Zwischenbericht I/2011. Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember

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1 2011 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember

2 2E. ON- Konzern in Zahlen E. O N - K o n z e r n i n Z a h l e n 1) /- % Stromabsatz 2) 282,2 Mrd kwh 252,4 Mrd kwh +12 Gasabsatz 2) 524,0 Mrd kwh 465,3 Mrd kwh +13 Umsatz Mio Mio +8 Adjusted EBITDA Mio Mio -23 Adjusted EBIT Mio Mio -28 Konzernüberschuss Mio Mio Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG Mio Mio Bereinigter Konzernüberschuss Mio Mio -34 Investitionen Mio Mio -31 Operativer Cashflow 3) 906 Mio Mio -70 Wirtschaftliche Netto-Verschuldung ( bzw ) Mio Mio ) Mitarbeiter ( bzw ) Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) 1,19 1,20-1 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück ) bereinigt um nicht fortgeführte Aktivitäten 2) einschließlich Handelsmengen 3) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 4) Veränderung in absoluten Werten Kurz-Glossar Adjusted EBIT Das Adjusted EBIT (Earnings before Interest and Taxes) ist ein bereinigtes Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern. Bereinigt werden im Wesentlichen solche Aufwendungen und Erträge, die einmaligen beziehungsweise seltenen Charakter haben. Adjusted EBITDA Wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte. Das Adjusted EBITDA (Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) entspricht dem Adjusted EBIT vor Abschreibungen. Bereinigter Konzernüberschuss Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Minderheitsanteilen, die um außergewöhnliche Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen neben den Effekten aus der Marktbewertung von Derivaten Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge mit einmaligem beziehungsweise seltenem Charakter (nach Steuern und Minderheitsanteilen). Darüber hinaus werden außergewöhnliche Steuereffekte und das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten beim bereinigten Konzernüberschuss nicht berücksichtigt. Investitionen Zahlungswirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung. Wirtschaftliche Netto-Verschuldung Kennziffer, die die Netto-Finanzposition um die Marktwerte (netto) der Währungsderivate aus Finanztransaktionen (ohne Transaktionen aus dem operativen Geschäft und dem Assetmanagement) sowie um die Pensionsrückstellungen und die Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen erweitert, wobei Vorauszahlungen an den schwedischen Nuklearfonds abgezogen werden.

3 3 1. Januar bis 31. März 2011 Adjusted EBITDA um 23 Prozent unter dem Vorjahreswert Veräußerung des britischen Netzgeschäfts erfolgreich abgeschlossen Für das Jahr 2011 bereinigt um Portfolioeffekte Adjusted EBITDA zwischen 10,7 und 11,4 Mrd erwartet Inhalt 4 Brief an die Aktionäre 5 E.ON-Aktie 6 Zwischenlagebericht Geschäft und Rahmenbedingungen Ertragslage Finanzlage Vermögenslage Mitarbeiter Risikolage Prognosebericht 28 Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht 29 Verkürzter Zwischenabschluss Gewinn- und Verlustrechnung Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen Bilanz Kapitalflussrechnung Entwicklung des Konzerneigenkapitals Anhang 45 Finanzkalender

4 4 E.ON steht vor außergewöhnlichen wirtschaftlichen und energiepolitischen Herausforderungen. Die Auswirkungen der Wirtschaftskrise haben das Stromgeschäft erreicht, im Gasgeschäft hält der Margendruck aufgrund der Entkopplung von langfristigen ölpreisgebundenen Einkaufspreisen und sinkenden Spotnotierungen an. Diese Einflüsse zeigen sich bereits im ersten Quartal des Jahres. Zwar erhöhte sich unser Umsatz gegenüber dem Vorjahr um 8 Prozent auf jetzt 28 Mrd, das Adjusted EBITDA, unsere relevante Ergebnisgröße, sank hingegen in den ersten drei Monaten um 23 Prozent auf 3,5 Mrd. Der bereinigte Konzernüberschuss lag mit 1,3 Mrd 34 Prozent unter dem Wert des ersten Quartals Für das Jahr 2011 erwarten wir auf der Basis der aktuellen Geschäfte des Unternehmens und bereinigt um Portfolioeffekte ein Adjusted EBITDA zwischen 10,7 und 11,4 Mrd und somit einen spürbaren Rückgang gegenüber dem Vorjahresniveau. Für den bereinigten Konzernüberschuss rechnen wir mit 3,0 bis 3,7 Mrd. An diesem Ausblick halten wir trotz der aktuellen Belastungen durch die staatlich veranlasste vorübergehende Abschaltung von zweien unserer Kernkraftwerke für drei Monate fest. Zwar betrifft die anstehende Neubewertung der Kernenergie in Deutschland nach den Ereignissen von Fukushima eine wichtige Säule unseres Geschäfts und Ergebnisses in einer wirtschaftlich ohnehin angespannten Situation. Wir haben dennoch Anlass zu Selbstbewusstsein, weil wir unser Geschäft europäischer und internationaler ausgerichtet haben als die meisten unserer Mitbewerber und weil wir unsere Stromproduktion in den letzten Jahren besonders konsequent diversifiziert haben. In unserem Kraftwerkspark arbeiten schon heute Kernkraftwerke neben großen On- und Offshore-Windparks, Kohle- neben Gaskraftwerken, Wasserkraftwerke als älteste Form der Erneuerbaren Erzeugung neben zukunftsweisenden Solarkraftwerken. Und nicht zuletzt: Wir sind der Spezialist für Erdgas, von der Förderung bis zum Mikrokraftwerk im Einfamilienhaus. Wir müssen daher auch unsere aktuelle Strategie, die wir seit November 2010 umsetzen, nicht grundsätzlich infrage stellen oder revidieren. Im Gegenteil: Sie ist eine hervorragende Basis, um kraftvoll und konzentriert durch die Klippen der Energiepolitik zu steuern. Und sie ist darauf ausgerichtet, den Umbau der deutschen und europäischen Energiestrukturen unternehmerisch mitzugestalten. Denn wie auch immer Deutschland die künftige Energieversorgung konzipieren mag, Energie ist längst europäisch und ein Handelsmarkt, der sich grenzüberschreitend weiterentwickeln wird. Das haben auch die zunehmenden Stromimporte der letzten Wochen gezeigt. Die EU will bis 2014 den Binnenmarkt für Energie in Europa vollenden. In einem europäischen Wettbewerbsmarkt wird E.ON seine Stärken, unter anderem in der Stromerzeugung, noch besser nutzen können. Mit modernen Gaskraftwerken bauen wir unsere Kraftwerksflotte an den besten europäischen Standorten aus. Mit dem Ausbau von Speicherkraftwerken wie im hessischen Waldeck verbessern wir die Einbindung von Wind und Sonne in das Stromnetz. Und wir engagieren uns verstärkt in wachsenden Märkten außerhalb Europas, wo wir schon 2015 ein Viertel unseres Ergebnisses erzielen wollen. Dabei kommen wir zügig voran: Vor wenigen Wochen haben wir den Bau unseres vierzehnten großen Windparks in den USA begonnen. In Russland, wo wir erst Ende des Jahres 2010 ein modernes Gaskraftwerk in Betrieb genommen haben, sind drei weitere Kraftwerke im Bau. Intern werden wir immer effizienter. Das laufende Programm PerformtoWin wird bis Ende 2011 wie geplant 1,5 Mrd an dauerhaften Einsparungen bringen. Und indem wir künftig noch konsequenter jede Entscheidung auf ihre Effizienz prüfen, werden wir bis Ende 2013 zusätzlich 600 Mio jährlich freisetzen. Dies verbessert unsere Investitionskraft ebenso wie der Abbau unserer Verschuldung auf jetzt 35,5 Mrd. Diese beachtliche Reduktion der Verschuldung erreichen wir durch unseren starken Cashflow, die Optimierung unserer Investitionen und durch die Umsetzung unseres Desinvestitionsprogramms. Wir wollen bis Ende 2013 Geschäfte im Wert von 15 Mrd abgeben. Über 9 Mrd haben wir bereits erreicht. Zuletzt haben wir unser britisches Stromverteilnetz für 4,6 Mrd verkauft. Mit unserer soliden Bilanz sind wir in der Lage, die vor uns liegenden wirtschaftlichen Herausforderungen zu meistern und unsere Leistungskraft für die Gestaltung der Energiezukunft einzusetzen. Wir werden unsere Expertise und einen beträchtlichen Teil unserer geplanten Investitionen einbringen, um eine mögliche Energiewende im Interesse unserer Kunden mit Augenmaß sozial- und wirtschaftsverträglich zu gestalten. Unsere Bereitschaft zur Gestaltung haben wir der Politik im Sinne des Unternehmens und seiner Aktionäre deutlich gemacht. Wir machen aber genau so deutlich, dass die Voraussetzung dafür unsere Investitionsfähigkeit ist. Wenn die Laufzeitverlängerung für die Kernkraftwerke wieder zurückgenommen werden sollte, ist die Kernbrennstoff-Steuer, die uns nach jetzigem Stand mit 800 Mio pro Jahr belasten würde, wirtschaftlich in keiner Weise mehr verkraftbar. Käme es nicht zu der gebotenen politischen Korrektur, dann würden wir die Interessen unseres Unternehmens rechtlich wahren müssen. Auch dies ist im Sinne des Unternehmens und seiner Aktionäre. Ein klarer Kurs, Verantwortung für und Dialog mit der Gesellschaft sind heute wichtiger denn je, um E.ON erfolgreich weiter zu entwickeln. Mit herzlichen Grüßen Dr. Johannes Teyssen

