluss des Geschäftsjahres
56 Risikobericht
5
6
das Jahr 2005 war wie kein anderes zuvor für Ihr Unternehmen und seine Mitarbeiter von Zustimmung
und Widerspruch geprägt. So war E.ON wirtschaftlich wieder erfolgreich, der Kurs der E.ON-Aktie stieg
weit über frühere Höchststände hinaus. Bei allen wichtigen Kennzahlen konnten wir uns erneut verbessern. In unseren Märkten aber haben wir kräftigen Gegenwind verspürt. Vor allem Preiserhöhungen,
die vor dem Hintergrund der weltweit gestiegenen Rohstoff- und Energiepreise unausweichlich waren,
stießen bei vielen unserer Kunden auf wenig Verständnis. Bei manchen lösten sie sogar deutliche Kritik
und heftigen Widerstand aus. Wir haben uns dieser schwierigen Diskussion aktiv gestellt, konnten
letztlich aber mit unseren sachlichen Argumenten nur sehr schwer und längst nicht jeden überzeugen.
Diese Konfrontation zeigt eindrucksvoll, wie sehr wir als Energieunternehmen in besonderem Augenmerk von Kunden, Politik und Gesellschaft stehen. Umso mehr kommt es darauf an, dass wir als ein
Unternehmen geschlossen auftreten und mit einer Stimme sprechen. In einem Konzern mit fast
80.000 Mitarbeitern kann dies nur gelingen, wenn wir ein gemeinsames Selbstverständnis davon entwickeln, wofür E.ON steht und wie E.ON handelt.
Genau daran haben wir unter dem Motto OneE.ON im vergangenen Jahr gearbeitet. OneE.ON ist die
konsequente Fortsetzung des konzernweiten Integrationsprozesses, den wir 2003 mit dem on·topProjekt gestartet haben. In diesem Rahmen haben wir zunächst Strukturen und Prozesse im Konzern
analysiert und verbessert. Nach dieser Phase des organisatorischen Zusammenwachsens geht es nun
bei OneE.ON vor allem um die Entwicklung unseres gemeinsamen Selbstverständnisses. Zentrale
Grundlage dafür ist unsere Vision, E.ON zum weltweit führenden Unternehmen der Branche zu
machen. Dieses große Ziel verbindet alle Mitarbeiter des Konzerns. Die weiteren Kernelemente von
OneE.ON – Mission, Werte und Verhaltensweisen – weisen den Weg zur Verwirklichung unserer Vision.
Schon heute trägt OneE.ON sichtbare Früchte: Die Zusammenarbeit im Konzern ist noch intensiver
und lebendiger als zuvor, die Identifikation der Mitarbeiter mit E.ON weiter gestiegen. Dies bestätigte
die zweite konzernweite Mitarbeiterbefragung im Herbst letzten Jahres. Auch nach außen treten wir
nun in allen Märkten einheitlich mit der Marke E.ON auf. So heißt Sydkraft seit September E.ON Sverige,
LG&E Energy seit Dezember E.ON U.S.
Market Units
Konzernabschluss
Nicht nur bei der konzernweiten Integration haben wir weitere Fortschritte gemacht. Auch beim Ausbau unserer Marktpositionen sind wir erneut gut vorangekommen. Ein Schwerpunkt dabei war Mittelund Osteuropa. In Bulgarien und Rumänien haben wir erstmals Beteiligungen an Strom- und Gasunternehmen erworben. Für die Übernahme des Gashandels- und Speichergeschäfts der ungarischen
MOL haben wir unter Auflagen „Grünes Licht“ von der EU-Kommission erhalten. Unsere Marktposition
gefestigt haben wir auch in den Niederlanden. Mit dem Erwerb des Strom- und Gasunternehmens
NRE Energie beliefern wir dort jetzt erstmals auch Endkunden. Den Zugang zum italienischen Strommarkt erschließen wir uns mit dem Bau eines modernen, umweltschonenden Gaskraftwerks in der
Nähe von Turin. Das Erdgas für diese Anlage wird E.ON Ruhrgas liefern – ein weiteres Beispiel dafür,
wie wir von der fortschreitenden Konzernintegration profitieren.
Zur Stärkung unserer Position in der Gasbeschaffung haben wir die britische Gasfördergesellschaft
Caledonia Oil and Gas erworben. Wir sind damit unserem Ziel, langfristig 15–20 Prozent des Gasbedarfs
aus eigener Produktion zu decken, ein gutes Stück näher gekommen. Der Wettbewerb um die von den
Produzenten angebotenen Gasmengen wird immer schärfer, weil die Nachfrage in Europa und weltweit stark steigt. Deshalb wollen wir uns zusätzliche Beschaffungswege erschließen. Gemeinsam mit
Gazprom und BASF werden wir eine neue Pipeline durch die Ostsee bauen, die uns unter Verzicht
auf Transitländer direkt mit den russischen Gasvorkommen verbindet. Darüber hinaus planen wir in
Wilhelmshaven den Bau des ersten deutschen Terminals für verflüssigtes Erdgas, das künftig aus dem
Nahen Osten sowie aus West- und Nordafrika importiert werden könnte.
Nicht nur die Projekte in der Gasbeschaffung tragen maßgeblich zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Europa bei. Bis Ende 2008 werden wir rund 18,6 Mrd  insbesondere in den Ausbau und
die Modernisierung unserer Kraftwerke und Netze investieren. Davon sind allein in Deutschland rund
5,2 Mrd  vorgesehen. An den Schwerpunkten unserer Investitionen wird deutlich, welch hohen Stellenwert wir der Versorgungssicherheit beimessen.
Wenn es um die Zukunft der Energieversorgung geht, denken wir aber auch über unseren mittelfristigen Planungszeitraum hinaus. Anfang dieses Jahres haben wir eine konzernweite Forschungsinitiative
gestartet. In den nächsten 10 Jahren wird E.ON insgesamt 100 Mio  für die Energieforschung aufwenden. Dabei sollen wissenschaftliche Lösungen für eine höhere Energieeffizienz und verbesserten
Klimaschutz entwickelt werden. Kernelement dieser Initiative ist eine langfristig angelegte Kooperation
mit der auf dem Gebiet der Energieforschung anerkannten Rheinisch-Westfälischen Technischen
Hochschule Aachen, mit der wir gemeinsam das „E.ON Forschungsinstitut für Energie“ gründen.
Die Initiative für die Energieforschung zeigt beispielhaft den hohen Stellenwert, den wir unserer
gesellschaftlichen Verantwortung beimessen – eine Verantwortung, zu der wir uns auch im Rahmen
von OneE.ON ausdrücklich bekennen. Gesellschaftliche Verantwortung ist einer der fünf Werte, den
wir dem Handeln des Konzerns zugrunde legen.
Natürlich verlieren wir darüber nicht unsere unternehmerische Verantwortung aus dem Auge. Ganz
im Gegenteil: Wirtschaftlicher Erfolg und eine angemessene Verzinsung auf das eingesetzte Kapital
stehen ganz oben auf unserer Prioritätenliste. Dazu fühlen wir uns Ihnen, unseren Aktionären, verpflichtet. Das ist überhaupt kein Widerspruch: Denn letztlich können sich nur wirtschaftlich erfolgreiche
Unternehmen auch nachhaltig gesellschaftlich engagieren.
E.ON erfüllt diese Voraussetzung voll und ganz: 2005 konnten wir das Adjusted EBIT gegenüber dem
Rekordwert des Vorjahres um 8 Prozent auf 7,3 Mrd  steigern. Dies belegt eindrucksvoll die hohe
Ertragkraft unseres Geschäfts. Der Konzernüberschuss stieg deutlich um 71 Prozent auf 7,4 Mrd .
Ausschlaggebend dafür waren neben dem verbesserten operativen Ergebnis vor allem hohe Buchgewinne aus der Veräußerung von Viterra und Ruhrgas Industries im Rahmen der Konzentration auf die
Kerngeschäfte Strom und Gas.
7
8
Die gute operative Entwicklung hat auch erheblich dazu beigetragen, den Wert Ihres Unternehmens
weiter zu steigern. Unsere Kapitalrendite (ROCE) lag mit 12,1 Prozent klar über den Kapitalkosten vor
Steuern von 9,0 Prozent. Damit steigt unser Wertbeitrag auf 1,9 Mrd .
Deutlich gestiegen ist auch der Wert der E.ON-Aktie: Ihr Kurs stieg im Jahresverlauf 2005 um gut
30 Prozent. E.ON hat sich damit in einem insgesamt sehr starken Aktienumfeld noch besser entwickelt
als die wichtigsten Börsenindizes: Der DAX legte im gleichen Zeitraum um 27 Prozent zu, der europäische Aktienmarkt EURO STOXX 50 um 24 Prozent. Und auch in das Jahr 2006 ist die E.ON-Aktie mit
einem Plus von 5 Prozent im Januar gut gestartet.
Die Attraktivität der E.ON-Aktie wird durch unsere aktionärsfreundliche Dividendenpolitik untermauert.
Wir werden der Hauptversammlung am 4. Mai 2006 eine Erhöhung der Dividende um 17 Prozent auf
2,75  je Aktie vorschlagen. Seit dem Jahr 2000 hat sich Ihre Dividende damit mehr als verdoppelt!
Über diese ordentliche Dividende hinaus wollen wir bereits in diesem Jahr der Hauptversammlung
die Ausschüttung einer Sonderdividende in Höhe von 4,25  je dividendenberechtigter Stückaktie vorschlagen. Damit lassen wir Ihnen den Gegenwert der Degussa-Beteilung zukommen und schließen
die Konzentration auf das Energiegeschäft ab. Mit einer Dividendensumme von 4,6 Mrd  zählt E.ON
weiterhin zu den ausschüttungsstärksten Unternehmen im DAX.
Als fokussierter Energiekonzern sind wir bestens aufgestellt, um die Erfolgsstory von E.ON weiter
fortzuschreiben. Wir sind zuversichtlich, im laufenden Jahr beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des
Vorjahres leicht zu übertreffen.
Nachhaltiger Erfolg im operativen Geschäft wäre ohne die herausragende Leistung und das überdurchschnittliche Engagement unserer Mitarbeiter nicht möglich. Sie haben auch 2005 wieder erhebliche
Anstrengungen unternommen – und das in einem Umfeld, das oftmals nicht nur von ungerechten
Vorwürfen, sondern teilweise sogar von Polemik und unbegründeten Anfeindungen geprägt war. Dafür
danke ich allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern ganz herzlich.
Wir sind auf dem besten Weg, unsere Vision vom weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen
Wirklichkeit werden zu lassen. OneE.ON spielt dabei eine entscheidende Rolle: Im Konzern ziehen alle
mit Begeisterung an einem Strang – ein derartiger Mannschaftsgeist ist der beste Garant dafür, auch
künftige Herausforderungen zu meistern und unsere Chancen zu nutzen.
Mit freundlichen Grüßen
Dr. Wulf H. Bernotat
Dieser Brief an die Aktionäre enthält die Kennzahlen Adjusted EBIT, ROCE und Value Added (so genannte Non-GAAP
financial measures), die nicht auf Basis eines 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).
Market Units
Konzernabschluss
OneE.ON
Die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bei E.ON verbindet eine gemeinsame Vision:
wir wollen E.ON zum weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen machen.
Um dieses Ziel zu erreichen, haben wir einen gemeinsames Verständnis von unserem Weg: Unsere Mission. Damit wir diesen Weg erfolgreich gehen können, teilen
wir gemeinsame Überzeugungen und richten unser Handeln an gemeinsamen
Leitlinien aus: Unsere Werte und Verhaltensweisen.
Vision
E.ON wird das weltweit führende Strom- und Gasunternehmen.
Mission
Wir bieten unseren Kunden wettbewerbsfähige und verlässliche Leistungen, die
ihnen Vorteile und Nutzen bringen. Als integriertes Strom- und Gasunternehmen
sind wir erfolgreich, indem wir internationale Stärke mit lokaler Kompetenz
verbinden und die besten internen und externen Ideen umsetzen. So schaffen
wir hervorragenden Wert für unsere Aktionäre und ausgezeichnete Perspektiven
für unsere Mitarbeiter.
Werte
Wir stellen uns der Verantwortung für unsere Mitarbeiter, unsere Gesellschaft
und unsere Umwelt und teilen diese Werte:
• Integrität: Wir tun, was wir sagen.
• Offenheit: Wir sagen, was wir denken.
• Vertrauen und gegenseitiger Respekt:
Wir behandeln andere so, wie wir selbst behandelt werden möchten.
• Mut: Wir tun und sagen, wovon wir überzeugt sind.
• Gesellschaftliche Verantwortung:
Wir handeln im langfristigen gesellschaftlichen Interesse.
Verhalten
Wir lassen uns von diesen, für uns wesentlichen Verhaltensweisen leiten:
• Kundenorientierung
• Leistungswille
• Veränderungsbereitschaft
• Zusammenarbeit
• Führungsverhalten
• Vielfalt und Weiterentwicklung
9
10
Vorstand
Generalbevollmächtigte
Dr. Peter Blau, Gert von der Groeben, Heinrich Montag, Dr. Rolf Pohlig
Market Units
Konzernabschluss
Dr. Krüper
Dr. Schipporeit
Dr. Bergmann
Dr. Bernotat
Dr. Teyssen
11
Dr. Gaul
Dr. Hans Michael Gaul
Dr. Erhard Schipporeit
geb. 1948 in Göttingen,
Mitglied des Vorstands seit 2003
Vorsitzender, Düsseldorf
geb. 1942 in Düsseldorf,
Controlling/Unternehmensplanung,
Mergers & Acquisitions und Recht,
Düsseldorf
geb. 1949 in Bitterfeld,
Finanzen, Rechnungswesen,
Steuern und Informatik,
Düsseldorf
Dr. Burckhard Bergmann
Dr. Manfred Krüper
Dr. Johannes Teyssen
geb. 1943 in Sendenhorst/Beckum,
Upstream-Geschäft, Marktmanagement,
Regulierungsmanagement Konzern,
Düsseldorf
geb. 1941 in Gelsenkirchen,
Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen,
Einkauf und Organisation,
Düsseldorf
geb. 1959 in Hildesheim,
Downstream-Geschäft, Marktmanagement,
Regulierungsmanagement Konzern,
Düsseldorf
12
Akquisitionen, Desinvestitionen und Erneuerung
des Kraftwerksparks
Wesentliche Themen unserer Erörterungen in diesem
Rahmen waren:
• der Verkauf von Viterra und Ruhrgas Industries,
• die Eckpunktevereinbarung zur Abgabe der DegussaAnteile an RAG,
• der Erwerb von Strom- und Gasunternehmen zur Abrundung unserer integrierten Positionen in Osteuropa
sowie
• die Planungen zum Bau moderner Kraftwerke in
Deutschland und Italien.
Weiterentwicklung der Unternehmensstrategie
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 den vier regulären Sitzungen und einer außerordentlichen
Sitzung des Aufsichtsrats haben wir uns im Jahr 2005 gründlich mit allen für das Unternehmen relevanten Fragen der
Planung, der Geschäftsentwicklung und des Risikomanagements 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.
Schwerpunkte unserer Beratungen waren Akquisitionen und
Desinvestitionen, die bevorstehenden Investitionen in den
Kraftwerkspark, die Weiterentwicklung der Unternehmensstrategie, die energiepolitischen Rahmenbedingungen, die
öffentliche Diskussion über die Strom- und Gaspreise, die
wirtschaftliche Lage der Konzerngesellschaften, die Mittelfristplanung und die Kapitalstruktur.
Breiten Raum nahmen unsere Beratungen über die künftige
Wachstumsstrategie für den E.ON-Konzern ein, die angepasst
wurde, nachdem alle Finanz- und Performance-Ziele vorzeitig
erreicht worden sind, um auch mittlere und große Wachstumsschritte zu ermöglichen. Im Jahresverlauf berieten wir
in diesem Zusammenhang auch über die Gründe für den
Abbruch der Gespräche mit Scottish Power.
Ein weiteres wichtiges Thema unserer Beratungen war die
Gasbeschaffungsstrategie des E.ON-Konzerns einschließlich
möglicher LNG-Projekte. Darüber hinaus informierte uns der
Vorstand umfassend über den Stand der Verhandlungen mit
Gazprom, die bereits zum Abschluss einer Vereinbarung zum
Bau der Nordeuropäischen Gasleitung (NEGP) geführt haben.
Energiepolitische Rahmenbedingungen
Der Vorstand hat uns detailliert über die Entwicklung der
energiepolitischen Rahmenbedingungen für die Strom- und
Gaswirtschaft auf dem Laufenden gehalten. In diesem
Zusammenhang haben wir uns intensiv mit den diesbezüglichen Gesetzgebungs- und Regulierungsverfahren sowie
deren Auswirkungen auf unsere Märkte befasst. Wesentliche
Themen waren die Entwicklung des europaweiten Emissionshandels, das Inkrafttreten des Energiewirtschaftsgesetzes
sowie die sich daraus ergebenden Konsequenzen.
In diesem Rahmen haben wir auch eingehend die öffentliche Diskussion zur Entwicklung der Strom- und Gaspreise
besprochen, die damit verbundene Kommunikation der
Marktmechanismen sowie die Anstrengungen des Konzerns,
die Gaspreiskalkulation für Haushaltskunden transparent zu
machen.
Market Units
Konzernabschluss
Wirtschaftliche Lage und Mittelfristplanung
Schließlich erörterten wir ausführlich die wirtschaftliche Lage
der Konzerngesellschaften – insbesondere vor dem Hintergrund der Preisentwicklung auf den Energiemärkten – und
das langfristige Programm zur Erneuerung der Infrastruktur
im E.ON-Konzern. Eingehend berieten wir ferner die Mittelfristplanung des Konzerns für die Jahre 2006 bis 2008. Der
Vorstand unterrichtete uns darüber hinaus, in welchem Umfang derivative Finanzinstrumente eingesetzt wurden.
Auch die Weiterentwicklung der Corporate Governance bei
E.ON haben wir regelmäßig behandelt. Wir haben überprüft,
dass die Corporate-Governance-Grundsätze gemäß der am
16. Dezember 2004 abgegebenen Entsprechenserklärung im
Geschäftsjahr 2005 von der E.ON AG eingehalten wurden. Die
Entsprechenserklärung zum Corporate Governance Kodex
gemäß § 161 Aktiengesetz ist im Corporate-Governance-Kapitel auf Seite 189 des Geschäftsberichts wiedergegeben und
im Internet unter www.eon.com veröffentlicht.
Sitzungen der Ausschüsse
Das Präsidium des Aufsichtsrats hat in vier Sitzungen Berichte
des Vorstands erhalten und ausführlich besprochen. Insbesondere wurden Vorstandspersonalia, Struktur und Höhe
der Vorstandsbezüge sowie die aktienbasierten Vergütungskomponenten diskutiert. Darüber hinaus wurden im Finanzund Investitionsausschuss in zwei Sitzungen Berichte des
Vorstands zu genehmigungspflichtigen Geschäften sowie zu
strategischen Fragen besprochen. Zwischen den Sitzungsterminen hat der Ausschuss Beschlüsse zu wichtigen Transaktionen gefasst bzw. vorbereitet. Der Prüfungsausschuss
erörterte in fünf Sitzungen insbesondere den Jahresabschluss,
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 SOA
geltenden Regeln für die Genehmigung nicht prüfungsbezogener Dienstleistungen des Abschlussprüfers.
Feststellung des Jahresabschlusses
Der Jahresabschluss der E.ON AG zum 31. Dezember 2005
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.
Dies gilt auch für den Konzernabschluss, der nach US-GAAP
aufgestellt ist. Dieser wurde um die nach deutschen handelsrechtlichen Vorschriften 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 Lagebericht sowie die Prüfungsberichte der
Abschlussprüfer wurden nach eingehender Behandlung im
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 Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unternehmensentwicklung,
stimmen wir zu.
13
14
Dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine
Dividende von 2,75  und eine Sonderdividende von 4,25 
pro dividendenberechtigter Aktie vorsieht, schließen wir uns an.
Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat und in
den Ausschüssen
Die Herren Ralf Blauth und Peter Obramski schieden mit Wirkung zum 30. Juni 2005 aus dem Aufsichtsrat aus. Wir danken
beiden Herren auch an dieser Stelle für ihre engagierte Mitwirkung in diesem Gremium und die konstruktive Zusammenarbeit. Als Nachfolger wurden Frau Gabriele Gratz und Herr
Erhard Ott als Vertreter der Arbeitnehmer mit Wirkung zum
1. Juli 2005 gerichtlich zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt.
In seiner Sitzung am 10. August 2005 wählte der Aufsichtsrat
als Nachfolger für Herrn Blauth Herrn Wolf-Rüdiger Hinrichsen
zum Mitglied des Präsidialausschusses. Als Nachfolger für
Herrn Blauth im Prüfungsausschuss wurde Herr Ulrich Otte
gewählt.
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 8. März 2006
Der Aufsichtsrat
Ulrich Hartmann
Vorsitzender
Aufsichtsrat
Market Units
Konzernabschluss
Ehrenvorsitzender des
Aufsichtsrats
Prof. Dr. Günter Vogelsang
Düsseldorf
Aufsichtsrat
Ulrich Hartmann
Eva Kirchhof
Düsseldorf
Vorsitzender
Dipl.-Physikerin, Marl
Präsidialausschuss
Seppel Kraus
Hubertus Schmoldt
Vorsitzender der
Industriegewerkschaft Bergbau,
Chemie, Energie, Hannover
stellv. Vorsitzender
Prof. Dr. Ulrich Lehner
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Wolf-Rüdiger Hinrichsen
Hubertus Schmoldt
Dr. Henning Schulte-Noelle
Vorsitzender der Geschäftsführung der
Henkel-Gruppe, Düsseldorf
Prüfungsausschuss
Gewerkschaftssekretär, München
Günter Adam
Dr. Klaus Liesen
Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats
der Degussa AG, Hanau
Ehrenvorsitzender des Aufsichtsrats
der E.ON Ruhrgas AG, Essen
Dr. Karl-Hermann Baumann
Peter Obramski
München
Gewerkschaftssekretär, Gelsenkirchen
(bis 30. Juni 2005)
Ralf Blauth
Vorsitzender des Konzernbetriebsrats
der Degussa AG, Marl
(bis 30. Juni 2005)
Erhard Ott
Dr. Rolf-E. Breuer
Ulrich Otte
Vorsitzender des Aufsichtsrats der
Deutsche Bank AG,
Frankfurt am Main
der E.ON Energie AG, München
Mitglied des ver.di-Bundesvorstands,
Berlin (seit 1. Juli 2005)
Klaus-Dieter Raschke
Dr. Gerhard Cromme
ThyssenKrupp AG,
Düsseldorf
der E.ON Energie AG, Hannover
Gabriele Gratz
Allianz AG, München
Betriebsratsvorsitzende der
E.ON Ruhrgas AG, Essen (seit 1. Juli 2005)
Prof. Dr. Wilhelm Simson
München
der E.ON AG, Düsseldorf
Gerhard Skupke
der E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree
Ulrich Hocker
Hauptgeschäftsführer der Deutsche
Schutzvereinigung für Wertpapierbesitz e.V., Düsseldorf
Ausschüsse des Aufsichtsrats
Dr. Georg Frhr. von Waldenfels
Staatsminister a.D., Rechtsanwalt,
München
Dr. Karl-Hermann Baumann,
Vorsitzender
Ulrich Hartmann
Ulrich Otte
Finanz- und
Investitionsausschuss
Ulrich Hartmann, Vorsitzender
Dr. Gerhard Cromme
Hubertus Schmoldt
15
18
Januar
Juni
Nach einem ungewöhnlich heftigen Sturm in Südschweden
wird das Stromnetz in einigen Gebieten erheblich beschädigt.
Rund 250.000 Kunden sind ohne Strom. Sydkraft, heute E.ON
Sverige, arbeitet mit Hochdruck an der Wiederherstellung
der Versorgung.
E.ON Ruhrgas erwirbt eine 51-prozentige Beteiligung am
rumänischen Gasverteiler Distrigaz Nord. Der rumänische
Markt ist der absatzstärkste Gasmarkt in Zentral- und Osteuropa.
Juli
Februar
E.ON Energie erwirbt Beteiligungen von jeweils 67 Prozent
an den bulgarischen Regionalversorgern Gorna Oryahovitza
und Varna. Mit dem Markteintritt in Bulgarien baut E.ON
die Marktposition in der dynamisch wachsenden Region Osteuropa weiter aus.
April
E.ON UK erwirbt Enfield Energy Centre Ltd. Die Gesellschaft
betreibt ein modernes und effizientes Gaskraftwerk in der
Nähe von London. So baut E.ON UK die führende Position in
der Stromerzeugung weiter aus.
Mitarbeiter aller Konzerngesellschaften nehmen am
OneE.ON-Day teil. Damit wird das weitere Zusammenwachsen des E.ON-Konzerns eingeleitet.
E.ON UK erwirbt Holford Gas Storage Ltd., eine Entwicklungsgesellschaft zum Bau eines der größten unterirdischen Gasspeicher in Großbritannien.
E.ON Energie führt die Gasversorgung Thüringen mit dem
bereits konsolidierten Regionalversorger TEAG zur
E.ON Thüringer Energie zusammen. Am fusionierten Unternehmen hält E.ON Energie 76,8 Prozent der Geschäftsanteile.
August
E.ON veräußert Viterra an die Deutsche Annington. Aus
dem Verkauf erzielt E.ON einen Buchgewinn in Höhe von
rund 2,4 Mrd .
E.ON gibt die Einführung eines Contractual Trust Arrangement
(CTA) für Pensionsverpflichtungen deutscher Konzernunternehmen bekannt. E.ON nutzt hiermit die starke Liquiditätsund Finanzposition des Konzerns, um Pensionsrückstellungen
von bis zu 5,4 Mrd  über ein CTA zu finanzieren.
Market Units
Konzernabschluss
September
Im Rahmen der weiteren Festigung der Präsenz in Osteuropa
erwirbt E.ON Energie 51 Prozent am rumänischen Regionalversorger Electrica Moldova. Nach der Übernahme firmiert
das Unternehmen unter dem Namen E.ON Moldova.
E.ON Energie vollzieht die Übernahme des niederländischen
Strom- und Gasunternehmens NRE Energie und erschließt
sich damit erstmals den Zugang zu Endkunden in den
Niederlanden – gleichzeitig eine sinnvolle Ergänzung der
dort bereits bestehenden Aktivitäten in der Stromproduktion
und im Gashandel.
E.ON Ruhrgas veräußert Ruhrgas Industries an das europäische Beteiligungsunternehmen CVC Capital Partners. Dabei
erzielt E.ON einen Buchgewinn in Höhe von rund 0,6 Mrd .
Oktober
Statkraft erwirbt Beteiligungen an insgesamt 24 Wasserkraftwerken von E.ON Sverige. Zusammen erzeugen die Kraftwerke in einem durchschnittlichen Jahr 1,6 Mrd kWh Strom.
E.ON Kraftwerke kündigt den Bau eines modernen und
umweltschonenden Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerks mit
einer Kapazität von 800 MW bei Turin an. Die Anlage soll
bereits Ende 2007 in Betrieb gehen. Der italienische Strommarkt ist der viertgrößte in Europa und weist hohe Wachstumsraten auf.
November
E.ON Ruhrgas erwirbt die britische Gasfördergesellschaft
Caledonia Oil and Gas Limited mit Beteiligungen an insgesamt 15 Gasfeldern in der südlichen britischen Nordsee und
stärkt so die Position in der Gasbeschaffung. Das Unternehmen wird in E.ON Ruhrgas UK North Sea umfirmiert.
Mehrere Kunden klagen gegen die Gaspreiserhöhungen von
E.ON Hanse und E.ON Westfalen Weser. Darauf kündigt E.ON
an, als erstes Unternehmen der Branche die Kalkulation der
Gaspreise für ihre Haushaltskunden in Deutschland transparent zu machen. Diese Maßnahme wird im November für den
Regionalversorger E.ON Hanse und bis Januar 2006 bei allen
anderen deutschen E.ON-Regionalversorgern umgesetzt.
E.ON schließt die zweite konzernweite Mitarbeiterbefragung
ab. Die Gesamtbeteiligungsquote des vorhergehenden Jahres
(74,4 Prozent) wurde deutlich übertroffen: 84,1 Prozent der
fast 62.000 teilnahmeberechtigten Mitarbeiter äußerten ihre
Meinung.
Dezember
Gazprom beginnt mit den Arbeiten an der Anschlussleitung
zur geplanten Ostseepipeline (NEGP). Sie soll ab 2010 Erdgas
aus Sibirien durch die Ostsee nach Deutschland transportieren.
Die Projektpartner Gazprom, E.ON und BASF werden die NEGP
gemeinsam errichten. Die Pipeline wird dazu beitragen, den
steigenden Importbedarf in Deutschland und anderen europäischen Ländern zu decken.
E.ON und RAG unterzeichnen eine Eckpunktevereinbarung
zur Abgabe der von E.ON noch gehaltenen rund 43-prozentigen Degussa-Beteiligung an die RAG. Die beiden Unternehmen vereinbaren einen Kaufpreis von rund 2,8 Mrd . Das
entspricht einem Wert von 31,50  je Degussa-Aktie. Die Transaktion soll am 1. Juli 2006 abgeschlossen sein. E.ON wird aus
der Abgabe voraussichtlich einen Buchgewinn in der Größenordnung von rund 400 Mio  erzielen.
19
20
Adjusted EBIT über Vorjahreswert
Operativer Cashflow deutlich über Vorjahresniveau
Dividendenerhöhung auf 2,75  vorgesehen
Adjusted EBIT für 2006 leicht über hohem Vorjahresniveau erwartet
E.ON-Konzern1)
2005
in Mio 
Umsatz
EBITDA 3)
20042)
+/– %
56.399
46.742
+21
10.272
9.741
+5
Adjusted EBIT3)
7.333
6.787
+8
Konzernüberschuss
Adjusted
7.407
4.339
+71
ROCE4) (in %)
12,1
11,5
+0,65)
Value Added4)
1.872
1.477
+27
6.601
5.840
+13
3.863
–5.483
–
Investitionen
4.337
5.109
–15
79.947
60.156
+33
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. 37
4) Non-GAAP financial measure, Ableitung siehe S. 38–41
5) Veränderung in Prozentpunkten
6) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
7) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 47
Geschäft und Rahmenbedingungen
Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit
E.ON ist das weltweit größte private Strom- und Gasunternehmen mit einem Umsatz von gut 56 Mrd  und rund
80.000 Mitarbeitern. Das Unternehmen ist klar 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 sich in der Fokussierung auf diese 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 Center 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
und die laufende Optimierung des Portfolios. Wir verfolgen
eine wertorientierte Unternehmenspolitik, die auf verbesserte
Wettbewerbsfähigkeit und profitables Wachstum zielt.
Die Führungsgesellschaften der Market Units Central Europe,
Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest sind verantwortlich für das integrierte 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 integrierte Stromgeschäft und das DownstreamGasgeschäft in Zentraleuropa verantwortlich.
Das Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom und Gas (im
Wesentlichen Deutschland, die Niederlande und Italien)
umfasst:
• Betrieb konventioneller und nuklearer Kraftwerke sowie
die Stromerzeugung aus regenerativen Energien
• Stromtransport über Hoch- und Höchstspannungsnetze
• Regionale Verteilung von Strom, Gas und Wärme
• Stromhandel und 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 2005 versorgte Central Europe – einschließlich wesentlicher Minderheitsbeteiligungen – rund 15 Millionen
Kunden mit Strom und Gas, etwa je zur Hälfte in Zentraleuropa
West (Schwerpunkt Deutschland) und in Zentraleuropa Ost.
Market Units
Konzernabschluss
Die drei Geschäftsfelder Energieverbrauchsmessung, Neuanschlüsse und Hausinstallation, wurden im November 2005
zum Bereich Energy Services zusammengeführt. Dieser versorgt jetzt die Kunden mit allen Dienstleistungen rund um
den Anschluss ans Stromnetz, das Heizen und den Energieverbrauch.
Die Market Unit Nordic mit ihrer Führungsgesellschaft E.ON
Nordic (Sitz in Malmö, Schweden) konzentriert sich auf das
integrierte Energiegeschäft in Nordeuropa, vor allem in
Schweden, aber auch in Dänemark und Finnland. Das operative
Geschäft wird von E.ON Sverige geführt.
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 und an der Suche
nach entsprechenden Vorkommen. Im Midstream-Geschäft
werden Gaseinkauf, Gasverkauf und Gasspeicherung gebündelt sowie das gesamte technische System gesteuert und
optimiert. Das Gastransportnetz wird von E.ON Ruhrgas
Transport vermarktet. Für Downstream-Beteiligungen sind
E.ON Ruhrgas International und Thüga zuständig. Während
sich Thüga überwiegend auf deutsche Minderheitsbeteiligungen und italienische Mehrheitsbeteiligungen an regionalen Energieversorgern konzentriert, liegt der Fokus von E.ON
Ruhrgas International 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 integrierte Energiegeschäft
in England, Wales und Schottland zuständig. Das regulierte
Geschäft beinhaltet die Stromverteilung durch Central Networks. Zum unregulierten Geschäft zählen Energiegroßhandel und Endkundengeschäft. Die Energiegroßhandelsaktivitäten umfassen die Stromerzeugung, den integrierten Energiehandel, den Betrieb und die Wartung von Kraft-Wärme-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 2005 belieferte E.ON UK
etwa 8,6 Millionen Kunden. Davon waren 7,9 Millionen Haushaltskunden und 0,7 Millionen Geschäftskunden.
Die Aktivitäten umfassen:
• Stromerzeugung
• Wärmeerzeugung
• Strom- und Gasverteilung
• Endkundengeschäft in den Bereichen Strom-,
Gas- und Wärmeversorgung
• Energiehandel
Ende des Jahres 2005 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. LG&E und KU 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 920.000 Kunden, hauptsächlich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern unterschiedliche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt
LG&E rund 320.000 Kunden in Kentucky mit Gas.
Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten
von drei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an
denen US-Midwest Minderheitsbeteiligungen hält, und
Beteiligungen an unabhängigen Kraftwerken, die von LG&E
Power Inc. (LPI) betrieben werden.
21
22
E.ON-Konzern
Corporate Center
E.ON AG, Düsseldorf
Market Units
Central Europe
Pan-European Gas
UK
Nordic
US-Midwest
Führungsgesellschaften
E.ON Energie AG
E.ON Ruhrgas AG
E.ON UK plc
E.ON Nordic AB
E.ON U.S. LLC
München, 100 %
Essen, 100 %
Coventry, 100 %
Malmö, 100 %
Louisville, 100 %
Schweden
Reguliertes Geschäft
Finnland
Unreguliertes Geschäft
Geschäftsfelder
Zentraleuropa West
Strom
Up-/Midstream
Downstream-Beteiligungen Unreguliertes Geschäft
Gas
Zentraleuropa Ost
Sonstiges/Konsolidierung
München/DE
Essen/DE
Coventry/UK
Malmö/SE
Louisville/USA
Hannover/DE
München/DE
Nottingham/UK
Espoo/FI1)
Lexington/USA
Landshut/DE
Nürnberg/DE
Bayreuth/DE
Erfurt/DE
Regensburg/DE
Târgu Mureş/RO
Helmstedt/DE
London/UK
Quickborn/DE
Stavanger/NO
Wesentliche Standorte
Kassel/DE
Fürstenwalde/Spree/DE
Erfurt/DE
Paderborn/DE
Den Haag/NL
Budapest/HU
Prag/CZ
Bratislava/SL
Bac ău/RO
Varna/BG
Gorna/BG
1) E.ON Finland, Espoo, wird seit Januar 2006 unter den nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.
Market Units
Konzernabschluss
Absatzmärkte und 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
23
24
Energiepolitisches Umfeld
Die nationalen Gesetzgeber und auch die europäischen
Behörden haben 2005 eine Reihe von Gesetzen mit energiepolitischen Zielen angestoßen oder verabschiedet, die für
unser Geschäft von großer Bedeutung sind.
Europa
Die Themen Energieeffizienz, Versorgungssicherheit und
Energiebinnenmarkt prägten die energiepolitischen Aktivitäten der Europäischen Union im Jahr 2005.
Emissionshandel
Am 1. Januar 2005 begann der Handel mit CO2-Emissionsrechten in der Europäischen Union (EU-25), der auf ein kostengünstiges Erreichen von Klimazielen ausgerichtet ist und
Investitionsanreize für CO2-arme Technologien schaffen soll.
Das erste Jahr war dabei durch den Aufbau der Infrastruktur
gekennzeichnet. Die Zuteilung der Emissionsrechte ist in den
meisten europäischen Ländern abgeschlossen und auch die
erforderlichen Register stehen den Marktteilnehmern inzwischen überwiegend zur Verfügung. Damit ist der Grundstein
für einen europaweiten Handel gelegt. Festzuhalten ist: Der
Emissionshandel ist erfolgreich gestartet und der Markt
funktioniert. So konnte sich bislang eine Reihe von Börsenplätzen erfolgreich etablieren. Die Handelsumsätze haben
ein beachtliches Niveau erreicht und viele Teilnehmer aus
allen Branchen sowie aus den 25 EU-Ländern nehmen aktiv
am Handel teil.
Im Jahr 2005 wurden die unerwartet hohen Preise für CO2Zertifikate diskutiert. Die Preisentwicklung wurde im Wesentlichen durch zwei Faktoren geprägt. Zum einen hat die EU
die eingereichten nationalen Allokationspläne in Summe um
über 290 Mio Tonnen oder etwa 4 Prozent der zur Verfügung
stehenden Menge gekürzt und somit das Angebot verknappt.
Zum anderen führte ein steigender Bedarf an CO2-Zertifikaten
unter anderem in Großbritannien und Südeuropa zu einer
hohen Nachfrage nach Emissionsrechten.
Die Diskussion um den zweiten Zuteilungsplan für die zweite Handelsperiode von 2008 – 2012 ist gegenwärtig noch im
Gange – die endgültigen Zuteilungspläne müssen bis Mitte
des Jahres 2006 bei der EU eingereicht werden. Die E.ON AG
setzt sich als europaweit agierendes Unternehmen für eine
Vereinfachung und Harmonisierung der Regelungen ein.
Fortschrittsbericht der
EU-Generaldirektion Energie
Die EU-Kommission hat die Entwicklung der Strom- und Gasmärkte im Jahr 2005 aufmerksam verfolgt. Im Fortschrittsbericht der Generaldirektion Energie zum Stand der Energiebinnenmarktentwicklung werden die nationale Ausrichtung
der Energiemärkte und die dominierenden Marktanteile der
jeweils größten nationalen Unternehmen kritisiert und eine
wirksamere Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien gefordert. Die Generaldirektion Wettbewerb der EU-Kommission
führte im Sommer 2005 eine kartellrechtliche Untersuchung
(Sector Inquiry) der Strom- und Gasmärkte in der Europäischen Union durch. Im ersten Untersuchungszwischenbericht
kritisiert die Generaldirektion Wettbewerb die hohe Marktkonzentration, mangelnde Liquidität im Markt und unzureichende Entflechtung. Am 16. Februar 2006 hat die Kommission Ergebnisse der ersten Untersuchungsphase präsentiert.
Im Weiteren werden öffentliche Konsultationen durchgeführt,
aus denen sich konkrete Maßnahmen ergeben können. Der
Abschlussbericht wird Ende 2006 erwartet.
Market Units
Konzernabschluss
Richtlinie zu Endenergieeffizienz und
Energiedienstleistungen
Die EU hat sich auf eine europäische Richtlinie zu Endenergieeffizienz und Energiedienstleistungen geeinigt. Die Richtlinie
wird voraussichtlich im März 2006 in Kraft treten und muss
dann innerhalb von zwei Jahren in nationales Recht umgesetzt werden. Die Richtlinie verpflichtet die Mitgliedstaaten
zu einem indikativen Einsparziel beim Endenergieverbrauch
von insgesamt 9 Prozent zwischen 2008 und 2017. Um die
Ziele zu erreichen, sollen Energieunternehmen künftig z. B.
Energieeinspardienstleistungen anbieten. Dabei legt die EU
großen Wert darauf, dass sich in Europa ein Markt für Energieeinsparinvestitionen entwickelt. Wir werden unsere internationale Erfahrung bei der Anwendung von Energieeinspardienstleistungen im Rahmen der nationalen Umsetzung
dieser europäischen Richtlinie einbringen.
Deutschland
Neues Energiewirtschaftsrecht
Im Berichtsjahr wurde das Energiewirtschaftsgesetz zur Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien Erdgas und Elektrizität novelliert. Das Gesetz trat am 13. Juli 2005 in Kraft, die
ergänzenden Verordnungen für Netzzugang und Netzentgelte bei Strom und Gas am 29. Juli 2005. Weitere flankierende
Verordnungen müssen noch erlassen werden. Wesentliche
Neuregelungen betreffen die Verpflichtung zur rechtlichen
und organisatorischen Entflechtung der Energieversorgungsunternehmen sowie die Regulierung von Netzanschluss und
Netzzugang. Zudem wurden zahlreiche Berichtspflichten für
die Unternehmen festgelegt. Gleichzeitig nahm die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post
und Eisenbahnen in Bonn (bisherige Regulierungsbehörde
für Telekommunikation und Post) als zuständige Regulierungsbehörde ihre Arbeit auf. Ferner haben sich zehn von
16 Bundesländern dazu entschieden, zusätzlich eigene Landesregulierungsbehörden aufzubauen, welche die Regulierung für kleinere Netzbetreiber übernehmen, die ausschließlich innerhalb eines Bundeslandes tätig sind und weniger als
100.000 Kunden haben.
Das neue Energiewirtschaftsgesetz sieht hinsichtlich der
Regulierung der Netzentgelte eine erste Phase der weitgehend kostenorientierten Regulierung vor. Ferner führt das
Gesetz eine ex-ante-Genehmigungspflicht für alle kostenorientierten Entgelte ein. Unsere Stromnetzbetreiber haben
die entsprechenden Genehmigungsanträge Ende Oktober
2005, unsere Gasnetzbetreiber Ende Januar 2006 jeweils fristgemäß eingereicht. Auf Grund des Wettbewerbs im Bereich
der Ferngasnetzbetreiber ist für diese eine Ausnahme von
der kostenorientierten Entgeltregulierung möglich: Falls sie
Wettbewerb für ihre Netze nachweisen können, dürfen die
Ferngasnetzbetreiber ihre Netzentgelte marktorientiert bilden. E.ON Ruhrgas Transport hat bei der Bundesnetzagentur
Anfang Januar 2006 entsprechende Unterlagen eingereicht.
Die kostenorientierte Regulierung soll möglichst bald durch
eine Anreizregulierung abgelöst werden. Die Bundesnetzagentur muss hierzu bis Mitte 2006 in Kooperation mit Wissenschaft, Bundesländern und betroffenen Wirtschaftskreisen
ein umsetzungsfähiges Konzept entwickeln. Anschließend soll
auf Basis dieses Konzepts eine Verordnung zur Einführung
der Anreizregulierung erlassen werden. Kern der Anreizregulierung ist es, den Netzbetreibern Anreize zur Produktivitätssteigerung zu geben. Hierzu werden den Netzbetreibern
Obergrenzen für die Höhe der Netzentgelte oder der Gesamterlöse für eine in der Regel fünfjährige Regulierungsperiode
vorgegeben. Bei der Festlegung der Obergrenzen werden
Vorgaben zur Produktivitätssteigerung gemacht. Um den
Prozess der Erarbeitung eines Konzepts für die Anreizregulierung konstruktiv zu begleiten, hat E.ON im Sommer 2005
einen eigenen Vorschlag für ein Anreizregulierungssystem
vorgestellt: das Produktivitätssteigerungsmodell – kurz
Pro+Modell. Dieses Modell stützt sich insbesondere auf die
Erfahrungen unserer ausländischen Tochterunternehmen, die
bereits einer Anreizregulierung unterliegen, und zielt darauf
ab, für Betriebs- und Kapitalkosten jeweils differenzierte
Anreizmechanismen vorzusehen. Damit werden Anreize für
Produktivitätssteigerungen und ein angemessenes Investitionsklima geschaffen. Die für Versorgungszuverlässigkeit und
-sicherheit notwendigen Investitionen können so getätigt
werden.
25
26
Während im Strombereich die Regeln für den Netzzugang
weitgehend unverändert fortgeführt werden, ergeben sich
beim Gasnetzzugang etliche Veränderungen. Diese zielen vor
allem darauf ab, dass die Netznutzung durch Dritte vereinfacht und der Lieferantenwechsel bei Haushaltskunden
ermöglicht wird. Zur Umsetzung dieser Regeln haben sich
die Netzbetreiber dazu verpflichtet, untereinander entsprechend zu kooperieren und einheitliche Netzzugangsbedingungen einzuführen.
Gerichtsverfahren wegen
langfristiger Gaslieferverträge
Das Bundeskartellamt hat E.ON Ruhrgas mit Verfügung vom
13. Januar 2006 die Durchführung bestehender langfristiger
Gaslieferverträge und den Abschluss gleicher oder gleichartiger Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern untersagt. Das Bundeskartellamt vertritt die Auffassung,
dass die langfristigen Gaslieferverträge mit ihren in der
Regel hohen Bedarfsdeckungsquoten zu einer mit dem Kartellrecht nicht zu vereinbarenden Marktabschottung führen.
Nach Ansicht des Bundeskartellamts dürfen
• Verträge mit einer Deckungsquote von über 80 Prozent
bis 100 Prozent maximal für zwei Jahre,
• Verträge mit einer Deckungsquote von über 50 Prozent
bis 80 Prozent maximal für vier Jahre und
• nur Verträge mit einer Deckungsquote von bis zu
50 Prozent für längere Zeit geschlossen werden.
Bestehende Verträge, die diesen Kriterien nicht entsprechen,
dürfen nach dem 30. September 2006 so nicht mehr praktiziert
werden. Außerdem sollte ein Lieferant, der einen Kunden
bereits mit einer Teilmenge beliefert, vom Wettbewerb um
weitere Mengen ausgeschlossen werden, wenn sich daraus
auch nur zeitweise eine Überschreitung der vom Bundeskartellamt für zulässig erachteten Laufzeit- und DeckungsgradKombinationen ergeben würde (so genanntes Wettbewerbsbeteiligungsverbot).
Eine zuvor angestrebte Verständigungslösung mit dem
Bundeskartellamt war auf dieser Grundlage nicht möglich.
E.ON Ruhrgas hält die Vorstellungen des Bundeskartellamts
für nicht zutreffend: Der deutsche Gasmarkt ist nicht abgeschottet. Erhebliche Erdgasmengen stehen im Wettbewerb.
Für Wettbewerber besteht ein hohes Marktzutrittsvolumen,
das in naher Zukunft noch stark wachsen wird. Das Bundeskartellamt verkennt außerdem die negativen Wirkungen, die
sich vor dem Hintergrund der hohen Importabhängigkeit
Deutschlands aus seinen Vorstellungen für die Sicherheit
und Preiswürdigkeit der Versorgung mit Erdgas ergeben. Die
erzwungene Zersplitterung der Nachfrage gegenüber einem
weiter an Marktmacht gewinnenden Produzentenoligopol
kann kein Beitrag zu einer angemessenen Versorgungssicherheit sein. Das Konzept des Bundeskartellamts behindert den Wettbewerb, indem es den Hauptlieferanten vom
Wettbewerb um die Restmenge ausschließt, selbst wenn der
Hauptlieferant der günstigste Anbieter ist und stellt überdies einen unzulässigen Eingriff in die Vertragsfreiheit dar.
Gleichwohl ist E.ON Ruhrgas bereits vor Erlass der Verfügung
des Bundeskartellamts eine freiwillige Selbstverpflichtung
eingegangen: Weiterverteilenden Kunden wird eine flexible
Gestaltung von langfristigen Gaslieferverträgen angeboten
und damit – im Gegensatz zu den Vorstellungen des Kartellamts – die Vertragsfreiheit erhalten. E.ON Ruhrgas orientiert
sich bei neuen Lieferverträgen an den vom Bundeskartellamt aufgestellten Grundsätzen für Neuverträge hinsichtlich
Absatzdeckung und Laufzeit. Nicht akzeptiert wird aber das
so genannte Wettbewerbsbeteiligungsverbot. Für bestehende
Verträge bietet E.ON Ruhrgas eine Übergangsregelung an,
die den Vertrauensschutz angemessen berücksichtigt.
Market Units
Konzernabschluss
Obwohl E.ON Ruhrgas der Auffassung ist, dass die bestehenden Verträge Bestandsschutz haben, werden Änderungen
zugestanden: Kunden erhalten bei bestehenden Verträgen,
die heute mehr als 50 Prozent des Absatzes des Kunden decken,
das Recht, die Mengen auf 50 Prozent ihres Absatzes mit
Wirkung ab Herbst 2006 oder Herbst 2007 zu reduzieren.
Zum 1. Oktober 2008 sollen die bestehenden Verträge enden.
Trotz dieser freiwilligen Selbstverpflichtung hat das Bundeskartellamt die Verfügung erlassen. E.ON Ruhrgas hat daher
neben einer Beschwerde gegen die Verfügung beim OLG
Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die sofortige Vollziehung der Verfügung zu verhindern.
Großbritannien
Die britische Energiepolitik hat sich zum Ziel gesetzt, eine
sichere und bezahlbare Energieversorgung zu gewährleisten
und dabei gleichzeitig die CO2-Emissionen radikal zu senken.
2005 ist deshalb sowohl die Energie- als auch die Umweltpolitik auf der Agenda der britischen Regierung weiter nach
oben gerückt. Während ihres Vorsitzes der G8-Staaten hat
sich die britische Regierung sehr darum bemüht, einen internationalen Konsens zum Klimawandel herbeizuführen. E.ON
hatte die britische Regierung zusammen mit dem World
Economic Forum und 24 weiteren Unternehmen im Vorfeld
unterstützt. Dies führte schließlich zu der auf dem GleneaglesGipfel getroffenen Übereinkunft, in der erstmals alle G8Staaten die Dringlichkeit anerkennen, heute zu handeln, um
die gemeinsamen Ziele zu erreichen. Hierzu zählen die
Reduktion der Treibhausgase, die Verbesserung der Energieversorgungssicherheit und die globale Verminderung von
Armut.
Darüber hinaus hat die britische Regierung eine Untersuchung der heimischen Energiepolitik angestoßen, um der
Besorgnis über eine steigende Abhängigkeit von Gasimporten zur Versorgungssicherung ebenso Rechnung zu tragen
wie dem Ziel einer deutlichen Verringerung der CO2-Emissionen. Diese Untersuchung wird sich auch mit dem Für und
Wider eines Baus neuer Kernkraftwerke sowie anderer Technologien – wie „Carbon Capture & Storage“ –, die zu einer
stärkeren Diversifizierung des Energiemix und geringeren
CO2-Emissionen beitragen können, befassen. E.ON UK wird
sich aktiv an dieser Untersuchung beteiligen, die voraussichtlich im Laufe des Jahres 2006 abgeschlossen werden
kann.
Schweden
Am 31. Mai 2005 wurde das Kernkraftwerk Barsebäck 2 endgültig abgeschaltet. Im Herbst 2005 konnten E.ON Sverige
und Vattenfall AB sich mit der schwedischen Regierung auf
Kompensationsmaßnahmen einigen. Sie basieren auf der
Einigung, die die betroffenen Parteien bereits im November
1999 im Zusammenhang mit der Schließung von Barsebäck 1
getroffen hatten. Bedingt durch die Abschaltung von Barsebäck 2 steigt die Beteiligung von E.ON Sverige am Kernkraftwerk Ringhals um 3,76 Prozent auf 29,56 Prozent.
Zum 1. Januar 2006 sind umfangreiche Steueranhebungen in
Kraft getreten. Die Kernenergiesteuer wurde um 85 Prozent
angehoben. E.ON Sverige geht davon aus, dass diese Veränderung ihre damit verbundenen jährlichen Steuerzahlungen
im Jahr 2006 um 47 Mio  erhöhen wird. Ebenfalls wurde die
Steuer auf Wasserkraftanlagen angehoben, woraus sich im
Jahr 2006 voraussichtlich eine weitere Belastung von 28 Mio 
ergeben wird.
Das schwedische Parlament hat einen Gesetzentwurf der
Regierung bezüglich der Entschädigung von Kunden bei Versorgungsunterbrechungen im Strombereich verabschiedet.
Seit dem 1. Januar 2006 müssen Netzbetreiber für Stromausfälle, die länger als 12 Stunden andauern, ihre Kunden entschädigen. Je länger der Strom ausfällt, desto höher wird der
Schadenersatzanspruch. Darüber hinaus müssen die Netzbetreiber ihre Kunden besser über die Systemstabilität informieren. Ab dem 1. Januar 2011 dürfen ungeplante Stromausfälle nicht mehr länger als 24 Stunden betragen. Zusätzlich
sollen die regionalen Netze vor Schäden durch umstürzende
Bäume abgesichert werden.
27
28
Kentucky/USA
Am 8. August 2005 unterzeichnete der amerikanische Präsident das neue Energiegesetz. Dieses mehr als 1.700 Seiten umfassende Gesetz stellt das erste zusammenhängende Gesetzeswerk in der amerikanischen Energiepolitik seit 13 Jahren dar.
Über Steuer- und andere finanzielle Anreize sollen die
Modernisierung der Energieinfrastruktur beschleunigt, der
Energiemix in der Stromerzeugung verbreitert, die Effizienz
beim Endenergieverbrauch erhöht, Hindernisse bei Fusionen
von Energieunternehmen abgebaut und der Bau neuer Kernkraftwerke angeregt werden. Das Energiegesetz schließt die
Abschaffung des PUHCA-Gesetzes ein. Im März 2005 traten
außerdem wesentliche Regelungen im Umweltrecht in Kraft.
Diese sehen für die USA und somit auch für Kentucky ab
2009 eine weitere Reduzierung von SO2-, NOX- und Quecksilberemissionen der Kraftwerke vor.
Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen
Die Weltwirtschaft verlor 2005 an Dynamik, zeigte sich aber
weiterhin robust. Der Zuwachs des globalen Bruttoinlandsproduktes (BIP) betrug nach Schätzungen des Sachverständigenrates zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen
Entwicklung real 4,3 Prozent und erreichte somit nicht ganz
das Steigerungsniveau des Jahres 2004 mit einem Zuwachs
von 5,1 Prozent. Von der Geldpolitik gingen weiterhin expansive Impulse in den wichtigsten Regionen Vereinigte Staaten,
Euro-Raum und Japan aus. Restriktiv wirkte sich in erster
Linie der hohe Ölpreis aus, der im Jahr 2005 nominelle Höchststände erreichte und zu einem massiven Kaufkraftabfluss
aus den Ölimportländern führte. Die konjunkturellen Auswirkungen der hohen Ölpreise waren aber noch eher gering.
Zum einen flossen Öleinnahmen in Form von Investitionsund Konsumgüternachfrage in die Industrieländer zurück.
Zum anderen kam es noch nicht zu inflationstreibenden
Lohnsteigerungen, die eine restriktivere Geldpolitik mit
höheren Zinsen erzwungen hätten.
Die Weltkonjunktur ist nach wie vor geprägt durch unterschiedliche Grade an wirtschaftlicher Dynamik. Die anhaltende Expansion wird in erster Linie durch die sehr robuste konjunkturelle Entwicklung in den USA und China getragen,
während die wirtschaftliche Entwicklung in Europa schon
fast traditionell schwächer verlief. In den USA setzt sich
trotz restriktiverer Geldpolitik der von der privaten Konsumund Investitionsnachfrage getragene Aufschwung fort. Der
Sachverständigenrat erwartet dort einen Anstieg des realen
BIP um 3,6 Prozent. Das bemerkenswerte Expansionstempo
der chinesischen Volkswirtschaft setzt sich weiter fort. Auch
wenn es Zweifel an der Zuverlässigkeit der chinesischen
Statistik gibt, so scheint dennoch klar zu sein, dass China
einen Zuwachs von ca. 9 Prozent im Jahr 2005 realisierte,
ohne Anzeichen einer überhitzten Volkswirtschaft mit steigenden Inflationsraten zu zeigen.
Die verhaltene konjunkturelle Entwicklung im Euro-Raum
zeigte sich in der geringen Zuwachsrate des realen BIP von
geschätzten 1,3 Prozent im Jahr 2005. Gründe sind hohe Primärenergiepreise in Verbindung mit einer schwach ausgeprägten
Konsumneigung und einer geringen Investitionsbereitschaft.
Die Lage der öffentlichen Finanzen blieb vor diesem Hintergrund angespannt. Nahezu die Hälfte aller Länder des EuroRaumes hat die im Stabilitäts- und Wachstumspakt vereinbarte Defizitgrenze von 3 Prozent des nominalen BIP nicht
eingehalten. Der Verbraucherpreisanstieg lag mit geschätzten 2,2 Prozent fast auf Vorjahresniveau.
Innerhalb der EU-25 zeigte sich eine sehr heterogene konjunkturelle Entwicklung: Das Wachstum in Großbritannien
lag im Jahr 2005 deutlich unterhalb des sehr guten Jahres
2004. Es übertraf aber immer noch knapp das EU-15-Niveau.
Grund für diese Konjunkturdelle ist eine schwächer expandierende Konsumnachfrage.
Market Units
Konzernabschluss
Entwicklung des realen
Bruttoinlandsprodukts 2005
Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %
Deutschland
0,9
Frankreich
1,3
Italien
0,4
3,2
Spanien
1,3
Euro-Raum
2,5
Schweden
Großbritannien
1,7
EU-15
1,4
Mittel- und
Osteuropa
4,2
1,6
EU-25
3,6
USA
2,2
Japan
0
1,0
2,0
3,0
4,0
Quelle: Sachverständigenrat, November 2005, Statistisches Bundesamt
Skandinavien realisierte auch aufgrund der robusten Binnennachfrage ein über dem EU-Durchschnitt liegendes Wachstum.
Die Beitrittsländer verzeichneten eine schwächer ausgeprägte
Dynamik im Vergleich zum Vorjahr. Insbesondere in Polen,
Ungarn und Slowenien war ein Rückgang des konjunkturellen Aufschwungs zu verzeichnen. Für Russland erwartet der
Sachverständigenrat einen Zuwachs beim BIP von 5,8 Prozent im Jahr 2005, der hauptsächlich energiepreisgetrieben
ist. Der Anteil der Öl- und Gasindustrie am russischen Bruttoinlandsprodukt wird auf 25 Prozent geschätzt.
Entwicklung des realen
Bruttoinlandsprodukts in Deutschland
Veränderung gegenüber dem Vorjahr in %
2005
0,9
1,6
2004
2003
–0,2
2002
0,1
2001
1,2
–0,5
0
Quelle: Statistisches Bundesamt
0,5
1,0
1,5
Für Deutschland ist auch im Jahr 2005 keine sich selbst tragende wirtschaftliche Erholung auszumachen. Der enorme
Anstieg des Ölpreises wirkte dämpfend auf die wirtschaftliche Entwicklung, da die entlastenden Effekte einer EuroAufwertung in diesem Jahr ausblieben. Die Inlandsnachfrage
verharrte auf Vorjahresniveau, sodass der Zuwachs vollständig aus dem Export kam. Einer sich leicht erholenden Nachfrage bei den Ausrüstungsgütern stand ein abermaliger drastischer Rückgang der Bauinvestitionen gegenüber. Sowohl
die staatliche als auch die private Konsumnachfrage gingen
leicht zurück. Vom Arbeitsmarkt gingen keine positiven Impulse
aus. Die Preissteigerungsrate lag mit 2,0 Prozent im Jahr 2005
leicht über dem Wert des Vorjahres in Höhe von 1,6 Prozent.
29
30
Branchensituation
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ging 2005 bei
hohem Energiepreisniveau und gedämpfter wirtschaftlicher
Entwicklung um 1,3 Prozent auf rund 340 Millionen Tonnen
Öleinheiten (Mio t OE) zurück. Vom Rückgang betroffen
waren insbesondere das Mineralöl, die Steinkohle und die
Braunkohle.
Primärenergieverbrauch 2005
in Deutschland
Anteile in %
2005
2004
Mineralöl
36,0
36,2
Erdgas
22,7
22,4
Steinkohle
12,9
13,4
Braunkohle
11,2
11,4
Kernenergie
12,5
12,6
Wasser- und Windkraft
Außenhandelssaldo Strom
Sonstige
Insgesamt
1,2
1,1
–0,2
–0,2
3,7
3,1
100,0
100,0
Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen)
Die gesamte Netto-Stromerzeugung in Deutschland lag bei
581,3 Mrd kWh (Vorjahr: 577,8 Mrd kWh). Der größte Anteil
davon wurde mit Kernenergie und Kohle erzeugt.
Netto-Stromerzeugung 2005
in Deutschland
Anteile in %
insgesamt 581,3 Mrd kWh
26,6 Kernenergie
24,6 Braunkohle
21,2 Steinkohle
11,6 Erdgas
01,8 Mineralölprodukte
04,8 Wasserkraft
09,4 Sonstige
Quelle: VDEW (vorläufige Zahlen)
Der Erdgasverbrauch hat in Deutschland wieder das Vorjahresniveau von 77,3 Mio t Öleinheiten, rund 995 Mrd kWh,
erreicht. Dies entspricht temperaturbereinigt einem geringfügigen Zuwachs um rund 0,3 Prozent. Der Erdgasanteil am
Primärenergieverbrauch stieg leicht auf 22,7 Prozent.
Die osteuropäischen Länder zeigen seit Jahren eine hohe
Dynamik im allgemeinen Wirtschaftswachstum. So ist zum
Beispiel Bulgarien im vergangenen Jahr für Deutschland ein
bedeutender Handelspartner gewesen. Der bulgarische
Strommarkt wird in der Erwartung des EU-Beitritts im Jahr
2007 bereits heute liberalisiert und umstrukturiert. Rumänien
wird mittelfristig der Europäischen Union beitreten und zeigt
eine hohe Dynamik sowohl im allgemeinen Wirtschaftswachstum als auch im Stromverbrauch.
Der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland wird
seit April 2005 über die British Electricity Trading and Transmission Arrangements ermittelt. Von April bis Dezember 2005
werden 250 Mrd kWh ausgewiesen. Der Gasabsatz lag mit
1,1 Mrd kWh auf Vorjahresniveau.
Im Strommarkt von Skandinavien nahm der Stromverbrauch
im Jahr 2005 insgesamt um 1 Prozent gegenüber dem Vorjahr
zu. Die Wasserstände in den schwedischen und norwegischen
Reservoirs waren verglichen mit dem Jahr 2004 zwar hoch,
lagen aber auf dem langfristigen Durchschnittsniveau. Die
Stromerzeugung aus Wasserkraft nahm um rund 40 Mrd kWh
beziehungsweise 22 Prozent im Vergleich zum trockenen Vorjahr zu. Die Stromerzeugung aus Kernkraft ging auf 70 Mrd kWh
(Vorjahr: 75 Mio kWh) zurück.
Im Mittleren Westen der USA ist der Stromverbrauch im Jahr
2005 durch den warmen Sommer und die höhere Nachfrage
in allen Sektoren um ca. 4 Prozent gestiegen. Im Vorjahr lag er
noch bei 1.040 Mrd kWh. Der Gasverbrauch hat im gleichen
Zeitraum von 1.067 Mrd kWh im Vorjahr um rund 1 Prozent
zugenommen. Hier wurde die steigende Nachfrage wegen
des größeren Bedarfs in der Industrie durch geringere Absatzmengen im Endkundengeschäft aufgrund der extrem hohen
Gaspreise abgeschwächt.
Market Units
Konzernabschluss
allem auf die vertragliche Bindung der Gaspreise an die
Heizölpreise zurückzuführen, die bei langfristigen Importverträgen in Europa üblich ist. In Großbritannien erhöhten sich
die Gaspreise zusätzlich wegen der befürchteten Verknappung des Angebots im Inland. In den USA haben Lieferunterbrechungen infolge der Wirbelstürme im Golf von Mexiko
die Gaspreise steigen lassen.
Der europäische Handel mit CO2-Emissionsrechten spielt
eine zunehmend wichtigere Rolle in unserem Geschäft. Der
CO2-Handel hat Anfang 2005 begonnen und hat seitdem
erheblichen Einfluss auf die Großhandelsstrompreise. Der
Preis für CO2-Zertifikate lag Anfang 2005 bei 8 /t, stieg
auf fast 30 /t im ersten Halbjahr und sank zum Jahresende
auf ein Niveau von 22 /t.
Energiepreisentwicklung
Die Strom- und Gasmärkte in Europa und den USA waren in
den letzten 12 Monaten von ungewöhnlich hohen und volatilen Öl- und Kohlepreisen, der Einführung des Handels mit
CO2-Zertifikaten in Europa und zunehmenden Bedenken
wegen der fehlenden Sicherheit der Gasversorgung in Großbritannien geprägt.
Weltweit werden die Ölmärkte durch das knappe Angebot
bestimmt. Instabile politische Rahmenbedingungen in
wesentlichen Förderländern wie dem Iran und dem Irak
sorgten für zusätzliche Unruhe im Markt. Dies hat zu einem
volatilen Rohölmarkt mit hohen Risikoprämien geführt. Die
Unsicherheit über die langfristigen Auswirkungen der Wirbelstürme im Golf von Mexiko hat diese Entwicklung noch
verstärkt. Der Preis für Brent stieg im September bis auf
über 67 $ pro Barrel (bbl). Im Vergleich zu Anfang 2005 entspricht dies einem Anstieg von mehr als 60 Prozent. Zum
Jahresende lagen die Ölpreise bei etwa 60 $/bbl.
Die Forward-Preise für Kohlelieferungen stiegen in Europa
während der ersten Monate 2005 auf über 70 $/t. Seitdem
sind sie wieder rückläufig und sanken bis zum Jahresende
auf nahezu 60 $/t. In den USA blieben die Kohlepreise auf
einem hohen Niveau.
