Geschäftsbericht Teil II/II. Sven. Finanzbericht Monica. Dimitrij. Isabelle

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1 Sven Geschäftsbericht Teil II/II Finanzbericht 2008 Monica Dimitrij Isabelle

2 E.ON-Konzern in Zahlen in Mio /- % Stromabsatz (in Mrd kwh) 614,6 487,0 +26 Gasabsatz (in Mrd kwh) 1.224, ,3 +12 Umsatz Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Konzernüberschuss Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG Bereinigter Konzernüberschuss Ökonomische Investitionen Operativer Cashflow 1) Wirtschaftliche Netto-Verschuldung ( ) ) Pro-forma Debt Factor 3) 3,2 1,9 +1,3 2) Eigenkapital Bilanzsumme ROCE (in %) 12,9 14,5-1,6 4) Kapitalkosten vor Steuern (in %) 9,1 9,1 Kapitalkosten nach Steuern (in %) 6,7 6,1 +0,6 4) Value Added Mitarbeiter ( ) Ergebnis je Aktie 5), 6) (in ) 0,68 3,69-82 Eigenkapital je Aktie 5), 6) (in ) 18,10 26,06-31 Dividende je Aktie 6) (in ) 1,50 1,37 +9,5 Dividendensumme Marktkapitalisierung 7) (in Mrd ) 54,2 92,0-41 1) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 2) Veränderung in absoluten Werten 3) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und Adjusted EBITDA 4) Veränderung in Prozentpunkten 5) Anteil der Gesellschafter der E.ON AG 6) nach Aktiensplit bzw. bereinigt um Aktiensplit 7) auf Basis ausstehender Aktien

3 Andrew Eric Laura Peter Sarah Lewis Michael Jacob Olga Inhalt Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 2 Zusammengefasster Lagebericht 2 Geschäft und Rahmenbedingungen 20 Ertragslage 32 Finanzlage 38 Vermögenslage 39 Jahresabschluss der E.ON AG 40 Mitarbeiter 42 Forschung und Entwicklung 43 Corporate Responsibility 44 Risikobericht 48 Prognosebericht 52 Konzernabschluss 52 Bestätigungsvermerk 53 Gewinn- und Verlustrechnung 54 Bilanz 56 Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen 57 Kapitalflussrechnung 58 Entwicklung des Konzerneigenkapitals 60 Anhang 142 Versicherung der gesetzlichen Vertreter 144 Corporate Governance 144 Corporate-Governance-Bericht 148 Vergütungsbericht 1) 154 Aufsichtsrat und Vorstand 154 Bericht des Aufsichtsrats 158 Aufsichtsratsmitglieder 160 Angaben 1) und Erläuternder Bericht des Vorstands zu Übernahmehindernissen 163 Vorstandsmitglieder 164 Tabellen und Erläuterungen 164 Wesentliche Beteiligungen 167 Mehrjahresübersicht 168 Finanzglossar 173 Finanzkalender Lokal. International. Geschäftsbericht Teil I/II Unternehmensbericht 2008 Unternehmensbericht Unser Unternehmen. Wir stellen unser Geschäft und unsere wichtigsten Themen vor. Unsere Menschen. Gemeint sind unser Vorstand, unser Aufsichtsrat und unsere Mitarbeiter. Unsere Aktie. Ihre Entwicklung und unser Finanzierungsprogramm. Unsere Strategie. Von unseren Grundsätzen bis zu unseren Wachstumszielen. Unsere Struktur. Alle Market Units im Detail. 1) Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts Zum Herunterladen oder Bestellen finden Sie den Unternehmensbericht unter

4 2 Zusammengefasster Lagebericht Adjusted EBIT um 7 Prozent gesteigert Operativer Cashflow 23 Prozent unter Vorjahresniveau Dividendenerhöhung auf 1,50 vorgesehen Für das Jahr 2009 Adjusted EBIT auf Vorjahresniveau erwartet Geschäft und Rahmenbedingungen Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit E.ON ist eines der weltweit größten privaten Energieunternehmen mit einem Umsatz von 86,8 Mrd und rund Mitarbeitern. Unser Geschäft erstreckt sich entlang der gesamten Wertschöpfungskette im Strom- und Gasbereich und ist geografisch oder funktional in Market Units gegliedert. Die Führungsgesellschaften der Market Units sind verantwortlich für das integrierte Management der Zielmärkte. Business Units führen das operative Geschäft. Wir verfolgen eine wertorientierte Unternehmenspolitik, die auf verbesserte Wettbewerbsfähigkeit und profitables Wachstum zielt. Alle folgenden Erläuterungen zum E.ON-Konzern gelten gleichermaßen für die E.ON AG. Im Verlauf des Jahres 2008 hat sich die Zahl unserer Market Units verdoppelt. Anfang 2008 haben wir die Steuerung aller europäischen Handelsaktivitäten in der Market Unit Energy Trading zusammengeführt. Konzernweit gebündelt wurden zum gleichen Zeitpunkt auch unsere Aktivitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien und Klimaschutzprojekte einschließlich kleinerer Wasserkraftaktivitäten in der Market Unit Climate & Renewables und die bestehenden Aktivitäten in Italien in der Market Unit Italy. In Russland haben wir im Oktober 2007 die Mehrheit am Erzeugungsunternehmen OGK-4 übernommen. Die daraus hervorgegangene Market Unit Russia startete ebenfalls am 1. Januar Nach der im April 2007 geschlossenen Vereinbarung mit Enel und Acciona haben wir Ende Juni 2008 ein umfangreiches Beteiligungspaket mit Aktivitäten vornehmlich in Italien, Spanien und Frankreich erworben. Die Aktivitäten in Frankreich und Italien werden seitdem in den Market Units Central Europe und Italy ausgewiesen. Die Aktivitäten in Spanien bilden die neue Market Unit Spain. Im Geschäftsjahr 2008 wird nur die neue Market Unit Energy Trading als eigenes Segment separat ausgewiesen. Insbesondere durch die Zentralisierung der Handelsaktivitäten haben wir unsere Organisationsstruktur erheblich verändert. Daher werden keine Vorjahreszahlen für Energy Trading ausgewiesen. Die Vorjahreswerte der hiervon betroffenen Market Units wurden nicht angepasst. Ein Vergleich mit dem Vorjahr ist für die einzelnen Market Units somit nur eingeschränkt aussagekräftig. Aufgrund der Größenordnung der Kennzahlen und der zum Teil nicht vorliegenden Vorjahreszahlen haben wir die übrigen neuen Market Units zum Segment Neue Märkte zusammengefasst. Die Werte für die jetzt in diesem Segment enthaltenen Mehrheitsbeteiligungen an OGK-4 in Russland sowie den Windparkbetreibern E2-I in Spanien und Airtricity in Nordamerika waren im Vorjahr im Segment Corporate Center/ Neue Märkte enthalten.