5 E.ON-Aktie 5 Am Ende des ersten Quartals 2011 lag der Kurs der E.ON-Aktie unter dem Kurs zum Jahresende 2010 (-6 Prozent) und entwickelte sich damit schlechter als der Branchenindex STOXX Utilities (+2 Prozent im selben Zeitraum), der deutsche Aktienindex DAX (+2 Prozent) und der europäische Aktienindex EURO STOXX 50 (+4 Prozent). Im ersten Quartal 2011 betrug der Börsenumsatz der E.ON- Aktien 16,2 Mrd und lag damit 18 Prozent höher als im vergleichbaren Vorjahreszeitraum. Entsprechend positiv entwickelte sich ebenfalls das gehandelte Stückvolumen (+38 Prozent). Aktuelle Informationen zur E.ON-Aktie finden Sie auf unserer Website unter E.ON-Aktie Anzahl ausstehender Aktien in Mio Schlusskurs in apple 21,55 22,94 Marktkapitalisierung in Mrd apple 1) 41,1 43,7 1) auf Basis ausstehender Aktien Kurse und Umsätze Höchstkurs in apple 1) 25,11 29,36 Tiefstkurs in apple 1) 20,94 25,60 Umsatz E.ON-Aktien 2) in Mio Stück 701,6 508,0 in Mrd apple 16,2 13,7 1) Xetra 2) Quelle: Bloomberg, alle deutschen Börsen Performance der E.ON-Aktie in % E.ON EURO STOXX STOXX Utilities DAX

6 6 Zwischenlagebericht Geschäft und Rahmenbedingungen Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit E.ON ist ein bedeutendes privates Energieunternehmen. Der von der Konzernleitung in Düsseldorf geführte Konzern ist seit Anfang 2011 in globale und regionale Einheiten gegliedert. Die Zahlen der ehemaligen Market Units wurden auf die neuen Einheiten übergeleitet. Konzernleitung Hauptaufgabe der Konzernleitung in Düsseldorf ist die Koordination des operativen Geschäfts und damit die Führung des Gesamt konzerns. Dazu zählt die strate gische Weiterentwicklung, Finanzierungspolitik und -maßnahmen, die marktübergreifende Steuerung des Gesamtgeschäfts, das Risikomanagement und die laufende Optimierung unseres Portfolios. Alle Funktionen, die wertvolle Unterstützung für unser Kerngeschäft leisten und nicht ortsgebunden sind, organisieren wir funktional: IT, Einkauf, Versicherung, Beratung sowie kaufmännische Steuerungssysteme. So erzielen wir Synergieeffekte und profitieren vom Fachwissen, das länder über greifend in unserem Konzern vorhanden ist. Die globalen Einheiten Vier globale Einheiten sind für konventionelle Erzeugung, erneuerbare Erzeugung, das globale Gasgeschäft und den Energiehandel verantwortlich. Auch das Neubau- und Technologiegeschäft von E.ON haben wir neu strukturiert und die Projektmanagement- und Engineering-Kompetenzen des Konzerns gebündelt, um den Neubau sowie den Betrieb bestehender Anlagen überall dort zu unterstützen, wo E.ON aktiv ist. Darüber hinaus verantwortet diese Einheit die konzernweiten Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten. Konventionelle Erzeugung In der globalen Einheit Konventionelle Erzeugung sind alle konventionellen, das heißt alle fossilen und nuklearen Erzeugungskapazitäten innerhalb Euro pas gebündelt. Sie werden länder über greifend gesteuert und optimiert. Erneuerbare Erzeugung Auch unsere weltweiten Aktivitäten in den Bereichen Klimaschutz und Erneuerbare Energien steuern wir global. Unser Fokus ist der weitere Ausbau unserer heute schon führenden Position in diesem Wachstums markt. Global Gas Die Einheit Global Gas ist im E.ON-Konzern verantwortlich für die Gasbeschaffung einschließlich der eigenen Gasförderung sowie für die Projekt- und Produktentwicklung in den Bereichen Speicherung, Transport, LNG und technische Anlagenbetreuung. Handel Die funktionale Einheit Handel verantwortet unsere Handelsaktivitäten für Strom, Gas, Kohle, Öl und CO 2 -Zertifikate und ist an allen großen europäischen Energiebörsen aktiv. Die regionalen Einheiten Das Verteilungs- und Vertriebsgeschäft von E.ON in Europa einschließlich dezentraler Erzeugung wird von insgesamt zwölf regionalen Einheiten operativ gesteuert. Dazu zählen neben dem deutschen Markt Großbritannien, Schweden, Italien, Spanien, Frankreich, die Niederlande, Ungarn, Tschechien, Slowakei, Rumänien und Bulgarien. Darüber hinaus wird unser Stromerzeugungsgeschäft in Russland als Fokusregion geführt.

