Zwischenbericht III/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 2 E.ON-Konzern in Zahlen E.ON-Konzern in Zahlen 1) /- % Stromabsatz 2) 857,0 Mrd kwh 713,8 Mrd kwh +20 Gasabsatz 2) 1.182,8 Mrd kwh 952,9 Mrd kwh +24 Umsatz Mio Mio +21 Adjusted EBITDA Mio Mio -39 Adjusted EBIT Mio Mio -53 Konzernüberschuss Mio Mio -70 Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG 864 Mio Mio -75 Bereinigter Konzernüberschuss Mio Mio -64 Investitionen Mio Mio -26 Operativer Cashflow 3) Mio Mio -51 Wirtschaftliche Netto-Verschuldung ( bzw ) Mio Mio ) Mitarbeiter ( bzw ) Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) 0,46 1,85-75 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 Anteilen ohne beherrschenden Einfluss). 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 30. September 2011 Adjusted EBITDA um 39 Prozent unter dem Vorjahreswert Konsequenter Ausbau der Wachstumsgeschäfte Erneuerbare Energien, Gasförderung und Erzeugung in Russland Für das Jahr 2011 weiterhin Adjusted EBITDA zwischen 9,1 und 9,8 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 die Geschäftsentwicklung Ihres Unternehmens liegt nach neun Monaten im Rahmen unserer Erwartungen. Der Umsatz stieg zum Ende des dritten Quartals mit rund 78 Mrd um 21 Prozent über den Wert des Vorjahres. Das Adjusted EBITDA liegt hingegen mit rund 6,6 Mrd 39 Prozent unter dem Vorjahreswert. Hier machen sich unter anderem die vorzeitige Abschaltung deutscher Kernkraftwerke und die Kernbrennstoffsteuer sowie der weiterhin anhaltende Margendruck im Gashandelsgeschäft bemerkbar. Positiv hat sich hingegen das Ergebnis in den Wachstumsbereichen Erneuerbare Energien, Gas Upstream und russisches Stromgeschäft entwickelt. Mit diesem Zwischenergebnis liegen wir auf Kurs mit unserem Ausblick für das Jahr Wir gehen weiterhin davon aus, dass das Adjusted EBITDA im Gesamtjahr zwischen 9,1 und 9,8 Mrd und der bereinigte Konzernüberschuss zwischen 2,1 und 2,6 Mrd liegen werden. Wir planen auch weiterhin eine Dividende von 1,00 pro Aktie. Wir hatten den Ausblick zum Halbjahr deshalb angepasst, weil neben der Belastung durch die Stilllegung unserer Kernkraftwerke und die Kernbrennstoffsteuer das wirtschaftliche Umfeld in der Mehrzahl der europäischen Märkte, in denen E.ON aktiv ist, schwierig bleibt. Auch die Risiken in Bezug auf die internationale Wirtschaft und die Finanzmärkte sind derzeit kaum zu kalkulieren. Hier kann trotz der Einigung der EU zu einem erweiterten Rettungsfonds für den Euro keine Entwarnung gegeben werden. Umso wichtiger ist es, dass wir noch konsequenter die Stärken von E.ON ausbauen. Eine dieser Stärken ist, dass wir wie schon mehrfach in der erfolgreichen Geschichte von E.ON unser Geschäft aktiv auf die Zukunft hin ausrichten. Unsere im November 2010 formulierte Strategie cleaner & better energy ist dazu die geeignete Basis. Einer ihrer vier Pfeiler ist die Verbesserung unserer Effizienz. Diesen Teil unserer Strategie haben wir im August 2011 konkretisiert und das Effizienzsteigerungsprogramm E.ON 2.0 aufgelegt. Um unsere mittel- und langfristige strategische Handlungsfähigkeit und unsere Ertragskraft und damit auch möglichst viele Arbeitsplätze zu erhalten, wollen wir bis spätestens 2015 die beeinflussbaren Kosten von derzeit circa 11 Mrd auf 9,5 Mrd senken. Der Vorstand wird den Aufsichtsrat im Dezember ausführlich über die konkreten Überlegungen zu E.ON 2.0 informieren. Wir sind ebenfalls mit den Arbeitnehmervertretern im Gespräch, um eine zügige Umsetzung der notwendigen Maßnahmen zu erreichen. Auf der Basis unserer Strategie haben wir in den vergangenen zwölf Monaten zudem konsequent daran gearbeitet, die Finanzkraft und finanzielle Flexibilität des Unternehmens zu verbessern. Wir haben die wirtschaftliche Netto-Verschuldung des Konzerns zum 30. September 2011 auf rund 34,5 Mrd, die Netto-Finanzposition sogar auf rund -17 Mrd gesenkt. Hierzu trägt vor allem die konsequente Umsetzung des Desinvestitionsprogramms bei. Seit November 2010 haben wir Geschäfte im Wert von gut 9 Mrd abgegeben. Die Absenkung des E.ON-Ratings durch Moody s, begründet