5 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 3 Corporate Center Die E.ON AG mit Sitz in Düsseldorf ist das Corporate Center des E.ON-Konzerns. Hauptaufgabe des Corporate Centers ist die Führung von E.ON als integriertes Energieunternehmen, die strategische Weiterentwicklung, die Steuerung sowie Sicherung der erforderlichen Finanzierungsmittel, die marktübergreifende Steuerung des Gesamtgeschäfts, die Risikosteuerung und die laufende Optimierung des Portfolios. Das Segment Corporate Center umfasst die E.ON AG, Düsseldorf, und direkt von der E.ON AG geführte Beteiligungen. Darüber hinaus ordnen wir diesem Segment die Konsolidierungsmaßnahmen im Rahmen des Konzernabschlusses zu. Central Europe E.ON Energie mit Sitz in München ist die Führungsgesellschaft der Market Unit Central Europe. Sie ist für das Stromgeschäft und das Gasverteilungs- und -vertriebsgeschäft in Zentraleuropa zuständig. Im Jahr 2008 umfasste das Geschäftsfeld Zentraleuropa West Unreguliert (im Wesentlichen Deutschland und die Niederlande) den Betrieb von Wasser-, konventionellen und nuklearen Kraftwerken sowie die Stromerzeugung aus thermischer Abfallverwertung, die regionale Verteilung von Wärme sowie den Strom-, Gas- und Wärmevertrieb. Das Geschäftsfeld Zentraleuropa West Reguliert beinhaltete den Stromtransport über Hoch- und Höchstspannungsnetze und die Stromverteilung über Mittel- und Niederspannungsnetze sowie die regionale Verteilung von Gas. Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost (Bulgarien, Rumänien, Slowakei, Tschechien, Ungarn) sind die Beteiligungen an den dortigen regionalen Strom- und Gasversorgern zusammengefasst. Im Geschäftsjahr 2008 versorgte Central Europe einschließlich wesentlicher Minderheitsbeteiligungen rund 17 Millionen Kunden im In- und Ausland mit Strom und Gas, etwa je zur Hälfte in Zentraleuropa West und Zentraleuropa Ost. Pan-European Gas In der Market Unit Pan-European Gas ist E.ON Ruhrgas, Essen, als Führungsgesellschaft für das Management der vertikal integrierten Wertschöpfungskette im europäischen Gasgeschäft verantwortlich. E.ON Ruhrgas E&P beteiligt sich im Upstream- Bereich an der Gasförderung. Im Midstream-Geschäft werden Gaseinkauf und Gasverkauf gebündelt und das gesamte technische System betreut. Das Gastransportnetz wird von E.ON Gastransport vermarktet. Für das Gasspeichergeschäft ist E.ON Gas Storage verantwortlich. Für Downstream-Beteiligungen sind E.ON Ruhrgas International und Thüga zuständig. Thüga konzentriert sich in Deutschland auf Minderheitsbeteiligungen an kommunalen Gas- und Stromversorgern. Bei E.ON Ruhrgas International liegt der Fokus auf Energiebeteiligungen im europäischen Ausland mit dem Schwerpunkt auf Osteuropa. Das Gasleitungsnetz von E.ON Gastransport und ihrer deutschen Projektgesellschaften umfasste zum Jahresende km (Vorjahr: km). 86 km Kokereigasleitungen sind im Besitz von E.ON Ruhrgas. Die Arbeitsgaskapazität aus eigenen, im Gemeinschaftseigentum oder im Besitz von Projektgesellschaften befindlichen sowie angemieteten Untertage-Erdgasspeichern von E.ON Gas Storage belief sich auf rund 9,4 Mrd m³ (in Deutschland: 5,6 Mrd m³) mit einer maximalen Ausspeicherleistung von rund 8,9 Mio m³/h (in Deutschland 5,9 Mio m³/h). UK Die Market Unit UK wird von E.ON UK mit Sitz in Coventry, England, geführt. Sie ist für das Energiegeschäft in Großbritannien zuständig. Das regulierte Geschäft beinhaltet die Stromverteilung durch Central Networks. Zum unregulierten Geschäft zählen Stromerzeugung, Endkundengeschäft und der Bereich Energy Services. Das Erzeugungsgeschäft umfasst die Stromerzeugung, den Betrieb und die Wartung von Kraft- Wärme-Kopplungsanlagen sowie die Entwicklung bzw. Betriebsführung von Kraftwerken. Im Endkundengeschäft werden Strom- und Gasdienstleistungen an Haushalts-, Geschäfts- und Industriekunden verkauft. Im Jahr 2008 belieferte E.ON UK etwa 8,1 Millionen Kunden. Davon waren 7,5 Millionen Haushaltskunden und 0,6 Millionen Geschäftskunden.

6 4 Geschäft und Rahmenbedingungen Nordic E.ON Nordic mit Sitz in Malmö, Schweden, ist die Führungsgesellschaft der Market Unit Nordic. Das operative Geschäft wird im Wesentlichen durch das integrierte Energieunternehmen E.ON Sverige geführt. Das regulierte Geschäft umfasst die Strom- und Gasverteilung. Im unregulierten Geschäft ist im Wesentlichen die Stromerzeugung, die Wärmeerzeugung, das Endkundengeschäft in den Bereichen Strom-, Gas- und Wärmeversorgung sowie Energy Services gebündelt. Ende des Jahres 2008 belieferte E.ON Nordic etwa eine Million Strom-, Gas- und Wärmekunden. US-Midwest Die Market Unit US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig. Das regulierte Geschäft wird von den beiden Gesellschaften Louisville Gas and Electric Company (LG&E) und Kentucky Utilities Company (KU) betreut, die von E.ON U.S. mit Sitz in Louisville, Kentucky, USA, geführt werden. Beide Energieunternehmen arbeiten mit einem vertikal integrierten Geschäftsmodell. Die Aktivitäten umfassen Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und -vertrieb. Zusätzlich bietet LG&E Dienstleistungen in der Gasverteilung innerhalb ihres Versorgungsgebiets an. LG&E und KU setzen Strom an rund Kunden, hauptsächlich in Kentucky, ab. Die Unternehmen beliefern unterschiedliche Kundengruppen wie Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden sowie Stadtwerke. Zusätzlich versorgt LG&E rund Kunden in Kentucky mit Gas. Das unregulierte Geschäft umfasst vor allem die Aktivitäten von zwei argentinischen Gasverteilungsgesellschaften, an denen US-Midwest Beteiligungen hält. Energy Trading Seit Anfang 2008 werden unsere europäischen Energiehandelsaktivitäten zentral von Düsseldorf aus gesteuert. In der E.ON Energy Trading AG sind unsere Risikomanagement-Aktivitäten beim Handel von Strom, Gas, Kohle, Öl, CO 2 -Zertifikaten und ähnlichen Commodities gebündelt. Die Market Unit Energy Trading vereint damit auf den liquiden europäischen Energiemärkten die Funktionen Brennstoffbeschaffung, Management von Kraftwerks- und Gasportfoliokapazitäten und Vertriebsbeschaffung zusammengefasst unter dem Oberbegriff Optimierung sowie den Eigenhandel unter einem Dach. Zwischen den europäischen Market Units und Energy Trading werden die Transaktionen mittels marktorientierter Transferpreise abgerechnet. Der Eigenhandel umfasst auch das bewusste Ausnutzen von Marktpreisveränderungen und Risikopositionen im Rahmen unserer Risikomanagementsysteme und -limite. Im Laufe des Jahres 2008 wurden schrittweise die Integrationsmaßnahmen durchgeführt, um die Handelsaktivitäten der Market Units Central Europe, Pan-European Gas und Nordic bis zum Ende des Jahres auch rechtlich in der E.ON Energy

7 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 5 Trading AG zusammenzufassen. Die rechtliche Integration von UK erfolgte zum 1. Januar Darüber hinaus ist beabsichtigt, im Rahmen der internationalen Ausrichtung die E.ON Energy Trading AG in eine europäische Aktiengesellschaft (SE) umzuwandeln. Neue Märkte E.ON Climate & Renewables mit Sitz in Düsseldorf ist als Führungsgesellschaft der neuen Market Unit Climate & Renewables für die Steuerung und den weltweiten Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien einschließlich kleinerer Wasserkraftaktivitäten zuständig. Die Market Unit ist derzeit unter anderem in Deutschland, Dänemark, Schweden, Großbritannien, den USA, Spanien, Italien und Portugal vertreten und erzeugt in insgesamt 10 Ländern Strom aus Erneuerbaren Energien. Die gesamte Erzeugungskapazität betrug Ende 2008 weltweit 2 GW. Mit einer Gesamtleistung von 0,9 GW stellen die USA den größten Teil des operativen Portfolios. Die restlichen 1,1 GW verteilen sich auf die europäischen Zielmärkte. E.ON Russia Power mit Sitz in Moskau ist die Führungsgesellschaft der neuen Market Unit Russia. Sie ist für die Stromaktivitäten des E.ON-Konzerns in Russland verantwortlich. Das Geschäft in Russland konzentriert sich auf den Betrieb konventioneller Kraftwerke mit einer installierten Nettoleistung von MW in den grundsätzlich wachstumsstarken Industrieregionen Zentralrussland, Ural und Westsibirien. E.ON Italia, Mailand, führt unser Strom- und Gasgeschäft in Italien. Das operative Geschäft der neuen Market Unit Italy umfasst die Stromerzeugung mit einer Kapazität von MW, den Strom- und Gasvertrieb sowie die Gasverteilung. Verantwortlich für das Geschäft sind die Stromerzeugungsgesellschaft E.ON Produzione, die neue Vertriebsgesellschaft E.ON Energia und fünf Weiterverteiler unter dem Dach der Marke E.ON Rete. Am Jahresende 2008 lieferte E.ON Italia Strom und Gas an rund Privat- und Geschäftskunden. E.ON España, Madrid, ist als Führungsgesellschaft der neuen Market Unit Spain für unser integriertes Energiegeschäft in Spanien verantwortlich. E.ON Distribución betreibt das Stromverteilungsgeschäft in Nordspanien und lieferte Ende 2008 Strom an rund Kunden. E.ON Generación ist für die Stromerzeugung verantwortlich und verfügt über eine Erzeugungskapazität von circa MW. E.ON Energía liefert Strom und Gas an Haushalts-, Geschäfts- und Industriekunden. E.ON Servicios stellt den Gesellschaften der Market Unit zentrale Dienstleistungen zur Verfügung.