Die Gaspreise in unseren Kernmärkten sind eng an die Entwicklung der Ölpreise gekoppelt, da beide Produkte weitgehend substituierbar sind und die Produktionsprozesse Ähnlichkeiten aufweisen. Die Gaspreise in Großbritannien und
den USA haben sich im Jahr 2005 verdoppelt, der deutsche
Gasimportpreis stieg um weniger als 40 Prozent. Dies ist vor
Die CO2-Preise werden im Wesentlichen von der Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken im Vergleich zu Gaskraftwerken beeinflusst. Die hohen Gaspreise in Großbritannien verbesserten dort die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken.
Da Kohlekraftwerke höhere CO2-Emissionen verursachen,
führte dies zu der Erwartung, dass die Nachfrage nach Zertifikaten zunimmt, und ließ die CO2-Preise ansteigen. Der
trockene Sommer in Spanien und die politische Unsicherheit
im Zusammenhang mit den Anforderungen der europäischen
Kommission an die nationalen Allokationspläne erhöhten
den Druck auf die CO2-Preise weiter.
Die Strommärkte können sich nicht losgelöst von den internationalen Brennstoff- und Emissionsmärkten entwickeln. Im
Vergleich zum Jahresanfang stiegen die Forward-Preise für
Baseload-Lieferungen für das Jahr 2006 in der Spitze um
rund 100 Prozent (auf über 58 £/MWh) in Großbritannien, in
Deutschland um knapp 60 Prozent (auf über 53 /MWh), in
den USA um mehr als 50 Prozent (auf über 58 $/MWh) und
in Skandinavien um mehr als 40 Prozent (auf über 38 /MWh).
In Skandinavien und Deutschland sind die CO2-Preise der
wichtigste Grund für die Preisentwicklung, in Großbritannien
und den USA hauptsächlich die hohen Gaspreise.
31
32
Zusätzlich führten der ungewöhnlich kalte Winter und der
heiße, trockene Sommer in Südwesteuropa sowie ungeplante
Kraftwerksstillstände zu extremen Preisspitzen auf den europäischen Spot-Märkten. An der Leipziger Strombörse EEX
notierten beispielsweise die Spot-Preise für Baseload im
November 2005 bei mehr als 100 /MWh und erreichten in
der Spitze sogar 500 /MWh für einzelne Stunden. Die große
Volatilität auf dem Spot-Markt erhöhte die Risikoprämien,
die Händler in die Lieferungen für das kommende Jahr einkalkulieren. Dies verstärkte den Druck auf die Forward-Preise.
Entwicklung der Preise für Strom
in den E.ON-Kernmärkten
/MWh
UK Base Load kj 2006
US Base Load kj 2006
EEX Base Load kj 2006
Nord Pool Base Load kj 2006
80
70
60
50
40
E.ON kann sich im eigenen Endkundengeschäft von diesen
Entwicklungen grundsätzlich nicht abkoppeln. Die Preise für
unsere Kunden leiten sich weitgehend von den Großhandelspreisen ab und spiegeln daher die Entwicklung auf den europäischen Großhandelsmärkten wider.
30
20
10
1.1.04 1.4.04 1.7.04 1.10.04 1.1.05 1.4.05 1.7.05 1.10.05
Entwicklung der Preise für
CO2-Zertifikate in Europa
/t
30
20
10
0
1.1.04 1.4.04 1.7.04 1.10.04 1.1.05 1.4.05 1.7.05 1.10.05
Entwicklung der Preise für Öl und Gas in den E.ON-Kernmärkten
Rohöl Brent Frontmonat $/bbl
UK Gas Frontmonat /MWh
Deutscher Erdgasimportpreis /MWh
Bunde Gas Frontmonat /MWh
US Gas Frontmonat /MWh
/
MWh
55
$/
bbl
65
45
55
35
45
25
35
15
25
5
15
1.1.02
1.4.02
1.7.02 1.10.02 1.1.03
1.4.03
1.7.03 1.10.03 1.1.04
1.4.04
1.7.04 1.10.04 1.1.05
1.4.05
1.7.05 1.10.05
Market Units
Konzernabschluss
Strom- und Gasabsatz
Der Strom- und Gasabsatz des E.ON-Konzerns entwickelte
sich im Jahr 2005 etwas positiver als der Absatz in unseren
Kernmärkten insgesamt. Die Stromlieferungen lagen um
3 Prozent über dem Niveau des Vorjahres. Das hat vor allem
zwei Gründe: Infolge des höheren Pflichtanteils im Rahmen
der bundesweiten Umlage der Einspeisung aus erneuerbaren
Energien in Deutschland ist der Absatz gestiegen. Darüber
hinaus trug die Erstkonsolidierung der bulgarischen Stromregionalversorger Gorna und Varna zur Verbesserung bei.
Den Gasabsatz konnten wir um 6 Prozent steigern, und
zwar im Wesentlichen durch den höheren Auslandsabsatz
der Market Unit Pan-European Gas.
Stromabsatz 2005
in Mrd kWh
insgesamt 404,3
Strom- und Gasbeschaffung
258,5 Central Europe
59,6
UK
48,5
Nordic
37,7
US-Midwest
Gasabsatz 2005
in Mrd kWh
insgesamt 924,4
690,2 Pan-European Gas1)
112,3 Central Europe
100,3 UK
1) Absatz E.ON Ruhrgas AG
7,0
Nordic
14,6
US-Midwest
In eigenen Kraftwerken erzeugte die Market Unit Central
Europe mit 129,1 Mrd kWh rund 48 Prozent des Strombedarfs. Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog
Central Europe mit 142,2 Mrd kWh rund 16 Prozent mehr
Strom als im Vorjahr. Insgesamt erhöhte sich die Strombeschaffung um 7 Prozent auf 271,3 Mrd kWh.
Pan-European Gas bezog das Erdgas nach wie vor aus deutscher Produktion und aus fünf Exportländern. Das Gesamtaufkommen von insgesamt 686,1 Mrd kWh verteilte sich
dabei wie folgt:
• Deutschland 15,5 Prozent
• Russland 28,2 Prozent
• Norwegen 27,5 Prozent
• Niederlande 20,2 Prozent
• Dänemark 3,4 Prozent
• Großbritannien 5,0 Prozent
• Andere 0,2 Prozent
Die Market Unit UK erzeugte mit 37,3 Mrd kWh mehr als die
Hälfte des Strombedarfs (61,8 Mrd kWh) in eigenen Kraftwerken. Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog
UK 24,5 Mrd kWh.
Nordic erzeugte zwei Drittel des Strombedarfs von 50,6 Mrd
kWh in eigenen Kraftwerken. Der Bezug von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden lag bei 16,3 Mrd kWh.
Bei US-Midwest belief sich die Stromerzeugung auf
35,6 Mrd kWh, von Fremden bezog die Market Unit 5,1 Mrd kWh.
33
34
Ertragslage
Bei verhaltener konjunktureller Entwicklung vor allem im
Euro-Raum hat sich unser Geschäft insgesamt erfreulich entwickelt. Wir konnten das Adjusted EBIT deutlicher steigern,
als wir zum Jahresende 2004 erwartet hatten. Drei unserer
Market Units – UK, Nordic und US-Midwest – arbeiten außerhalb des Euro-Raums. Im Jahr 2005 hatten die jeweiligen
Wechselkurse keinen wesentlichen Einfluss auf unsere Ertragslage. Die folgenden Transaktionen haben unsere Ertragslage
im Geschäftsjahr 2005 beeinflusst.
Transaktionen im Geschäftsjahr 2005
Wesentliche Akquisitionen waren:
• E.ON Energie hat Beteiligungen von jeweils 67 Prozent
an den bulgarischen Regionalversorgern Gorna Oryahovitza und Varna erworben. Die Gesellschaften wurden
zum 1. März 2005 erstkonsolidiert.
• E.ON Energie erhielt im März 2005 von den ungarischen
Kartellbehörden die Genehmigung zum Erwerb der
Mehrheiten an den Gasversorgungsgesellschaften
DDGáz (50,01 Prozent) und Kögáz (98,1 Prozent).
• E.ON UK hat 100 Prozent der Anteile am Gaskraftwerksbetreiber Enfield Energy Centre Ltd. erworben. Die
Gesellschaft wird seit dem 1. April 2005 voll konsolidiert.
• E.ON Ruhrgas hat eine 30-prozentige Beteiligung an
Distrigaz Nord vom rumänischen Staat erworben. Im
Zuge einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung wurde diese
Beteiligung auf 51 Prozent erhöht. Die Gesellschaft
wurde zum 30. Juni 2005 erstkonsolidiert.
• Im Juli 2005 konnte E.ON Energie die Gasversorgung
Thüringen mit dem bereits konsolidierten Regionalversorger TEAG zur E.ON Thüringer Energie fusionieren.
• E.ON UK hat die Gesellschaft Holford Gas Storage Ltd.
(HGSL) von Scottish Power erworben. HGSL ist eine Entwicklungsgesellschaft zum Bau eines der größten unterirdischen Gasspeicher in England. Die Gesellschaft wurde
zum 28. Juli 2005 erstkonsolidiert.
• E.ON Benelux übernahm im September 2005
100 Prozent der Anteile des niederländischen Stromund Gasunternehmens NRE Energie.
• E.ON Energie erwarb 24,6 Prozent der Aktien des rumänischen Regionalversorgers Electrica Moldova S.A. Im
Rahmen einer Kapitalerhöhung wurde die Beteiligung
auf 51 Prozent erhöht. Das Unternehmen wurde in E.ON
Moldova S.A. umfirmiert und zum 30. September 2005
erstkonsolidiert.
• E.ON Ruhrgas hat die britische Gasfördergesellschaft
Caledonia Oil and Gas Limited mit Beteiligungen an insgesamt 15 Gasfeldern in der südlichen britischen Nordsee erworben. Die Gesellschaft wird seit dem 1. November 2005 voll konsolidiert.
Wesentliche Desinvestitionen waren:
• E.ON verkaufte Viterra an die Deutsche Annington.
Die Veräußerung wurde im August 2005 vollzogen.
Aus dem Verkauf ergab sich ein Buchgewinn in Höhe
von 2,4 Mrd . Die Gesellschaft wurde zum 31. Juli 2005
entkonsolidiert.
• E.ON Ruhrgas veräußerte die Ruhrgas Industries an das
Beteiligungsunternehmen CVC Capital Partners. Die
Transaktion wurde im September 2005 vollzogen. Dabei
ergab sich ein Buchgewinn in Höhe von rund 0,6 Mrd .
Die Gesellschaft wurde zum 31. August 2005 entkonsolidiert.
• Statkraft erwarb Anfang Oktober 2005 unsere Beteiligungen
an insgesamt 24 Wasserkraftwerken von E.ON Sverige.
Darüber hinaus haben wir mit der RAG am 19. Dezember 2005
eine Eckpunktevereinbarung unterzeichnet, die zur Abgabe
der von E.ON noch gehaltenen rund 43-prozentigen DegussaBeteiligung an die RAG führen soll. Die Aufsichtsräte von
E.ON und RAG haben dieser Vereinbarung zugestimmt. Die
beiden Unternehmen haben einen Kaufpreis von rund
2,8 Mrd  vereinbart. Das entspricht einem Wert von 31,50 
je Degussa-Aktie. Die Transaktion soll am 1. Juli 2006 abgeschlossen sein. E.ON wird aus der Abgabe voraussichtlich
einen Buchgewinn in der Größenordnung von rund 400 Mio 
erzielen. E.ON und RAG werden Anfang 2006 ihre jeweiligen
Degussa-Beteiligungen in einem Gemeinschaftsunternehmen
bündeln und Degussa bis zum Abschluss der Transaktion
auf der bisherigen Grundlage weiter gemeinschaftlich
führen. Durch ein öffentliches Erwerbsangebot sowie einen
anschließenden Squeeze-out soll dieses Unternehmen
abschließend 100 Prozent an Degussa halten. Der Erwerb
der Degussa-Beteiligung durch die RAG steht noch unter
dem Vorbehalt der Zustimmung der Bundesregierung
und des Landes Nordrhein-Westfalen.
Market Units
Konzernabschluss
E.ON U.S. hat im November 2005 einen Letter of Intent mit
der Big Rivers Electric Corporation (BREC) unterzeichnet, der
die Abgabe von Western Kentucky Energy (WKE) an BREC für
Ende 2006 vorsieht. Deshalb weisen wir WKE im Jahresabschluss 2005 gemäß US-GAAP unter den nicht fortgeführten
Aktivitäten aus.
Entwicklung des Konzernumsatzes
Die Steigerung des Konzernumsatzes hatte vor allem folgende
Gründe: die Weiterverrechnung der Bezugskosten von Strom
gemäß dem Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien
(EEG) in Deutschland, die höheren durchschnittlichen Preise
im Strom- und Gasgeschäft, der Absatzzuwachs und die Veränderungen im Konsolidierungskreis.
Konzernumsatz
2005
in Mio 
20041)
+/– %
Central Europe
24.295
20.752
+17
Pan-European Gas
17.914
13.227
+35
UK
10.176
8.490
+20
Nordic
3.471
3.347
+4
US-Midwest
2.045
1.718
+19
Corporate Center
–1.502
–792
–
Konzernumsatz
56.399
46.742
+21
Die Market Unit Central Europe konnte ihren Umsatz gegenüber dem Vorjahr deutlich steigern. Hierzu trugen die weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise, die letztlich
auch zu einer Anhebung unserer Strom- und Gaspreise
geführt haben, die Weiterverrechnung der Bezugskosten von
Strom gemäß dem EEG und die Erstkonsolidierung von
Regionalversorgern in Zentraleuropa West und Ost bei.
Bei Pan-European Gas nahm der Umsatz im Jahr 2005 erheblich zu. Das Umsatzplus resultierte vor allem aus dem höheren Gasabsatz in Verbindung mit höheren durchschnittlichen
Verkaufspreisen, einer im Vergleich zum Vorjahr gestiegenen
Produktion im Upstream-Geschäft, Veränderungen im Konsolidierungskreis von Thüga Italia und der erstmaligen Einbeziehung von Distrigaz Nord.
Im Vergleich zum Vorjahr nahm der Umsatz der Market Unit
Nordic um 4 Prozent zu, und zwar wegen der gestiegenen
durchschnittlich erzielten Verkaufspreise.
Im Geschäftsjahr 2005 stieg der Umsatz von US-Midwest um
19 Prozent. Das hat vor allem folgende Gründe: die preisund mengenbedingt höheren Umsätze bei Stromkunden
außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes, die von der
Kentucky Public Service Commission zum 1. Juli 2004 genehmigten höheren Strom- und Gaspreise und der höhere
Absatz bei den Stromendkunden aufgrund der hohen
Sommer- und Herbsttemperaturen.
Entwicklung des Adjusted EBIT
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).
Mit dem Adjusted EBIT kann die operative Leistung der einzelnen Market Units beurteilt werden.
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 aus
der Dotierung weiterer langfristiger Rückstellungen behandelt,
sofern sie nach US-GAAP in anderen Positionen der Gewinnund Verlustrechnung auszuweisen sind.
Adjusted EBIT
in Mio 
2005
20041)
Central Europe
3.930
3.602
+9
Pan-European Gas
1.536
1.344
+14
UK
963
1.017
–5
Nordic
806
701
+15
365
354
+3
–399
–338
–
Kerngeschäft Energie
7.201
6.680
+8
Weitere Aktivitäten2)
132
107
+23
7.333
6.787
+8
US-Midwest
Corporate Center
Die Market Unit UK konnte im Jahr 2005 den Umsatz im Vergleich zum Vorjahr um 20 Prozent steigern, vor allem weil die
Tarife im Endkundengeschäft erhöht wurden.
+/– %
Adjusted EBIT3)
3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss
siehe Tabelle, S. 37
35
36
Ertragslage
Der positive Ergebnistrend der ersten neun Monate setzte
sich auch im vierten Quartal 2005 fort. Das Adjusted EBIT
stieg gegenüber dem Vorjahr um 8 Prozent auf 7,3 Mrd .
Dabei haben wir insbesondere von den höheren Großhandelsstrompreisen profitiert. Darüber hinaus trugen höhere
Erzeugungsmengen aus Wasserkraft bei Nordic zur Verbesserung des Ergebnisses bei.
Der Ergebnisanstieg der Market Unit Central Europe ist im
Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass wir weitere operative Verbesserungen erzielen und die höheren Stromhandelspreise an die Endkunden weitergeben konnten. Allerdings
wurde das Ergebnis im Wesentlichen durch drei Faktoren
belastet: durch die deutlich höheren Kosten für konventionelle Brennstoffe, höhere Strombezugskosten und durch die
Notwendigkeit, zusätzliche CO2-Zertifikate zu beschaffen.
Bei der Market Unit UK liegt das Adjusted EBIT 5 Prozent
unter dem Vorjahresniveau. Erheblich zunehmende Bezugskosten für Kohle und Gas – auch für die Beschaffung zusätzlicher CO2-Zertifikate – konnten zwar durch höhere Preise im
Endkundengeschäft und positive Sondereffekte aus der
Wiedereingliederung von Dienstleistungen für ehemalige
TXU-Kunden kompensiert werden. Negativ wirkte sich aber
aus, dass geringere Ergebnisse im internationalen Geschäft
erzielt wurden. Darüber hinaus sind im Vorjahr Erträge aus
der Auflösung von Garantierückstellungen im Zusammenhang mit früheren Anlagenverkäufen angefallen.
Die Market Unit Nordic konnte beim Adjusted EBIT das hohe
Vorjahresniveau um 15 Prozent übertreffen. Zu verdanken ist
dies vor allem den höheren Erzeugungsmengen aus Wasserkraft und dem erfolgreichen Hedging, das Nordic ermöglicht,
sich effektiv höhere Verkaufspreise für das Erzeugungsportfolio zu sichern.
Das Adjusted EBIT der Market Unit US-Midwest lag 3 Prozent
über dem Niveau des Vorjahres. Positive Effekte waren die
Tariferhöhungen, der höhere Absatz bei den Stromendkunden
und der mengen- und preisbedingt höhere Ergebnisbeitrag
aus dem Verkauf überschüssiger Strommengen an Kunden
außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes. Diese wurden
teilweise durch zusätzliche Kosten aus der verpflichtenden
Mitgliedschaft in dem regionalen Stromübertragungsnetzbetreiber Midwest Independent Transmission System Operator
(MISO), höhere Abschreibungen auf neue Anlagen und Betriebsausgaben kompensiert.
Entwicklung des Konzernüberschusses
Die Entwicklung des Adjusted EBIT bei Pan-European Gas
wurde wesentlich durch die Ölpreisentwicklung geprägt. Da
die Heizölpreise im Laufe des Jahres kontinuierlich stiegen,
erhöhten sich aufgrund der Wettbewerbsbindung auch die
Bezugskosten für Erdgas beträchtlich. Weil die Verkaufspreise den Einkaufspreisen zeitlich nachgelagert angepasst werden, wurde das Ergebnis erheblich belastet. Durch eine deutliche Verbesserung des Adjusted EBIT im Upstream-Geschäft
und höhere Beteiligungsergebnisse von assoziierten Unternehmen konnte der negative Effekt mehr als ausgeglichen
werden.
Beim Konzernüberschuss (nach Steuern und nach Anteilen
Konzernfremder) konnten wir das hohe Vorjahresniveau
dank der Buchgewinne aus der Veräußerung von Viterra und
Ruhrgas Industries erheblich übertreffen.
Das wirtschaftliche Zinsergebnis erreichte nahezu das Vorjahresniveau. Positiv wirkte sich die deutliche Verbesserung
der Netto-Finanzposition aus. Dem stand jedoch der positive
Einmaleffekt aus der Novellierung der Endlager-Vorausleistungsverordnung in Höhe von rund 270 Mio  im Jahr 2004
gegenüber.
Die Netto-Buchgewinne stammen im Berichtszeitraum insbesondere aus dem Verkauf von Wertpapieren (371 Mio ).
Zudem wurde aus der Verringerung der Beteiligungsquote an
TEAG ein Ertrag von 90 Mio  realisiert. Im Vorjahr betrafen
die Buchgewinne im Wesentlichen die Veräußerung der
Beteiligungen an EWE und VNG (317 Mio ), den Verkauf von
Wertpapieren (221 Mio ) sowie die Abgabe von DegussaAnteilen (51 Mio ).
Market Units
Konzernabschluss
Der den konzernfremden Gesellschaftern zustehende Anteil
am Jahresüberschuss nahm wegen höherer Ergebnisbeiträge
der betreffenden Gesellschaften und Veränderungen im Konsolidierungskreis zu.
Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält vor
allem die Buchgewinne von rund 3 Mrd  aus dem Verkauf
von Viterra und Ruhrgas Industries, die gemäß US-GAAP in der
Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen werden
(siehe Erläuterungen im Anhang auf den Seiten 121 und 122).
Zusätzlich wird hier noch das Ergebnis der im Jahr 2006
abzugebenden Gesellschaft WKE ausgewiesen.
Die Restrukturierungsaufwendungen sanken im Vergleich
zum Vorjahr auf 29 Mio  und entstanden im Wesentlichen
durch die Integration von Midlands Electricity in UK.
Das sonstige nicht operative Ergebnis enthält insbesondere
unrealisierte Erträge aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Energiederivaten der Market Unit UK. Mit
diesen Derivaten sichern wir das operative Geschäft gegen
Preisschwankungen ab. Seit dem 30. September 2005 hat der
Marktwert dieser Derivate im Konzern aufgrund des stark
gestiegenen Gaspreises um mehr als 600 Mio  zugenommen. Zum Jahresende resultiert aus der Marktbewertung von
Derivaten ein Ergebnisbeitrag von rund 1,2 Mrd . Dagegen
belastet eine von Degussa in ihrem Geschäftsbereich Feinchemie vorgenommene Wertminderung das Ergebnis über
unsere direkte Beteiligung an Degussa mit 347 Mio . Die
Kosten, die ein schwerer Sturm in Schweden zu Beginn des
Jahres verursachte, betrugen rund 140 Mio . Darüber hinaus
wirkten sich Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich der
Market Unit UK (129 Mio ) und eine Wertberichtigung auf
aktive latente Steuern bei einer Equity-Gesellschaft des
Corporate Center (103 Mio ) negativ aus. Der Vorjahreswert
enthält insbesondere positive Effekte aus der Marktbewertung von Derivaten (rund 290 Mio ). Dem standen unter
anderem Wertminderungen auf Grundstücke und Wertpapiere
des Umlaufvermögens bei Central Europe sowie außerplanmäßige Belastungen bei Beteiligungen von Central Europe
und UK gegenüber.
Im Jahr 2005 wird für die fortgeführten Aktivitäten ein Steueraufwand in Höhe von 2.276 Mio  ausgewiesen. Dies entspricht einer Steuerquote von 32 Prozent im Vergleich zu 29 Prozent im Vorjahr. Der Anstieg des Steueraufwands resultiert
im Wesentlichen aus dem verbesserten operativen Ergebnis
und einem geringeren Anteil steuerfreier Erträge.
Das Ergebnis aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften resultiert aus der Anwendung der im März 2005
vom FASB veröffentlichten Interpretation FIN 47 zur Behandlung von Rückstellungen im Rahmen der Stilllegung oder
Veräußerung von Sachanlagevermögen. Erläuterungen hierzu
befinden sich im Anhang in Fußnote 2, Seiten 114 bis 115.
Konzernüberschuss
2005
in Mio 
Adjusted
EBITDA2)
Adjusted-EBIT-wirksame
Abschreibungen3)
Adjusted EBIT2)
Wirtschaftliches Zinsergebnis4)
20041)
+/– %
+5
10.272
9.741
–2.939
–2.954
–
7.333
6.787
+8
–1.027
–1.031
–
Netto-Buchgewinne
491
589
–
Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement
–29
–100
–
Sonstiges nicht operatives
Ergebnis
440
110
–
7.208
6.355
+13
–2.276
–1.850
–
Ergebnis der gewöhnlichen
Geschäftstätigkeit
Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag
–553
–478
–
Ergebnis aus fortgeführten
Aktivitäten
4.379
4.027
+9
Ergebnis aus nicht
fortgeführten Aktivitäten
3.035
312
–
Anteile Konzernfremder
Ergebnis aus der
Erstanwendung neuer
US-GAAP-Vorschriften
Konzernüberschuss
–7
–
–
7.407
4.339
+71
2) Non GAAP financial measure
3) Erläuterungen siehe Fußnote 32, S. 174
4) Überleitung siehe S. 174
37
38
Ertragslage
Wertmanagement
Konzernweit einheitliches Wertmanagement
Im Mittelpunkt unserer Unternehmenspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wertorientierten Steuerung des Gesamtunternehmens sowie der
einzelnen Geschäftsfelder setzen wir ein konzernweit
einheitliches Planungs- und Controllingsystem ein, das die
effiziente Verwendung unserer Finanzmittel gewährleistet.
Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Wertentwicklung des
operativen Geschäfts von E.ON sind ROCE und Value Added.
Für die periodische Erfolgskontrolle unserer Geschäftsfelder
wird der ROCE den geschäftsspezifischen Kapitalkosten
gegenübergestellt. Bei der Wertanalyse kommt neben dem
ROCE als relatives Performance-Maß gleichzeitig der Indikator Value Added für den absoluten Wertbeitrag eines
Geschäftsfeldes zum Einsatz.
Kapitalkosten
Wir ermitteln die Kapitalkosten für das eingesetzte Vermögen
als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten. Die Renditeansprüche der Eigen- und Fremdkapitalgeber fließen gewichtet mit den jeweiligen Marktwerten in
die Mittelwertbildung ein. Die Eigenkapitalkosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei einer Investition in die
E.ON-Aktie erwarten. Als Kosten des Fremdkapitals setzen
wir die langfristigen Finanzierungskonditionen des E.ONKonzerns nach Steuern an.
Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapitalkosten vor und nach Steuern. Für den E.ON-Konzern ergaben
sich unveränderte durchschnittliche Kapitalkosten nach Steuern
von 5,9 Prozent; vor Steuern betrugen sie 9 Prozent.
Auf Market-Unit-Ebene werden die Kapitalkosten in der
gleichen Weise wie auf Konzernebene abgeleitet. Unsere
Renditeanforderungen für die einzelnen Market Units variieren zwischen 8,0 Prozent und 9,2 Prozent vor Steuern.
Kapitalkosten
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 so genannten Tax Shield wird die steuerliche Abzugsfähigkeit der
Fremdkapitalzinsen in den Kapitalkosten berücksichtigt.
Wertanalyse mit ROCE und Value Added
Der ROCE ist eine Gesamtkapitalrendite vor Steuern. Er misst
den nachhaltig aus dem operativen Geschäft erzielten Erfolg
auf das eingesetzte Kapital. Er wird als Quotient aus dem
Adjusted EBIT und dem investierten Kapital (Capital Employed)
berechnet. 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 und Aufwendungen
für Restrukturierung/Kostenmanagement.
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.
Market Units
Konzernabschluss
Bei der Ermittlung des Capital Employed haben wir in diesem Jahr eine Methodenänderung vorgenommen. In der
Bilanz sind die übrigen Beteiligungen zu Marktwerten anzusetzen. Die Veränderungen der Marktwerte werden jedoch
nicht im Adjusted EBIT, sondern erfolgsneutral im Eigenkapital erfasst. Um die Wertentwicklung konsistent zu ermitteln,
werden Marktbewertungen der übrigen Beteiligungen nicht
länger im Capital Employed berücksichtigt. Somit gehen die
übrigen Beteiligungen mit ihren Anschaffungskosten in das
Capital Employed ein. Dies betrifft insbesondere unsere
Anteile an Gazprom, deren Wert im zweiten Halbjahr 2005
erheblich gestiegen ist. Der Vorjahreswert wurde entsprechend angepasst.
Der Value Added spiegelt den operativen Erfolg wider, der
über die Kosten des eingesetzten Kapitals hinaus erwirtschaftet wird. Die Kennzahl wird wie folgt ermittelt:
Value Added = (ROCE – Kapitalkosten) x Capital Employed
Die nachstehende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE und
Value Added für den E.ON-Konzern.
Wertentwicklung
2005
2004
7.333
6.787
60.811
62.263
19.426
14.991
– Bereinigung Marktbewertung 2)
5.677
1.657
+ Vorräte
2.457
2.647
+ Forderungen aus Lieferungen
und Leistungen
in Mio 
Adjusted EBIT1)
Goodwill, immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
+ Beteiligungen
8.269
6.534
+ Übriges unverzinsliches Umlaufvermögen inkl. aktiver latenter Steuern
und Rechnungsabgrenzungsposten
15.520
11.572
– Unverzinsliche Rückstellungen 3)
10.685
11.141
– Unverzinsliche Verbindlichkeiten
inkl. passiver latenter Steuern und
Rechnungsabgrenzungsposten
28.289
21.706
Capital Employed zum Stichtag
61.832
63.503
Capital Employed im
Jahresdurchschnitt4)
60.398
63.436
–
–4.373
Capital Employed der fortgeführten
Aktivitäten im Jahresdurchschnitt
60.398
59.063
ROCE6)
12,1 %
11,5 %
Capital Employed der nicht fortgeführten Aktivitäten5)
Kapitalkosten
9,0 %
9,0 %
Value Added6)
1.872
1.477
()
1) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37
2) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen
(unter Berücksichtigung latenter Steuerwirkungen) nicht mehr berücksichtigt.
Der Vorjahreswert wurde entsprechend angepasst. Ohne diese Methodenänderung würde das Capital Employed der fortgeführten Aktivitäten im
Jahresdurchschnitt 63.588 Mio  (Vorjahr: 60.614 Mio ) und der ROCE 11,5 %
(11,2 %) betragen.
3) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen die kurzfristigen
Rückstellungen. Pensions- und Entsorgungsrückstellungen werden nicht in Abzug
gebracht (vgl. hierzu Fußnoten 23 und 24 im Anhang, S. 147–153).
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. 3. 2005 59.303 Mio , zum 30. 6. 2005
61.086 Mio  und zum 30. 9. 2005 60.550 Mio .
5) Im Jahresdurchschnitt 2004 betrug das Capital Employed von Viterra 3.649 Mio ,
von RGI 741 Mio  und von WKE –17 Mio .
6) Non-GAAP financial measure
39
40
Ertragslage
Renditeentwicklung
UK
Unsere Integrations- und Wachstumsstrategie spiegelt sich
in einer weiter verbesserten Wertentwicklung des Konzerns
wider. Im Geschäftsjahr 2005 konnten wir unsere Rendite
und den Value Added erneut steigern. Mit einem ROCE von
12,1 Prozent lagen wir erheblich über den Kapitalkosten. Das
im Rahmen von on·top für 2006 gesetzte Ziel eines ROCE
von mindestens 10,5 Prozent haben wir bereits 2004 erreicht
und in diesem Jahr deutlich überschritten.
Im Vergleich zum Geschäftsjahr 2004, in dem die Rendite von
UK nahezu auf Kapitalkostenniveau lag, ist der ROCE im
Geschäftsjahr 2005 auf 7,6 Prozent gesunken. Dies ist vor
allem auf die gestiegene Kapitalbindung infolge der hohen
Marktbewertung von Derivaten zurückzuführen. Zudem wird
die Wertentwicklung durch das leicht rückläufige operative
Ergebnis belastet.
Nordic
Central Europe
Central Europe hat im Jahr 2005 die Rentabilität und den
Value Added weiter verbessert. Das Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom profitierte von operativen Verbesserungen
und gestiegenen Stromgroßhandelspreisen. Belastend wirkten deutlich höhere Kosten für konventionelle Brennstoffe,
höhere Strombezugskosten und die notwendige Beschaffung
zusätzlicher CO2-Zertifikate. Die hohe Rendite von Central
Europe ist auch auf die stark abgeschriebenen Sachanlagen
zurückzuführen. Das mittelfristige Investitionsprogramm wird
vor allem in Deutschland zu einer höheren Kapitalbindung
führen.
Nordic konnte die Rendite und den Value Added im Jahr 2005
erneut verbessern. Mit 11,4 Prozent erwirtschaftete Nordic
eine Rendite, die deutlich über den Kapitalkosten liegt. Das
Geschäft profitierte vor allem von höheren Erzeugungsmengen aus Wasserkraft und dem erfolgreichen Hedging, welches Nordic ermöglicht, sich effektiv höhere Verkaufspreise
für das Erzeugungsportfolio zu sichern.
US-Midwest
Die Rendite des US-Geschäfts liegt unverändert bei 5,5 Prozent. Den operativen Verbesserungen im regulierten Geschäft
steht eine unter anderem wechselkursbedingt gestiegene
Kapitalbindung gegenüber.
Pan-European Gas
Im Jahr 2005 stieg der ROCE von Pan-European Gas auf
11,5 Prozent und lag damit deutlich über den Kapitalkosten.
Ausschlaggebend sind der ölpreisbedingte Ergebniszuwachs
im Upstream-Geschäft und das verbesserte Ergebnis der
Downstream-Aktivitäten.
Wertentwicklung nach Geschäftsbereichen
Central Europe
Pan-European
Gas1)
2005
2004
2005
2004
Adjusted EBIT
3.930
3.602
1.536
1.344
÷ Capital Employed
17.969
16.938
13.355
12.962
= ROCE
21,9 %
21,3 %
11,5 %
10,4 %
Kapitalkosten
9,0 %
9,0 %
8,2 %
8,2 %
Value Added
2.318
2.083
441
285
in Mio 
()
1) Im Capital Employed werden Marktbewertungen von übrigen Beteiligungen nicht mehr berücksichtigt. Dies betrifft insbesondere unsere Beteiligung an Gazprom. Der Vorjahreswert wurde entsprechend angepasst.
2) Degussa wird ab 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.
Market Units
Konzernabschluss
UK
Nordic
Corporate
Center
Degussa2)
US-Midwest
E.ON-Konzern
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
963
1.017
806
701
365
354
132
107
–399
–338
7.333
6.787
12.642
11.445
7.066
7.331
6.625
6.458
1.959
2.229
782
1.700
60.398
59.063
7,6 %
8,9 %
11,4 %
9,6 %
5,5 %
5,5 %
6,7 %
4,8 %
–
–
12,1 %
11,5 %
9,2 %
9,2 %
9,0 %
9,0 %
8,0 %
8,0 %
9,6 %
9,6 %
–
–
9,0 %
9,0 %
–202
–34
170
44
–166
–161
–57
–107
–
–
1.872
1.477
41
42
Finanzlage
Das Nominalvolumen der Sicherungsgeschäfte im Zins- und
Devisenbereich zum 31. Dezember 2005 betrug 38.989 Mio .
Die Marktwerte dieser Sicherungsgeschäfte beliefen sich auf
138 Mio .
Management finanzwirtschaftlicher
Marktpreisänderungsrisiken
Der E.ON-Konzern ist bei seiner operativen Geschäftstätigkeit und den daraus resultierenden Finanzaktivitäten finanzwirtschaftlichen Marktpreisänderungsrisiken im Währungs-,
Zins- und Commoditybereich ausgesetzt. Zur Begrenzung
dieser Risiken betreiben wir ein systematisches Finanz- und
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. Fair Value Hedge Accounting wird insbesondere beim Tausch von festen in variable
Zinsbindungen eingesetzt, Cashflow Hedge Accounting wird
vornehmlich zur Begrenzung von Zinsänderungs- und Devisenrisiken genutzt. Zudem verwenden wir Net Investment
Hedges zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen. Die Bewertung der eingesetzten derivativen Finanzinstrumente erfolgt mit marktüblichen Bewertungsmethoden und unter Berücksichtigung der relevanten Marktdaten.
Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstrumenten verweisen wir auf den Anhang, Fußnote 29, Seite 165–170.
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 2005 betrugen die Nominalwerte der Energiederivate 43.950 Mio . Der Marktwert aller Energiederivate
beläuft sich auf 1.474 Mio . Der hohe Anstieg der Nominalvolumen im Derivatebereich beruht, neben Veränderungen
durch Zugänge im Konsolidierungskreis, im Wesentlichen aus
der hohen Preisvolatilität verschiedener Commodities im
Jahr 2005, inbesondere bei Strom und Gas.
Die Kreditrisiken aus dem Einsatz der derivativen Finanzinstrumente werden systematisch konzernweit überwacht
und gesteuert.
Finanzpolitik
E.ON verfolgt eine Finanzpolitik, die weit reichende finanzielle
Flexibilität und jederzeitigen Zugang zu kurz- und langfristigen Finanzquellen bietet. In der Regel werden externe
Finanzierungen durch die E.ON AG durchgeführt (oder über
Finanzierungsgesellschaften unter Garantie der E.ON AG)
und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet.
Dadurch wollen wir sicherstellen, dass Verträge einheitlich
gestaltet und bestmögliche Konditionen erzielt werden.
Im August 2005 hat E.ON bekannt gegeben, ein Contractual
Trust Arrangement (CTA) für Pensionsverpflichtungen deutscher Konzernunternehmen einzuführen. E.ON nutzt hiermit
die starke Liquiditäts- und Finanzposition des Konzerns, um
Pensionsrückstellungen in Höhe von bis zu 5,4 Mrd  über
ein CTA zu finanzieren. E.ON hat im Jahr 2005 mit den Vorbereitungen für die Umsetzung begonnen und wird den Prozess voraussichtlich 2006 abschließen. Mit diesem Schritt
wird die Transparenz der Bilanz erhöht und die Altersversorgung für die Mitarbeiter weiter gestärkt.
Market Units
Konzernabschluss
Die E.ON AG verfügt über eine syndizierte Kreditlinie in Höhe
von 10 Mrd . Im November 2005 haben wir die nochmals
verbesserten Konditionen am Kreditmarkt genutzt und im
Rahmen einer Änderungsvereinbarung Marge und Bereitstellungsprovision für die Kreditlinie reduziert. Zum Ende des
Jahres 2005 hat die E.ON AG darüber hinaus fest zugesagte
kurzfristige Kreditlinien (0,2 Mrd ) vereinbart. Zusätzlich
stehen uns ein Commercial Paper- (10 Mrd ) und ein Medium
Term Note-Programm (20 Mrd ) zur Verfügung. Zum Jahresende 2005 war das Commercial Paper-Programm nicht in
Anspruch genommen. Im Rahmen des Medium Term NoteProgramms standen zum Jahresende Schuldverschreibungen
in Höhe von 5,2 Mrd  und 1,5 Mrd £ aus.
Ausführliche Erläuterungen zu Verbindlichkeiten und Haftungsverhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich im Anhang, Fußnote 25 und 26, Seite 154 ff.
E.ON-Anleihen haben von Standard & Poor’s seit dem
14. März 2005 ein Langfrist-Rating von AA–(negativ) und von
Moody’s seit dem 30. April 2004 eines von Aa3 (stabil). Die
von E.ON emittierten Commercial Papers haben ein KurzfristRating von A-1+ (Standard & Poor’s) und P-1 (Moody’s).
Das starke Rating sichert E.ON jederzeitigen Zugang zu den
Kapitalmärkten zu bestmöglichen Konditionen. Eine generelle Änderung der Kreditkonditionen würde sich nicht nennenswert auf den E.ON-Konzern auswirken. Eine Erhöhung
des allgemeinen Zinsniveaus hätte eine Verteuerung der
Refinanzierung zur Folge. Aufgrund der geringen Verschuldung und der diversifizierten Finanzierungsstruktur wären
die Auswirkungen auf das Ergebnis des E.ON-Konzerns
jedoch nicht signifikant.
Entwicklung der Investitionen
Im E.ON-Konzern lagen die Investitionen im Geschäftsjahr
2005 mit 4,3 Mrd  um 15 Prozent unter dem Vorjahresniveau.
In Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände
haben wir 3 Mrd  (Vorjahr: 2,6 Mrd ), in Finanzanlagen
1,3 Mrd  (2,5 Mrd ) investiert. Der Rückgang ist insbesondere auf die Segmente Central Europe und Corporate Center
zurückzuführen. Der hohe Vorjahreswert im Corporate Center
enthielt die Auszahlungen für den Rückkauf von Anleihen im
Zusammenhang mit dem Erwerb von Midlands Electricity.
Konzerninvestitionen
in Mio 
2005
20041)
Central Europe
+/– %
–14
2.177
2.527
Pan-European Gas
531
614
–14
UK
926
503
+84
Nordic
538
740
–27
US-Midwest
227
247
–8
Corporate Center
–62
478
–
4.337
5.109
–15
2.628
3.225
–19
Konzerninvestitionen
davon Ausland
Die Market Unit Central Europe investierte mit 2,2 Mrd  rund
0,3 Mrd  weniger als im Vorjahr. Auf Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen entfielen
1,5 Mrd , was einem Zuwachs von rund 7 Prozent gegenüber dem Vergleichszeitraum entspricht (Vorjahr: 1,4 Mrd ).
Der Anstieg resultiert aus höheren Investitionen in die Versorgungssicherheit in den Bereichen der konventionellen
Erzeugung, der Entsorgung sowie in der Stromverteilung.
Die Investitionen in Finanzanlagen beliefen sich auf 0,7 Mrd 
(Vorjahr: 1,1 Mrd ). Die Finanzinvestitionen enthalten die
Anteilserwerbe an der rumänischen E.ON Moldova und der
NRE durch E.ON Benelux. Im Vorjahr prägten der Anteilserwerb
an der Ferngas Salzgitter, Zahlungen für den Erwerb der
bulgarischen Regionalversorger und die Anteilsaufstockungen in Tschechien die Finanzinvestitionen.
Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas
betrugen 531 Mio . Größte Einzelinvestition des Geschäftsjahres war der Mehrheitserwerb am rumänischen Gasversorger Distrigaz Nord. Außerdem wurde der Anteil am NjordFeld, einem Gas- und Ölvorkommen in der norwegischen
See, von 15 auf 30 Prozent erhöht. Die Beteiligung an der
Interconnector (UK) Limited wurde von 10 auf 23,6 Prozent
aufgestockt.
Daneben wurde in Projekte zum Ausbau der Infrastruktur
investiert. In Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände flossen 263 Mio , auf Finanzanlagen entfielen
268 Mio .
43
44
Finanzlage
Konzerninvestitionen 2005
Anteile in %
insgesamt 4.337 Mio 
Die Investitionen von US-Midwest lagen mit 227 Mio  8 Prozent unter dem Vorjahreswert, im Wesentlichen aufgrund der
geringeren Ausgaben für Anlagen zur Reduzierung von Emissionen.
50 Central Europe
12 Pan-European Gas
21 UK
12 Nordic
5
US-Midwest
Die Market Unit UK investierte im Berichtszeitraum 361 Mio 
in Finanzanlagen. Wesentliche Investitionen waren der Erwerb des Gaskraftwerks Enfield und der Gesellschaft Holford
Gas Storage Ltd. Die Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen stiegen im Vergleich zur Vorjahresperiode um 54 Mio  auf 565 Mio . Dies ist vor allem
auf Investitionen in den Kraftwerkspark und das Verteilungsnetz zurückzuführen.
Nordic investierte in immaterielle Vermögensgegenstände
und Sachanlagen 407 Mio  (Vorjahr: 350 Mio ) insbesondere
in die Instandhaltung der Kraftwerke sowie den Ausbau und
die Erweiterung des Verteilungsnetzes. Die Investitionen in
Finanzanlagen betrugen 131 Mio  gegenüber 390 Mio  im
Vorjahr. Der Gesamtwert für Investitionen im Jahr 2004 war
deutlich höher, weil er unter anderem den Erwerb weiterer
Graninge-Anteile in Höhe von 307 Mio  enthielt.
Cashflow und Finanzposition
E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit
den folgenden Kennzahlen dar: operativer Cashflow, Free
Cashflow und Netto-Finanzposition. Als Free Cashflow
bezeichnen wir den operativen Cashflow nach Abzug der
Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und
Sachanlagen. Dieser Überschuss steht insbesondere für
Wachstumsinvestitionen, Dividenden, Tilgungen und Geldanlagen zur Verfügung. Die Netto-Finanzposition ist der Saldo
aus dem Finanzvermögen und den Finanzschulden. Diese
Kennzahlen verbessern das Verständnis der Finanzlage und
insbesondere der Liquiditätsentwicklung des E.ON-Konzerns.
Kapitalflussrechnung des Konzerns
(Kurzfassung)
in Mio 
2005
2004
Operativer Cashflow
6.601
5.840
399
–382
–6.465
–4.766
Cashflow aus der Investitionstätigkeit
fortgeführter Aktivitäten
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Veränderung der Zahlungsmittel
fortgeführter Aktivitäten
535
692
Liquide Mittel zum 31. Dezember
15.119
12.016
Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten war im Geschäftsjahr 2005 positiv. Insbesondere der
Verkauf von Viterra und Ruhrgas Industries führte zu hohen
Mittelzuflüssen. Die deutliche Verringerung der Bruttoverschuldung sowie höhere Dividendenausschüttungen spiegeln sich im negativen Cashflow aus Finanzierungstätigkeit
wider. Weitere Informationen zur Kapitalflussrechnung befinden sich im Anhang, Fußnote 28, Seite 164.
Market Units
Konzernabschluss
Operativer Cashflow
in Mio 
2005
20041)
Central Europe
3.020
2.938
+82
Pan-European Gas
1.999
903
+1.096
UK
101
633
–532
Nordic
746
957
–211
US-Midwest
214
152
+62
Corporate Center
521
257
+264
6.601
5.840
+761
+/–
Investitionen in immaterielle
Vermögensgegenstände und
Sachanlagen
2.990
2.612
+378
Free Cashflow3)
3.611
3.228
+383
3) Non-GAAP financial measure
Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im Jahr 2005
deutlich über dem Vorjahresniveau.
Bei der Market Unit Central Europe führten ein Anstieg der
Rohmarge, geringere Zahlungen zur Wiederaufarbeitung von
Kernbrennstoffen und die erstmalige Konsolidierung neuer
Gesellschaften zu einem verbesserten operativen Cashflow.
Belastet wurde der operative Cashflow hingegen durch eine
Aufstockung des Rückdeckungsanspruches bei der Versorgungskasse Energie (VKE).
Die Market Unit Pan-European Gas verzeichnete im Gesamtjahr 2005 eine deutliche Verbesserung des operativen Cashflows. Dies ist im Wesentlichen auf die geänderte umsatzsteuerliche Behandlung von Gasgeschäften zurückzuführen.
Darüber hinaus wirkten sich höhere Vorfälligkeitszahlungen
von Kunden im Dezember positiv aus.
Bei der Market Unit UK ist der operative Cashflow deutlich
gesunken, und zwar vornehmlich aufgrund von Pensionsfondseinzahlungen in Höhe von 629 Mio  im zweiten Quartal 2005. Diese Einmalzahlungen kompensieren einen großen
Teil der versicherungsmathematischen Unterdeckung der
Pensionspläne bei UK.
Der deutliche Cashflow-Rückgang der Market Unit Nordic ist
vor allem auf die hohen Auszahlungen im Zusammenhang
mit dem schweren Sturm im Januar und höhere Steuerzahlungen zurückzuführen. Der operative Cashflow profitierte
von einer besseren Strommarge, die im Wesentlichen aus
höheren Großhandelspreisen und der gestiegenen Stromerzeugung aus Wasserkraft resultierte.
Bei der Market Unit US-Midwest ist der operative Cashflow
gestiegen, weil Sondereffekte wegfielen, die im Vorjahr zu
Belastungen geführt hatten. Hierzu zählten beispielsweise
Pensionsfondseinzahlungen und die Auflösung eines Forderungsverkaufsprogramms. Darüber hinaus wirkte sich positiv
aus, dass Ende 2004 im unregulierten Geschäft ein langfristiger Stromkauf- und -verkaufvertrag auslief. Teilweise wurden
die positiven Effekte durch höhere Gas- und Kohlevorräte
aufgrund gestiegener Volumina und Preise kompensiert.
Im Corporate Center hat sich der operative Cashflow deutlich positiv entwickelt. Dies wurde im Wesentlichen durch
Effekte aus der Auflösung von Währungsswaps verursacht.
Trotz steigender Investitionstätigkeit in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen liegt der Free Cashflow
12 Prozent über dem Vorjahreswert.
45
46
Finanzlage
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 zu dieser Zeit die Forderungen zunehmen und Finanzmittel für bezogene Lieferungen und Leistungen abfließen. Dagegen erfolgt insbesondere im zweiten
und dritten Quartal eines Jahres ein entsprechender abrechnungsbedingter Abbau des Working Capital. Dieser führt
dann zu erheblichen Cashflow-Überschüssen, obwohl die
Absätze in diesen Quartalen – mit Ausnahme bei der Market
Unit US-Midwest – üblicherweise zurückgehen. Das vierte
Quartal ist wiederum durch einen Aufbau des Working Capital gekennzeichnet. Anders bei Pan-European Gas: Hier wird
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. Ein besonders hoher Teil der Investitionen
in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
wird bei den Market Units im vierten Quartal eines Jahres
fällig.
Die Netto-Finanzposition (eine so genannte Non-GAAP financial measure) setzt sich aus mehreren Größen zusammen,
die in der Tabelle auf Seite 47 jeweils auf eine gemäß US-GAAP
ermittelte Größe übergeleitet werden.
Im Vergleich zum Stand per 31. Dezember 2004 (–5.483 Mio )
hat sich die Netto-Finanzposition stark verbessert. Im Wesentlichen ist dies auf den hohen Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit sowie die Veräußerung von Viterra und Ruhrgas
Industries zurückzuführen. Dagegen wurde diese Kennzahl
belastet durch Finanzmittelabflüsse für Investitionen in
Sachanlagen und Beteiligungen sowie durch die Dividendenzahlung inklusive der darauf entfallenden Steuern.
Der starke Rückgang des Netto-Zinsaufwandes um 354 Mio 
gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen auf die deutliche
Verbesserung der Netto-Finanzposition im Jahr 2005 zurückzuführen. Zusätzlich wirkte sich im Berichtszeitraum ein
höherer Anteil variabel verzinslicher Finanzverbindlichkeiten
positiv aus. Hinzu kommt, dass im Vorjahreszeitraum eine
Einmalbelastung aus dem Rückkauf von Anleihen in der
Market Unit UK angefallen war. Im Netto-Zinsaufwand sind
nur die Zinsergebnisse der Komponenten enthalten, die
auch Bestandteil der Netto-Finanzposition sind.
Netto-Finanzposition E.ON-Konzern
in Mio 
Einlagen bei Kreditinstituten
Wertpapiere/Fonds des
Umlaufvermögens
Summe liquide Mittel
Wertpapiere/Fonds des
Anlagevermögens
31. 12. 2005
31. 12. 2004
5.859
4.233
9.260
7.783
15.119
12.016
1.160
834
Finanzvermögen
16.279
12.850
Finanzverbindlichkeiten gegenüber
Kreditinstituten
–1.572
–4.050
Anleihen
–9.538
–9.148
–
–3.631
Commercial Papers
Sonstige Finanzverbindlichkeiten
Summe Finanzschulden
Netto-Finanzposition1)
–1.306
–1.504
–12.416
–18.333
3.863
–5.483
1) Non-GAAP financial measure, Überleitung siehe nachfolgende Tabelle
Market Units
Konzernabschluss
Überleitung Netto-Finanzposition
E.ON-Konzern
31. 12. 2005
31. 12. 2004
Liquide Mittel laut Bilanz
15.119
12.016
Finanzanlagen laut Bilanz
21.686
17.263
davon Ausleihungen
–1.100
–1.438
davon Beteiligungen
–18.759
–14.420
in Mio 
davon Anteile an verbundenen
Unternehmen
= Finanzvermögen
Finanzverbindlichkeiten laut Bilanz
davon gegenüber verbundenen
Unternehmen aus Finanzgeschäft
davon gegenüber Beteiligungsunternehmen aus Finanzgeschäft
= Summe Finanzschulden
Netto-Finanzposition
–667
–571
16.279
12.850
–14.362
–20.301
134
134
1.812
1.834
–12.416
–18.333
3.863
–5.483
Die Finanzkennzahl Adjusted EBITDA/Netto-Zinsaufwand hat
sich durch den Anstieg des Adjusted EBITDA und den niedrigeren Netto-Zinsaufwand stark verbessert.
Finanzkennzahlen E.ON-Konzern
in Mio 
Netto-Zinsaufwand1)
Adjusted EBITDA2)
Adjusted EBITDA/Netto-Finanzposition
Adjusted EBITDA/Netto-Zinsaufwand
Netto-Finanzposition/
operativer Cashflow
2005
2004
224
578
10.272
9.741
6.601
5.840
–
178%
45,9 x
16,9 x
–
0,9 x
1) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Zinsergebnis laut
Gewinn- und Verlustrechnung siehe S. 174
47
48
Vermögenslage
Die nachfolgenden Finanzkennziffern zeigen, dass der
E.ON-Konzern auch Ende 2005 eine sehr gute Vermögensund Kapitalstruktur aufwies:
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu
47,4 Prozent durch Eigenkapital gedeckt
(Vorjahreswert: 38,1 Prozent).
• Das langfristig gebundene Vermögen war zu
108,1 Prozent (Vorjahr: 102,4 Prozent) durch
langfristiges Kapital finanziert.
Ausführliche Erläuterungen zur Vermögenslage und zur Kapitalstruktur wie zum Beispiel zu außerbilanziellen Finanzierungsinstrumenten befinden sich im Anhang des Konzernabschlusses
(Fußnoten 13 bis 25) auf den Seiten 136 ff. dieses Berichts.
Im Jahr 2005 führte vor allem die stark gestiegene aktuelle
Marktbewertung unserer Gazprom-Beteiligung zu einem
Anstieg des langfristig gebundenen Vermögens um 5,6 Mrd .
Das kurzfristig gebundene Vermögen nahm im Wesentlichen
aufgrund der positiven Effekte aus der stichtagsbezogenen
Marktbewertung von Energiederivaten und der höheren
liquiden Mittel um 6,9 Mrd  zu. Damit erhöhte sich die Bilanzsumme um 12,5 Mrd  auf 126,6 Mrd . Die Eigenkapitalquote erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr (29 Prozent) auf
35 Prozent. Das langfristige Fremdkapital ging um 0,4 Mrd 
auf 52,3 Mrd  zurück.
Die positive Ertragslage, die erfreuliche Wertentwicklung
und die weiter verbesserten Finanzkennziffern belegen die
hervorragende wirtschaftliche Lage des E.ON-Konzerns am
Geschäftsjahresende 2005.
Konzernbilanzstruktur
31. 12. 2005
%
31. 12. 2004
%
Langfristige Aktiva
93,9
74
88,3
77
Kurzfristige Aktiva
32,7
26
25,8
23
126,6
100
114,1
100
44,5
35
33,6
29
4,7
4
4,1
4
52,3
41
52,7
46
in Mrd 
Aktiva
Eigenkapital
Langfristiges Fremdkapital
Kurzfristiges Fremdkapital
Passiva
25,1
20
23,7
21
126,6
100
114,1
100
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 4.993 Mio  nach 2.923 Mio 
im Vorjahr. Nach Einstellung von 379 Mio  in die anderen
Gewinnrücklagen ergibt sich ein Bilanzgewinn von 4.614 Mio .
Bilanz der E.ON AG (Kurzfassung)
in Mio 
Sachanlagen
31. 12. 2005
31. 12. 2004
180
185
Finanzanlagen
22.193
22.129
Anlagevermögen
22.373
22.314
Forderungen gegen
verbundene Unternehmen
8.380
5.140
Übrige Forderungen
872
2.133
Liquide Mittel
521
384
Umlaufvermögen
9.773
7.657
Gesamtvermögen
32.146
29.971
Eigenkapital
16.712
13.268
Sonderposten mit Rücklageanteil
Rückstellungen
Verbindlichkeiten gegenüber
verbundenen Unternehmen
Übrige Verbindlichkeiten
Gesamtkapital
358
342
1.844
1.517
12.819
10.686
413
4.158
32.146
29.971
Die E.ON AG verbesserte ihr Beteiligungsergebnis um
3.223 Mio  auf 6.745 Mio . Im Wesentlichen beinhaltet das
Ergebnis die Gewinnabführungen der E.ON Energie AG mit
2.746 Mio  und der E.ON Ruhrgas Holding GmbH mit
2.463 Mio . Die Gewinnabführung der E.ON UK Holding
GmbH in Höhe von insgesamt 1.676 Mio  resultiert vor
allem aus der Zuschreibung auf die 100-prozentige Beteiligung an E.ON UK Ltd. Diese Zuschreibung war im Rahmen
des jährlichen Impairment-Tests geboten, weil die Gründe für
die außerplanmäßige Wertminderung auf diese Beteiligung
aus dem Jahr 2002 keinen Bestand mehr hatten.
Seit Beginn des Geschäftsjahres 2005 weisen wir in Anlehnung an internationale Bilanzierungsgrundsätze den Zinsanteil aus der Zuführung zur Pensionsrückstellung nicht mehr
unter den übrigen Aufwendungen und Erträgen, sondern im
Zinsergebnis aus. Die entsprechenden Vorjahreswerte haben
wir angepasst.
Die Verbesserung des Zinsergebnisses um 203 Mio  auf
–512 Mio  ist im Wesentlichen auf die Tilgung eines Darlehens gegenüber einem verbundenen Unternehmen zurückzuführen. Darüber hinaus war das Vorjahresergebnis durch
hohe Zinsaufwendungen für die vorzeitige Rückzahlung von
Darlehen belastet. Der negative Saldo der übrigen Aufwendungen und Erträge ist im Vergleich zum Vorjahr um 154 Mio 
auf –226 Mio  gestiegen. Grund hierfür ist, dass wir den
Buchwert unseres Anteils von 39,2 Prozent an der RAG
Aktiengesellschaft (RAG AG) außerplanmäßig auf 1  abgewertet haben. Diese Abwertung ist eine Folge der im Verlauf
des Geschäftsjahres 2005 deutlich schlechter gewordenen
kohlepolitischen Rahmenbedingungen für die RAG AG.
Zudem gehen wir jetzt davon aus, dass der Zeitraum, in dem
in Deutschland noch Steinkohle unter vertretbaren wirtschaftlichen und technischen Bedingungen gefördert werden kann, deutlich kürzer sein wird als bisher angenommen.
Die Steuern beinhalten sowohl für das Geschäftsjahr 2005
als auch für das Vorjahr die laufenden Ertragsteuern und
aperiodische Steuern für noch offene Betriebsprüfungszeiträume. Im Vorjahr wirkten sich periodenfremde Steuererträge positiv aus, die sich aus Steuererstattungen für
zurückliegende Veranlagungszeiträume ergeben hatten.
Gewinn- und Verlustrechnung
der E.ON AG (Kurzfassung)
in Mio 
2005
2004
Beteiligungsergebnis
6.745
3.522
Zinsergebnis
–512
–715
Übrige Aufwendungen und Erträge
–226
–72
6.007
2.735
–1.014
188
4.993
2.923
Einstellung in die Gewinnrücklagen
–379
–1.374
Bilanzgewinn
4.614
1.549
Steuern
Jahresüberschuss
Wir schlagen der Hauptversammlung am 4. Mai 2006 vor, aus
dem Bilanzgewinn eine Dividende von 2,75  je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer
Steigerung um 17 Prozent. Damit liegt die Dividendenentwicklung über der im Rahmen des on·top-Projekts formulierten
Vorgabe. Wir können die Dividende insbesondere aufgrund
der erfreulichen operativen Ergebnisentwicklung bereits
zum siebten Mal in Folge erhöhen. Auf diese Weise verbessern
wir weiter die Attraktivität der E.ON-Aktie.
Darüber hinaus haben wir unseren Aktionären im Frühjahr
2005 zugesagt, ihnen den Gegenwert der Degussa-Beteiligung zukommen zu lassen. Mit der abgeschlossenen Vereinbarung können wir der Hauptversammlung im Mai die Ausschüttung einer Sonderdividende in Höhe von 4,25  je Aktie
vorschlagen.
49
50
Weitere Angaben
Der vom Abschlussprüfer PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, mit
dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene
vollständige Jahresabschluss der E.ON AG wird im Bundesanzeiger veröffentlicht und beim Handelsregister des Amtsgerichts Düsseldorf, HRB 22 315, hinterlegt. Er kann als Sonderdruck bei der E.ON AG angefordert werden. Im Internet ist er
unter www.eon.com abrufbar.
Mitarbeiter
Mitarbeiter 1)
31.12. 2005
31. 12. 2004
44.476
36.811
Central Europe
Pan-European Gas
13.366
4.001
UK
12.891
10.397
Nordic
5.801
5.530
US-Midwest
3.002
2.997
Corporate Center
411
420
79.947
60.156
Gesamt
Nicht fortgeführte
Aktivitäten2)
463
9.554
41.469
40.174
Degussa3)
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder
2) Western Kentucky Energy sowie zusätzlich zum 31. 12. 2004 Ruhrgas Industries und Viterra
3) at equity bewertet; zum 31. 12. 2005 waren bei der Degussa 1.972 Auszubildende beschäftigt
Am 31. Dezember 2005 waren im E.ON-Konzern weltweit
79.947 Mitarbeiter beschäftigt. Hinzu kamen 2.471 Auszubildende sowie 229 Vorstände und Geschäftsführer. Somit ist
die Belegschaft seit dem 31. Dezember 2004 um 19.791 Personen bzw. um 33 Prozent gestiegen. Im Ausland waren zum
Jahresende 45.820 Mitarbeiter bzw. 57 Prozent beschäftigt –
12 Prozentpunkte mehr als zum Ende des Jahres 2004.
Der Anstieg der Mitarbeiterzahl ist hauptsächlich auf Erstkonsolidierungen in den Market Units Central Europe und
Pan-European Gas zurückzuführen. Central Europe erwarb
die beiden bulgarischen Stromversorger Gorna Oryahovitza
und Varna mit zusammen ca. 3.700 Mitarbeitern sowie den
rumänischen Stromversorger E.ON Moldova (ca. 2.800 Mitarbeiter). Darüber hinaus wurden im Jahr 2005 der IT-Dienstleister E.ON IS (ehemals is:energy) mit ca. 1.300 Mitarbeitern
sowie die beiden ungarischen Gasverteiler DDGáz und Kögáz
mit zusammen ca. 900 Mitarbeitern erstmals voll konsolidiert. Pan-European Gas übernahm im zweiten Quartal 2005
den rumänischen Gasverteiler Distrigaz Nord mit mehr als
9.300 Mitarbeitern.
Der Aufwand für Löhne und Gehälter einschließlich der
sozialen Abgaben betrug im Berichtszeitraum rund 4,6 Mrd 
(Vorjahr: 4,2 Mrd ).
Market Units
Konzernabschluss
Grundzüge des Vergütungssystems von Vorstand
und Aufsichtsrat
Die Grundzüge der Vergütungssysteme sowie Angaben zu
den Bezügen einzelner Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder haben wir für das Geschäftsjahr 2005 erstmals in einem
Vergütungsbericht zusammengefasst. Er berücksichtigt die
Grundsätze des Deutschen Corporate Governance Kodex. Der
Vergütungsbericht ist im Corporate-Governance-Kapitel auf
den Seiten 185 bis 188 veröffentlicht. Auf eine Darstellung
des Vergütungsberichts an dieser Stelle wurde daher verzichtet.
Forschung und Entwicklung
Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand lag im Jahr 2005
bei 24 Mio  (Vorjahr: 19 Mio ). Insgesamt arbeiteten im
E.ON-Konzern 1.185 Mitarbeiter im Bereich Forschung und
Entwicklung, davon 1.117 bei Central Europe, 30 bei Pan-European Gas, 22 bei UK und 16 bei Nordic. Die Market Units sind
in vielen Forschungs- und Entwicklungsprojekten tätig.
E.ON Energie unterstützt in enger Kooperation mit Herstellerunternehmen und Forschungseinrichtungen die Entwicklung
neuer Technologien für die Energiewirtschaft. Dabei steht
die Steigerung der Effizienz der gesamten Energieumwandlungskette im Vordergrund. Neben der Senkung der Treibhausgasemissionen bedeuten höhere Wirkungsgrade auch
eine Reduzierung der eingesetzten Energierohstoffe. Die
steigenden Preise für fossile Primärenergieträger in den letzten Jahren haben gezeigt, dass Ressourcenschonung nicht nur
ein langfristiges, sondern auch ein hochaktuelles Thema ist.
Beispiele für solche Forschungsarbeiten von E.ON Energie sind
• ein Projekt, das die Entwicklung der weltweit effizientesten Gasturbinenanlage zum Ziel hat. Siemens wird am
E.ON-Standort Irsching eine neu entwickelte Gasturbine
mit einer Leistung von 340 MWel testen. Nach dem 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 MWel geplant.
• die weltweit größte Versuchsanlage mit Großkomponenten aus neuen Hochleistungswerkstoffen im Block F des
E.ON-Kraftwerks Scholven. Ziel der Versuche ist die Steigerung der zulässigen Dampftemperaturen auf über
700 °C. Diese Tests bilden einen Meilenstein auf dem
Weg zum Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von
50 Prozent.
• eine Versuchsanlage zur Entwicklung der Druckkohlenstaubfeuerung. In einem 1-MWth-Teststand in Dorsten ist
es im Jahr 2005 gelungen, durch innovative Verfahren
und Anwendung der Plasmaphysik die bei der Verbrennung von Steinkohle unter Druck entstehenden heißen
Rauchgase so weit zu reinigen, dass die für den Betrieb
einer Gasturbine spezifizierten Reinheitsgrenzwerte eingehalten werden.
• das vom Bundeswirtschaftsministerium initiierte
COORETEC-Programm. Hierbei werden unter anderem die
Möglichkeiten der CO2-Abtrennung und -Speicherung
intensiv erforscht.
51
52
Weitere Angaben
Darüber hinaus treibt E.ON Energie eine Reihe von Projekten
in der Stromerzeugung in Kleinanlagen und aus erneuerbaren
Energien voran. Beispiele sind
• neue Kraft-Wärme-Kopplungs-Technologien (KWK-Technologien). Hierzu zählen Brennstoffzellenanlagen,
Stirlingmotoren und Mikro-Gasturbinen.
• Planungen von Offshore-Windparks in der Nord- und
Ostsee.