vor allem durch den Ausstieg aus der Kernenergie, die Belastungen aus der Brennelementesteuer und die Ertragslage im Gasgeschäft, war absehbar. Das Rating liegt weiterhin innerhalb unseres Zielratings eines Solid Single A und hat somit keine direkten Auswirkungen auf unsere Finanzstrategie. Es bedeutet aber auch, dass wir unsere Verschuldung auch in Zukunft aktiv managen müssen, um die notwendige Flexibilität bei der Finanzierung zukünftiger Geschäfte zu haben. Denn diese Zukunft hat schon begonnen. In den USA hat E.ON jetzt rund MW Windkraft installiert, im wachstumsstarken russischen Strommarkt haben wir mit dem 400-MW-Gaskraftwerk Yaiva unsere Kraftwerksleistung auf rund MW gesteigert. Durch einen Gasfund in der britischen Nordsee konnte der Bereich Gas Upstream einen weiteren Schritt zur künftigen Entwicklung dieses Wachstumsgeschäfts machen. Und in Deutschland setzt E.ON mit dem Gaskraftwerk Ulrich Hartmann in Irsching Maßstäbe für eine effiziente Stromproduktion. Anlagen wie diese sind das Rückgrat der Energiewende. Dezentrale klimafreund liche Stromproduktion, Offshore-Windparks, Blockheizkraftwerke, intelligente Netze und das Zusammenspiel dieser Teile im System, das wird in Deutschland unser Kerngeschäft. Dieses Know-how werden wir zudem weltweit nutzen können. Das kann in vielen Ländern bei der Energiewende helfen. Wir können die Energieversorgung auch in anderen Teilen der Welt verbessern und werden als Dienstleister dabei Mitverantwortung für die Versorgungssicherheit übernehmen. E.ON kann die Energiezukunft mitgestalten, wenn wir den eingeschlagenen Weg zielstrebig weitergehen. Wir setzen unsere neue Strategie konsequent um, stellen unser Geschäft in Europa und in ausgewählten Märkten weltweit neu auf, intensivieren unsere Anstrengungen zu substanziellen Kostensenkungen und steigern unsere Performance. Den Umbau der Energiewelt werden nur die mitgestalten können, die sich selbst konsequent weiterentwickeln. Ich bin davon überzeugt, dass E.ON dabei erfolgreich sein wird. Mit herzlichen Grüßen Dr. Johannes Teyssen

5 E.ON-Aktie 5 Am Ende des dritten Quartals 2011 lag der Kurs der E.ON-Aktie um 24 Prozent (einschließlich wiederangelegter Dividende) unter dem Kurs zum Jahresende 2010 und entwickelte sich damit schlechter als der Branchenindex STOXX Utilities (-12 Prozent im selben Zeitraum), der deutsche Aktienindex DAX (-20 Prozent) und der europäische Aktienindex EURO STOXX 50 (-20 Prozent). E.ON-Aktie Anzahl ausstehender Aktien in Mio Schlusskurs in apple 16,36 22,94 Marktkapitalisierung in Mrd apple 1) 31,2 43,7 1) auf Basis ausstehender Aktien In den ersten drei Quartalen 2011 stieg das gehandelte Stückvolumen an E.ON-Aktien auf 2,3 Mrd Stück, während der Börsenumsatz aufgrund niedrigerer Durchschnittskurse um 6 Prozent gegenüber dem vergleichbaren Vorjahreszeitraum auf 45,8 Mrd zurückging. Aktuelle Informationen zur E.ON-Aktie finden Sie auf unserer Website unter Kurse und Umsätze Höchstkurs in apple 1) 25,11 29,36 Tiefstkurs in apple 1) 12,88 21,57 Umsatz E.ON-Aktien 2) in Mio Stück 2.339, ,5 in Mrd apple 45,8 48,5 1) Xetra 2) Quelle: Bloomberg, alle deutschen Börsen Performance der E.ON-Aktie in % E.ON EURO STOXX 1) STOXX Utilities 1) DAX 1) ) auf Basis Performance-Index

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 Koordi nation 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, die laufende Optimierung unseres Portfolios und das Stakeholder-Management. 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 Erzeugung, Erneuerbare Energien, 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. Erzeugung In der globalen Einheit Erzeugung sind alle konventionellen, das heißt alle fossilen und nuklearen Erzeugungskapazitäten innerhalb Euro pas gebündelt. Sie werden länder über greifend gesteuert und optimiert. Erneuerbare Energien 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. Gas Die globale Einheit 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, die Slowakei, Rumänien und Bulgarien. Darüber hinaus wird unser Stromerzeugungsgeschäft in Russland als Fokusregion geführt.