7 7 Branchensituation In Deutschland führte das Moratorium mit der Anweisung zur Abschaltung von sieben Kernkraftwerken zum Ausfall von gut MW Kraftwerksleistung. Dies hat an den Großhandelsmärkten zu steigenden Preisen bei allen gehandelten Produkten geführt. Erhebliche Veränderungen verzeichnete der Stromaustausch. In der ersten Märzhälfte bestand ein saisonal üblicher Exportüberschuss von rund 70 bis 150 GWh pro Tag. Mit dem Herunterfahren der Kernkraftwerke seit dem 17. März 2011 ergibt sich dagegen ein Einfuhrüberschuss von gut 30 GWh pro Tag. In England, Schottland und Wales wurden im ersten Quartal 2011 rund 86 Mrd kwh (Vorjahr: 89 Mrd kwh) Strom verbraucht. Der Gas verbrauch nahm (ohne den Einsatz in Kraftwerken) von 248 Mrd kwh im ersten Quartal 2010 auf 220 Mrd kwh im Berichtszeitraum ab. Der Rückgang ist im Wesent lichen auf die sehr niedrigen Temperaturen im Vorjahr zurückzuführen. In den nordeuropäischen Ländern wurden mit 114 Mrd kwh im ersten Quartal 2011 rund 4 Mrd kwh weniger Strom verbraucht als im vergleichbaren Vorjahreszeitraum. Grund war die sehr kühle Witterung im Vorjahr. Der Netto-Stromimport aus den um liegenden Ländern betrug 7,0 Mrd kwh im Vergleich zu 6,7 Mrd kwh im Vorjahr. Der Netto-Stromimport aus Deutschland lag im Berichts zeitraum bei 1,9 Mrd kwh (Vorjahr: 2,7 Mrd kwh). In Ungarn lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 8,5 Mrd kwh auf Vorjahresniveau. Der Gas verbrauch stieg witterungsbedingt um 3,3 Prozent auf Mio Kubikmeter. Der Stromverbrauch in Italien nahm im ersten Quartal 2011 im Vergleich zum Vorjahresquartal um 1,1 Prozent auf 83,0 Mrd kwh (Vorjahr: 82,0 Mrd kwh) zu. Der Gas verbrauch ging um 2,2 Prozent auf 299 Mrd kwh zurück. Auf dem spanischen Festland lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 68 Mrd kwh auf dem Vorjahresniveau (Temperatur unterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt +1 Prozent). Dies galt mit 81 Mrd kwh auch für den Gasverbrauch im Endkundengeschäft. In Frankreich wurden im Berichtszeitraum mit 145,0 Mrd kwh 5,4 Prozent weniger Strom verbraucht (Temperaturunterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt +1,0 Prozent). Infolge des Nachfragerückgangs sank die Stromerzeugung um 2,4 Prozent auf 154,0 Mrd kwh. Energiepreisentwicklung Im ersten Quartal 2011 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa sowie der Strommarkt in Russland von vier wesentlichen Faktoren beeinflusst: den internationalen Preisen für Rohstoffe, insbesondere für Öl, Gas und Kohle, sowie für CO 2 -Zertifikate, der allgemeinen wirtschaftlichen und politischen Entwicklung, den Wetterbedingungen und Naturkatastrophen sowie der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien. Zwei globale Ereignisse bestimmten das Marktgeschehen in besonderem Ausmaß: die Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten sowie das Erdbeben und der Tsunami in Japan und die Reaktionen hierauf. Beide Ereignisse führten zu einem teilweise deutlichen Anstieg der Brennstoff- und Strompreise. Entwicklung der Preise für Strom in den E.ON-Kernmärkten UK Baseload Nordpool Baseload /MWh 1) Spanien EEX Baseload ) für Lieferungen im Folgejahr Der Handelspreis von Brent-Rohöl für Lieferungen im nächsten Monat stieg vor allem wegen der politischen Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten kräftig an. Getrieben durch die Sorge um eine Blockade des Suezkanals, den Ausfall eines wesentlichen Teils der libyschen Ölproduktion sowie durch Befürchtungen vor einer Eskalation der Unruhen in weiteren Ländern in der Region erreichten die Preise Werte von fast 120 US-$ pro Barrel. Die robuste Weltwirtschaft mit einer hohen globalen Ölnachfrage wenn auch auf leicht niedrigerem Niveau im Vergleich zum vierten Quartal 2010 stützte diese Preise; für Japan wird zusätzliche Nachfrage erwartet wegen eines erhöhten Einsatzes von Öl in der Stromproduktion sowie im Wiederaufbau. In Russland lag die Stromproduktion im Berichtszeitraum mit rund 290 Mrd kwh auf dem Niveau des ersten Quartals 2010.

8 8 Zwischenlagebericht Auf dem europäischen Kohlemarkt (API#2) stiegen die Preise im Laufe der ersten drei Monate um rund 9 Prozent auf rund 130 US-$ pro Tonne, das höchste Niveau seit Oktober Besonders die Verkündung des Moratoriums für sieben ältere Kernkraftwerke in Deutschland führte zu einem bedeutenden Preisanstieg. Der europäische Forwardmarkt für Gas setzte die Preiserholung des Vorjahres fort. Dieser Aufwärtstrend beruhte auf steigenden Ölpreisen und der Erwartung einer steigenden LNG- Nachfrage aus Japan, um die nach dem Erdbeben ausgefallenen Kernkraftwerkskapazitäten durch verstärkten Einsatz von Gaskraftwerken auszugleichen. Am Kurzfristmarkt sorgten bis Mitte Februar hohe LNG-Importe für fallende Preise, mit den höheren Ölpreisen erholten sich die Gaspreise bis Mitte März und fielen anschließend aufgrund milderen Wetters wieder auf das Preisniveau des Jahresanfangs. Die Preise für CO 2 -Zertifikate im europaweiten Handelssystem EU-ETS (EU Allowances (EUA)) stiegen von Anfang des Jahres bis Ende März um rund 2 auf rund 17 je Tonne für EUA- Lieferungen im Dezember des nächsten Jahres. Wesentlicher Grund für diesen Preisanstieg war eine erhöhte Nachfrage nach CO 2 -Zertifikaten für eine zunehmende Stromerzeugung aus Gas und Kohle infolge des deutschen Moratoriums. Die deutschen Forward-Strompreise für Baseload-Lieferungen im Jahr 2012 legten um rund 10 Prozent in den ersten drei Monaten zu. Die Japankrise, das sich anschließende deutsche Moratorium und steigende Preise für Gas, Kohle und CO 2 -Zertifikate verursachten im Wesentlichen diesen Anstieg. Mitte März stiegen die Preise innerhalb weniger Tage um 6 pro MWh auf fast 60 und damit den höchsten Wert seit Oktober Nach Einschätzung des Marktes werden nicht alle vorübergehend abgeschalteten Kernkraftwerke wieder in Betrieb genommen. Hiervon profitierten auch die Strommärkte der deutschen Nachbarländer, allen voran Frankreich mit höheren Exporten nach Deutschland. Die italienischen und spanischen Strompreise für Lieferung im nächsten Jahr zeigten bei weiterhin niedriger Liquidität einen ähnlichen Verlauf wie die deutschen Strompreise. Sie stiegen ab Februar infolge höherer Brennstoffpreise bis Ende März auf rund 75 in Italien beziehungsweise auf 53 in Spanien an. Preisentwicklung für C O 2 -Zertifikate in Europa /t CO 2 -Zertifikate Phase Im russischen Strommarkt führten höhere Brennstoffpreise und ein leicht höherer Verbrauch gegenüber dem ersten Quartal 2010 zu einem Anstieg der Strompreise, insbesondere in der europäischen Preiszone. In einigen Regionen der europäischen Zone bei gleichen durchschnittlichen Temperaturen wie im Vorjahr stieg aufgrund des wirtschaftlichen Aufschwungs der Strombedarf, während im sibirischen Teil Russlands infolge höherer Temperaturen der Verbrauch sogar zurückging. Der gewichtete Preis im ersten Quartal war in der europäischen Preiszone Russlands 973 Rubel/MWh (circa 24 ) und in der sibirischen Preiszone 537 Rubel/MWh (circa 13 ). Die Preise in Großbritannien zeigten einen ähnlichen Verlauf wie in Deutschland, wenn auch auf einem höheren Niveau und noch stärker beeinflusst durch steigende Gaspreise. Der nordische Strommarkt war vor allem im Kurzfristhandel bestimmt durch die weiterhin niedrigen Wasserstände in den Reservoirs. Hierdurch erreichte der Kurzfristmarkt verstärkt durch zeitweise niedrige Temperaturen trotz einer hohen Verfügbarkeit der Kernkraftwerke Rekordpreise von durchschnittlich rund 66 (im Vergleich rund 52 in Deutschland). Die im Vergleich zum Kurzfristmarkt niedrigeren Preise des Forwardmarkts für Lieferung im nächsten Jahr erholten sich bis Ende März und erreichten wieder das Niveau des Jahresanfangs mit rund 50.