• der Bau mehrerer kleinerer Wasserkraftwerke.
• die Realisierung verschiedener Biogasanlagen.
• die durch die EU geförderte Machbarkeitsstudie
Zukunftskonzepte zur Energiespeicherung mit komprimierter Luft bei bislang unerreichten Wirkungsgraden.
Um Produktivitätssteigerungen bei gleichzeitiger hoher
Sicherheit und Verfügbarkeit des technischen Systems realisieren zu können, setzt E.ON Ruhrgas weiterhin konsequent
auf die Entwicklung und Einführung neuer Technologien.
• Weiter an die betrieblichen Erfordernisse angepasst
wurde das hubschraubergetragene, lasergestützte Gasferndetektionssystem CHARM. Der mobile Arbeitsplatz
im Betrieb sowie die Systeme PIMS und IMMeR zur
Integritätsbewertung von Leitungen und Gas-Druckregel- und Messanlagen wurden weiterentwickelt.
•
•
Mit der Gaswärmepumpe wird ein Projekt verfolgt, bei
dem zur Wärmeerzeugung Erdwärme mit eingebunden
wird. Die Firma Bosch Buderus Thermotechnik hat eine
Gaswärmepumpe nach dem Diffusions-AbsorptionsPrinzip entwickelt, die – nach intensiven Prüfstandsuntersuchungen bei E.ON Ruhrgas – in Feldversuchen
bei Kunden getestet werden soll. Der Feldtest wird
gegenwärtig vorbereitet.
Der E.ON-Konzern ist einer der größten Biomasse-Verstromer europaweit. Dabei wird Biomasse in Kraftwerken mitverfeuert. Aber auch die Produktion sowie die
Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz stehen im Fokus aktueller Aktivitäten. Um das
Potenzial von Biogas zur Einspeisung in das Erdgasnetz
zu erforschen, wurde von deutschen Fachverbänden
eine gemeinsame Studie durchgeführt. Um die technischen und wirtschaftlichen Aspekte der Einspeisung von
aufbereitetem Biogas unter realistischen Bedingungen
bewerten zu können, ist die Beteiligung von E.ON Ruhrgas an einem Pilotprojekt in Vorbereitung.
Die Market Unit UK hat ihre Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten im Technologiezentrum Power Technology
zusammengefasst. E.ON UK verfügt dort über die fachliche
Ingenieurkompetenz und die erforderliche wissenschaftliche
Expertise. Power Technology unterstützt sowohl E.ON UK als
auch konzernfremde Kunden weltweit mit Beratungsleistungen rund um Innovationen und Dienstleistungen im Energiebereich. Ein Forschungs- und Entwicklungsschwerpunkt liegt
auf Technologien zur umweltschonenderen Stromerzeugung.
Projekte umfassen die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen mit geringeren Emissionen, den Kohleeinsatz und die
Kohlelagerung, erneuerbare Energiequellen einschließlich
Meerestechnologie, Minderung der Übertragungsverluste und
Beratung von Kunden beim Energiebedarf. Diese Projekte
werden mit verschiedenen nationalen und internationalen
Partnern – wie staatlichen Einrichtungen, wissenschaftlichen
Organisationen der Europäischen Union, Universitäten und
einem umfangreichen Netz von Forschungsinstituten weltweit – durchgeführt.
Market Units
Konzernabschluss
Die RWTH Aachen und E.ON werden gemeinsam in Aachen
ein neues energiewissenschaftliches Forschungsinstitut
gründen. Die beiden Partner haben im Januar 2006 eine
Grundsatzvereinbarung zu Einrichtung und Betrieb des
„E.ON Forschungsinstituts für Energie” unterzeichnet. Damit
wollen sie gemeinsam einen Beitrag zur Intensivierung der
internationalen Forschung in den Bereichen Energieeffizienz
und Klimaschutz leisten. Für das Institut wird auf dem Campus der RWTH ein neues Gebäude errichtet, das den modernsten Standards beim sparsamen Umgang mit Energie gerecht
wird. Mit der Errichtung des hochmodernen Gebäudes soll
Ende 2006 begonnen werden, die Fertigstellung ist für Ende
2007 vorgesehen. E.ON finanziert den Forschungsbetrieb des
Instituts über die nächsten 10 Jahre mit einem Betrag von
mindestens 40 Mio .
Verantwortung für Gesellschaft und Umwelt
Gesellschaftliche Verantwortung wurde im Rahmen des
OneE.ON-Leitbildprozesses als einer unserer fünf Unternehmenswerte definiert, weil unsere Produkte zum einen
Lebensqualität schaffen und wirtschaftlichen Fortschritt
ermöglichen und zum anderen aber auch die Umwelt beeinträchtigen können. Deshalb ist uns die Verantwortung für
unsere Kollegen, Kunden und Lieferanten sowie für unsere
Umwelt und die Gesellschaft, in der wir leben und arbeiten,
eine wichtige Handlungsmaxime. Wir suchen den Dialog mit
unseren Stakeholdern und stellen uns ihren Ansprüchen an
eine nachhaltige Entwicklung mit dem Ziel, Situationen zu
schaffen, von denen die Stakeholder und E.ON gleichermaßen profitieren. Dort, wo wir tätig sind, wollen wir die
Lebensqualität verbessern und gleichzeitig unsere „licence
to operate” sichern sowie frühzeitig Risiken erkennen, die
langfristig auch finanzielle Auswirkungen haben könnten.
Im Rahmen eines konzernweiten Projekts zur Konkretisierung dieses Unternehmenswertes haben wir drei Schwerpunkte definiert, auf die wir uns in den nächsten Jahren
besonders konzentrieren und an denen wir uns von unseren
Stakeholdern messen lassen.
• Wir werden die Investitionen in Energieeffizienz und
Klimaschutz stärken, zum Beispiel durch den Ausbau der
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und eine
internationale Forschungsinitiative, die auch den Aufbau
des „E.ON Forschungsinstituts für Energie” in Kooperation mit der RWTH Aachen umfasst.
• Wir engagieren uns traditionell für Menschen in unseren
Regionen und werden zukünftig auch über gemeinsame
internationale Themenschwerpunkte das starke Engagement für Kinder und Jugend weiter ausbauen.
• Außerdem haben wir damit begonnen, die Transparenz
über gesellschaftliche Auswirkungen unseres Handelns
und über unsere Leistungen deutlich zu erhöhen. Dies
betrifft nicht nur die Themenfelder Umwelt und Region,
sondern zum Beispiel auch Versorgungssicherheit, Energiepreise, Kundenservice, Sicherheit und Gesundheit am
Arbeitsplatz.
Mehr Informationen zu unserer gesellschaftlichen Verantwortung in den Bereichen Markt, Arbeitplatz, Umwelt und
Region finden Sie in unserem Bericht „Energie. Effizienz.
Engagement“. Der Bericht und weitere Informationen stehen
im Internet unter www.eon.com zur Verfügung.
53
54
Wichtige Ereignisse nach Schluss des Geschäftsjahres
E.ON Ruhrgas wird das Gashandels- und Speichergeschäft
des ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL vollständig
übernehmen. Die beiden Unternehmen hatten im November
2004 zunächst vereinbart, dass E.ON 75 Prozent (minus 1 Aktie)
des Gashandels- und Speichergeschäfts sowie 50 Prozent
der Gasimportgesellschaft Panrusgáz übernimmt. Diesem
Erwerb hat die EU-Kommission im Dezember 2005 unter Auflagen zugestimmt. Im Rahmen dieser Auflagen muss sich
MOL vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft
trennen. Am 12. Januar 2006 wurde daher mit MOL vereinbart, auch die restlichen 25 Prozent (plus 1 Aktie) an beiden
Gesellschaften zu übernehmen. Der Kaufpreis beträgt nunmehr insgesamt rund 450 Mio . Darüber hinaus übernimmt
E.ON Finanzschulden in Höhe von rund 600 Mio . Vereinbart
wurde zudem, dass abhängig von der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen geleistet werden, wenn das zur nachträglichen
Anpassung des Kaufpreises notwendig wird. Die Transaktion
wird Ende März 2006 vollzogen werden.
Am 13. Januar 2006 hat das Kartellamt E.ON Ruhrgas per
Verfügung die Praktizierung bestehender langfristiger Gaslieferverträge und den Abschluss gleicher oder gleichartiger
Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern untersagt. Dabei geht es um die Wirksamkeit langfristiger Gaslieferverträge, wie sie im deutschen Erdgasmarkt bei der
Belieferung von Weiterverteilern seit Beginn der Erdgaswirtschaft üblich sind. Die unterschiedlichen Rechtsauffassungen
– die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit
sowie der Versorgungssicherheit berühren – können abschließend nur durch Gerichte geklärt werden. E.ON Ruhrgas
hat daher neben der Beschwerde gegen die Verfügung beim
OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die sofortige
Vollziehung der Verfügung zu verhindern.
Market Units
Konzernabschluss
E.ON Nordic und der finnische Energiekonzern Fortum Power
and Heat Oyj (Fortum) haben am 2. Februar 2006 einen Vertrag unterzeichnet, wonach Fortum alle Anteile, die E.ON
Nordic an E.ON Finland hält, erwerben wird. Diese 10.246.565
Aktien entsprechen 65,56 Prozent des Aktienkapitals und der
Stimmrechte an E.ON Finland. Der Kaufpreis beträgt insgesamt rund 380 Mio  (37,12  je Aktie). Die Transaktion steht
unter dem Vorbehalt der Zustimmung der finnischen Kartellbehörde. E.ON Finland ist an der Börse in Helsinki registriert.
Ferner hat die Stadt Espoo, mit 34,24 Prozent der zweitgrößte
Anteilseigner an E.ON Finland, am 18. Januar 2006 mit Fortum
vereinbart, auch ihre eigenen Anteile an Fortum zu veräußern,
wenn E.ON Nordic ihre Anteile an E.ON Finland an Fortum
übertragen hat. Durch die Vereinbarung mit Fortum erfüllt
E.ON Nordic die Verpflichtungen aus einer im Jahr 2002 mit
Fortum vereinbarten Kaufoption für alle Anteile, die E.ON
Nordic an E.ON Finland hält. Fortum übte die Kaufoption im
Januar 2005 aus. E.ON Nordic antwortete Fortum, dass eine
Übertragung der Anteile angesichts der Position der Stadt
Espoo, die auf Übertragungsbeschränkungen aufgrund der
Aktionärsvereinbarung zwischen E.ON Nordic und der Stadt
Espoo basiert, nicht möglich ist. Daraufhin hat Fortum gegen
E.ON Nordic im Februar 2005 ein Schiedsverfahren vor der
Internationalen Handelskammer (ICC) eingeleitet. Der Rat
der Stadt Espoo hat am 16. Januar 2006 zugestimmt, dass
E.ON Nordic und die Stadt selbst ihre jeweiligen Anteile an
E.ON Finland an Fortum veräußern. Diese Entscheidung wurde
von der Verwaltungsspitze der Stadt für sofort vollziehbar
erklärt. Nach Vollzug der Transaktion zwischen E.ON Nordic
und Fortum wird das Schiedsverfahren zur Übertragung der
E.ON Finland-Anteile beendet werden. Im Zusammenhang
mit der Akquisition haben E.ON und Fortum eine Vereinbarung zur Beilegung sämtlicher offener Fragen getroffen,
wonach Fortum zusätzlich 16 Mio  an E.ON zahlen wird.
E.ON Finland beschäftigt 377 Mitarbeiter und erzielte im
Geschäftsjahr 2005 ein Adjusted EBIT von 41 Mio . Das entspricht etwa fünf Prozent des gesamten Adjusted EBIT der
Market Unit Nordic.
Im Februar 2006 wurde eine Vereinbarung zwischen E.ON
Energie und RWE über den Tausch von Beteiligungen in
Tschechien und Ungarn unterzeichnet. Der für das laufende
Geschäftsjahr vorgesehene Vollzug steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der zuständigen Gremien und Kartellbehörden.
E.ON hat am 21. Februar 2006 ein Übernahmeangebot für
100 Prozent der Aktien und American Depositary Shares der
Endesa S.A. (Endesa), Madrid, Spanien, zu einem Preis von
27,50  je Aktie in bar angekündigt. Endesa ist der größte
spanische Stromversorger mit weiteren wesentlichen Aktivitäten in Lateinamerika und Italien. Das Gesamtangebot beträgt
damit rund 29,1 Mrd . Das Angebot erfolgt unter den aufschiebenden Bedingungen, dass E.ON mindestens 50,01 Prozent des Grundkapitals im Rahmen des Angebots erwirbt und
dass die Hauptversammlung von Endesa bestimmte Satzungsänderungen beschließt. E.ON wird die beabsichtigte Übernahme beim spanischen Generalsekretär für Energiefragen
(Secretario General de Energía) und bei der Europäischen
Kommission anmelden. Die entsprechenden Freigaben sind
keine Angebotsbedingungen. E.ON erwartet, dass die Transaktion bis Mitte 2006 abgeschlossen werden kann.
Im Rahmen der weiteren Umsetzung der Eckpunktevereinbarung mit der RAG zur Abgabe der von E.ON gehaltenen
Degussa-Anteile (42,9 Prozent) hat RAG am 27. Januar 2006
das angekündigte Erwerbsangebot an die außenstehenden
Degussa-Aktionäre veröffentlicht. Die Annahmefrist ist am
27. Februar 2006 abgelaufen. Die RAG hat bekannt gegeben,
dass die in dem Erwerbsangebot genannte Anzahl der
zusammen mit den von E.ON gehaltenen Degussa-Aktien
von mindestens 95 Prozent erreicht worden ist.
55
56
Risikobericht
•
•
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-, Commoditypreis- und Kreditausfallrisiken. Die
Instrumente zur Sicherung dieser finanzwirtschaftlichen
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.
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
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 und gegenzusteuern. 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
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. Darüber hinaus steuern wir Marktpreisänderungsrisiken im Energiebereich auch durch den
Einsatz von Derivaten im Strom-, Gas-, Kohle- und Ölbereich.
Die eingesetzten derivativen Finanzinstrumente werden im
Rahmen detailliert festgelegter Richtlinien überwacht.
Weitere externe Risiken ergeben sich aus dem politischen,
rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns,
dessen Änderung zu erheblichen Planungsunsicherheiten
führen kann.
Durch die Umsetzung der europäischen Richtlinien zur vollständigen Marktöffnung der Strom- und Gasmärkte werden
in Deutschland im Rahmen der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes die Bedingungen des Netzzugangs und
die Netzentgelte reguliert. Die betriebswirtschaftliche Auswirkung einer solchen Regulierung von Netzzugang und
Netzentgelten in Deutschland ist derzeit noch nicht vollständig absehbar. In ersten Regulierungsentscheidungen zeichnet sich ab, dass es dadurch zu einer Senkung der Netzentgelte kommen wird.
Market Units
Konzernabschluss
Am 1. Januar 2005 begann der EU-weite Handel mit CO2-Zertifikaten, wie es die EU-Richtlinie über ein System für den
Handel mit Treibhausgas-Emissionszertifikaten vom 13. Oktober 2003 vorsieht. Von dieser Richtlinie sind alle Anlagen mit
einer Feuerungsleistung über 20 MW betroffen und damit
der größte Teil unseres Kraftwerksparks in Europa. Die Bundesregierung wird im Jahr 2006 die Allokation der Zertifikate für
den Zeitraum 2008 bis 2012 festlegen. Es ist nicht auszuschließen,
dass die Anzahl der Emissionszertifikate für die Stromerzeugung verringert wird und wir Zertifikate auf dem Markt
zukaufen müssen.
Bei folgenden Punkten besteht derzeit ebenfalls Unsicherheit:
• Debatte über die Bildung eines Rückstellungsfonds: Die
Debatte im Rahmen des Kernenergie-Richtlinien-Pakets
der Europäischen Kommission wurde zwar ohne die Verabschiedung einer entsprechenden Richtlinie beendet,
es ist aber nicht auszuschließen, dass die politische
Debatte über die Behandlung der Kernenergierückstellungen wieder aufleben wird.
• Belastung des Strom- und Gaspreises durch staatliche
Eingriffe und damit verbundene Abwälzungsrisiken:
Durch verschiedene staatliche Eingriffe wie z. B. die Förderung erneuerbarer Energien oder die Energiesteuern
entstehen für E.ON Belastungen des Strom- und Gaspreises. Eine Erhöhung dieser Kosten kann eventuell
nicht oder nur mit zeitlicher Verzögerung an die Kunden
weitergegeben werden.
• Die Generaldirektion Wettbewerb der EU-Kommission
hat im Sommer 2005 eine kartellrechtliche Untersuchung
(Sector Inquiry) der Strom- und Gasmärkte in der Europäischen Union eingeleitet. Es kann nicht ausgeschlossen
werden, dass sich daraus gesetzgeberische Initiativen mit
dem Ziel einer weiteren Intensivierung des Wettbewerbs
auf den Energiemärkten entwickeln. Darüber hinaus
sind in diesem Rahmen auch kartellrechtliche Überprüfungen möglich, die zu Auflagen für einzelne Energieunternehmen führen können.
• Die Verfügung des Bundeskartellamtes, gegen bestehende Gaslieferverträge zwischen Ferngasgesellschaften
und Weiterverteilern wegen behaupteter Kartellrechtswidrigkeit vorzugehen, stellt ein Ergebnisrisiko dar, da
Anschlussverträge geschlossen werden müssen. Eine
Vorhersage der Auswirkungen ist nicht möglich. Es geht
hier um Wettbewerbsprozesse, deren Verlauf naturgemäß nicht vorhersehbar ist. Wir sind optimistisch, für
die große Mehrzahl unserer Kunden wie schon in der
Vergangenheit weiterhin der attraktivste Anbieter zu
bleiben.
•
Das Bundeskartellamt hat im Jahr 2005 unter anderem
gegen die E.ON Energie AG ein Verfahren wegen des
Verdachts des Missbrauchs einer marktbeherrschenden
Stellung im Zusammenhang mit CO2-Emissionshandel
und Strompreisbildung eingeleitet. E.ON Energie hat
umfassend zur Funktionsweise der Strommärkte und
den Einflussfaktoren auf den Marktpreis für Strom Stellung genommen; die übersandten Informationen werden
derzeit vom Bundeskartellamt ausgewertet. Das Verfahren stellt ein Ergebnisrisiko dar, weil es die betriebswirtschaftlich gebotene Einpreisung von CO2-Emissionszertifikaten in den Strompreis gefährdet.
Wir verfolgen das Ziel, durch intensiven und konstruktiven
Dialog mit Behörden und Politik sachlich, kompetent und
aktiv die Rahmenbedingungen mitzugestalten.
IT-Risiken
Die operative und strategische Steuerung unseres Konzerns
ist maßgeblich abhängig von einer komplexen Informationstechnologie. Die Optimierung und Aufrechterhaltung der
IT-Systeme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und
externer Experten sowie durch diverse technologische Sicherungsmaßnahmen gewährleistet. Daneben begegnet der
E.ON-Konzern den Risiken aus unberechtigtem Datenzugriff,
Datenmissbrauch und Datenverlust mit diversen Gegenmaßnahmen technischer und organisatorischer Art.
Im Berichtszeitraum hat sich die Risikolage des E.ON-Konzerns
gegenüber dem Vorjahr nicht wesentlich verändert. Aus
heutiger Sicht sind für die Zukunft keine Risiken erkennbar,
die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner Market
Units gefährden könnten.
57
58
Prognosebericht
Gesamtwirtschaftliche Situation
Für das Jahr 2006 geht der Sachverständigenrat aufgrund
der hohen Ölpreise von einer leicht abgeschwächten Entwicklung der Weltwirtschaft aus. Sie wird getragen von einer sich
abschwächenden US-Wirtschaft und einer sich im Gegenzug
allmählich erholenden Konjunktur im Euro-Raum. Als Hauptrisiken werden eine Korrektur des US-Leistungsbilanzdefizits
und ein Preisrutsch auf den in mehreren Ländern sehr dynamisch verlaufenden Immobilienmärkten gesehen.
Im Euro-Raum wird sich die wirtschaftliche Entwicklung,
getragen von der leicht anziehenden Investitionstätigkeit,
allmählich erholen. Die private Konsumneigung wird sich
jedoch kaum verbessern. Exporte werden wiederum Träger
der Aufwärtsbewegung sein. Großbritannien wird im Jahr
2006 die kleine Konjunkturdelle überwinden und konsumgetrieben ein über dem EU-Durchschnitt liegendes Wachstum
erzielen. Für Skandinavien wird ebenfalls vom Sachverständigenrat in 2006 ein über dem EU-Niveau liegendes Wachstum prognostiziert. Die Beitrittsländer werden von dieser
Erholung im Euro-Raum profitieren und ein leicht höheres
Wachstum realisieren. Angesichts fehlenden Inflationsdrucks
wird nicht mit einer restriktiveren Geldpolitik seitens der
Europäischen Zentralbank gerechnet.
Die konjunkturelle Entwicklung in Deutschland wird sich
2006 leicht erholen. Impulse kommen nach wie vor vom
Export, wohingegen nicht mit einer durchgreifenden Erholung der inländischen Nachfrage gerechnet wird. Insbesondere der private Verbrauch wird durch steigende Energiekosten und geringe Lohnzuwächse belastet. Im Gegensatz
zu den vergangenen Jahren steht dieser Entwicklung jedoch
keine Entlastung bei der Einkommensteuer gegenüber. Der
Sachverständigenrat erwartet vor diesem Hintergrund ein
wirtschaftliches Wachstum für 2006 in Deutschland von real
1,0 Prozent.
Branchensituation
Auch künftig wird die Ausrichtung der Branche durch drei
Eckpfeiler bestimmt: Versorgungssicherheit, Umweltschutz
und Energiepreise. Der Gasstreit der Ukraine mit Russland
sowie die knappe Versorgungssituation in Großbritannien,
die durch einen Rückgang der Eigenversorgung bei gleichzeitigem temperaturbedingtem Anstieg der Gasnachfrage
ausgelöst wurde und Befürchtungen über Engpässe in der
Versorgung weckte, haben den Stellenwert einer sicheren
Energieversorgung stärker in die öffentliche Wahrnehmung
gerückt.
In der Branche wird davon ausgegangen, dass sich die
Energiepreise auch zukünftig auf einem hohen Niveau halten
werden. Die Erdgasimportpreise nach Europa werden sich
auch langfristig an den Rohölpreisnotierungen orientieren.
Sowohl die europäische International Energy Agency (IEA)
wie auch die US-amerikanische Regierungsbehörde Energy
Information Administration (EIA) haben ihre jüngsten Langfrist-Ölpreisprognosen deutlich gegenüber den Erwartungen
des Vorjahres nach oben korrigiert. Trotz einer mittelfristig
leichten Entspannung bei Angebot und Nachfrage sehen beide
Institutionen in ihrer Basisfall-Analyse einen weiterhin hohen
Ölpreis als wahrscheinlich an.
Der Preis für Steinkohle wird vor allem durch die Fundamentaldaten bei Angebot und Nachfrage bestimmt, obgleich auf
dem Weltmarkt Konsolidierungstendenzen sichtbar werden.
Nach einer stürmischen Bedarfsentwicklung 2003/2004 und
Engpässen entlang der gesamten Kohlekette (Gruben, Transportinfrastruktur, Verladehäfen) ist derzeit eine Entspannung
am Markt erkennbar, die sich in abgesenkten Frachtraten
und niedrigeren Forwards niederschlägt.
Market Units
Konzernabschluss
Eine wesentliche Unsicherheit besteht hingegen in der Prognose der Preise von CO2-Emissionszertifikaten. Offen bleibt,
wie knapp sich die Ausstattung mit Zertifikaten am Ende der
ersten Handelsperiode 2007 darstellen wird, was Auswirkungen auf die Strompreisentwicklung haben wird. Notierungen
am Terminmarkt der deutschen Strombörse (EEX) deuten auf
ein gleich bleibend hohes Strompreisniveau hin.
Aufgrund des sehr guten weltweiten Zugangs zu UranRessourcen, einhergehend mit einem mengenmäßig sehr
geringen Brennstoffeinsatz, trägt Kernenergie deutlich zur
Versorgungssicherheit bei. Als CO2-freie Energiequelle ist
Kernenergie zudem ein wesentlicher Eckpfeiler, um die im
Kyoto-Protokoll vereinbarten Einsparziele zu erreichen.
Diese Aspekte spielen in der politischen Bewertung von
Kernenergie in verschiedenen EU-Ländern – beispielsweise
Großbritannien – wieder eine erhebliche Rolle.
Übernahmeangebot für 100 Prozent der Endesa
Wir haben entschieden, am 21. Februar 2006 ein Übernahmeangebot für 100 Prozent der Aktien und Depositary Shares
der Endesa abzugeben. Bei den folgenden Prognosen für das
Geschäftsjahr 2006 wurden mögliche Auswirkungen hieraus
nicht berücksichtigt.
Mitarbeiter
Die Belegschaft im E.ON-Konzern wird bis zum Jahresende
2006 nahezu konstant bleiben.
Ergebnisentwicklung
Für das Jahr 2006 rechnen wir damit, beim Adjusted EBIT das
hohe Niveau des Vorjahres leicht zu übertreffen. Den außerordentlich hohen Konzernüberschuss des Vorjahres, der insbesondere aus den Buchgewinnen der erfolgreichen Veräußerungen von Viterra und Ruhrgas Industries resultierte, werden wir jedoch nicht wieder erreichen. Wir gehen davon aus,
unser Ziel für den Konzernüberschuss in Höhe von 3,4 Mrd  für
das Jahr 2006 zu erreichen.
Zu den Market Units im Einzelnen:
In der Market Unit Central Europe rechnen wir für das Jahr
2006 damit, ein Ergebnis leicht über Vorjahresniveau zu
erzielen. Wir erwarten, die Belastungen aus regulatorischen
Eingriffen im Netzgeschäft durch weitere operative Verbesserungen in anderen Bereichen kompensieren zu können.
In der Market Unit Pan-European Gas erwarten wir für das
laufende Jahr ein Adjusted EBIT, das über dem Vorjahreswert
liegen wird. Dabei wird das Upstream-/Midstream-Geschäft
von der Integration der im Jahr 2005 erworbenen E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited (vormals Caledonia Oil and Gas
Limited) profitieren. Die Entwicklung im Downstream-Bereich
wird maßgeblich durch den Erwerb der Speicher- und Handelsaktivitäten der ungarischen MOL beeinflusst werden.
Bei der Market Unit UK gehen wir davon aus, dass für das
Jahr 2006 das Adjusted EBIT deutlich über dem Vorjahreswert
liegen wird. Die Effekte aus den ganzjährig wirkenden Tariferhöhungen und operative Verbesserungen im Erzeugungsbereich werden nur teilweise durch steigende Brennstoffund Bezugskosten aufgehoben.
In der Market Unit Nordic rechnen wir mit einem Rückgang
des Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr. Dies ist auf höhere
Steuern auf die installierten Kernenergie- und Wasserkraftkapazitäten und die wegfallenden Ergebnisbeiträge nach der
Veräußerung der Wasserkraftwerke zurückzuführen. Diese
Effekte werden teilweise durch höhere durchschnittlich erzielte
Strompreise kompensiert.
Bei der Market Unit US-Midwest erwarten wir für das Jahr
2006 ein Adjusted EBIT auf dem Niveau des Vorjahres.
59
60
Prognosebericht
Finanzlage
Investitionen: Planung 2006
Anteile in %
insgesamt 6,4 Mrd 
42
Central Europe
29
Pan-European Gas
12
UK
11
Nordic
6
US-Midwest
Der operative Cashflow wird im Geschäftsjahr 2006 aufgrund
von operativen Verbesserungen und des Entfalls von Sonderbelastungen – wie zum Beispiel der Pensionsfondseinzahlungen bei UK und der Kosten im Zusammenhang mit dem
Sturm in Schweden – deutlich steigen.
E.ON plant im Jahr 2006 Investitionen von insgesamt rund
6,4 Mrd . Diese Investitionen dienen insbesondere der Versorgungssicherheit in den E.ON-Märkten: Rund 4,9 Mrd ,
also 77 Prozent der Gesamtsumme, sind für Sachanlagen
vorgesehen. Der Großteil hiervon entfällt auf die Modernisierung oder den Neubau von Kraftwerken und Netzen. Für
Investitionen in Finanzanlagen – unter anderem die Akquisition der ungarischen MOL sowie die Anteilsaufstockung bei
der slowakischen ZSE – sind rund 1,5 Mrd  eingeplant.
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.
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
US-Midwest Chancen aus ungewöhnlich heißen Wetterperioden in den Sommermonaten und dem dadurch verstärkten
Betrieb von Klimaanlagen resultieren.
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 2006 eine erfreuliche wirtschaftliche Entwicklung. Eine verlässliche Prognose für das Geschäftsjahr 2007
können wir aus heutiger Sicht aufgrund von Ungewissheiten
hinsichtlich der wirtschaftlichen, währungsbezogenen,
regulatorischen, technischen und wettbewerbsbezogenen
Entwicklung nicht abgeben.
Der zusammengefasste Lagebericht enthält bestimmte zukunftsbezogene Aussagen, die Risiken und Ungewissheiten unterliegen. Für Informationen über wirtschaftliche, währungsbezogene, regulatorische, technische, wettbewerbsbezogene und einige andere wichtige Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von
denjenigen abweichen, von denen in den zukunftsbezogenen Aussagen ausgegangen wird, verweisen wir auf die von der E.ON bei der Securities and Exchange Commission in
Washington D.C. eingereichten regelmäßig aktualisierten Unterlagen, insbesondere auf die Aussagen in den Abschnitten „Item 3 – Key Information – Risk Factors”, „Item 5 – Operating and Financial Review and Prospects” und „Item 11 – Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk” des Annual Report on Form 20-F für das Geschäftsjahr 2005
der E.ON.
64
Strategie und geplante Investitionen
E.ON hat im Jahr 2005 die Integrations- und Wachstumsstrategie im Strom- und Gasgeschäft konsequent verfolgt und in
Richtung Zukunftssicherung weiterentwickelt.
Integrations- und Wachstumsstrategie
Die integrationsund wachstumsorientierte Ausrichtung von
E.ON spiegelt sich in unserem Geschäftsmodell wider. Ziele
sind, die Ertragskraft nachhaltig zu steigern und die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens durch Ausschöpfung von
Synergiepotenzialen und Wachstum zu verbessern.
Diese Ziele erreichen wir über drei Ebenen der Integration:
• die Zusammenführung der regionalen Märkte
• das horizontale Zusammenwachsen von Strom und Gas
• die vertikale Integration
Die vertikale Integration reicht dabei von der Stromerzeugung und der Gasproduktion (Upstream) über die Übertragung und den Großhandel (Midstream) bis hin zur Verteilung
und zum Vertrieb (Downstream).
Auf dieser Grundlage wurden die Eckwerte der Integrationsund Wachstumsstrategie festgelegt:
• Ausbau der Marktposition von E.ON mit geografischem
Fokus auf die bestehenden Market Units
• Langfristige Integration des Strom- und Gasgeschäfts im
Up-, Mid- und Downstream-Bereich
• Erschließung wertsteigernder Wachstumsoptionen in
neuen Märkten mit Priorität auf Europa
• Stärkung der Upstream-Position und Diversifizierung des
Erzeugungsportfolios
• Anwendung strategischer und finanzwirtschaftlicher
Kriterien für Investitionen
Darüber hinaus steht E.ON Akquisitionen mit größerem Investitionsvolumen – nach einer Phase der Reorganisation
des Konzerns in den letzten drei Jahren und einer damit einhergehenden Konzentration auf das Kerngeschäft Energie –
zukünftig wieder offen gegenüber.
Strategische Entwicklungen in den Market Units
Die Market Unit Central Europe konzentriert sich auf die
Stärkung ihrer Marktpositionen und die Entwicklung neuer
Wachstumspotenziale. Im Mittelpunkt stehen dabei die Konsolidierung von Verteilungs- und Vertriebsaktivitäten im
Bereich Strom und Gas. Investitionen in Erzeugungskapazitäten erfolgen zum Ausbau der Marktposition und zur Sicherung des Absatzgeschäfts. Beteiligungserwerbe im Rahmen
der Privatisierungen in den osteuropäischen Ländern sind
darüber hinaus ein wesentliches Element zur Umsetzung der
Wachstumsstrategie.
Die Entscheidung der Market Unit Central Europe im Jahr 2005,
in Erzeugungskapazitäten zu investieren und Akquisitionen zu
tätigen werden einen erheblichen Beitrag zum strategischen
Erfolg von E.ON leisten. So wird die Entscheidung, in Italien
erstmals den Aufbau von Kraftwerkskapazitäten umzusetzen,
die dortige Marktposition von E.ON stärken. In Osteuropa
wurden durch die Erwerbe in Rumänien und Bulgarien zwei
neue Vertriebs- und Verteilungsmärkte erschlossen.
Auch die Market Unit Pan-European Gas hat ihre Marktposition durch Diversifikation weiter gestärkt. Eine wesentliche
strategische Maßnahme ist dabei der Ausbau der UpstreamAktivitäten. Hierzu zählen die Investitionen in Gasfelder in
der britischen Nordsee und der norwegischen See. Darüber
hinaus wird in die Verbesserung der Infrastruktur, wie zum
Beispiel in die Beteiligung an der Nordosteuropäischen Gasleitung (NEGP), investiert. Die NEGP verbindet Deutschland
direkt mit Russland, einem unserer wichtigsten Gashandelspartner.
Market Units
Konzernabschluss
Wesentliche Beteiligungserwerbe
und Wachstumsoptionen
18
1
17
16
15
19
2
3
4
5
6
7
8
9
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Neubau 750-MW-Steinkohle-Kraftwerk
Trimble County 2*
Stromerzeugung
Neubau Holford Gas Storage Ltd.*
Gasspeicherung
Neubau 450-MW-Steinkohle-Kraftwerk
an Englands Ostküste*
Stromerzeugung
Neubau 1.220-MW-GuD-Kraftwerk
in Drakelow/Grain*
Stromerzeugung
Erwerb 392-MW-GuD-Kraftwerk Enfield
Stromerzeugung
Modernisierung 1.000-MW-Steinkohle-Kraftwerk
Maasvlakte
Stromerzeugung
Erwerb NRE Energie
Strom- und Gasvertrieb
Neubau 1.100-MW-Steinkohle-Kraftwerk in Datteln*
Stromerzeugung
Neubau 1.330-MW-GuD-Kraftwerk in Irsching*
Stromerzeugung
Neubau 800-MW-GuD-Kraftwerk in Livorno Ferraris*
Stromerzeugung
Erwerb Varna und Gorna Oryahovitza
Stromvertrieb und -verteilung
Erwerb Distrigaz Nord
Gasvertrieb und -verteilung
14
13
12
10
11
13 Erwerb Electrica Moldova
Stromvertrieb und -verteilung
14 Erwerb MOL
Gashandel und -speicher
15 Beteiligung Nordosteuropäische Gasleitung (NEGP)
Gastransport
16 Neubau 400-MW-Heizkraftwerk in Malmö*
Stromerzeugung
17 Modernisierung/Leistungserhöhung
1.160-MW-Kernkraftwerk in Oskarshamn*
Stromerzeugung
18 Beteiligungserhöhung Njord-Feld
Gas- und Ölförderung
19 Erwerb Caledonia Oil and Gas Ltd.
Gasförderung
* in Planung
65
66
Strategie und geplante Investitionen
Die Wachstumsstrategie in Zentral- und Osteuropa wurde
durch den mehrheitlichen Erwerb der rumänischen Distrigaz
Nord konsequent fortgesetzt. Damit hat Pan-European Gas
einen neuen Gasmarkt erschlossen.
Ein strategisches Kernelement der Market Unit UK sind Investitionen in Erzeugungskapazitäten. Dazu gehören Gaskraftwerke mit geringen CO2-Emissionen und die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. So plant die Market Unit
UK derzeit den Aufbau von 1.100 MW Erzeugungskapazität
aus Windkraft.
Weiterer strategischer Schwerpunkt sind Investitionen in
Gasspeicheraktivitäten, um Preisschwankungen bei den Gasbezugskosten entgegenzuwirken.
Die Market Unit Nordic festigt ihre Position innerhalb eines
sich konsolidierenden Marktes im nordischen Raum durch
Wachstum entlang der Wertschöpfungskette und Effizienzsteigerungen im operativen Geschäft. Auch hier liegt dabei
der Schwerpunkt der Investitionen auf dem Ausbau der
Erzeugungskapazität. Darüber hinaus erfolgen umfangreiche
Investitionen in Windenergie sowie die Modernisierung und
den Ausbau der Strom- und Gasnetze.
Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der Entwicklung des
Downstream-Geschäfts. Ziel ist es, die Marktposition der
Market Unit zu stärken. In diesem Zusammenhang ist
geplant, den Gasmarkt in Mittelschweden zu erschließen.
Die Market Unit US-Midwest verfolgt die Strategie, die Position von E.ON im US-Markt auszubauen, insbesondere durch
stetige Verbesserung der Performance und die Entwicklung
von Wachstumsoptionen. Investitionsschwerpunkte bilden
Umweltschutz- und Infrastrukturmaßnahmen sowie die Konkretisierung von internen Wachstumspotenzialen im Erzeugungsbereich.
Versorgungssicherheit
Der weltweit steigende Energiebedarf verschärft den Wettbewerb um knappe Ressourcen. Dieser Zusammenhang spiegelt sich nicht zuletzt in der Entwicklung der Energiepreise
wider. Wir haben unsere Strategie darauf eingestellt, um
nicht nur unsere Absatzposition, sondern auch die künftige
Strom- und Gasversorgung zu sichern.
Für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit wird in
erheblichem Umfang in die Übertragungs- und Verteilungsnetze investiert. Um die Energieversorgung auch nachhaltig
abzusichern, bilden darüber hinaus Investitionen im UpstreamBereich einen zweiten Schwerpunkt. Allein in neue Kraftwerksanlagen will E.ON insgesamt 5 Mrd  investieren. Durch
Zukäufe im Jahr 2005 ist die Market Unit Pan-European Gas
dem strategischen Ziel, 15 bis 20 Prozent des Gasabsatzes
zukünftig aus eigenen Quellen zu decken, näher gerückt.
Ergänzend hierzu hat E.ON auch mit der Entwicklung des
Geschäfts mit verflüssigtem Erdgas (LNG) begonnen. LNG
trägt dazu bei, den Gasbezug auf eine breitere Lieferantenbasis zu stellen. Ebenso ermöglicht es eine höhere Flexibilität als der bisherige Pipelinetransport. Der Wachstumsmarkt LNG wird insbesondere durch die steigende Gasnachfrage in Europa, den USA und Südostasien forciert. E.ON
beabsichtigt die Entwicklung des ersten deutschen LNG-Terminals in Wilhelmshaven und überprüft derzeit die technische und wirtschaftliche Machbarkeit des Projekts.
Market Units
Konzernabschluss
Sowohl im Strom- als auch im Gasbereich setzt E.ON damit
einen wesentlichen strategischen Akzent in Richtung Versorgungssicherheit für ihre Kunden.
Investitionsplan
Investitionen: Planung 2006–2008
Anteile in %
In der Market Unit Pan-European Gas sind Investitionen von
3,2 Mrd  geplant. Davon entfallen knapp 2 Mrd  auf Sachanlagen, die vornehmlich in den Ausbau von Transportleitungen, Erdgasspeicher und die Gasförderung investiert werden
sollen, damit ein flexibler und bedarfsgerechter Gasbezug
gesichert wird. 1,3 Mrd  sind für den Erwerb von Beteiligungen, unter anderem in der Gasbeschaffung, vorgesehen.
insgesamt 18,6 Mrd 
40
Central Europe
17
Pan-European Gas
20
UK
14
Nordic
9
US-Midwest
Die Market Unit UK plant Investitionen von insgesamt rund
3,7 Mrd  überwiegend für Sachanlageinvestitionen. Im
Vordergrund stehen die Erhaltung vorhandener Netze und
der Bau umweltschonender Kraftwerke. Geplant sind der
Neubau eines Gaskraftwerks und eines effizienten Kohlekraftwerks. Auch die Stromerzeugung aus erneuerbaren
Energien, insbesondere aus Windkraft, wird ausgebaut. Für
den Kauf von Beteiligungen an Windparkgesellschaften sind
rund 300 Mio  vorgesehen.
Die Market Unit Nordic sieht ausschließlich Sachanlageinvestitionen vor. Insgesamt werden 2,7 Mrd  in die Modernisierung und den Ausbau der schwedischen Strom- und Gasnetze,
die Leistungssteigerung von Kraftwerken, den Bau eines
Heizkraftwerks in Malmö und in mehrere Windparks investiert.
Die Investitionsplanung folgt der eingeschlagenen Strategie
der Festigung bestehender Wettbewerbspositionen und der
Erweiterung des integrierten Strom- und Gaskonzerns durch
organisches und selektives externes Wachstum. Hierzu plant
der E.ON-Konzern in den nächsten drei Jahren Investitionen
von insgesamt rund 18,6 Mrd . Diese Investitionen dienen
insbesondere der Versorgungssicherheit in den E.ON-Märkten: Rund 16,3 Mrd  sind für Sachanlagen vorgesehen. Der
Großteil hiervon entfällt auf die Modernisierung oder den
Neubau von Kraftwerken und Netzen, rund 1,2 Mrd  werden
in erneuerbare Energien fließen. Für den Erwerb von Beteiligungen – insbesondere in Osteuropa und in der Gasförderung – sind rund 2,3 Mrd  eingeplant. Die mögliche Übernahme von Endesa ist in der vorliegenden Planung nicht
berücksichtigt.
Die Market Unit Central Europe sieht für den Zeitraum 2006
bis 2008 Investitionen in Höhe von 7,4 Mrd  vor, davon rund
90 Prozent in Sachanlagen. Im Planungszeitraum entfallen
ca. 2,6 Mrd  auf die Stromerzeugung. In Deutschland werden ein neues Steinkohle-Kraftwerk in Datteln und zwei
Gas-und-Dampfkraftwerksblöcke im bayrischen Irsching
errichtet. Ein weiteres hochmodernes Gaskraftwerk baut
E.ON im italienischen Livorno Ferraris. In die zentraleuropäischen Strom- und Gasnetze werden insgesamt 3,7 Mrd 
investiert. Allein für den Netzerhalt und -ausbau in Deutschland sind rund 2,8 Mrd  vorgesehen. Die geplanten Investitionen in Finanzanlagen dienen vor allem dem Ausbau der
Position in Osteuropa.
Die Market Unit US-Midwest führt Sachanlageinvestitionen
in Höhe von 1,7 Mrd  durch. Beteiligungsinvestitionen sind
nicht geplant. Die Investitionen entfallen unter anderem auf
Umweltschutzmaßnahmen bei bestehenden Kraftwerken
und die Verbesserung der Strom- und Gasnetze. Ebenfalls in
der Planung enthalten ist der Bau des Kohlekraftwerks Trimble County 2.
67
68
E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
Die E.ON-Aktie ist an allen deutschen Börsen notiert. In den
USA wird die E.ON-Aktie über so genannte American Depositary Receipts (ADR) an der New York Stock Exchange gehandelt. Das Umtauschverhältnis zwischen E.ON-ADR und
E.ON-Aktien beträgt seit dem 29. März 2005 drei zu eins. Der
Wert von drei ADR entspricht also wirtschaftlich dem einer
E.ON-Aktie. Die E.ON-Aktie ist in allen wichtigen europäischen Aktienindizes enthalten.
Kennzahlen je Aktie
in 
2005
2004
+/– %
87,39
67,06
+30
Ergebnis aus fortgeführten
Aktivitäten
6,64
6,13
+8
Ergebnis aus nicht
4,61
0,48
–
Dividende
2,75
2,35
+17
67,50
50,93
+33
Jahresendkurs
Bilanzielles Eigenkapital (31.12.) 1)
1) ohne Anteile Konzernfremder
E.ON-Aktien-Performance
Das Vermögen eines langfristig orientierten E.ON-Aktionärs,
der Ende 1995 E.ON-Aktien im Wert von 5.000  gekauft hatte,
stieg seitdem inklusive wiederangelegter Dividenden auf
mehr als 18.100 . Mit einer Rendite von 13,8 Prozent pro Jahr
erzielte die E.ON-Aktie eine höhere Wertsteigerung als der
deutsche Aktienmarkt (DAX +9,15 Prozent). Sowohl der europäische Gesamtmarkt, gemessen am EURO STOXX mit
+11,3 Prozent pro Jahr, als auch der europäische Branchenindex STOXX Utilities mit +12,8 Prozent blieben hinter der Entwicklung der E.ON-Aktie zurück.
Ein Anleger, der Ende 2000 E.ON-Aktien im Wert von 5.000 
gekauft hatte, erzielte in dem Zeitraum bis zum Jahresende
2005 inklusive wiederangelegter Bardividenden einen Wertzuwachs in Höhe von 58,1 Prozent. Die Performance des deutschen Aktienmarktes (DAX –15,9 Prozent), des europäischen
Gesamtmarktes (EURO STOXX 50 –16,8 Prozent) und der anderer europäischer Versorger (STOXX Utilities +33,7 Prozent)
blieb dagegen deutlich hinter der Performance der E.ON-Aktie
zurück.
Wertentwicklung der E.ON-Aktie
In einem starken Aktienmarkt erhöhte sich der Wert der
E.ON-Aktie im Jahr 2005 um 30,3 Prozent. Damit stieg er
sogar stärker als der europäische Aktienmarkt (EURO STOXX 50
+24,3 Prozent). Berücksichtigt man die Wiederanlage der
Bardividende, nahm der Wert eines E.ON-Aktiendepots im
Jahr 2005 um 34,8 Prozent zu und entwickelte sich damit
besser als der deutsche Aktienmarkt (DAX +27,1 Prozent).
Auch im Vergleich zum europäischen Branchenindex STOXX
Utilities (+29,9 Prozent) entwickelte sich die E.ON-Aktie
geringfügig besser.
Jahresendkurse
in  je Aktie
58,18
38,45
51,74
67,06
87,39
80
Dividende
60
40
2001
2002
2003
2004
2005
Für das Geschäftsjahr 2005 wird der Hauptversammlung die
Ausschüttung einer von 2,35  um 17 Prozent auf 2,75  je
Aktie erhöhten Bardividende vorgeschlagen. Seit dem Jahr
2000 hat sich die Dividende damit von 1,35  auf 2,75  mehr
als verdoppelt bzw. ist um durchschnittlich 17,3 Prozent pro
Jahr gestiegen. Bezogen auf den Jahresendkurs 2005 beträgt
die Dividendenrendite 3,1 Prozent.
Darüber hinaus wird der Hauptversammlung die Zahlung
einer einmaligen Sonderdividende von 4,25  vorgeschlagen.
Hiermit wird die bereits im letzten Jahr angekündigte
Weitergabe des Verkaufserlöses unserer rund 43-prozentigen
Degussa-Beteiligung an unsere Aktionäre umgesetzt. Unter
Einbeziehung der Sonderdividende liegt die Dividendenrendite, bezogen auf den Jahresendkurs 2005, bei 8 Prozent.
Market Units
Konzernabschluss
Wertentwicklung der E.ON-Aktie im Marktvergleich
in %
E.ON-Depot
DAX
EURO STOXX
STOXX Utilities
250
200
150
100
50
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2001
2002
2003
2004
2005
aus fortgeführten Aktivitäten
3,49
–1,38
5,74
6,13
6,64
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
0,36
5,35
2,31
0,48
4,61
–0,04
0,29
–0,67
–
–0,01
3,81
4,26
7,11
6,61
11,24
1,60
1,75
2,00
2,35
2,75
Dividendensumme in Mio 
1.100
1.142
1.312
1.549
4.6141)
Höchstkurs
64,50
59,97
51,74
67,06
88,92
Tiefstkurs
46,91
38,16
34,67
49,27
64,50
Jahresendkurs
58,18
38,45
51,74
67,06
87,39
Ausstehende Stückaktien in Mio
674
652
656
659
659
39,2
25,1
33,9
44,2
57,6
67,50
Kennzahlen zur E.ON-Aktie
je Aktie in 
Ergebnis
aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften
aus Konzernüberschuss
Dividende
Bilanzielles Eigenkapital 3)
36,30
39,33
45,39
50,93
Marktwert/Buchkurs 4) in %
160
98
114
132
129
Umsatz E.ON-Aktien 5) in Mrd 
38,3
39,9
38,5
46,1
62,5
1.025,7
859,9
807,8
877,7
1.095,8
3,7
4,6
4,8
5,3
5,7
Umsatz deutsche Aktien in Mrd 
Anteil E.ON in %
1) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je Aktie
2) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
4) Aktienkurs am Jahresende in Prozent des bilanziellen Eigenkapitals (ohne Anteile Konzernfremder) je Aktie
5) an allen deutschen Börsen inkl. XETRA
69
70
E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen
E.ON-Anleihen
Im Rahmen des Medium Term Note-Programmes hat E.ON im
Mai 2002 auf dem internationalen Anleihenmarkt erstmals
mehrere Anleihen in Euro und Pfund Sterling begeben. Ihr
Gegenwert betrug 7,3 Mrd . Im Sekundärmarkt blieben die
Risikoaufschläge (Spreads) im Jahr 2005 insgesamt stabil,
nachdem sie sich in den vergangenen Jahren bereits erheblich verringert hatten.
Die E.ON-Anleihen sind in allen relevanten Anleihen-Indizes
enthalten. Die Auswahl der Anleihen, die für die Indexberechnung verwendet werden, unterliegt strengen Auswahlkriterien wie z.B. Rating, Laufzeit und Mindestvolumen.
Ratings der E.ON AG
Langfristiges
Rating
Kurzfristiges
Rating
Ausblick
Moody’s
Aa3
P-1
stabil
Standard & Poor’s
AA–
A-1+
negativ
Fitch1)
AA–
F-1+
stabil
1) Unsolicitated Rating. Nicht in Auftrag gegebenes Rating.
Investor Relations
Im Jahr 2005 haben wir unsere Investor-Relations-Arbeit weiter
ausgebaut. Die Zahl unserer Roadshows haben wir gesteigert
und an deutlich mehr allgemeinen Kapitalmarktveranstaltungen teilgenommen. Zusätzlich sind wir weitere Schritte vorangekommen, dem Kapitalmarkt noch transparentere Informationen über unser Unternehmen zur Verfügung zu stellen.
Unsere gängigen Kommunikationsinstrumente wie Telefonund Analystenkonferenzen, Roadshows und Einzelgespräche
haben wir um neue Angebote ergänzt. So haben wir Investoren und Analysten ermöglicht, gezielt operativ tätige Einheiten
zu besuchen, um einen direkten Einblick in die Geschäfte des
E.ON-Konzerns zu bekommen. Besucht wurden beispielsweise
Kraftwerke in Großbritannien und Deutschland sowie eine
Gaskompressorstation in Deutschland. Auch unseren Service
für Privatanleger haben wir weiter verbessert und uns verstärkt bei Veranstaltungen dieser Anlegergruppe präsentiert.
Darüber hinaus haben wir unsere Website www.eon.com
überarbeitet und insbesondere den Bereich Investor Relations
neu strukturiert und mit zusätzlichen Informationen angereichert.
Unsere bisher sehr erfolgreichen Capital Market Days werden wir auch im Jahr 2006 fortsetzen. Im Jahr 2005 haben
wir in London eine Veranstaltung zur Market Unit UK durchgeführt. Rund 100 Teilnehmer hatten die Gelegenheit, einen
Einblick in das operative Geschäft der Market Unit zu erhalten und direkten Kontakt mit Führungskräften der Market
Unit und des Corporate Center aufzunehmen. Im Juli 2006
werden wir in Stockholm eine Veranstaltung zur Market Unit
Nordic durchführen.
Auch im Jahr 2006 wollen wir den hohen Qualitätsstandard
unserer Finanzkommunikation weiter verbessern. Im Jahr
2005 wurde die Qualität unserer Arbeit durch die Bewertung
von Investoren und Analysten in europäischen und weltweiten Befragungen bestätigt.
72
Menschen bei E.ON
Die Zahl der Beschäftigten bei Central Europe hat sich im
Vergleich zum 31. Dezember 2004 um 21 Prozent auf insgesamt 44.476 Mitarbeiter erhöht. Dies resultiert vor allem aus
dem Erwerb der beiden bulgarischen Stromversorger Gorna
Oryahovitza und Varna mit zusammen ca. 3.700 Mitarbeitern
sowie des rumänischen Stromversorgers E.ON Moldova
(ca. 2.800 Mitarbeiter). Darüber hinaus wurden im Jahr 2005
der IT-Dienstleister E.ON IS (ehemals is:energy) mit ca.
1.300 Mitarbeitern sowie die beiden ungarischen Gasverteiler
DDGáz und Kögáz mit zusammen ca. 900 Mitarbeitern erstmals vollkonsolidiert.
Mitarbeiter1)
31. 12. 2005
31. 12. 2004
+/– %
Central Europe
44.476
36.811
+21
Pan-European Gas
13.366
4.001
+234
UK
12.891
10.397
+24
Nordic
5.801
5.530
+5
US-Midwest
3.002
2.997
–
Corporate Center/
Sonstige
Konzern
Nicht fortgeführte
Aktivitäten2)
Degussa3)
411
420
–2
79.947
60.156
+33
463
9.554
–95
41.469
40.174
+3
Der Anstieg der Mitarbeiterzahl in der Market Unit Pan-European Gas ist auf den Erwerb des rumänischen Gasverteilers
Distrigaz Nord im zweiten Quartal mit mehr als 9.300 Mitarbeitern zurückzuführen.
1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder
2) enthält WKE und zum 31. 12. 2004 zusätzlich Viterra und Ruhrgas Industries
3) seit 1. 2. 2003 at equity bewertet/31. 12. 2005: 1.972 Auszubildende
Im E.ON-Konzern waren Ende 2005 weltweit 79.947 Mitarbeiter beschäftigt. Dazu kommen 229 Vorstände und Geschäftsführer und 2.471 Auszubildende. Insgesamt waren das
19.791 Mitarbeiter mehr als im Vorjahr (33 Prozent). Diese
Entwicklung ist hauptsächlich auf Erstkonsolidierungen in
den Market Units Central Europe und Pan-European Gas
zurückzuführen.
5.101
449
14
5
39
45
12.878
625
247
36.728
15
2.517
10
7
11
5.031
12.073
551
3.274
E.ON-Mitarbeiter in Europa
Market Units
Konzernabschluss
Bei der Market Unit UK waren zum Ende des Jahres 2005 insgesamt 12.891 Mitarbeiter beschäftigt. Dies bedeutet einen
Anstieg der Mitarbeiterzahl um rund 24 Prozent seit dem
Ende des Jahres 2004, der vor allem auf die Integration ehemaliger Mitarbeiter eines externen Dienstleisters zurückzuführen ist.
Geografische Struktur
Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Zahl der im Ausland
beschäftigten Mitarbeiter auf insgesamt 45.820 Mitarbeiter
bzw. 57 Prozent (Vorjahr: 27.104 Mitarbeiter bzw. 45 Prozent).
Auch dies ist vor allem auf den Erwerb von Distrigaz Nord
bei Pan-European Gas sowie die verschiedenen Akquisitionen bei Central Europe in Osteuropa zurückzuführen.
Mitarbeiter1)
31. 12. 2005
79.620
Europa
3.017
Nordamerika
10
Asien
82.647
Gesamt
1) einschließlich Vorstände/Geschäftsführer und Auszubildende
Altersstruktur
in %
3,2
15,2
27,1
33,0
20,1
1,4
Anteil weiblicher Mitarbeiter, Altersstruktur,
Teilzeitbeschäftigung
Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember
2005 bei insgesamt rund 26 Prozent. Zum Ende des Jahres
betrug das Durchschnittsalter im E.ON-Konzern rund 41 Jahre
und die durchschnittliche Betriebszugehörigkeit rund 16 Jahre.
Insgesamt 5.472 Mitarbeiter waren am Jahresende im E.ONKonzern in Teilzeit beschäftigt, davon 3.843 Frauen (70 Prozent).
OneE.ON – gemeinsame Identität
30
20
10
≤ 20
21–30
31–40 41–50
Alter in Jahren
51–60
61+
Ein gemeinsames Verständnis von Werten und Verhaltensweisen und eine gemeinsame Unternehmenskultur sollen
unsere Wettbewerbsfähigkeit zukünftig weiter stärken und
die Integration der Konzerngesellschaften weiter vorantreiben. Dazu haben wir unter dem Leitbild OneE.ON Verhaltensweisen definiert, nach denen wir unser Handeln ausrichten wollen. Dies sind Kundenorientierung, Leistungswille,
Veränderungsbereitschaft, Zusammenarbeit, Führungsverhalten sowie Vielfalt und Weiterentwicklung.
Bereits mit Beginn des OneE.ON-Projekts im Jahr 2004 wurden alle Market und Business Units sowie die Arbeitnehmervertreter in alle Prozesse einbezogen. Mit dem ersten
OneE.ON Day am 12. April 2005 fiel der Startschuss für die
flächendeckende Information aller Mitarbeiter im E.ON-Konzern. An diesem Tag wurden an über 400 Standorten mehr
als 70.000 Mitarbeiter erreicht.
73
74
Menschen bei E.ON
Mit dem Ziel, ein gemeinsames Verständnis unserer Vision –
nämlich E.ON zum weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen zu machen – zu entwickeln, wurden für alle Mitarbeiter konzernweit Workshops durchgeführt. Zusätzlich haben
die Vorstände der E.ON AG für jeweils eine der Verhaltensweisen eine Patenschaft übernommen. Diese Verhaltensweisen werden nun fester Bestandteil unserer Unternehmenskultur.
Zeitgleich mit dem OneE.ON-Day fiel der Startschuss für den
ersten konzernweiten Fotowettbewerb unter dem Motto
OneE.ON. Eine Auswahl der über 3.000 eingereichten Bilder
werden in diesem Geschäftsbericht präsentiert.
Darüber hinaus informiert seit Anfang 2005 eine konzernweite
Mitarbeiterzeitung über aktuelle Themen im E.ON-Konzern.
E.ON World erscheint quartalsweise in sieben Sprachen und
mit mehr als zwanzig verschiedenen lokalen Ausgaben.
Ausbildung
Einen traditionell hohen Stellenwert nimmt bei E.ON die
Ausbildung junger Menschen ein. Bereits in den beiden
vergangenen Jahren konnten jeweils 300 zusätzliche Plätze
im Rahmen der E.ON-Ausbildungsinitiativen bereitgestellt
werden. Im Jahr 2005 wurde dieses Engagement weiter ausgebaut.
Insgesamt haben wir zusätzlich weiteren 515 jungen Menschen
eine Perspektive in Form einer Ausbildung (90 Plätze) oder ausbildungsvorbereitender Praktika (425 Plätze) geboten. Mit dem
Projekt „Gleiche Chancen für alle“, welches speziell die Einstellung behinderter Auszubildender fördert, leistet E.ON
darüber hinaus einen Beitrag zur aktiven Unterstützung der
Initiative „Jobs ohne Barrieren“ des Bundesministeriums für
Arbeit und Soziales. Für das beispielhafte Engagement im
Bereich Ausbildung wurde E.ON im Jahr 2005 mit dem „Zertifikat für Nachwuchsförderung“ von der Bundesagentur für
Arbeit ausgezeichnet.
E.ON-Mitarbeiterbefragung
Der konzernweite OneE.ON-Prozess wurde auch durch die im
Jahr 2005 zum zweiten Mal durchgeführte konzernweite Mitarbeiterbefragung unterstützt. Weltweit haben rund 84 Prozent
der Mitarbeiter die Gelegenheit genutzt, ihre Meinung zum
Stand des OneE.ON-Prozesses sowie zu arbeitsbezogenen
Themen zu äußern. Die Ergebnisse werden in bis zu 10.000
Einzelergebnisberichten bis auf Teamebene dargestellt.
Die guten Ergebnisse des Vorjahres konnten auch im Jahr
2005 wieder bestätigt und insbesondere in den Bereichen
Identifikation mit dem E.ON-Konzern und Arbeitszufriedenheit noch einmal übertroffen werden.
Die Befragung 2005 hat ferner gezeigt, dass die Umsetzung
des konzernweiten Integrationsprozesses OneE.ON sehr
erfolgreich verläuft.
Auszubildende
31. 12. 2005
2.281
Central Europe
182
Pan-European Gas
8
E.ON AG/Sonstige
E.ON-Konzern
2.471
Degussa
1.972
Konzern und Degussa
4.443
Die Ausbildungsquote in Deutschland liegt auch im Jahr 2005
bei rund sieben Prozent und somit auf dem hohen Niveau
der Vorjahre.
Auszubildende im E.ON-Konzern
männlich
in %
65,1
gewerblich/
technisch
4,4
12,1
kaufmännisch
18,4
0
20
40
60
weiblich
Market Units
Konzernabschluss
Konzernweites Trainee-Programm
Top Excecutives
Mit dem erfolgreichen konzernweiten Start im September
2005 integriert das E.ON Graduate Program bisher im Konzern
parallel bestehende Trainee-Programme. An dem Programm
mit einer Dauer von 18 Monaten nehmen zurzeit 35 Hochschulabsolventen aus verschiedenen Ländern teil. Zielsetzung des E.ON Graduate Program ist die zielgerichtete Ausbildung und Förderung von jungen, motivierten Hochschulabsolventen aller Fachbereiche für internationale Aufgaben
im E.ON-Konzern.
Die individuelle Betreuung der Top Executives (Top-200-Führungskräfte) des Konzerns wurde im Jahr 2005 weiter intensiviert.
Für die im Vorjahr durch das Job-Grading identifizierten Top
Executives sind im Jahr 2005 die Anstellungsbedingungen
weiter harmonisiert worden. Damit wird der konzernweite
Einsatz der Top-Führungskräfte erleichtert und die Voraussetzung für eine internationale Führungskräfteentwicklung
geschaffen.
Internationale Personaltransfers
Internationale Personaltransfers eröffnen attraktive Karriereund Entwicklungsmöglichkeiten und unterstützen zugleich
den konzernweiten Austausch von Know-how. Mitarbeiter
mit Auslandserfahrung leisten darüber hinaus einen wesentlichen Beitrag zur Konzernintegration im Sinne von OneE.ON.
Ziel unseres internationalen Personalmanagements ist es
daher, verstärkt den Austausch von Mitarbeitern zwischen
den Konzerngesellschaften über Ländergrenzen hinweg zu
fördern und auszubauen. Zum Jahresende 2005 waren konzernweit rund 130 Mitarbeiter im Rahmen eines Personaltransfers tätig.
Die im Jahr 2005 unter Berücksichtigung der veränderten
Konzernstrukturen und internationalen Standards grundlegend überarbeitete Expatriate Policy stellt eine wichtige
Basis für internationale Personaltransfers im E.ON-Konzern
dar. Sie regelt konzerneinheitlich die Leistungen für im Ausland tätige Mitarbeiter und deren Familienangehörige sowie
umfassende Maßnahmen zur Vorbereitung und Reintegration.
Job-Grading
Nach dem Grading der Top-Executive-Positionen wurde das
Job Grading im Jahr 2005 auch auf die 1.400 Positionen im
Bereich des Senior Managements ausgedehnt. Die nunmehr
vorhandene Transparenz und Vergleichbarkeit aller SeniorManagement-Positionen ermöglicht es in Verbindung mit
einem konzernweiten Review-Prozess, über Market-Unit- und
Ländergrenzen hinweg Entwicklungspfade und Perspektiven
aufzuzeigen. Mit dem Job-Grading wird zugleich die Integration und Vernetzung im Konzern weiter gefördert und die
Entwicklung einer gemeinsamen E.ON-Identität unterstützt.
Darüber hinaus wurde im Geschäftsjahr 2005 für die Executives ein neues Vergütungssystem eingeführt. Neben einem
festen Grundgehalt sehen die Vergütungsgrundsätze kurzfristige und langfristige variable Vergütungskomponenten
vor. Das kurzfristige Tantiemesystem misst die Führungskräfte
an ihrem Beitrag zum Gesamtunternehmenserfolg und ihrer
persönlichen Zielerreichung. Das seit 1999 auf virtuellen
Aktienoptionen basierende langfristige Aktienoptionsprogramm soll im Geschäftsjahr 2006 durch ein weltweit einheitliches Programm ersetzt werden, bei dem sich die Vergütung neben dem E.ON-Aktienkurs auch an der relativen
Performance der E.ON-Aktie im Verhältnis zu einem Branchenindex bemisst.
Weitere Schwerpunkte lagen auf der systematischen Analyse
der Nachfolgesituation sowie der Identifizierung potenzieller
Nachfolgekandidaten. Das seit 2004 bestehende E.ON Executive Pool Program ist speziell auf Senior Manager ausgerichtet, die das Potenzial, die Flexibilität und die Ambition
haben, sich innerhalb der Organisation weiterzuentwickeln
und die zukünftigen Herausforderungen des Konzerns zu
bewältigen.
75
76
Menschen bei E.ON
Personalentwicklung
Eine weitere wichtige Aufgabe unserer konzernweiten Personalentwicklung ist neben der Weiterentwicklung auch die
Identifikation von Nachwuchsführungskräften. Dies geschieht
konzernweit systematisch in einem einheitlichen Prozess.
Bereits seit mehreren Jahren ist der E.ON Campus ein fester
Bestandteil der Personalentwicklung im Konzern. Der E.ON
Campus dient unseren internationalen Nachwuchsführungskräften (Emerging Leader) als Plattform zur Market-Unitübergreifenden Netzwerkbildung und dem Erfahrungsaustausch mit dem Topmanagement. Um dies weiter zu fördern,
haben wir im letzten Jahr Emerging-Leader-Foren eingerichtet. Dort diskutieren Emerging Leader und Top Executives
innovative Ideen und Konzepte.
Als Competence Center für Management-Ausbildung im Konzern hat die E.ON Academy darüber hinaus für die Market
Units, Business Units und Konzernfunktionen des E.ON-Konzerns weitere 1.800 Teilnehmertage produziert und angeboten.