8 6 Geschäft und Rahmenbedingungen E.ON Konzern: Market Units, Führungsgesellschaften, Geschäftsfelder und wesentliche Standorte 1) Corporate Center E.ON AG, Düsseldorf Central Europe E.ON Energie AG München, 100 % Pan-European Gas E.ON Ruhrgas AG Essen, 100 % UK E.ON UK plc Coventry, 100 % Nordic E.ON Nordic AB Malmö, 100 % US-Midwest E.ON U.S. LLC Louisville, 100 % Zentraleuropa West Reguliertes Geschäft Zentraleuropa West Unreguliertes Geschäft Zentraleuropa Ost Sonstiges/Konsolidierung Up-/Midstream Downstream- Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung Reguliertes Geschäft Unreguliertes Geschäft Sonstiges/Konsolidierung Reguliertes Geschäft Unreguliertes Geschäft Sonstiges/Konsolidierung Reguliertes Geschäft Unreguliertes Geschäft Deutschland München Hannover Landshut Bayreuth Regensburg Helmstedt Quickborn Kassel Fürstenwalde/Spree Erfurt Paderborn Köln Deutschland Essen München Nürnberg Saarbrücken Frankfurt/Main Erfurt Emstek Friedeburg/Etzel Ungarn Budapest Großbritannien Coventry Nottingham Schweden Malmö Finnland Helsinki USA Louisville Lexington Niederlande Rotterdam Finnland Espoo Frankreich Paris Lettland Riga Ungarn Budapest Litauen Vilnius Tschechien České Budějovice Slowakei Bratislava Slowakei Bratislava Russland Moskau Rumänien Târgu Mureş Großbritannien London Aberdeen Bulgarien Varna Norwegen Stavanger Schweiz Zug 1) Struktur bis zum 31. Dezember 2008

9 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 7 Energy Trading E.ON Energy Trading AG Düsseldorf, 100 % Deutschland Düsseldorf Neue Märkte E.ON Climate & Renewables GmbH Düsseldorf, 100 % E.ON Russia Power Moskau, 100 % E.ON Italia S.p.A. Mailand, 100 % E.ON España S.L. Madrid, 100 % Deutschland Düsseldorf München Großbritannien Coventry Schweden Malmö USA Chicago Russland Moskau Surgut Sharypovo Italien Mailand Rom Verona Terni Spanien Madrid Santander Absatzmärkte und jeweilige Wettbewerbspositionen Central Europe Nr. 2 in der Stromerzeugung Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb Wesentliche Aktivitäten in Deutschland, Belgien, Frankreich, den Niederlanden, Ungarn, Tschechien, der Slowakei, Rumänien und Bulgarien Pan-European Gas Nr. 1 in der europäischen Gasversorgung Pan-europäisches Gasbezugsportfolio mit langfristigen Lieferverträgen mit Russland, Norwegen, den Niederlanden, Deutschland, Großbritannien und Dänemark UK Nr. 2 in der Stromerzeugung Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb Wesentliche Aktivitäten in Großbritannien Nordic Nr. 4 in der nordischen Stromerzeugung Nr. 3 im nordischen Stromvertrieb Wesentliche Aktivitäten in Schweden und Finnland US-Midwest Nr. 1 in der Stromerzeugung in Kentucky Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb in Kentucky Wesentliche Aktivitäten im Mittleren Westen der USA Neue Märkte Climate & Renewables Mit Aktivitäten unter anderem in Deutschland, Schweden, Italien, Spanien, Großbritannien und den USA zählt E.ON Climate & Renewables zu den größten Produzenten von Windenergie weltweit. Russia E.ON zählt zu den führenden thermischen Stromerzeugern in Russland. Italy und Spain In Italien und Spanien zählen wir zum Kreis der wesentlichen Anbieter.

10 8 Geschäft und Rahmenbedingungen Strategie E.ON gehört heute aufgrund einer gezielten Wachstums- und Integrationsstrategie zu den führenden integrierten Energieunternehmen für Strom und Gas in Europa. Grundlage hierfür ist unser integriertes Geschäftsmodell. Die vertikale Integration von der Stromerzeugung in Kraftwerken und der Gasproduktion (upstream) über den Großhandel (midstream) bis zum Vertrieb beim Endkunden (downstream) ermöglicht uns gleichzeitig Geschäftsoptimierung und Risikosteuerung. Die horizontale Integration zwischen Strom und Gas generiert aus dem Zusammenwachsen beider Energieträger insbesondere durch die zunehmend wichtigere Rolle von Gas in der Stromerzeugung sowie auf der Vertriebsstufe Synergie- und Wachstumspotenziale. Die zunehmende Erweiterung Europas und eine regionale Integration eröffnen uns weitere Wachstumspotenziale und bieten zunehmend Möglichkeiten zur Risiko- und Asset-Optimierung. E.ON besitzt damit eine ausgezeichnete Ausgangsposition, um neuen Herausforderungen und Chancen eines sich ändernden europäischen Marktumfeldes zu begegnen. Darüber hinaus expandiert E.ON gezielt in vielversprechende neue Wachstumsregionen (zum Beispiel Russland) sowie in neue Marktsegmente (zum Beispiel Erneuerbare Energie). Energiepolitisches Umfeld Europa Im September 2007 legte die Europäische Kommission ein drittes Liberalisierungspaket vor. Ziel ist, auf dem europäischen Strom- und Gasbinnenmarkt mehr Dynamik zu entfalten. Das Paket enthält weitgehende Strukturmaßnahmen, unter anderem Vorschläge für eine Eigentumsentflechtung des Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetriebs von der Erzeugung bzw. vom Import und vom Vertrieb sowie Vorschläge zur Regulierung des Erzeugungs- und Großhandelsmarktes. Im Oktober 2008 erreichte der Rat der Europäischen Union eine Einigung über das dritte Liberalisierungspaket, das nun noch abschließend im Rahmen der tschechischen Ratspräsidentschaft im Frühjahr 2009 verabschiedet wird. Im Dezember 2008 verabschiedete der Europäische Rat das Energie- und Klimaschutzpaket, das die Kommission im Januar 2008 vorgelegt hatte. Dadurch werden die vom Europäischen Rat im Frühjahr 2007 festgelegten Klimaschutzziele bis 2020 rechtlich bindend und müssen nun in nationales Recht umgesetzt werden. Sie umfassen das Gesamtziel zur Reduktion der Treibhausgasemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber 1990 sowie den Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien auf 20 Prozent vom Energieverbrauch der EU. Die Energieeffizienz soll ebenfalls deutlich gesteigert werden. Das von der Kommission geschätzte gemeinschaftsweite Einsparpotenzial für den Energieverbrauch von 20 Prozent soll bis zum Jahr 2020 ausgeschöpft werden. Entscheidungen über den Energiemix werden den Mitgliedstaaten überlassen. Angesichts des hohen Beitrags der Kernenergie zur Energieversorgung in der EU betonte der Rat die Notwendigkeit eines breiten Dialogs über die Chancen und Risiken der Kernenergie in der Gemeinschaft. Im November 2008 hat die Europäische Kommission den zweiten Strategic Energy Review veröffentlicht. Das weitreichende Energiepaket soll die Versorgungssicherheit fördern und zur Umsetzung der Klimaschutzziele beitragen. Es komplettiert die zuvor vorgelegten Pakete zu Wettbewerb und Klimaschutz und damit das energiepolitische Zieldreieck. Kernelement ist der EU-Aktionsplan für Energieversorgungssicherheit und -solidarität. Dieser enthält Vorschläge in den Bereichen Infrastruktur- und Diversifizierungsmaßnahmen, Energieaußenbeziehungen, Öl- und Gasspeicher sowie Krisenreaktionsmechanismen, Energieeffizienz und heimische Energieressourcen. Deutschland Das Bundeskabinett hat vor dem Hintergrund der EU Klimaschutzziele im Juni 2008 das Integrierte Energie- und Klimaprogramm (IEKP) verabschiedet. Mit dem IEKP sollen die Treibhausgase bis zum Jahr 2020 um 40 Prozent gegenüber 1990 gesenkt, die Energieproduktivität verdoppelt, der Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung auf mindestens 30 Prozent gesteigert und der Anteil der Kraft-Wärme-Kopplung an der Stromerzeugung auf 25 Prozent erhöht werden. Anreizregulierung Gemäß der entsprechenden Verordnung hat die Anreizregulierung am 1. Januar 2009 begonnen. Die überregionalen Fernleitungsnetzbetreiber werden zum 1. Januar 2010 in die Anreizregulierung überführt. Die bisher noch kostenorientiert bestimmten Netzentgelte bilden die Ausgangsbasis für die Anreizregulierung. Danach haben die Netzbetreiber insgesamt zehn Jahre Zeit, um ihre Kosten auf das Niveau 100 Prozent effizienter Netzbetreiber zu senken. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat in einem bundesweiten Effizienzvergleich für die darin enthaltenen E.ON-Netzbetreiber bereits heute Effizienzwerte von im Durchschnitt nahezu 100 Prozent ermittelt. Im Juli 2008 hat die BNetzA für die erste Regulierungsperiode der Anreizregulierung von 2009 bis 2013 die geltende Eigenkapitalverzinsung für Strom und Gas einheitlich auf 9,29 Prozent für Neuanlagen und 7,56 Prozent für Altanlagen festgelegt. Im Vergleich zum vorher geltenden Niveau sind die neuen Zinssätze im Gasbereich nahezu unverändert, während sie