7 7 Branchensituation Nach vorläufigen Berechnungen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen sank der Energieverbrauch in Deutschland in den ersten neun Monaten 2011 gegenüber dem Vorjahr um rund 4 Prozent. Die gegenüber dem Vorjahr deutlich mildere Witterung sorgte vor allem für Verbrauchsrückgänge bei den Heizenergien. Der Beitrag der Kernenergie zur Energiebilanz nahm infolge des Ausstiegsbeschlusses um knapp 21 Prozent ab. Ihr Anteil am Primärenergieverbrauch betrug noch rund 9 Prozent. Der Erdgasverbrauch sank durch die im Vergleich zum kalten Vorjahr deutlich höheren Temperaturen und durch den geringeren Einsatz von Erdgas in den Kraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung um über 9 Prozent. In England, Schottland und Wales wurden in den ersten drei Quartalen 2011 rund 227 Mrd kwh (Vorjahr: 233 Mrd kwh) Strom verbraucht. Der Gas verbrauch nahm (ohne den Einsatz in Kraftwerken) von 427 Mrd kwh in den ersten neun Monaten 2010 auf 383 Mrd kwh im Berichtszeitraum ab. Die Rückgänge sind im Wesent lichen auf die sehr niedrigen Temperaturen im ersten und dritten Quartal des Vorjahrs und den warmen April 2011 zurückzuführen. In den nordeuropäischen Ländern wurden mit 276 Mrd kwh rund 9 Mrd kwh weniger Strom verbraucht als im Vorjahreszeitraum. Grund war die insgesamt kühlere Witterung im Vorjahr. Der Netto-Stromimport aus den um liegenden Ländern betrug rund 8 Mrd kwh im Vergleich zu etwa 13 Mrd kwh im Vorjahr. In Ungarn lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 25,5 Mrd kwh aufgrund einer unterschiedlichen Zahl der Arbeitstage und einer zunehmenden Nachfrage der Industrie um 1,4 Prozent über dem Vorjahresniveau. Der Gas verbrauch nahm witterungsbedingt um 5 Prozent auf Mio m 3 ab. Der Stromverbrauch in Italien nahm in den ersten neun Monaten 2011 im Vergleich zum Vorjahr um 1,7 Prozent auf 250,5 Mrd kwh (Vorjahr: 246,3 Mrd kwh) zu. Der Gasverbrauch ging witterungsbedingt um 4,2 Prozent auf 587,5 Mrd kwh (Vorjahr: 613 Mrd kwh) zurück. Auf dem spanischen Festland lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 193 Mrd kwh um 1 Prozent leicht unter dem Vorjahreswert (Temperatur unterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt auf dem Vorjahresniveau). Mit 191 Mrd kwh nahm der Gasverbrauch im Endkundengeschäft leicht zu (+0,6 Prozent). In Frankreich wurden bis Ende August 2011 mit 315,9 Mrd kwh 5 Prozent weniger Strom verbraucht (Temperaturunterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt -0,3 Prozent). Dagegen stieg die gesamte Stromerzeugung um 0,4 Prozent auf 361,5 Mrd kwh. In Russland lag die Stromproduktion im Berichtszeitraum mit rund 742 Mrd kwh 1,4 Prozent über dem Niveau der ersten drei Quartale Energiepreisentwicklung In den ersten drei Quartalen 2011 wurden die Strom- und Gasmärkte in Europa sowie der Strommarkt in Russland von vier wesent lichen 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. Wurde das Marktgeschehen im zweiten Quartal noch maßgeblich durch die Unruhen in Nordafrika und im Mittleren Osten sowie durch das Erdbeben und den Tsunami in Japan geprägt, so machten sich im dritten Quartal zunehmend die Auswirkungen der europäischen Schuldenkrise und die schlechteren Aussichten für das weltweite Wirtschaftswachstum bemerkbar. Entwicklung der Preise für Strom in den E.ON-Kernmärkten UK Baseload Nordpool Baseload /MWh 1) Spanien EEX Baseload ) für Lieferungen im Folgejahr Nach Höchstpreisen für Öl mit zeitweise über 125 US-$ pro Barrel Anfang