Die elektronische Lernplattform – Academy Online – bietet
derzeit 15.000 E.ON-Mitarbeitern Zugriff auf die über
80 E-Learning-Programme und eine elektronische Bibliothek
mit über 20.000 verschiedenen Publikationen.
Veranstaltungen der E.ON Academy wie das Bonner Gespräch
zum Energierecht haben 2005 aktiv zur Intensivierung des
Dialogs zwischen Wirtschaft, Wissenschaft und Politik beigetragen und unterstreichen unser Engagement für gesellschaftliche und soziale Belange.
E.ON InvestmentPlan
Diversity
Derzeit bereiten wir konzernweite Regelungen und Maßnahmen vor, um die Vielfalt im E.ON-Konzern aktiv zu fördern und
E.ON als Arbeitgeber noch attraktiver zu machen. Hier sind
wir bereits auf einem guten Weg. So hat E.ON Ruhrgas im
Jahr 2005 erneut die Auszeichnung „Deutschlands beste
Arbeitgeber“ beim Wettbewerb des Great Place to Work®
Instituts Deutschland und dem Wirtschaftsmagazin Capital
erhalten. Neben dem deutschen Titel trägt das Konzernunternehmen auch den Titel „Beste Arbeitgeber in Europa
2005“. Dies unterstreicht die dauerhafte Weiterentwicklung
unserer Personal- und Managementsysteme.
Darüber hinaus wurde E.ON U.S. mit dem Corporation of
Excellence Award ausgezeichnet. Dieser Award würdigt die
gezielte Nutzung von durch Minderheiten angebotene
Dienstleistungen und Produkte.
E.ON Academy
Die E.ON Academy hat als Unternehmens-Universität für den
gesamten E.ON-Konzern im Jahr 2005 ihr Weiterbildungsprogramm für Führungs- und Nachwuchskräfte auf über 90 Kurse
ausgebaut und insgesamt 6.280 Teilnehmer-Tage für die im
Jahresmittel 1.580 nominierten Studierenden durchgeführt.
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 2005 investierten rund 5.000 Mitarbeiter in
Aktienfonds und über 3.000 in Rentenfonds. Darüber hinaus
besteht das Angebot, im Rahmen des E.ON InvestmentPlans
einmal jährlich E.ON-Mitarbeiteraktien zu zeichnen. Um diese Investition noch attraktiver zu gestalten und die Mitarbeiter stärker am Unternehmenserfolg zu beteiligen, wurde im
Jahr 2005 ein neues Zuschusssystem eingeführt. In der Folge
haben in diesem Jahr 17.610 Mitarbeiter am Mitarbeiteraktienprogramm teilgenommen und insgesamt 308.555
Aktien erworben. Dies entspricht einer Beteiligungsquote
von rund 50 Prozent.
Market Units
Konzernabschluss
Altersversorgung
Arbeitssicherheit und Umweltschutz
Leistungen der betrieblichen Altersversorgung sind im E.ONKonzern ein wichtiger und integrierter Bestandteil der Gesamtvergütung. Die Ausgestaltung der Altersversorgungssysteme
ist dabei sehr stark geprägt durch die unterschiedlichen länderspezifischen Rahmenbedingungen in den Market Units.
Im Jahr 2005 wurden die Standards im Bereich Arbeitssicherheit und Umweltschutz (Health, Safety und Environment: HSE) konzernweit vereinheitlicht. Eine konzernweite
Arbeitssicherheits- und Gesundheitsschutz-Tagung unterstützte die Umsetzung von Best-Practice-Ansätzen im
gesamten E.ON-Konzern.
Im Jahr 2005 wurde beschlossen, die Finanzierung der betrieblichen Altersversorgung in den deutschen Konzernunternehmen über ein Contractual Trust Arrangement (CTA) neu zu
regeln. Hierdurch wird unter anderem die Sicherheit der
betrieblichen Altersversorgung für die Mitarbeiter verstärkt.
Zukünftig wird jede Business Unit ein HSE-Managementsystem einsetzen und alle Unfälle entsprechend dem internationalen Standard LTIF (lost time injury frequency) erfassen.
Die verstärkten Aktivitäten im Bereich Arbeitssicherheit und
Gesundheitsschutz trugen auch dazu bei, dass sich der Trend
sinkender Unfallereignisse weiter fortsetzte und im Jahr
2005 ein Rückgang der Ausfallzeiten um 16,6 Prozent gegenüber dem Vorjahr erreicht wurde. Zukünftig erwarten wir auch
bei unseren Zulieferern und Dienstleistungsfirmen einen erhöhten Sicherheitsstandard.
Im Jahr 2005 wurde E.ON Ruhrgas zudem mit dem Felix Burda
Award 2005 für Präventionsmaßnahmen im Gesundheitsmanagement ausgezeichnet.
77
80
Adjusted EBIT über Vorjahreswert
Position in Zentraleuropa West und Ost gefestigt
Für das Jahr 2006 Adjusted EBIT leicht über Vorjahresniveau erwartet
Zentraleuropa West
Central Europe
in Mio 
Umsatz
2005
2004
+/– %
24.295
20.752
+17
1.049
1.051
–
Adjusted EBITDA
5.284
4.908
+8
Adjusted EBIT
3.930
3.602
+9
21,9
21,3
+0,61)
davon Energiesteuer
ROCE (in %)
9,0
9,0
–
Value Added
2.318
2.083
+11
Operativer Cashflow
3.020
2.938
+3
Investitionen
2.177
2.527
–14
44.476
36.811
+21
Festigung der Marktpositionen in Zentraleuropa
West und Ost
Auf unseren Kernmärkten konnten wir unsere Positionen im
Jahr 2005 durch einen weiteren Ausbau der Strom-Gas-Konvergenz und Wachstumsschritte in Zentraleuropa West und
Ost festigen. Im Strombereich erwarb E.ON Energie zwei
Regionalversorger in Bulgarien, einen Regionalversorger in
Rumänien und einen Strom- und Gasversorger in den Niederlanden. Im Gasbereich gelang die Übernahme der Mehrheit
an zwei ungarischen Gasversorgungsunternehmen.
Neben dem weiteren Ausbau und der Stärkung bestehender
Beteiligungen setzte E.ON Energie im Geschäftsjahr 2005
einen Schwerpunkt bei der Optimierung bestehender Strukturen im Bereich der Regionalversorger. Alle deutschen
Regionalversorgungsunternehmen können jetzt ihren Kunden Strom und Gas aus einer Hand anbieten.
Im Laufe des Jahres 2005 wurden im Rahmen der Migration
auf die Marke E.ON noch vier der sieben deutschen Regionalversorgungsunternehmen umbenannt und firmieren nun
unter den Namen E.ON Avacon, E.ON edis, E.ON Mitte und
E.ON Thüringer Energie. Auch die IT-Servicegesellschaft
is:energy wurde in E.ON IS umbenannt.
Im Juli 2005 gelang es, die Gasversorgung Thüringen mit
dem bereits konsolidierten Regionalversorger TEAG zur E.ON
Thüringer Energie zu fusionieren. E.ON Energie hält an der
neuen Gesellschaft 76,8 Prozent der Anteile. E.ON Thüringer
Energie hat mehr als 1.500 Beschäftigte und versorgt aus
einer Hand rund 580.000 Kunden mit Strom und rund 113.000
Kunden mit Gas.
E.ON Benelux übernahm im September 2005 das niederländische Strom- und Gasunternehmen NRE Energie (NRE). Das
Unternehmen ist mit rund 100.000 Strom- und 175.000 Gaskunden der fünftgrößte Energieversorger in den Niederlanden.
Mit diesem Erwerb erschließen wir uns erstmals den Zugang
zu Endkunden in diesem Markt.
Zentraleuropa Ost
Im März 2005 wurde von den ungarischen Kartellbehörden
der Erwerb der Mehrheiten an den Gasversorgungsgesellschaften DDGáz und Kögáz genehmigt. E.ON Hungária Energetikai hält nunmehr 50,01 Prozent der Anteile an DDGáz bzw.
98,1 Prozent an Kögáz. Die beiden Gesellschaften halten rund
18 Prozent Marktanteil am Gasabsatz an ungarische Endkunden.
Market Units
Konzernabschluss
Im Oktober 2004 wurde durch E.ON Energie und die bulgarische Regierung der Vertrag zum Erwerb von jeweils 67 Prozent an den beiden bulgarischen Regionalversorgern Gorna
Oryahovitza und Varna unterzeichnet. Nach dem Abschluss
der Transaktion Ende Februar 2005 wurden die Anteile an
den beiden Gesellschaften auf die neu gegründete Landesholding E.ON Bulgaria übertragen.
Nach der Vertragsunterzeichnung Anfang April 2005 konnte
die Mehrheitsübernahme am rumänischen Stromverteilungsunternehmen Electrica Moldova im September 2005 abgeschlossen werden. E.ON Energie erwarb 24,6 Prozent an
Electrica Moldova und stockte diesen Anteil im Rahmen
einer Kapitalerhöhung gleichzeitig auf 51 Prozent auf. Das
Unternehmen wurde in E.ON Moldova umfirmiert. E.ON Moldova setzt rund 4 TWh Strom an 1,3 Millionen Kunden ab
und hat damit einen Marktanteil von rund 11 Prozent am
rumänischen Stromverteilungsmarkt.
Analog zu früheren Unternehmenserwerben wurden auch
bei den jüngst erworbenen Regionalversorgern in Zentraleuropa Ost Effizienz- und Kosteneinsparungsprogramme aufgesetzt.
Die höheren Energiepreise, insbesondere beim Gas, haben zu
einer intensiven öffentlichen Diskussion in den Medien und
bei Verbraucherschutzverbänden geführt und wurden auch
von Seiten der Kartellbehörden und der Politik thematisiert.
Im Strombereich hat das Bundeskartellamt unter anderem
gegen E.ON Energie ein Missbrauchsverfahren im Zusammenhang mit CO2-Handel und Strompreisbildung eingeleitet.
Energiepreise in Europa und Deutschland
Im Jahresverlauf sind die Energiepreise in Europa aufgrund
der höheren Brennstoffkosten insgesamt deutlich angestiegen. E.ON Energie kann sich im eigenen Endkundengeschäft
von diesen Entwicklungen nicht abkoppeln. So mussten sich
Industriekunden bei Neuabschlüssen trotz weitgehend
unveränderter Netzkosten und Abgaben insgesamt auf deutliche Verteuerungen im Vergleich zum Vorjahr einstellen. Für
Haushaltskunden blieben die Strompreise nach einer Erhöhung zum Jahresanfang um rund 4 Prozent im weiteren Jahresverlauf unverändert.
Auch die Beschaffungspreise für Gas der regionalen und
lokalen Gasunternehmen stiegen aufgrund der vertraglichen
Bindung der Gaspreise an die Ölpreisentwicklung im Jahresverlauf weiter an.
Dennoch liegen die Gaspreise für deutsche Industriekunden
im unteren europäischen Mittelfeld. Die Gaspreise für Haushaltskunden liegen – trotz der höheren Abgaben, mehrfachen
Anpassungen um durchschnittlich knapp über 20 Prozent
in den letzten 12–18 Monaten und einem weiteren Preiserhöhungsbedarf zum Jahreswechsel – noch im europäischen
Mittelfeld.
Offenlegung der Gaspreiskalkulation
Zahlreiche Gaskunden, im Wesentlichen bei E.ON Hanse,
haben unter Berufung auf § 315 BGB („billiges Ermessen”)
ihre Rechnung gekürzt bzw. ihr widersprochen. In Presseanzeigen, Interviews und Informationshinweisen auf der E.ONWebsite (E.ON Spezial) wird der häufig emotional geführten
Preisdiskussion mit Fakten begegnet und auf den Charakter
der Marktpreisbildung an den Börsen im Strombereich und
auf die Ölpreisbindung im Gasbereich hingewiesen. Die Offenlegung der Gaspreiskalkulation bei E.ON Hanse im November
des Jahres 2005 und der weiteren Regionalversorger im
Dezember sowie im Januar 2006 ist ein wichtiger Schritt,
verloren gegangenes Vertrauen unserer Kunden wiederzugewinnen. Aus der Offenlegung ergibt sich, dass die Vertriebsmarge gegenüber dem Vorjahr rückläufig ist und die
gestiegenen Beschaffungskosten im Markt nicht vollständig
weitergereicht wurden. Mit diesem Schritt zu mehr Transparenz und Wettbewerb hat E.ON Energie eine Vorreiterrolle in
der deutschen Energiewirtschaft eingenommen.
81
82
Strombeschaffung
Der Stromabsatz der Market Unit Central Europe nahm infolge
der höheren Mengen gemäß dem Gesetz für den Vorrang
erneuerbarer Energien (EEG-Absätze) und aufgrund der Erstkonsolidierungen von Stromregionalversorgern in Bulgarien
und Rumänien um rund 14 Mrd kWh zu.
Mit eigenen Kraftwerken hat die Market Unit Central Europe
etwa 48 Prozent des Strombedarfs gedeckt (Vorjahr: 52 Prozent), wobei wir die Vorteile eines flexiblen Erzeugungsmixes
nutzen konnten. Von Gemeinschaftskraftwerken und Fremden bezog Central Europe rund 19 Mrd kWh mehr als im
Vorjahr. Der Anstieg des Fremdbezugs ist zu rund einem Drittel auf höhere Strommengen, die nach dem EEG in unsere
Netze eingespeist wurden, zurückzuführen. Daneben trugen
auch die Erstkonsolidierungen in Bulgarien und Rumänien
zur Steigerung bei, da wir hier über keine eigenen Erzeugungskapazitäten verfügen.
Stromabsatz1)
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
42,9
41,1
+4
Industrie- und
Geschäftskunden
77,2
72,1
+7
Vertriebspartner
138,4
130,9
+6
Stromabsatz
258,5
244,1
+6
1) ohne Handelsaktivitäten
Der Gasabsatz der Regionalversorger überstieg im Berichtszeitraum trotz witterungs- und wettbewerbsbedingter Einbußen den Vorjahreswert um rund 9 Mrd kWh. Dies lag im
Wesentlichen an Erstkonsolidierungen in Ungarn und bei
E.ON Bayern. Zusätzlich wirkte sich die erstmalige Einbeziehung der Gasversorgung Thüringen positiv aus. Die Gesellschaft wurde nach US-GAAP mit Wirkung zum 1. Juli 2005
erstmals konsolidiert.
Gasabsatz
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Privatkunden und kleinere
Geschäftskunden
36,6
29,0
+26
Industrie- und
Geschäftskunden
46,2
42,1
+10
Vertriebspartner
29,5
31,8
–7
112,3
102,9
+9
Gasabsatz
Strombeschaffung 1)
2005
2004
+/– %
Eigenerzeugung
129,1
131,3
–2
Bezug
142,2
123,0
+16
in Mrd kWh
von Gemeinschaftskraftwerken
von Fremden
Strombeschaffung
12,0
11,2
+7
130,2
111,8
+16
271,3
254,3
+7
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
–12,8
–10,2
+25
Stromabsatz
258,5
244,1
+6
1) ohne Handelsaktivitäten
Anteil der Primärenergieträger
an der Eigenerzeugung
in %
2005
2004
Kernenergie
48,0
46,9
Steinkohle
30,5
33,7
Braunkohle
6,6
6,5
Öl/Gas
6,9
5,5
Wasserkraft
5,5
5,5
Sonstige Energieträger
2,5
1,9
Umsatz und Adjusted EBIT
Die Umsatzsteigerung der Market Unit Central Europe um
17 Prozent gegenüber dem Vorjahr hatte vor allem drei Gründe: die weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise, die
letztlich auch zu einer Anhebung unserer Strom- und Gaspreise geführt haben, die Weiterverrechnung der deutlich
angestiegenen Bezüge von Strom nach dem EEG sowie die
bereits genannten Erstkonsolidierungen.
Das Adjusted EBIT lag um 328 Mio  über dem Vorjahreswert, wobei sich die einzelnen Geschäftsfelder wie folgt entwickelten:
Market Units
Konzernabschluss
Eckdaten nach Geschäftsfeldern
Zentraleuropa West
Strom
Zentraleuropa Ost
Central Europe
Gas
in Mio 
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
Umsatz1)
16.945
14.597
3.463
2.979
2.618
1.877
220
248
23.246
19.701
Adjusted EBITDA
4.218
3.784
521
511
432
377
113
236
5.284
4.908
Adjusted EBIT
3.389
2.996
307
315
237
235
–3
56
3.930
3.602
1) ohne Energiesteuer/ohne Handelsaktivitäten
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom verbesserte sich
das Adjusted EBIT um 393 Mio . Der Anstieg ist darauf
zurückzuführen, dass wir weitere operative Verbesserungen
erreichen und die höheren Stromhandelspreise an die Endkunden weitergeben konnten. Allerdings wurde das Ergebnis
unter anderem durch die deutlich höheren Kosten für konventionelle Brennstoffe, höhere Strombezugskosten und die
notwendige Beschaffung zusätzlicher CO2-Zertifikate belastet.
Das Adjusted EBIT des Geschäftsfeldes Zentraleuropa West
Gas sank um 8 Mio  gegenüber dem Vorjahr. Die genannten
Erstkonsolidierungen und höhere Absatzpreise konnten
Absatzverluste und erheblich gestiegene Bezugskosten nicht
kompensieren.
Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost lag das Adjusted EBIT
auf Vorjahresniveau. Aus den Erstkonsolidierungen in Bulgarien, Rumänien und Ungarn resultierten im ersten Jahr der
Einbeziehung erwartungsgemäß noch keine nennenswerten
Ergebnisbeiträge.
Der Ergebnisbeitrag des Geschäftsfeldes Sonstiges/Konsolidierung ging um 59 Mio  zurück, was hauptsächlich auf die
Auflösung einer Vorsorgeposition im Vorjahr zurückzuführen
ist.
Stromhandel
E.ON Sales & Trading vereint als Wholesale-Gesellschaft der
Market Unit Central Europe den Vertrieb an Großkunden und
den Stromhandel in einer Hand und kann so den Kunden die
gesamte Bandbreite an Beschaffungslösungen anbieten.
E.ON Sales & Trading ist dabei in enger Kooperation mit den
Landesgesellschaften von E.ON Energie und den Market
Units der E.ON AG europaweit aktiv. Das Vertriebsgeschäft
von E.ON Sales & Trading hat sich 2005 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.
Die Stromhandelsaktivitäten von E.ON Sales & Trading tragen
zum optimalen Einsatz der konzerneigenen Kraftwerke und
zur Sicherstellung der Strombeschaffung im kontinentaleuropäischen Markt bei. Zu Beginn des Jahres 2005 hat das Unternehmen zudem die Optimierungsfunktion für den E.ON EnergieKonzern beim Handel mit Emissionsrechten übernommen.
Das Handelsvolumen von E.ON Sales & Trading beläuft sich
im Geschäftsjahr 2005 auf rund 333 Mrd kWh. Das Unternehmen ist an allen wichtigen kontinentaleuropäischen Strombörsen als Handelsteilnehmer präsent; die Handelsschwerpunkte liegen in Deutschland, Österreich, den Beneluxstaaten
und Frankreich. Wichtige Märkte sind darüber hinaus die südund 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.
Stromhandelsvolumen
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Verkauf
164,1
146,8
+12
Einkauf
168,7
162,7
+4
Insgesamt
332,8
309,5
+8
83
84
Kraftwerkspark
Die Kernkraftwerke von Central Europe zeichneten sich auch
im Geschäftsjahr 2005 durch einen sicheren und zuverlässigen Betrieb aus. Die mittlere Verfügbarkeit erreichte mit
90,1 Prozent erneut einen Spitzenwert im internationalen Vergleich. Die Gesamterzeugung einschließlich der in Gemeinschaftskraftwerken erzeugten Mengen lag bei 66 Mrd kWh.
Die Kraftwerke auf Basis von Kohle, Öl und Gas sowie erneuerbaren Energien wie Biomasse und Wind speisen Jahr für Jahr
etwa 48 Mrd kWh in die deutschen Versorgungsnetze ein –
knapp 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 88 eigenen
und 45 betriebsgeführten Kraftwerken für eine kostengünstige und umweltfreundliche Stromerzeugung. Die Erzeugung
aus Laufwasser- und Speicherkraftwerken betrug im Berichtszeitraum inklusive EEG-fähiger Anlagen und Gemeinschaftskraftwerken etwa 9 Mrd kWh.
Zurechenbare Kraftwerksleistung
31. 12. 2005
31. 12. 2004
Kernenergie
8.473
8.473
Braunkohle
1.313
1.313
Steinkohle
7.451
7.510
Erdgas
3.793
3.849
Öl
1.153
1.152
Wasserkraft
3.113
3.113
in MW
327
191
25.623
25.601
Steinkohle
1.059
1.040
Erdgas
1.011
895
Sonstige
Inland
Sonstige
64
6
Ausland
2.134
1.941
27.757
27.542
Insgesamt
In den kommenden 15 Jahren wird mit einem Ersatzbedarf
von rund 40.000 MW Kraftwerksleistung in Deutschland
gerechnet. Eine Verschärfung der CO2-Minderungsvorgaben
wird zukünftig einen noch größeren Ersatzbedarf hervorrufen.
Im Rahmen einer langfristig angelegten Erzeugungsstrategie
planen wir erhebliche Investitionen zum Erhalt und Ausbau
unserer Marktstellung in der Erzeugung sowie eines flexiblen Kraftwerksparks mit ausgewogenem Brennstoffmix. In
Deutschland zählen hierzu ein Steinkohlenkraftwerk mit einer
elektrischen Bruttoleistung von 1.100 MW zur Strom- und
Fernwärmeerzeugung am bestehenden Standort Datteln und
eine Gas-und-Dampfturbinen-Anlage (GuD) mit einer Leistung von 800 MW am Standort Irsching. Die Inbetriebnahme
beider Anlagen ist für 2011 bzw. für 2008 vorgesehen. Darüber
hinaus wird eine moderne und umweltschonende GuD-Anlage
mit einer elektrischen Leistung von 530 MW am Standort
Irsching im Jahr 2011 in Betrieb genommen. Hier soll durch
eine neue Gasturbinenbaugröße ein Wirkungsgrad von rund
60 Prozent erreicht werden, der einen Spitzenwert in der
Kraftwerkstechnik darstellt.
Weiterhin sollen in den nächsten Jahren rund 240 Mio  in
lebensdauerverlängernde Maßnahmen im Steinkohlenkraftwerk Maasvlakte (1.052 MW, Niederlande) investiert werden.
Mit dieser Investition wird die Laufzeit verlängert und
gleichzeitig die Umweltverträglichkeit der Anlage deutlich
verbessert.
Der Einstieg in den italienischen Erzeugungsmarkt ist mit
einer 800-MW-Gas-und-Dampfturbinen-Anlage in Livorno-Ferraris vorgesehen. Sie setzt mit einem Wirkungsgrad von rund
58 Prozent und ihrer Umweltverträglichkeit neue Maßstäbe.
Market Units
Konzernabschluss
Die Investitionen betragen rund 400 Mio . Nach der Abweisung verschiedener Klagen in erster Instanz gegen die Baugenehmigung wird vorbehaltlich der letztinstanzlichen
Gerichtsentscheidungen im Jahr 2006 eine Fertigstellung im
Jahr 2007/2008 erwartet.
Investitionen
Investitionen nach Geschäftsfeldern
in Mio 
2005
2004
Netzinfrastruktur und Versorgungssicherheit
Eigentümer und Betreiber des elektrischen Übertragungsnetzes der Market Unit Central Europe ist E.ON Netz. Damit
ist E.ON Netz für Planung, Bau, Instandhaltung und Betrieb
des Netzes verantwortlich. Im Jahr 2005 haben mehr als
200 Stromhändler das Netz als Marktplattform für den Transport elektrischer Energie genutzt. Die Höchstlast im Jahr 2005
wurde am 4. Dezember gemessen und lag mit 21.062 MW nur
knapp unter der des Vorjahres.
Mit einer Fläche von 140.000 Quadratkilometern 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
32.600 Kilometer.
Die Netze arbeiteten im Jahre 2005 wieder mit sehr hoher
Zuverlässigkeit. Die starke Belastung im Frühjahr durch hohe
Windeinspeisungen im eigenen Netzgebiet flaute saisonbedingt im Sommer ab. Um diese hohe Zuverlässigkeit der
Netze auch künftig zu gewährleisten, wurden Investitionen
in Höhe von 2,8 Mrd  für den Zeitraum 2006 bis 2008 in die
Versorgungssicherheit der Netzinfrastruktur in Deutschland
beschlossen. Hiervon entfallen rund 2,3 Mrd  auf das
Strom- und rund 0,5 Mrd  auf das Gasnetz. Damit werden
wir weiterhin eine bestmögliche Versorgung unserer Kunden
sicherstellen.
1.320
1.532
1.134
1.410
Zentraleuropa
West
davon Strom
davon Gas
186
122
Zentraleuropa
Ost
360
605
Sonstiges/
Konsolidierung
497
390
2.177
2.527
Central Europe
0
1.000
2.000
Die Market Unit Central Europe investierte mit 2,2 Mrd 
rund 0,3 Mrd  weniger als im Vorjahr. Auf Investitionen in
immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
entfielen 1,5 Mrd , was einem Zuwachs von rund 7 Prozent
gegenüber dem Vergleichszeitraum entspricht (Vorjahr:
1,4 Mrd ). Der Anstieg resultiert aus höheren Investitionen
in den Bereichen der konventionellen Erzeugung, der Stromerzeugung aus Entsorgung sowie der Stromverteilung.
Die Investitionen in Finanzanlagen beliefen sich auf 0,7 Mrd 
(Vorjahr: 1,1 Mrd ). Bei den Finanzinvestitionen sind die
Anteilserwerbe an der rumänischen E.ON Moldova und der
NRE durch E.ON Benelux erwähnenswert. Im Vorjahr prägten
der Anteilserwerb an der Ferngas Salzgitter, die Zahlungen
für die Erwerbe der bulgarischen Regionalversorger und die
Anteilsaufstockungen in Tschechien die Finanzinvestitionen.
Ausblick
Bei der Market Unit Central Europe rechnen wir für das Jahr
2006 damit, ein Ergebnis leicht über Vorjahresniveau zu erzielen. Wir erwarten, die Belastungen aus regulatorischen
Eingriffen im Netzgeschäft durch weitere operative Verbesserungen in anderen Bereichen kompensieren zu können.
85
86
Adjusted EBIT 14 Prozent über Vorjahreswert
Upstream-Geschäft ausgebaut
Für das Jahr 2006 Adjusted EBIT über Vorjahresniveau erwartet
Pan-European Gas
2005
in Mio 
20041)
+/– %
17.914
13.227
+35
3.110
2.923
+6
Adjusted EBITDA
1.939
1.772
+9
Adjusted EBIT
1.536
1.344
+14
11,5
10,4
+1,12)
Umsatz
davon Gas-/Stromsteuer
ROCE (in %)
8,2
8,2
–
Value Added
441
285
+55
1.999
903
+121
531
614
–14
13.366
4.001
+234
Operativer Cashflow
Investitionen
1) bereinigt um Ruhrgas Industries
Ruhrgas Industries veräußert
Bereits im Geschäftsjahr 2004 haben wir beschlossen, den
Verkaufsprozess für Ruhrgas Industries einzuleiten, da dieses
Unternehmen nicht zum Kerngeschäft zählte. Im September
2005 wurde die Veräußerung von Ruhrgas Industries an das
europäische Beteiligungsunternehmen CVC Capital Partners
vollzogen. Das Transaktionsvolumen betrug rund 1,5 Mrd .
Akquisition in Rumänien
Mit der Akquisition des rumänischen Gasverteilers Distrigaz
Nord im Juni 2005 sind wir dem Ziel, die Marktposition in Mittelund Osteuropa auszubauen, einen bedeutenden Schritt näher
gekommen. Für 127 Mio  hat E.ON Ruhrgas eine 30-prozentige Beteiligung an Distrigaz Nord erworben und im Zuge einer
gleichzeitigen Kapitalerhöhung um 178 Mio  auf 51 Prozent
erhöht.
Gasabsatz
Der Absatz der E.ON Ruhrgas AG erhöhte sich 2005 um
8 Prozent auf 690 Mrd kWh. Wesentlichen Anteil am Mengenwachstum hatte das Geschäft im Ausland: Der Erdgasabsatz
außerhalb Deutschlands stieg im Vergleich zum Vorjahr um
knapp 48 Mrd kWh; in Deutschland lagen die Verkäufe auf
dem Niveau des Vorjahres.
An Kunden im Ausland lieferte die E.ON Ruhrgas AG 2005
135 Mrd kWh Gas. Das Absatzplus von 54 Prozent gegenüber
2004 resultierte in erster Linie aus gestiegenen Lieferungen
nach Großbritannien, in die Niederlande sowie nach Belgien
und Italien. In Schweden wurde die Belieferung von E.ON
Nordic aufgenommen. Die Lieferungen nach Frankreich und
Dänemark wurden weiter ausgebaut. Nach Frankreich erfolgten zu Beginn des Jahres 2005 kurzfristige Aushilfslieferungen an Gaz de France. In den Niederlanden wurde der erste
Liefervertrag mit einem Industriekunden abgeschlossen. Der
Anteil des Auslandsabsatzes am Gesamtabsatz der E.ON
Ruhrgas AG erhöhte sich damit von 13,7 Prozent im Jahr 2004
auf 19,6 Prozent. Insgesamt belieferte die E.ON Ruhrgas AG
Kunden in 13 Ländern.
Gasabsatz E.ON Ruhrgas AG
in Mrd kWh
2005
2004
1. Quartal
225,6
211,2
+7
2. Quartal
137,5
125,4
+10
3. Quartal
113,8
105,8
+8
4. Quartal
213,3
199,0
+7
Gesamt
690,2
641,4
+8
+/– %
Market Units
Konzernabschluss
Kundenstruktur
Der Anteil der verschiedenen Kundengruppen in Deutschland
am Gasabsatz der E.ON Ruhrgas AG hat sich 2005 nur geringfügig verändert. Wie in den Jahren zuvor waren Ferngasunternehmen erneut die größte Kundengruppe. Aufgrund
des stark gewachsenen Auslandsgeschäfts und einer im Vergleich zum Vorjahr um knapp 2 Prozent rückläufigen Absatzmenge verringerte sich der Anteil der Ferngasunternehmen
am Gesamtabsatz von 51 Prozent auf 47 Prozent. Auf Ortsgasunternehmen entfielen 23 Prozent der Gaslieferungen. Damit
lag der Anteil von Ortsgasunternehmen am E.ON Ruhrgas AGGesamtabsatz trotz einer um 3 Prozent gestiegenen Absatzmenge einen Prozentpunkt unter dem Vorjahreswert. Die
Gaslieferungen an Industriekunden erhöhten sich um 2 Prozent; ihr Anteil am Gesamtabsatz ging von 11 Prozent auf
10 Prozent zurück.
Gasabsatz nach Kundengruppen
in Mrd kWh
Gesamt 690,2 Mrd kWh
323,7 Ferngasgesellschaften
160,9 Ortsgasunternehmen
Erdgas als moderne Heizenergie
Im Jahr 2005 setzte sich der Trend zum Erdgas als moderne
und umweltschonende Heizenergie fort: Bei den im Berichtsjahr zum Bau genehmigten neuen Wohnungen lag der Erdgasanteil mit 75 Prozent erneut auf dem hohen Niveau des
Vorjahres. Insgesamt wurden Ende 2005 rund 48 Prozent der
deutschen Wohnungen mit Erdgas beheizt. Erdgas konnte
damit seine führende Position auf dem Wärmemarkt weiter
ausbauen.
070,4 Industriekunden
Inland
135,2 Verkauf
Ausland
Gasabsatz Downstream-Beteiligungen1)
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Thüga
22,5
20,9
+8
E.ON Ruhrgas International 2)
46,5
30,1
+54
Gasabsatz DownstreamBeteiligungen
69,0
51,0
+35
1) Nicht konsolidierte Absätze der Mehrheitsbeteiligungen.
2) Zweites Halbjahr 2005 inklusive Distrigaz Nord
Um gut 35 Prozent auf 69 Mrd kWh erhöhte sich der Gasabsatz der Gesellschaften, an denen E.ON Ruhrgas International (ERI) und Thüga mehrheitlich beteiligt sind. Wesentliche
Ursache für den Anstieg ist die erstmalige Einbeziehung von
Distrigaz Nord im zweiten Halbjahr 2005. Bei Thüga resultiert
der Anstieg insbesondere aus Konsolidierungskreisänderungen bei Thüga Italia.
Der Umsatz der Market Unit Pan-European Gas stieg von
10.304 Mio  im Geschäftsjahr 2004 um 44 Prozent auf
14.804 Mio  im Geschäftsjahr 2005. Das Umsatzplus resultiert
vor allem aus höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen in
Verbindung mit einem höheren Gasabsatz im Midstream-Segment. Im Upstream-Geschäft sorgten eine im Vergleich zum
Vorjahr gestiegene Produktion sowie höhere Verkaufspreise
für einen Umsatzanstieg. Der Anteil an Njord-Feld war im September von 15 auf 30 Prozent aufgestockt worden. Außerdem
hat das Gasfeld Scoter im Jahr 2005 während des gesamten
Berichtszeitraums produziert. Im Jahr 2004 hatte Scoter die
Produktion im März aufgenommen. Im Geschäftsfeld Downstream-Beteiligungen erhöhte sich der Umsatz im Wesentlichen aufgrund von Konsolidierungskreisänderungen bei Thüga
Italia sowie der erstmaligen Einbeziehung von Distrigaz Nord.
87
88
Up-/Midstream
DownstreamBeteiligungen
Sonstiges/
Konsolidierung
Pan-European Gas
in Mio 
2005
2004
2005
2004
2005
20042)
Umsatz1)
13.380
9.274
1.848
1.358
–424
–328
14.804
10.304
1.297
1.142
644
634
–2
–4
1.939
1.772
988
862
551
486
–3
–4
1.536
1.344
Adjusted EBITDA
Adjusted EBIT
2005
20042)
1) ausschließlich Energiesteuer
2) bereinigt um Ruhrgas Industries
Das Adjusted EBIT bei Pan-European Gas lag im Geschäftsjahr 2005 um 192 Mio  oder 14 Prozent über dem Vorjahreswert. Diese Entwicklung wurde wesentlich durch das Geschäftsfeld Up-/Midstream geprägt. Dabei ging der überwiegende
Teil des Anstiegs auf das Upstream-Geschäft zurück, welches
im Geschäftsjahr 2005 insbesondere von im Vergleich zum
Vorjahr höheren Ölpreisen profitierte. Die Entwicklung im
Midstream-Geschäft war von unterschiedlichen Einflussfaktoren geprägt. Die Heizölpreise sind im Geschäftsjahr 2005
stark gestiegen. Hierdurch erhöhten sich aufgrund der Wettbewerbsbindung auch die Bezugskosten für Erdgas erheblich. Weil die Verkaufspreise den Einkaufspreisen zeitlich
nachgelagert angepasst werden, wurde das Ergebnis deutlich belastet. Dieser Effekt konnte teilweise durch Preissicherungsgeschäfte aufgefangen werden. Des Weiteren wirkten
höhere Leistungserlöse infolge niedrigerer Tiefsttemperaturen als im Vorjahr, der deutlich höhere Absatz sowie die
Rückzahlung von zuviel gezahlten Entgelten für den Gebrauch
und die Überlassung von Erdgasleitungen positiv auf das
Adjusted EBIT. Insgesamt stieg das Adjusted EBIT im
Geschäftsfeld Up-/Midstream um 15 Prozent auf 988 Mio .
Im Geschäftsfeld Downstream-Beteiligungen konnte das
Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr um 13 Prozent auf
551 Mio  verbessert werden. Ausschlaggebend waren in
erster Linie höhere Beteiligungsergebnisse von assoziierten
Unternehmen und geringere Abschreibungen.
Lieferländer
Im Geschäftsjahr 2005 bezog die E.ON Ruhrgas AG insgesamt
686,1 Mrd kWh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten.
Im Vergleich zum Vorjahr entspricht dies einer Steigerung
von 6 Prozent. Wichtigste Lieferländer waren Russland mit
einem Anteil von 28,2 Prozent und Norwegen mit einem
Anteil von 27,5 Prozent. Aus inländischer Förderung stammen
15,5 Prozent des E.ON Ruhrgas-Aufkommens. Rückgrat der
Erdgasbeschaffung sind langfristige Lieferverträge mit fairem
Risikoausgleich zwischen Produzenten und Importeuren.
Ergänzt werden diese durch kurzfristige Handelsgeschäfte,
die ihren Schwerpunkt in Großbritannien haben und der
Optimierung des Portfolios dienen.
Um die Versorgung mit Erdgas langfristig zu sichern, verlängerte E.ON Ruhrgas im dritten Quartal eine bestehende
Liefervereinbarung mit Gazprom bis zum Jahr 2020. Durch
diese Vereinbarung bleibt Gazprom auch im nächsten Jahrzehnt einer der wesentlichen Lieferanten von E.ON Ruhrgas.
Erdgasaufkommen nach Regionen1)
in Mrd kWh
2005
%
Russland
193,5
28,2
Norwegen
188,4
27,5
Niederlande
139,0
20,2
Inländische Produktion
106,1
15,5
Großbritannien
34,1
5,0
Dänemark
23,7
3,4
Andere
1,3
0,2
Summe
686,1
100,0
1) Erdgasaufkommen der E.ON Ruhrgas AG
Market Units
Konzernabschluss
Gasleitungs- und Speichersystem
Das Gasleitungsnetz der E.ON Ruhrgas AG und ihrer deutschen
Projektgesellschaften war zum Jahresende 11.273 km lang.
Insgesamt betreut E.ON Ruhrgas 12.690 km Leitungen, davon
1.075 km für Unternehmen, die nicht zum E.ON-Konzern
gehören. Außerdem werden 28 Verdichterstationen mit einer
installierten Antriebsleistung von 853 MW durch E.ON Ruhrgas betreut. Insgesamt stand E.ON Ruhrgas am Jahresende
2005 aus Untertageerdgasspeichern eine Arbeitsgaskapazität
von 5,1 Mrd m3 mit einer maximalen Ausspeicherleistung
von 5,8 Mio m3/h zur Verfügung.
Transportgeschäft
Die E.ON Ruhrgas AG hat Anfang 2004 ihr Transportgeschäft
ausgegliedert. Seitdem ist das Tochterunternehmen E.ON
Ruhrgas Transport für das gesamte Transportgeschäft verantwortlich. Auch die E.ON Ruhrgas AG ist Transportkunde.
In einem Umfeld sich rasch ändernder Rahmenbedingungen
hat E.ON Ruhrgas Transport einen sicheren Netzbetrieb und
eine bestmögliche Betreuung aller Transportkunden gewährleistet. Im Berichtszeitraum war das Unternehmen größter
Anbieter im deutschen Gastransportgeschäft. Die lebhafte
Entwicklung des Transportgeschäfts seit Sommer 2000 hat
sich weiter fortgesetzt. Die Vermarktung der Transportkapazitäten erfolgt über das zum 1. November 2004 eingeführte
Entry-Exit-System. Im Geschäftsjahr 2005 wurden rund 600
Transportverträge abgeschlossen, so dass sich die Zahl der
insgesamt abgeschlossenen Verträge bis zum Ende des Jahres 2005 auf deutlich über 1.000 erhöhte. Um die eigene Situation im sich deutlich verschärfenden Transportwettbewerb
zu anderen überregionalen Transportgesellschaften zu verbessern, hat E.ON Ruhrgas Transport in mehreren Fällen den
weiteren Ausbau des Leitungsnetzes veranlasst.
Gas-Release-Programm
Im Mai 2005 hat E.ON Ruhrgas zum dritten Mal Erdgas aus
langfristigen Lieferverträgen versteigert. In der internetgestützten Auktion gingen rund 39 Mrd kWh Erdgas an sieben
Bieter. Die Vertragslaufzeit beträgt drei Jahre. Im Jahr 2005
wurde, wie bereits in der Auktion 2004, zusätzlich ein Drittel
der im Jahr 2003 nicht verkauften Mengen versteigert. Der
Übergabepunkt für die im Berichtsjahr auktionierten Mengen
war Emden/Bunde. Das Angebot, Gas aus langfristigen Importverträgen von E.ON Ruhrgas zu ersteigern, ist Teil einer Auflage aus der Ministererlaubnis im Zuge des Erwerbs der
Ruhrgas AG durch E.ON.
Gerichtsverfahren wegen
langfristiger Gaslieferverträge
Mit Verfügung vom 13. Januar 2006 hat das Kartellamt
E.ON Ruhrgas die Praktizierung bestehender langfristiger
Gaslieferverträge und den Abschluss gleicher oder gleichartiger Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern untersagt. Dabei geht es um die Wirksamkeit langfristiger Gaslieferverträge, wie sie im deutschen Erdgasmarkt
bei der Belieferung von Weiterverteilern seit Beginn der
Erdgaswirtschaft üblich sind.
Die unterschiedlichen Rechtsauffassungen – die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit sowie der
Versorgungssicherheit berühren – können abschließend nur
durch Gerichte geklärt werden. E.ON Ruhrgas hat daher
neben einer Beschwerde gegen die Verfügung beim OLG
Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die sofortige Vollziehung der Verfügung zu verhindern.
89
90
Upstream-Geschäft
Infrastrukturprojekte und Versorgungssicherheit
Um einerseits die Versorgungssicherheit zu erhöhen und
andererseits die eigene Position bei der Gasbeschaffung
zu stärken, will E.ON langfristig 15 bis 20 Prozent des Gasbedarfs aus eigener Produktion decken. Im Geschäftsjahr
wurden wichtige Schritte in Richtung dieses strategischen
Ziels gemacht:
Als weiterer Schritt einer engeren Zusammenarbeit mit Gazprom wurde im September 2005 die Grundsatzvereinbarung
zum Bau der Nordeuropäischen Gasleitung (NEGP) zwischen
Gazprom, BASF und E.ON in Berlin unterzeichnet. Die NEGP
wird die russische mit der deutschen Ostseeküste verbinden.
Die Länge der Leitung wird mehr als 1.200 Kilometer betragen.
Im September erwarb E.ON Ruhrgas Norge von der britischen
Öl- und Gasgesellschaft Paladin Resources plc. einen 15-prozentigen Anteil am Njord-Feld und stockte damit den eigenen
Anteil auf 30 Prozent auf. Der Kaufpreis betrug rund 61 Mio .
Das Njord-Feld ist ein Öl- und Gasvorkommen in der Haltenbank-Region in der Norwegischen See. Die Gasproduktion
soll Ende 2007 beginnen. Neben ihrem Anteil an der Ölproduktion wird E.ON Ruhrgas – bezogen auf ihren 30-prozentigen Anteil – rund 600 Mio m3 Erdgas jährlich aus diesem
Feld gewinnen.
Die NEGP soll 2010 in Betrieb gehen, wobei laut Plan zunächst
ein Leitungsstrang mit einer Transportkapazität von rund
27,5 Mrd m3 Erdgas pro Jahr realisiert werden soll. Das Projekt
sieht den Bau eines zweiten Leitungsstranges und die Verdoppelung der Transportkapazität auf rund 55 Mrd m3 Erdgas
pro Jahr vor. Die Gesamtinvestition für das Projekt beträgt
bei zwei Leitungssträngen über 4 Mrd . Gazprom hat mit
dem Bau des Landabschnittes der Gasleitung auf russischem
Gebiet bereits im Dezember 2005 begonnen.
Im November erwarb E.ON Ruhrgas das britische Unternehmen
Caledonia Oil and Gas Limited (COGL) für rund 690 Mio 
inklusive der Finanzschulden. Die Gasfördergesellschaft hält
Beteiligungen an insgesamt 15 Gasfeldern in der südlichen
britischen Nordsee. Daneben hält COGL auch 100 Prozent an
der Gashandelsgesellschaft Caledonia Energy Trading Limited
und Beteiligungen an zwei Pipelinesystemen in der Nähe
der Gasfelder für den Transport in Richtung Großbritannien.
COGL wurde in E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited umfirmiert.
Den Anteil am Interconnector, der Gasleitung, die das englische Bacton mit Zeebrügge in Belgien verbindet, hat E.ON
Ruhrgas 2005 auf über 23 Prozent aufgestockt. E.ON Ruhrgas
hält damit den zweitgrößten Kapitalanteil.
Um den Gasbezug auf eine noch breitere Basis zu stellen,
plant E.ON Ruhrgas den Bau des ersten deutschen Anlandeterminals für verflüssigtes Erdgas (LNG). Mit der Mehrheitsbeteiligung an der Deutschen Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft (DFTG) verfügt E.ON Ruhrgas bereits über einen
geeigneten Standort in Wilhelmshaven. Zunächst werden im
Rahmen einer Machbarkeitsstudie die technischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Errichtung der Anlage
geprüft. Nach ersten Berechnungen betragen die Investitionen rund 500 Mio . Eine konkrete Investitionsentscheidung
hängt von der langfristigen Beschaffung entsprechender
Flüssiggasmengen ab.
Market Units
Konzernabschluss
Investitionen
in Mio 
Up-/Midstream
Downstream-Beteiligungen
Pan-European Gas
2005
2004
+/– %
474
83
+471
57
531
–89
–
–
–
531
614
–14
Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas
betrugen 531 Mio . Größte Einzelinvestition des Geschäftsjahres war der Mehrheitserwerb am rumänischen Gasversorger Distrigaz Nord. Außerdem wurde der Anteil am NjordFeld, einem Gas- und Ölvorkommen in der Norwegischen
See, von 15 auf 30 Prozent erhöht. Die Beteiligung an der
Interconnector (UK) Limited wurde von 10 auf 23,6 Prozent
aufgestockt.
Daneben wurde in Projekte zum Ausbau der Infrastruktur
investiert. In Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände flossen 263 Mio , auf Finanzanlagen entfielen
268 Mio .
Ausblick
In der Market Unit Pan-European Gas erwarten wir für das
laufende Jahr ein Adjusted EBIT, das über dem Vorjahreswert
liegen wird. Dabei wird das Up-/Midstream-Geschäft von der
Integration der im Jahr 2005 erworbenen E.ON Ruhrgas UK
North Sea Limited profitieren. Die Entwicklung im Downstream-Bereich wird maßgeblich durch den Erwerb der
Speicher- und Handelsaktivitäten der ungarischen MOL
beeinflusst werden.
91
92
Market Unit UK
Adjusted EBIT um 5 Prozent gesunken
Erwerb von Enfield Energy Centre vollzogen
Für das Jahr 2006 deutlich höheres Adjusted EBIT erwartet
Marke E.ON
UK
in Mio 
Umsatz
Adjusted EBITDA
2005
2004
+/– %
10.176
8.490
+20
–3
1.550
1.592
Adjusted EBIT
963
1.017
ROCE (in %)
7,6
8,9
9,2
9,2
Value Added
Operativer Cashflow
Investitionen
Die Etablierung der Marke E.ON wurde im Jahr 2005 fortgesetzt. Seit Oktober wirbt Powergen mit dem Namenszusatz
„A Company of E.ON”. Dies hat dazu beigetragen, die Marke
E.ON überregional bekannt zu machen.
–5
–1,31)
–
–202
–34
–
101
633
–84
Absatz1)
926
503
+84
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
12.891
10.397
+24
Haushaltskunden
37,3
36,2
+3
Akquisitionen
E.ON UK hat in zwei Schritten 100 Prozent der Anteile an
Enfield Energy Centre Ltd. erworben. Diese Gesellschaft
betreibt ein Gaskraftwerk in der Nähe von London, das über
eine installierte Leistung von 392 Megawatt verfügt – eine
Strommenge, mit der 300.000 Haushalte versorgt werden
können. Der Kaufpreis betrug rund 185 Mio . Die Gesellschaft wurde zum 1. April 2005 erstkonsolidiert.
Darüber hinaus hat E.ON UK die Gesellschaft Holford Gas
Storage Limited (HGSL) von Scottish Power erworben. HGSL
ist eine Entwicklungsgesellschaft zum Bau eines unterirdischen Gasspeichers in Cheshire im Nordwesten Englands.
Der Kaufpreis für die Entwicklungsrechte von HGSL beträgt
rund 140 Mio . Die Gesellschaft wurde zum 28. Juli 2005
erstkonsolidiert.
Kleinere Geschäfts-, Industrie- und Gewerbekunden
22,3
26,5
–16
Stromabsatz
59,6
62,7
–5
Haushaltskunden
67,7
66,2
+2
Kleinere Geschäfts-, Industrie- und Gewerbekunden
Gasabsatz
32,6
35,9
–9
100,3
102,1
–2
1) ohne Großhandels- und Handelsaktivitäten
Der Absatzrückgang im Strom- und Gasgeschäft betrifft im
Wesentlichen das Segment der industriellen und gewerblichen Kunden, da E.ON UK hier eine margenorientierte Vertriebspolitik verfolgt.
Stromerzeugung und -bezug
in Mrd kWh
2005
2004
Endkundengeschäft
Eigenerzeugung 1)
37,3
34,9
+7
Angesichts der Steigerung der Großhandelspreise hat E.ON UK
zum 31. August 2005 auch die Endkundenpreise für Strom um
7,2 Prozent und für Gas um 11,9 Prozent erhöht. Diese Preiserhöhungen entsprechen denen anderer Anbieter in Großbritannien und führten dazu, dass Kunden im gesamten
Markt vermehrt ihre Lieferanten gewechselt haben. E.ON UK
hat dadurch im Jahr 2005 rund 0,2 Millionen Kunden verloren.
Bezug
24,5
29,8
–18
von Fremden
Strombeschaffung
+/– %
0,6
2,0
–70
23,9
27,8
–14
61,8
64,7
–4
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–2,2
–2,0
–
Stromabsatz
59,6
62,7
–5
1) ohne KWK und Erzeugung aus erneuerbaren Energien
Market Units
Konzernabschluss
Der Anstieg der Eigenerzeugung ist vor allem darauf zurückzuführen, dass E.ON UK im Jahr 2005 das Kraftwerk Enfield
erworben und die beiden GuD-Module bei Killingholme wieder in Betrieb genommen hat.
Durch den höheren Anteil der Eigenerzeugung und geringere
Lieferungen an Industrie- und Gewerbekunden sank die
Strombeschaffung von Fremden. Auch die Stromerzeugung
in Gemeinschaftskraftwerken ging zurück, da die Zahlen des
Vorjahres einige Monate Strombezug vom Cottam Development Centre vor dessen 100-prozentigem Erwerb durch
E.ON UK enthalten. Darüber hinaus wurde die Erzeugung im
Kraftwerk Corby im Jahr 2005 wegen niedriger Margen in der
Stromerzeugung aus Gas reduziert.
31. 12. 2005
31.12.2004
Steinkohle
4.910
4.910
Gas
3.272
1.980
Wasserkraft, Wind, Öl,
sonstige Energieträger
1.788
1.788
in MW
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Summe
577
587
10.547
9.265
in %
2005
2004
Steinkohle
56
56
Gas
34
34
Wasserkraft, Wind, Öl,
2
1
Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
8
9
Im Jahr 2005 erzeugte E.ON UK 230 GWh aus Biomasse in
den Kraftwerken Kingsnorth, Ironbridge und Ratcliffe. Der
Bau eines 44-MW-Kraftwerks zur Stromerzeugung aus Holz
wurde in Lockerbie, Schottland, begonnen. Nach der Fertigstellung wird es Großbritanniens größtes Biomassekraftwerk
sein. Die Inbetriebnahme ist für Dezember 2007 geplant.
E.ON UK verfolgt weiterhin das Ziel, ein ausgeglichenes Portfolio zwischen Strombezugsverträgen und eigenen Anlagen
im Bereich der erneuerbaren Energien zu erreichen. Das
Unternehmen entwickelt Wind- und Biomassekraftwerke mit
einer Kapazität von 1.100 MW. Zusätzlich prüft E.ON UK fortlaufend andere geeignete Technologien auf ihre Wirtschaftlichkeit. Der Scroby-Sands-Offshore-Windpark wurde im März
2005 offiziell eröffnet. Scroby Sands verdeutlicht E.ON UKs
Absicht, eine führende Position bei der Entwicklung von
Technologien im Bereich erneuerbarer Energien einzunehmen.
Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON UK lag am
31. Dezember 2005 bei 10.547 MW. Damit stieg die Leistung
gegenüber dem 31. Dezember 2004 um knapp 14 Prozent.
Gründe sind im Wesentlichen die Wiederinbetriebnahme des
Kraftwerks Killingholme (900 MW) und der Erwerb des Kraftwerks Enfield (392 MW).
Killingholme ist damit die erste GuD-Anlage in Großbritannien,
die nach einer Konservierung wieder in Betrieb genommen
wurde. E.ON UK hat darüber hinaus zwei ölgefeuerte Anlagen in Grain im Sommer vom Netz genommen und erst im
Winter, als die Nachfrage stieg, wieder in Betrieb genommen.
Die Market Unit UK konnte im Jahr 2005 den Umsatz im
Vergleich zum Vorjahr um 20 Prozent steigern, vor allem weil
die Tarife im Endkundengeschäft erhöht wurden. E.ON UK
erzielte ein Adjusted EBIT von 963 Mio . Davon entfielen
452 Mio  auf das regulierte Geschäft und 661 Mio  auf das
unregulierte Geschäft.
E.ON UK prüft zurzeit die Möglichkeiten, in den nächsten
Jahren weitere GuD-Anlagen in Großbritannien zu entwickeln.
Der europaweite Handel mit Emissionsrechten hat am
1. Januar 2005 begonnen. Im Jahr 2005 musste E.ON UK Emissionsrechte für etwa 4,7 Mio t CO2 zukaufen.
93
94
Market Unit UK
Investitionen
in Mio 
2005
2004
+/– %
320
255
+25
606
233
+160
–
15
–
926
503
+84
UK
Die Verbesserung des Adjusted EBIT im regulierten Geschäft
um 6 Mio  resultiert aus dem Beitrag des Stromverteilungsgeschäfts von Midlands Electricity für volle 12 Monate. Das
Unternehmen wurde am 16. Januar 2004 erworben.
Im unregulierten Geschäft legte das Adjusted EBIT um
35 Mio  zu. Erheblich gestiegene Bezugskosten für Kohle,
Gas und für die Beschaffung zusätzlicher CO2-Zertifikate
konnten durch höhere Preise im Endkundengeschäft und
positive Sondereffekte aus der Eingliederung von Dienstleistungen für ehemalige TXU-Kunden kompensiert werden.
Die Market Unit UK investierte im Berichtszeitraum 361 Mio 
in Finanzanlagen. Wesentliche Investitionen waren der
Erwerb des Gaskraftwerks Enfield und der Gesellschaft Holford Gas Storage Ltd. Die Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen stiegen im Vergleich
zur Vorjahresperiode um 54 Mio  auf 565 Mio . Dies ist vor
allem auf die Zunahme von Investitionen in den Kraftwerkspark und das Verteilungsnetz zurückzuführen. Im Jahr 2005
wurde vor allem in den Ausbau der Stromerzeugung aus
erneuerbaren Energien, in konventionelle Kraftwerke und in
das regulierte Verteilungsgeschäft investiert.
Ausblick
Bei der Market Unit UK gehen wir davon aus, dass für das
Jahr 2006 das Adjusted EBIT deutlich über dem Vorjahreswert liegt. Die Effekte aus den ganzjährig wirkenden Tariferhöhungen und operative Verbesserungen im Erzeugungsbereich werden nur teilweise durch steigende Brennstoffund Bezugskosten kompensiert.
Bis zum dritten Quartal entwickelte sich das Geschäft besser
als im Jahr 2004. Im letzten Quartal 2005 wurde das Ergebnis
jedoch durch die hohen Gaspreise infolge der niedrigen Temperaturen und der Verknappung des Gasangebots belastet.
Ebenfalls negativ wirkten sich Probleme mit der Verfügbarkeit von E.ON UKs Kohlekraftwerken aus.
Das Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Sonstiges/Konsolidierung
sank um 95 Mio . Gründe sind der Wegfall von Erträgen aus
der Auflösung von Garantierückstellungen im Zusammenhang
mit früheren Anlagenverkäufen und geringere Ergebnisse als
Folge der Veräußerung von nicht zum Kerngeschäft zählenden Aktivitäten (z. B. des Kraftwerkes Paiton in Indonesien).
Zusätzlich erhöhten sich durch die jüngsten Akquisitionen
die Servicekosten.
Unreguliertes
Geschäft
Sonstiges/
Konsolidierung
UK
in Mio 
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
Umsatz
813
941
9.553
7.788
–190
–239
10.176
8.490
Adjusted EBITDA
604
594
1.081
1.036
–135
–38
1.550
1.592
Adjusted EBIT
452
446
661
626
–150
–55
963
1.017
96
Market Unit Nordic
Adjusted EBIT 15 Prozent über Vorjahreswert
Sydkraft in E.ON Sverige umbenannt
Adjusted EBIT für das Jahr 2006 unter hohem
Vorjahresniveau erwartet
Nordic
in Mio 
2005
2004
+/– %
Umsatz
3.471
3.347
+4
+2
davon Energiesteuer
402
395
1.193
1.121
+6
Adjusted EBIT
806
701
+15
ROCE (in %)
11,4
9,6
+1,81)
9,0
9,0
–
Value Added
170
44
+286
Operativer Cashflow
746
957
–22
Investitionen
538
740
–27
5.801
5.530
+5
Adjusted EBITDA
Anfang Oktober 2005 übernahm Statkraft, der norwegische
Minderheitsaktionär von E.ON Sverige, im Rahmen einer Vereinbarung vom Juli 2005 insgesamt 24 Wasserkraftwerke von
E.ON Sverige. Zwanzig dieser Standorte liegen in Schweden,
vier in Finnland. Fast alle Kraftwerke haben nur geringe
Erzeugungskapazitäten. Zusammen erzeugen sie in einem
durchschnittlichen Jahr 1,6 Mrd kWh Strom.
E.ON Nordic prüft zurzeit verschiedene Expansionsmöglichkeiten auf dem Gasmarkt in Mittelschweden.
Stromabsatz
Stromabsatz
in Mrd kWh
Das Jahr im Überblick
Anfang Januar 2005 hat ein Sturm in Südschweden in einigen
Gebieten das Stromverteilungsnetz erheblich beschädigt. Rund
250.000 E.ON-Kunden waren ohne Strom. Die Wiederherstellung der Versorgung nahm teilweise mehr als sechs Wochen
in Anspruch. Die Auswirkungen waren erheblich und betrafen
große Teile des Unternehmens in Schweden. Die Kosten in
Höhe von rund 140 Mio  wirkten sich nicht auf das Adjusted
EBIT aus, da dieses Ereignis außergewöhnlichen Charakter
hatte.
Entsprechend einer Entscheidung der schwedischen Regierung aus dem Jahr 2004 hat E.ON Sverige das Kernkraftwerk
Barsebäck 2 am 31. Mai. 2005 endgültig abgeschaltet. Die
dadurch weggefallene Erzeugungskapazität wurde durch
einen äquivalenten Anteil am Kernkraftwerk Ringhals kompensiert.
Im September 2005 wurde Sydkraft in E.ON Sverige umbenannt. Ziel war, einen ungestützten Bekanntheitsgrad von
10 Prozent innerhalb eines Jahres zu erreichen. Bei Kundenbefragungen im Dezember 2005 wurde dieses Ziel mit einem
Bekanntheitsgrad von 20 Prozent bereits übertroffen.
2005
2004
+/– %
–7
8,5
9,1
Geschäftskunden
13,8
14,5
–5
Vertriebspartner/Nordpool
26,2
25,9
+1
Stromabsatz
48,5
49,5
–2
Privatkunden
Nordic setzte 1 Mrd kWh weniger Strom ab als im Vorjahr.
Hauptgrund war der geringere Absatz an Privat- und Geschäftskunden, verursacht durch den Sturm im Januar und einen
anhaltend starken Wettbewerb auf dem Strommarkt. Teilweise wurde der Rückgang durch höhere Absätze an der
Strombörse Nordpool infolge der gestiegenen Erzeugungsmenge aus Wasserkraft kompensiert. Rund 95 Prozent des
Stromabsatzes entfallen auf das Geschäftsfeld Schweden,
die verbleibenden 5 Prozent auf Finnland.
+/– %
in Mrd kWh
2005
2004
Eigenerzeugung
34,3
33,1
+4
Bezug
16,3
18,4
–11
10,4
11,0
–5
5,9
7,4
–20
50,6
51,5
–2
von Fremden
Strombeschaffung
Betriebsverbrauch,
Netzverluste, Pumpstrom
–2,1
–2,0
–
Stromabsatz
48,5
49,5
–2
Market Units
Konzernabschluss
in MW
31. 12. 2005
31. 12. 2004
Kernenergie
2.608
2.590
Wasserkraft
2.771
3.127
Öl und sonstige Energieträger
2.215
2.254
Summe
7.594
7.971
Die Market Unit Nordic erzeugte mehr als 70 Prozent des Stromabsatzes in eigenen Kraftwerken. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum konnte die Erzeugungsmenge um 1,2 Mrd kWh
gesteigert werden. Da die Wasserstände zu Jahresbeginn
höher waren und die Zuflüsse vor allem in den Sommermonaten stärker wurden, nahm die Erzeugung aus Wasserkraft zu. Die Erzeugung aus Kernenergie sank dagegen. Das
Jahr 2004 war durch eine sehr hohe Verfügbarkeit der Kernkraftwerke gekennzeichnet.
Investitionen
in Mio 
Schweden
Finnland
Nordic
Gas- und Wärmeabsatz
in Mrd kWh
Gasabsatz
Wärmeabsatz
2004
+/– %
7,0
7,1
–1
10,1
10,1
–
2005
Im Jahr 2005 lagen Gas- und Wärmeabsatz auf dem Niveau
des Vorjahres.
Der Umsatz der Market Unit Nordic nahm um 4 Prozent zu,
und zwar wegen der gestiegenen durchschnittlich erzielten
Verkaufspreise.
Die Market Unit Nordic konnte beim Adjusted EBIT das hohe
Vorjahresniveau um 15 Prozent übertreffen. Zu verdanken ist
dies vor allem den höheren Erzeugungsmengen aus Wasserkraft und dem erfolgreichen Hedging, das Nordic ermöglicht,
sich effektiv höhere Verkaufspreise für das Erzeugungsportfolio zu sichern. Das Geschäftsfeld Finnland erzielte ein leicht
höheres Adjusted EBIT als im Vorjahr.
2005
2004
+/– %
504
701
–28
34
39
–13
538
740
–27
Nordic investierte in immaterielle Vermögensgegenstände
und Sachanlagen 407 Mio  (Vorjahr: 350 Mio ), insbesondere in die Instandhaltung der Kraftwerke sowie den Ausbau
und die Erweiterung des Verteilungsnetzes. Die Investitionen
in Finanzanlagen betrugen 131 Mio  gegenüber 390 Mio 
im Vorjahr. Der Gesamtwert für Investitionen im Jahr 2004
war deutlich höher, weil er unter anderem den Erwerb weiterer Graninge-Anteile in Höhe von 307 Mio  enthielt.
Ausblick
In der Market Unit Nordic rechnen wir mit einem Rückgang
des Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr. Dies ist auf höhere
Steuern auf die installierten Kernenergie- und Wasserkraftkapazitäten und die wegfallenden Ergebnisbeiträge nach
der Veräußerung der Wasserkraftwerke zurückzuführen. Diese
Effekte werden teilweise durch höhere durchschnittlich erzielte
Strompreise kompensiert.
Schweden
Finnland
Nordic
in Mio 
2005
2004
2005
2004
2005
2004
Umsatz1)
2.821
2.714
248
238
3.069
2.952
Adjusted EBITDA
1.114
1.045
79
76
1.193
1.121
765
662
41
39
806
701
Adjusted EBIT
1) ohne Energiesteuer
97
98
Adjusted EBIT über Vorjahresniveau
Veräußerung von WKE und LPI eingeleitet
Für das Jahr 2006 Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau erwartet
US-Midwest
in Mio 
2005
2004
+/– %
Umsatz
2.045
1.718
+19
Adjusted EBITDA
560
539
+4
Adjusted EBIT
365
354
+3
ROCE (in %)
5,5
5,5
–
8,0
8,0
–
–166
–161
–
Operativer Cashflow
214
152
+41
Investitionen
227
247
–8
3.002
2.997
–
Value Added
Veräußerung von WKE und LPI eingeleitet
Die Market Unit US-Midwest hat den Verkaufsprozess für
einige Beteiligungen eingeleitet:
E.ON U.S. betreibt durch Western Kentucky Energy Corp. (WKE)
im Rahmen eines Leasingvertrags mit einer Laufzeit von
25 Jahren die Kraftwerke der Big Rivers Electric Corporation
(BREC), eines Stromerzeugers in West-Kentucky (Genossenschaft), und eine kohlegefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA.
Im November 2005 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine
Absichtserklärung über eine geplante Transaktion, die die
Beendigung des Leasingvertrags und der Betriebsvereinbarungen sowie andere damit zusammenhängende Sachverhalte umfasst. Die Parteien verhandeln derzeit über den endgültigen Wortlaut der Transaktionsdokumente. Der Vollzug
der geplanten Transaktion unterliegt jedoch der Überprüfung
und Zustimmung verschiedener Aufsichtsbehörden und anderer betroffener Parteien. Vorbehaltlich dessen arbeiten die
Parteien auf einen Abschluss der geplanten Transaktion bis
Ende 2006 hin. WKE wurde Ende Dezember 2005 als nicht
fortgeführte Aktivität klassifiziert.
LPI führt derzeit Verhandlungen über den Verkauf ihrer 50-prozentigen Anteile an zwei Kohlekraftwerken bei Roanoke Rapids,
North Carolina.