11 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 9 für den Strombereich eine Erhöhung darstellen. Mehrere Parameter der Anreizregulierung sind noch nicht abschließend festgelegt, sodass die Auswirkungen der Anreizregulierung weiterhin nicht vollständig absehbar sind. Gasnetzzugang Seit Beginn des Gaswirtschaftsjahres zum 1. Oktober 2007 besteht für die Abwicklung des Transportes ausschließlich das Zweivertragsmodell. Transportkunden schließen nun grundsätzlich nur noch jeweils einen Ein- und einen Ausspeisevertrag ab, um die Endkunden zu erreichen. Das Zweivertragsmodell wird in den sogenannten Marktgebieten angewendet. Zu Beginn existierten über 20 Marktgebiete in Deutschland. BNetzA und Politik forderten, diese Zahl deutlich zu reduzieren. E.ON Gastransport (EGT) hat die Zahl ihrer Marktgebiete von vier auf zwei reduziert. Aufgrund der unterschiedlichen Gasbeschaffenheiten weist das Transportnetz der EGT damit ein Marktgebiet für hochkalorisches (H-Gas) und eines für niedrigkalorisches Gas (L-Gas) auf erhöhte die Bundesnetzagentur den Druck, die bestehenden L-Gas Marktgebiete zu einem einzigen Marktgebiet zusammenzulegen. Es wird davon ausgegangen, dass die Anzahl der Marktgebiete dann insgesamt unter zehn liegen wird. Ende Mai 2008 wurde mit dem Festlegungsverfahren der BNetzA ein neues Konzept zu Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im deutschen Gassektor eingeführt. Die Vielzahl der daraus resultierenden Änderungen wurden in die Kooperationsvereinbarung mit Wirkung zum 1. Oktober 2008 aufgenommen. Die Änderungen des Bilanzierungssystems sollen ebenfalls in die Novellierung der Gasnetzzugangsverordnung 2009 mit einfließen. Wettbewerbsmaßnahmen E.ON setzt die bereits im Jahr 2006 angestoßene Initiative zur Wettbewerbsbelebung fort. Dazu gehören der Ausbau der Netzkuppelstellen, die Veröffentlichung der relevanten Daten über die verfügbare Kraftwerkskapazität und die Vermarktung von Kraftwerkskapazität über die Strombörse EEX. Großbritannien Die britische Regierung hat im Mai 2007 ein umfassendes Energie- und Klimaschutzprogramm, das sogenannte Energy White Paper verabschiedet. Darin enthalten sind Maßnahmen zur Verbesserung des Klimaschutzes und der Versorgungssicherheit sowie zur Gewährleistung einer kostengünstigen Energieversorgung. Im Jahr 2008 wurde die Umsetzung der Ziele durch Gesetze konkretisiert. Hierzu zählen unter anderem Gesetze zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen, Vorgaben für den Bau von Kraftwerken und Netzinfrastruktur. Schweden Das von der im September 2006 neu gewählten schwedischen Regierung beschlossene energiepolitische Programm bis zum Jahr 2010 umfasst Maßnahmen, die den Schwerpunkt auf Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und geringe Emissionen setzen. Ebenso vorgesehen ist der Ausbau der Erzeugung aus Erneuerbaren Energien und Kapazitätserweiterungen bei vorhandenen Kernkraftwerken. Die Zusage der Regierung für eine Streichung der CO 2 -Besteuerung wurde noch nicht realisiert. Die Besteuerung gilt für Kraftwerke, die am Emissionshandelssystem teilnehmen. Das Kernenergie-Ausstiegsgesetz wird annulliert, das bestehende Neubauverbot aufgehoben. Zum Ersatz bestehender Kernkraftwerke sollen bis zu zehn Reaktorblöcke an den bisherigen Standorten genehmigt werden. Trotz dieser Neubewertung der Kernenergie hält die Regierung weiterhin an der Besteuerung der Kernkraft fest. Auch bei Erneuerbaren Energien verbessern sich die Rahmenbedingungen, insbesondere bei Wind-Offshore, Biogas im Wärmemarkt und Elektrofahrzeugen. Im Dezember 2007 hat die Energienetzkommission der Regierung ein neues System für die Regulierung der Stromnetzentgelte vorgeschlagen. Ein ähnliches System wurde im Jahr 2008 nun auch für die Regulierung der Gasnetzentgelte vorgeschlagen. Das bisherige System, das die Netzentgelte jährlich ex post auf ihre Angemessenheit überprüft, soll durch ein Ex-ante-Anreizregulierungssystem abgelöst werden. Dies bedeutet, dass die Regulierungsbehörde vor einer mehrjährigen Regulierungsperiode die zulässigen Netzerlöse für diesen Zeitraum vorab festlegt. Die zulässigen Netzerlöse sollen so berechnet werden, dass die Betriebskosten gedeckt werden und eine angemessene Rendite auf das eingesetzte Kapital sichergestellt ist. Dabei basiert das eingesetzte Kapital auf den tatsächlich vorhandenen Netzanlagen. Die Kommission schlägt vor, dass das neue System für Strom Anfang 2012 und für Gas 2011 starten soll. USA/Kentucky Mit der Wahl des neuen amerikanischen Präsidenten Obama gewinnt die Klima- und Energiepolitik an Bedeutung. In den nächsten zehn Jahren sollen vor allem die Entwicklung sauberer und Erneuerbarer Energien gefördert werden. Mit einem Stimulierungspaket dem New Green Deal soll die Förderung Erneuerbarer Energie finanziert werden. Eine Reihe von Bundesstaaten haben bereits klimapolitische Maßnahmen ergriffen, zum Beispiel in Form des verpflichtenden Einsatzes Erneuerbarer Energien. Für das Jahr 2009 werden weitreichende Anreize für ein Klimaschutzpaket erwartet.