9 9 Entwicklung der Preise für Öl und Gas in den E.ON-Kernmärkten Monatsdurchschnittspreise Rohöl Brent Frontmonat US-$/bbl Deutscher Erdgasimportpreis /MWh NCG Frontmonat (EEX) /MWh NBP Frontmonat /MWh TTF Frontmonat /MWh / MWh 40 $/ bbl Strombeschaffung Im ersten Quartal 2011 lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 72,3 Mrd kwh um 2 Prozent unter dem Vorjahresniveau von 73,7 Mrd kwh. Der Strombezug stieg demgegenüber um 17 Prozent auf 215,6 Mrd kwh. Die geringere Eigenerzeugung in der konventionellen Erzeugung ist vor allem auf geringere Margen im britischen Markt zurückzuführen, die den Betrieb einiger Kraftwerke weniger wirtschaftlich machten. Darüber hinaus führte eine geringere Nachfrage im Markt und die Verfügbarkeit der Kraftwerke im Bereich der fossilen Erzeugung in Deutschland zu einem Rückgang. Auch die Entscheidung der Bundesregierung Mitte März 2011, im Rahmen des Moratoriums den Betrieb älterer Kernkraftwerke (Unterweser und Isar I) zu unterbrechen, wirkte sich negativ aus. Im Segment Erneuerbare Erzeugung lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 5,6 Mrd kwh auf dem Vorjahresniveau. In Bereich Wasserkraft sank die Eigenerzeugung um 0,5 Mrd kwh auf 3,2 Mrd kwh. Gründe hierfür waren im Wesentlichen ein Rückgang der Erzeugungsmengen in Schweden infolge eines geringen Wasserzuflusses in die Reservoirs im Herbst und Winter 2010/2011 und eine hohe Stromproduktion Ende 2010 bei bereits niedrigen Wasserständen. Der Bereich Wind/Solar/Sonstiges steigerte dagegen die Eigenerzeugung um 33 Prozent auf 2,4 Mrd kwh. 96 Prozent der Erzeugung stammten aus Windkraftanlagen, die verbleibenden Mengen aus Biomasse und kleinsten Wasserkraftwerken. In der Regionaleinheit Deutschland wurden mit 1,9 Mrd kwh rund 19 Prozent mehr Strom in eigenen dezentralen Kraftwerken als im Vorjahr (1,6 Mrd kwh) erzeugt. Davon entfallen 32 Prozent auf dezentrale Wasserkraftwerke. Im ersten Quartal 2011 erzeugten die weiteren EU-Länder 0,4 Mrd kwh weniger Strom in eigenen Kraftwerken. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass in Großbritannien wegen geringerer Margen der Betrieb der dezentralen Gaskraftwerke weniger wirtschaftlich war. Strombeschaffung in Mrd kwh Konventionelle Erzeugung Erneuerbare Erzeugung Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern Eigenerzeugung 47,0 48,6 5,6 5,5 1,9 1,6 1,9 2,3 15,9 15,7 72,3 73,7 Bezug 11,1 11,5 1,3 1,4 237,3 191,0 46,4 52,0 43,3 42,5 1,0 1,0-124,8-114,6 215,6 184,8 Gemeinschaftskraftwerke 3,6 2,9 0,4 0,3 4,0 3,2 Energy Trading/ Fremde 7,5 8,6 0,9 1,1 237,3 191,0 46,4 52,0 43,3 42,5 1,0 1,0-124,8-114,6 211,6 181,6 Summe 58,1 60,1 6,9 6,9 237,3 191,0 48,3 53,6 45,2 44,8 16,9 16,7-124,8-114,6 287,9 258,5 Betriebsverbrauch, Netzverlust etc. -0,3-0,4-0,1-0,2-1,6-1,8-3,1-3,2-0,6-0,5-5,7-6,1 Stromabsatz 57,8 59,7 6,8 6,7 237,3 191,0 46,7 51,8 42,1 41,6 16,3 16,2-124,8-114,6 282,2 252,4