Absatz
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
33,3
31,9
+4
Off-System-Geschäft1)
4,4
4,2
+5
Stromabsatz
37,7
36,1
+4
Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden
13,8
14,3
–3
Off-System-Geschäft1)
0,8
0,4
+100
14,6
14,7
–1
Gasabsatz
1) Verkauf überschüssiger Mengen an Kunden außerhalb des
eigenen Versorgungsgebietes
Market Units
Konzernabschluss
in Mrd kWh
2005
2004
+/– %
Eigenerzeugung
35,6
34,4
+3
5,1
4,7
+9
40,7
39,1
+4
Bezug
Strombeschaffung
Betriebsverbrauch,
Netzverluste
–3,0
–3,0
–
Stromabsatz
37,7
36,1
+4
2005
2004
97
99
3
1
31. 12. 2005
31.12.2004
+/– %
Kohle
5.294
5.294
–
Gas
2.186
2.186
–
130
130
–
7.610
7.610
–
105
380
–72
7.715
7.990
–3
in %
Steinkohle
Im Jahr 2005 konnte der Stromabsatz im regulierten Geschäft
wegen der höheren Sommer- und Herbsttemperaturen gesteigert werden. Der durchschnittliche Preis im Endkundengeschäft lag bei 51,60 $/MWh gegenüber 46,38 $/MWh im
Jahr 2004. Im Off-System-Geschäft nahm der Stromabsatz im
Vergleich zum Vorjahr infolge der höheren Marktpreise zu.
Der durchschnittlich erzielte Verkaufspreis im Off-SystemGeschäft betrug 45,35 $/MWh, verglichen mit 36,95 $/MWh im
Vorjahr. Der Gasabsatz an Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden sank vor allem, weil das Winterwetter milder war als
im Vorjahr und die höheren Gaspreise die Nachfrage beeinträchtigten. Der Gasabsatz im Off-System-Geschäft erhöhte
sich um die Mengen, die nicht an Privat-, Geschäfts- und
Gewerbekunden verkauft werden konnten.
Gas, Öl, Wasserkraft,
in MW
Öl und Wasserkraft
US-Midwest
97 Prozent der Eigenerzeugung der Market Unit US-Midwest
wurden durch Kohlekraftwerke gedeckt, 3 Prozent entfielen
auf Gas, Öl, Wasserkraft und sonstige Energieträger. Die
Kraftwerksleistung von US-Midwest sank von 7.990 MW zum
Jahresende 2004 auf 7.715 MW zum Jahresende 2005. Grund
hierfür war der Verkauf der Gregory-Beteiligung im unregulierten Geschäft.
99
100 Market Unit US-Midwest
Unreguliertes Geschäft/
Sonstiges
US-Midwest
in Mio 
2005
2004
2005
2004
2005
2004
Umsatz
1.965
1.643
80
75
2.045
1.718
Adjusted EBITDA
543
520
17
19
560
539
Adjusted EBIT
351
339
14
15
365
354
2005
2004
+/– %
221
242
–9
6
5
+20
227
247
–8
Der Umsatz von US-Midwest stieg um 19 Prozent. Das hat vor
allem folgende Gründe: die preisund mengenbedingt höheren Umsätze im Off-System-Geschäft, die von der Kentucky
Public Service Commission zum 1. Juli 2004 genehmigten
höheren Strom- und Gaspreise und der höhere Absatz bei
den Stromendkunden aufgrund der hohen Sommer- und
Herbsttemperaturen.
Investitionen
Investitionen
in Mio 
US-Midwest
Die Investitionen von US-Midwest lagen leicht unter dem
Vorjahreswert. Hauptgrund sind geringere Ausgaben für
Anlagen zur Reduzierung von Emissionen.
Ausblick
Bei der Market Unit US-Midwest erwarten wir für das Jahr
2006 ein Adjusted EBIT auf Niveau des Vorjahres.
Das Adjusted EBIT der Market Unit US-Midwest liegt 3 Prozent
über dem Niveau des Vorjahres. Positive Effekte im regulierten Geschäft waren die Tariferhöhungen, der höhere Absatz
bei den Stromendkunden und der mengen- und preisbedingt
höhere Ergebnisbeitrag aus dem Verkauf überschüssiger
Strommengen an Kunden außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes. Diese wurden teilweise durch zusätzliche Kosten
aus der verpflichtenden Mitgliedschaft in dem regionalen
Netzbetreiber Midwest Independent Transmission System
Operator (MISO), höhere Abschreibungen auf neue Anlagen
und Betriebsausgaben kompensiert. Im unregulierten Geschäft
lag das Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau.
102 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
2005 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 2005 die
Voraussetzungen für eine Befreiung der Gesellschaft von
der Aufstellung eines Konzernabschlusses nach den IFRS,
wie sie in der EU anzuwenden sind, erfüllt.
PricewaterhouseCoopers
Aktiengesellschaft
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Dr. Vogelpoth
Wirtschaftsprüfer
Laue
Wirtschaftsprüfer
Market Units
Konzernabschluss
Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
Umsatzerlöse
Anhang
2005
2004
(32)
56.399
46.742
Strom- und Mineralölsteuer
–4.545
–4.358
Umsatzerlöse nach Abzug von Strom- und Mineralölsteuer
51.854
42.384
–40.787
–31.441
Bruttoergebnis vom Umsatz
11.067
10.943
Vertriebskosten
–3.852
–4.235
Allgemeine Verwaltungskosten
–1.528
–1.350
Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen
(5)
Sonstige betriebliche Erträge
(6)
7.569
6.115
Sonstige betriebliche Aufwendungen
(6)
–5.874
–4.754
Finanzergebnis
(7)
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
(8)
(9)
(4)
Ergebnis aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften
Konzernüberschuss
Ergebnis je Aktie (in ¤) – unverwässert und verwässert
–174
–364
7.208
6.355
–2.276
–1.850
–553
–478
4.379
4.027
3.035
312
–7
–
7.407
4.339
6,64
6,13
4,61
0,48
(12)
–0,01
–
11,24
6,61
103
104
Bilanz des E.ON-Konzerns
31. Dezember
Anhang
2005
2004
Goodwill
(13 a)
15.363
14.454
Immaterielle Vermögensgegenstände
(13 a)
4.125
3.788
Sachanlagen
(13 b)
41.323
43.563
Finanzanlagen
(13 c)
21.686
17.263
82.497
79.068
2.647
in Mio 
Aktiva
Anlagevermögen
Vorräte
(14)
2.457
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögensgegenstände
(15)
2.019
2.124
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
(15)
21.354
15.759
Vermögen der abzugebenden Aktivitäten
Liquide Mittel (davon Zahlungsmittel < 3 Monate 2005: 4.413; 2004: 4.176)
(4)
681
553
(16)
15.119
12.016
41.630
33.099
(8)
2.079
1.551
(17)
356
344
126.562
114.062
Umlaufvermögen
Aktive latente Steuern
Aktiver Rechnungsabgrenzungsposten
Summe Aktiva (davon kurzfristig 2005: 32.648; 2004: 25.839)
Bilanz des E.ON-Konzerns
31. Dezember
in Mio 
Anhang
2005
2004
Passiva
Gezeichnetes Kapital
(18)
1.799
1.799
Kapitalrücklage
(19)
11.749
11.746
Gewinnrücklagen
(20)
25.861
20.003
Kumuliertes Other Comprehensive Income
(21)
5.331
268
Eigene Anteile
(18)
–256
–256
44.484
33.560
(22)
4.734
4.144
Pensionsrückstellungen
(23)
8.720
8.589
Übrige Rückstellungen
(24)
25.142
25.653
33.862
34.242
20.301
Eigenkapital
Rückstellungen
Finanzverbindlichkeiten
(25)
14.362
Betriebliche Verbindlichkeiten
(25)
19.052
14.054
33.414
34.355
Verbindlichkeiten
Schulden der abzugebenden Aktivitäten
(4)
831
54
Passive latente Steuern
(8)
8.420
6.605
Passiver Rechnungsabgrenzungsposten
Summe Passiva ohne Eigenkapital (davon kurzfristig 2005: 25.093; 2004: 23.734)
Summe Passiva
(17)
817
1.102
82.078
80.502
126.562
114.062
Market Units
Konzernabschluss
Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns
in Mio 
2005
2004
Konzernüberschuss
7.407
4.339
553
478
–3.035
–312
Abschreibungen auf das Anlagevermögen
3.068
3.051
Veränderung der Rückstellungen
–367
–574
395
58
–310
25
–44
–397
–3
–34
–36
–31
Überleitung zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Veränderung der latenten Steuern
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge
Ergebnis aus dem Abgang von
Beteiligungen
sonstigen Finanzanlagen
immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen
Veränderungen von Posten des Umlaufvermögens und der sonstigen betrieblichen Verbindlichkeiten
–283
–285
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
–1.505
–210
Sonstige betriebliche Forderungen
–3.851
–2
1.386
–113
Vorräte
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)
3.226
–153
6.601
5.840
Einzahlungen aus dem Abgang von
6.093
1.619
sonstigen Finanzanlagen
305
719
immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen
201
268
Beteiligungen
–985
–2.203
sonstige Finanzanlagen
–362
–294
–2.990
–2.612
–479
–385
Beteiligungen
Auszahlungen für Investitionen in
immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
Veränderung der Wertpapiere des Umlaufvermögens (>3 Monate)
–1.384
2.506
Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
399
–382
Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen einschließlich Konzernfremder
–26
3
Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Anteile
–33
–
–1.549
–1.312
Veränderung sonstiger Geldanlagen des Umlaufvermögens
Gezahlte Dividenden
an Aktionäre der E.ON AG
an Konzernfremde
Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten
–245
–286
3.022
3.522
Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten
–7.634
–6.693
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
–6.465
–4.766
535
692
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel (<3 Monate) fortgeführter Aktivitäten
Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel (<3 Monate)
Zahlungsmittel (<3 Monate) zum Jahresanfang
Zahlungsmittel (<3 Monate) nicht fortgeführter Aktivitäten zum Jahresanfang
Zahlungsmittel (<3 Monate) fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
Finanzmittel des Umlaufvermögens (>3 Monate) fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
77
–60
4.176
3.321
–375
–152
4.413
3.801
10.706
7.791
Finanzmittel des Umlaufvermögens (>3 Monate) nicht fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
–
49
Zahlungsmittel (<3 Monate) nicht fortgeführter Aktivitäten zum Jahresende
–
375
15.119
12.016
Liquide Mittel laut Bilanz
105
106
Entwicklung des Konzerneigenkapitals
Kumuliertes
Other Comprehensive Income
in Mio 
Stand zum 1. Januar 2004
Gezeichnetes
Kapital
Kapitalrücklage
Gewinnrücklagen
Differenz
aus der
Währungsumrechnung
1.799
11.564
16.976
–1.021
Zurückgekaufte/
verkaufte eigene Anteile
Weiterveräußer- Mindestbare pensionsWertrückpapiere
stellung
1.184
–492
Cashflow
Hedges
Eigene
Anteile
Summe
20
–256
29.774
182
Gezahlte Dividenden
182
–1.312
Konzernüberschuss
–1.312
4.339
4.339
125
994
–598
56
577
Summe Comprehensive Income
Stand zum 31. Dezember 2004
4.916
1.799
Zurückgekaufte/
verkaufte eigene Anteile
11.746
20.003
–896
2.178
–1.090
76
–256
3
Gezahlte Dividenden
3
–1.549
Konzernüberschuss
–1.549
7.407
7.407
620
4.698
–312
57
5.063
Summe Comprehensive Income
Stand zum 31. Dezember 2005
33.560
12.470
1.799
11.749
25.861
–276
6.876
–1.402
133
–256
44.484
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, (vormals: Sydkraft AB) und E.ON Finland Oyj (E.ON
Finland), Espoo, Finnland, vorrangig in Schweden und
Finnland ausgeführt. Weitere Ausführungen zu E.ON Finland finden sich in Textziffer 34.
• US-Midwest unter Führung der E.ON U.S. LLC (E.ON U.S.),
Louisville, Kentucky, USA, (vormals: LG&E Energy LLC) 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.
Market Units
Konzernabschluss
Diese Market Units bilden das Kerngeschäft Energie und sind
gleichzeitig Segmente im Sinne von 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. Darüber hinaus beinhalten die nach Segmenten ausgewiesenen Bilanzdaten im Jahr 2004 noch die im Vorjahr zu den
weiteren Aktivitäten zählende Viterra AG (Viterra), Essen.
Bezüglich weiterer Informationen zu den Market Units wird
auf die Textziffer 32 verwiesen.
E.ON ist für das Geschäftsjahr 2005 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 siebenten 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.
107
108 Anhang
(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
Konsolidierungsgrundsätze
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 voll konsolidiert. Zudem 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) 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 (so genannte
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.
• Alle übrigen Beteiligungen werden zu Anschaffungskosten oder, im Falle ihrer Marktgängigkeit, zum Zeitwert
bewertet.
Die Aufstellung des gesamten Anteilsbesitzes der E.ON AG
wird beim Handelsregister des Amtsgerichts Düsseldorf, HRB
22 315, hinterlegt.
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.
Unternehmenszusammenschlüsse
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 Marktwert (Fair Value) anzusetzen. Ein nach anteiliger Aufdeckung
stiller Reserven und Lasten verbleibender positiver Unterschiedsbetrag wird in der Bilanz als Firmenwert (Goodwill)
aktiviert. Ist der Zeitwert 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.
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
Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen 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 Vermögens- und Schuldposten gegenüber der Umrechnung des
Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und der Bilanz werden ergebnisneutral innerhalb des Eigenkapitals gesondert ausgewiesen.
Market Units
Konzernabschluss
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
2005
2004
2005
2004
Britisches Pfund
GBP
0,69
0,71
0,68
0,68
Norwegische Krone
NOK
7,99
8,24
8,01
8,37
Schwedische Krone
SEK
9,39
9,02
9,28
9,12
US-Dollar
USD
1,18
1,36
1,24
1,24
1) Die Länder der Europäischen Währungsunion sind Belgien, Deutschland, Finnland,
Frankreich, Griechenland, Irland, Italien, Luxemburg, Niederlande, Österreich, Portugal
und Spanien.
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.
Weitere Aktivitäten
Die Umsätze von Viterra, die sich auf den Bereich Wohnimmobilien und das Ausbaugeschäft Projektentwicklung fokussiert, werden nach Abzug von Erlösschmälerungen zu dem
Zeitpunkt bilanziert, zu dem bei Verkäufen der Gefahrenübergang erfolgt, die Vergütung vertraglich bestimmt oder
bestimmbar und die Erfüllung des entsprechenden Anspruches wahrscheinlich ist. Die Gesellschaft führt Dienstleistungen zu längerfristig festgelegten Konditionen aus (insbesondere Miet- und Dienstleistungsverträge); die Umsätze werden
entsprechend den zugrunde liegenden Vertragslaufzeiten
realisiert oder sobald die entsprechenden Leistungen erbracht
worden sind. Durch die Veräußerung von Viterra werden mit
der Klassifizierung als nicht fortgeführte Aktivitäten das
laufende Ergebnis von Viterra ebenso wie der Gewinn aus
dem Verkauf zusammen als „Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten“ in der Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung
ausgewiesen und die Vorjahreszahlen entsprechend angepasst. Bezüglich weiterer Informationen wird auf Textziffer 4
verwiesen.
Stromsteuer
Die in Deutschland und Schweden zu erhebende Stromsteuer entsteht bei Stromlieferungen inländischer Versorger an
Endverbraucher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh)
fixen, nach Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf.
Die 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.
Mineralölsteuer
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.
Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen
Gewinne und Verluste aus zu Eigenhandelszwecken eingesetzten derivativen Finanzinstrumenten werden saldiert ausgewiesen.
Die Mineralölsteuer beinhaltet in Deutschland auch die Erdgassteuer. Diese wird grundsätzlich bei Bezug bzw. bei Ausspeicherung aus den Erdgasspeichern fällig. Dabei bilden die
Erdgasmengen die Bemessungsgrundlage für die Erdgassteuer.
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 die Gegenstände des Sachanlagevermögens, 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.
109
110 Anhang
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.
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 Wertminderungsprüfung
(Impairment-Test) unterzogen werden. Bei Eintritt besonderer
Ereignisse, die zu einer Verringerung des Marktwertes der
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.
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 156 Mio  (2004:
130 Mio ).
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung
Aufwendungen für Forschung und Entwicklung in Höhe von
24 Mio  (2004: 19 Mio ) werden sofort erfolgswirksam in
den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.
Die Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills umfasst zwei Prüfschritte:
• In einem ersten Schritt wird der Marktwert einer Reporting Unit mit ihrem Buchwert einschließlich Goodwill
verglichen. Falls der Buchwert den Marktwert 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 Marktwert des Goodwills einer Reporting Unit mit dem Buchwert dieses Goodwills verglichen. Der implizite Marktwert des Goodwills entspricht dem Unterschiedsbetrag
zwischen dem Marktwert der Reporting Unit und den
auf sämtliche Vermögenswerte und Schulden der Reporting Unit zugeordneten Marktwerten, ähnlich der Vorgehensweise im Rahmen einer Unternehmensakquisition
(Purchase Price Allocation) gemäß SFAS 141. Unterschreitet der implizite Marktwert den Buchwert dieses
Goodwills, so ist in Höhe des Unterschiedsbetrags eine
außerplanmäßige Abschreibung vorzunehmen.
Ergebnis je Aktie
Das Ergebnis je Aktie (EPS) wird in Übereinstimmung mit
SFAS 128 „Earnings per Share“ (SFAS 128) ermittelt. Das
Basis-Ergebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt sich
durch 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.
Die nach SFAS 142 erforderliche jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Reporting-Unit-Ebene erfolgt jeweils
im vierten Quartal eines Geschäftsjahres.
Immaterielle Vermögensgegenstände mit
unbestimmbarer Nutzungsdauer
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 Marktwertes mit dem
Market Units
Konzernabschluss
Buchwert des immateriellen Vermögensgegenstands. Sollte
der Buchwert den Marktwert übersteigen, wird eine entsprechende außerplanmäßige Abschreibung realisiert und
erfolgswirksam unter den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.
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, die
grundsätzlich 5 bis 25 Jahre bzw. bei Software 3 bis 5 Jahre
beträgt, abgeschrieben.
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.
Die Explorations- und Feldesentwicklungs-Ausgaben der
Market Unit Pan-European Gas werden nach der so genannten „Successful Efforts Method“ gemäß SFAS 19 „Financial
Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies“ (SFAS 19) bilanziert. Nach dieser Methode werden die
Ausgaben für Explorationsbohrungen (sowohl fündige als
auch trockene Bohrungen) zunächst grundsätzlich als immaterieller Vermögensgegenstand aktiviert. Bei Fündigkeit
nachgewiesener Öl- und Gasreserven und genehmigter Entwicklung werden die betreffenden Ausgaben in das Sachanlagevermögen umgebucht. Sachanlagen und immaterielle
Vermögensgegenstände werden aktiviert und entsprechend
der Produktionsmenge abgeschrieben. Für die wirtschaftlich
nicht fündigen Bohrungen werden die zuvor aktivierten Ausgaben der Bohrungen sofort als Aufwand verrechnet. Andere
aktivierte Ausgaben werden ebenfalls abgeschrieben, sobald
keine entwickelbaren Reserven nachgewiesen werden konnten. Sonstige Aufwendungen für geologische und geophysikalische Arbeiten (Seismik) und Lizenzgebühren werden
sofort zulasten der Ergebnisse gebucht.
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.
Sachanlagevermögen
Gegenstände des Sachanlagevermögens sind mit ihren
Anschaffungs- oder Herstellungskosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten bewertet und werden
entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer abgeschrieben.
Nutzungsdauern des Sachanlagevermögens
Gebäude
10 bis 50 Jahre
Kraftwerke
konventionelle Teile
nukleare Teile
Wasserkraftwerke und andere Anlagen zur
Erzeugung regenerativer Energien
Betriebs- und Geschäftsausstattung
Technische Ausrüstung für Speicherung,
Verteilung und Übertragung
10 bis 60 Jahre
bis 25 Jahre
10 bis 50 Jahre
3 bis 25 Jahre
15 bis 65 Jahre
Das Sachanlagevermögen wird auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten
lassen, dass der Buchwert nicht realisierbar sein könnte. In
Übereinstimmung mit SFAS 144 wird eine Wertminderung
erfasst, wenn der Buchwert eines Vermögensgegenstands
im Sachanlagevermögen seinen Marktwert übersteigt. In
diesem Fall erfolgt eine außerplanmäßige Abschreibung des
Buchwertes des Vermögensgegenstands auf seinen Marktwert. 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.
111
112 Anhang
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.
Finanzanlagevermögen
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 Zeitwert bilanziert; unrealisierte Gewinne und Verluste daraus 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 Ausleihungen
ausgewiesen.
Der Restbuchwert von Schuldtiteln wird um die bis zur Fälligkeit verbleibenden Agio-Abschreibungen und DisagioZuschreibungen 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 LIFOMethode. Für im Vorratsvermögen ausgewiesene Grundstücke
kommt die Einzelbewertung zur Anwendung. Bestandteile
der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungsmaterial
und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und Fertigungsgemeinkosten unter Annahme einer Normalauslastung. Fremdkapitalzinsen werden aktiviert, soweit sich die
Fertigstellung über einen längeren Zeitraum erstreckt (Qualifying Assets). 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. Bei diesen Posten und
bei den unter den Finanzanlagen ausgewiesenen Ausleihungen
werden für erkennbare Einzelrisiken Wertabschläge vorgenommen. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich, werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen, der dem
erwarteten Nutzenausfall entspricht.
Market Units
Konzernabschluss
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
Zuteilungsbescheides 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 Marktwert 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 Vermögensgegenständen ausgewiesen.
Vermögen/Schulden der nicht fortgeführten
Aktivitäten
Nicht fortgeführte Aktivitäten (Discontinued Operations) liegen vor, wenn sie sich auf die Aktivitäten eines Berichtsoder 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.
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.
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 herausgerechnet. 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 dem niedrigeren beizulegenden
Zeitwert zu bilanzieren. Liegt dieser Marktwert abzüglich der
Veräußerungskosten unter dem zum Zeitpunkt der Klassifizierung ausgewiesenen Buchwert, wird eine außerplanmäßige
Abschreibung erfasst. Der Marktwert wird auf der Basis
diskontierter Einzahlungsüberschüsse ermittelt. Der zugrunde
liegende Zinssatz wird unter Berücksichtigung der Art des
Vermögenswertes 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 bestimmte weiterveräußerbare Wertpapiere
(Available-for-Sale Securities). E.ON definiert die liquiden
Mittel mit einer originären Laufzeit von weniger als drei
Monaten als Zahlungsmittel.
Aktienorientierte Vergütungen
Wie von SFAS 123 „Accounting for Stock-Based Compensation“ (SFAS 123) vorgeschrieben, werden aktienorientierte
Vergütungspläne im Konzernabschluss der E.ON AG in Verbindung mit FIN 28 „Accounting for Stock Appreciation Rights
and Other Variable Stock Option or Award Plans“ (FIN 28) auf
Basis des inneren Wertes zum Bilanzstichtag bilanziert. Die
korrespondierenden Aufwendungen werden erfolgswirksam
erfasst.
113
114 Anhang
Vermögensgegenstände und Schulden unter
US-Regulierung
Die Rechnungslegung der Versorgungsunternehmen Louisville
Gas and Electric Company, Louisville, Kentucky, USA, und
Kentucky Utilities Company, Lexington, Kentucky, USA, der
Market Unit US-Midwest unterliegt den US-Regulierungsvorschriften und erfolgt gemäß US-GAAP nach den Bestimmungen
des SFAS 71 „Accounting for the Effects of Certain Types of
Regulation“ (SFAS 71). Danach sind 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 US-Regulierung). Die tatsächliche oder erwartete Weitergabe von Kosten und Gutschriften an Endverbraucher basiert dabei auf spezifischen
Tarifentscheidungen oder Erfahrungswerten im Einzelfall.
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. Ferner wird aus Vermögensgegenständen unter US-Regulierung, die im Zusammenhang
mit Zahlungsverpflichtungen aus der Stilllegung oder Veräußerung von Gegenständen des Sachanlagevermögens stehen,
keine Verzinsung erwirtschaftet. Vielmehr werden diese Vermögensgegenstände mit den zugehörigen Schulden saldiert,
wenn die entsprechenden Gegenstände des Sachanlagevermögens stillgelegt oder veräußert werden.
Vermögensgegenstände und Schulden unter US-Regulierung
sind in den Posten „Betriebliche Forderungen und sonstige
betriebliche Vermögensgegenstände“ und „Sonstige 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. Die
Interpretation der „Emerging Issues Task Force“ (EITF) Issue
No. 03-4 „Determining the Classification and Benefit Attribution Method for a ‘Cash Balance’ Pension Plan“ wird für die
dort beschriebenen Pensionspläne berücksichtigt. 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.
Sonstige Rückstellungen und Verbindlichkeiten
Sonstige 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 beizulegende Zeitwert (Fair
Value) einer Zahlungsverpflichtung, die aus der Stilllegung
oder Veräußerung von Sachanlagevermögen resultiert, in der
Periode zu passivieren ist, in welcher die Verpflichtung entsteht, sofern eine zuverlässige Schätzung des Fair Value
möglich ist. Zugleich ist das entsprechende Anlagevermögen
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 im Anlagevermögen. 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, 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 Stilllegungs- oder
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. Aus der Erstanwendung der Interpretation ergab sich für den E.ON-Konzern eine Ergebnisbelastung
von 7 Mio  nach Steuern (Vorsteuerbetrag: 10 Mio ). Durch
die Erstanwendung erhöhten sich die Netto-Buchwerte der
Market Units
Konzernabschluss
langfristigen Aktiva um 13 Mio , die Vermögensgegenstände unter US-Regulierung um 13 Mio  sowie die Rückstellungen um 36 Mio .
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 26
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 (2004: 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 Rechnungslegungsund 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 Swaps abgeschlossen. Die eingesetzten Instrumente im Commodity-Bereich umfassen sowohl physisch als auch finanziell 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 Marktwert zu
bewerten und in der Bilanz als Vermögenswerte oder als
Verbindlichkeiten zu erfassen. Die Marktwertveränderung
eines derivativen Finanzinstruments wird entsprechend der
dokumentierten Verwendung erfolgswirksam in der Gewinnund Verlustrechnung oder erfolgsneutral im Eigenkapital als
Bestandteil des kumulierten „Other Comprehensive Income“
(OCI) 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 Marktwertveränderungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge Accounting wird als effektiv
angesehen, wenn sich die Marktwertveränderung des Sicherungsinstruments in einer Bandbreite von 80 bis 125 Prozent der gegenläufigen Marktwertveränderung des Grundgeschäfts bewegt.
115
116 Anhang
Im Rahmen von Fair Value Hedge Accounting wird neben der
Marktwertveränderung des Derivats auch die gegenläufige
Marktwertveränderung 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 Marktwertveränderung 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 Marktwertveränderung 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 Marktwertveränderungen bzw. Stichtagsumrechnung dieser Instrumente werden
im Eigenkapital als Bestandteil des kumulierten Other Comprehensive Income unter dem Posten Währungsumrechnung
erfasst.
Bilanziell werden die Marktwerte derivativer Finanzinstrumente den betrieblichen Vermögensgegenständen bzw. Verbindlichkeiten zugeordnet. Die erfolgswirksamen Marktwertveränderungen werden unter den sonstigen betrieblichen
Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst. Bestimmte realisierte
Erfolgskomponenten werden, wenn sie mit dem Absatz von
Produkten in Beziehung stehen, innerhalb der Umsatzerlöse
bzw. Herstellungskosten ausgewiesen. Ergebnisse aus Zinsderivaten werden im Zinsergebnis ausgewiesen.
Unrealisierte Gewinne und Verluste, die sich bei der Zugangsbewertung eines Derivates bei Vertragsabschluss ergeben,
werden nicht erfolgswirksam erfasst. Diese Gewinne werden
abgegrenzt und systematisch über die Laufzeit des Derivates 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.
Bezüglich weiterer Informationen zu derivativen Finanzinstrumenten wird auf Textziffer 29 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 nicht enthalten; die Vorjahreszahlen werden
entsprechend bereinigt. 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 so genannten „Management Approach“ folgend
– nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt und die
intern angewandte Ergebnisgröße als Performance-Maßstab
herangezogen (vgl. Textziffer 32).
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.
Umgliederungen
Einzelne Vorjahresdaten werden an die aktuelle Darstellung
angepasst.
Neue Veröffentlichungen zur Rechnungslegung
Das FASB hat im Dezember 2004 die überarbeitete Version
des SFAS 123 (revised 2004) „Share-Based Payment“ (SFAS
123R) veröffentlicht. Für E.ON bedeutet dies, dass künftig die
Verpflichtungen aus dem virtuellen Aktienoptionsprogramm
zum Fair Value anstatt wie bisher mit dem inneren Wert zu
bilanzieren sind. Die korrespondierenden Aufwendungen
werden unverändert erfolgswirksam erfasst. Der Zeitpunkt
der Erstanwendung von SFAS 123R wurde aufgrund einer
neuen Vorschrift der SEC auf Geschäftsjahre verschoben, die
nach dem 15. Juni 2005 beginnen.
Weiterhin hat das FASB im Mai 2005 SFAS 154 „Accounting
Changes and Error Corrections – a replacement of APB Opinion
No. 20 and FASB Statement No. 3“ (SFAS 154) veröffentlicht.
Market Units
Konzernabschluss
Der Standard regelt die Berücksichtigung von freiwilligen
Bilanzierungsänderungen, die Behandlung von pflichtmäßigen Bilanzierungsänderungen aufgrund neuer Vorschriften
ohne eigene Übergangsvorschriften und die Korrektur von
Bilanzierungsfehlern. Danach sind Änderungen der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden grundsätzlich rückwirkend
auf alle veröffentlichten Vorperioden anzuwenden, soweit
dies nicht unpraktikabel ist. Änderungen der Abschreibungsmethoden bei langfristigen nicht finanziellen Vermögenswerten sind hingegen prospektiv zu erfassen. Der Standard
ist für Geschäftsjahre, die nach dem 15. Dezember 2005
beginnen, verpflichtend anzuwenden.
E.ON erwartet aus der Erstanwendung beider Standards keine wesentlichen Auswirkungen auf die Vermögens-, Finanzund Ertragslage.
Im Februar 2006 hat das FASB SFAS 155 „Accounting for
Certain Hybrid Instruments – an amendment of FASB
Statements No. 133 and 140” (SFAS 155) veröffentlicht. Der
Standard erlaubt, dass hybride Finanzinstrumente, die eingebettete Derivate enthalten und ansonsten aufzuspalten
wären, im Rahmen der Folgebewertung insgesamt mit dem
beizulegenden Zeitwert angesetzt werden dürfen. Darüber
hinaus konkretisiert SFAS 155 die Behandlung von eingebetteten Derivaten im Zusammenhang mit bestimmten verbrieften finanziellen Vermögenswerten sowie bei der Konzentration von Kreditrisiken. Außerdem werden die Restriktionen
des SFAS 140 „Accounting for Transfers and Servicing of
Financial Assets and Extinguishments of Liabilities“ (SFAS
140) für den Derivateeinsatz bei besonderen Zweckgesellschaften aufgehoben. Der Standard ist erstmals auf Geschäftsjahre, die nach dem 15. September 2006 beginnen, verpflichtend anzuwenden.
E.ON prüft derzeit die Auswirkungen aus der Erstanwendung
des Standards.
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) zu Zeitwerten 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, während nach
deutschen Rechnungslegungsvorschriften die Einbeziehung
von Fremdkapitalzinsen in die Herstellungskosten von Sachanlagen unter bestimmten Bedingungen zulässig, aber nicht
geboten ist. Nach US-GAAP werden die während der Bauzeit
von Sachanlagen angefallenen Fremdkapitalzinsen als
Bestandteil der Anschaffungskosten aktiviert und über die
erwartete Nutzungsdauer des entsprechenden Vermögensgegenstands abgeschrieben.
Entsorgungskosten
Nach US-GAAP ist für bestimmte geschätzte Kosten, die aus
Rückbau- oder Entsorgungsverpflichtungen für Gegenstände
des Sachanlagevermögens 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 Anschaffungsund Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte nicht.
Beteiligungen und Wertpapiere
Gemäß US-GAAP sind marktgängige sonstige Beteiligungen
und Wertpapiere des Anlage- und Umlaufvermögens 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 Marktwert 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 des Anlage- und Umlaufvermögens
die Anschaffungskosten als Wertobergrenze.
117
118 Anhang
Equity-Bewertung/Passiver Unterschiedsbetrag
Garantien
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.
Bestimmte Garantien sind nach US-GAAP bei Begebung mit
ihrem Marktwert zu passivieren, auch wenn eine Inanspruchnahme wenig wahrscheinlich ist. Nach HGB erfolgt eine
Rückstellungsbildung in Höhe der voraussichtlichen Zahlungsverpflichtung nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung.
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
Durch die Veränderung der Rechnungsgrundlagen bei der
Ermittlung der Pensionsrückstellungen überschreitet der
Anwartschaftsbarwert ohne Berücksichtigung zukünftiger
Gehaltssteigerungen (Accumulated Benefit Obligation) in
einigen Konzernunternehmen die erfolgswirksam gebildete
Pensionsrückstellung. Nach US-GAAP wird die Pensionsrückstellung in diesem Fall um einen zusätzlichen Rückstellungsbetrag (Additional Minimum Liability) erfolgsneutral durch
Bildung eines immateriellen Vermögensgegenstands erhöht.
Dieser zusätzliche Rückstellungsbetrag darf nicht höher sein
als die noch nicht verrechneten Mehrkosten aus Planänderungen; ein darüber hinausgehender Betrag wird bis zum
Erreichen des zusätzlichen Rückstellungsbedarfs in Höhe
des beschriebenen Anwartschaftsbarwertes mit dem Eigenkapital ergebnisneutral verrechnet. Nach den Vorschriften
des HGB werden die Dotierung und Auflösung von Pensionsrückstellungen sofort ergebniswirksam in der Gewinn- und
Verlustrechnung erfasst.
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 zugeführt werden.
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.
Weitere Abweichungen
Die sonstigen Abweichungen betreffen im Wesentlichen die
Erfassung unrealisierter Gewinne aus der Stichtagsbewertung der Fremdwährungsforderungen/-verbindlichkeiten,
derivative Finanzinstrumente, selbsterstellte immaterielle
Vermögensgegenstände, die Behandlung von Leasingverträgen sowie Unterschiede in der Behandlung von Börseneinführungs- und Fusionskosten und virtuellen Aktienoptionen.
Market Units
Konzernabschluss
(3) Konsolidierungskreis
Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im
Berichtsjahr wie folgt verändert:
Konsolidierungskreis
Inland
Ausland
Summe
197
469
666
8
49
57
Abgänge/Verschmelzungen
77
139
216
Konsolidierte Unternehmen
zum 31. Dezember 2005
128
379
507
Konsolidierte Unternehmen
zum 31. Dezember 2004
Zugänge
Die Abgänge entfallen im Wesentlichen auf die Veräußerung
von Viterra mit 42 Gesellschaften und von Ruhrgas Industries
GmbH (Ruhrgas Industries), Essen, mit 53 Gesellschaften.
Bei den zum 31. Dezember 2005 im E.ON-Konzern konsolidierten Variable Interest Entities handelt es sich um zwei Immobilien-Leasinggesellschaften, zwei gemeinschaftlich geführte
Stromerzeugungsgesellschaften und ein Unternehmen zur
Verwaltung von Beteiligungen. Nach Beendigung der vertraglichen Beziehungen zu einer Zweckgesellschaft zur Verwaltung und Veräußerung von Immobilien im August 2005, die
nun als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen wird, findet
FIN 46R bei dieser Gesellschaft keine Anwendung mehr.
Die in den E.ON-Konzern einbezogenen Zweckgesellschaften
weisen zum 31. Dezember 2005 Aktiva und Passiva in Höhe
von jeweils 795 Mio  (2004: 1.109 Mio ) sowie ein Ergebnis
von 17 Mio  (2004: 91 Mio ) vor Konsolidierung auf. Zum
31. Dezember 2004 waren Aktiva und Passiva von jeweils
344 Mio  sowie ein Ergebnis von 76 Mio  vor Konsolidierung für die im Jahr 2005 veräußerte Zweckgesellschaft ausgewiesen worden. 127 Mio  Anlagevermögen und sonstige
Vermögensgegenstände dienen als Sicherheit für Verpflichtungen aus Finanzierungsleasing und Bankkrediten.
Grundsätzlich bestehen Rückgriffsbeschränkungen für Gläubiger der konsolidierten Zweckgesellschaften gegenüber
dem Vermögen der Meistbegünstigten. Bei zwei Variable
Interest Entities gelten keine Rückgriffsbeschränkungen.
Hier haftet der Meistbegünstigte in einer Höhe von 82 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. Diese Gesellschaft verfügte zum Ende des
Geschäftsjahres 2004 über eine Bilanzsumme von 120 Mio 
und wies im Jahr 2004 ein Jahresergebnis von 29 Mio  aus.
Das maximale Verlustrisiko des E.ON-Konzerns aufgrund der
Beziehung zu dieser Variable Interest Entity beträgt rund
15 Mio . 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. 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 Beziehung zu dieser Gesellschaft ist nicht mit
wesentlichen Ergebniseffekten zu rechnen.
Im Jahr 2005 wurden insgesamt 127 inländische und 63 ausländische Unternehmen nach der Equity-Methode bewertet
(2004: 134 bzw. 78).
Unternehmenserwerbe, Veräußerungen, nicht fortgeführte
Aktivitäten und Disposal Groups werden in Textziffer 4 erläutert.
119
120 Anhang
(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. Im Geschäftsjahr 2005
war kein Erwerb als wesentlich im Sinne dieser Grundsätze
zu klassifizieren.
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
Die Unternehmenserwerbe und -veräußerungen erfolgten
grundsätzlich als Teil der Wachstumsstrategie von E.ON mit
einer Fokussierung auf die Strom- und Gasaktivitäten.
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 vorläufiger Kaufpreisaufteilung verblieb ein Goodwill in Höhe von 46 Mio . NRE
wurde zum 1. September 2005 erstkonsolidiert.
Unternehmenserwerbe im Jahr 2005
E.ON Moldova
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, erworben. Der Kaufpreis von insgesamt
rund 138 Mio  wurde entsprechend dem Vertrag im Jahr
2004 gezahlt und unter den übrigen Finanzforderungen ausgewiesen. 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.
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 noch vorläufigen
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 Mureş, 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 vorläufigen Kaufpreisaufteilung ein Goodwill in Höhe von 56 Mio .
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 (so genannte Loan Notes)
geleistet. Die Gesellschaft wurde am 1. November 2005 erstkonsolidiert. Aus der vorläufigen Kaufpreisaufteilung ergab
sich ein Goodwill in Höhe von 349 Mio . Das Unternehmen
wurde anschließend in E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited
umfirmiert.
Market Units
Konzernabschluss
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 voll konsolidiert. 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.
Veräußerungen, nicht fortgeführte Aktivitäten und
Disposal Groups im Jahr 2005
Nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2005
Im Geschäftsjahr 2005 werden unter den nicht fortgeführten
Aktivitäten gemäß SFAS 144 die Veräußerung von Viterra
und Ruhrgas Industries ausgewiesen. Weiterhin wurden die
Aktivitäten von Western Kentucky Energy Corp. (WKE),
Henderson, Kentucky, USA, der Market Unit US-Midwest als
nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert. Darüber hinaus ergaben sich im Jahr 2005 Erträge aus den nicht fortgeführten
Aktivitäten des bereits im Jahr 2002 veräußerten AluminiumSegments sowie einer im Jahr 2003 veräußerten Gesellschaft
der Market Unit US-Midwest von insgesamt 11 Mio  vor
Steuern (nach Steuern: 11 Mio ). Im Jahr 2004 resultierte aus
nicht fortgeführten Aktivitäten des ehemaligen Segments
Viterra und aus der Veräußerung des ehemaligen Segments
Öl insgesamt ein Verlust vor Steuern in Höhe von 9 Mio 
(Nachsteuerergebnis: –9 Mio ).
Pan-European Gas
Ruhrgas Industries
E.ON Ruhrgas verkaufte am 15. Juni 2005 Ruhrgas Industries,
die in den Geschäftsfeldern Gasmessung und -regelung
sowie Industriehochofenbau 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 folgenden Tabelle sind wesentliche Posten der
Gewinn- und Verlustrechnung aus nicht fortgeführten Aktivitäten des Segments Pan-European Gas dargestellt:
Gewinn- und Verlustrechnung –
Ruhrgas Industries – (Kurzfassung)
in Mio 
2005
2004
Umsatzerlöse
847
1.188
Netto-Ergebnis aus dem Abgang
606
–
–803
–1.123
650
65
–21
–35
–1
–1
628
29
Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto
Ergebnis aus nicht fortgeführten
Aktivitäten
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 Stromerzeugers (Genossenschaft) in West-Kentucky, USA, und eine
kohlegefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA.
Im November 2005 unterzeichneten E.ON U.S. und BREC eine
Absichtserklärung über eine geplante Transaktion, welche
die Beendigung des Leasingvertrags und der Betriebsvereinbarungen sowie andere damit zusammenhängende Sachverhalte umfasst. Der Vollzug der geplanten Transaktion
unterliegt jedoch der Überprüfung und Zustimmung verschiedener Aufsichtsbehörden und anderer betroffener Parteien. Vorbehaltlich dieser Zustimmung arbeiten die Parteien
auf einen Abschluss der geplanten Transaktion bis Ende 2006
hin. WKE wurde Ende Dezember 2005 als nicht fortgeführte
Aktivität klassifiziert.
121
122 Anhang
Die nachfolgenden Tabellen zeigen die wesentlichen Posten
der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung der nicht
fortgeführten WKE-Aktivitäten im Segment US-Midwest:
WKE – (Kurzfassung)
in Mio 
Umsatzerlöse
2005
2004
214
195
–
–
–466
–199
–252
–4
90
2
–162
–2
Aktivitäten
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:
Viterra – (Kurzfassung)
Der Anstieg der sonstigen Aufwendungen resultiert im
Wesentlichen aus einer aufgrund der Beendigung des Leasingvertrags erforderlichen Marktbewertung bestimmter
derivativer Finanzinstrumente, da nicht länger von einer
Erfüllung des Grundgeschäfts auszugehen ist.
Umsatzerlöse
Anlagevermögen
212
Umlaufvermögen und übrige Aktiva
469
Summe Vermögensgegenstände
681
Schulden
831
2004
453
978
2.406
–
–282
–595
2.577
383
–19
–64
–
–25
2.558
294
31. Dezember 2005
2005
Wesentliche Bilanzposten –
WKE – (Kurzfassung)
in Mio 
in Mio 
Aktivitäten
Market Units
Konzernabschluss
Unternehmenserwerbe im Jahr 2004
Wesentliche Unternehmenserwerbe im Jahr 2004
Central Europe
JME/JCE
UK
Midlands Electricity
E.ON UK hatte am 16. Januar 2004 die Übernahme von 100 Prozent der Anteile an dem britischen Stromverteiler Midlands
Electricity plc (Midlands Electricity), Worcester, Großbritannien, vollzogen. Der Kaufpreis einschließlich Anschaffungsnebenkosten betrug 1.706 Mio  (1.180 Mio GBP), wovon
55 Mio  an die Anteilseigner und 881 Mio  an Anleihegläubiger gezahlt wurden. Darüber hinaus wurden Finanzschulden im Gegenwert von 856 Mio  übernommen. Den Zahlungen an die Anteilseigner standen erworbene liquide Mittel
in Höhe von 86 Mio  gegenüber. Die Gesellschaft wurde
zum 16. Januar 2004 erstkonsolidiert.
Im Folgenden sind die wesentlichen Bilanzposten von Midlands Electricity zum Erwerbszeitpunkt dargestellt:
Midlands Electricity – (Kurzfassung)
in Mio 
Goodwill
Sachanlagevermögen
Finanzanlagevermögen
Umlaufvermögen
Übrige Aktiva
Rückstellungen
Verbindlichkeiten
Übrige Passiva
Summe Schulden
Netto-Reinvermögen
Weitere Unternehmenserwerbe im Jahr 2004
16. Januar
2004
10
Im Jahr 2003 wurde bereits die Mehrheit an zwei tschechischen Regionalversorgern, Jihomoravská energetika a.s.
(JME), Brno, und Jihočeská energetika a.s. (JCE), České
Bud ějovice, beide in der Tschechischen Republik, für insgesamt 207 Mio  erworben, und die beiden Gesellschaften
wurden zum 1. Oktober 2003 erstkonsolidiert. Im Dezember
2004 wurden weitere Anteile an JME und JCE erworben;
durch diese Transaktionen wurden die zum 1. Januar 2004
bestehenden Beteiligungen an JME in Höhe von 85,7 Prozent
auf 99 Prozent und an JCE von 84,7 Prozent auf 98,7 Prozent
erhöht. Die Anschaffungskosten im Jahr 2004 betrugen
81 Mio .
Durch den Erwerb sämtlicher Minderheitenanteile in 2005
wurden die Anteilsquoten für beide Gesellschaften auf
100 Prozent aufgestockt. Die Anschaffungskosten für die in
2005 erworbenen Anteile betrugen 5 Mio . Die Geschäftstätigkeit von JCE und JME wurde nachfolgend auf die Gesellschaften E.ON Distribuce a.s., E.ON Česká republika a.s. und
E.ON Energie a.s., ebenfalls mit Sitz in České Bud ějovice,
Tschechische Republik, übertragen.
473
1.745
34
Für die in den Jahren 2004 und 2005 erworbenen Anteile
verblieb nach Kaufpreisaufteilung kein Goodwill.
197
20
2.479
178
1.911
335
2.424
55
E.ON Bayern
Die Hauptversammlung der E.ON Bayern AG (E.ON Bayern),
Regensburg, hatte im Juni 2003 E.ON Energie ermächtigt, im
Rahmen eines Squeeze-out-Verfahrens die noch ausstehenden Anteile von Minderheitsgesellschaftern zu erwerben. Im
Jahr 2004 entstanden im Zusammenhang mit der Übernahme der restlichen E.ON Bayern-Aktien Anschaffungskosten in
Höhe von 189 Mio , davon 165 Mio  aus der Hingabe von
Aktien der E.ON AG. Der hieraus resultierende Goodwill
betrug 148 Mio .
Nach Beendigung aller gegen das Squeeze-out-Verfahren
gerichteten Anfechtungsklagen wurde der Squeeze-out in
das Handelsregister im Juli 2004 eingetragen. Danach beläuft
sich die Beteiligungsquote auf 100 Prozent.
123
124 Anhang
Pan-European Gas
Thüga
Auf der außerordentlichen Hauptversammlung der Thüga
Aktiengesellschaft (Thüga), München, am 28. November 2003
war beschlossen worden, dass E.ON AG die restlichen Aktien
der Minderheitsaktionäre im Rahmen eines Squeeze-out-Verfahrens erwirbt. Im Mai 2004 wurde das Squeeze-out-Verfahren für die noch ausstehenden Anteile von 3,4 Prozent an
Thüga abgeschlossen und in das Handelsregister eingetragen, sodass sich die Beteiligungsquote im E.ON-Konzern
somit zum 31. Dezember 2004 auf 100 Prozent belief. Zum
Kaufpreis von 223 Mio , einschließlich der Anschaffungsnebenkosten, wurden die restlichen 2,9 Mio Aktien erworben.
Aus der Erstkonsolidierung dieser Anteile ergab sich ein
Goodwill von 106 Mio .
Nordic
Graninge
E.ON Sverige erhöhte im ersten Halbjahr 2004 ihre Beteiligung an Graninge AB (Graninge), Sollefteå, Schweden, durch
den Erwerb der restlichen Anteile in drei Tranchen zu einem
Kaufpreis von 307 Mio  (2,82 Mrd SEK) von 79 Prozent zum
1. Januar 2004 auf 100 Prozent. Aus der Kaufpreisverteilung für
diese restlichen Anteile ergab sich ein Goodwill von 76 Mio .
In 2003 hatte E.ON ihre bereits zum 1. Januar 2003 bestehende Beteiligung an Graninge in Höhe von 36,3 Prozent nach
Erteilung der kartellrechtlichen Genehmigung bis zum 31. Dezember 2003 auf 79 Prozent erhöht. Nach schwedischem
Börsenrecht war im Anschluss an diesen Mehrheitserwerb
im November 2003 den verbliebenen Minderheitsaktionären
ein bis zum 16. Januar 2004 befristetes öffentliches Übernahmeangebot zu unterbreiten. Zum 31. Dezember 2004 belief
sich der Goodwill für die 100-Prozent-Beteiligung an Graninge
auf 233 Mio .
Veräußerungen, nicht fortgeführte Aktivitäten und
Nordic
Graninge
E.ON hatte sich im Jahr 2004 mit dem norwegischen Energieversorger Statkraft SF (Statkraft SF), Oslo, Norwegen, grundsätzlich über einen Verkauf eines Teils der Erzeugungskapazitäten aus Wasserkraft, die E.ON im Rahmen der GraningeAkquisition erworben hatte, verständigt.
Am 1. Juli 2005 hatten E.ON Sverige und Statkraft AS (Statkraft AS), Oslo, Norwegen, eine entsprechende Vereinbarung
unterzeichnet. Der Kaufpreis betrug rund 480 Mio  (4,46 Mrd
SEK). Statkraft AS übernahm die Kraftwerke im Oktober
2005. Da die Vermögensgegenstände und Schulden im Rahmen der Kaufpreisverteilung nach dem Erwerb von Graninge
zu Zeitwerten angesetzt worden waren, wurde aus der
Weiterveräußerung der Disposal Group kein wesentlicher
Ergebniseffekt realisiert.
Die nachfolgende Tabelle zeigt wesentliche von der Transaktion betroffene Bilanzposten, die in der Konzernbilanz zum
31. Dezember 2004 in den Positionen „Vermögen/Schulden
der abzugebenden Aktivitäten“ ausgewiesen worden sind.
Disposal Group Wasserkrafterzeugung
Graninge – (Kurzfassung)
in Mio 
Anlagevermögen
Umlaufvermögen und übrige Aktiva
Schulden
Netto-Reinvermögen
31. Dezember
2004
553
–
553
54
499
Market Units
Konzernabschluss
(5) Herstellungs- und Anschaffungskosten der
umgesetzten Lieferungen und Leistungen
Herstellungs- und Anschaffungskosten der
umgesetzten Lieferungen und Leistungen
Die nebenstehende Tabelle zeigt die Herstellungs- und
Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen der einzelnen Segmente:
2005
2004
Central Europe
16.933
13.813
Pan-European Gas
13.588
9.017
UK
8.166
6.365
Nordic
2.080
1.924
US-Midwest
1.487
1.088
in Mio 
Corporate Center
–1.467
–766
40.787
31.441
–
–
40.787
31.441
Summe
(6) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen
Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt
zusammen:
Sonstige betriebliche Erträge
2005
2004
Erträge aus der Auflösung von
Rückstellungen
206
424
Erträge aus dem Abgang von
Gegenständen des Anlagevermögens
in Mio 
125
583
Erträge aus derivativen
Finanzinstrumenten
3.318
1.901
Erträge aus Währungskursdifferenzen
2.622
2.154
103
116
Erträge aus sonstigen Lieferungen
und Leistungen
Erträge aus Verwässerungsgewinnen
nach SAB 51
31
–
Übrige
1.164
937
Summe
7.569
6.115
In den sonstigen betrieblichen Erträgen sind periodenfremde Erträge in Höhe von 400 Mio  (2004: 472 Mio ) enthalten.
Die Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen betreffen
vornehmlich noch nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen sowie den Personalbereich. Diese Rückstellungen
waren jeweils aufzulösen, da eine Inanspruchnahme nach
jeweiligem Ermessen nicht wahrscheinlich war. Die Rückstellungsauflösungen des Vorjahres betrafen überwiegend Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften und nicht abgerechnete Leistungen.
Die Erträge aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens beinhalteten im Vorjahr im Wesentlichen Erträge
aus der Veräußerung von Anteilen an EWE Aktiengesellschaft (EWE), Oldenburg, und Verbundnetz Gas AG (VNG),
Leipzig, (insgesamt 317 Mio ), dem Verkauf von 3,6 Prozent
der Anteile an der Degussa AG (51 Mio ), der Veräußerung
von Anteilen an Union Fenosa (26 Mio ) sowie weiteren
Verkäufen von Beteiligungen der Market Unit Central Europe
(57 Mio ).
125
126 Anhang
Die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen
die Marktbewertung und realisierte Erträge von Derivaten
nach SFAS 133.
In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 256 Mio  (2004:
202 Mio ) enthalten.
Die realisierten Erträge aus Währungsderivaten und die
erfolgswirksamen Währungskurseffekte aus Fremdwährungstransaktionen werden unter den Erträgen aus Währungskursdifferenzen ausgewiesen.
Die Zuführungen zu Rückstellungen betreffen im Jahr 2005
vor allem noch nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen, während im Jahr 2004 vorrangig der Personalbereich
betroffen war.
Aus der Veräußerung von Anteilen der E.ON Avacon AG (E.ON
Avacon), Helmstedt, ergab sich ein Gewinn gemäß SAB 51 in
Höhe von 31 Mio .
Die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten
betreffen die Marktbewertung sowie realisierte Aufwendungen von Derivaten nach SFAS 133.
Im Jahr 2005 sind in den übrigen sonstigen betrieblichen
Erträgen in Höhe von 490 Mio  (2004: 337 Mio ) Erträge
aus dem Verkauf von Wertpapieren des Umlaufvermögens
enthalten. Darüber hinaus wird hier der Ertrag von 90 Mio 
aus der Verringerung der Beteiligungsquote an TEAG im
Zuge der Bündelung der Strom- und Gasaktivitäten in Thüringen in ETE ausgewiesen. Weiterhin umfasst die Position vor
allem Auflösungen von Wertberichtigungen, Miet- und Pachterträge, Schrott- und Materialverkäufe sowie vereinnahmte
Schadensersatzleistungen.
Die realisierten Aufwendungen aus Währungsderivaten und
die erfolgswirksamen Währungskurseffekte aus Fremdwährungstransaktionen werden unter den Aufwendungen aus
Währungskursdifferenzen ausgewiesen.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen umfassen die
nicht den Funktionsbereichen Herstellung, Vertrieb und Verwaltung zurechenbaren Aufwendungen und setzen sich folgendermaßen zusammen:
Sonstige betriebliche Aufwendungen
in Mio 
Zuführungen zu Rückstellungen
Verluste aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens
2005
2004
176
201
52
121
Aufwendungen aus derivativen
Finanzinstrumenten
2.372
1.316
Aufwendungen aus
Währungskursdifferenzen
2.484
2.463
57
78
Sonstige Steuern
Abschreibungen auf Gegenstände des
Umlaufvermögens
Übrige
Summe
38
31
695
544
5.874
4.754
In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind
im Wesentlichen Verluste aus dem Verkauf von Wertpapieren
des Umlaufvermögens in Höhe von 95 Mio  (2004: 131 Mio )
sowie externe Prüfungs- und Beratungskosten in Höhe von
168 Mio  (2004: 154 Mio ) enthalten.
Market Units
Konzernabschluss
(7) Finanzergebnis
Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:
Finanzergebnis
in Mio 
Erträge aus Beteiligungen
davon aus verbundenen Unternehmen: 33 (2004: 32)
2005
2004
203
185
Erträge aus Gewinnabführungsverträgen
3
5
Erträge aus at equity bewerteten Unternehmen
778
817
–345
–168
Aufwendungen aus at equity bewerteten Unternehmen
davon aus verbundenen Unternehmen: –96 (2004: –54)
Aufwendungen aus Verlustübernahmen
davon aus verbundenen Unternehmen: –1 (2004: –8)
–3
–10
Abschreibungen auf Beteiligungen
–29
–77
Beteiligungsergebnis
607
752
Erträge aus anderen Wertpapieren
45
36
Erträge aus Ausleihungen des Finanzanlagevermögens
31
43
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge
971
536
Zinsen und ähnliche Aufwendungen
davon an verbundene Unternehmen: –8 (2004: –5)
davon SFAS 143 Aufzinsung: –511 (2004: –499)
–1.783
–1.677
–736
–1.062
Zinsergebnis
Abschreibungen auf Wertpapiere und Ausleihungen
Finanzergebnis
In den Aufwendungen aus at equity bewerteten Unternehmen
hat sich im Geschäftsjahr 2005 vor allem die von Degussa
vorgenommene Wertberichtigung auf den Geschäftsbereich
Feinchemie ausgewirkt. Über die Beteiligung von E.ON an
Degussa in Höhe von 42,9 Prozent ergab sich aus der EquityBewertung eine Belastung in Höhe von 215 Mio . Hierin
enthalten ist der anteilige Verlust aus der Wertberichtigung
auf den Geschäftsbereich Feinchemie mit 347 Mio . In den
Erträgen aus at equity bewerteten Unternehmen war im
Vorjahr ein Ertrag aus der Equity-Bewertung der Degussa
in Höhe von 107 Mio  enthalten.
Im Wesentlichen haben Wertberichtigungen aktiver latenter
Steuern im Abschluss einer weiteren Equity-Gesellschaft
des Corporate Centers im Jahr 2005 zu Aufwendungen aus
at equity bewerteten Unternehmen aus der Fortschreibung
dieser Beteiligung von 96 Mio  geführt.
–45
–54
–174
–364
Zudem sind in den Aufwendungen aus at equity bewerteten
Unternehmen 1 Mio  (2004: 86 Mio ) außerplanmäßige
Abschreibungen auf Firmenwerte aus der Equity-Bewertung
enthalten.
Die Verbesserung des Zinsergebnisses im Berichtsjahr ist insbesondere auf eine Verbesserung der Finanzposition zurückzuführen. Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten
Fremdkapitalzinsen in Höhe von 24 Mio  (2004: 20 Mio )
vermindert.
Im Zinsergebnis sind im Saldo 30 Mio  (2004: 31 Mio )
Zinsaufwendungen aus Finanzbeziehungen zu assoziierten
Unternehmen und übrigen Beteiligungen enthalten.
127
128 Anhang
(8) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
Für die Geschäftsjahre 2005 und 2004 setzen sich die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der
latenten Steuern wie folgt zusammen:
in Mio 
2005
2004
Laufende Ertragsteuern
1.081
952
Inländische Gewerbesteuer
416
446
Ausländische Ertragsteuern
381
395
Inländische Körperschaftsteuer
Sonstige
Summe
–
–1
1.878
1.792
Latente Steuern
Inland
Ausland
Summe
Steuern vom Einkommen und
vom Ertrag
–4
92
402
–34
398
58
2.276
1.850
Der Anstieg des Steueraufwandes um 426 Mio  im Vergleich
zum Vorjahr beruht im Wesentlichen auf folgenden Sachverhalten: Operative Ergebnisverbesserungen und ein geringerer Anteil steuerfreier Erträge führten zu einem Anstieg der
laufenden Ertragsteuern um 86 Mio . Der Anstieg der ausländischen latenten Steuern resultiert insbesondere aus der
im Vergleich zum Vorjahr gestiegenen stichtagsbezogenen
Marktbewertung von Energiederivaten der Market Unit UK.
Mit dem im Jahr 2003 in Kraft getretenen Steuervergünstigungsabbaugesetz wurden die gesetzlichen Regelungen für
die Inanspruchnahme des Körperschaftsteuerguthabens
geändert, das noch aus dem bis zum Jahr 2001 gültigen körperschaftsteuerlichen Anrechnungsverfahren resultiert. Die
Änderungen umfassen insbesondere den Ausschluss der
Körperschaftsteuerminderung für Gewinnausschüttungen,
die nach dem 11. April 2003 und vor dem 1. Januar 2006
erfolgen. Dies führte bei der im Geschäftsjahr durchgeführten
Dividendenausschüttung in Höhe von 1.549 Mio  (2004:
1.312 Mio ) letztmals zu einer steuerlichen Mehrbelastung
von rund 258 Mio  (2004: 219 Mio ).
Für den Unterschied zwischen dem Nettovermögen und dem
steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen wurden im Vorjahr passive latenten
Steuern in Höhe von 330 Mio  ausgewiesen. Zum Stichtag
beträgt die passive latente Steuer 436 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 deshalb
die Ermittlung latenter Steuern hierfür nicht praktikabel ist.
Steuersatzänderungen im Ausland führten insgesamt zu
einem latenten Steueraufwand in Höhe von 4 Mio . Im Vorjahr ergab sich entsprechend ein latenter Steuerertrag in
Höhe von 10 Mio .
Vor dem Hintergrund der positiven Entwicklung in drei
Musterprozessen vor deutschen Finanzgerichten wurde 2001
eine Steuerrückstellung aufgelöst, die in der Vergangenheit
für mögliche Mehrbelastungen aufgrund von vororganschaftlich verursachten Mehrabführungen von ehemals gemeinnützigen Wohnungsunternehmen gebildet worden war.
Der Bundesfinanzhof (BFH) hat im Dezember 2002 die Entscheidungen der Vorinstanz bestätigt. Der BFH-Rechtsprechung aus Dezember 2002 folgend, hat die Finanzverwaltung
im Geschäftsjahr 2004 die erlassenen Körperschaftsteuerbescheide für Vorjahre entsprechend geändert. Hieraus resultierten im Jahr 2004 Steuererstattungen in Höhe von 351 Mio .
Für Wirtschaftsjahre, die nach dem 31. Dezember 2003
enden, ist bei vororganschaftlichen Mehr- und Minderabführungen nunmehr die gesetzliche Neuregelung des § 14 Abs. 3
Körperschaftsteuergesetz (KStG) in der Fassung des Richtlinien-Umsetzungsgesetzes (EURLUmsG) vom 9. Dezember
2004 anzuwenden. Danach sind Mehrabführungen, die ihre
Ursache in steuerlich relevanten Sachverhalten aus der Zeit
vor Abschluss des Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrages haben, nicht mehr als Gewinnabführung, sondern
als Gewinnausschüttung zu behandeln und insoweit zu 5 Prozent steuerpflichtig. Entsprechende Minderabführungen gelten als Einlage des Organträgers in die Organgesellschaft.
Die Steuergesetzänderung führte im Geschäftsjahr zu einem
Steuerertrag in Höhe von 9 Mio  (2004: Steueraufwand
152 Mio ) einschließlich eines latenten Steuerertrags in Höhe
von 20 Mio  (2004: latenter Steueraufwand 87 Mio ).
Market Units
Konzernabschluss
Die Unterschiede zwischen dem für 2005 in Deutschland geltenden Körperschaftsteuersatz von 25 Prozent (2004: 25 Prozent) und dem effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt
herleiten:
Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz
2005
2004
in Mio 
%
in Mio 
%
1.802
25,0
1.588
25,0
Deutsche Gewerbesteuer; nach Körperschaftsteuer
475
6,6
433
6,8
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen
165
2,3
164
2,6
Änderungen der Wertberichtigung
109
1,5
–202
–3,2
4
0,1
142
2,2
–218
–3,0
–343
–5,4
–46
–0,7
–122
–1,9
–15
–0,2
190
3,0
2.276
31,6
1.850
29,1
Körperschaftsteuer
Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts
Steuereffekte auf:
steuerfreies Einkommen
Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen
Sonstiges
Effektiver Steueraufwand/-satz
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 unten stehenden Tabelle dargestellten aktiven und passiven latenten Steuern zum 31. Dezember 2005 und 2004:
Aktive und passive latente Steuern
31. Dezember
Steueraufwand aus nicht
in Mio 
2005
2004
2005
2004
41
167
Viterra
19
64
Sachanlagen
624
376
Ruhrgas Industries
21
35
Finanzanlagen
383
518
WKE
–90
–2
Vorräte
Summe
–50
97
Forderungen
in Mio 
Das Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit teilt sich
auf das In- und Ausland wie folgt auf:
7
14
178
343
Rückstellungen
4.753
4.165
Verbindlichkeiten
2.421
1.250
891
1.089
Verlustvorträge
Steuergutschriften
Sonstige
Zwischensumme
in Mio 
2005
2004
Inland
3.526
3.553
Ausland
3.682
2.802
Summe
7.208
6.355
33
34
269
440
9.600
8.396
–573
-509
9.027
7.887
1.030
700
Sachanlagen
6.609
6.155
Finanzanlagen
2.312
1.114
Wertberichtigung
Summe
Passive latente Steuern
94
98
Forderungen
2.401
1.934
Rückstellungen
Vorräte
1.167
1.086
Verbindlichkeiten
911
1.149
Sonstige
844
705
Summe
15.368
12.941
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
–6.341
–5.054
129
130 Anhang
Von den ausgewiesenen passiven latenten Steuern auf
Finanzanlagen entfallen 1.137 Mio  (2004: 317 Mio ) auf
die Marktbewertung von übrigen Beteiligungen. Davon sind
1.120 Mio  (2004: 299 Mio ) erfolgsneutral im Eigenkapital
(Other Comprehensive Income) gebildet worden.
Die latenten Steuern stellen sich in der Konzernbilanz wie
folgt dar:
Nettobetrag der aktiven und passiven latenten Steuern
31. Dezember 2005
31. Dezember 2004
Summe
Davon
langfristig
Summe
Davon
langfristig
2.652
2.269
2.060
1.865
Wertberichtigung
–573
–563
–509
–506
2.079
1.706
1.551
1.359
in Mio 
Nettobetrag der aktiven latenten Steuern
Abzüglich passive latente Steuern
Aktive/Passive (–) latente Steuern, netto
Im Rahmen des Erwerbes von Caledonia ergaben sich zum
31. Dezember 2005 aus der Kaufpreisverteilung 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 Kaufpreisverteilungen der Erwerbe von Distrigaz, NRE
Energie, Varna und Enfield führten am 31. Dezember 2005
insgesamt zu einem Ansatz von 56 Mio  passiven latenten
Steuern.
Durch den Erwerb von Midlands Electricity ergaben sich im
Vorjahr aus der Kaufpreisverteilung passive latente Steuern
in Höhe von 274 Mio .
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 ausreicht. Für den Teil der aktiven latenten Steuern,
für den diese Annahmen nicht zutreffen, wurde eine Wertberichtigung vorgenommen.