12 10 Geschäft und Rahmenbedingungen Die Entgeltregulierung in den Vereinigten Staaten variiert stark zwischen einzelnen Bundesstaaten. Etwa zwei Drittel der Bundesstaaten, einschließlich Kentucky, orientieren sich nach wie vor an traditionellen kostenbasierten Regulierungsmodellen. Neue Märkte Der russische Strommarkt befindet sich in vielfältiger Weise im Umbruch. Dies betrifft zuallererst den fortschreitenden Liberalisierungsprozess, der trotz der Finanzkrise entsprechend den offiziellen Zusagen vorangetrieben wird. Der Erzeugungsmarkt war im Juli 2008 bereits zu 25 Prozent liberalisiert. Im Jahr 2009 ist eine weitere Marktöffnung von bis zu 50 Prozent zu erwarten. Unsicherheiten verbleiben jedoch im Hinblick auf die konkrete Ausgestaltung des Marktes. Ferner sind derzeit die Auswirkungen der Finanzmarktkrise auf die russische Realwirtschaft nicht abschließend abschätzbar. Der italienische Energiemarkt steht unter einem erheblichen politischen Einfluss. Hierduch kommt es zu einer Änderung von Marktregeln, wodurch die Unsicherheit für Marktteilnehmer erhöht wird. Im Sommer 2008 wurde eine Robin-Hood- Steuer eingeführt, eine Sondergewinnsteuer vor allem für Erdölgesellschaften und Banken. Mit den Einnahmen werden einkommensschwache Bürger mit bis zu 400 im Jahr beim Kauf unter anderem von Strom und Gas unterstützt. Im Januar 2009 wurde darüber hinaus eine sogenannte Anti-Krisen- Verordnung erlassen, die zum Ziel hat, die Großhandelspreise für Strom drastisch zu senken. Ob dieses Ziel tatsächlich erreicht wird, ist äußerst fraglich. Die Verordnung bewirkt im Gegenteil eine kurzfristige und grundsätzliche Veränderung des italienischen Stromgroßhandelsmarktes, die zu Risiken in der Stromvermarktung führen kann. Darüber hinaus werden dem Wirtschaftsministerium und Regulierer weitreichende Eingriffsbefugnisse ermöglicht. Nach mehr als zehn Boomjahren und stets steigender Nachfrage steht auch der spanische Energiemarkt vor einem Umbruch. So wird allgemein mit sinkenden Einnahmen der Energieunternehmen gerechnet, was zum einen durch die Wirtschaftskrise verursacht wird und zum anderen durch die Unsicherheit darüber, ob sich die tatsächlichen Erzeugungskosten in höheren Endkundenpreisen niederschlagen dürfen. Darüber hinaus besteht das Risiko, dass die Energieunternehmen an dem sogenannten Stromdefizit von derzeit circa 19 Mrd beteiligt werden. Dieses Defizit entstand durch die politisch motivierte Regulierung von Endkundenpreisen, die nicht den reellen, höheren Marktpreisen entsprach. In der Vergangenheit bilanzierten die Energiekonzerne dieses Defizit als Forderung. Nun stellt die spanische Regierung diese Forderungen infrage und verlangt von den Energieunternehmen Zugeständnisse. Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen Die wirtschaftliche Entwicklung des Jahres 2008 wurde von einem beginnenden weltweiten konjunkturellen Abschwung, der eskalierenden Finanzkrise und sich gegenseitig verstärkenden Wechselwirkungen beider Phänomene geprägt. Nach Schätzungen des deutschen Sachverständigenrates zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung (SVR) lag das reale Weltwirtschaftswachstum 2008 mit 2,8 Prozent bereits deutlich unter dem Vorjahresniveau von 3,7 Prozent. Während es bis zur Mitte des Jahres 2008 noch eine globale Rohstoffpreisinflation gab, war parallel eine Deflation der Vermögenswerte zu beobachten. Mit dem Übergreifen der realwirtschaftlichen Krise auf Schwellenländer sanken aufgrund des erwarteten Rückgangs der Nachfrage global auch die Rohstoffpreise, wie zum Beispiel beim Öl, drastisch. Während die wirtschaftliche Abschwächung innerhalb der USA zunächst noch etwas schwächer ausfiel, waren die nega tiven Auswirkungen in der EU schneller und stärker als erwartet sichtbar. Die wirtschaftliche Entwicklung in der EU wie auch im Euro-Raum hat sich 2008 deutlich abgekühlt. Bei allen Komponenten des Wachstums innerhalb der EU zeigte sich die Abkühlung deutlich in Form geringerer Zuwachsraten. Gesunkene Immobiliennachfrage und globale Nachfrageschwäche trübten insbesondere das konjunkturelle Bild in Großbritannien ein. Sowohl die nordischen Länder als auch die südlichen Volkswirtschaften wie Spanien und besonders Italien erlebten 2008 einen teilweise drastischen Einbruch des Wachstums des Bruttoinlandsprodukts (BIP), das in Italien im Vorjahresvergleich sogar leicht sank. Die Beitrittsländer der EU profitierten bei aller Heterogenität in der jeweiligen Entwicklung laut SVR von der starken Binnennachfrage, sodass sich dort nur eine leichte Eintrübung aufgrund der in der übrigen EU sich beschleunigt fortsetzenden Krise einstellte. Während Russland in der ersten Jahreshälfte 2008 noch von den hohen Exporteinnahmen seiner Rohstoffe profitierte, belasteten die Finanzmarktkrise und die einbrechenden Ölpreise die russische Wirtschaft im zweiten Halbjahr. Im Vergleich zu anderen osteuropäischen Ländern wuchs die russische Wirtschaft aber dank der Exporteinnahmen noch überdurchschnittlich.

13 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 11 Die deutsche Volkswirtschaft wurde von der Finanzmarktkrise und der beginnenden realwirtschaftlichen Krise in den Exportländern nach einem sehr kräftigen Zuwachs des BIP im ersten Quartal 2008 im Laufe des weiteren Jahres besonders hart getroffen. Entwicklung des realen Bruttoinlandsprodukts 2008 Veränderung gegenüber dem Vorjahr in % Deutschland Frankreich Italien Spanien Euro-Raum Schweden Großbritannien EU-18 EU-27 USA Japan -0,1 0 1,0 2,0 Quelle: Sachverständigenrat, November 2008, Statistisches Bundesamt 0,7 0,8 1,0 1,0 1,2 1,2 1,2 1,3 1,4 1,5 Vorjahresniveau. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch erhöhte sich leicht auf 7,4 Prozent im Jahr 2008 gegenüber 7,0 Prozent im Vorjahr. Primärenergieverbrauch 2008 in Deutschland Anteile in % Mineralöl 34,7 33,4 Erdgas 22,1 22,6 Steinkohle 13,1 14,3 Braunkohle 11,1 11,6 Kernenergie 11,6 11,1 Erneuerbare Energien 7,4 7,0 Insgesamt 100,0 100,0 Quelle: AG Energiebilanzen (vorläufige Zahlen) Die Bruttostromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland stieg im Jahr 2008 geringfügig auf 639,1 Mrd kwh (Vorjahr: 637,6 Mrd kwh). Während die Stromerzeugung aus Kernenergie, Erdgas und Erneuerbaren Energien zunahm, sanken die Anteile von Steinkohle und Braunkohle an der Erzeugung. Bruttostromerzeugung 2008 in Deutschland Anteile in % insgesamt 639,1 Mrd kwh 23,3 Kernenergie 23,5 Braunkohle 20,1 Steinkohle Branchensituation Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ist im Jahr 2008 wegen der im Vergleich zum Vorjahr kühleren Temperaturen und trotz hoher Energiepreise um 1 Prozent auf 478 Mio t Steinkohleeinheiten (SKE) gestiegen. Der Mineralölverbrauch profitierte am stärksten und stieg um rund 5 Prozent auf 166 Mio t SKE. Mit einem Anteil von über 34,7 Prozent blieb Mineralöl der mit Abstand wichtigste Energieträger. Der Erdgasverbrauch sank um 1 Prozent auf 105,5 Mio t SKE. Verantwortlich dafür war der rückläufige Verbrauch der Industrie, insbesondere aufgrund der Abschwächung der industriellen Konjunktur im vierten Quartal Der Verbrauch von Steinkohle sank durch die niedrigere Nachfrage der Elektrizitätswirtschaft und der Stahlindustrie um mehr als 7 Prozent auf 62,5 Mio t SKE. Der Braunkohleverbrauch ging wegen geringerer Verfügbarkeit der Kraftwerke um rund 4 Prozent auf 53,0 Mio t SKE zurück. Die Stromerzeugung aus Kernenergie stieg aufgrund höherer Verfügbarkeit der Kraftwerke um 5,9 Prozent auf 55,4 Mio t SKE. Der Beitrag der Stromerzeugung aus Wasserkraft und Windenergie stagnierte auf Quelle: BDEW (vorläufige Zahlen) 13,0 Erdgas 1,6 Mineralöl 4,2 Wasserkraft 6,3 Windkraft 8,0 Sonstige Der Stromverbrauch in England, Wales und Schottland lag im Jahr 2008 bei 315 Mrd kwh (Vorjahr: 338 Mrd kwh). Im ersten Halbjahr war der Verbrauch zwar witterungsbedingt höher, in der zweiten Jahreshälfte ging die Nachfrage durch den kühlen Sommer, die hohen Energiepreise und den beginnenden wirtschaftlichen Abschwung zurück. Der Gasverbrauch nahm trotz einer leicht rückläufigen Nachfrage der Haushalte infolge der hohen Preise von Mrd kwh im Jahr 2007 auf Mrd kwh zu. Dies wurde im Wesentlichen durch einen größeren Verbrauch in Gaskraftwerken wegen Betriebsunterbrechungen von Kernkraftwerken verursacht.