10 10 Zwischenlagebericht Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung 2011 Konventionelle Erzeugung Erneuerbare Erzeugung Deutschland Weitere EU-Länder Russland E.ON-Konzern Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Kernenergie 20, ,3 28 Braunkohle 1,3 3 3,2 20 4,5 6 Steinkohle 15, ,6 22 Erdgas/Öl 9,7 21 1, , ,9 33 Wasserkraft 3,2 57 0,6 32 3,8 5 Windkraft 2,3 41 2,3 3 Sonstige 0,1 0,1 2 1,3 68 0,4 21 1,9 3 Summe 47,0 100,0 5,6 100,0 1, ,9 100,0 15, ,3 100,0 Im Segment Russland haben wir im Berichtszeitraum mit eigenen Kraftwerken rund 94 Prozent des Gesamtbedarfs von 16,9 Mrd kwh gedeckt. Wenn es zur Deckung des Bedarfs ökonomisch sinnvoll war, wurde Strom bezogen. Gasbeschaffung Im ersten Quartal 2011 bezog E.ON Ruhrgas 203,9 Mrd kwh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Dies ist rund 1 Prozent weniger als im Vorjahreszeitraum. Wichtigste Bezugsquellen waren Russland mit einem Anteil von 29 Prozent, Norwegen mit 26 Prozent, die Niederlande mit 21 Prozent und Deutschland mit 18 Prozent. Die übrige Gasbeschaffung von Global Gas (rund 19 Mrd kwh) erfolgte durch die ungarische E.ON Földgáz Trade, deren wichtigste Bezugsquelle Russland ist. Die Gasproduktion von Global Gas aus den Nordseefeldern nahm im ersten Quartal 2011 mit 441 Mio m³ um rund 26 Prozent gegenüber dem Vorjahr zu. Die Produktion von Öl und Kondensaten lag mit 1,4 Mio Barrel ebenfalls deutlich über dem Vorjahresniveau. Im Wesentlichen ist dieser Anstieg mit der im August 2010 gestarteten Produktion von Babbage sowie der guten Förderleistung des Njordfeldes zu erklären. Damit erhöhte sich die Upstreamproduktion von Gas, Öl und Kondensaten um 22 Prozent auf 4,2 Mio Barrel Öläquivalent. Zusätzlich zu den in der Nordsee produzierten Mengen stehen Global Gas für das erste Quartal ,7 Mrd m³ Erdgas aus dem Ende 2009 akquirierten und at equity einbezogenen Feld Yushno Russkoje zu. Upstream-Produktion /- % Öl/Kondensate (in Mio Barrel) 1,4 1,2 +17 Gas (in Mio Standard-m 3 ) 441,4 351,3 +26 Summe (in Mio Barrel Öläquivalent) 4,2 3,4 +24 Handelsvolumen Im Rahmen der Optimierung und des Risikomanagements für den E.ON-Konzern handelte die globale Einheit Handel konzernextern die folgenden finanziellen und physischen Mengen: Handelsvolumen Strom (Mrd kwh) Gas (Mrd kwh) CO 2 -Zertifikate (Mio t) Öl (Mio t) Kohle (Mio t) Die in der Tabelle dargestellten Handelsvolumina enthalten auch alle Mengen, die im ersten Quartal gehandelt worden sind, jedoch erst in der Zukunft realisiert werden. Stromabsatz Im Berichtszeitraum 2011 stieg der konsolidierte Stromabsatz im E.ON-Konzern durch die höheren Handelsmengen von 252,4 Mrd kwh im Vorjahr um 12 Prozent auf 282,2 Mrd kwh im ersten Quartal Der Stromabsatz in der konventionellen Erzeugung lag 1,9 Mrd kwh unter dem Vorjahresniveau. Einem Anstieg von rund 2 Mrd kwh in Schweden und von rund 1 Mrd kwh in Italien stand ein Rückgang von 3 Mrd kwh in Großbritannien gegenüber. Dort war wegen geringerer Margen der Betrieb einiger Kraftwerke weniger wirtschaftlich. Darüber hinaus wurden in Frankreich 1,5 Mrd kwh weniger Strom abgesetzt. Im Segment Erneuerbare Erzeugung lag der Stromabsatz auf Vorjahresniveau. Der Stromabsatz im Bereich Wasserkraft nahm vor allem wegen des Rückgangs der Eigenproduktion in Schweden und der hieraus resultierenden geringeren Verkäufe an den Handelsbereich ab. Dagegen konnte der Absatz in Deutschland leicht gesteigert werden. Der Bereich Wind/ Solar/Sonstiges verkaufte Strom ausschließlich in Märkten

11 11 mit Anreizmechanismen für Erneuerbare Energieträger. Der Strom absatz stieg im Wesentlichen durch den Ausbau der Erzeugungskapazitäten um 23 Prozent. Der Rückgang des Stromabsatzes der Regionaleinheit Deutschland resultierte im Wesentlichen aus dem Verkauf des Höchstspannungsnetzes (transpower) Ende Februar In den weiteren EU-Ländern ist der Stromabsatz um 0,5 Mrd kwh gestiegen. Zuwächsen von 3,0 Mrd kwh vor allem in Großbritannien, den Niederlanden und Frankreich standen Rückgänge von 2,5 Mrd kwh insbesondere in Italien, Schweden und der Tschechischen Republik gegenüber. Stromabsatz in Mrd kwh Konventionelle Erzeugung Erneuerbare Erzeugung Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 7,8 8,3 17,9 18,2 25,7 26,5 Industrie- und Geschäftskunden 1,5 4,2 0,5 7,9 6,7 20,3 18,7 29,7 30,1 Vertriebspartner 9,8 9,0 1,2 0,8 22,9 24,7 0,8 0,9-2,1 34,7 33,3 Kundengruppen 11,3 13,2 1,2 1,3 38,6 39,7 39,0 37,8-2,1 90,1 89,9 Großhandelsmarkt/ Energy Trading 46,5 46,5 5,6 5,4 237,3 191,0 8,1 12,1 3,1 3,8 16,3 16,2-124,8-112,5 192,1 162,5 Summe 57,8 59,7 6,8 6,7 237,3 191,0 46,7 51,8 42,1 41,6 16,3 16,2-124,8-114,6 282,2 252,4 Der Stromabsatz der Regionaleinheit Russland am Großhandelsmarkt lag mit 16,3 Mrd kwh auf dem Niveau des ersten Quartals Gasabsatz Der konsolidierte Gasabsatz stieg durch die Ausweitung der Handelsvolumina von 465,3 Mrd kwh im ersten Quartal 2011 um 58,7 Mrd kwh beziehungsweise 13 Prozent auf 524,0 Mrd kwh im Berichtszeitraum. Die Einheit Global Gas verantwortet die Gasbeschaffung für die regionalen Vertriebseinheiten im E.ON-Konzern und den Gasvertrieb in den Regionen, in denen die E.ON-Vertriebsund -Handelseinheiten nicht tätig sind. Dies spiegelt sich im Gasabsatz der Global Gas wider. Das Absatzvolumen von Global Gas setzt sich, bereinigt um Konzerneffekte, aus Absatzzahlen von E.ON Ruhrgas, Ferngas Nordbayern und E.ON Földgáz Trade zusammen. Der Gesamtabsatz der Einheit Global Gas ging im Vergleich zum ersten Quartal des Vorjahres um 8 Mrd kwh oder rund 3 Prozent auf 245 Mrd kwh zurück. Dieser Absatz verteilt sich im Wesentlichen auf die Segmente Vertriebspartner (14 Prozent), Regionaleinheit Deutschland (55 Prozent), Ausland (17 Prozent) und Handel (14 Prozent). Das Segment Vertriebspartner umfasst hauptsächlich die direkt von Global Gas belieferten E.ON-Vertriebsgesellschaften. Der Rückgang in diesem Segment in Höhe von rund 15 Mrd kwh ist insbesondere auf die sehr kühle Witterung im Vorjahr zurückzuführen, wodurch im Vorjahresquartal deutlich mehr Gas abgesetzt wurde. Der Absatz an die Region Deutschland ging nur leicht zurück. Im Ausland blieb der Absatz insgesamt weitgehend unverändert. Der Auslandsabsatz wird im Wesentlichen durch die E.ON Földgáz Trade mit rund 30 Mrd kwh getragen. Auch hier blieb der Absatz im Vergleich zum Vorjahresquartal nahezu stabil. Die weiteren Auslandsabsatzmengen gehen im Wesentlichen an Konzerngesellschaften. Der Absatz an E.ON Energy Trading stieg durch eine Ausweitung des Kurzfristhandels im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund 12 Mrd kwh an. Die Gasabsätze der Regionaleinheit Deutschland sind um rund 13 Mrd kwh gesunken. Dies ist vor allem auf Kundenverluste sowie auf witterungsbedingte Einflüsse zurückzuführen. Der Gasabsatz in den weiteren EU-Ländern lag um 6,9 Mrd kwh unter dem Vorjahreswert. Ursachen hierfür waren vor allem die sehr kühle Witterung im Vorjahr und weiterhin Energieeffizienzmaßnahmen in Großbritannien und geringere Lieferungen an Gaskraftwerke in Schweden.

