E.ON-Geschäftsbericht 2005

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 Hauptversammlung 2007 Dividendenzahlung Zwischenbericht Januar – März 2007 Zwischenbericht Januar – Juni 2007 Zwischenbericht Januar – September 2007

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 %)

Geschäftsbericht 2005

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 %) Kapitalkosten (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

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 Hauptversammlung 2007 Dividendenzahlung Zwischenbericht Januar – März 2007 Zwischenbericht Januar – Juni 2007 Zwischenbericht Januar – September 2007

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 Konzernüberschuss

11,24

6,61

+70

Eigenkapital je Aktie11) (in )

Ergebnis je Aktie (in ) aus nicht fortgeführten Aktivitäten

OneE.ON

+3

Adjusted EBIT4)

Kapitalkosten (in %)

Geschäftsbericht 2005

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 %) Kapitalkosten (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

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

98,1 %

E.ON Avacon AG, Helmstedt

67,2 %

E.ON Hanse AG, Quickborn

73,8 %

E.ON Czech Holding AG, München ˇ E.ON Energie, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien

100 %

E.ON Mitte AG, Kassel

73,3 %

ˇ E.ON Distribuce, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien ˇ ˇ E.ON Ceská republika, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien

100 %

50 % 100 % 100 %

E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree

70 %

E.ON Thüringer Energie AG, Erfurt

76,8 %

E.ON Moldova S.A., Bac a˘ u/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 Mures¸ /Rumänien

51 %

Gasum Oy, Espoo/Finnland

20 %

E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG, Essen

100 %

A/s Latvijas G¯aze, 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 %

Slovensky´ Plynárensky´ 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

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

98,1 %

E.ON Avacon AG, Helmstedt

67,2 %

E.ON Hanse AG, Quickborn

73,8 %

E.ON Czech Holding AG, München ˇ E.ON Energie, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien

100 %

E.ON Mitte AG, Kassel

73,3 %

ˇ E.ON Distribuce, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien ˇ ˇ E.ON Ceská republika, a.s., Ceské Bud eˇ jovice/Tschechien

100 %

50 % 100 % 100 %

E.ON edis AG, Fürstenwalde/Spree

70 %

E.ON Thüringer Energie AG, Erfurt

76,8 %

E.ON Moldova S.A., Bac a˘ u/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 Mures¸ /Rumänien

51 %

Gasum Oy, Espoo/Finnland

20 %

E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG, Essen

100 %

A/s Latvijas G¯aze, 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 %

Slovensky´ Plynárensky´ 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

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

Brief an die Aktionäre 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

Bericht des Aufsichtsrats 12 Bericht des Aufsichtsrats

60 Finanzlage 60 Chancen

15 Aufsichtsrat

Weitere Informationen Das Jahr 2005 im Überblick 18 Das Jahr 2005 im Überblick

64 Strategie und geplante Investitionen 68 E.ON-Aktie und E.ON-Anleihen 72 Menschen bei E.ON

Zusammengefasster Lagebericht 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

Corporate Governance 178 Angaben zu den Organen 180 Corporate-Governance-Bericht 185 Vergütungsbericht 189 Entsprechenserklärung

48 Vermögenslage

Tabellen und Übersichten 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

Brief an die Aktionäre

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.

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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.

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Brief an die Aktionäre

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).

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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

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Vorstand

Generalbevollmächtigte Dr. Peter Blau, Gert von der Groeben, Heinrich Montag, Dr. Rolf Pohlig

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Dr. Krüper

Dr. Schipporeit

Dr. Bergmann

Dr. Bernotat

Dr. Teyssen

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Dr. Gaul

Dr. Wulf H. Bernotat

Dr. Hans Michael Gaul

Dr. Erhard Schipporeit

geb. 1948 in Göttingen, Mitglied des Vorstands seit 2003 Vorsitzender, Düsseldorf

geb. 1942 in Düsseldorf, Mitglied des Vorstands seit 1990 Controlling/Unternehmensplanung, Mergers & Acquisitions und Recht, Düsseldorf

geb. 1949 in Bitterfeld, Mitglied des Vorstands seit 2000 Finanzen, Rechnungswesen, Steuern und Informatik, Düsseldorf