14 12 Geschäft und Rahmenbedingungen In den nordeuropäischen Ländern wurden im Jahr 2008 rund 5 Mrd kwh weniger Strom verbraucht als im entsprechenden Vorjahreszeitraum. Der Verbrauch ging aufgrund der vergleichsweise hohen Temperaturen zurück. Netto-Stromimporten aus den umliegenden Ländern von 2,7 Mrd kwh im Jahr 2007 standen im Jahr 2008 Netto-Stromexporte von 1,4 Mrd kwh gegenüber. Der Netto-Stromexport nach Deutschland stieg auf 9,7 Mrd kwh im Vergleich zu 7,3 Mrd kwh im Vorjahr. Der Stromverbrauch im Mittleren Westen der USA ist im Jahr 2008 um rund 1 Prozent gesunken. Dies ist auf die gesunkene Nachfrage aufgrund der wirtschaftlichen Entwicklung zurückzuführen. Der Gasverbrauch nahm im gleichen Zeitraum um rund 1 Prozent zu. Hierfür waren vergleichsweise geringere Temperaturen als im Vorjahr verantwortlich. Die Stromerzeugung nahm in Russland im Vergleich zum Vorjahr um 2,4 Prozent auf Mrd kwh im Jahr 2008 zu. Der Anstieg wurde durch den wirtschaftlichen Abschwung im vierten Quartal infolge der Finanzmarktkrise abgeschwächt. Der größte Anteil der russischen Stromerzeugung entfällt auf Gaskraftwerke. Erdgas ist in Russland weiterhin mit einem Anteil von 50 Prozent der zentrale Primärenergieträger in der gesamten Energiewirtschaft. Die Gaserzeugung Russlands stieg auf 665 Mrd m³, ein Anstieg gegenüber 2007 um 11 Mrd m³. Die Erdölerzeugung ging aufgrund der weltweiten Finanzmarktkrise leicht auf 488 Mio t zurück. Im Jahr 2008 lag der Stromverbrauch in Italien bei 336,5 Mrd kwh (Vorjahr: 339,9 Mrd kwh). Die weltweite Finanzmarkt- und Wirtschaftskrise wirkte sich zum Jahresende auch in Italien auf die Nachfrage der Industrie aus. Rückgänge wurden aber teilweise durch den kalten Winter ausgeglichen. Der Stromverbrauch auf dem spanischen Festland lag mit 264 Mrd kwh 0,9 Prozent über dem Vorjahreswert. Dagegen stieg der Gasverbrauch um 9,9 Prozent auf 449 Mrd kwh aufgrund einer gestiegenen Nachfrage im Kraftwerksbereich. Dies war auf eine geringe Verfügbarkeit von Wasserkraft und rückläufige Erzeugungsmengen aus Öl und Kohle zurückzuführen. Im Hinblick auf die Gesamterzeugung wurden in Spanien 2008 rund 3,6 GW an neuer Gaskraftwerkskapazität in Betrieb genommen. Energiepreisentwicklung Im Jahr 2008 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa und Russland von drei wesentlichen Faktoren beeinflusst: den internationalen Rohstoffpreisen, insbesondere für Öl, Kohle und CO 2 -Zertifikate, die durch die allgemeine wirtschaftliche Entwicklung geprägt sind, den Wetterbedingungen und der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien, Spanien und Russland. Auf den meisten Strom- und Gasmärkten in Europa folgten die Preise bis Juni dem weltweiten Aufwärtstrend der Rohstoffund CO 2 -Zertifikatepreise. Nach den Höchstständen fielen die Rohstoff- und CO 2 -Zertifikatepreise in der zweiten Jahreshälfte insbesondere infolge der allgemeinen weltweiten Finanz- und Wirtschaftskrise stark. Die Öl- und Kohlepreise beispielsweise sanken auf die Hälfte ihres Allzeithochs. Entwicklung der Preise für Strom in den E.ON-Kernmärkten UK Baseload Nordpool Baseload Spanien 2) /MWh 1) US Baseload EEX Baseload ) für Lieferungen im Folgejahr 2) fortlaufender Durchschnitt von 14 Handelstagen Infolge der Preisentwicklung für Brennstoffe und CO 2 -Zertifikate stiegen in Deutschland die Baseload-Strompreise für das Jahr Ausgehend von rund 62 pro MWh Anfang des Jahres erreichte der Strompreis im Juni neue Höchststände mit rund 90 pro MWh, gefolgt von fallenden Preisen bis Ende Am Ende des Jahres notierte der Strompreis in Deutschland bei rund 56 pro MWh.

15 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 13 Auch die Strompreise in Skandinavien wurden von den Entwicklungen der Brennstoffpreise beeinflusst, allerdings hat die hohe Verfügbarkeit von Wasserkraft zur Stromerzeugung den Anstieg im ersten Halbjahr gedämpft und den Preisrückgang der Brennstoffe im zweiten Halbjahr verstärkt. Die Wasserstände in den Reservoirs lagen in den ersten beiden Quartalen 2008 über dem normalen Niveau, anschließend bewegten sich die Stände unter Normalniveau. Nach einer starken Zunahme vor allem im zweiten Quartal aufgrund steigender Brennstoffpreise fielen die Strompreise bis Ende des Jahres auf rund 39 pro MWh und lagen damit rund ein Viertel unter dem Jahresanfangswert. In Großbritannien folgten die Strompreise der Preisentwicklung für Kohle, Erdgas und CO 2 -Zertifikate. Nach einem starken Anstieg im ersten Halbjahr erreichten sie im Juli einen neuen Höchststand, gaben jedoch wieder erheblich nach und notierten Ende Dezember auf dem Niveau von Anfang des Jahres. Die Großhandelsmärkte in Italien und Spanien sind noch nicht im vergleichbaren Umfang liquide wie in Nordwesteuropa. Die angegebenen spanischen Preise für Lieferung von Baseload im folgenden Jahr haben deshalb nicht dieselbe Aussagekraft. Die Preisentwicklung in Spanien war vergleichbar mit den nordwesteuropäischen Preisen und folgte insbesondere den Öl- und Kohlepreisen. Von rund 56 pro MWh zu Jahresbeginn stiegen die Preise bis zu 75 Anfang Juli. Aufgrund der Wirtschaftskrise und der dadurch ausgelösten fallenden Rohstoffpreise fielen die Strompreise anschließend wieder auf 51 am Jahresende. In Italien ist allein der Kurzfristhandel für Lieferungen am nächsten Tag ausreichend liquide und aussagekräftig. Der italienische Strompreis war maßgeblich geprägt durch die Preisentwicklung von Gas und Öl. Auch hier sanken die Preise zum Jahresende aufgrund des wirtschaftlichen Abschwungs auf das Niveau des Jahresanfangs. Der Durchschnittspreis für Baseload-Lieferungen am nächsten Tag lag bei rund 87 pro MWh. In den USA folgten die Strompreise ebenfalls der Entwicklung der Erdgaspreise. Nach einem Anstieg bis Mitte des Jahres fielen die Strompreise in der zweiten Jahreshälfte und notierten rund 20 Prozent unter dem Jahresanfangsniveau. Die Strompreise auf dem russischen Markt unterliegen den besonderen russischen Marktbedingungen. Sie sind aber teilweise auch durch die weltweite Wirtschaftskrise und die Rohstoffpreise beeinflusst. Der Strommarkt in Russland ist derzeit noch überwiegend reguliert, befindet sich jedoch bis 2011 in einem Prozess der schrittweisen Liberalisierung. Im ersten Halbjahr 2008 betrug der Anteil des nicht regulierten Strommarktes 15 Prozent, im zweiten Halbjahr 25 Prozent. Der russische Strommarkt gliedert sich in zwei Preiszonen (Europa/Ural und Sibirien) und in einen Strom- und einen Kapazitätsmarkt. Innerhalb der Preiszonen wurde für den liberalisierten Anteil der Stromproduktion ein kurzfristiger Markt für die Stromlieferung am Folgetag eingerichtet. Dieser Markt umfasst ausschließlich den Preis für die verkaufte Energie, nicht für die eingesetzte Kapazität. Die Preisentwicklung im Jahr 2008 wurde maßgeblich beeinflusst durch die gestiegenen Kosten vor allem für Öl, Gas und Kohle. Der Anstieg des Gaspreises beruht weitgehend auf der staatlich vorgegebenen Anhebung des derzeit sehr niedrigen Inlandsgaspreises auf das Weltmarktniveau. Weitere Einflussfaktoren waren niedrige Wasserstände in Sibirien und daraufhin zurückgehende Leistung der Wasserkraftwerke und ein deutlicher Verbrauchsrückgang im vierten Quartal aufgrund der Wirtschaftskrise und des milden Winters. Der Energiepreis im Kurzfristhandel lag durchschnittlich bei 604 Rubel pro MWh (circa 16 ) in der Preiszone Europa/Ural sowie bei 528 Rubel pro MWh (circa 15 ) in der Preiszone Sibirien. Preisentwicklung für CO 2 -Zertifikate in Europa /t CO 2 -Zertifikate Phase 2 CO 2 -Zertifikate Phase