12 12 Zwischenlagebericht Gasabsatz in Mrd kwh Global Gas Konventionelle Erzeugung Handel Deutschland Weitere EU-Länder Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 11,1 15,8 41,5 45,6 52,6 61,4 Industrie- und Geschäftskunden 2,1 1,8 39,1 37,8 19,3 20,1-6,3-1,8 54,2 57,9 Vertriebspartner 33,9 49,2 116,8 126,2 0,4 1,1-39,2-38,8 111,9 137,7 Kundengruppen 36,0 51,0 167,0 179,8 61,2 66,8-45,5-40,6 218,7 257,0 Deutschland 134,5 139,4-134,5-139,4 Ausland 40,6 40,7-19,7-20,6 20,9 20,1 Großhandelsmarkt/ Energy Trading 33,5 21,3 0,1 0,8 360,5 258,3 3,4 4,7-113,1-96,9 284,4 188,2 Summe 244,6 252,4 0,1 0,8 360,5 258,3 167,0 179,8 64,6 71,5-312,8-297,5 524,0 465,3 Ertragslage Umsatzentwicklung Im ersten Quartal 2011 lag der Umsatz mit rund 28 Mrd um 8 Prozent über dem Vorjahres niveau. Bei nahezu allen Einheiten stiegen die Umsätze, bei einem insgesamt höheren Anteil der Außenumsätze. Darüber hinaus wirkten sich Währungsumrechnungseffekte und höhere Preise positiv aus. Umsatz in Mio /- % Konventionelle Erzeugung Erneuerbare Erzeugung Global Gas Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe Konventionelle Erzeugung Im Vergleich zum Vorjahr stieg der Umsatz der globalen Einheit Konventionelle Erzeugung um 799 Mio. Umsatz in Mio /- % Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges/Konsolidierung Konventionelle Erzeugung Im Bereich Kernkraft lagen die Umsatzerlöse 437 Mio über dem Vorjahresniveau. Ursache hierfür sind die gestiegenen marktbasierten Transferpreise für Lieferungen an unseren Handelsbereich in Deutschland. Unsere internen Transferpreise werden in der Regel drei Jahre vor Lieferung aus den aktuellen Forward-Preisen im Markt abgeleitet. Die daraus resultierenden zwischen unserem Handel und den Erzeugungseinheiten abgerechneten Transferpreise für das Erzeugungsvolumen im Jahr 2011 waren höher als die Preise für die Lieferperiode Darüber hinaus entwickelte sich der Umsatz durch größere Absatzmengen, höhere durchschnittliche Preise und Währungsumrechnungseffekte in Schweden positiv. In der fossilen Erzeugung stieg der Umsatz um 362 Mio. Diese Zunahme resultiert aus gestiegenen marktbasierten Transferpreisen für Lieferungen an unseren Handelsbereich in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Erneuerbare Erzeugung Der Umsatz in der Erneuerbaren Erzeugung legte um 118 Mio zu. Umsatz in Mio /- % Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Erneuerbare Erzeugung Die Umsatzsteigerung im Bereich Wasserkraft ist im Wesentlichen auf höhere marktbasierte Transferpreise mit unserem Handelsbereich bei den Einheiten in Deutschland und Schweden zurückzuführen. Zusätzlich profitierten wir von der höheren Vergütung für sogenannte Grüne Zertifikate in Italien.

13 13 Wesentlicher Grund für den Anstieg im Bereich Wind/Solar/ Sonstiges war der erhebliche Zuwachs der Erzeugungskapazitäten insbesondere in Großbritannien, Dänemark und den USA. Global Gas Der Umsatz von Global Gas stieg um 10 Prozent auf rund 7,0 Mrd (Vorjahr: 6,4 Mrd ). Umsatz in Mio /- % Upstream Midstream Gastransport/Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung Global Gas Die Umsätze im Upstream-Geschäft nahmen deutlich zu. Sowohl gestiegene Produktionsmengen in Großbritannien und Norwegen als auch die Preisentwicklung trugen hierzu bei. Im Gashandelsgeschäft erhöhten sich die Umsatzerlöse um 6 Prozent. Der Rückgang des Gasabsatzes wurde durch den Anstieg der Verkaufspreise mehr als kompensiert. Höhere Umsätze aus Regel- und Ausgleichsenergie im regulierten Transportgeschäft führten zu einer Umsatzzunahme im Bereich Gastransport/Beteiligungen. Gegenläufig wirkten sich geringere Umsätze aus vermarkteten Transportkapazitäten aus. Handel Der Umsatz unserer Einheit Handel betrug im ersten Quartal 2011 rund 15 Mrd. Die Umsatzerlöse des Eigenhandels werden saldiert mit den zugehörigen Materialaufwendungen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen. Der Zuwachs resultierte im Wesentlichen aus gestiegenen Mengen, insbesondere bei Strom und Gas. Deutschland Im Vergleich zum Vorjahr nahm der Umsatz der Regionaleinheit Deutschland um 469 Mio ab. Umsatz in Mio /- % Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Deutschland Im Geschäftsfeld Verteilnetz lagen die Umsatzerlöse um 138 Mio über dem Vorjahresniveau. Der Anstieg ist im Wesentlichen auf höhere Umsätze im Zusammenhang mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien zurückzuführen. Gegenläufig wirkten sich vor allem regulierungsbedingt niedrigere Netzentgelte aus. Im Bereich unreguliertes Geschäft/Sonstiges reduzierte sich der Umsatz um 607 Mio. Dieser Rückgang resultiert im Wesentlichen aus niedrigeren Gasabsätzen im Vertrieb. Zudem waren im Vorjahr noch die Umsätze des Transportnetzgeschäftes von transpower mit zwei Monaten enthalten. Weitere EU-Länder Der Umsatz in den weiteren EU-Ländern nahm um 268 Mio zu. Umsatz in Mio /- % Großbritannien Schweden Tschechische Republik Ungarn Sonstige Weitere EU-Länder Umsatz in Mio /- % Eigenhandel Optimierung Handel Der Umsatz in der Region Großbritannien nahm um 114 Mio zu. In der Landeswährung lag der Umsatz bei Mio (Vorjahr: Mio ). Im ehemals regulierten Geschäft erhöhte sich der Umsatz wegen höherer Tarife und positiver Währungsumrechnungseffekte (+11 Mio ) um 88 Mio auf 285 Mio. Nach Quartalsende wurde dieses Geschäft (Central Networks) erfolgreich veräußert. Der Umsatz im übrigen Geschäft stieg um 27 Mio auf Mio. Positive Währungsumrechnungseffekte von 93 Mio wurden teilweise durch gesunkene Preise im Endkundengeschäft kompensiert.