des zweiten Quartals und der nachfolgenden Preisberuhigung auf 110 US-$ pro Barrel im Mai zeigte sich der Ölmarkt im dritten Quartal äußerst volatil mit starken Schwankungen, die hauptsächlich durch die Unsicherheit auf den Aktien- und Rohstoffmärkten geprägt waren. Der Tiefstwert lag bei knapp 102 US-$ pro Barrel Ende September. Auf dem europäischen Kohlemarkt (API#2) setzte sich der Trend des zweiten Quartals fort. Nach dem Preisrückgang von 134 US-$ pro Tonne Anfang April auf rund 128 US-$ pro Tonne im Juni lag der Preis Ende des dritten Quartals bei nur noch 122 US-$ pro Tonne. Gründe hierfür waren der niedrigere Ölpreis und ein Nachfragerückgang aufgrund des unsicheren wirtschaftlichen Ausblicks. Kraftwerkskohle zeigte sich

8 8 Zwischenlagebericht hingegen mit einem geschätzten weltweiten Wachstum von 5 bis 6 Prozent gegenüber dem Vorjahr recht robust. Den Hauptanteil daran hatte Indien mit einem überdurchschnittlichen Wachstum von fast 40 Prozent. Der Frachtmarkt profitierte ein wenig von der gestiegenen Nachfrage nach Eisenerz in China, entwickelte sich aber ansonsten aufgrund des anhaltenden Überangebots an Schiffskapazitäten weiterhin schwach. Nach einer deutlichen Erholung im ersten und einem recht stabilen Verlauf im zweiten Quartal waren die Preise auf den europäischen Forward-Märkten für Gas im dritten Quartal leicht rückläufig und von einer begrenzten Nachfrageerwartung, der Verfügbarkeit von LNG sowie der Unsicherheit beim Ölpreis geprägt. Einen stabilisierenden Einfluss hatte die weitere Entwicklung in Japan, wo sich ein Großteil der Kernreaktoren noch in umfangreichen Stresstests befindet und noch nicht wieder kommerziell genutzt werden kann. Dementsprechend ist auch weiterhin mit einem verknappten LNG- Markt in Asien zu rechnen. Mit der Ankündigung Katars, im August mehrere LNG-Anlagen für planmäßige Wartung außer Betrieb zu nehmen, stiegen die Preise dann auch kurzzeitig deutlich an, gegen Ende des dritten Quartals sorgten aber wieder einsetzende LNG-Lieferungen und eine niedrigere Nachfrageerwartung für weiter sinkende Preise. Die Preise für CO 2 -Zertifikate im europaweiten Handelssystem EU-ETS (EU Allowances EUA) für Lieferungen im Dezember des nächsten Jahres gerieten auch im dritten Quartal weiter unter Druck. Nach dem deutlichen Anstieg im März und dem anschließend einsetzenden Abwärtstrend aufgrund der Schuldenkrise in Europa sowie der schlechteren Aussichten für das weltweite Wirtschaftswachstum fielen die Preise Ende September auf rund 10 je Tonne. Verstärkt wurde der Trend noch durch die Ausgabe weiterer Zertifikate, unter anderem aus dem Clean Development Mechanism -Programm und der New Entrants Reserve der EU. Preisentwicklung für CO 2 -Zertifikate in Europa /t CO 2 -Zertifikate Phase 2 Strompreise in Deutschland für Baseload-Lieferungen im nächsten Jahr relativ stabil. Der zwischenzeitliche Anstieg auf beinahe 59 pro MWh wurde im weiteren Verlauf, bedingt durch die niedrigen Preise für CO 2 -Zertifikate und Kohle, sowie die schwächeren makroökonomischen Kennzahlen, gedämpft und so pendelten sich die Strompreise Ende September bei rund 57 pro MWh wieder auf den Wert von Juni ein. Die Preise in Großbritannien zeigten über weite Strecken einen recht ähnlichen Verlauf, wenngleich auf einem höheren Niveau. Der nordische Strommarkt war auch im dritten Quartal stark von der Situation in den Wasserreservoirs geprägt. Nach den extrem niedrigen Speicherständen im ersten Quartal sorgten starke Niederschläge