Dr. Burckhard Bergmann

Dr. Manfred Krüper

Dr. Johannes Teyssen

geb. 1943 in Sendenhorst/Beckum, Mitglied des Vorstands seit 2003 Upstream-Geschäft, Marktmanagement, Regulierungsmanagement Konzern, Düsseldorf

geb. 1941 in Gelsenkirchen, Mitglied des Vorstands seit 1996 Personal, Infrastruktur und Dienstleistungen, Einkauf und Organisation, Düsseldorf

geb. 1959 in Hildesheim, Mitglied des Vorstands seit 2004 Downstream-Geschäft, Marktmanagement, Regulierungsmanagement Konzern, Düsseldorf

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Bericht des Aufsichtsrats

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.

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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.

Corporate Governance Auch die Weiterentwicklung der Corporate Governance bei E.ON haben wir regelmäßig behandelt. Wir haben überprüft, dass die Corporate-Governance-Grundsätze gemäß der am 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.

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Bericht des Aufsichtsrats

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

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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

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der E.ON Energie AG, München

Mitglied des ver.di-Bundesvorstands, Berlin (seit 1. Juli 2005)

Klaus-Dieter Raschke Dr. Gerhard Cromme Vorsitzender des Aufsichtsrats der ThyssenKrupp AG, Düsseldorf

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON Energie AG, Hannover

Dr. Henning Schulte-Noelle

Gabriele Gratz

Vorsitzender des Aufsichtsrats der Allianz AG, München

Betriebsratsvorsitzende der E.ON Ruhrgas AG, Essen (seit 1. Juli 2005)

Prof. Dr. Wilhelm Simson München

Wolf-Rüdiger Hinrichsen Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON AG, Düsseldorf

Gerhard Skupke Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats 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 Klaus-Dieter Raschke

Finanz- und Investitionsausschuss Ulrich Hartmann, Vorsitzender Dr. Gerhard Cromme Wolf-Rüdiger Hinrichsen Hubertus Schmoldt

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Das Jahr 2005 im Überblick

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.

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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.

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Zusammengefasster Lagebericht 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

Operativer Cashflow6)

6.601

5.840

+13

Netto-Finanzposition7) (31. 12.)

3.863

–5.483

–

Investitionen

4.337

5.109

–15

79.947

60.156

+33

Mitarbeiter (31. 12.)

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.

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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.

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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

Reguliertes Geschäft

Downstream-Beteiligungen Unreguliertes Geschäft

Gas Zentraleuropa Ost Sonstiges/Konsolidierung

Sonstiges/Konsolidierung

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 Mures¸/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 a˘ u/RO Varna/BG Gorna/BG 1) E.ON Finland, Espoo, wird seit Januar 2006 unter den nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.

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Absatzmärkte und Wettbewerbspositionen

Nordic Nr. 4 in der Stromerzeugung Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb

UK Nr. 2 in der Stromerzeugung Nr. 2 im Strom-/Gasvertrieb

Central Europe Nr. 2 in der Stromerzeugung Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb

US-Midwest, Kentucky:

Pan-European Gas

Nr. 1 in der Stromerzeugung Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb

Nr. 3 in der Gasversorgung

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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.

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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.

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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.

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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.

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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.

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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.

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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.

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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.

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Geschäft und Rahmenbedingungen

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

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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.

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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

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

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)

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten 2) enthält die at equity bewertete Degussa 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 ).

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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

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten 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.

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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.

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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.

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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

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

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.

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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

Operativer Cashflow2)

+/–

Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen

2.990

2.612

+378

Free Cashflow3)

3.611

3.228

+383

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten 2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 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

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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) Operativer Cashflow3) 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 2) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 37 3) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

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 Anteile Konzernfremder Langfristiges Fremdkapital Kurzfristiges Fremdkapital Passiva

25,1

20

23,7

21

126,6

100

114,1

100

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit

–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

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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 ).

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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 integrations- und 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.

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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.

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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 fortgeführten Aktivitäten

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.

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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

Börsenwert2) in Mrd 

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 3) ohne Anteile Konzernfremder 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

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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.