8.420
7.929
6.605
5.779
–6.341
–6.223
–5.054
–4.420
Die steuerlichen Verlustvorträge am Jahresende setzen sich
wie folgt zusammen:
Steuerliche Verlustvorträge
31. Dezember
in Mio 
2005
2004
Inländische Verlustvorträge
2.907
4.487
Ausländische Verlustvorträge
1.220
1.158
Summe
4.127
5.645
Seit dem 1. Januar 2004 sind Verlustvorträge unter Berücksichtigung eines Sockelbetrages 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 52 Mio 
im Jahr 2006, 29 Mio  in dem Zeitraum von 2007 bis 2010,
508 Mio  verfallen nach 2010 und 631 Mio  haben keine
Verfallzeiten.
Die Steuergutschriften in Höhe von 37 Mio  betreffen ausschließlich das Ausland. Von den Steuergutschriften verfallen
7 Mio  zwischen 2007 und 2010, 15 Mio  nach 2010 und
15 Mio  haben keine Verfallzeiten.
Market Units
Konzernabschluss
(9) Konzernfremden Gesellschaftern zustehendes
Ergebnis
Der den konzernfremden Gesellschaftern zustehende Anteil
am Jahresergebnis betrifft mit 584 Mio  (2004: 533 Mio )
den Anteil am Jahresüberschuss und mit 31 Mio  (2004:
55 Mio ) den Anteil am Jahresfehlbetrag voll konsolidierter
Tochterunternehmen.
(10) Personalbezogene Angaben
den Arbeitgeber und dem Vorzugspreis der ausgegebenen
Belegschaftsaktien wird 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 18 gegeben.
Personalaufwand
Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:
Personalaufwand
in Mio 
2005
2004
Löhne und Gehälter
3.232
2.933
553
504
Soziale Abgaben
Aufwendungen für Altersversorgung
und für Unterstützung
davon für Altersversorgung: 744
(2004: 734)
Summe
794
755
4.579
4.192
Im Jahr 2005 wurden für die Ausgabe von Belegschaftsaktien
im Konzern über die Börse insgesamt 308.555 Aktien bzw.
0,04 Prozent der Aktien der E.ON AG (2004: 211.815 bzw.
0,03 Prozent) zu einem durchschnittlichen Anschaffungspreis
von 76,03  (2004: 58,08 ) je Aktie erworben, die zu Vorzugspreisen zwischen 35,01  und 64,04  (2004: zwischen 29,68 
und 53,31 ) an die Mitarbeiter weitergegeben wurden. Der
Unterschiedsbetrag zwischen dem Anschaffungspreis durch
Seit dem Geschäftsjahr 2003 besteht bei der Market Unit UK
ein Belegschaftsaktienprogramm auf Aktien der E.ON AG.
Arbeitnehmer erhalten damit die Möglichkeit, E.ON-Aktien 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.
Virtuelles Aktienoptionsprogramm der E.ON AG
Der E.ON-Konzern hat erstmals 1999 ein virtuelles Aktienoptionsprogramm (Stock Appreciation Rights oder SAR) aufgelegt, das auf Aktien der E.ON AG basiert. Im Jahr 2005 wurde
das Programm durch die Ausgabe einer siebten Tranche
fortgesetzt.
Nachdem die erste Tranche (1999 bis 2003) im Jahr 2002 vollständig ausgeübt wurde, bestanden im Geschäftsjahr 2005
noch folgende Verpflichtungen aus der zweiten bis siebten
Tranche:
Stock Appreciation Rights der E.ON AG
Ausgabedatum
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
65,35
49,05
42,11
54,95
62,95
48,35
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
Basiskurs (in )
Ausübungsschwelle (Kursanstieg gegenüber
Basiskurs in %)
10
10
10
10
20
20
Ausübungsschwelle (Mindestkurs in )
71,89
53,96
46,32
60,45
75,54
58,02
Innerer Wert zum 31. Dezember 2005 (in )
22,04
38,34
45,28
32,44
24,44
39,04
Maximaler Ausübungsgewinn (in )
65,35
49,05
–
–
–
–
2,9
2,4
0,6
0,2
0,1
0,1
31,8
92,7
27,8
7,7
3,9
0,5
0,1
1,2
49,9
8,5
15,1
3,3
31,9
70,2
15,4
6,4
13,6
0,2
Restbestand SAR zum 31. Dezember 2005 (in Mio)
Rückstellung zum 31. Dezember 2005 (in Mio )
Ausübungsgewinne im Geschäftsjahr 2005 (in Mio )
Aufwand im Geschäftsjahr 2005 (in Mio )
131
132 Anhang
Teilnehmer am SAR-Programm der E.ON AG sind alle Vorstandsmitglieder der E.ON AG sowie bestimmte Führungskräfte der E.ON AG und der Market Units.
Voraussetzung für die Gewährung von SAR ist der Besitz
einer bestimmten Anzahl von Aktien der E.ON AG, die bis
zum Verfallstag bzw. bis zur vollständigen Ausübung der ausgegebenen SAR gehalten werden müssen.
Die SAR können von den Berechtigten nach Ablauf der
Sperrfrist von zwei Jahren bis zum Ende der Laufzeit insgesamt oder teilweise in bestimmten Ausübungszeiträumen,
für jeweils vier Wochen nach Veröffentlichung eines
Zwischenberichts oder Konzernabschlusses der E.ON AG,
ausgeübt werden. Die Laufzeit der Optionen ist auf insgesamt 7 Jahre beschränkt.
Die Ausübung ist an zwei Bedingungen geknüpft:
• Die Kursentwicklung der Aktie der E.ON AG hat zwischen
Ausgabe und Ausübung der SAR die Kursentwicklung
des „Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR)“ an
mindestens zehn aufeinander folgenden Handelstagen
übertroffen, und
• der Aktienkurs der E.ON AG liegt bei Ausübung mindestens 10,0 Prozent (zweite und dritte Tranche 20,0 Prozent) über dem Basiskurs.
Die am letzten Ausübungstag der jeweiligen Tranche nicht
ausgeübten SAR gelten automatisch als an diesem Tag ausgeübt, sofern die Ausübungsbedingungen erfüllt sind. Andernfalls verfallen die Rechte aus den SAR.
Der Berechtigte erhält bei Ausübung von SAR eine Barvergütung. Bei der Berechnung dieser Vergütung werden mögliche
Verwässerungseffekte infolge von Kapitalmaßnahmen und
außerordentlichen Dividendenzahlungen zwischen Ausgabe
und Ausübung der Optionen berücksichtigt.
Der Ausübungsgewinn 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
festgelegt.
Der Basiskurs entspricht seit der vierten Tranche dem Mittelwert der XETRA-Schlusskurse der E.ON-Aktie im Dezember
des Vorjahres. Bei den Tranchen zwei und drei entspricht der
Basiskurs dem Aktienkurs bei Ausgabe.
Die ausgegebenen SAR sind nicht übertragbar und können
bei Ausscheiden des Berechtigten aus dem Konzern entweder gemäß den Optionsbedingungen zum nächstmöglichen
Termin oder unter bestimmten Voraussetzungen vorzeitig
ausgeübt werden. Bei Ausscheiden auf Wunsch des Berechtigten verfallen die SAR, sofern die Sperrfrist noch nicht
überschritten ist oder der nächstmögliche Ausübungstermin
nicht wahrgenommen wird.
Im Geschäftsjahr 2005 wurden 3.432.309 SAR der Tranchen
zwei bis fünf planmäßig ausgeübt. Darüber hinaus wurden
140.004 SAR der Tranchen zwei bis sieben in Übereinstimmung mit den Optionsbedingungen außerplanmäßig ausgeübt. 39.000 SAR sind verfallen. Die Summe der Ausübungsgewinne für die Begünstigten betrug 78,1 Mio . Die inneren
Werte der zweiten bis siebten Tranche sind in der Tabelle auf
Seite 131 ausgewiesen. Entsprechend wurde die Rückstellung auf 164,4 Mio  erhöht. Der Gesamtaufwand für den
Aktienoptionsplan betrug im Geschäftsjahr 2005 insgesamt
137,7 Mio .
Market Units
Konzernabschluss
Der Bestand an SAR aus dem Programm der E.ON AG hat
sich seit 2002 wie folgt entwickelt:
Entwicklung des SAR-Programms der E.ON AG
Anzahl der Optionen
7. Tranche
6. Tranche
5. Tranche
Bestand 1. Januar 2002
–
–
Ausgegeben 2002
–
–
Ausgeübt 2002
–
Verfallen 2002
Veränderungen des Konsolidierungskreises
4. Tranche
3. Tranche
2. Tranche
–
–
1.822.620
1.345.800
–
1.646.419
–
–
–
–
–
–
220.150
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–504.720
–301.000
Bestand 31. Dezember 2002
–
–
–
1.646.419
1.317.900
824.650
Ausgegeben 2003
–
–
2.549.188
15.000
–
–
Ausgeübt 2003
–
–
9.902
–
–
–
Verfallen 2003
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–46.000
–17.000
–26.800
–
–
2.539.286
1.615.419
1.300.900
797.850
Ausgegeben 2004
–
2.653.847
12.107
–
–
–
Ausgeübt 2004
–
6.666
49.000
805.533
–
605.350
Verfallen 2004
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
2.647.181
2.502.393
809.886
1.300.900
192.500
Ausgegeben 2005
2.904.949
17.297
–
–
–
–
Ausgeübt 2005
7.521
55.983
1.860.682
503.477
983.650
161.000
Verfallen 2005
12.000
20.000
–
–
7.000
–
–
–170.500
–28.000
–67.500
–151.500
–19.000
2.885.428
2.417.995
613.711
238.909
158.750
12.500
99,3
90,5
24,0
14,4
8,7
0,9
–
–
613.711
238.909
158.750
12.500
Bestand 31. Dezember 2005 (in %)
Ausübungsfähige SAR zum Jahresende
Die Veränderungen des Konsolidierungskreises betreffen im
Jahr 2005 die nicht fortgeführten Aktivitäten Viterra und
Ruhrgas Industries. Die prozentuale Angabe des verbliebenen Bestandes zum 31. Dezember 2005 bezieht sich auf die
Anzahl der insgesamt in der entsprechenden Tranche ausgegebenen SAR. Zum Bilanzstichtag waren die SAR der sechsten und siebten Tranche planmäßig nicht ausübungsfähig,
weil die Sperrfristen noch nicht abgelaufen waren.
133
134 Anhang
(11) Sonstige Angaben
Mitarbeiter
Im Berichtsjahr beschäftigte die Gesellschaft durchschnittlich 75.173 Mitarbeiter (2004: 61.309). Dabei sind 2.174 (2004:
2.063) Auszubildende nicht berücksichtigt. Nach Segmenten
setzt sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:
Materialaufwand
Der Materialaufwand betrug 35.364 Mio  (2004: 27.791 Mio ).
Sonstige Steuern
Mitarbeiter
2005
2004
Central Europe
42.835
37.509
Pan-European Gas
11.025
3.982
UK
12.106
10.453
Nordic
5.766
5.908
US-Midwest
3.007
3.039
Corporate Center
Summe
434
418
75.173
61.309
–
–
75.173
61.309
Die sonstigen Steuern betrugen insgesamt 57 Mio  (2004:
78 Mio ) und betrafen sowohl im Berichts- als auch im Vorjahr vor allem Grundsteuern sowie Grunderwerbsteuern.
Deutscher Corporate Governance Kodex
Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON AG haben die nach § 161
AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 19. Dezember 2005 abgegeben und den Aktionären durch Veröffentlichung auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com)
dauerhaft zugänglich gemacht.
Honorare und Dienstleistungen des Abschlussprüfers
Für die in den Geschäftsjahren 2005 und 2004 erbrachten
Dienstleistungen des Abschlussprüfers, PricewaterhouseCoopers (PwC), sind folgende Honorare angefallen:
Honorare des Abschlussprüfers
in Mio 
2005
2004
Prüfung
davon Abschlussprüfung: 26 (2004: 26)
40
41
Sonstige Bestätigungsleistungen
10
11
Steuerberatung
1
2
Übrige Leistungen
1
5
52
59
Summe
Market Units
Konzernabschluss
Die Honorare für Prüfung umfassen vor allem die unter der
Kategorie „Abschlussprüfung“ ausgewiesenen Honorare für
die Prüfung des Konzernabschlusses und der gesetzlich vorgeschriebenen Abschlüsse der E.ON AG und ihrer verbundenen Unternehmen; des Weiteren sind unter „Abschlussprüfung“ auch die Honorare für Prüfungsleistungen im Zusammenhang mit der nach dem Sarbanes-Oxley Act (Section
404) erforderlichen Dokumentation der internen Kontrollen
ausgewiesen. Die übrigen nicht in der Kategorie „Abschlussprüfung“ enthaltenen Prüfungshonorare betreffen sonstige
Bestätigungsleistungen, insbesondere im Zusammenhang
mit der prüferischen Durchsicht der Zwischenabschlüsse und
der Erfüllung von Einreichungspflichten bei Behörden und
der Einhaltung anderer gesetzlicher Bestimmungen, sowie
für Prüfungen von IT- sowie internen Kontroll-Systemen und
Risikomanagement-Systemen.
Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen betreffen
vor allem Bestätigungen im Rahmen des Übergangs auf die
Rechnungslegung nach den International Financial Reporting Standards (IFRS), der Einführung von IT- und internen
Kontroll-Systemen sowie 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 sonstige Leistungen betreffen im Wesentlichen fachbezogene Schulungsmaßnahmen sowie im Vorjahr zusätzlich die projektbegleitende fachliche Unterstützung im Zusammenhang mit der Einführung des SarbanesOxley Act (Section 404).
(12) Ergebnis je Aktie
Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird
wie folgt berechnet:
Ergebnis je Aktie
in Mio 
2005
2004
4.379
4.027
Aktivitäten
3.035
312
Ergebnis aus der Erstanwendung
neuer US-GAAP-Vorschriften
–7
–
7.407
4.339
659
657
6,64
6,13
4,61
0,48
Konzernüberschuss
Anzahl der im Umlauf befindlichen
Aktien (gewichteter Durchschnitt in Mio)
Ergebnis je Aktie (in ¤)
aus der Erstanwendung neuer
–0,01
–
11,24
6,61
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.
135
136 Anhang
(13) Anlagevermögen
Die nachfolgende Tabelle beinhaltet die Entwicklung des
Anlagevermögens im Geschäftsjahr:
Anlagevermögen
Anschaffungs- und Herstellungskosten
Veränderungen
Außerplanmäßige
31.
UmWertbuchunminde- Dezember
2005
gen
rungen
in Mio 
1. Januar
2005
Währungsunterschiede
Zugänge
Abgänge
Goodwill
14.758
613
356
43
82
–26
–
15.662
5.428
32
494
114
79
67
–
6.056
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle
Vermögensgegenstände
7
–
2
26
–
–9
–
26
Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände
20.193
645
852
183
161
32
–
21.744
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten
18.653
–35
–6.749
95
395
218
15
11.772
Technische Anlagen und Maschinen
73.725
834
1.623
1.918
1.240
540
9
77.391
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung
3.222
71
146
209
241
70
129
3.348
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau
1.348
31
–5
940
119
–854
10
1.331
96.948
901
–4.985
3.162
1.995
–26
163
93.842
Sachanlagen
Anteile an verbundenen Unternehmen
Anteile an assoziierten Unternehmen
Übrige Beteiligungen
599
–2
–157
228
204
226
14
676
10.431
47
–140
330
561
149
8
10.248
2.560
–2
–195
149
120
–147
15
2.230
Ausleihungen an verbundene Unternehmen
592
–1
–52
30
110
–208
–
251
Ausleihungen an Beteiligungsunternehmen
315
–8
–1
74
50
–17
1
312
Sonstige Ausleihungen
556
–9
–2
52
21
–5
9
562
Wertpapiere des Anlagevermögens
466
4
–3
362
274
–
–
555
15.519
29
–550
1.225
1.340
–2
47
14.834
132.660
1.575
–4.683
4.570
3.496
4
210
130.420
Finanzanlagen
Summe
a) Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände
Goodwill
Die Veränderungen des Goodwills je Segment lassen sich für
die Geschäftsjahre 2004 und 2005 wie folgt darstellen:
Entwicklung des Goodwills nach Segmenten
in Mio 
PanCentral European
Europe
Gas
US- Corporate
Midwest
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten
Summe
13.955
UK
Nordic
2.178
3.755
4.348
297
3.367
–
13.945
10
282
167
473
71
–
1
994
–
994
Sonstige Veränderungen 1)
–155
–2
–42
–9
–287
–
–495
–
–495
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2004
2.305
3.920
4.779
359
3.080
1
14.444
10
14.454
623
Netto-Buchwert zum 1. Januar 2004
Zugänge/Abgänge
Zugänge/Abgänge
Sonstige Veränderungen 1)
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2005
115
481
21
7
–
–1
623
–
–1
–332
155
2
472
–
296
–10
286
2.419
4.069
4.955
368
3.552
–
15.363
–
15.363
1) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Umbuchungen und Währungskursdifferenzen des Berichtsjahres; im Jahr 2005 auch Umgliederungen in nicht fortgeführte
Aktivitäten (im Segment Pan-European Gas: –326 Mio ; weitere Aktivitäten: –10 Mio ).
137
Market Units
Konzernabschluss
Kumulierte Abschreibungen
1. Januar
2005
Veränderungen
304
–3
–2
–
1.647
10
–30
366
Zugänge
Netto-Buchwerte
31.
Dezember
2005
31.
Dezember
2005
31.
Dezember
2004
–
299
15.363
14.454
–
1.957
4.099
3.781
Umbuchungen
Veränderung
OCI
–
–
52
16
Abgänge
–
–
–
–
–
–
–
–
26
7
1.951
7
–32
366
52
16
–
2.256
19.488
18.242
6.713
29
–2.583
231
302
38
–
4.126
7.646
11.940
44.433
318
387
2.012
1.067
–71
–
46.012
31.379
29.292
2.216
43
69
249
230
26
–
2.373
975
1.006
23
–
–
–
–
–15
–
8
1.323
1.325
53.385
390
–2.127
2.492
1.599
–22
–
52.519
41.323
43.563
28
–
–18
–
1
–
–
9
667
571
495
1
–4
–
3
–
5
494
9.754
9.936
–1.924
–
–12
–
–
–
–4.839
–6.775
9.005
4.484
–
–
–
–
–
–
–
–
251
592
18
–
–
–
–
–
–
18
294
297
7
–
–
–
–
–
–
7
555
549
–368
–
–
–
–
–
–237
–605
1.160
834
–1.744
1
–34
–
4
–
–5.071
–6.852
21.686
17.263
53.592
398
–2.193
2.858
1.655
–6
–5.071
47.923
82.497
79.068
Im Rahmen des jährlichen Impairment-Tests werden die
Marktwerte 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 Marktwertes der jeweiligen Reporting Unit führen können, auch unterjährig einer
solchen Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen.
Da bei Gegenüberstellung der Marktwerte mit den Buchwerten der Reporting Units die Marktwerte sämtlich über den
entsprechenden Buchwerten lagen, war im Rahmen der
Goodwill-Impairment-Tests in 2005 keinerlei Wertberichtigung auf Goodwill erforderlich (2004: 0 Mio ).
138 Anhang
Zum 31. Dezember 2005 setzen sich die immateriellen Vermögensgegenstände (außer Goodwill) der Gesellschaft einschließlich geleisteter Anzahlungen wie folgt zusammen:
31. Dezember 2005
in Mio 
Anschaffungskosten
Kumulierte
Abschreibungen
223
223
31. Dezember 2004
NettoBuchwert
Anschaffungskosten
Kumulierte
Abschreibungen
NettoBuchwert
123
100
220
72
148
123
100
215
71
144
2.419
765
1.654
2.238
578
1.660
2.305
704
1.601
2.074
514
1.560
1.674
593
1.081
1.488
540
948
1.223
392
831
1.201
360
841
662
476
186
598
457
141
563
408
155
467
354
113
1.104
–
1.104
891
–
891
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer
Nutzungsdauer
Marketingbezogene immaterielle
davon Markennamen
Kundenbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
davon Kundenlisten und Kundenbeziehungen
Vertraglich bedingte immaterielle
davon Konzessionen
Technologiebezogene immaterielle
davon Software
Immaterielle Vermögensgegenstände mit unbestimmbarer
Nutzungsdauer
davon Grunddienstbarkeiten
Summe
818
–
818
802
–
802
6.082
1.957
4.125
5.435
1.647
3.788
Die folgende Tabelle beinhaltet die im Jahr 2005 zugegangenen immateriellen Vermögensgegenstände. Darin enthalten
sind auch immaterielle Vermögensgegenstände, die im Rahmen von Unternehmenserwerben zugegangen sind.
Im Jahr 2005 zugegangene immaterielle Vermögensgegenstände
Anschaffungskosten
in Mio 
Gewogene
durchschnittliche Nutzungsdauer in Jahren
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer
Marketingbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
Kundenbezogene immaterielle Vermögensgegenstände
davon Kundenlisten und Kundenbeziehungen
Vertraglich bedingte immaterielle Vermögensgegenstände
davon Baugenehmigungen
Technologiebezogene immaterielle Vermögensgegenstände
davon Software
Immaterielle Vermögensgegenstände mit unbestimmbarer Nutzungsdauer
davon Lizenzen für Exploration und Produktion
Summe
–
144
27
141
28
160
22
140
25
88
3
85
3
253
251
645
Market Units
Konzernabschluss
Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände beliefen sich im Jahr 2005 auf 366 Mio 
(2004: 370 Mio ); außerplanmäßige Abschreibungen auf
immaterielle Vermögensgegenstände – außer Goodwill –
wurden im Jahr 2005 nicht vorgenommen (2004: 9 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 
Die planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen beliefen
sich im Jahr 2005 auf 2.492 Mio  (2004: 2.286 Mio ).
Zum 31. Dezember 2005 betrugen die Brutto-Buchwerte der
vermieteten Sachanlagen (Operating Lease) 1.270 Mio 
(2004: 8.174 Mio ); die entsprechenden kumulierten Abschreibungen beliefen sich auf 983 Mio  (2004: 3.578 Mio ).
Die Veränderungen sind im Wesentlichen auf Unternehmensveräußerungen zurückzuführen.
Es bestanden im Jahr 2005 Veräußerungsbeschränkungen in
Höhe von 4.191 Mio  (2004: 3.742 Mio ), die sich überwiegend auf Grundstücke und Gebäude sowie technische Anlagen und Maschinen beziehen. Für weitere Informationen zu
besicherten Sachanlagen vergleiche Textziffer 25.
2006
354
2007
326
2008
241
Gemeinschaftskraftwerke
2009
198
2010
165
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.
Summe
1.284
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
24 Mio  (2004: 20 Mio ) als Bestandteil der Anschaffungsund Herstellungskosten der Sachanlagen aktiviert. In Höhe
von 163 Mio  (2004: 156 Mio ) wurden außerplanmäßige
Abschreibungen auf Sachanlagen vorgenommen.
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
1.991
1.855
8
Gundremmingen B
25,00
96
81
–
Gundremmingen C
25,00
108
93
–
50,00
532
373
–
Kraftwerke nach Energieträgern
Kernenergie
Braunkohle
Lippendorf S
Steinkohle
8,33
64
60
–
Trimble County (USA)
75,00
516
187
8
Rostock
50,38
317
284
–
Nymølle Havspark/Rødsand (DK)
20,00
42
4
–
Nußdorf
53,00
55
41
–
Ering
50,00
31
28
–
Egglfing
50,00
47
43
–
Bexbach 1
Wasser/Wind
139
140 Anhang
c) Finanzanlagen
Im Geschäftsjahr 2005 wurden Wertberichtigungen auf
Finanzanlagen in Höhe von 47 Mio  (2004: 230 Mio ) vorgenommen.
Verlustrechnung sowie der aggregierten Bilanz der at equity
bewerteten Unternehmen. Für RAG werden diese Angaben
separat dargestellt, da diese Beteiligung im Jahr 2004 unter
den anzuwendenden Regeln der SEC als wesentlich einzustufen war.
Anteile an at equity bewerteten Unternehmen
Folgende Aufstellungen geben einen Überblick über
wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und
Ergebnisdaten der at equity bewerteten Unternehmen
2005
davon RAG
2004
davon RAG
Umsatzerlöse
59.533
21.670
55.790
18.240
Jahresergebnis
1.782
91
2.415
–
550
36
881
–
–117
–36
–232
–
433
–
649
–
in Mio 
E.ON-Anteil am Jahresergebnis
Sonstige1)
Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen
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 824 Mio  (2004: 834 Mio ).
Bilanzdaten der at equity bewerteten Unternehmen
31. Dezember
2005
davon RAG
2004
davon RAG
Anlagevermögen
47.547
16.841
48.318
17.714
Umlaufvermögen und sonstige Aktiva
32.165
11.679
30.713
11.973
Rückstellungen
28.611
15.401
26.797
14.686
Verbindlichkeiten und sonstige Passiva
30.307
9.833
29.561
9.785
2.152
1.831
3.085
2.889
18.642
1.455
19.588
2.327
in Mio 
Eigenkapital
E.ON-Anteil am Eigenkapital
6.788
570
7.433
912
Sonstige 1)
2.901
–570
2.398
–912
Buchwert der Anteile an at equity bewerteten Unternehmen
9.689
–
9.831
–
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.
Auf at equity bewertete Unternehmen, deren Anteile marktgängig sind, entfallen Buchwerte in Höhe von 2.536 Mio 
(2004: 2.739 Mio ). Diese Anteile weisen Marktwerte von
5.493 Mio  (2004: 4.096 Mio ) auf.
Aus Beteiligungszugängen bei at equity bewerteten Unternehmen ergaben sich Goodwills von insgesamt 44 Mio 
(2004: 51 Mio ).
Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegen
zum Bilanzstichtag 71 Mio  (2004: 69 Mio ) Verfügungsbeschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.
Market Units
Konzernabschluss
Übrige Beteiligungen und weiterveräußerbare
Wertpapiere des Anlagevermögens
Die fortgeführten Anschaffungskosten und Marktwerte, die
Fälligkeiten sowie die unrealisierten Bruttogewinne und -verluste der übrigen Beteiligungen und weiterveräußerbaren
Wertpapiere des Anlagevermögens setzen sich zum 31. Dezember 2005 und 2004 wie folgt zusammen:
Übrige Beteiligungen und weiterveräußerbare Wertpapiere des Anlagevermögens
31. Dezember 2005
Fortgeführte
Anschaffungskosten
Innerhalb eines Jahres
31. Dezember 2004
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Fortgeführte
Anschaffungskosten
10
10
–
–
109
Zwischen 1 und 5 Jahren
54
54
–
–
Nach 5 Jahren
58
68
–
10
Zwischensumme
in Mio 
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
109
–
–
14
14
–
–
97
101
–
4
Wertpapiere mit fester
Fälligkeit
122
132
–
10
220
224
–
4
Wertpapiere ohne feste
Fälligkeit
2.624
10.033
1
7.410
2.755
5.094
1
2.340
Summe
2.746
10.165
1
7.420
2.975
5.318
1
2.344
Die übrigen Beteiligungen, die marktgängig sind, weisen
zum 31. Dezember 2005 unrealisierte Bruttogewinne von
6.814 Mio  (2004: 1.974 Mio ) auf. Der Anstieg der Marktwerte der übrigen Beteiligungen gegenüber dem Stand zum
31. Dezember 2004 resultiert im Wesentlichen aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung der Beteiligung an OAO
Gazprom (Gazprom), Moskau, Russland.
Die fortgeführten Anschaffungskosten sind 2005 um 15 Mio 
(2004: 36 Mio ) erfolgswirksam wertberichtigt worden.
Aus dem Verkauf von übrigen Beteiligungen und weiterveräußerbaren Wertpapieren des Anlagevermögens wurden Veräußerungserlöse in Höhe von 353 Mio  (2004: 769 Mio )
und Veräußerungserfolge in Höhe von 3 Mio  (2004: 25 Mio )
erzielt. Die Ermittlung der Beträge erfolgt jeweils auf Basis
der einzelnen Transaktion.
Ausleihungen
Die Ausleihungen setzen sich zum 31. Dezember 2005 und
2004 wie folgt zusammen:
In den Wertpapieren ohne feste Fälligkeit sind nicht marktgängige Beteiligungen oder Wertpapiere in Höhe von
767 Mio  (2004: 1.065 Mio ) enthalten.
Ausleihungen
31. Dezember 2005
31. Dezember 2004
in Mio 
Durchschnittlicher
Zinssatz
Fälligkeit
bis
Ausleihungen an verbundene Unternehmen
251
4,24 %
Ausleihungen an Beteiligungsunternehmen
294
3,68 %
Sonstige Ausleihungen
555
2,08 %
Summe
Der Rückgang der Ausleihungen an verbundene Unternehmen entfällt mit 223 Mio  auf die Kapitalerhöhung durch
die Umwandlung von Gesellschafterdarlehen bei der ONE
GmbH (ONE), Wien, Österreich. Zusätzliche Informationen
finden sich in Textziffer 31.
1.100
in Mio 
Durchschnittlicher
Zinssatz
Fälligkeit
bis
2022
592
4,34 %
2025
2024
297
3,18 %
2024
2021
549
2,42 %
2023
1.438
141
142 Anhang
(14) Vorräte
Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2005 und
2004 wie folgt zusammen:
Vorräte
31. Dezember
2005
2004
904
838
28
104
UK
326
221
Nordic
223
213
US-Midwest
237
182
in Mio 
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe
Central Europe
Pan-European Gas
–
–
1.718
1.558
Corporate Center
–
69
1.718
1.627
Unfertige Leistungen
58
320
Erzeugnisse
10
98
Summe
Handelswaren
Vorräte
671
602
2.457
2.647
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
502 Mio  (2004: 509 Mio ) bewertet.
Der Unterschiedsbetrag zwischen der Bewertung nach der
LIFO-Methode und den höheren Wiederbeschaffungs-/Wiederherstellungskosten beträgt 332 Mio  (2004: 89 Mio ).
(15) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände
Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich Forderungen
und sonstige Vermögensgegenstände wie folgt zusammen:
31. Dezember 2005
in Mio 
31. Dezember 2004
Restlaufzeit Restlaufzeit Restlaufzeit Restlaufzeit
bis 1 Jahr über 1 Jahr
bis 1 Jahr über 1 Jahr
Finanzforderungen gegen verbundene Unternehmen
115
–
85
Finanzforderungen gegen Beteiligungsunternehmen
87
158
84
3
858
801
1.145
788
1.060
959
1.314
810
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
72
Sonstige finanzielle Vermögensgegenstände
19
8.179
90
6.462
Forderungen gegen verbundene Unternehmen
62
–
63
–
Forderungen gegen Beteiligungsunternehmen
748
–
747
24
Rückdeckungsanspruch an die Versorgungskasse Energie VVaG
80
1.495
44
974
Vermögensgegenstände unter US-Regulierung
52
69
58
55
Sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
8.832
1.747
6.334
926
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
17.953
3.401
13.708
2.051
19.013
4.360
15.022
2.861
Market Units
Konzernabschluss
Im Jahr 2005 enthalten die sonstigen finanziellen Vermögensgegenstände Forderungen gegen Minderheitsgesellschafter
der Gemeinschaftskraftwerke in Höhe von 688 Mio 
(2004: 724 Mio ) und Einlagen für Börsentermingeschäfte in
Höhe von 30 Mio  (2004: 67 Mio ). Darüber hinaus ist im
Zusammenhang mit der Anwendung von SFAS 143 in den
sonstigen finanziellen Vermögensgegenständen mit 394 Mio 
(2004: 404 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.
Marktwerte der Derivate ist auf eine Kombination steigender Volumina und höherer Marktpreise zurückzuführen.
Außerdem sind hier Steuererstattungsansprüche in Höhe
von 553 Mio  (2004: 1.815 Mio ) ausgewiesen. Weiterhin
werden unter diesem Posten Forderungen aus den von E.ON
Benelux getätigten Cross-Border-Lease-Transaktionen für
Kraftwerke in Höhe von 1.011 Mio  (2004: 900 Mio ) sowie
Forderungen aus Zinsabgrenzungen in Höhe von 544 Mio 
(2004: 543 Mio ) ausgewiesen. Ebenfalls unter den sonstigen betrieblichen Vermögensgegenständen ausgewiesen
wird der aus den Pensionsplänen der E.ON UK resultierende
positive Überhang des Planvermögens über die Versorgungsverpflichtungen in Höhe von 309 Mio  (2004: 0 Mio ).
Die Rückdeckungsansprüche an die Versorgungskasse Energie Versicherungsverein auf Gegenseitigkeit (VKE), Hannover,
decken teilweise die Pensionsverpflichtungen gegenüber
Mitarbeitern von E.ON Energie. Bei Eintritt dieser Mitarbeiter
in den Ruhestand werden die Leistungen teilweise aus Versicherungsverträgen mit der VKE gezahlt. Zur Verbesserung
des Deckungsgrades wurde im Berichtsjahr eine Sonderzahlung in Höhe von 463 Mio  geleistet.
Wertberichtigungen auf zweifelhafte Forderungen
Nach SFAS 71 werden Vermögensgegenstände unter US-Regulierung separat ausgewiesen. Bezüglich weiterer Angaben
wird auf Textziffer 2 verwiesen.
Wertberichtigungen auf zweifelhafte Forderungen haben
sich wie folgt entwickelt:
Wertberichtigungen auf
zweifelhafte Forderungen
in Mio 
Stand zum 1. Januar
2005
2004
431
463
Ergebniswirksame Veränderungen
34
–13
Ergebnisneutrale Veränderungen
58
–19
523
431
Stand zum 31. Dezember
Die sonstigen betrieblichen Vermögensgegenstände enthalten die positiven Marktwerte derivativer Finanzinstrumente
in Höhe von 7.349 Mio  (2004: 3.007 Mio ). Der Anstieg der
Die ergebnisneutralen Veränderungen betreffen Änderungen
des Konsolidierungskreises, Inanspruchnahmen sowie Währungsumrechnungsdifferenzen.
(16) Liquide Mittel
In den Zahlungsmitteln mit einer ursprünglichen Fälligkeit
von weniger als drei Monaten sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände, Guthaben bei der Bundesbank und anderen
Kreditinstituten enthalten. Außerdem werden darunter Wertpapiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von weniger als
drei Monaten in Höhe von 42 Mio  (2004: 32 Mio ) ausgewiesen.
Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprünglichen Fälligkeit wie folgt zusammen:
Liquide Mittel
31. Dezember
in Mio 
2005
2004
Zahlungsmittel mit einer ursprünglichen
Fälligkeit bis zu 3 Monaten
4.413
4.176
Barmittel mit einer ursprünglichen
Fälligkeit von mehr als 3 Monaten
1.488
89
Wertpapiere des Umlaufvermögens
mit einer ursprünglichen Fälligkeit von
mehr als 3 Monaten
9.218
7.751
Finanzmittelanlagen des Umlaufvermögens
10.706
7.840
Summe
15.119
12.016
Die Guthaben bei Kreditinstituten beinhalten 54 Mio  (2004:
23 Mio ) bei Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur
Begrenzung der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang mit der Marktbewertung von Derivate-Geschäften.
Ebenfalls in den Guthaben bei Kreditinstituten enthalten
sind liquide Mittel in Höhe von 44 Mio  (2004: 40 Mio ),
die Verfügungsbeschränkungen unterliegen, wovon 3 Mio 
als langfristig anzusehen sind (2004: 12 Mio ).
Weiterveräußerbare Wertpapiere des Umlaufvermögens, bei
denen es nicht beabsichtigt ist, sie langfristig zu halten, werden als liquide Mittel ausgewiesen.
143
144 Anhang
Die fortgeführten Anschaffungskosten, die Marktwerte, die
unrealisierten Bruttoverluste bzw. -gewinne sowie die Fälligkeiten der weiterveräußerbaren Wertpapiere des Umlaufvermögens, die als liquide Mittel klassifiziert sind, setzen sich
wie folgt zusammen:
Weiterveräußerbare Wertpapiere des Umlaufvermögens
31. Dezember 2005
in Mio 
Fortgeführte Anschaffungskosten
31. Dezember 2004
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Fortgeführte Anschaffungskosten
406
433
1
28
165
168
–
3
2.408
2.426
5
23
2.372
2.395
17
40
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
Unrealisierter
Bruttogewinn
Wertpapiere mit fester
Fälligkeit
Nach 5 Jahren
2.689
2.797
3
111
2.359
2.413
27
81
Zwischensumme
5.503
5.656
9
162
4.896
4.976
44
124
Wertpapiere ohne feste
Fälligkeit
2.823
3.604
23
804
2.459
2.807
40
388
Summe
8.326
9.260
32
966
7.355
7.783
84
512
Die unrealisierten Bruttoverluste dieser weiterveräußerbaren
Wertpapiere des Umlaufvermögens lassen sich wie folgt aufgliedern:
Unrealisierte Bruttoverluste
31. Dezember 2005
12 Monate oder länger
Kürzer als 12 Monate
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
309
Nach 5 Jahren
in Mio 
Summe
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
Marktwert
Unrealisierter
Bruttoverlust
1
–
–
309
1
964
5
–
–
964
5
357
3
–
–
357
3
1.630
9
–
–
1.630
9
303
23
–
–
303
23
1.933
32
–
–
1.933
32
Wertpapiere mit fester Fälligkeit
Zwischensumme
Wertpapiere ohne feste Fälligkeit
Summe
Die fortgeführten Anschaffungskosten sind im Jahr 2005 um
32 Mio  (2004: 45 Mio ) erfolgswirksam wertberichtigt
worden.
Aus dem Verkauf von marktgängigen Wertpapieren des Umlaufvermögens wurden Veräußerungserlöse von 4.997 Mio 
(2004: 4.180 Mio ) erzielt. Im Berichtsjahr ergaben sich saldierte Veräußerungsgewinne von 395 Mio  (2004: 206 Mio ).
Die Ermittlung der Kosten und der realisierten Gewinne und
Verluste erfolgt auf Basis von Einzelbewertungen.
In den Wertpapieren des Umlaufvermögens ohne feste
Fälligkeit sind nicht marktgängige Wertpapiere in Höhe von
39 Mio  (2004: 0 Mio ) enthalten.
Market Units
Konzernabschluss
(17) Rechnungsabgrenzungsposten
Von den aktiven Rechnungsabgrenzungsposten von insgesamt 356 Mio  (2004: 344 Mio ) haben 227 Mio  (2004:
217 Mio ) eine Fälligkeit von unter einem Jahr. Von den passiven Rechnungsabgrenzungsposten von 817 Mio  (2004:
1.102 Mio ) haben 202 Mio  (2004: 194 Mio ) eine Fälligkeit von unter einem Jahr.
(18) Gezeichnetes 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 2005 betrug 659.153.552 (2004:
659.153.403).
Gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 27. April 2005
ist die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 27. Oktober 2006
eigene Aktien bis zu insgesamt 10 Prozent des derzeitigen
Grundkapitals zu erwerben.
Im Jahr 2005 hat die E.ON AG insgesamt 344.304 Aktien über
die Börse erworben (2004: 212.135). Davon waren 35.749
Aktien für die Abfindung ehemaliger Aktionäre vorgesehen.
308.704 (2004: 240.754) Aktien wurden an Mitarbeiter ausgegeben. Zum 31. Dezember 2005 hielt die E.ON AG somit insgesamt 4.374.254 (2004: 4.374.403) eigene Aktien mit einem
Konzernbuchwert von 256 Mio  (entsprechend 0,6 Prozent
bzw. einem rechnerischen Anteil von 11.373.060  des Grundkapitals). Zur Ausgabe von Belegschaftsaktien werden weitere
Informationen in Textziffer 10 gegeben.
Im Rahmen des freiwilligen öffentlichen Tauschangebots für
Aktionäre von CONTIGAS wurden von der E.ON Energie
486.255 Aktien der E.ON AG erworben, die im Juli 2005 im
Zusammenhang mit der Erfüllung des Tauschangebots wieder abgegeben wurden. Der aus der Transaktion entstandene Gewinn in Höhe von rund 3 Mio  wird in der Kapitalrücklage ausgewiesen.
Weitere 28.472.194 Aktien der E.ON AG werden zum 31. Dezember 2005 von einem Tochterunternehmen gehalten
(2004: 28.472.194). Im Zugangszeitpunkt der Fusion VEBA/
VIAG waren den von Tochterunternehmen gehaltenen eigenen
Aktien nach US-GAAP keine gesonderten Anschaffungskosten beizumessen.
Genehmigtes Kapital
Die auf der Hauptversammlung am 25. Mai 2000 beschlossenen Ermächtigungen zur Erhöhung des Grundkapitals um bis
zu 180,0 Mio  (Genehmigtes Kapital I) durch Ausgabe neuer
Aktien gegen Bareinlage mit der Möglichkeit der Bezugsrechtsbeschränkung der Aktionäre, zur Erhöhung des Grundkapitals um bis zu 180,0 Mio  (Genehmigtes Kapital II)
durch Ausgabe neuer Aktien gegen Sacheinlage mit Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre (nach der im Jahre
2000 durchgeführten Kapitalerhöhung betrug das Genehmigte Kapital II 150,4 Mio ) sowie die beschlossene Ermächtigung zur Erhöhung des Grundkapitals um bis zu 180,0 Mio 
(Genehmigtes Kapital III) durch Ausgabe neuer Aktien gegen
Bareinlage mit Ermächtigung zum Bezugsrechtsausschluss
wurden auf der Hauptversammlung vom 27. April 2005 aufgehoben.
Stattdessen wurde der Vorstand ermächtigt, mit Zustimmung
des Aufsichtsrats bis zum 27. April 2010 das Grundkapital um
bis zu 540 Mio  durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer,
auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder
Sacheinlagen mit der Möglichkeit der Bezugsrechtsbeschränkung der Aktionäre zu erhöhen (Genehmigtes Kapital
gemäß §§ 202 ff. AktG). Der Vorstand ist – mit Zustimmung
des Aufsichtsrats – ermächtigt, über den Ausschluss des
Bezugsrechts der Aktionäre zu entscheiden.
Auf der Hauptversammlung vom 30. April 2003 wurde ein bis
zum 30. April 2008 befristetes bedingtes Kapital – mit der
Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175,0 Mio 
zur Ausgabe von Teilschuldverschreibungen mit Wandeloder 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 2005
nicht vor.
145
146 Anhang
(19) Kapitalrücklage
Die Erhöhung des Vorjahres von 11.564 Mio  auf 11.746 Mio 
war bedingt durch die Ausgabe von 3,1 Mio Aktien der E.ON AG
aus dem Bestand von Tochterunternehmen an Minderheitsaktionäre.
Die Kapitalrücklage stammt ausschließlich aus Agiobeträgen
und beläuft sich zum 31. Dezember 2005 auf 11.749 Mio 
(2004: 11.746 Mio ). Sie hat sich gegenüber dem Stand zum
31. Dezember 2004 um 3 Mio  erhöht. Diese Veränderung
resultiert aus dem Vollzug des Tauschangebots für die
CONTIGAS-Minderheitsaktionäre.
(20) Gewinnrücklagen
(2004: 3.852 Mio ). Hiervon sind die gesetzliche Rücklage mit
45 Mio  (2004: 45 Mio ) gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG
und die Rücklage für eigene Anteile mit 257 Mio  (2004:
257 Mio ) gemäß § 272 Abs. 4 HGB am Bilanzstichtag nicht
ausschüttungsfähig. Damit steht grundsätzlich ein Betrag
von 3.929 Mio  (2004: 3.550 Mio ) für Dividendenzahlungen
zur Verfügung.
Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie
folgt zusammen:
Gewinnrücklagen
31. Dezember
in Mio 
2004
2005
45
45
Andere Rücklagen
25.816
19.958
Summe
25.861
20.003
Gesetzliche Rücklagen
In den Konzern-Gewinnrücklagen zum 31. Dezember 2005
sind kumulierte, nicht ausgeschüttete Ergebnisse aus Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet wurden, in
Höhe von 617 Mio  (2004: 692 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 2005 auf insgesamt 4.231 Mio 
(21) Erfolgsneutrale Eigenkapitalveränderungen
Die einzelnen Elemente der erfolgsneutralen Eigenkapitalveränderungen (Other Comprehensive Income) und ihre
steuerlichen Wirkungen stellen sich wie folgt dar:
Veränderungen des Other Comprehensive Income
31. Dezember 2005
in Mio 
Vorsteuerbetrag
Differenz aus der Währungsumrechnung
Zuzüglich/abzüglich (–): ergebniswirksame Reklassifizierung
Steuerertrag/
-aufwand
31. Dezember 2004
Nachsteuerbetrag
Vorsteuerbetrag
Steuerertrag/
-aufwand
Nachsteuerbetrag
536
78
614
139
–25
114
6
–
6
11
–
11
Unrealisierte Gewinne/Verluste aus weiterveräußerbaren
Wertpapieren
5.709
–851
4.858
1.349
–243
1.106
Zuzüglich/abzüglich (–): ergebniswirksame Reklassifizierung
–169
9
–160
–107
–5
–112
Mindestpensionsrückstellung
–580
268
–312
–935
337
–598
Cashflow Hedges
Summe
Der Anstieg der unrealisierten Gewinne aus veräußerbaren
Wertpapieren ist im Wesentlichen durch die Marktwertveränderung der Anteile an Gazprom in Höhe von 4.837 Mio 
vor Steuern bedingt.
65
–8
57
89
–33
56
5.567
–504
5.063
546
31
577
Die Veränderung der Mindestpensionsrückstellung resultiert
vorrangig aus einer Absenkung des Rechnungszinsfußes. Zu
weiteren Informationen wird auf Textziffer 23 verwiesen.
Market Units
Konzernabschluss
(22) Anteile Konzernfremder
Die Anteile konzernfremder Gesellschafter am Kapital teilen
sich auf die Segmente wie folgt auf:
31. Dezember
in Mio 
2005
2004
Central Europe
2.618
2.096
255
126
Pan-European Gas
81
92
1.659
1.668
US-Midwest
85
103
Corporate Center
36
36
4.734
4.121
UK
Nordic
Summe
–
23
4.734
4.144
(23) 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 5.500 Mitarbeiter 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, so
genannte „Cash Balance Pension Plans“. Die Finanzierung leistungsorientierter Versorgungszusagen erfolgt durch die Bildung von Pensionsrückstellungen bzw. durch die Ansammlung von zweckgebundenen Vermögensgegenständen (Plan
Assets). 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 Zustimmung des Aufsichtsrats am 10. August 2005
wurden in Vorbereitung 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. Der Beschluss
sieht ein genehmigtes Dotierungsvolumen bis zu 5,4 Mrd 
vor; bis zum Ablauf des Geschäftsjahres sind keine Dotierungen erfolgt.
Die Bewertung der Versorgungsverpflichtungen und der zur
Deckung dieser Verpflichtungen notwendigen Aufwendungen erfolgt gemäß dem nach SFAS 87 vorgeschriebenen
Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit
Method). Hierbei werden nicht nur die am Stichtag bekannten Renten und erworbenen Anwartschaften, sondern auch
wirtschaftliche Trendannahmen berücksichtigt, die nach
realistischen Erwartungen gewählt werden. Darüber hinaus
werden Cash Balance Pension Plans nach dem abweichenden Anwartschaftsbarwertverfahren gemäß EITF 03-4 (Traditional Unit Credit Method) bewertet. Die Bewertung von insbesondere in den USA gewährten Gesundheitsfürsorge- und
ähnlichen Leistungen erfolgt gemäß SFAS 106.
Stichtag für die Festlegung der ökonomischen Bewertungsparameter ist der 31. Dezember eines Jahres. Die Erhebung
des Personenbestands, insbesondere bei den deutschen Konzernunternehmen, erfolgt jeweils zum Inventurstichtag
30. September mit Fortschreibung bei wesentlichen Änderungen jeweils auf den 31. Dezember.
Aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der Personenbestände sowie der Rechnungsgrundlagen können versicherungsmathematische Gewinne und Verluste entstehen.
147
148 Anhang
Sie werden nach US-GAAP der Pensionsrückstellung zeitversetzt und über einen für jeden Versorgungsplan separat
ermittelten Amortisationszeitraum zugeführt.
Der Verpflichtungsumfang, gemessen am Anwartschaftsbarwert, hat sich wie folgt entwickelt, wobei sich die Änderung
des Konsolidierungskreises im Jahr 2005 im Wesentlichen aus
dem Abgang von Viterra (228 Mio ) und Ruhrgas Industries
(179 Mio ) ergibt. Im Vorjahr resultierte die Veränderung
des Konsolidierungskreises im Wesentlichen aus dem Erwerb
von Midlands Electricity mit 1.390 Mio .
Entwicklung des Anwartschaftsbarwerts
in Mio 
Stand zum 1. Januar
2005
15.918
4.922
1.198
601
13.295
16
Veränderungen Konsolidierungskreis
–58
1.220
262
–97
–451
–439
–3
–6
8.097
6.399
–375
1.397
32
6
1.618
1.182
352
–144
6.399
Tatsächlicher Vermögensertrag
182
804
Pensionszahlungen
Marktwert der ausgegliederten
Vermögenswerte, Stand zum 1. Januar
17
777
Sonstige
2004
Mitarbeiterbeiträge
Kalkulatorischer Zinsaufwand
(Interest cost)
2005
733
215
Versicherungsmathematische Gewinne (–)/
Verluste (Actuarial gains [–]/losses)
in Mio 
Arbeitgeberbeiträge
232
Mehrkosten aus Planänderungen
(Prior service cost)
Entwicklung des Planvermögens
2004
Aufwand für die im Geschäftsjahr
hinzuerworbenen Versorgungsansprüche
(Service cost)
Veränderungen Konsolidierungskreis
Der dem Verpflichtungsumfang gegenüberstehende Marktwert des ausgegliederten Planvermögens entwickelte sich
wie dargestellt. Die Veränderungen des Konsolidierungskreises
2005 resultieren im Wesentlichen aus den Entkonsolidierungen von Viterra (13 Mio ) und Ruhrgas Industries (40 Mio ),
während sich im Vorjahr hier die Erstkonsolidierung von
Midlands Electricity mit 1.218 Mio  ausgewirkt hatte.
–
6
–842
–843
17.712
15.918
Zur besseren Vergleichbarkeit der Entwicklung des Anwartschaftsbarwerts erfolgten bei den Aufwandspositionen für
2004 keine Bereinigungen wegen der nicht fortgeführten
Aktivitäten. Insofern ergeben sich für 2004 Abweichungen
zur Darstellung des Gesamtaufwands der Versorgungszusagen.
Vom gesamten Verpflichtungsumfang entfallen 187 Mio 
(2004: 210 Mio ) auf Gesundheitsfürsorgeleistungen.
Aus der erstmaligen Anwendung der FSP No. 106-2 „Accounting and Disclosure Requirements Related to the Medicare
Prescription Drug, Improvement and Modernization Act of
2003“ (FSP No. 106-2) im dritten Quartal 2004 ergaben sich
keine wesentlichen Auswirkungen.
Pensionszahlungen
Sonstige
Marktwert der ausgegliederten Vermögenswerte, Stand zum 31. Dezember
In den Arbeitgeberbeiträgen im Jahr 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 (Powergen, East Midlands Electricity,
Midlands Electricity und TXU) 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 87 Mio  (2004: 54 Mio )
sowie im Rahmen der geplanten Dotierungen des CTA in
Höhe von 5,4 Mrd  erwartet.
Im E.ON-Konzern entfällt das ausgewiesene Planvermögen
derzeit zum weitaus überwiegenden Teil auf Pensionspläne
bei der Market Unit UK und der Market Unit US-Midwest.
Anlageziel für das ausgegliederte Pensionsvermögen ist die
zeitkongruente Abdeckung der Verpflichtungen für die entsprechenden Pensionspläne. Das Planvermögen enthält
keine Aktien von E.ON-Konzernunternehmen.
Die langfristige Anlagestrategie, und die damit verbundene
erwartete Rendite des Planvermögens für die jeweiligen
Pensionspläne, berücksichtigt unter anderem den Verpflichtungsumfang, die Fälligkeitsstruktur, die Mindestanforderungen an das Deckungskapital und gegebenenfalls weitere relevante Faktoren. Im Geschäftsjahr 2005 ergab sich eine durchschnittliche Rendite des Planvermögens von 17,3 Prozent. Sie
Market Units
Konzernabschluss
lag damit über der erwarteten Rendite von 6,7 Prozent, die
Bestandteil des Gesamtaufwands der Versorgungszusagen ist.
Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur erfolgt auf der Basis
aktueller Auswertungen sowohl der Investmentstrategie als
auch des Marktumfeldes. Sie wird regelmäßig vor dem
Hintergrund der Marktentwicklungen überprüft und gegebenenfalls angepasst. Schwerpunkte der gegenwärtigen Anlagestrategie bilden neben Aktien Regierungsanleihen hoher
Bonität sowie ausgewählte Unternehmensschuldtitel. Der
Aktienanteil am gesamten Planvermögen wurde zum 31. Dezember 2005 gegenüber dem Vorjahr nochmals reduziert.
Die derzeitige Allokation der ausgegliederten Vermögenswerte und die Ziel-Portfoliostruktur verteilen sich wie folgt
auf die in der Tabelle dargestellten Vermögenskategorien:
31. Dezember
in Mio 
2005
2004
Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche abzüglich Marktwert der
ausgegliederten Vermögenswerte
(Funded status)
9.615
9.519
–3.192
–2.453
Noch nicht verrechneter
versicherungsmathematischer Verlust
(Unrecognized actuarial loss)
Noch nicht verrechnete Kosten aus
Planänderungen
(Unrecognized prior service cost)
–27
–27
6.396
7.039
31. Dezember
2005
2004
Aktien
22
45
51
Schuldtitel
69
48
42
Immobilien
9
5
5
Sonstiges
–
2
2
in %
Bilanzierter Betrag
Bilanzbetrag (Saldo)
Vermögenskategorien des Planvermögens
ZielPortfolio
Der Finanzierungsstatus, der sich aus der Differenz zwischen
dem Anwartschaftsbarwert aller Versorgungsansprüche und
dem Marktwert des Planvermögens errechnet, wird wie folgt
zu den bilanzierten Beträgen übergeleitet:
Die Schuldtitel mit Restlaufzeiten in der Bandbreite von
0 bis 49 Jahren haben zum 31. Dezember 2005 eine durchschnittlich gewogene Restlaufzeit von 17,4 Jahren. Zum Ende
des Geschäftsjahres 2004 lag die Bandbreite der Restlaufzeiten zwischen 0 und 30 Jahren, wobei die Schuldtitel eine
durchschnittlich gewogene Restlaufzeit von 17,1 Jahren aufwiesen.
Der bilanzierte Betrag entfällt auf folgende Bilanzposten:
Aufteilung auf Bilanzposten
31. Dezember
in Mio 
2005
2004
8.720
8.589
–29
–38
–1.986
–1.512
Zusätzliche Mindestverpflichtung
(Additional minimum liability)
(Intangible assets)
Kumuliertes Other Comprehensive
Income (Accumulated other
comprehensive income)
Sonstige betriebliche Vermögensgegenstände (Other operating assets)
Bilanzbetrag (Saldo)
–309
–
6.396
7.039
In den zum 31. Dezember 2005 ausgewiesenen Pensionsrückstellungen sind 430 Mio  (2004: 403 Mio ) kurzfristige
Verpflichtungen enthalten. Hiervon betreffen 32 Mio  die
anteilige Auflösung der Rückstellung für zusätzliche Mindestverpflichtungen aufgrund der geplanten Dotierung des CTA.
Der dienstzeitanteilig erworbene Verpflichtungsumfang
ohne Anwartschaftstrend (Accumulated Benefit Obligation)
betrug zum Ende des Berichtsjahres für alle leistungsorientierten Versorgungszusagen 16.475 Mio  (2004: 14.878 Mio ).
Nach US-GAAP erfolgt die Passivierung der zusätzlichen Mindestverpflichtungen wegen Aktivierung eines immateriellen
Vermögensgegenstandes bzw. wegen einer direkten Verrechnung mit dem Eigenkapital erfolgsneutral.
149
150 Anhang
Die bilanzierten Pensionsrückstellungen insbesondere von
US-Gesellschaften betreffen mit 153 Mio  (2004: 181 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.
Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen wurden für beitragsorientierte Versorgungszusagen in Form von Zahlungen von fest vereinbarten
Beiträgen an externe Versorgungsträger sowie für sonstige
Altersversorgungsverpflichtungen 54 Mio  (2004: 52 Mio )
aufgewendet.
Der Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen setzt sich wie folgt zusammen, wobei für 2004 eine
entsprechende Anpassung für nicht fortgeführte Aktivitäten
erfasst wurde:
Die in den kommenden zehn Jahren erwarteten nicht abgezinsten Pensionszahlungen werden in der folgenden Übersicht dargestellt:
Erwartete Pensionszahlungen
Gesamtaufwand der Versorgungszusagen
in Mio 
Aufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche
(Employer service cost)
Kalkulatorischer Zinsaufwand
(Interest cost)
in Mio 
2005
215
777
2004
190
–448
–422
Mehrkosten aus Planänderungen
(Prior service cost)
33
25
Amortisation versicherungsmathematischer Gewinne (–)/Verluste
(Net amortization of gains [–]/losses)
Summe
85
40
662
616
865
2007
889
2008
915
2009
939
960
2010
783
Erwarteter Vermögensertrag
(Expected return on plan assets)
2006
2011–2015
5.009
Summe
9.577
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.
Vom dargestellten Gesamtaufwand entfallen 13 Mio  (2004:
17 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 Dienstzeitund Zinskomponente) um +0,6 Mio  bzw. –0,5 Mio  sowie
des hierauf entfallenden Verpflichtungsumfangs um
+8,8 Mio  bzw. –7,8 Mio .
Die von E.ON verwendeten Rechnungszinssätze spiegeln die
auf die Market Units bezogenen Zinssätze zum Bilanzstichtag für hochwertige festverzinsliche Anlagen mit entsprechender Laufzeit wider.
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 2005
Deutschland
Großbritannien
Zinssatz
4,00
Gehaltstrend
2,75
Erwarteter Vermögensertrag
Rententrend
in %
31. Dezember 2004
USA
Deutschland
Großbritannien
USA
4,80
5,50
4,75
5,30
5,75
4,00
5,25
2,75
4,00
4,50
4,00
5,50
8,25
4,75
6,70
8,25
1,50
2,80
–
1,25
2,80
–
Market Units
Konzernabschluss
(24) Sonstige Rückstellungen
Erläuterung der sonstigen 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 sonstigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:
Sonstige Rückstellungen
31. Dezember
in Mio 
Darstellung der Verpflichtungen aus Stilllegung
oder Rückbau von Sachanlagen
Rückstellungen für Entsorgung im
Kernenergiebereich (1)
Zum 31. Dezember 2005 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 8.400 Mio  (2004: 8.204 Mio ) und Schweden
mit 403 Mio  (2004: 404 Mio ),
• die unter 8) ausgewiesenen Rückstellungen für die
Rekultivierung von konventionellen Kraftwerksstandorten, einschließlich Demontage von Stromübertragungsbzw. -verteilungsausrüstung in Höhe von 388 Mio 
(2004: 327 Mio ) sowie
• die ebenfalls unter 8) erläuterten Rückstellungen für die
Rekultivierung von Gasspeicherstandorten mit 90 Mio 
(2004: 77 Mio ) und Tagebaustandorten mit 61 Mio 
(2004: 59 Mio ) sowie den Rückbau von Öl- und GasInfrastruktureinrichtungen mit 319 Mio  (2004: 277 Mio ).
Entwicklung der Stilllegungs- und
Rückbauverpflichtungen
in Mio 
2005
2004
Stand zum 1. Januar
9.348
9.269
In der Berichtsperiode neu eingegangene
Verpflichtungen
Inanspruchnahme
Veränderung Konsolidierungskreis
37
11
–181
–164
33
2
511
499
–126
–272
Sonstige Veränderungen
39
3
9.661
9.348
Aufzinsung
Anpassung des geschätzten Mittelabflusses
Die Aufzinsung im Rahmen der Fortführung der Rückstellungen ist im Finanzergebnis (vgl. Textziffer 7) enthalten.
2005
2004
13.362
13.481
Brennelementeentsorgung
5.003
5.370
Stilllegung (SFAS 143)
8.803
8.608
Betriebsabfall
425
378
abzüglich geleisteter Anzahlungen
869
875
Steuern (2)
3.000
2.871
Verpflichtungen im Personalbereich (3)
1.540
1.611
Beschaffungsmarktorientierte
Verpflichtungen (4)
2.150
2.818
Absatzmarktorientierte
Verpflichtungen (5)
306
439
Schulden unter US-Regulierung (6)
507
415
Umweltschutzmaßnahmen (7)
309
337
1.725
1.657
Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen inklusive Bergschäden (8)
Übrige (9)
Summe
2.243
2.024
25.142
25.653
Zum 31. Dezember 2005 haben von den vorstehenden Rückstellungen 19.112 Mio  eine voraussichtliche Laufzeit von
mehr als einem Jahr (2004: 19.142 Mio ).
Von den sonstigen Rückstellungen sind 14.457 Mio  (2004:
14.512 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 869 Mio  (2004: 875 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.
151
152 Anhang
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 an das Bundesamt für Strahlenschutz Vorauszahlungen 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.
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.
aa) Entsorgung abgebrannter Brennelemente
Die Betreiber von Kernkraftwerken sind nach dem Atomgesetz verpflichtet, radioaktive Abfälle geordnet und schadlos
zu beseitigen. Hierzu stehen die Entsorgungspfade „Wiederaufarbeitung“ und „Direkte Endlagerung“ zur Verfügung. Eine
Anlieferung zur Wiederaufarbeitung war zeitlich begrenzt
bis zum 30. Juni 2005 möglich; danach werden Brennelemente nur noch unter dem Entsorgungspfad „Direkte Endlagerung“ entsorgt.
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.
Zwischen E.ON Energie und zwei großen Wiederaufarbeitungsunternehmen, BNFL in Großbritannien und Cogema in
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.
ac) Betriebsabfall
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.
Für Brennelemente unter dem Entsorgungspfad „Direkte
Endlagerung“ enthalten die Rückstellungen insbesondere
• vertragsgemäße Kosten für die Beschaffung von
Zwischenlagerbehältern und die Zwischenlagerung am
Kraftwerksstandort und
• Kosten für Transport der Brennelemente zur Konditionierungsanlage, Konditionierungskosten und Kosten für die
Beschaffung von Endlagerbehältern auf Basis externer
Gutachten.
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.
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.
Market Units
Konzernabschluss
ba) Stilllegung
4) Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen
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.
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 Abrechnung eingegangen ist.
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.
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 USRegulierungsvorschriften unterliegen, separat ausgewiesen.
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.
7) Umweltschutzmaßnahmen
2) Steuern
8) Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen
inklusive Bergschäden
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.
3) Verpflichtungen im Personalbereich
Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen vor
allem Rückstellungen für Urlaubsgelder, Vorruhestandsregelungen, Jubiläumsverpflichtungen, das Aktienoptionsprogramm sowie andere abgegrenzte Personalkosten.
Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen
vor allem die Beseitigung von Altlasten, Sanierungs- und
Gewässerschutzmaßnahmen.
Die Rückstellungen für Rekultivierung und ähnliche Verpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflichtungen
nach SFAS 143 in Höhe von 858 Mio  (2004: 740 Mio ).
Außerdem werden hier Rückstellungen für Heimfall, übrige
Rekultivierung sowie Verpflichtungen zur Beseitigung von
Bergschäden 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 Stromgeschäft, Verpflichtungen aus
dem Erwerb und der Veräußerung von Unternehmen, aus
dem Emissionsrechtehandel sowie aus steuerlich bedingtem
Zinsaufwand.
153
154 Anhang
(25) Verbindlichkeiten
Die Verbindlichkeiten setzen sich zum 31. Dezember 2005
und 2004 wie folgt zusammen:
Verbindlichkeiten
31. Dezember 2005
in Mio 
Anleihen (inklusive Medium Term
Note-Programme)
Commercial Paper
Verbindlichkeiten
gegenüber Kreditinstituten
Wechselverbindlichkeiten
Durchschnittlicher Effektivzinssatz
bis 1 Jahr
(in %)
Summe
31. Dezember 2004
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
9.538
5,7
732
5.195
3.611
9.148
2,4
355
5.306
3.487
–
–
–
–
–
3.631
2,1
3.631
–
–
1.530
5,0
424
729
377
4.130
3,7
1.010
1.506
1.614
42
–
–
42
–
51
2,6
3
48
–
1.306
2,7
742
165
399
1.648
4,4
155
547
946
1.898
6.131
4.387
18.608
5.154
7.407
6.047
Kreditinstituten und Dritten
12.416
verbundenen Unternehmen
134
3,1
128
–
6
134
2,5
128
–
6
1.812
4,4
1.781
12
19
1.834
3,5
1.754
20
60
gegenüber Beteiligungsunternehmen
aus Beteiligungsverhältnissen
Verbindlichkeiten aus
Lieferungen und Leistungen
1.946
1.909
12
25
1.968
1.882
20
66
14.362
3.807
6.143
4.412
20.576
7.036
7.427
6.113
5.288
5.272
16
–
3.662
3.627
35
–
gegenüber verbundenen Unternehmen
105
59
3
43
147
103
–
44
gegenüber Beteiligungsunternehmen
188
98
70
20
184
92
71
21
Investitionszuschüsse
270
19
96
155
271
26
93
152
Bauzuschüsse
von Energieabnehmern
3.674
420
736
2.518
3.558
347
692
2.519
Erhaltene Anzahlungen
488
488
–
–
725
722
3
–
9.039
6.946
668
1.425
5.507
3.793
323
1.391
614
614
989
989
Sonstige Verbindlichkeiten
davon aus Steuern
davon im Rahmen der sozialen
Sicherheit
63
63
62
62
19.052
13.302
1.589
4.161
14.054
8.710
1.217
4.127
Verbindlichkeiten
33.414
17.109
7.732
8.573
34.630
15.746
8.644
10.240
Bis zum 31. Dezember 2004 wurden die das Segment Viterra
betreffenden Verbindlichkeiten in der Bilanz gekürzt um den
Barwertabschlag auf unverzinsliche und niedrig verzinsliche
Verbindlichkeiten ausgewiesen und betrugen insgesamt
34.355 Mio . Der Barwertabschlag betrug 275 Mio .
Aufgrund der Veräußerung von Viterra im Jahr 2005 (siehe
Textziffer 4) wurde zum 31. Dezember 2005 keine Kürzung
um einen Barwertabschlag mehr ausgewiesen.