16 14 Geschäft und Rahmenbedingungen Die Preise für CO 2 -Zertifikate im europaweiten Handelssystem EU-ETS waren maßgeblich geprägt durch die Rohstoffpreise. Sie bewegten sich bis Ende Juni auf rund 29 /t und sanken verstärkt durch den wirtschaftlichen Abschwung bis zum Ende des Jahres auf ein Niveau von rund 16 /t ab. Sie notierten damit rund ein Drittel unter den Januarwerten. Entwicklung der Preise für Öl und Gas in den E.ON-Kernmärkten Monatsdurchschnittspreise Rohöl Brent Frontmonat US-$/bbl Deutscher Erdgasimportpreis /MWh US Gas Frontmonat /MWh NBP Frontmonat /MWh TTF Frontmonat /MWh NCG Frontmonat (EEX) /MWh / MWh 60 $/ bbl Zurechenbare Kraftwerksleistung Die zurechenbare Kraftwerksleistung im E.ON-Konzern nahm im Vergleich zum Jahresende 2007 im Wesentlichen durch den Erwerb neuer Aktivitäten um 19 Prozent auf MW zu. Die Market Unit Central Europe verfügt über eine zurechenbare Kraftwerksleistung von insgesamt MW (Vorjahr: MW). Bei UK ist der Rückgang der zurechenbaren Leistung von MW im Vorjahr auf MW auf die Übertragung der Windparks (201 MW) auf die Market Unit Climate & Renewables und auf den Verkauf des Wasserkraftwerks Rheidol (50 MW) zurückzuführen. Die Veräußerung war Bestandteil der Vereinbarung zwischen E.ON und Statkraft zur Übernahme von Statkrafts Minderheitsanteilen an E.ON Sverige. Die zurechenbare Kraftwerksleistung von Nordic lag bei MW (Vorjahr: MW). Hierbei ist die Abgabe von Kraftwerken am 31. Dezember 2008 mit einer Leistung von insgesamt 972 MW im Rahmen der Vereinbarung zwischen E.ON und Statkraft noch nicht berücksichtigt. Die Veränderung gegenüber dem Vorjahr resultiert unter anderem aus der Übertragung von Kapazitäten auf Climate & Renewables. Ende 2008 lag die zurechenbare Kraftwerksleistung von US-Midwest mit MW leicht unter dem Vorjahresniveau von MW. Im Segment Neue Märkte weisen wir eine zurechenbare Kraftwerksleistung von MW aus. Auf Climate & Renewables entfallen MW, auf Russia MW, MW auf Italy und MW auf Spain. In der Market Unit Italy wurde der Kraftwerkspark im Jahr 2008 mit der Inbetriebnahme des 800-MW-Gas- und Dampfkraftwerks Livorno Ferraris (E.ON-Anteil: 600 MW) erweitert. Bei Spain wurden mit dem Erwerb der Aktivitäten von Enel, Acciona und Endesa die Kraftwerke Los Barrios und Tarragona mit 567 MW bzw. 395 MW übernommen.

17 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 15 Zurechenbare Kraftwerksleistung MW /- % Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Wasserkraft Windkraft Sonstige Inland Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Wasserkraft Windkraft Sonstige Ausland E.ON-Konzern Die Market Unit UK erzeugte mit 40,4 Mrd kwh rund 2 Prozent weniger Strom in eigenen Kraftwerken als im Vorjahr (41,2 Mrd kwh). Durch neue Richtlinien zur Stromerzeugung in konventionellen Kraftwerken, die im Jahr 2008 in Kraft traten, wurde deutlich mehr Strom mit Gas als mit Kohle erzeugt. Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung in % insgesamt 317,6 Mrd kwh 24 Kernenergie 6 Braunkohle 33 Steinkohle 27 Erdgas 7 Wasserkraft 1 Windkraft 2 Sonstige Strom- und Gasbeschaffung Im Jahr 2008 haben wir mehr als 8 Prozent der Stromeigenerzeugung von 317,6 Mrd kwh aus Erneuerbaren Energien gewonnen. Bei Central Europe sind der Rückgang der Eigenerzeugungsquote von 41 Prozent im Vorjahr auf 35 Prozent im Jahr 2008 und der Anstieg des Fremdbezugs überwiegend auf die neue Organisationsstruktur im E.ON-Konzern zurückzuführen. Der Bezug von Fremden beinhaltet auch die Beschaffung von der neuen Market Unit Energy Trading. Im Vergleich zum Vorjahr erzeugte Nordic 1,9 Mrd kwh weniger Strom in eigenen Kraftwerken. Die Erzeugung aus Wasserkraft lag im Jahr 2008 unter dem Vorjahresniveau, weil der Zufluss in die Wasserspeicher im Vorjahr größer war. Aus Kernenergie wurde etwas weniger Strom erzeugt als im Vorjahr. Der Strombezug von Fremden sank insbesondere infolge der Übertragung der Handelsaktivitäten auf E.ON Energy Trading.

18 16 Geschäft und Rahmenbedingungen Bei US-Midwest nahm die Stromerzeugung in eigenen Kraftwerken leicht auf 35,4 Mrd kwh zu. Damit wurden rund 92 Prozent des Strombedarfs von 38,3 Mrd kwh erzeugt, von Fremden bezog die Market Unit wie im Vorjahr 2,9 Mrd kwh Strom. Im Segment Neue Märkte wurden 75,2 Mrd kwh Strom in eigenen Kraftwerken erzeugt. Hiervon entfielen 3,2 Mrd kwh auf Climate & Renewables, 56,7 Mrd kwh auf Russia, 11,4 Mrd kwh auf Italy und 3,9 Mrd kwh auf Spain. Strombeschaffung Central Europe UK Nordic US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Konsolidierung E.ON-Konzern in Mrd kwh Eigenerzeugung 138,3 134,6 40,4 41,2 28,3 30,2 35,4 35,2 75,2 15,9 317,6 257,1 Bezug 251,4 192,6 52,5 36,7 28,3 15,3 2,9 2,9 347,2 21,4 0,9-385,8 317,9 248,4 Gemeinschaftskraftwerke 4,5 8,3 1,4 1,2 9,5 9,8 15,4 19,3 Energy Trading/ Fremde 246,9 184,3 51,1 35,5 18,8 5,5 2,9 2,9 347,2 21,4 0,9-385,8 302,5 229,1 Summe 389,7 327,2 92,9 77,9 56,6 45,5 38,3 38,1 347,2 96,6 16,8-385,8 635,5 505,5 Eigenverbrauch, Netzverlust etc. -13,5-13,5-0,1-0,1-1,9-2,1-1,9-2,2-3,5-0,6-20,9-18,5 Stromabsatz 376,2 313,7 92,8 77,8 54,7 43,4 36,4 35,9 347,2 93,1 16,2-358,8 614,6 487,0 Climate & Renewables erzeugt 92 Prozent der Eigenerzeugung mit Windkraftanlagen. Die verbleibenden Mengen stammen aus Biomasse und kleinsten Wasserkraftwerken. Russia hat mit ihren eigenen Kraftwerken rund 94 Prozent des Gesamtbedarfs von 60,5 Mrd kwh im Jahr 2008 erzeugt. Die Market Unit Italy erzeugte im Jahr 2008 circa 45 Prozent des Strombedarfs von 25,3 Mrd kwh in ihren eigenen Kraftwerken. Wie bei UK bewirkten die neuen Richtlinien zur Stromerzeugung in konventionellen Kraftwerken auch bei Spain, dass deutlich mehr Strom mit Gas als mit Kohle erzeugt wurde. Die Erdgas-Bezugsquellen und ihr Anteil am Gesamterdgasbezug von E.ON Ruhrgas haben sich 2008 im Vergleich zum Vorjahr nur geringfügig verändert. Insgesamt bezog E.ON Ruhrgas rund 680 Mrd kwh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Dies sind rund 2,6 Prozent weniger als im Vorjahr. Wichtigste Lieferländer waren wiederum Russland und Norwegen mit einem Anteil von jeweils rund 26 Prozent am Gesamtaufkommen. Aus den Niederlanden wurden rund 17 Prozent bezogen, der Anteil Großbritanniens lag bei rund 6 Prozent und aus Dänemark kamen rund 4 Prozent. Aus inländischer Förderung stammten 18 Prozent des Aufkommens. Die Gasproduktion von Pan-European Gas lag im Geschäftsjahr 2008 mit 1,4 Mrd m³ um rund 76 Prozent über dem Vorjahreswert. Der Anstieg ist zu einem großen Teil auf die aufgenommene Gasproduktion im Feld Njord zurückzuführen. Auch die Felder Merganser, Johnston und Caister trugen zu der höheren Gasproduktion bei. Die Produktion von Öl und Kondensaten stieg ebenfalls durch die gute Entwicklung des Njord-Feldes um etwa 18 Prozent auf rund 6 Mio Barrel. Upstream-Produktion /- % Liquids/Öl (in Mio Barrel) 5,9 5,0 +18 Gas (in Mio Standard-m 3 ) Summe (in Mio Barrel Öläquivalent) 14,4 9,8 +47