14 14 Zwischenlagebericht In der Region Schweden lag der Umsatz um 30 Mio einschließlich positiver Währungsumrechnungseffekte von 110 Mio unter dem Vorjahreswert. In der Landeswährung betrug der Umsatz Mio SEK (Vorjahr: Mio SEK). Die negative Entwicklung ist vor allem auf geringere Umsätze im Endkundengeschäft wegen der hohen Spotpreise im Jahr 2010 zurückzuführen. In der Tschechischen Republik stieg der Umsatz vor allem aufgrund höherer Ausgleichszahlungen für die verpflichtende Abnahme von Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft um insgesamt 112 Mio. Der Umsatz in der Region Ungarn lag auf Vorjahresniveau. Bei den sonstigen EU-Ländern stieg der Umsatz um 70 Mio. Ursachen hierfür waren insbesondere positive Preis- und Mengeneffekte in den Niederlanden, in Frankreich und in Spanien. Russland Der Umsatz in der Region Russland stieg von 343 Mio im ersten Quartal 2010 um 21 Prozent auf 415 Mio im Berichtszeitraum. Gründe für das Umsatzwachstum waren die gestiegenen Erzeugungskapazitäten und die höheren Strompreise. Die Aufwertung des Rubels wirkte sich ebenfalls positiv aus. In der Landeswährung Rubel stieg der Umsatz um 18 Prozent auf Mio Rubel (Vorjahr: Mio Rubel). Entwicklung weiterer wesentlicher Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung Die anderen aktivierten Eigenleistungen erhöhten sich um 86 Prozent beziehungsweise 83 Mio auf 180 Mio (Vorjahr: 97 Mio ). Dies resultierte im Wesentlichen aus Engineering- Leistungen im Netzbereich im Zusammenhang mit Neubauprojekten. Auswirkungen bei den derivativen Finanzinstrumenten aus den Commodity-Derivaten. Diese betreffen im Wesentlichen die Kohle-, Öl- und Gaspositionen. Kompensierende Effekte fielen dagegen in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen an. Die Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren, Sachanlagen und Beteiligungen betrugen 740 Mio (733 Mio ). Im Berichtszeitraum war das insbesondere auf die Veräußerung von Gazprom-Anteilen und im Vorjahr vor allem auf die Abgabe von Stromkapazitäten sowie die Veräußerung des Höchstspannungsnetzes (transpower) im Rahmen unserer Verpflichtungszusage an die EU-Kommission zurückzuführen. In den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen sind vor allem Auflösungen von Wertberichtigungen und Rückstellungen sowie vereinnahmte Schadenersatzleistungen enthalten. Beim Materialaufwand verzeichneten wir einen Anstieg um Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ). Ursache hierfür war in erster Linie das gestiegene Geschäftsvolumen in den ersten drei Monaten 2011 im Vergleich zum Vorjahr. Der Personalaufwand liegt mit Mio auf dem Niveau des Vorjahres. Die Abschreibungen erhöhten sich auf 993 Mio (Vorjahr: 896 Mio ). Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen stiegen um 46 Prozent beziehungsweise Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ). Dies ist im Wesentlichen auf höhere Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen von Mio (1.428 Mio ) und höhere Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten von Mio (2.097 Mio ) zurückzuführen. Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen lag mit 182 Mio auf dem Vorjahresniveau von 181 Mio. Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 36 Prozent auf Mio (Vorjahr: Mio ) gestiegen. Gründe waren insbesondere höhere Erträge aus Währungskursdifferenzen von Mio (1.798 Mio ) und aus derivativen Finanzinstrumenten in Höhe von Mio (2.394 Mio ). Im Geschäftsjahr ergaben sich wesentliche

15 15 Entwicklung des Adjusted EBITDA Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Einheiten verwenden wir seit dem 1. Januar 2011 anstelle des bisher genutzten Adjusted EBIT das Adjusted EBITDA, ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. Gründe für die Umstellung sind die Unabhängigkeit dieser Ergebnisgröße von Investitions- und Abschreibungszyklen und die gleichzeitig bessere Indikation des zahlungswirksamen Ergebnisbeitrags (siehe auch Erläuterungen in Textziffer 12 des Anhangs). Im ersten Quartal 2011 lag das Adjusted EBITDA um rund 1 Mrd unter dem Vorjahreswert. Die wesentlichen Gründe waren ein erheblicher Margendruck im Gashandelsgeschäft bei unserer Einheit Global Gas sowie die negative Preisentwicklung im Handelsbereich. Adjusted EBITDA in Mio /- % Konventionelle Erzeugung Erneuerbare Erzeugung Global Gas Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe Konventionelle Erzeugung Das Adjusted EBITDA der globalen Einheit Konventionelle Erzeugung lag um 257 Mio beziehungsweise 21 Prozent über dem Vorjahreswert. Konventionelle Erzeugung in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges/Konsolidierung Summe Im Bereich Kernenergie nahm das Adjusted EBITDA um 329 Mio zu. In Deutschland profitierte der Bereich im ersten Quartal 2011 von höheren marktbasierten Transferpreisen im Rahmen der Lieferung an unseren Handelsbereich. Dagegen belastete die Entscheidung der Bundesregierung Mitte März 2011, die Laufzeitverlängerung der deutschen Kernkraftwerke vorerst für drei Monate auszusetzen und in diesem Zusammenhang den Betrieb älterer Kernkraftwerke (Unterweser und Isar I) zu unterbrechen, das Ergebnis mit 41 Mio. Im Bereich Kernenergie in Schweden stieg das Adjusted EBITDA um 142 Mio im Wesentlichen durch die höhere Verfügbarkeit der Kernkraftwerke, höhere durchschnittliche Preise und positive Währungsumrechnungseffekte. In der fossilen Erzeugung ging das Adjusted EBITDA um 20 Mio zurück. Positive Effekte unter anderem aus höheren marktbasierten Transferpreisen in Großbritannien aus Höchstlastvolumen wurden insbesondere durch geringere Margen in Italien und Spanien sowie einen im Vorjahr angefallenen positiven einmaligen Steuereffekt in Großbritannien mehr als kompensiert. Erneuerbare Erzeugung Das Adjusted EBITDA im Segment Erneuerbare Erzeugung lag um 87 Mio beziehungsweise 28 Prozent über dem Vorjahreswert. Erneuerbare Erzeugung in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Summe Im Vergleich zum Vorjahr stieg das Adjusted EBITDA im Bereich Wasserkraft um 12 Prozent auf 222 Mio. Gründe waren im Wesentlichen höhere marktbasierte Transferpreise im Rahmen der Lieferung an unseren Handelsbereich und die leichte Steigerung der Absatzmengen in Deutschland sowie höhere Ergebnisbeiträge aus Grünen Zertifikaten in Italien. Dagegen belasteten die geringere Produktion und Hedgingeffekte in Spanien das Ergebnis. Wesentlicher Grund für den deutlichen Ergebnisanstieg im Bereich Wind/Solar/Sonstiges war der erhebliche Zuwachs der Erzeugungskapazitäten.