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.
Market Units
Konzernabschluss
Diese Kreditvereinbarungen enthalten Bestimmungen (so
genannte Covenants), die den Kreditnehmer zu bestimmten
Handlungen bzw. Unterlassungen verpflichten, sowie Kündigungsrechte (so genannte Events of Default) entsprechend
der marktüblichen Praxis in vergleichbaren Verträgen. Die
wichtigsten Kreditvereinbarungen von E.ON enthalten keine
finanziellen Covenants wie zum Beispiel Rating-abhängige
Regelungen oder die Einhaltung bestimmter Kennzahlen.
Einige Verträge enthalten jedoch Beschränkungen hinsichtlich bestimmter Transaktionen sowie Negativerklärungen,
während andere Klauseln bei wesentlicher Verschlechterung
der wirtschaftlichen Lage des betroffenen Kreditnehmers
ein Kündigungsrecht durch den Kreditgeber vorsehen. Nachfolgend werden für die wichtigsten Kreditvereinbarungen
und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Konzerns die finanziellen Covenants bzw. wechselseitigen Kündigungsrechte (Cross-Defaults), die zum Bilanzstichtag
bestanden, dargestellt. In den Geschäftsjahren 2005 und 2004
sind zu den Bilanzstichtagen sämtliche dieser Covenants
durch E.ON konzernweit eingehalten worden. Zu diesen
Stichtagen wurden 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, die den Kreditnehmer zu
bestimmten Handlungen bzw. Unterlassungen verpflichten,
sowie Kündigungsrechte entsprechend der marktüblichen
Praxis in vergleichbaren Verträgen. Einige dieser Vereinbarungen enthalten finanzielle Covenants wie die Einhaltung
bestimmter Kennzahlen, Kündigungsrechte bei Verschlechterung der wirtschaftlichen Lage, Beschränkungen hinsichtlich
bestimmter Transaktionen sowie Negativerklärungen. In den
Geschäftsjahren 2004 und 2005 sind zu den Bilanzstichtagen
sämtliche dieser Covenants durch E.ON konzernweit eingehalten worden. Zu diesen Stichtagen wurden auch keine
Cross-Defaults ausgelöst.
Die Verletzung einer der angegebenen Covenants durch
E.ON bzw. den betreffenden Kreditnehmer oder das Vorliegen eines Cross-Defaults könnte folgende Konsequenzen
haben:
• die Rückzahlung der betroffenen Kredite
• die vorzeitige Fälligstellung der betroffenen Kredite
• das Auslösen von Cross-Defaults in anderen Kreditvereinbarungen
• kein bzw. nur deutlich eingeschränkter Zugang für E.ON
zu zusätzlichen Finanzierungen mit attraktiven Konditionen
Corporate Center
MTN-Programm über 20 Mrd 
Das bestehende Medium Term Note-Programm über 20 Mrd 
ermöglicht es der E.ON AG und den 100-prozentigen Tochtergesellschaften E.ON International Finance B.V. (E.ON International Finance), Rotterdam, Niederlande, und E.ON UK
Finance plc (E.ON UK Finance), Coventry, Großbritannien,
unter unbedingter Garantie der E.ON AG von Zeit zu Zeit
Schuldtitel in Form von öffentlichen und Privatplatzierungen
an Investoren auszugeben. Am 17. Mai 2002 emittierte E.ON
erstmals mehrere Schuldverschreibungen in Euro und in
Pfund Sterling (GBP) an den internationalen Anleihemärkten. Zum Jahresende 2005 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
Schuldverschreibung in Höhe von 0,9 Mrd  mit einem
Kupon von 6,375 Prozent p.a. und einer Fälligkeit im Mai
2017
Schuldverschreibung in Höhe von 500 Mio GBP bzw.
725 Mio  mit einem Kupon von 6,375 Prozent p.a.
und einer Fälligkeit im Mai 2012
Schuldverschreibung in Höhe von 0,975 Mrd GBP bzw.
1,37 Mrd  mit einem Kupon von 6,375 Prozent p.a. und
einer Fälligkeit im Juni 2032
Weder das MTN-Programm noch die zum Jahresende 2005
oder 2004 darunter ausstehenden Anleihen enthielten finanzielle Covenants. Die Dokumentation des MTN-Programms
und die darunter emittierten Anleihen enthalten die gleichen Cross-Default-Klauseln. Ein Cross-Default wird ausgelöst, wenn ein Gläubiger berechtigt ist, eine Verbindlichkeit
infolge des Vorliegens eines Kündigungsgrundes vorzeitig
fällig zu stellen. Analog wird ein Cross-Default ausgelöst,
wenn ein Emittent oder der Garant dieses Programms eine
fällige Verbindlichkeit oder einen Betrag aus einer Garantie
für eine solche Verbindlichkeit nicht erfüllt (Cross Payment
Default). Ein Cross-Default tritt nur ein, wenn der Gesamtbetrag der betroffenen Verbindlichkeiten 25 Mio  übersteigt.
Commercial Paper-Programm über 10 Mrd 
Das bestehende Commercial Paper-Programm über 10 Mrd 
ermöglicht es der E.ON AG und den 100-prozentigen Tochtergesellschaften E.ON International Finance und E.ON UK
Finance unter unbedingter Garantie der E.ON AG von Zeit zu
Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu 729 Tagen
an Investoren auszugeben. Erlöse aus der Emission von Commercial Paper können für allgemeine Unternehmenszwecke
155
156 Anhang
genutzt werden. Das Commercial Paper-Programm enthält
keine finanziellen Covenants. Ein Cross-Default wird ausgelöst, wenn ein Gläubiger berechtigt ist, eine Verbindlichkeit
infolge des Vorliegens eines Kündigungsgrundes vorzeitig
fällig zu stellen. Analog wird ein Cross-Default ausgelöst,
wenn ein Emittent oder der Garant dieses Programms eine
fällige Verbindlichkeit oder einen Betrag aus einer Garantie
für eine solche Verbindlichkeit nicht erfüllt (cross payment
default). Ein Cross-Default tritt nur ein, wenn der Gesamtbetrag der betroffenen Verbindlichkeiten 30 Mio  übersteigt.
Zum 31. Dezember 2005 waren unter diesem Programm keine
Commercial Paper begeben (2004: 3,4 Mrd ). Dadurch steht
der im Rahmen des Programms vorgesehene Betrag weiterhin vollumfänglich zur Verfügung.
eines der Kreditnehmer infolge des Vorliegens eines Kündigungsgrundes vorzeitig fällig gestellt werden (cross acceleration default) oder fällige Verbindlichkeiten weder am Fälligkeitstag noch innerhalb einer jeweils eingeräumten Nachfrist erfüllt werden (cross payment default). Solche CrossDefaults liegen nur vor, wenn der Gesamtbetrag der betroffenen Verbindlichkeiten 100 Mio  (oder den entsprechenden Betrag in jeder anderen Währung) übersteigt. Wesentliche Tochtergesellschaften im Sinne dieser Vereinbarung sind
E.ON Energie AG, E.ON UK plc, E.ON U.S. LLC, E.ON Ruhrgas
AG und alle anderen Konzerngesellschaften, deren Vermögensgegenstände oder Umsätze 10 Prozent der entsprechenden Posten des Gesamtkonzerns überschreiten. Zum 31. Dezember 2005 war diese Kreditlinie ungenutzt (2004: 0 Mio ).
Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 10 Mrd ,
die in unterschiedlichen Währungen in Anspruch
genommen werden kann
Die syndizierte Kreditlinie der E.ON AG enthält keine finanziellen Covenants oder Rating-abhängige Regelungen.
Die bestehende revolvierende Kreditlinie über 10 Mrd 
ermöglicht es E.ON AG und ihren Tochtergesellschaften E.ON
Finance GmbH, Düsseldorf, E.ON International Finance und
E.ON UK Finance (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 . Ziehungen unter Tranche A können für allgemeine Unternehmenszwecke genutzt
werden. In Anspruch genommene Beträge der Tranche B
können zur Refinanzierung bestehender Kredite, als Liquiditätsreserve und für andere allgemeine betriebliche Zwecke
genutzt werden. Tranche A hat eine ursprüngliche Laufzeit
von 364 Tagen, die jedoch aufgrund von Verlängerungsoptionen und einer „Term-out“-Option jeweils um 364 Tage verlängert werden kann. Tranche B hat eine Laufzeit von 5 Jahren,
kann jedoch durch eine Verlängerungsoption zweimal um
jeweils ein Jahr verlängert werden. Die Verlängerungsoption
darf nur nach Ablauf des ersten und/oder zweiten Jahres
ausgeübt werden. Am 17. Oktober 2005 wurden beide Verlängerungsoptionen für Tranche A und Tranche B wahrgenommen. Tranche A wurde bis zum 30. November 2006 und Tranche B bis zum 2. Dezember 2010 verlängert. Am 28. November 2005 wurde eine Zusatzvereinbarung unterzeichnet, um
mit Wirkung zum 1. Dezember 2005 die Bereitstellungsgebühren und die Marge zu verringern. Die Zinssätze für Inanspruchnahmen der Tranche A entsprechen im Allgemeinen
dem EURIBOR bzw. LIBOR für die jeweilige Währung zuzüglich einer Marge von 0,125 Prozent p.a. (zuvor 0,15 Prozent).
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. (zuvor
0,20 Prozent). Cross-Defaults werden ausgelöst, wenn Verbindlichkeiten einer wesentlichen Tochtergesellschaft oder
Bilaterale Kreditlinien
Zum Jahresende 2005 verfügte die E.ON AG über fest zugesagte kurzfristige Kreditlinien in Höhe von 180 Mio  (2004:
180 Mio ) mit Laufzeiten von bis zu einem Jahr und variablen Zinssätzen von bis zu 0,25 Prozent p.a. über EURIBOR.
Diese Kreditlinien können für allgemeine Unternehmenszwecke genutzt werden. Darüber hinaus verfügte die E.ON AG
auch über mehrere nicht fest zugesagte kurzfristige Kreditlinien. Zum Jahresende 2005 und 2004 war diese Kreditlinie
von E.ON AG ungenutzt.
Zudem verfügte E.ON North America Inc. (E.ON North America), New York, USA, ein 100-prozentiges Tochterunternehmen
der E.ON AG, zum 31. Dezember 2005 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 2005 und 2004 war diese Kreditlinie
ungenutzt.
Keine der bilateralen Kreditlinien der E.ON AG enthält finanzielle Covenants, Cross-Default-Klauseln oder Rating-abhängige Regelungen.
Market Units
Konzernabschluss
Central Europe
UK
Darlehen von Kreditinstituten, Kreditfazilitäten
Langfristige Anleihen
Zum 31. Dezember 2005 verfügte Central Europe über fest
zugesagte kurzfristige Kreditlinien in Höhe von 348 Mio 
(2004: 491 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 2005 betrug die
Inanspruchnahme der Kreditlinien 180 Mio  (2004: 181 Mio ).
Die meisten der genannten Kreditlinien weisen keine
bestimmten Laufzeiten auf. Der Zinssatz für die außerplanmäßige Inanspruchnahme der Kreditlinien beträgt bis zu
3 Prozent p.a. Die planmäßige Inanspruchnahme unterliegt
variablen Geldmarkt-Zinssätzen zuzüglich einer Marge von
bis zu 0,475 Prozent p.a.
Durch die Akquisition der Unternehmensgruppe Midlands
Electricity im Januar 2004 übernahm E.ON UK plc die Verantwortung für die zum damaligen Zeitpunkt ausstehenden Verbindlichkeiten der erworbenen Unternehmen. Diese Verbindlichkeiten werden nachfolgend als „die Midlands-Verbindlichkeiten“ bezeichnet.
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 2005 Darlehen (einschließlich kurzfristiger Kreditlinien) in Höhe von 1.109 Mio 
(2004: 1.216 Mio ) aufgenommen.
Pan-European Gas
Langfristige Darlehen
Im März 1999 nahm E.ON Ruhrgas vier langfristige bilaterale
Festzinsdarlehen von Kreditinstituten in einer Gesamthöhe
von 280 Mio  mit Laufzeiten von 5 bis 15 Jahren auf, die
endfällig waren. Die zum 31. Dezember 2004 noch ausstehende Darlehenssumme in Höhe von 140 Mio  wurde bis zum
31. Dezember 2005 vorzeitig in vollem Umfang getilgt. Die
Vorfälligkeitsentschädigungen beliefen sich auf insgesamt
18 Mio . Die Zinssätze für die Darlehen betrugen zwischen
3,75 Prozent und 5,068 Prozent p.a.
Zudem hat Pan-European Gas 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
2005 betrug ca. 15 Mio  (2004: 21 Mio ). Die Zinssätze für
die Darlehen betrugen zwischen 4,1 Prozent und 5,98 Prozent
p.a. (im Mittel rund 5,06 Prozent p.a.).
Im ersten Halbjahr 2004 wurden die von E.ON UK plc und
deren Tochtergesellschaften begebenen Anleihen nach einer
Ausschreibung zum Teil von anderen E.ON-Konzernunternehmen gekauft. Daher befand sich zum 31. Dezember 2005
lediglich ein Teil der noch ausstehenden Anleihen im Besitz
von Investoren, die nicht zum E.ON-Konzern gehören:
• eine von E.ON UK plc aufgelegte, bis Juli 2006 laufende
Anleihe über 250 Mio GBP bzw. 362 Mio  mit einem
Zinssatz von 8,5 Prozent, die zu 44 Mio GBP bzw. 62 Mio 
von externen Investoren gehalten wurde
• eine von E.ON UK plc aufgelegte, bis April 2024 laufende
Anleihe über 250 Mio GBP bzw. 362 Mio  mit einem
Zinssatz von 6,25 Prozent, die zu 8 Mio GBP bzw. 11 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. 217 Mio  mit einem Zinssatz von
7,375 Prozent (Teil der Midlands-Verbindlichkeiten), die
in Höhe von 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
Euroanleihe 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. 347 Mio  mit einem
Zinssatz von 7,45 Prozent, der zu 173 Mio USD bzw.
147 Mio  von externen Investoren gehalten wurde
Diese Anleihen enthalten sämtlich Covenants hinsichtlich
Negativerklärungen und Beschränkungen von Sale-and-leaseback-Transaktionen. Sie enthalten ebenfalls Cross-DefaultKlauseln, die ausgelöst werden, wenn der Emittent, E.ON UK
plc oder eine der Tochtergesellschaften ihren Verpflichtungen
hinsichtlich der Zahlung von Agio, Zinsen oder der Tilgung
fälliger Verbindlichkeiten in Höhe von, je nach Anleihe,
10 Mio GBP bis 50 Mio GBP nicht nachkommen.
157
158 Anhang
Nordic
US-Midwest
E.ON Sverige MTN-Programm
Anleihen und MTN-Programme
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 in verschiedenen Währungen mit Laufzeiten von bis zu 15 Jahren und
unterschiedlichen Zinssätzen emittiert werden. Das Programm
enthält keine finanziellen Covenants. Es enthält jedoch eine
Cross-Default-Klausel, die ausgelöst wird, wenn E.ON Sverige
oder eine der Tochtergesellschaften mit der Zahlung fälliger
Verbindlichkeiten in Höhe von mindestens 10 Mio SEK in Verzug gerät. Per 31. Dezember 2005 standen im Rahmen dieses
Programms 6.601 Mio SEK bzw. 703 Mio  (2004: 4.458 Mio SEK
bzw. 494 Mio ) aus.
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 2005 standen im Rahmen dieses Programms 300 Mio USD bzw. 254 Mio  (2004: 300 Mio USD
bzw. 221 Mio ) aus, und 400 Mio USD verblieben für zukünftige Emissionen. Für Emissionen unter diesem Programm
betrug der Zinssatz im Jahr 2005 durchschnittlich 6,97 Prozent p.a., und die Fälligkeiten lagen zwischen 2008 und 2011.
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 aufgestockt wurde. Es ermöglicht die
Ausgabe von Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu
360 Tagen. Per 31. Dezember 2005 standen im Rahmen dieses
Programms 0 Mio SEK bzw. 0 Mio  (2004: 1.500 Mio SEK
bzw. 166 Mio ) aus.
Im Jahr 1990 wurde von Sydkraft, nun E.ON Sverige, ein Euro
Commercial 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 2005 betrug 0 Mio 
(2004: 61 Mio ).
Keines dieser Commercial Paper-Programme enthält finanzielle Covenants oder Cross-Default-Klauseln.
Darlehen von Kreditinstituten, Kreditfazilitäten
E.ON Sverige verfügt über bilaterale Darlehen von Kreditinstituten mit einem variablen Zinssatz auf dem Geldmarkt
zuzüglich einer Marge von 0,215 bzw. 0,425 Prozent p.a. über
Stockholm Interbank Offered Rate (STIBOR) und mit Laufzeiten von bis zu 10 Jahren. Per 31. Dezember 2005 standen
im Rahmen dieses Programms 1.349 Mio SEK bzw. 144 Mio 
(2004: 2.269 Mio SEK bzw. 252 Mio ) aus. Diese Darlehen
dienen hauptsächlich zur Finanzierung spezifischer Projekte.
Das MTN-Programm von E.ON U.S. Capital verlangt von E.ON
U.S., mindestens 80 Prozent an E.ON U.S. Capital und
100 Prozent an Louisville Gas and Electric Company (LG&E),
Louisville, Kentucky, USA, zu halten. Ferner verlangt das Programm von E.ON U.S. Capital ein Eigenkapital von mindestens 25 Mio USD und untersagt die Verpfändung der Aktien
von LG&E und E.ON U.S. Capital. Darüber hinaus schränkt das
Programm den Einsatz von Sale-and-lease-back-Transaktionen ein. Jeder Zahlungsverzug von E.ON U.S. Capitals Tochtergesellschaften bzw. LG&E oder E.ON U.S., der 15 Mio USD
bzw. 25 Mio USD überschreitet, stellt einen Kündigungsgrund
des MTN-Programms dar.
Zusätzlich standen zum 31. Dezember 2005 bei LG&E Anleihen
in Höhe von 574 Mio USD bzw. 486 Mio  (2004: 574 Mio USD
bzw. 422 Mio ) und bei Kentucky Utilities Company (Kentucky Utilities), Lexington, Kentucky, USA, in Höhe von
362 Mio USD bzw. 307 Mio  (2004: 385 Mio USD bzw.
283 Mio ) aus. Diese beinhalten sowohl festverzinsliche als
auch variabel verzinsliche Anleihen. Die Zinssätze für festverzinsliche Anleihen betragen zwischen 5,90 Prozent p.a.
und 7,92 Prozent p.a.; die durchschnittliche Verzinsung der
variabel verzinslichen Anleihen betrug im Jahr 2005 unter
2,60 Prozent p.a. Die von LG&E begebenen Anleihen sind
zwischen 2013 und 2035 fällig, während die von Kentucky
Utilities begebenen Anleihen Fälligkeiten von 2006 bis 2035
aufweisen. Bei LG&E und bei Kentucky Utilities sind die
Anleihen durch Pfandrechte auf alle wesentlichen Aktiva des
jeweiligen Unternehmens besichert.
Market Units
Konzernabschluss
Bilaterale Kreditlinien, Darlehen von Kreditinstituten
Bilanzsumme übersteigen. Die einzelnen Kreditlinien enthalten jeweils eine Cross-Default-Klausel, die ausgelöst würde,
wenn LG&E eine andere fällige Verbindlichkeit nicht zahlt.
Ein Cross-Default tritt nur ein, wenn der Gesamtbetrag der
betroffenen Verbindlichkeiten 25 Mio USD übersteigt.
LG&E verfügt über fünf revolvierende Kreditlinien in einer
Gesamthöhe von 185 Mio USD bzw. 157 Mio  mit einer Laufzeit bis Juni 2006. Zum 31. Dezember 2005 waren diese
Kreditlinien ungenutzt (2004: 0 Mio ).
Diese Kreditlinien enthalten finanzielle Covenants, insbesondere die Einhaltung eines Verschuldungsgrads von unter
70 Prozent, einen direkten oder indirekten Anteilsbesitz der
E.ON AG an LG&E von mindestens zwei Dritteln der Stimmrechte, eine Rating-Vorgabe für LG&E von mindestens BBBbzw. Baa3 sowie eine Veräußerungsbeschränkung auf Vermögensgegenstände, sofern diese aggregiert 15 Prozent der
Die Finanzverbindlichkeiten von E.ON gegenüber Kreditinstituten und Dritten weisen zum 31. Dezember 2005 die folgenden Fälligkeiten auf:
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten nach Fälligkeiten
in Mio 
Anleihen (inklusive MTN-Programme)
Commercial Paper
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
Fälligkeit
in 2006
Fälligkeit
in 2007
Fälligkeit
in 2008
Fälligkeit
in 2009
Fälligkeit
in 2010
Fälligkeit
nach 2010
Summe
732
219
283
275
4.418
3.611
9.538
–
–
–
–
–
–
–
424
183
116
74
356
377
1.530
–
40
2
–
–
–
42
742
39
99
24
3
399
1.306
1.898
481
500
373
4.777
4.387
12.416
93
14
14
–
8
52
181
Ungenutzte Kreditlinien
5.597
–
–
–
5.000
122
10.719
Genutzte und ungenutzte Kreditlinien
5.690
14
14
–
5.008
174
10.900
gegenüber Kreditinstituten und Dritten
Genutzte Kreditlinien
Die Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und
Dritten lassen sich nach Zinssätzen wie folgt darstellen:
Finanzverbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und Dritten nach Zinssätzen
31. Dezember 2005
in Mio 
Anleihen (inklusive MTN-Programme)
Commercial Paper
gegenüber Kreditinstituten und Dritten
0–3 %
3,1–7 %
7,1–10 %
über 10 %
Summe
571
8.624
343
–
9.538
–
–
–
–
–
765
762
3
–
1.530
–
42
–
–
42
161
1.124
4
17
1.306
1.497
10.552
350
17
12.416
159
160 Anhang
Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten setzen sich
zum 31. Dezember 2005 und 31. Dezember 2004 wie folgt
zusammen:
31. Dezember
in Mio 
Grundpfandrechtlich besicherte
Bankdarlehen
Sonstige besicherte Bankdarlehen
2005
2004
141
1.147
51
805
Unbesicherte Bankdarlehen,
in Anspruch genommene Kreditlinien,
kurzfristige Kredite
1.338
2.178
Summe
1.530
4.130
Im November 2005 legte E.ON Ruhrgas AG im Zusammenhang mit der Akquisition von Caledonia Loan Notes im
Gesamtbetrag von rund 402 Mio GBP bzw. 595 Mio  mit
einer Laufzeit von eineinhalb Jahren auf, die bereits nach
einem Jahr getilgt werden können. Ein wesentlicher Anteil
von rund 365 Mio GBP bzw. 528 Mio  wurde in USD-Loan
Notes umgewandelt (rund 636 Mio USD). Die Verzinsung
erfolgt auf LIBOR-Basis. Zum 31. Dezember 2005 werden
545 Mio  unter den sonstigen Finanzverbindlichkeiten ausgewiesen. 49 Mio  der ausgegebenen Loan Notes wurden
unterjährig an Banken übertragen und werden zum Jahresende unter den Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
gezeigt.
Von den besicherten Bankdarlehen in Höhe von insgesamt
192 Mio  zum 31. Dezember 2005 (2004: 1.952 Mio ) sind
0 Mio  (2004: 278 Mio ) unverzinslich bzw. niedrig verzinslich.
Die Bankdarlehen mit Zinssätzen unter Marktniveau betrafen 2004 vor allem Viterra zur Finanzierung des vermieteten
Immobilienbesitzes. Im Gegenzug zur Finanzierung unter
Marktniveau erhielten die Kreditgeber Belegungsrechte für
Wohnungen zu vergünstigten Konditionen. Die Darlehen
wurden in der Bilanz 2004 zum Barwert bilanziert. Aufgrund
der Veräußerung von Viterra im Jahr 2005 wurden zum
31. Dezember 2005 keine derartigen Darlehen mehr ausgewiesen. Von den gesamten Finanzverbindlichkeiten im Jahr
2005 entfallen 26 Mio  auf unverzinsliche und niedrig verzinsliche Verbindlichkeiten (2004: 566 Mio ).
Die noch nicht ertragswirksam gewordenen Investitionszuschüsse von 270 Mio  (2004: 271 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 3.674 Mio  (2004:
3.558 Mio ) werden 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 5.761 Mio  (2004: 1.773 Mio ), Verbindlichkeiten aus den von E.ON Benelux getätigten Cross-Border-LeaseTransaktionen für Kraftwerke mit 1.011 Mio  (2004: 900 Mio )
sowie Zinsverpflichtungen in Höhe von 638 Mio  (2004:
694 Mio ).
Market Units
Konzernabschluss
(26) 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 27 verwiesen), langfristige vertragliche und gesetzliche Verpflichtungen sowie
sonstige Verpflichtungen.
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.
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 2022. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten maximal 427 Mio  (2004: 737 Mio )
betragen. Für nahe stehende Unternehmen ist hierin ein
Betrag von 304 Mio  (2004: 534 Mio ) enthalten. Die indirekten Garantien beinhalten insbesondere zusätzliche Verpflichtungen aus Cross-Border-Lease-Transaktionen und Verpflichtungen zur finanziellen Unterstützung vorwiegend von
nahe stehenden Unternehmen. Die befristeten indirekten
Garantien haben Laufzeiten bis 2023. Die undiskontierten
zukünftigen Zahlungen könnten maximal 431 Mio  (2004:
459 Mio ) betragen. Für nahe stehende Unternehmen ist
hierin ein Betrag von 67 Mio  (2004: 162 Mio ) enthalten.
E.ON hat zum 31. Dezember 2005 Rückstellungen in Höhe
von 25 Mio  (2004: 98 Mio ) bezüglich der Finanzgarantien
gebildet. E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch
aus Beteiligungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts,
Personenhandelsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.
Daneben bestehen satzungsrechtliche Verpflichtungen verschiedener Konzerngesellschaften aufgrund ihrer Mitgliedschaft in der VKE. Mit einer Inanspruchnahme für diese Verpflichtungen wird nicht gerechnet.
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.
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 dessen eigener
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 43,0 Prozent (2004: 43,0 Prozent).
Die Gesellschaften der Market Unit Nordic haben entsprechend schwedischem Recht gegenüber staatlichen Einrichtungen Garantien abgegeben. Diese Garantien beziehen sich
auf die Deckung möglicher Mehrkosten für die Entsorgung
hoch radioaktiven Abfalls und Stilllegungen, die über die in
der Vergangenheit bereits finanzierten Abgaben hinausgehen. Darüber hinaus sind die Gesellschaften der Market Unit
Nordic für alle Kosten der Entsorgung schwach radioaktiven
Abfalls verantwortlich. In Schweden haftet der Eigentümer
von Kernkraftwerken für Schäden, die durch Unfälle in den
entsprechenden Kernkraftwerken und durch Unfälle mit
radioaktiven Substanzen, die im Zusammenhang mit den
Kernkraftwerken stehen, verursacht werden. Zum 31. Dezember 2005 war die Haftung begrenzt auf einen Betrag in Höhe
von 3.401 Mio SEK bzw. 362 Mio  (2004: 3.076 Mio SEK bzw.
341 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 US-Midwest
betreiben Kernkraftwerke und haben daher keine vergleichbaren Eventualverbindlichkeiten.
161
162 Anhang
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 6.623 Mio  betragen
(2004: 4.602 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 2005
Rückstellungen in Höhe von 296 Mio  (2004: 86 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.
Regel sind dies 3 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.
Die gegenüber dem Vorjahr gestiegenen Abnahmeverpflichtungen für Gas sind im Wesentlichen mit den in 2005 gestiegenen Bezugskosten für Gas und der damit verbundenen
Änderung der Planungsannahmen 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 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.
Andere Garantien
Andere Garantien mit Laufzeiten bis 2020 beinhalten im
Wesentlichen Marktwertgarantien und Gewährleistungsgarantien, die zu undiskontierten zukünftigen Zahlungen in
Höhe von maximal 130 Mio  führen könnten. Produktgarantien, für die Rückstellungen von 25 Mio  am 31. Dezember
2004 bestanden, existieren zum 31. Dezember 2005 aufgrund
der Veräußerungen von Viterra und Ruhrgas Industries nicht
mehr. Entsprechendes gilt für die zugehörigen Rückstellungen.
Langfristige Verpflichtungen
Langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen zum
31. Dezember 2005 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
Die übrigen finanziellen Verpflichtungen belaufen sich auf
4.299 Mio  (2004: 4.093 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.
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 1,1 Mrd 
geschätzt.
Die Market Unit Nordic hat zum Stichtag 31. Dezember 2005
eine Stillhalterposition bezüglich des Erwerbs weiterer
Anteile an der Gesellschaft E.ON Finland inne. Bezüglich
weiterer Informationen wird auf Textziffer 34 verwiesen.
Market Units
Konzernabschluss
Für bestehende Pensionsverpflichtungen soll ein CTA im
E.ON-Konzern mit einem Umfang von bis zu 5,4 Mrd  eingerichtet werden. Dieser Betrag ist in der nachfolgend aufgeführten Tabelle nicht enthalten.
Die erwarteten Zahlungen aus langfristigen Verpflichtungen
belaufen sich insgesamt auf 181.134 Mio  und verteilen sich
wie folgt:
Abnahmeverpflichtungen und übrige Verpflichtungen
in Mio 
Erdgas
Öl
Steinkohle
Summe
Weniger als
1 Jahr
1–3 Jahre
3–5 Jahre
Mehr als
5 Jahre
164.634
15.292
26.565
34.835
87.942
–
–
–
–
–
2.889
1.135
1.099
485
170
1.089
33
66
66
924
168.612
16.460
27.730
35.386
89.036
Abnahmeverpflichtungen Elektrizität
4.228
1.231
915
515
1.567
Sonstige Abnahmeverpflichtungen
1.024
208
238
135
443
173.864
17.899
28.883
36.036
91.046
Großreparaturen
19
14
5
–
–
Umweltschutzmaßnahmen
29
3
5
3
18
Braunkohle und andere fossile Brennstoffe
Summe Abnahmeverpflichtungen fossile Brennstoffe
Summe langfristige Abnahmeverpflichtungen
1.791
647
416
263
465
Summe Bestellobligo
1.839
664
426
266
483
Übrige sonstige finanzielle Verpflichtungen
4.299
237
3.681
205
176
Kreditzusagen
1.132
364
193
14
561
181.134
19.164
33.183
36.521
92.266
Übrige (inklusive kontrahierte, noch nicht vollzogene Investitionen)
Summe
Miet-, Pacht- und Leasingverpflichtungen
Die Nominalwerte der Verpflichtungen aus Miet-, Pacht- und
Leasingverträgen weisen folgende Fälligkeiten auf:
Miet-, Pacht- und Leasingverpflichtungen
in Mio 
2006
136
2007
121
2008
107
2009
65
2010
69
Nach 2010
236
Summe
734
Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Aufwendungen aus solchen Verträgen betragen 102 Mio  (2004:
71 Mio ).
163
164 Anhang
(27) Schwebende Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüche
Gegen Konzernunternehmen sind verschiedene Prozesse,
darunter 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 ein Schiedsverfahren gegen E.ON
Nordic (weitere Erläuterungen in Textziffer 34) sowie Klagen
gegen E.ON AG und US-Tochtergesellschaften im Zusammenhang mit der Veräußerung von VEBA Electronics im Jahr
2000. 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.
Im Rahmen verschiedener gesellschaftsrechtlicher Umstrukturierungen in den vergangenen Jahren wurden seitens
außen stehender Aktionäre mehrere Spruchstellenverfahren
eingeleitet, die eine Überprüfung der Angemessenheit des
Umtauschverhältnisses oder der Höhe der Barabfindung
zum Inhalt haben. Betroffen sind die Market Units Central
Europe und Pan-European Gas sowie die Fusion zwischen
(28) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung
Zur Kapitalflussrechnung werden folgende ergänzende
Angaben gemacht:
Ergänzende Angaben zur
in Mio 
2005
2004
966
1.101
1.059
1.360
Mittelabfluss im Geschäftsjahr für
Zinsen abzüglich aktivierter Beträge
abzüglich Erstattungen
Nicht zahlungswirksame Investitionen
und Finanzierungstätigkeiten
Anteilserhöhung gegen Ausgabe von
E.ON-Aktien an die Minderheitsaktionäre
bei Tochterunternehmen
35
182
Noch nicht fällige Kaufpreiszahlungen
für Caledonia-Anteile
595
–
Tauschvorgänge bei Unternehmenserwerben
171
–
Die verkaufsbedingte Entkonsolidierung von Beteiligungen
und Aktivitäten führte zu Bestandsabgängen von 7.160 Mio 
(2004: 231 Mio ) bei den Vermögensgegenständen und
4.510 Mio  (2004: 186 Mio ) bei den Rückstellungen und
Verbindlichkeiten. Der mitveräußerte Bestand an Zahlungsmitteln betrug 45 Mio  (2004: 19 Mio ).
VEBA und VIAG selbst. Da die Umtauschverhältnisse und die
Abfindungen gutachterlich ermittelt und von Wirtschaftsprüfungsgesellschaften überprüft wurden, geht E.ON von der
Richtigkeit der ermittelten Abfindungen bzw. Wertverhältnisse aus.
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 Prüfungs- und
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.
Der operative Cashflow lag im Jahr 2005 deutlich über dem
Vorjahresniveau. Die Erhöhung war dabei im Wesentlichen
auf Änderungen bei Steuerzahlungen zurückzuführen, insbesondere auf die geänderte umsatzsteuerliche Behandlung
von Gasgeschäften in der Market Unit Pan-European Gas.
Positiv wirkten darüber hinaus höhere Vorfälligkeitszahlungen
von Kunden im Dezember bei der Market Unit Pan-European
Gas, ein Anstieg der Rohmarge bei der Market Unit Central
Europe sowie Effekte aus der Auflösung von Währungsswaps
im Corporate Center. Diese Verbesserungen wurden teilweise
kompensiert durch Zahlungen an den Pensionsfonds der
Market Unit UK, höhere Beiträge an VKE in der Market Unit
Central Europe sowie Zahlungen im Zusammenhang mit den
Sturmschäden in der Market Unit Nordic.
Der Cashflow aus Investitionstätigkeit war im Berichtsjahr
positiv. Insbesondere der Verkauf von Viterra und Ruhrgas
Industries führte zu hohen Mittelzuflüssen. In Sachanlagen,
insbesondere in Kraftwerke und Netze, wurde mehr investiert als in 2004. Aufgrund deutlich geringerer Auszahlungen
für Beteiligungserwerbe gingen die Investitionen des Konzerns jedoch insgesamt zurück.
Market Units
Konzernabschluss
Die deutliche Verringerung der Finanzschulden sowie höhere
Dividendenausschüttungen spiegeln sich im negativen Cashflow aus Finanzierungstätigkeit wider.
erworbene Bestand an Vermögensgegenständen betrug
3.892 Mio  (2004: 2.680 Mio ) und an Rückstellungen sowie
Verbindlichkeiten 1.922 Mio  (2004: 2.569 Mio ).
Die Kaufpreise für Tochterunternehmen betrugen insgesamt
1.336 Mio  (2004: 1.004 Mio ). Darin ist der in Höhe von
595 Mio  noch nicht zahlungswirksame Erwerb von Caledonia
enthalten. Die miterworbenen Zahlungsmittel betrugen
275 Mio  (2004: 110 Mio ). Der bei diesen Unternehmen
Die Kapitalflussrechnung des Vorjahres wurde um folgende
Effekte aus nicht fortgeführten Aktivitäten angepasst:
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit: 132 Mio , Cashflow
aus der Investitionstätigkeit: –214 Mio , Cashflow aus der
Finanzierungstätigkeit: 305 Mio .
(29) Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte
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-atRisk-Kennziffern, Volumen-, Kredit- und Buchlimite eingesetzt. Die Funktionstrennung der Bereiche Disposition, Handel, Abwicklung und Kontrolle sowie eine handelsunabhängige Risikoberichterstattung sind weitere Kernelemente des
Risikomanagements.
Strategie und Ziele
Im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der
E.ON-Konzern finanzwirtschaftlichen Preisrisiken im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich ausgesetzt. Aus diesen
Risiken resultieren Ergebnis-, Eigenkapital- und CashflowSchwankungen. 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 finanzwirtschaftlichen Risiken auszuschalten oder zu begrenzen. Die Richtlinien der Market Units bewegen sich im Rahmen der allgemeinen Risikomanagement-Richtlinien 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.
Der Einsatz von Commodity-Derivaten unterliegt den Bestimmungen der Market-Unit-spezifischen RisikomanagementRichtlinien. Commodity-Derivate werden für die Zwecke
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.
Fair Value Hedges
Fair Value Hedge Accounting wird insbesondere beim Tausch
fester Zinsbindungen von in Fremdwährungen und in Euro
denominierten Ausleihungen und langfristigen Verbindlichkeiten in variable Zinsbindungen eingesetzt. Als Sicherungsinstrumente werden Zins- und Zins-/Währungsswaps genutzt.
Die Ergebnisse sind in der Regel in dem Posten der Gewinnund Verlustrechnung ausgewiesen, in der auch das gesicherte
Grundgeschäft abgebildet wird. Der ineffektive Teil aller Fair
Value Hedges hat im abgelaufenen Geschäftsjahr 1 Mio 
(2004: 2 Mio ) betragen und wird in den sonstigen betrieblichen Erträgen bzw. Aufwendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis im sonstigen Zinsergebnis.
Cashflow Hedges
Zur Begrenzung des Zinsänderungs- und Devisenrisikos werden insbesondere Zins- und Zins-/Währungsswaps eingesetzt.
Diese Instrumente sichern Zahlungsströme aus verzinslichen
Ausleihungen und langfristigen Verbindlichkeiten in Fremdwährungen und in Euro durch Cashflow Hedge Accounting in
der funktionalen Währung der jeweiligen E.ON-Gesellschaft.
165
166 Anhang
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.
Partei die Rechte und/oder Pflichten einer anderen Partei
übernehmen würde. Die Marktwerte der derivativen Finanzinstrumente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegenden Marktdaten ermittelt.
Zum 31. Dezember 2005 sind bestehende Grundgeschäfte in
Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu 12 Jahren (2004: bis
zu 20 Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten
bis zu 27 Jahren (2004: bis zu 28 Jahren) im Bereich der Zinssicherungen einbezogen. Im Commodity-Bereich betragen
die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte bis zu 3 Jahre
(2004: bis zu 3 Jahre).
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 Marktwerte 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.
• Aktienswaps werden auf Basis des Börsenkurses der
zugrunde liegenden Aktien unter Berücksichtigung von
Finanzierungskomponenten bewertet.
• Börsennotierte Stromtermingeschäfte und -optionen
werden zum Bilanzstichtag einzeln mit den börsentäglich festgestellten Abrechnungspreisen bewertet, die
von der jeweiligen Clearingstelle veröffentlicht werden.
Gezahlte Initial Margins sind unter den sonstigen Vermögensgegenständen ausgewiesen. Während der Laufzeit erhaltene bzw. gezahlte Variation Margins werden
unter den sonstigen Verbindlichkeiten bzw. sonstigen
Vermögensgegenständen ausgewiesen.
• Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden
anhand von auf durchschnittlichen Wahrscheinlichkeiten
beruhenden Bewertungsmodellen, die vertragsbezogene
Bedingungen und Variablen beinhalten, bewertet.
Zum 31. Dezember 2005 ergab sich aus dem ineffektiven Teil
von Cashflow Hedges ein Ertrag in Höhe von 1 Mio  (2004:
1 Mio ) sowie aus Umgliederungen aus dem kumulierten
Other Comprehensive Income für Cashflow Hedges ein Aufwand von 208 Mio  (2004: Ertrag 117 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 68 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.
Aus der vorzeitigen Auflösung eines Cashflow Hedge aufgrund der Tatsache, dass der Eintritt des gesicherten Grundgeschäfts wahrscheinlich nicht mehr stattfindet, ergab sich
ein sonstiger betrieblicher Ertrag von 34 Mio  in 2005.
Net Investment Hedges
Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen
werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, Währungsswaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.
Zum 31. Dezember 2005 wurden 825 Mio  (2004: 1.060 Mio )
aus Marktwertveränderungen von Derivaten und der Stichtagskursumrechnung von originären Verbindlichkeiten im
Zusammenhang mit Net Investment Hedges im Other Comprehensive Income in dem Posten Währungsumrechnung
ausgewiesen.
Bewertung derivativer Finanzinstrumente
Der Marktwert derivativer Finanzinstrumente ist abhängig
von der Entwicklung der zugrunde liegenden Marktfaktoren.
Die jeweiligen Marktwerte werden in regelmäßigen Abständen ermittelt und überwacht. Der für alle derivativen Finanzinstrumente ermittelte Marktwert ist der Preis, zu dem eine
Verluste in Höhe von 39 Mio  (2004: 0 Mio ) aus der
Zugangsbewertung von Derivaten wurden abgegrenzt und
werden entsprechend der Vertragserfüllung in den Folgeperioden aufgelöst.
Market Units
Konzernabschluss
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 2005
Nominalwert
31. Dezember 2004
Marktwert
Nominalwert
Marktwert
Devisentermingeschäfte
Kauf
4.091,3
79,2
4.238,2
–41,3
Verkauf
8.331,2
–81,7
5.328,6
134,2
Devisenoptionen
Kauf
227,7
32,8
782,7
46,7
Verkauf
139,6
–39,0
422,2
–36,4
12.789,8
–8,7
10.771,7
103,2
bis 1 Jahr
1.734,7
34,7
499,1
–7,0
1 Jahr bis 5 Jahre
8.163,2
57,8
11.033,7
484,2
über 5 Jahre
6.358,4
66,6
7.163,8
236,3
bis 1 Jahr
125,0
13,1
102,3
1,4
1 Jahr bis 5 Jahre
316,4
5,0
125,0
12,1
Zwischensumme
Währungsswaps
Zins-/Währungsswaps
über 5 Jahre
Zwischensumme
–
–
297,4
–38,5
16.697,7
177,2
19.221,3
688,5
Zinsswaps
Festzinszahler
bis 1 Jahr
612,2
–11,8
371,0
–5,4
1 Jahr bis 5 Jahre
1.294,9
–44,1
2.092,5
–107,9
über 5 Jahre
1.033,5
–18,0
373,3
–36,6
Festzinsempfänger
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
–
–
23,3
0,3
5.364,4
64,3
3.914,0
100,6
1.196,4
–20,7
147,0
4,5
9.501,4
–30,3
6.921,1
–44,5
bis 1 Jahr
–
–
554,6
–7,2
1 Jahr bis 5 Jahre
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
110,9
–2,0
–
–
–
–
Zwischensumme
Zinsoptionen
Kauf
Verkauf bis 1 Jahr
1 Jahr bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
Aktienswaps
Zwischensumme
Summe
–
–
–
–
0,0
0,0
665,5
–9,2
–
–
63,8
103,0
0,0
0,0
63,8
103,0
38.988,9
138,2
37.643,4
841,0
167
168 Anhang
Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtebezogenen Derivate
davon Handel
31. Dezember 2005
31. Dezember 2005
31. Dezember 2004
Nominalwert
Marktwert
Nominalwert
Marktwert
Nominalwert
Marktwert
15.379,4
24,0
14.221,3
–64,0
7.521,9
41,6
4.722,5
–116,1
4.228,7
–95,0
2.306,2
–39,9
54,4
–5,0
12,0
–0,5
59,6
–0,4
9,6
0,8
1,9
–0,1
7,5
–1,0
20.165,9
–96,3
18.463,9
–159,6
9.895,2
0,3
bis 1 Jahr
3.316,7
–103,6
2.402,8
49,6
3.085,4
–93,3
1 Jahr bis 3 Jahre
1.621,4
–18,1
985,4
49,8
1.309,9
–9,9
17,6
–1,4
17,6
–1,4
–
–
in Mio 
Restlaufzeit
Stromtermingeschäfte
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 3 Jahre
4 Jahre bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
Börsengehandelte Stromtermingeschäfte
4 Jahre bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
1,9
0,1
1,9
0,1
–
–
4.957,6
–123,0
3.407,7
98,1
4.395,3
–103,2
Stromswaps
bis 1 Jahr
88,3
–21,6
–
–
29,7
0,3
1 Jahr bis 3 Jahre
–
–
–
–
3,1
–0,1
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
88,3
–21,6
0
0
32,8
0,2
bis 1 Jahr
–
–
–
–
8,8
–0,2
1 Jahr bis 3 Jahre
–
–
–
–
–
–
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
0
0
0
0
8,8
–0,2
bis 1 Jahr
12,1
–0,7
12,1
–0,7
64,9
–1,5
1 Jahr bis 3 Jahre
Zwischensumme
Stromoptionen
Zwischensumme
Börsengehandelte Stromoptionen
71,7
–0,2
71,7
–0,2
132,6
–1,6
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
83,8
–0,9
83,8
–0,9
197,5
–3,1
bis 1 Jahr
839,4
–46,0
127,2
–2,8
1.541,6
26,8
1 Jahr bis 3 Jahre
439,9
–3,0
51,3
–1,9
851,2
18,3
4 Jahre bis 5 Jahre
31,9
–1,4
–
–
112,0
1,1
Zwischensumme
Kohletermin- und -swapgeschäfte
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
1.311,2
–50,4
178,5
–4,7
2.504,8
46,2
bis 1 Jahr
845,0
106,1
103,5
0,6
405,0
28,5
1 Jahr bis 3 Jahre
341,7
59,1
–
–
266,0
28,1
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
2,8
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
1.186,7
165,2
103,5
0,6
673,8
56,6
27.793,5
–127,0
22.237,4
–66,5
17.708,2
–3,2
Zwischensumme
Ölbezogene Derivate
Zwischensumme
Übertrag
Market Units
Konzernabschluss
Gesamtvolumen der strom-, gas-, kohle-, öl- und emissionsrechtebezogenen Derivate
davon Handel
31. Dezember 2005
31. Dezember 2005
in Mio 
Restlaufzeit
31. Dezember 2004
Nominalwert
Marktwert
Nominalwert
Marktwert
Nominalwert
Marktwert
27.793,5
–127,0
22.237,4
–66,5
17.708,2
–3,2
bis 1 Jahr
4.628,7
380,8
483,8
–65,2
1.606,8
77,4
1 Jahr bis 3 Jahre
4.226,9
541,4
250,5
–8,8
1.117,9
131,7
763,7
27,4
61,7
1,5
426,0
2,0
92,6
–17,7
–
–
–
–
9.711,9
931,9
796,0
–72,5
3.150,7
211,1
bis 1 Jahr
1.987,3
277,4
1.340,7
3,4
1.908,1
78,1
1 Jahr bis 3 Jahre
1.645,0
306,8
594,0
0,8
1.513,9
143,6
Übertrag
Gastermingeschäfte
4 Jahre bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
Gasswaps
4 Jahre bis 5 Jahre
über 5 Jahre
Zwischensumme
737,0
86,9
–
–
503,1
–7,0
1.892,3
7,9
–
–
373,8
–24,2
6.261,6
679,0
1.934,7
4,2
4.298,9
190,5
Gasoptionen
bis 1 Jahr
43,3
–16,7
–
–
34,1
–7,6
1 Jahr bis 3 Jahre
–
–
–
–
24,5
–7,7
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
43,3
–16,7
0
0
58,6
–15,3
bis 1 Jahr
98,4
4,9
92,3
0,8
28,8
–0,5
1 Jahr bis 3 Jahre
24,3
1,6
20,2
0,2
5,9
–0,1
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
122,7
6,5
112,5
1,0
34,7
–0,6
11,4
0,3
8,9
0,3
–
–
5,6
0,3
1,4
0,2
–
–
4 Jahre bis 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
über 5 Jahre
–
–
–
–
–
–
17,0
0,6
10,3
0,5
0,0
0,0
43.950,0
1.474,3
25.090,9
–133,3
25.251,1
382,5
Zwischensumme
Emissionsrechtebezogene Derivate
Zwischensumme
Börsengehandelte emissionsrechtebezogene Derivate
bis 1 Jahr
1 Jahr bis 3 Jahre
Zwischensumme
Summe
Kontrahentenrisiko aus dem Einsatz von derivativen
Finanzinstrumenten
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 Marktwert des Derivates. Ist der Marktwert
eines derivativen Kontraktes negativ, besteht eine Schuld
des Unternehmens gegenüber der Gegenpartei, die in diesem Fall das Rückzahlungsrisiko trägt.
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,
welche die internen Mindestanforderungen zur Bonität der
Geschäftspartner erfüllen.
Im Rahmen des konzernweit etablierten Kredit-Risikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner systematisch überwacht und das Kreditrisiko regelmäßig ermittelt.
Das Kredit-Rating 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
169
170 Anhang
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. 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 5.058 Mio , die mit
Strombörsen abgeschlossen wurden, bestehen zum
31. Dezember 2005 keine Adressenausfallrisiken.
Eine Saldierung (Netting) von laufenden Transaktionen mit
positiven und negativen Marktwerten 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 Marktwerte. Insgesamt weist der Derivatebestand zum 31. Dezember 2005 folgende Laufzeiten- und Bonitätsstruktur auf:
Rating des Kontrahenten
Standard & Poor’s und/
oder Moody’s
31. Dezember 2005
Summe
davon bis 1 Jahr
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
AAA und Aaa bis AA– und Aa3
28.821,5
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
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
2.557,9
11.489,8
19.604,5
1.108,4
4.805,1
652,1
davon 1 bis 5 Jahre
davon über 5 Jahre
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
Nominalwert
Kontrahentenrisiko
1.036,7
11.738,9
994,6
5.592,8
526,6
8.416,0
787,4
8.791,6
314,9
2.396,9
6,1
3.503,1
450,8
997,8
201,3
304,2
–
1.403,0
182,4
944,1
142,7
372,4
38,8
86,5
0,9
Sonstige 1)
23.246,3
2.648,2
15.276,2
2.067,9
5.760,1
530,1
2.210,0
50,2
Summe
77.880,4
7.149,0
39.629,2
4.485,5
27.660,8
2.079,7
10.590,4
583,8
1) Der Posten „Sonstige“ umfasst hauptsächlich Kontrahenten, für die E.ON Sicherheiten von Geschäftspartnern der o. g. Ratingkategorien
bzw. mit äquivalentem internem Rating erhalten hat.
(30) Nicht derivative Finanzinstrumente
Der geschätzte Marktwert der nicht derivativen Finanzinstrumente beruht auf vorliegenden Marktinformationen und
geeigneten Bewertungsmethoden. Die Marktwerte für
Finanzinstrumente sind unter Anwendung marktüblicher
Bewertungsmethoden auf Basis der am Bilanzstichtag vorhandenen Marktinformationen berechnet worden. Die ausgewiesenen Marktwerte sind nicht notwendigerweise
maßgeblich für die Beträge, die E.ON unter aktuellen Marktbedingungen erzielen könnte.
Die Buch- und Marktwerte der nicht derivativen Finanzinstrumente zum 31. Dezember 2005 und 2004 stellen sich wie
folgt dar:
Nicht derivative Finanzinstrumente
31. Dezember 2005
in Mio 
Buchwert
Marktwert
31. Dezember 2004
Buchwert
Marktwert
Aktiva
Ausleihungen
1.100
1.112
1.438
1.477
Wertpapiere
10.420
10.420
8.617
8.617
2.019
2.019
2.124
2.124
Flüssige Mittel
5.859
5.859
4.233
4.233
19.398
19.410
16.412
16.451
14.362
15.421
20.301
21.168
Summe
Passiva
Market Units
Konzernabschluss
Die Marktwerte der einzelnen Gruppen von Finanzinstrumenten, für die eine Marktbewertung durchgeführt wurde,
sind anhand folgender Methoden und Annahmen ermittelt
worden:
Für die flüssigen Mittel gelten die Buchwerte als realistische
Schätzung ihrer Marktwerte. Der Marktwert von Darlehen
und sonstigen Finanzinstrumenten ergibt sich durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows mit den jeweils geltenden
Zinssätzen für vergleichbare Instrumente. Die Marktwerte
von Fonds und marktfähigen Wertpapieren orientieren sich
an den Börsenkursen der Geldanlagen oder an sonstigen
geeigneten Bewertungsmethoden.
mit vergleichbaren Konditionen und Restlaufzeiten ermittelt.
Der Marktwert von Commercial Paper und Geldaufnahmen
im Rahmen revolvierender kurzfristiger Kreditfazilitäten wird
wegen der kurzen Laufzeiten in Höhe des Buchwertes angesetzt.
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 Marktwert von Finanzverbindlichkeiten wird durch Diskontierung des erwarteten Mittelabflusses für Tilgungen und Zinszahlungen zu den marktüblichen Zinssätzen für Schuldtitel
(31) 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 
2005
2004
Erträge
5.408
4.846
Aufwendungen
2.913
2.530
Forderungen
2.263
1.686
Verbindlichkeiten
2.161
1.973
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 in Höhe
von 162 Mio  (2004: 469 Mio ). Der realisierte Zinsertrag
aus der Darlehensvergabe beläuft sich für 2005 auf 11 Mio 
(2004: 14 Mio ). Im Mai 2005 wurde bei ONE eine teilweise
Umwandlung von Gesellschafterdarlehen in Eigenkapital vorgenommen; der auf E.ON entfallende Anteil betrug 223 Mio .
Im Dezember 2005 hat ONE einen Betrag von 95 Mio  aus
den Gesellschafterdarlehen an E.ON zurückgezahlt. Mit einer
im Oktober 2004 bei ONE durchgeführten Refinanzierung
entfiel die in 2003 eingegangene Verpflichtung von E.ON
gegenüber einem Bankenkonsortium, die Bereitstellung weiterer Finanzmittel für den Fall zu garantieren, dass ONE
bestimmte Verpflichtungen der Finanzierung verletzt bzw. zu
verletzen droht. Der Umfang dieser Verpflichtung belief sich
auf 194 Mio .
E.ON weist gegenüber nahe stehenden Unternehmen Verbindlichkeiten aus, von denen 241 Mio  (2004: 1.513 Mio )
aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen mit Gemeinschaftskernkraftwerken resultieren. Diese Verbindlichkeiten
haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent p.a.
(2004: 1,0 Prozent bis 1,95 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 1.253 Mio  aus, die aus Termingeldanlagen dieser Gemeinschaftskernkraftwerke bei E.ON
resultieren.
171
172 Anhang
(32) 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 wird die Equity-Beteiligung an Degussa in Höhe von
42,9 Prozent ausgewiesen.
• 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, und E.ON Finland Oyj,
Espoo, Finnland, vorrangig in Schweden und Finnland
ausgeführt.
•
•
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 2005 betrifft dies vor allem die veräußerten
Gesellschaften Viterra und Ruhrgas Industries sowie die
noch nicht veräußerte WKE. Die entsprechenden Werte zum
31. Dezember 2005 sind ebenso wie die der Vorperiode um
sämtliche Bestandteile der abgegebenen Aktivitäten bereinigt. Die unten stehende Tabelle zeigt die Überleitung der
für den Berichtszeitraum 2004 veröffentlichten Zahlen um die
Bestandteile nicht fortgeführter Aktivitäten auf die angepassten Werte für 2004 (siehe auch Erläuterungen Seite 113).
Die Bilanzdaten des Vorjahres wurden nicht angepasst, da
SFAS 144 eine Anpassung nicht vorschreibt.
Anpassungen um nicht fortgeführte Aktivitäten (Berichtszeitraum 2004)
in Mio 
Im Berichtszeitraum 2004
veröffentlicht
Anpassungen
Angepasste
Werte für
den Berichtszeitraum 2004
Central Europe
3.602
–
3.602
Pan-European Gas
1.428
–84
1.344
UK
1.017
–
1.017
Nordic
701
–
701
US-Midwest
349
5
354
–314
–24
–338
6.783
–103
6.680
Corporate Center
578
–471
107
7.361
–574
6.787
–1.140
109
–1.031
578
21
599
6.799
–444
6.355
Konzernüberschuss
4.339
–
4.339
Adjusted EBIT
Wirtschaftliches Zinsergebnis
Neutrales Ergebnis
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
2005
2004
7.333
6.787
–1.027
–1.031
491
589
Aufwendungen für Restrukturierung/
Kostenmanagement
–29
–100
Sonstiges nicht operatives Ergebnis
440
110
7.208
6.355
–2.276
–1.850
in Mio 
Adjusted EBIT
Netto-Buchgewinne
Steuern vom Einkommen
und vom Ertrag
–553
–478
4.379
4.027
Aktivitäten
3.035
312
Ergebnis aus der Erstanwendung neuer
Konzernüberschuss
–7
–
7.407
4.339
Die Netto-Buchgewinne im Berichtszeitraum stammen insbesondere aus dem Verkauf von Wertpapieren (371 Mio ).
Zudem wurde aus der Verringerung der Beteiligungsquote
an TEAG ein Ertrag von 90 Mio  realisiert. Im Vorjahr betrafen
die Buchgewinne im Wesentlichen die Veräußerung der
Beteiligungen an EWE und VNG (317 Mio ), den Verkauf von
Wertpapieren (221 Mio ) sowie die Abgabe von DegussaAnteilen (51 Mio ).
Die Aufwendungen für Restrukturierung/Kostenmanagement
sanken im Vergleich zum Vorjahr 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
unrealisierte Erträge aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Energiederivaten der Market Unit UK. Mit
diesen Derivaten wird das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert. Im vierten Quartal des Jahres
2005 hat der Marktwert dieser Derivate im Konzern aufgrund
der stark gestiegenen Gaspreise um mehr als 600 Mio 
zugenommen. Zum Jahresende resultiert aus der Marktbewertung von Derivaten ein Ergebnisbeitrag von rund
1.200 Mio . Dagegen belastet eine von Degussa in ihrem
Geschäftsbereich Feinchemie vorgenommene Wertminderung das Ergebnis über die direkte Beteiligung an Degussa
mit 347 Mio . Die Kosten durch den schweren Sturm in
Schweden zu Beginn des Jahres betrugen rund 140 Mio .
Darüber hinaus wirkten sich Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen der Market
Unit UK (129 Mio ) und eine Wertberichtigung auf aktive
latente Steuern bei einer Equity-Gesellschaft des Corporate
Centers (103 Mio ) negativ aus. Der Vorjahreswert enthält
insbesondere positive Effekte aus der Marktbewertung von
Derivaten (rund 290 Mio ). Dem standen unter anderem
Wertminderungen auf Grundstücke und Wertpapiere des
Umlaufvermögens bei Central Europe sowie außerplanmäßige Belastungen bei Beteiligungen von Central Europe und
UK gegenüber.
173
174 Anhang
Segmentinformationen nach Bereichen
Central Europe
in Mio 
Pan-European Gas
2005
2004
2005
Außenumsatz
24.047
20.540
16.835
Innenumsatz
248
212
Gesamtumsatz
24.295
Abschreibungen
–1.298
Außerplanmäßige Wertminderungen3)
Adjusted EBIT
darin Equity-Ergebnis4)
20041)
UK
Nordic
2005
2004
2005
2004
12.671
10.102
8.480
3.369
3.281
1.079
556
74
10
102
66
20.752
17.914
13.227
10.176
8.490
3.471
3.347
–1.121
–387
–334
–586
-575
–379
–420
–56
–185
–16
–94
–1
–
–8
–
3.930
3.602
1.536
1.344
963
1.017
806
701
189
143
509
419
17
43
9
10
Investitionen
2.177
2.527
531
614
926
503
538
740
und Sachanlagen
1.519
1.388
263
105
565
511
407
350
658
1.139
268
509
361
–8
131
390
60.531
55.537
30.746
22.720
19.177
14.986
11.193
11.289
Finanzanlagen
Bilanzsumme
2) Die weiteren Aktivitäten des E.ON-Konzerns umfassen die Aktivitäten der mit einem Anteil von 42,9 Prozent at equity in den Konzernabschluss einbezogenen Degussa.
Darüber hinaus beinhalten die nach Segmenten ausgewiesenen Bilanzdaten den Equity-Buchwert der Degussa sowie die Bilanzsummen der im Jahr 2004 noch zu den weiteren Aktivitäten zählenden Viterra.
3) In den Jahren 2005 und 2004 weichen die Adjusted EBIT-wirksamen außerplanmäßigen Wertminderungen von den außerplanmäßigen Wertminderungen gemäß US-GAAP ab.
Im Jahr 2005 ist der Unterschied auf Wertberichtigungen im Erzeugungsbereich bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bei UK zurückzuführen. Ursächlich für die Abweichung im
Jahr 2004 sind Impairments auf Grundstücke, eine Stadtwerksbeteiligung bei Central Europe sowie eine asiatische Kraftwerksbeteiligung bei UK, die im neutralen Ergebnis
ausgewiesen wurden.
4) Das Adjusted EBIT-wirksame Equity-Ergebnis weicht in den Jahren 2005 und 2004 vom Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen gemäß US-GAAP ab. Dies ist im Jahr
2005 auf Wertberichtigungen zurückzuführen, die im neutralen Ergebnis ausgewiesen wurden. Sie betreffen den Bereich Feinchemie der Degussa sowie aktive latente
Steuern einer Equity-Gesellschaft im Corporate Center. Im Jahr 2004 waren das Impairment für eine Stadtwerksbeteiligung bei Central Europe sowie das Impairment für eine
asiatische Kraftwerksbeteiligung bei UK erforderlich.
Zinsergebnis
in Mio 
2005
2004
Netto-Zinsaufwand
–224
–578
32
28
511
499
31
43
(–) Netto-Zinsaufwand aus Finanzforderungen und -verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen
und Beteiligungsunternehmen
(–) Aufzinsung im Rahmen von
SFAS 143
(+) Erträge aus Ausleihungen des
Finanzanlagevermögens
Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung (US-GAAP)
–736
–1.062
(+) Neutrales Zinsergebnis1)
–39
151
(–) Zinsanteil langfristiger Rückstellungen
252
120
–1.027
–1.031
1) Neutrale Zinsaufwendungen werden addiert, neutrale Zinserträge abgezogen.
Das neutrale Zinsergebnis in 2005 betrifft vor allem die Auflösung einer in
Vorjahren gebildeten Zinsrückstellung. In 2004 war es im Wesentlichen auf
steuerlich bedingte Zinsen zurückzuführen.
Eine weitere Anpassung im Rahmen der internen Erfolgsanalyse betrifft das Zinsergebnis, das nach wirtschaftlichen
Kriterien abgegrenzt 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 liegt auf Vorjahresniveau.
Der Wegfall des positiven Einmaleffekts aus der Novellierung
der Endlagervorausleistungsverordnung wird vor allem durch
die deutlich verbesserte Netto-Finanzposition kompensiert.
Grundsätzlich werden konzerninterne Transaktionen zu
Marktpreisen getätigt.
Market Units
Konzernabschluss
US-Midwest
Corporate Center
2005
20041)
2005
Weitere Aktivitäten2)
20041)
2005
E.ON-Konzern
2005
20041)
20041)
2.045
1.718
1
52
56.399
46.742
–
–
56.399
2005
46.742
20041)
–
–
–1.503
–844
–
–
–
–
–
–
2.045
1.718
–1.502
–792
56.399
46.742
–
–
56.399
46.742
–195
–185
–12
–22
–2.857
–2.657
–
–
–2.857
–2.657
–
–
–1
–18
–82
–297
–
–
–82
–297
365
354
–399
–338
7.201
6.680
132
107
7.333
6.787
17
17
9
–42
750
590
132
107
882
697
227
247
–62
478
4.337
5.109
–
–
4.337
5.109
227
247
9
11
2.990
2.612
–
–
2.990
2.612
–
–
–71
467
1.347
2.497
–
–
1.347
2.497
9.296
7.643
–6.186
–5.794
124.757
106.381
1.805
7.681
126.562
114.062
Geografische Segmentierung
Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften)
und das Sachanlagevermögen stellen sich nach Regionen
wie folgt dar:
Segmentinformationen nach Regionen
Deutschland
in Mio 
Übriges Euroland
Übriges Europa
USA
Sonstige
Summe
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
2005
2004
nach Sitz des
Kunden
33.557
28.621
3.030
2.179
17.743
14.110
1.990
1.770
79
62
56.399
46.742
nach Sitz der
Gesellschaften
36.635
30.028
1.476
1.462
16.243
13.482
1.980
1.711
65
59
56.399
46.742
19.010
23.171
1.339
1.283
16.819
15.327
4.072
3.693
83
89
41.323
43.563
Außenumsatz
Sachanlagevermögen
Angaben zu Absatz- und Beschaffungsmärkten
Aus der Kundenstruktur des Konzerns 2005 und 2004 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 wesentlichen Gasbezüge von E.ON stammen schwerpunktmäßig aus den Regionen Russland und Norwegen.
175
176 Anhang
(33) Organbezüge
Aufsichtsrat
Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am
4. Mai 2006 die vorgeschlagene Dividende beschließt, betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats
3,8 Mio  (2004: 3,3 Mio ).
Im Geschäftsjahr 2005 bestanden keine Kredite gegenüber
Mitgliedern des Aufsichtsrats.
Das System der Vergütung des Aufsichtsrats sowie die Bezüge
jedes einzelnen Aufsichtsratsmitglieds sind im Vergütungsbericht entsprechend den Anforderungen des Deutschen
Corporate Governance Kodex auf den Seiten 185 bis 188 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden sich auf den Seiten 15 und 178.