19 Zusammengefasster Lagebericht Konzernabschluss Corporate Governance Aufsichtsrat und Vorstand Tabellen und Erläuterungen 17 Im Beschaffungs- und Absatzprozess für den E.ON-Konzern handelte Energy Trading konzernextern die folgenden finanziellen und physischen Mengen im Jahr 2008: Handelsvolumen 2008 Strom (Mrd kwh) 878,47 Gas (Mrd kwh) 937,78 CO 2 -Rechte (Mio t) 103,06 Öl (Mio t) 45,96 Kohle (Mio t) 107,15 Strom- und Gasabsatz Im Jahr 2008 stieg der konsolidierte Stromabsatz im E.ON- Konzern von 487 Mrd kwh im Vorjahr auf rund 615 Mrd kwh. Der Zuwachs bei Central Europe, UK und Nordic war im Wesentlichen auf die Zuordnung der Handelsaktivitäten auf die neue Market Unit Energy Trading zurückzuführen. Lieferungen an die jeweiligen Handelsbereiche dieser Market Units im Jahr 2007 waren Innenabsätze. Der Stromabsatz der Market Unit Central Europe erhöhte sich um 62,5 Mrd kwh auf 376,2 Mrd kwh. Der Anstieg war im Wesentlichen auf die Zuordnung von Aktivitäten auf die neuen Market Units im E.ON-Konzern zurückzuführen. Lieferungen an diese umgegliederten Unternehmensteile (insbesondere an E.ON Energy Trading) waren in der alten Struktur als Innenabsätze der Market Unit Central Europe zu eliminieren. Bei UK nahm der Stromabsatz an Haushalts- und kleinere Geschäftskunden leicht ab. Gründe waren die Witterung, Veränderungen in der Kundenstruktur und verändertes Verbraucherverhalten. Der Absatz von Strom an Industrie- und Gewerbekunden nahm durch Veränderungen in der Kundenstruktur zu. Ende 2008 machten sich aber erste Auswirkungen der wirtschaftlichen Abschwächung bemerkbar. Berücksichtigt man nur die Nettoabsätze an Energy Trading, hat Nordic im Jahr 2008 mit 37,6 Mrd kwh weniger Strom verkauft als im Vorjahr (43,4 Mrd kwh inklusive Nettoabsatz an die Strombörse Nordpool). Gründe hierfür sind vor allem die geringeren Nettoabsätze an E.ON Energy Trading und der höhere Wettbewerbsdruck im Bereich Geschäftskunden. Der Stromabsatz von US-Midwest lag 2008 leicht über dem vergleichbaren Vorjahreswert. Dies ist vor allem auf den Verkauf größerer Mengen außerhalb des eigenen Versorgungsgebiets zurückzuführen, obwohl der Absatz im Endkundengeschäft abnahm. Stromabsatz Central Europe UK Nordic US-Midwest Energy Trading Neue Märkte Konsolidierung E.ON-Konzern in Mrd kwh Privat- und kleinere Geschäftskunden 46,8 44,1 32,5 34,2 6,6 6,1 33,3 34,3 16,5 4,8 135,7 123,5 Industrie und Geschäftskunden 82,0 83,7 18,6 18,4 10,6 12,0 31,8 7,8 143,0 121,9 Vertriebspartner 101,7 105,8 7,2 7,3 6,5 115,4 113,1 Großhandelsmarkt/ Energy Trading 145,7 80,1 41,7 25,2 30,3 18,0 3,1 1,6 347,2 38,3 3,6-385,8 220,5 128,5 Summe 376,2 313,7 92,8 77,8 54,7 43,4 36,4 35,9 347,2 93,1 16,2-385,8 614,6 487,0

20 18 Geschäft und Rahmenbedingungen Im Segment Neue Märkte wurden 93,1 Mrd kwh Strom abgesetzt. Hiervon entfielen 4,7 Mrd kwh auf Climate & Renewables, 58,3 Mrd kwh auf Russia, 24,7 Mrd kwh auf Italy und 5,4 Mrd kwh auf Spain. Die Market Unit Climate & Renewables verkaufte Strom ausschließlich in unregulierten Märkten. Die Market Unit Russia setzte den Strom am Großhandelsmarkt ab. Hierbei profitierte sie von dem niedrigen Wasserniveau in Sibirien. Die daraus resultierende verminderte Erzeugung aus Wasserkraftwerken konnte durch Kraftwerke der Market Unit Russia substituiert werden. Der Stromabsatz von Italy verteilte sich auf Industrie- und Geschäftskunden (4,8 Mrd kwh), Vertriebspartner (6,3 Mrd kwh) und den Großhandelsmarkt (13,6 Mrd kwh). In der Market Unit Spain wird der größte Teil der Erzeugung am Großhandelsmarkt und an große Industriekunden verkauft. Ferner bedient die Market Unit Privatverbraucher und kleine Endverbraucher im regulierten Endkundenmarkt. Der konsolidierte Gasabsatz lag im Berichtszeitraum um rund 132 Mrd kwh über dem Vorjahresniveau. Gasabsatz in Mrd kwh /- % 1. Quartal 227,4 213, Quartal 152,3 131, Quartal 122,9 137, Quartal 184,4 231,1-20 Gesamtabsatz E.ON Ruhrgas AG 687,0 712,8-4 Konzerninterner Absatz 210,1 120,2 +75 Außenabsatz E.ON Ruhrgas AG 476,9 592,6-20 Ein Rückgang beim Gasabsatz von Central Europe aus der Abgabe von Gasaktivitäten an die neuen Market Units im E.ON-Konzern (-13 Mrd kwh) konnte im Wesentlichen durch das Neugeschäft in Frankreich kompensiert werden. E.ON Ruhrgas setzte im Geschäftsjahr 687 Mrd kwh Gas ab. Damit wurde der Vorjahreswert von 713 Mrd kwh um 26 Mrd kwh oder rund 4 Prozent unterschritten. Rückgänge waren bei inländischen Weiterverteilern zu verzeichnen. Insgesamt entfielen rund 38 Prozent des Absatzes auf Ferngasgesellschaften, rund 24 Prozent auf Ortsgasunternehmen und gut 13 Prozent auf Industriekunden. Der Absatz im Ausland lag leicht unter dem Vorjahreswert. Rückläufig wirkende Effekte, wie die Ausgliederung des Kurzfristhandelsgeschäftes in den Niederlanden und rückläufige Lieferungen an E.ON UK, glichen sich mit absatzerhöhenden Effekten, wie zum Beispiel der Übernahme von Verträgen in Italien oder LNG-Lieferverträgen in Spanien, nahezu aus. Der starke Anstieg des Innenabsatzes der E.ON Ruhrgas AG geht im Wesentlichen auf die Übertragung von Verträgen mit fremden Dritten in Frankreich und Italien auf andere E.ON- Konzerngesellschaften zurück, für die E.ON Ruhrgas jetzt konzernintern als Vorlieferant auftritt. Außerdem werden die Handelsmengen der E.ON Ruhrgas an E.ON Energy Trading zur Vermarktung übergeben. Diese Geschäfte waren im Jahr 2007 Bestandteil des Außenabsatzes der E.ON Ruhrgas AG. Der Gasabsatz der Mehrheitsbeteiligungen im Segment Downstream-Beteiligungen von Pan-European Gas lag mit 191,5 Mrd kwh unter dem Vorjahresniveau von 197,5 Mrd kwh. Die aufgrund der Übertragung auf die Market Unit Italy nicht mehr in den Absatzzahlen enthaltenen Mengen von Unternehmen der Thüga Italia wurden durch Absatzzuwächse bei E.ON Földgáz Trade teilweise kompensiert. Downstream-Beteiligungen 191,5 197,5-3 Pan-European Gas 668,4 790,1-15 Übrige Market Units 555,6 302,2 E.ON-Konzern 1.224, ,3 +12