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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

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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.

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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.

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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.

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Market Unit Central Europe 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

Kapitalkosten (in %)

Mitarbeiter (31. 12.) 1) Veränderung in Prozentpunkten

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.

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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.

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Market Unit Central Europe

Strom- und Gasabsatz

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:

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Eckdaten nach Geschäftsfeldern Zentraleuropa West Strom

Zentraleuropa Ost

Sonstiges/Konsolidierung

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

Market Unit Central Europe

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.

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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

Market Unit Pan-European Gas 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 %) Kapitalkosten (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 Mitarbeiter (31. 12.) 1) bereinigt um Ruhrgas Industries 2) Veränderung in Prozentpunkten

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

+/– %

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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.

Umsatz und Adjusted EBIT 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

Market Unit Pan-European Gas

Eckdaten nach Geschäftsfeldern 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

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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

Market Unit Pan-European Gas

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.

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Investitionen Investitionen nach Geschäftsfeldern in Mio  Up-/Midstream Downstream-Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung 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

Kapitalkosten (in %)

9,2

9,2

Value Added Operativer Cashflow Investitionen Mitarbeiter (31. 12.)

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) –

Strom- und Gasabsatz

–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

1) Veränderung in Prozentpunkten

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 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 Gemeinschaftskraftwerken 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

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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. Zurechenbare Kraftwerksleistung 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

Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung in %

2005

2004

Steinkohle

56

56

Gas

34

34

Wasserkraft, Wind, Öl, sonstige Energieträger

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).

Umsatz und Adjusted EBIT

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 Investitionen nach Geschäftsfeldern in Mio 

2005

2004

+/– %

Reguliertes Geschäft

320

255

+25

Unreguliertes Geschäft

606

233

+160

–

15

–

926

503

+84

Sonstiges/Konsolidierung 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.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern Reguliertes Geschäft

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)

Kapitalkosten (in %)

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

Mitarbeiter (31. 12.) 1) Veränderung in Prozentpunkten

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.

Stromerzeugung und -bezug Stromerzeugung und -bezug +/– %

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 Gemeinschaftskraftwerken von Fremden Strombeschaffung Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom

–2,1

–2,0

–

Stromabsatz

48,5

49,5

–2

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

Zurechenbare Kraftwerksleistung 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 Investitionen nach Geschäftsfeldern 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.

Umsatz und Adjusted EBIT 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.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern 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

Market Unit US-Midwest 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

–

Kapitalkosten (in %)

8,0

8,0

–

–166

–161

–

Operativer Cashflow

214

152

+41

Investitionen

227

247

–8

3.002

2.997

–

Value Added

Mitarbeiter (31. 12.)

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

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

Stromerzeugung und -bezug Stromerzeugung und -bezug 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

Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung in % Steinkohle

Strom- und Gasabsatz 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, sonstige Energieträger

Zurechenbare Kraftwerksleistung Zurechenbare Kraftwerksleistung in MW

Öl und Wasserkraft Reguliertes Geschäft Unreguliertes Geschäft 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

Eckdaten nach Geschäftsfeldern Reguliertes Geschäft

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 preis- und 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  Reguliertes Geschäft Unreguliertes Geschäft 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. Düsseldorf, den 2. März 2006 PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Dr. Vogelpoth Wirtschaftsprüfer

Laue Wirtschaftsprüfer

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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)

Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

(8)

Anteile Konzernfremder

(9)

Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten

(4)

Ergebnis aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften Konzernüberschuss Ergebnis je Aktie (in ¤) – unverwässert und verwässert aus fortgeführten Aktivitäten aus nicht fortgeführten Aktivitäten

–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)

aus der Erstanwendung neuer US-GAAP-Vorschriften

–0,01

–

aus Konzernüberschuss

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

Anteile Konzernfremder

(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

Brief an die Aktionäre Bericht des Aufsichtsrats Das Jahr 2005 im Überblick Zusammengefasster Lagebericht Weitere Informationen Market Units Konzernabschluss Corporate Governance Tabellen und Übersichten

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

Anteile Konzernfremder Überleitung zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten Ergebnis aus nicht fortgeführten 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 (