Vorstand
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 22,5 Mio  (2004:
17,3 Mio ) und enthalten neben der Grundvergütung, der
Tantieme und den sonstigen Bezügen auch die aktienbasierten Vergütungen, die bereits gemäß den Vorgaben des
(34) Besondere Ereignisse nach Schluss des
Geschäftsjahres
E.ON wird das Gashandels- und Speichergeschäft des ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL vollständig übernehmen. Die beiden Unternehmen hatten im November 2004
zunächst vereinbart, dass E.ON 75 Prozent des Gashandelsund Speichergeschäfts sowie 50 Prozent der Gasimportgesellschaft Panrusgaz übernimmt. Diesem Erwerb hat die
Europäische Kommission im Dezember 2005 unter Auflagen
zugestimmt. Im Rahmen dieser Auflagen muss sich MOL
vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft trennen. Am 12. Januar 2006 wurde daher mit MOL vereinbart,
auch die restlichen 25 Prozent an beiden Gesellschaften zu
übernehmen. Der Kaufpreis für sämtliche Anteile beträgt
nunmehr insgesamt rund 450 Mio . Darüber hinaus übernimmt E.ON Finanzschulden in Höhe von rund 600 Mio .
Vereinbart wurde zudem, dass abhängig von der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen bis Ende
2009 Ausgleichszahlungen geleistet werden, wenn das zur
nachträglichen Anpassung des Kaufpreises notwendig wird.
Die Transaktion wird Ende März 2006 vollzogen werden.
Mit Verfügung vom 13. Januar 2006 hat das Bundeskartellamt
E.ON Ruhrgas die Praktizierung bestehender langfristiger
Gaslieferverträge und den Abschluss gleicher oder gleichartiger Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern untersagt. Dabei geht es um die Wirksamkeit langfristiger
Gesetzes über die Offenlegung der Vorstandsvergütung
(VorstOG) mit dem beizulegenden Wert der Aktienoptionen
im Zeitpunkt der Gewährung einbezogen wurden.
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 5,4 Mio  (2004: 5,2 Mio ).
Die Vorjahreswerte der Gesamtbezüge des Vorstands und
der früheren Vorstandsmitglieder wurden den neuen Vorgaben des VorstOG entsprechend angepasst. Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern
und ihren Hinterbliebenen sind 89,0 Mio  (2004: 83,5 Mio )
zurückgestellt.
Vorstandsmitgliedern.
Das System der Vergütung des Vorstands sowie die Bezüge
jedes einzelnen Vorstandsmitglieds sind im Vergütungsbericht entsprechend den Anforderungen des Deutschen Corporate Governance Kodex auf den Seiten 185 bis 188 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 10 bis 11 und 179.
Gaslieferverträge, wie sie im deutschen Erdgasmarkt bei der
Belieferung von Weiterverteilern seit Beginn der Erdgaswirtschaft üblich sind. Die unterschiedlichen Rechtsauffassungen
– die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit sowie der Versorgungssicherheit berühren – können
abschließend nur durch Gerichte geklärt werden. E.ON Ruhrgas hat daher neben einer Beschwerde gegen die Verfügung
beim OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die sofortige Vollziehung der Verfügung zu verhindern.
E.ON Nordic und der finnische Energiekonzern Fortum Power
and Heat Oyj (Fortum) haben am 2. Februar 2006 einen Vertrag unterzeichnet, wonach Fortum alle Anteile, die E.ON
Nordic an E.ON Finland hält, erwerben wird. Diese 10.246.565
Aktien entsprechen 65,56 Prozent des Aktienkapitals und der
Stimmrechte an E.ON Finland. Der Kaufpreis beträgt insgesamt rund 380 Mio  (37,12  je Aktie). Die Transaktion steht
unter dem Vorbehalt der Zustimmung der finnischen Kartellbehörde. E.ON Finland ist an der Börse in Helsinki registriert.
Ferner hat die Stadt Espoo, mit 34,24 Prozent der zweitgrößte
Anteilseigner an E.ON Finland, am 18. Januar 2006 mit Fortum vereinbart, auch ihre eigenen Anteile an Fortum zu veräußern, wenn E.ON Nordic ihre Anteile an E.ON Finland an
Fortum übertragen hat. Durch die Vereinbarung mit Fortum
erfüllt E.ON Nordic die Verpflichtungen aus einer im Jahr
2002 mit Fortum vereinbarten Kaufoption für alle Anteile, die
E.ON Nordic an E.ON Finland hält. Fortum übte die Kaufoption
Market Units
Konzernabschluss
im Januar 2005 aus. E.ON Nordic antwortete Fortum, dass eine
Übertragung der Anteile angesichts der Position der Stadt
Espoo, die auf Übertragungsbeschränkungen aufgrund der
Aktionärsvereinbarung zwischen E.ON Nordic und der Stadt
Espoo basiert, nicht möglich ist. Daraufhin hat Fortum gegen
E.ON Nordic im Februar 2005 ein Schiedsverfahren vor der
Internationalen Handelskammer (ICC) eingeleitet. Der Rat
der Stadt Espoo hat am 16. Januar 2006 zugestimmt, dass
E.ON Nordic und die Stadt selbst ihre jeweiligen Anteile an
E.ON Finland an Fortum veräußern. Diese Entscheidung wurde
von der Verwaltungsspitze der Stadt für sofort vollziehbar
erklärt. Nach Vollzug der Transaktion zwischen E.ON Nordic
und Fortum wird das Schiedsverfahren zur Übertragung der
E.ON Finland-Anteile beendet werden. Im Zusammenhang
mit der Akquisition haben E.ON und Fortum eine Vereinbarung zur Beilegung sämtlicher offener Fragen getroffen,
wonach Fortum zusätzlich 16 Mio  an E.ON zahlen wird.
E.ON hat am 21. Februar 2006 ein Übernahmeangebot für
100 Prozent der Aktien und American Depositary Shares der
Endesa S.A. (Endesa), Madrid, Spanien, zu einem Preis von
27,50  je Aktie in bar angekündigt. Endesa ist der größte
spanische Stromversorger mit weiteren wesentlichen Aktivitäten in Lateinamerika und Italien. Das Gesamtangebot
beträgt damit rund 29,1 Mrd . Das Angebot erfolgt unter
den aufschiebenden Bedingungen, dass E.ON mindestens
50,01 Prozent des Grundkapitals im Rahmen des Angebots
erwirbt und dass die Hauptversammlung von Endesa
bestimmte Satzungsänderungen beschließt. E.ON wird die
beabsichtigte Übernahme beim spanischen Generalsekretär
für Energiefragen (Secretario General de Energía) und bei
der Europäischen Kommission anmelden. Die entsprechenden Freigaben sind keine Angebotsbedingungen. E.ON
erwartet, dass die Transaktion bis Mitte 2006 abgeschlossen
werden kann.
Im Februar 2006 wurde eine Vereinbarung zwischen E.ON
Energie und RWE AG, Essen, über den Tausch von Beteiligungen in Tschechien und Ungarn unterzeichnet. Der für das
laufende Geschäftsjahr vorgesehene Vollzug steht unter dem
Vorbehalt der Zustimmung der zuständigen Gremien und
Kartellbehörden.
Im Rahmen der weiteren Umsetzung der Eckpunktevereinbarung mit der RAG zur Abgabe der von E.ON gehaltenen
Degussa-Anteile (42,9 Prozent) hat RAG am 27. Januar 2006
das angekündigte Erwerbsangebot an die außenstehenden
Degussa-Aktionäre veröffentlicht. Die Annahmefrist ist am
27. Februar 2006 abgelaufen. Die RAG hat bekannt gegeben,
dass die in dem Erwerbsangebot genannte Anzahl der
zusammen mit den von E.ON gehaltenen Degussa-Aktien
von mindestens 95 Prozent erreicht worden ist.
Der Vorstand
Bernotat
Bergmann
Gaul
Krüper
Schipporeit
Teyssen
177
178 Angaben zu den Organen
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von E.ON-Aufsichtsratsmitgliedern
Ulrich Hartmann
Dr. Gerhard Cromme
Peter Obramski
Vorsitzender
• Deutsche Bank AG
• Deutsche Lufthansa AG
• Hochtief AG
• IKB Deutsche Industriebank AG
(Vorsitz)
• Münchener RückversicherungsGesellschaft AG
• Arcelor
• Henkel KGaA
ThyssenKrupp AG
• Allianz AG
• Axel Springer AG
• Deutsche Lufthansa AG
• Hochtief AG
• Siemens AG
• ThyssenKrupp AG (Vorsitz)
• Volkswagen AG
• Suez S.A.
• BNP Paribas S.A.
• Compagnie de Saint-Gobain
Gewerkschaftssekretär
(bis 30. Juni 2005)
• E.ON Energie AG
• E.ON Engineering GmbH
• E.ON Kraftwerke GmbH
• RAG Bahn und Hafen GmbH
Gabriele Gratz
Vorsitzende des Betriebsrats der
E.ON Ruhrgas AG
• E.ON Ruhrgas AG
der E.ON Energie AG
• E.ON Energie AG
• E.ON Kernkraft GmbH
Hubertus Schmoldt
Vorsitzender der Industriegewerkschaft
Bergbau, Chemie, Energie
Stellv. Vorsitzender
• Bayer AG
• BHW AG
• DOW Olefinverbund GmbH
• Deutsche BP AG
• RAG Aktiengesellschaft
• Linde AG
• Schering AG
Ralf Blauth
Seppel Kraus
der Degussa AG
(bis 30. Juni 2005)
• Degussa AG
Gewerkschaftssekretär
• Wacker-Chemie AG
• UPM-Kymmene Beteiligungs GmbH
der Degussa AG
• Degussa AG
Dr. Rolf-E. Breuer
Deutsche Bank AG
• Deutsche Bank AG (Vorsitz)
• Landwirtschaftliche Rentenbank
der E.ON Energie AG
• E.ON Energie AG
• E.ON Kraftwerke GmbH
Ulrich Hocker
Hauptgeschäftsführer der
Deutsche Schutzvereinigung für
Wertpapierbesitz e.V.
• Feri Finance AG
• Gildemeister AG
• KarstadtQuelle AG
• ThyssenKrupp Stainless AG
• Gartmore SICAV
• Phoenix Mecano AG
(Präsident des Verwaltungsrats)
Günter Adam
Ulrich Otte
Vorsitzender des Aufsichtsrats
der Allianz AG
• Allianz AG (Vorsitz)
• Siemens AG
• ThyssenKrupp AG
• Frankfurter Allgemeine Zeitung GmbH
• Merck KGaA
(Vorsitz seit 1. Januar 2006)
• E. Merck OHG
• Freudenberg & Co.
• Jungbunzlauer Holding AG
Gerhard Skupke
Vorsitzender der Geschäftsführung
der Henkel-Gruppe
• HSBC Trinkaus & Burkhardt KGaA
• Ecolab Inc.
• Novartis AG
• The DIAL Corporation 1) (Vorsitz)
der E.ON edis AG
• E.ON edis AG
Staatsminister a. D., Rechtsanwalt
• Georgsmarienhütte Holding GmbH
• GI Ventures AG (Vorsitz)
Dr. Klaus Liesen
Ehrenvorsitzender des
Aufsichtsrats der E.ON Ruhrgas AG
• TUI AG
• Volkswagen AG
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2005 bzw. auf das Datum des Ausscheidens aus dem Aufsichtsrat der E.ON AG.
• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
1) Konzernmandat
Market Units
Konzernabschluss
Angaben zu zusätzlichen Mandaten von Vorstandsmitgliedern
Vorsitzender des Vorstands
• E.ON Energie AG 1) (Vorsitz)
• E.ON Ruhrgas AG1) (Vorsitz)
• Allianz AG
• Metro AG
• RAG Aktiengesellschaft (Vorsitz)
• E.ON Nordic AB2) (Vorsitz)
• E.ON UK plc2) (Vorsitz)
• E.ON U.S. Investments Corp.2)
(Vorsitz)
• E.ON Sverige AB2) (Vorsitz)
Mitglied des Vorstands
Controlling/Unternehmensplanung,
Mergers & Acquisitions und Recht
• Degussa AG 1)
• E.ON Energie AG 1)
• E.ON Ruhrgas AG 1)
• Allianz Versicherungs-AG
• DKV AG
• Steag AG
• Volkswagen AG
• E.ON Nordic AB2)
• E.ON Sverige AB2)
Finanzen, Rechnungswesen, Steuern
und Informatik
• Degussa AG1)
• 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
• E.ON Ruhrgas International AG1)
(Vorsitz)
• Thüga AG1) (Vorsitz)
• Allianz Lebensversicherungs-AG
• MAN Ferrostaal AG
• Jaeger Akustik GmbH & Co. (Vorsitz)
• Mitteleuropäische Gasleitungsgesellschaft mbH (MEGAL)2) (Vorsitz)
• OAO Gazprom
• E.ON Ruhrgas E & P GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON Ruhrgas Transport
Management GmbH2) (Vorsitz)
• E.ON UK plc2)
• Trans Europe Naturgas Pipeline
GmbH (TENP)2) (Vorsitz)
• ZAO Gerosgaz2) (Vorsitz;
im Wechsel mit einem Vertreter des
ausländischen Partners)
Dr. Manfred Krüper
Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen, Einkauf und Organisation
• Degussa AG1)
• E.ON Energie AG1)
• equitrust Aktiengesellschaft (Vorsitz)
• RAG Immobilien AG
• Victoria Versicherung AG
• Victoria Lebensversicherung AG
• E.ON North America, Inc.2) (Vorsitz)
Alle Angaben beziehen sich auf den 31. Dezember 2005.
• Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
• Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
1) Freigestellte Konzernmandate
2) Weitere Konzernmandate
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)
179
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 befasst, besonders im Zusammenhang mit den neuen Anforderungen vom 2. Juni 2005. Die
jährliche Effizienzprüfung wurde durchgeführt und ergab
keine Beanstandungen. Darüber hinaus wurden alle notwendigen organisatorischen Maßnahmen getroffen, um die
Anforderungen des Anlegerschutzverbesserungsgesetzes
zu erfüllen. So haben wir unter anderem unsere Insiderrichtlinie für den Erwerb und die Veräußerung von E.ON-Aktien
überarbeitet.
Am 19. Dezember 2005 gaben Vorstand und Aufsichtsrat die
Entsprechenserklärung nach § 161 AktG ab, nach der E.ON
bis auf eine Ausnahme den Empfehlungen des Kodex in der
Fassung vom 2. Juli 2005 entspricht.
Nachdem Vorstand und Aufsichtsrat beschlossen haben, die
Vergütungen der Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder erstmals im Anhang des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr 2004 individualisiert anzugeben, betrifft die verbleibende
Ausnahme 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&OVersicherung sieht einen Selbstbehalt nicht vor. Dies haben
wir in der Entsprechenserklärung dargelegt und begründet.
Alle anderen Empfehlungen des Kodex werden wie auch die
meisten Anregungen befolgt.
Die vollständige Erklärung finden Sie auf S. 189 des 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. Das Gesetz 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.
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 offen zu
legen. 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 der Gesellschaft bedürfen der Zustimmung des
Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden im Berichtszeitraum nicht.
Market Units
Konzernabschluss
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 Abs. 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. Aufgrund
einer Ausnahmeregelung der SEC werden auch Arbeitnehmervertreter als unabhängig von der Gesellschaft angesehen.
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.
181
Der Vorstand
Der Vorstand der E.ON AG besteht aus sechs Mitgliedern und
hat einen Vorsitzenden. Mitglieder des Vorstands dürfen nicht
älter als 65 Jahre sein.
Der E.ON-Vorstand hat sich eine Geschäftsordnung gegeben.
Er führt die Geschäfte der Gesellschaft in gemeinschaftlicher Verantwortung aller seiner Mitglieder. Er bestimmt die
unternehmerischen Ziele, die grundsätzliche strategische
Ausrichtung, die Unternehmenspolitik und die Konzernorganisation. 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-, -finanzund -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 offen zu legen 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 nahe stehenden Personen
oder ihnen persönlich nahe stehenden Unternehmungen
anderseits 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
Die Rechnungslegung des E.ON-Konzerns erfolgt nach den
Grundsätzen der United States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP). Der Abschluss der E.ON AG wird
nach dem deutschen Handelsgesetzbuch (HGB) erstellt.
Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetzlichen Bestimmungen durch die Hauptversammlung.
Der Prüfungsausschuss bereitet den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers vor. Um dessen Unabhängigkeit zu gewährleisten, holt
der Prüfungsausschuss von dem vorgesehenen Abschlussprüfer eine Erklärung über eventuell bestehende Ausschlussund 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.
Umgang mit Risiken
Einzelheiten zum Risikomanagement-System finden sich im
Lagebericht auf den Seiten 56 bis 57 dieses Geschäftsberichts.
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 Committee
stammen aus unterschiedlichen Fachbereichen der E.ON AG
und sind aufgrund ihrer Tätigkeit für diese Aufgaben
besonders geeignet.
Unter der Führung des Disclosure Committee haben wir bei
der E.ON AG und bei den Führungsgesellschaften unserer
Teilkonzerne eine Bestandsaufnahme der Berichtswege für
die in unsere Finanzpublizität einfließenden Informationen
durchgeführt und die dafür bestehenden Kontrollmechanismen (Disclosure Controls and Procedures) erfasst. Die Wirksamkeit dieser Mechanismen wird regelmäßig durch die
interne Revision und unseren Abschlussprüfer überprüft.
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. Wir haben hierzu ein konzernweites
Projekt implementiert. Gegenstand dieses Projekts ist insbesondere die Sicherstellung einer einheitlichen Vorgehensweise bei der Dokumentation, Bewertung und Prüfung der
internen Kontrollen sowie die konzernweite Koordination
und Überwachung der Aktivitäten in den Konzerngesellschaften.
183
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.
Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind
im Finanzkalender zusammengefasst.
Wenn außerhalb der regelmäßigen Berichterstattung bei der
E.ON AG Tatsachen eintreten, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie erheblich zu beeinflussen, so werden
diese durch Ad-hoc-Mitteilungen bekannt gemacht.
Der Finanzkalender und Ad-hoc-Mitteilungen stehen im
Internet unter www.eon.com zur Verfügung.
Personen mit Führungsaufgaben, insbesondere Mitglieder
des Vorstands und des Aufsichtsrats der E.ON AG, sowie mit
diesen in einer engen Beziehung stehende Personen sind
gemäß § 15a Wertpapierhandelsgesetz verpflichtet, Geschäfte mit Aktien der E.ON AG oder sich darauf beziehende
Finanzinstrumente offen zu legen. Mitteilungen über entsprechende Geschäfte im Jahr 2005 haben wir im Internet
unter www.eon.com veröffentlicht. Mitteilungspflichtiger
Besitz nach Ziffer 6.6 des Deutschen Corporate Governance
Kodex lag zum 31. Dezember 2005 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 Officer) der E.ON AG und der Market Units stellen die Umsetzung und eine unabhängige und
objektive Bearbeitung sicher.
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
Committee. Er verpflichtet diesen Adressatenkreis insbesondere auf eine vollständige, angemessene, sorgfältige, rechtzeitige und verständliche 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.
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.
Market Units
Konzernabschluss
Vergütungsbericht
Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats
Die Vergütung des Aufsichtsrats wird durch die Satzung der
E.ON AG geregelt. Mit Beschluss der Hauptversammlung am
27. April 2005 wurde das Vergütungssystem mit Wirkung vom
1. Januar 2005 auf eine neue Grundlage gestellt. Dabei 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.
Langfristige variable Vergütung: Darüber hinaus wird eine
weitere variable Vergütung in Höhe von 70,00  für jede
0,01  gezahlt, um die der Dreijahresdurchschnitt des Konzernüberschusses je Aktie den Betrag von 2,30  übersteigt.
Mitglieder des Aufsichtsrats, die nur während eines Teils des
Geschäftsjahres dem Aufsichtsrat oder einem Ausschuss
angehört haben, erhalten für jeden angefangenen Monat
ihrer Tätigkeit eine zeitanteilige Vergütung. Die feste Vergütung ist zahlbar nach Ablauf des Geschäftsjahres. Die variablen Vergütungen sind zahlbar nach Ablauf der Hauptversammlung, die über die Entlastung der Mitglieder des Aufsichtsrats für das jeweils abgelaufene Geschäftsjahr entscheidet.
Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält 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 kann die Gesellschaft zugunsten der Mitglieder
des Aufsichtsrats eine Haftpflichtversicherung abschließen,
welche die gesetzliche Haftpflicht aus der Aufsichtsratstätigkeit abdeckt.
Mit der Anhebung der jährlichen fixen Vergütung von
10.000,00  auf 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
Unter der Voraussetzung, dass die Hauptversammlung am
4. Mai 2006 die vorgeschlagene Dividende beschließt, betragen die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats
3,8 Mio  (Vorjahr: 3,3 Mio ).
Mitgliedern des Aufsichtsrats.
Bei der Ermittlung der kurzfristigen variablen Vergütung wurde
die vorgeschlagene Sonderdividende von 4,25 , einem
Beschluss des Aufsichtsrats folgend, nicht berücksichtigt.
Die Mitglieder des Aufsichtsrats sind auf der Seite 15 angegeben.
185
Gesamtvergütung des Aufsichtsrats für 2005
Feste
Vergütung
Kurzfristige
variable
Vergütung
Langfristige
variable
Vergütung
Aufsichtsratsbezüge von
Tochtergesellschaften
Summe
Ulrich Hartmann
165.000
91.425
126.420
–
382.845
Hubertus Schmoldt
110.000
60.950
84.280
–
255.230
55.000
30.475
42.140
–
127.615
110.000
60.950
84.280
–
255.230
Ralf Blauth (bis 30. 6. 2005)
41.250
22.856
31.605
–
95.711
Dr. Rolf-E. Breuer
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Dr. Gerhard Cromme
82.500
45.713
63.210
51.500
242.923
Gabriele Gratz (seit 1. 7. 2005)
27.500
15.237
21.070
50.750
114.557
82.500
45.713
63.210
–
191.423
Ulrich Hocker
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Eva Kirchhof
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Seppel Kraus
55.000
30.475
42.140
–
127.615
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Dr. Klaus Liesen
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Peter Obramski (bis 30. 6. 2005)
27.500
15.237
21.070
29.320
93.127
Erhard Ott (seit 1. 7. 2005)
27.500
15.237
21.070
–
63.807
Ulrich Otte
66.458
36.824
50.919
66.850
221.051
82.500
45.713
63.210
44.640
236.063
82.500
45.713
63.210
–
191.423
55.000
30.475
42.140
–
127.615
Gerhard Skupke
55.000
30.475
42.140
10.750
138.365
55.000
30.475
42.140
–
127.615
1.455.208
806.318
1.114.954
253.810
3.630.290
in 
Günter Adam
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 2004. Die Höhe der Tantieme orientiert sich daran,
inwieweit bestimmte unternehmenserfolgsspezifische und
persönliche Ziele erreicht wurden. Sie wird durch ein Zielvereinbarungssystem bestimmt, das zu 70 Prozent unternehmenserfolgsspezifische Ziele und zu 30 Prozent individuelle
Ziele beinhaltet. Die unternehmenserfolgsspezifischen Ziele
betreffen 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
128.816
3.759.106
möglich. Sämtliche Vergütungen für Tätigkeiten im Interessensbereich der Gesellschaft (gesellschaftsgebundene Mandate) werden auf die Tantieme angerechnet, bzw. an die
Gesellschaft abgeführt.
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 der Anteilseigner und des Managements sinnvoll verknüpft.
Market Units
Konzernabschluss
Seit 1999 gewährt E.ON jährlich virtuelle Aktienoptionen
(Stock Appreciation Rights/SAR) im Rahmen des E.ONAktienoptionsprogramms. Das Aktienoptionsprogramm wird
im Anhang des Geschäftsberichts auf den Seiten 131 bis 133
detailliert beschrieben.
Im Geschäftsjahr 2006 wird ein neues langfristig orientiertes
Vergütungsinstrument eingeführt. Dabei wird sich die Vergütung an der Entwicklung des E.ON-Aktienkurses und an der
relativen Performance der E.ON-Aktie im Verhältnis zu einem
Branchenindex orientieren. Dieser neue Vergütungsbestandteil wird das E.ON-Aktienoptionsprogramm ablösen. Bereits
gewährte SAR können weiterhin nach den Regelungen der
Optionsbedingungen ausgeübt werden.
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, so dass es sich hierbei nicht um eine gesicherte Vergütung handelt. Die aktienbasierten Vergütungssysteme beruhen auf anspruchsvollen, relevanten Vergleichsparametern.
Eine nachträgliche Änderung der Erfolgsziele oder der Vergleichsparameter ist nach den Planbedingungen ausgeschlossen. Die Zuständigkeit für die Vergütungsentscheidungen liegt beim Präsidialausschuss des Aufsichtsrats. Der Aufsichtsrat selbst hat zuletzt in seiner Sitzung am 19. Dezember 2005 über das Vergütungssystem des Vorstands beraten.
Im Fall des vorzeitigen Verlusts der Vorstandsposition aufgrund eines Change in Control-Ereignisses haben die Mitglieder des Vorstands in Abhängigkeit von der Restlaufzeit
ihres Vorstandsvertrages einen dienstvertraglichen Anspruch
auf Zahlung von bis zu fünf Jahreszielvergütungen. Im Übrigen können sich Abfindungszahlungen allenfalls aus individuellen Aufhebungsverträgen ergeben.
Die Mitglieder des Vorstands haben nach dem Ausscheiden
aus dem Unternehmen in drei Fällen einen Anspruch auf
Ruhegeldzahlungen: bei Erreichen der Regelaltersgrenze von
derzeit 60 Jahren, bei dauerhafter Arbeitsunfähigkeit sowie
unter bestimmten Voraussetzungen im Fall der vorzeitigen
Beendigung oder Nichtverlängerung des Dienstvertrags.
Abhängig von der Dauer der Vorstandstätigkeit beträgt der
jährliche Ruhegeldanspruch zwischen 50 und 75 Prozent der
letzten Jahresgrundvergütung. Laufende Renten werden
jährlich gemäß der Entwicklung des Verbraucherpreisindex
für Deutschland angepasst. Abweichend davon erhält eines
der Vorstandsmitglieder als Ruhegeld einen Fixbetrag, der
ebenfalls jährlich nach dem Verbraucherpreisindex zuzüglich
0,7 Prozent angepasst wird.
Nach dem Tod eines aktiven oder ehemaligen Vorstandsmitglieds wird ein vermindertes Ruhegeld als Hinterbliebenenversorgung ausgezahlt. Witwen erhalten lebenslang maximal
60 Prozent des Ruhegeldes. Kinder erhalten bis zur Erreichung einer bestimmten Altersgrenze 20 Prozent des Ruhegeldes.
Die Vergütung des Vorstands
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 22,5 Mio  (Vorjahr: 17,3 Mio ). Für die einzelnen Mitglieder des Vorstands
ergibt sich folgende Gesamtvergütung.
Gesamtvergütung des Vorstands für 2005
Grundvergütung
in 
Tantieme
in 
Sonstige
Bezüge
in 
Wert der
gewährten
SAR
7. Tranche
in 
Summe
in 
Gewährte
SAR
7. Tranche
Stück
1.150.000
3.180.000
41.412
1.350.000
5.721.412
97.472
700.000
1.800.000
28.174
800.000
3.328.174
57.761
700.000
2.100.000
31.113
800.000
3.631.113
57.761
Dr. Manfred Krüper
700.000
1.850.000
31.313
800.000
3.381.313
57.761
700.000
1.620.000
41.780
800.000
3.161.780
57.761
700.000
1.700.000
43.135
800.000
3.243.135
57.761
4.650.000
12.250.000
216.927
5.350.000
22.466.927
386.277
Summe
187
Die sonstigen Bezüge von 0,2 Mio  (Vorjahr: 0,5 Mio )
betreffen überwiegend Sachbezüge aus der privaten Nutzung von Dienst-PKW.
Im Geschäftsjahr 2005 sind den Vorstandsmitgliedern Gewinne
aus der Ausübung von SAR der Tranchen 2 bis 5 gezahlt worden, die in den Geschäftsjahren 2000 bis 2003 gewährt wurden.
Die Ausübungsgewinne sind in der Tabelle unten dargestellt.
Die im Geschäftsjahr zugeteilten virtuellen Aktienoptionen
der 7. Tranche wurden mit dem beizulegenden Zeitwert im
Zeitpunkt der Gewährung angegeben. Für die Ermittlung
dieses Werts wird ein anerkanntes Optionspreismodell
verwendet. Dazu wird eine große Anzahl unterschiedlicher
Entwicklungspfade der E.ON-Aktie und des Vergleichsindex
Dow Jones STOXX Utilities Index (Price EUR) simuliert. Für
jeden Pfad wird der innere Wert der Aktienoption ermittelt.
Der beizulegende Wert entspricht schließlich dem abgezinsten Durchschnitt dieser inneren Werte.
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und
ihrer Hinterbliebenen betrugen 5,4 Mio  (Vorjahr: 5,2 Mio ).
Darüber hinaus wurden früheren Vorstandsmitgliedern im
Geschäftsjahr Gewinne aus der Ausübung von in Vorjahren
gewährten SAR von 4,3 Mio  (0,8 Mio ) gezahlt. Für
die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 89,0 Mio 
(83,5 Mio ) zurückgestellt.
Vorstandsmitgliedern.
Detaillierte Informationen zum Aktienoptionsprogramm der
E.ON AG sind auf den Seiten 131 bis 133 in der Fußnote 10 im
Anhang des Konzernabschlusses dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden
sich auf den Seiten 11 und 179.
Ausgezahlte Ausübungsgewinne aus der Ausübung von SAR
5. Tranche aus 2003
4. Tranche aus 2002
3. Tranche aus 2001
2. Tranche aus 2000
Ausgeübte
SAR
Stück
Ausübungsgewinn
in 
Ausgeübte
SAR
Stück
Ausübungsgewinn
in 
Ausgeübte
SAR
Stück
Ausübungsgewinn
in 
Ausgeübte
SAR
Stück
Ausübungsgewinn
in 
40.000
1.547.600
–
–
–
–
–
–
15.000
384.150
–
–
–
–
–
–
10.000
384.700
40.000
698.200
25.000
399.450
10.500
201.810
–
–
25.000
658.250
25.000
355.500
21.000
403.620
30.000
803.900
40.000
439.100
25.000
407.150
–
–
37.209
1.032.178
–
–
16.500
244.200
–
–
Dr. Manfred Krüper
Market Units
Konzernabschluss
Entsprechenserklärung
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 2. Juni 2005) entsprochen wird. Vorstand und Aufsichtsrat erklären weiter, dass seit Abgabe der
letzten Erklärung den Empfehlungen der „Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex“ (Fassung
vom 21. Mai 2003) entsprochen wurde. Davon gelten folgende
Ausnahmen:
1. 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 eine D&O-Versicherung, die einen Selbstbehalt nicht
vorsieht. E.ON ist unverändert der Auffassung, dass die Vereinbarung eines Selbstbehalts nicht geeignet ist, das Verantwortungsbewusstsein zu verbessern, mit dem die Mitglieder
des Vorstands und des Aufsichtsrats die ihnen übertragenen
Aufgaben und Funktionen wahrnehmen. Die von E.ON geübte
Praxis entspricht internationalen Standards und auch der
Handhabung bei den E.ON-Tochtergesellschaften in Großbritannien und den Vereinigten Staaten.
2. Ziffer 4.2.4 Deutscher Corporate Governance Kodex sieht vor,
dass die Vergütung der Vorstandsmitglieder im Anhang des
Konzernabschlusses individualisiert angegeben werden soll.
Entsprechend soll gemäß Ziffer 5.4.5 Deutscher Corporate
Governance Kodex die Vergütung der Aufsichtsratsmitglieder
im Anhang des Konzernabschlusses individualisiert ausgewiesen werden.
E.ON hat die Vergütung der Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder erstmals im Anhang des Konzernabschlusses für das
Geschäftsjahr 2004 individualisiert angegeben.
Düsseldorf, den 19. Dezember 2005
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)
189
190 Mehrjahresübersicht
Mehrjahresübersicht1)
in Mio 
2001
2002
2003
2004
2005
Umsatz und Ergebnis
36.041
35.300
44.109
46.742
56.399
Adjusted EBITDA2)
6.144
6.991
8.683
9.741
10.272
Adjusted EBIT3)
3.352
4.258
5.707
6.787
7.333
3.014
–947
5.165
6.355
7.208
2.349
–901
3.575
4.027
4.379
Umsatz
247
3.487
1.512
312
3.035
2.570
2.777
4.647
4.339
7.407
9,6
9,2
9,9
11,5
12,1
Langfristig gebundenes Vermögen
64.663
86.286
86.967
88.223
93.914
Kurzfristig gebundenes Vermögen
36.996
27.217
24.883
25.839
32.648
101.659
113.503
111.850
114.062
126.562
24.462
25.653
29.774
33.560
44.484
1.799
1.799
1.799
1.799
1.799
6.362
6.511
4.625
4.144
4.734
44.628
58.501
53.452
52.624
52.251
Konzernüberschuss
Wertentwicklung
ROCE4) (in %)
Vermögensstruktur
Gesamtvermögen
Kapitalstruktur
Eigenkapital
davon gezeichnetes Kapital
Langfristiges Fremdkapital
26.564
29.159
27.085
27.328
27.403
davon Finanzverbindlichkeiten
9.308
17.175
14.521
13.265
10.555
davon übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
8.756
12.167
11.846
12.031
14.293
davon Rückstellungen
26.207
22.838
23.999
23.734
25.093
davon Rückstellungen
6.237
5.588
7.243
6.914
6.459
davon Finanzverbindlichkeiten
7.011
7.675
7.266
7.036
3.807
12.959
9.575
9.490
9.784
14.827
101.659
113.503
111.850
114.062
126.562
2.587
3.498
5.307
5.840
6.601
Free Cashflow6)
–124
411
2.769
3.228
3.611
Investitionen
6.744
23.760
9.013
5.109
4.337
24,1
22,6
26,6
29,4
35,1
116,7
105,1
101,0
102,4
108,1
11,1
16,8
13,7
19,0
1.782
–12.460
–7.855
–5.483
3.863
7,2
9,9
12,0
12,5
11,7
Kurzfristiges Fremdkapital
davon übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges
Gesamtkapital
Cashflow und Investitionen
Kennziffern
Eigenkapitalquote (in %)
Deckung des langfristig gebundenen Vermögens (in %)
(langfristiges Kapital in Prozent des langfristig gebundenen Vermögens)
Eigenkapitalrendite nach Steuern (in %)
(Finanzvermögen abzüglich Finanzverbindlichkeiten zum 31. 12.)8)
Operativer Cashflow in % des Umsatzes
9,87)
Market Units
Konzernabschluss
Mehrjahresübersicht1)
2001
2002
2003
2004
2005
3,49
–1,38
5,47
6,13
6,64
0,36
5,35
2,31
0,48
4,61
–0,04
0,29
–0,67
–
–0,01
3,81
4,26
7,11
6,61
11,24
Eigenkapital9)
36,30
39,33
45,39
50,93
67,50
Höchstkurs
64,50
59,97
51,74
67,06
88,92
Tiefstkurs
46,91
38,16
34,67
49,27
64,50
Jahresendkurs
58,18
38,45
51,74
67,06
87,39
1,60
1,75
2,00
2,35
2,75
1.100
1.142
1.312
1.549
4.61410)
39,2
25,1
33,9
44,2
57,6
in Mio 
Aktie
Ergebnis je Aktie (in )
je Aktie (in )
Dividende
Dividendensumme
Börsenwert in Mrd 11)
Langfristiges Rating der E.ON AG
Moody’s
Standard & Poor’s
Aa2
Aa2
A-1
Aa3
Aa3
AA
AA–
AA–
AA–
AA–
84.934
98.419
57.445
60.156
79.947
Mitarbeiter
1) um nicht fortgeführte Aktivitäten und im Jahr 2001 zusätzlich um Goodwill-Abschreibungen angepasste Werte
3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37, Erläuterungen siehe S. 172–173
4) Non-GAAP financial measure; Ableitung siehe S. 38–41; für die Jahre 2001 bis 2003 nicht um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasst
6) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum operativen Cashflow siehe S. 45
7) Das zugrunde gelegte Eigenkapital wurde nicht um Goodwill-Abschreibungen bereinigt
8) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 47
10) einschließlich Sonderdividende von 4,25  je Aktie
11) Börsenwert auf Basis ausstehender Stückaktien
191
192 Wesentliche Beteiligungen
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2005
Sitz
Gesellschaft
Kapitalanteil
Eigenkapital 1)
Ergebnis 1)
Umsatz 1)
Mio 
%
Mio 
Mio 
100,0
4.166,8
1.937,3
0,0
21,0
508,6
120,8
1.705,0
E.ON Energie AG 2, 4)
DE, München
BKW FMB Energie AG3, 6)
CH, Bern
Dél-dunántúli Gázszolgáltató Rt. (DDGáz)2)
HU, Pécs
50,0
44,6
3,3
222,5
E.ON Avacon AG2)
DE, Helmstedt
67,2
993,7
133,3
2.846,3
E.ON Bayern AG2, 4)
DE, Regensburg
100,0
874,6
134,6
2.957,2
E.ON Benelux Holding b.v.2)
NL, Den Haag
100,0
666,4
88,8
0,0
E.ON Bulgaria EAD2)
BG, Varna
100,0
150,8
0,9
4,8
205,0
E.ON Česká republika,
a.s.2)
CZ, České Budějovice
100,0
110,3
16,6
E.ON Czech Holding AG2, 4, 5)
DE, München
100,0
552,9
15,3
0,0
E.ON Dél-dunántúli Áramszolgáltató Rt. (EDE)2)
HU, Pécs
100,0
121,9
10,3
283,1
E.ON Distribuce, a.s.2)
100,0
667,4
71,4
374,0
E.ON edis AG2)
DE, Fürstenwalde/Spree
71,3
898,5
98,5
1.820,6
E.ON Energie, a.s.2)
100,0
104,3
–20,0
864,9
E.ON Facility Management GmbH2, 4, 5)
DE, Würzburg
100,0
3,6
–7,3
169,3
E.ON Hanse AG2)
DE, Quickborn
73,8
544,0
94,9
2.647,5
E.ON Hungária Energetikai Rt.2)
HU, Budapest
100,0
1.024,2
74,1
20,3
E.ON IS GmbH2)
DE, Hannover
100,0
17,4
3,8
323,7
E.ON Kernkraft GmbH2, 4, 5)
DE, Hannover
100,0
243,3
974,2
2.189,7
E.ON Kraftwerke GmbH2, 4, 5)
DE, Hannover
100,0
1.843,9
314,0
2.299,6
E.ON Mitte AG2)
DE, Kassel
73,3
491,2
81,5
1.027,2
E.ON Moldova S.A.2, 6)
RO, Bac ău
51,0
148,1
6,0
238,7
E.ON Netz GmbH2, 4, 5)
DE, Bayreuth
100,0
811,8
245,0
3.568,0
DE, München
100,0
995,1
294,4
10.145,5
958,1
E.ON Sales & Trading GmbH2, 4, 5)
E.ON Thüringer Energie
AG2)
76,8
702,0
115,7
E.ON Tiszántúli Áramszolgáltató Rt. (ETI)2)
HU, Debrecen
100,0
138,4
7,0
305,4
E.ON Wasserkraft GmbH2, 4, 5)
DE, Landshut
100,0
370,9
173,4
350,0
E.ON Westfalen Weser AG2)
DE, Paderborn
62,8
477,1
67,6
1.008,3
Elektrorazpredelenie Gorna Oryahovitza AD2)
BG, Gorna
67,0
61,2
–6,1
91,4
Elektrorazpredelenie Varna AD2)
BG, Varna
67,0
71,1
–5,8
100,2
Közép-dunántúli Gázszolgáltató Rt.2)
HU, Nagykanizsa
98,1
68,1
4,6
206,4
NRE Energie b.v.2)
NL, Eindhoven
100,0
3,8
1,6
201,9
SK, Bratislava
49,0
267,6
65,6
578,7
Západoslovenská energetika a.s.
DE, Erfurt
(ZSE)3, 6)
E.ON Ruhrgas AG2, 4, 5)
DE, Essen
100,0
3.494,5
2.096,8
16.872,2
A/s Latvijas Gāze3, 6)
LV, Riga
47,2
309,7
27,0
173,5
AB Lietuvos Dujos3, 6)
LT, Vilnius
38,9
174,7
19,6
144,4
E.ON Ruhrgas E&P GmbH2, 4)
DE, Essen
100,0
876,6
68,1
0,0
E.ON Ruhrgas International AG2, 4)
DE, Essen
100,0
1.934,7
164,6
0,0
E.ON Ruhrgas Norge AS2)
NO, Stavanger
100,0
23,2
7,6
116,5
1.147,0
E.ON Ruhrgas Transport AG & Co.
KG2, 7)
DE, Essen
100,0
115,6
39,8
E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited10)
GB, Aberdeen
100,0
606,0
2,0
0,0
Erdgasversorgungsgesellschaft Thüringen-Sachsen mbH (EVG)3, 6)
DE, Erfurt
50,0
60,9
16,3
490,8
Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co.3, 6)
DE, Friedeburg-Etzel
74,8
31,8
23,7
48,8
Ferngas Nordbayern GmbH2)
DE, Nürnberg
70,0
88,8
22,3
784,6
Gasum Oy3, 6)
FI, Espoo
20,0
214,7
33,7
603,6
Gas-Union GmbH3, 6)
DE, Frankfurt/Main
25,9
70,4
7,5
880,8
GB, London
23,6
19,5
46,5
136,4
Interconnector (UK) Limited3, 9)
MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft mbH &
Co. KG3, 6, 8)
DE, Essen
51,0
30,2
8,7
45,4
NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG3, 6)
DE, Emstek
40,6
156,8
55,1
104,6
OAO Gazprom3, 6)
RU, Moskau
6,4
48.940,2
4.497,2
24.770,1
Market Units
Konzernabschluss
193
Wesentliche Beteiligungen zum 31. Dezember 2005
Kapitalanteil
Eigenkapital 1)
Ergebnis 1)
Umsatz 1)
%
Mio 
Mio 
Mio 
20,0
133,2
36,0
947,4
51,0
288,2
–28,5
491,8
SK, Bratislava
24,5
2.120,5
539,5
1.742,3
DE, München
100,0
2.355,4
311,2
320,1
Central Networks East plc2, 6)
GB, Coventry
100,0
634,9
140,0
434,7
Central Networks West plc2, 6)
GB, Coventry
100,0
527,5
144,4
445,2
Gesellschaft
Sitz
Saar Ferngas AG3, 4, 6)
DE, Saarbrücken
S.C. Distrigaz Nord S.A.2)
RO, Târgu Mureş
Slovensk ý Plynárenský Priemysel, a.s. (SPP)3, 6)
Thüga Aktiengesellschaft2, 4)
Market Unit UK
Corby Power
Ltd.2, 6)
50,0
66,5
25,5
64,0
E.ON UK Cogeneration Ltd.2, 6)
GB, Corby
GB, Coventry
100,0
13,8
–8,5
51,5
E.ON UK plc2, 6)
GB, Coventry
100,0
2.679,2
53,6
7.109,6
E.ON UK Renewables Holdings Ltd.2, 6)
GB, Coventry
100,0
17,4
–4,1
0,0
Edenderry Power Ltd.2, 6)
IE, Dublin
100,0
33,2
3,9
44,2
Enfield Energy Centre Ltd.2, 6)
GB, Coventry
100,0
51,5
13,5
164,2
Powergen Retail Ltd.2, 6)
GB, Coventry
100,0
1.663,9
226,3
4.491,7
E.ON Nordic AB2)
SE, Malmö
100,0
4.108,8
134,1
41,9
E.ON Sverige AB2)
SE, Malmö
55,3
3.099,6
565,4
973,1
0,0
Market Unit Nordic
E.ON U.S. LLC2)
US, Louisville
100,0
4.515,6
45,9
E.ON U.S. Capital Corp.2)
US, Louisville
100,0
39,1
–462,6
0,0
Kentucky Utilities Company (KU)2)
US, Lexington
100,0
821,5
88,6
969,8
LG&E Energy Marketing Inc.2)
US, Louisville
100,0
–311,0
4,7
0,0
LG&E Power Inc.2)
US, Louisville
100,0
104,6
20,2
0,0
Louisville Gas and Electric Company (LG&E)2)
US, Louisville
100,0
825,6
101,2
1.144,8
Aviga GmbH2)
DE, Duisburg
100,0
1.197,3
69,9
0,0
Degussa AG3)
DE, Düsseldorf
42,9
2.739,3
–1.020,6
3.561,1
E.ON North America, Inc.2, 6)
US, New York
100,0
151,0
19,6
0,0
E.ON Ruhrgas Holding GmbH2, 4)
DE, Düsseldorf
100,0
10.040,5
2.069,1
0,0
RAG Aktiengesellschaft3, 6)
DE, Essen
39,2
486,9
0,0
4.394,9
Übrige
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 Ergebnis und 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. Für die Gesellschaft wird § 264 b HGB in Anspruch genommen.
8) Gesellschaft wurde im Jahr 2005 gegründet. Daten gelten für die MEGAL GmbH.
9) Der Wert für den Umsatz ergibt sich aus dem Konzernabschluss zum 30. 9. 2005.
10) Werte nach US-GAAP
194 Glossar
Adjusted EBIT
Barrel (bbl)
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).
Das Barrel ist eine Maßeinheit für Rohöl und petrochemische Produkte. 1 bbl entspricht rund 159 Litern.
Baseload (dt. Grundlast)
Netzbelastung, die während eines Tages in einem Stromnetz
nicht unterschritten wird. Da der niedrigste Stromverbrauch
meist nachts auftritt, wird die Höhe der Grundlast bestimmt
von Industrieanlagen, die nachts produzieren, Straßenbeleuchtung und Dauerverbrauchern in Haushalt und Gewerbe.
Adjusted EBITDA
Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization – entspricht dem Adjusted EBIT vor Abschreibungen
bzw. Amortisation.
Beta-Faktor
Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zum Gesamtmarkt (Beta größer eins = höheres Risiko,
Beta kleiner eins = niedrigeres Risiko).
Adjusted EBITDA ÷ Netto-Finanzposition
Maß für die Schuldendienstfähigkeit eines Unternehmens –
Teil der Netto-Finanzverbindlichkeiten, der aus dem Adjusted
EBITDA zurückgezahlt werden könnte.
Bilanzkreisabrechnung
Abrechnung des notwendigen Ausgleichs zwischen Erzeugung und Verbrauch von elektrischer Energie innerhalb einer
Regelzone.
Adjusted EBITDA ÷ Netto-Zinsaufwand
beschreibt, wie oft der Netto-Zinsaufwand aus dem Adjusted
EBITDA gezahlt werden könnte.
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.
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-Kopplungs-Anlagen zur Erzeugung
von Elektrizität und Wärme genutzt werden.
Brennstoffzelle
In einer Brennstoffzelle werden durch elektrochemische
Reaktion von Wasserstoff und Sauerstoff Strom und Wärme
erzeugt. Der Wirkungsgrad moderner Brennstoffzellen liegt
bei etwa 60 Prozent.
Brent
Brent ist die für Europa wichtigste Rohölsorte. Brent ist
leichtes Rohöl mit niedrigem Schwefelgehalt. Es stammt aus
der Nordsee zwischen den Shetlandinseln und Norwegen.
Gehandelt wird es unter anderem an der Londoner Warenterminbörse International Petroleum Exchange.
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahn (BNetzA)
Bundesoberbehörde im Geschäftsbereich des Bundeswirtschaftsministeriums, die seit Juli 2005 gemeinsam mit den
zuständigen Landesbehörden unter anderem für die Regulierung der deutschen Gas- und Elektrizitätswirtschaft zuständig ist.
Market Units
Konzernabschluss
CO2-Emissionsrechtehandel
Entgeltgenehmigungsverfahren
EU-weites Emissionshandelssystem. Anlagen in der energieintensiven Industrie 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.
Das neue EnWG und die GasNEV 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.
Commercial Paper (CP)
Kurzfristige Schuldverschreibungen von Industrieunternehmen und Kreditinstituten. CP werden im Regelfall auf abgezinster Basis emittiert. Die Rückzahlung erfolgt dann zum
Nennbetrag. Die Laufzeiten betragen in der Regel zwischen
2 und 364 Tage.
Entry-Exit-System
Erlaubt Kunden eines Netzbetreibers, Einspeise- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander in unterschiedlicher Höhe zu buchen. Gebuchte Kapazitäten können ohne
Festlegung eines Transportpfades genutzt und mit denen
anderer Transportkunden kombiniert werden.
Equity-Bewertung
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.
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.
CO2
Erdgasuntertagespeicher
Kohlenstoffdioxid 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.
Natürliche oder künstlich hergestellte unterirdische Hohlräume
in geologischen Formationen zur Speicherung von Gas – in
Deutschland in Tiefen bis zu 2.900 Meter – gelegen. ErdgasUntertagespeicher dienen dem Ausgleich von saisonalen
oder kurzfristigen Verbrauchsschwankungen.
Contractual Trust Arrangement (CTA)
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.
Erneuerbare Energien
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.
Fair Value
Wert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und derivative Finanzinstrumente zwischen sachverständigen, vertragswilligen und voneinander unabhängigen Geschäftspartnern
gehandelt würden.
Fernleitungsnetzbetreiber
Unternehmen, die Erdgas über weite Strecken durch Hochdruckfernleitungsnetze transportieren.
195
196 Glossar
Fernwärme
Gebäudeheizung für Siedlungen oder ganze Stadtteile durch
ein zentrales Heizwerk. Die Verteilung erfolgt über Warmwasser- oder Dampfrohrsysteme.
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.
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.
Fossile Brennstoffe
In mehreren Millionen Jahren aus Biomasse entstandene
Energierohstoffe. Dazu zählen Erdöl, Erdgas, Stein- und
Braunkohle.
Kapitalkosten
Kapitalkosten für das eingesetzte Kapital werden als
gewichteter Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten
ermittelt (Weighted Average Cost of Capital – WACC). Die
Eigenkapitalkosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei
einer Investition in Aktien erwarten. Die Fremdkapitalkosten
orientieren sich an den Marktkonditionen für Kredite und
Anleihen. In den Fremdkapitalkosten wird berücksichtigt,
dass Fremdkapitalzinsen steuerlich abzugsfähig sind (tax
shield).
Free Cashflow
Operativer Cashflow nach Abzug der Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen.
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
angehoben werden.
Kraft-Wärme-Kopplung
Bei einer mit Kraft-Wärme-Kopplung (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)
Henry Hub
Elektrische Spannung zwischen 60 kV und 110 kV.
Gesetz für den Erhalt, die Modernisierung und den Ausbau
der Kraft-Wärme-Kopplung für die Stromversorgung im allgemeinen Interesse von Energieeinsparung und Klimaschutz.
Die Betreiber begünstigter Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen
erhalten je nach Größe und Alter der Anlage einen gestaffelten Zuschlag pro in das Stromnetz eingespeister Kilowattstunde.
Höchstspannung
LNG (liquefied natural gas)
Dient der überregionalen Energieübertragung mit Spannungen über 110 kV.
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.
Henry Hub ist ein Gasfernleitungsknotenpunkt in Louisiana/
USA, der als Handelspunkt für Gas-Future-Verträge der NYMEX
(New York Mercantile Exchange) benutzt wird.
Hochspannung
Impairment Test
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 Impairment Test zu unterziehen sind.
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. Die Laufzeiten für die einzelnen Wertpapieremissionen müssen länger als ein Jahr sein.
Market Units
Konzernabschluss
MmBtu (million British thermal units)
NOX
Mengenangabe für die aus einer Primärquelle zur Verfügung
stehende Energie. Ein MmBtu entspricht 0,293071 MWh.
Stickoxide oder Stickstoffoxide ist eine Sammelbezeichnung
für die gasförmigen Oxide des Stickstoffs. Sie entstehen
unter anderem bei der Verbrennung von Gas, Öl und Kohle.
National Balancing Point (NBP)
Virtueller Handelspunkt im UK National Transmission System
(NTS) zur Bilanzierung von Ein- und Ausspeisungen in das
NTS. Der NBP wird auch als Lieferpunkt im Rahmen von Gashandelsverträgen vorgesehen, z. B. für Gas-Future-Verträge
an der ICE (Intercontinental Exchange).
Saldo aus liquiden Mitteln, Wertpapieren und aus Finanzverbindlichkeiten.
Ölpreisbindung
International übliche vertragliche Koppelung des Preises für
Erdgas an den Marktpreis für Rohöl bzw. aus Rohöl hergestellte Produkte wie Heizöl oder Schweröl. In der Regel
erfolgt die Anpassung des Gaspreises an die Ölpreisentwicklung mit einem Zeitverzug von einigen Monaten, wobei als
Referenzwerte üblicherweise Durchschnittswerte über einen
oder mehrere Monate zugrunde gelegt werden.
Operativer Cashflow
Netto-Finanzposition ÷ Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Der durch gewöhnliche Geschäftstätigkeit erwirtschaftete
Mittelzufluss/-abfluss.
Anzahl der Jahre, die es dauern würde, um die Netto-Finanzposition aus dem operativen Cashflow zurückzuzahlen.
Option
Netzentgelte
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).
Recht, den zugrunde liegenden Optionsgegenstand (beispielsweise Wertpapiere oder Devisen) zu einem vorweg fest
vereinbarten Preis (Basispreis) zu einem bestimmten Zeitpunkt bzw. in einem bestimmten Zeitraum vom Kontrahenten (Stillhalter) zu kaufen (Kaufoption/Call) oder an ihn zu
verkaufen (Verkaufsoption/Put).
Peakload (dt. Spitzenlast)
Bezeichnet kurzzeitig auftretende hohe Energienachfrage
im Stromnetz. Zu deren Deckung ist Kraftwerksleistung notwendig, die zusätzlich zur Grund- und Mittellast auch bei
schwankendem Stromverbrauch die Versorgung zu jeder Zeit
sicherstellt.
Primärenergie
Als Primärenergie bezeichnet man die Energie, die aus den
natürlich vorkommenden Energieformen oder Energieträgern
zur Verfügung steht. Zu ihnen zählen neben den fossilen
Energieträgern Erdgas, Mineralöl, Steinkohle und Braunkohle
auch Kernbrennstoffe wie Uran und regenerative Energiequellen wie Wasser, Sonne und Wind.
Primärenergieverbrauch
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.
Der Primärenergieverbrauch gibt an, wie viel Energie in
einer Volkswirtschaft in einer Zeiteinheit (meistens ein Jahr)
eingesetzt wurde, um alle Energiedienstleistungen zu nutzen.
Pumpstrom
Strom, der für das Hochpumpen von Wasser aus einem tiefer
liegenden in ein höher gelegenes Becken eines Speicherkraftwerks genutzt wird mit dem Ziel, den Strom in Form
potenzieller Energie zu speichern.
197
198 Glossar
Purchase Price Allocation
SO2
Kaufpreisverteilung – Aufteilung des Kaufpreises nach einer
Unternehmensakquisition auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.
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.
Rating
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
Auf Grundlage des Energiewirtschaftsgesetzes erlassene
Rechtsverordnungen, die Einzelheiten des Netzzuganges
bzw. der Netzentgeltberechnung regeln.
Regelenergie
Für eine stabile Versorgung der Verbraucher mit elektrischer
Energie ist ein ständiger Ausgleich zwischen Erzeugung und
Verbrauch von elektrischer Energie im Stromnetz notwendig.
Dieser Ausgleich erfolgt durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber unter Einsatz von als „Regelenergie” bezeichneten Energiereserven.
Regelzone
Teilbereich des gesamten deutschen Übertragungsnetzes.
Der für eine Regelzone zuständige Übertragungsnetzbetreiber gewährleistet den stabilen Netzbetrieb durch Ausregelung von Erzeugungs- und Verbrauchsschwankungen mithilfe
von Regelenergie.
Stückaktien
Aktien ohne Nennwert, die lediglich einen bestimmten
Anteil am Grundkapital einer Gesellschaft verkörpern.
Syndizierte Kreditlinie
Von einem Bankenkonsortium verbindlich zugesagte Kreditlinie mit einer Laufzeit von einem bis zu insgesamt sieben
Jahren, die dem Unternehmen die Kreditziehung in unterschiedlichen Beträgen, Laufzeiten und Währungen erlaubt.
Take-or-pay-Verträge
Vorrangig im Gassektor vorkommende langfristige Bezugsverträge mit einer festgelegten Mindestmenge (meist Jahresmenge). Diese sehen vor, dass eine Lieferung auch dann
bezahlt werden muss, falls sie später nicht abgenommen
werden kann.
Tax shield
Berücksichtigt den Entlastungseffekt von Fremdkapitalzinsen auf die Steuerschuld bei der Ermittlung von Kapitalkosten (vgl. Kapitalkosten).
Therm
Britische Wärmemengenangabe. 1 therm entspricht
0,0293071 MWh.
Transportkunde
Regenerative Energien
Siehe erneuerbare Energien.
Jede natürliche oder juristische Person, die auf vertraglicher
Basis Kapazitäten bucht und Leistungen des Netzbetreibers
in Anspruch nimmt.
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.
Stock Appreciation Rights (SAR)
Stock Appreciation Rights 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.
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.
Market Units
Konzernabschluss
Übertragungsnetz
Hoch- oder Höchstspannungsnetz mit einer Spannung von
mindestens 110 kV für den überregionalen Transport von
elektrischer Energie.
US-GAAP
United States Generally Accepted Accounting Principles –
US-amerikanische Rechnungslegungsregeln, bei denen der
Grundsatz der periodengerechten Erfolgsermittlung (fair
presentation) im Vordergrund steht.
Value Added
Zentraler Indikator für den absoluten Wertbeitrag einer Periode.
Als Residualgewinn drückt er den Erfolgsüberschuss aus, der
über die Kosten des Eigen- und Fremdkapitals hinaus erwirtschaftet wird. Der Value Added wird als Produkt von RenditeSpread (ROCE – Kapitalkosten) und Kapitaleinsatz (Capital
Employed) berechnet. Das Capital Employed spiegelt das im
Konzern gebundene und zu verzinsende Vermögen wider.
Verdichterstationen
Gleichen 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.
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.
199
Rücken
Rücken
204
OneE.ON – unter diesem Motto haben wir im
Jahr 2005 ein gemeinsames Selbstverständnis
entwickelt und so die bereits begonnene
Integration im Konzern fortgesetzt.
Im Mittelpunkt steht dabei unsere Vision, E.ON
zum weltweit führenden Strom- und Gasunternehmen zu machen. Bei ihrer Verwirklichung
helfen die tragenden Elemente von OneE.ON:
Mission
Werte
Verhaltensweisen
Wir senden Ihnen gerne
weitere Informationen:
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 zukunftsbezogene Aussagen, die Risiken
und Ungewissheiten unterliegen. Für Informationen über wirtschaftliche, währungsbezogene, regulatorische, technische,
wettbewerbsbezogene und einige andere wichtige Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächlichen Ergebnisse
wesentlich von denjenigen abweichen, von denen in den zukunftsbezogenen Aussagen ausgegangen wird, verweisen wir
auf die von der E.ON bei der Securities and Exchange Commission in Washington D.C. eingereichten regelmäßig aktualisierten
Unterlagen, insbesondere auf die Aussagen in den Abschnitten „Item 3 – Key Information – Risk Factors”, „Item 5 – Operating
and Financial Review and Prospects“ und „Item 11 – Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk“ des Annual
Report on Form 20-F für das Geschäftsjahr 2005 der E.ON.
All das verbindet unsere Mitarbeiterinnen und
Mitarbeiter. Denn wenn wir geschlossen auftreten und noch besser zusammenarbeiten,
bleiben wir auch nachhaltig im Wettbewerb
erfolgreich.
Konzernübersicht
Corporate Center
100 %
E.ON AG
Düsseldorf
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
67,2 %
100 %
73,8 %
100 %
73,3 %
50 %
98,1 %
100 %
100 %
70 %
76,8 %
51 %
62,8 %
100 %
67 %
100 %
67 %
100 %
21 % *
100 %
49 %
60 %
* Stimmrechte 20%
100 %
Thüga AG, München
81,1 %
100 %
100 %
100 %
53,1 %
100 %
23,6 %
Market Unit Nordic
100 %
25,9 %
50 %
51 %
20 %
100 %
40,6 %
38,9 %
74,8 %
24,5 %
Market Unit UK
20 %
51%
47,2 %
6,4 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
55,2 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
50 %
100 %
Stand Februar 2006
Design:
Produktion:
Druck:
Fotos:
Lesmo, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
Konzernübersicht
Corporate Center
100 %
E.ON AG
Düsseldorf
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
67,2 %
100 %
73,8 %
100 %
73,3 %
50 %
98,1 %
100 %
100 %
70 %
76,8 %
51 %
62,8 %
100 %
67 %
100 %
67 %
100 %
21 % *
100 %
49 %
60 %
* Stimmrechte 20%
100 %
Thüga AG, München
81,1 %
100 %
100 %
100 %
53,1 %
100 %
23,6 %
Market Unit Nordic
100 %
25,9 %
50 %
51 %
20 %
100 %
40,6 %
38,9 %
74,8 %
24,5 %
Market Unit UK
20 %
51%
47,2 %
6,4 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
55,2 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
100 %
50 %
100 %
Stand Februar 2006
Design:
Produktion:
Druck:
Fotos:
Lesmo, Düsseldorf
Druckpartner, Essen
2005
20041)
404,3
392,4
924,4
868,2
+6
Umsatz
56.399
46.742
+21
Adjusted EBITDA3)
in Mio 
Stromabsatz in Mrd
kWh2)
7. März 2007
3. Mai 2007
4. Mai 2007
9. Mai 2007
15. August 2007
13. November 2007
Dividendenzahlung
Dividendenzahlung
10.272
9.741
+5
7.333
6.787
+8
7.208
6.355
+13
4.379
4.027
+9
3.035
312
–
Konzernüberschuss
7.407
4.339
+71
Investitionen
4.337
5.109
–15
6.601
5.840
+13
Free Cashflow6)
3.611
3.228
+12
3.863
–5.483
–
+33
Eigenkapital
44.484
33.560
Bilanzsumme
126.562
114.062
ROCE8) (in %)
12,1
11,5
Value Added8)
+11
+0,69)
9,0
9,0
–
1.872
1.477
+27
+5,39)
19,0
13,7
79.947
60.156
+33
6,64
6,13
+8
–
4,61
0,48
–0,01
–
–
11,24
6,61
+70
OneE.ON
+3
Adjusted EBIT4)
4. Mai 2006
5. Mai 2006
10. Mai 2006
15. August 2006
8. November 2006
+/– %
67,50
50,93
+33
2,75
2,35
+17
4,25
–
–
4.61412)
1.549
+198
57,6
44,2
+30
Dividendensumme
in Mio 
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Umsatz
Nordic
USMidwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
Insgesamt
24.295
17.914
10.176
3.471
2.045
–1.502
56.399
–
56.399
Adjusted EBITDA
5.284
1.939
1.550
1.193
560
–386
10.140
132
10.272
Adjusted EBIT
3.930
1.536
963
806
365
–399
7.201
132
7.333
21,9
11,5
7,6
11,4
5,5
–
–
–
12,1
9,0
8,2
9,2
9,0
8,0
–
–
–
9,0
Value Added
2.318
440
-202
170
–166
–
–
–
1.872
Operativer Cashflow
3.020
1.999
101
746
214
521
6.601
–
6.601
Investitionen
2.177
531
926
538
227
–62
4.337
–
4.337
44.476
13.366
12.891
5.801
3.002
411
79.947
–
79.947
ROCE (in %)
Konzernübersicht
Finanzkalender
2005
20041)
404,3
392,4
924,4
868,2
+6
Umsatz
56.399
46.742
+21
Adjusted EBITDA3)
in Mio 
Stromabsatz in Mrd
kWh2)
7. März 2007
3. Mai 2007
4. Mai 2007
9. Mai 2007
15. August 2007
13. November 2007
Dividendenzahlung
Dividendenzahlung
10.272
9.741
+5
7.333
6.787
+8
7.208
6.355
+13
4.379
4.027
+9
3.035
312
–
Konzernüberschuss
7.407
4.339
+71
Investitionen
4.337
5.109
–15
6.601
5.840
+13
Free Cashflow6)
3.611
3.228
+12
3.863
–5.483
–
+33
Eigenkapital
44.484
33.560
Bilanzsumme
126.562
114.062
ROCE8) (in %)
12,1
11,5
Value Added8)
+11
+0,69)
9,0
9,0
–
1.872
1.477
+27
+5,39)
19,0
13,7
79.947
60.156
+33
6,64
6,13
+8
–
4,61
0,48
–0,01
–
–
11,24
6,61
+70
OneE.ON
+3
Adjusted EBIT4)
4. Mai 2006
5. Mai 2006
10. Mai 2006
15. August 2006
8. November 2006
+/– %
67,50
50,93
+33
2,75
2,35
+17
4,25
–
–
4.61412)
1.549
+198
57,6
44,2
+30
Dividendensumme
in Mio 
Central
Europe
PanEuropean
Gas
UK
Umsatz
Nordic
USMidwest
Corporate
Center
Kerngeschäft
Energie
Weitere
Aktivitäten1)
Insgesamt
24.295
17.914
10.176
3.471
2.045
–1.502
56.399
–
56.399
Adjusted EBITDA
5.284
1.939
1.550
1.193
560
–386
10.140
132
10.272
Adjusted EBIT
3.930
1.536
963
806
365
–399
7.201
132
7.333
21,9
11,5
7,6
11,4
5,5
–
–
–
12,1
9,0
8,2
9,2
9,0
8,0
–
–
–
9,0
Value Added
2.318
440
-202
170
–166
–
–
–
1.872
Operativer Cashflow
3.020
1.999
101
746
214
521
6.601
–
6.601
Investitionen
2.177
531
926
538
227
–62
4.337
–
4.337
44.476
13.366
12.891
5.801
3.002
411
79.947
–
79.947
ROCE (in %)
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