16 16 Zwischenlagebericht Global Gas Das Adjusted EBITDA von Global Gas lag mit 138 Mio deutlich unter dem Vorjahreswert von 810 Mio. Deutschland Das Adjusted EBITDA der Regionaleinheit Deutschland lag um 13 Mio unter dem Vorjahreswert. Global Gas in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Upstream Midstream Gastransport/ Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung Summe Das Adjusted EBITDA des Upstream-Geschäfts nahm im Wesentlichen durch die positive Entwicklung der Produktionsmengen und höhere Preise zu. Das Gashandelsgeschäft ist weiterhin durch die während des ersten Quartals anhaltende Entkopplung zwischen ölgebundenen Einkaufspreisen und Gashandelspreisen einem erheblichen Margendruck ausgesetzt, der die Ergebnisentwicklung des Bereichs Midstream im ersten Quartal prägte. Darüber hinaus lag der Gasabsatz unter dem Niveau des Vorjahres. Das ebenfalls im Bereich Midstream ausgewiesene Speichergeschäft verzeichnete einen leichten Ergebnisanstieg. Ein geringerer Ergebnisbeitrag aus dem regulierten Transportgeschäft wurde durch höhere Beteiligungsergebnisse kompensiert, so dass der Bereich Gastransport/Beteiligungen ein Ergebnis auf Niveau des Vorjahres ausweist. Handel Das Adjusted EBITDA der Einheit Handel lag bei ins gesamt -223 Mio. Auf den Optimierungsbereich, der im Wesentlichen der Risikobegrenzung und der Optimierung von Erzeugung und Produktion im E.ON-Konzern dient, entfielen -192 Mio. Dies ist vor allem auf höhere Transferpreise der Erzeugungseinheiten im nichtfossilen Stromportfolio und geringere erzielte Preise zurückzuführen. Der Eigenhandel wies einen Verlust von 31 Mio aus. Sein Ergebnis wurde von der Entwicklung des Marktes nach der Bekanntgabe des Moratoriums im deutschen Kernkraftbereich negativ beeinflusst. Deutschland in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Summe Im Geschäftsfeld Verteilnetz nahm das Adjusted EBITDA insbesondere infolge regulierungsbedingt niedrigerer Netzentgelte im Strom- und Gasgeschäft um 82 Mio ab. Das Adjusted EBITDA im Bereich unreguliertes Geschäft/Sonstiges stieg um 69 Mio über den Vorjahreswert von 159 Mio. Wesentliche Ursachen hierfür sind positive Entwicklungen im Vertriebssegment sowie höhere Ergebnisbeiträge im Wärmeund Entsorgungsgeschäft. Dagegen wirkte sich der Abgang des Höchstspannungsnetzes (transpower) Ende Februar 2010 negativ aus. Weitere EU-Länder Das Adjusted EBITDA in den übrigen EU-Ländern lag ins gesamt 1 Prozent beziehungsweise 12 Mio unter dem Vorjahreswert. Weitere EU-Länder in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Großbritannien Schweden Tschechische Republik Ungarn Sonstige Summe Handel in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Eigenhandel Optimierung Summe

17 17 In der Region Großbritannien ging das Adjusted EBITDA um 184 Mio zurück; in Landeswährung um 170 Mio. Im ehemals regulierten Geschäft (Central Networks) stieg das Ergebnis wegen höherer Tarife um 22 Mio. Nach Quartalsende wurde dieses Geschäft erfolgreich veräußert. Im übrigen Geschäft ging das Adjusted EBITDA um 206 Mio zurück. Ursachen waren vor allem höhere Kosten im Großhandelsmarkt und die witterungsbedingt geringeren Absatzmengen. Das Adjusted EBITDA in der Region Schweden nahm um 37 Mio gegenüber dem Vorjahreswert zu. In Landeswährung betrug das Ergebnis Mio SEK (Vorjahr: Mio SEK). Hierzu trugen neben Währungsumrechnungseffekten von 25 Mio operative Verbesserungen durch gestiegene Margen im Endkundengeschäft im Jahr 2011 bei. Ferner trugen verbesserte Margen im Wärmegeschäft zu der positiven Entwicklung bei. In der Tschechischen Republik stieg das Adjusted EBITDA vor allem aufgrund höherer Ausgleichszahlungen für die verpflichtende Abnahme von Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft um insgesamt 106 Mio. Das Adjusted EBITDA der Region Ungarn von insgesamt 93 Mio entfällt im Wesentlichen mit 64 Mio auf das Verteilnetzgeschäft und mit 24 Mio auf das Vertriebsgeschäft. Der Rückgang ist auf die 2010 eingeführte umsatzabhängige Krisensteuer zurückzuführen. Bei den sonstigen EU-Ländern stieg das Adjusted EBITDA um 34 Mio. Dies war im Wesentlichen auf verbesserte Margen in Italien, in den Niederlanden und in Spanien zurückzuführen. Dagegen belastete eine rückläufige Marge im Gasgeschäft in Rumänien das Ergebnis. Russland In der Region Russland stieg das Adjusted EBITDA im Berichtszeitraum im Wesentlichen durch eine verbesserte Strommarge um 54 Mio auf 153 Mio (Vorjahr: 99 Mio ). Das Adjusted EBIT lag bei 124 Mio (74 Mio ). In der Landeswährung Rubel stieg das Adjusted EBITDA um 50 Prozent auf Mio Rubel (Vorjahr: Mio Rubel). Das Adjusted EBIT lag bei Mio Rubel (3.022 Mio Rubel). Konzernüberschuss Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG und das entsprechende Ergebnis je Aktie lagen mit Mio beziehungsweise 1,19 auf Vorjahresniveau beziehungsweise 1 Prozent unter dem Vorjahreswert von 1,20. Konzernüberschuss in Mio Adjusted EBITDA Planmäßige Abschreibung Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 1) Adjusted EBIT Wirtschaftliches Zinsergebnis Netto-Buchgewinne/-verluste Aufwendungen für Restrukturierung/ Kostenmanagement Sonstiges nicht operatives Ergebnis Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Steuern Steuern vom Einkommen und vom Ertrag Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten Konzernüberschuss Anteil der Gesellschafter der E.ON AG Anteile ohne beherrschenden Einfluss ) Impairments weichen aufgrund von Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen sowie aufgrund von im neutralen Ergebnis erfassten Impairments von den nach IFRS ausgewiesenen Beträgen ab. Das wirtschaftliche Zinsergebnis verbesserte sich gegenüber dem Vorjahresquartal um 57 Mio. Wesentlicher Grund hierfür ist die Reduzierung der Netto-Verschuldung des E.ON Konzerns. Wirtschaftliches Zinsergebnis in Mio Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (-) Summe

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