und dementsprechend hohe Zuflüsse, ähnlich wie im zweiten Quartal, kurzzeitig für heftige Preisrückgänge, die sich auch auf den Forward-Markt auswirkten. Der Preis für Lieferungen im Jahr 2012 fiel von etwa 47 pro MWh im Juni auf 44 pro MWh im September ab. Auf dem italienischen Strommarkt wirkte sich der niedrige Preis für CO 2 -Zertifikate verglichen mit anderen europäischen Märkten weniger stark aus. Grund hierfür ist die geringere Abhängigkeit Italiens von Kohle, dementsprechend war der Preis für Lieferungen im nächsten Jahr eher durch den schwankenden Ölpreis geprägt und lag gegen Ende des dritten Quartals bei rund 74 pro MWh. Der Verlauf der Preise am spanischen Forward-Markt war mit einer Schwankungsbreite von rund 2,50 pro MWh ebenfalls recht stabil, der leichte Abwärtstrend des zweiten Quartals setzte sich nicht fort. Nachdem im ersten Halbjahr die Preise auf dem russischen Strommarkt, bedingt durch höhere Brennstoffpreise und den Nachfrageanstieg in der europäischen Preiszone, deutlich gestiegen waren, kehrte sich im dritten Quartal der Trend um. Insbesondere im europäischen Teil Russlands war die Nachfrage in den Sommermonaten niedriger als erwartet und der gewichtete Preis auf dem Kurzfristmarkt fiel um 3 Prozent auf 945 Rubel (rund 22 ) pro MWh. Der Preis in der sibirischen Preiszone blieb stabil und lag im dritten Quartal bei 527 Rubel (etwa 12 ) pro MWh. Hier hoben sich Preiseffekte aus geringerer Nachfrage und wartungsbedingte Stilllegungen auf Nach dem anfänglichen Jahreshoch aufgrund der Japankrise mit anschließendem Moratorium und dem Ende des zweiten Quartals einsetzenden Rückgang aufgrund der fallenden Preise für CO 2 -Zertifikate zeigten sich im dritten Quartal die

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 In den ersten drei Quartalen 2011 lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 195,1 Mrd kwh um 3 Prozent unter dem Vorjahresniveau von 200,3 Mrd kwh. Der Strombezug stieg demgegenüber um 28 Prozent auf 677,2 Mrd kwh. Die geringere Eigenerzeugung der globalen Einheit Erzeugung ist insbesondere auf die nach Ablauf des durch die Bundesregierung beschlossenen Moratoriums erfolgte Stilllegung der Kernkraftwerke Unterweser und Isar 1 in Deutschland zurückzuführen. Darüber hinaus führten geringere Margen im britischen Markt, die den Betrieb einiger Kraftwerke weniger wirtschaftlich machten, zu einem Rückgang. Im Segment Erneuerbare Energien lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 17,4 Mrd kwh über dem Vorjahresniveau von 16,3 Mrd kwh. Die Eigenerzeugung im Bereich Wasserkraft sank durch eine geringere Wasserführung in allen Ländern um insgesamt 0,6 Mrd kwh. Vor allem die Erzeugungsmengen in Deutschland gingen infolge geringerer Niederschlagsmengen zurück. Der Bereich Wind/Solar/Sonstiges steigerte dagegen die Eigenerzeugung um 32 Prozent auf 7,2 Mrd kwh. 96 Prozent der Erzeugung stammten aus Windkraftanlagen, die verbleibenden Mengen aus Biomasse und kleinsten Wasserkraftwerken. In der Regionaleinheit Deutschland lag die Stromerzeugung in eigenen dezentralen Kraftwerken auf Vorjahresniveau. Bei den sonstigen Primärenergieträgern wurden rückläufige Erzeugungsmengen aus Wasserkraft aufgrund niedrigerer Wasserführung durch positive Effekte infolge der Inbetriebnahme des Kraftwerks Plattling im April 2010 kompensiert. In den ersten neun Monaten 2011 erzeugten die weiteren EU-Länder 0,9 Mrd kwh weniger Strom in eigenen Kraftwerken. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass in Großbritannien (einschließlich Mengen aus Kraft-Wärme-Kopplung für 2011 und 2010) wegen geringerer Margen der Betrieb der dezentralen Gaskraftwerke weniger wirtschaftlich war. Darüber hinaus ging die Eigenerzeugung in den Niederlanden temperaturbedingt zurück. Strombeschaffung Erzeugung Erneuerbare Energien Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern in Mrd kwh Eigenerzeugung 122,5 132,6 17,4 16,3 5,1 5,1 5,2 6,1 44,9 40,2 195,1 200,3 Bezug 23,5 36,4 4,5 4,9 734,9 550,0 131,1 140,6 117,8 112,7 3,2 3,6-337,8-318,7 677,2 529,5 Gemeinschaftskraftwerke 8,1 9,1 1,4 1,5 0,2-0,8 9,7 9,8 Handel/ Fremde 15,4 27,3 3,1 3,4 734,9 550,0 130,9 140,6 117,8 112,7 3,2 3,6-337,8-317,9 667,5 519,7 Summe 146,0 169,0 21,9 21,2 734,9 550,0 136,2 145,7 123,0 118,8 48,1 43,8-337,8-318,7 872,3 729,8 Betriebsverbrauch, Netzverlust etc. -1,5-2,4-0,7-0,8-4,2-4,4-7,6-7,0-1,3-1,4-15,3-16,0 Stromabsatz 144,5 166,6 21,2 20,4 734,9 550,0 132,0 141,3 115,4 111,8 46,8 42,4-337,8-318,7 857,0 713,8

10 10 Zwischenlagebericht Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung Erneuerbare Erzeugung Energien Deutschland Weitere EU-Länder Russland E.ON-Konzern 2011 Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Kernenergie 45, ,1 23 Braunkohle 3,5 3 0,2 4 7, ,4 6 Steinkohle 42, ,6 22 Erdgas/Öl 31,3 26 0,1 2 4, , ,9 37 Wasserkraft 10,3 59 1,7 33 0,1 2 12,1 6 Windkraft 6,9 40 6,9 4 Sonstige 0,2 1 3,3 65 0,6 12 4,1 2 Summe 122, , , , , ,1 100 In der Region Russland haben wir im Berichtszeitraum mit eigenen Kraftwerken rund 93 Prozent des Gesamtbedarfs von 48,1 Mrd kwh gedeckt. Wenn es zur Deckung des Bedarfs ökonomisch sinnvoll war, wurde Strom bezogen. Gasbeschaffung In den ersten drei Quartalen 2011 bezog E.ON Ruhrgas 488,6 Mrd kwh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Dies sind rund 2 Prozent weniger als im Vorjahreszeitraum. Wichtigste Bezugsquellen waren Russland mit einem Anteil von 28 Prozent, Norwegen mit 25 Prozent, Deutschland mit 23 Prozent und die Niederlande mit 15 Prozent. Die übrige Gasbeschaffung der globalen Einheit Gas (rund 58 Mrd kwh) erfolgte durch die ungarische E.ON Földgáz Trade, deren wichtigste Bezugsquelle Russland ist. Zusätzlich beschafft unsere Einheit Handel Gas vornehmlich am Spot-Markt und Konzernunternehmen beziehen Mengen über unsere Einheit Handel oder externe Anbieter. Die Gasproduktion der globalen Einheit Gas aus den Nordseefeldern ging im Berichtszeitraum 2011 gegenüber dem Vorjahr auf 931 Mio m³ zurück. Die Produktion von Öl und Kondensaten sank ebenfalls und lag mit 2,8 Mio Barrel 26 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Im Wesentlichen sind diese Entwicklungen mit einem technisch bedingten vorübergehenden Produktionsausfall in den Feldern Njord und Rita sowie dem natürlichen Produktionsrückgang in den älteren Feldern zu erklären. Damit verringerte sich die Upstream-Produktion von Gas und Öl beziehungsweise Kondensaten insgesamt um 16 Prozent auf 8,6 Mio Barrel Öläquivalent. Zusätzlich zu den in der Nordsee produzierten Mengen stehen uns aus dem Ende 2009 akquirierten und at equity einbezogenen Feld Yushno Russkoje mit 4,7 Mrd m³ etwas mehr Erdgas als im Vorjahreszeitraum zu. Upstream-Produktion /- % Öl/Kondensate (in Mio Barrel) 2,8 3,8-26 Gas (in Mio Standard-m 3 ) Summe (in Mio Barrel Öläquivalent) 8,6 10,2-16 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 in den ersten neun Monaten gehandelt wurden, jedoch erst in der Zukunft realisiert werden. Stromabsatz Im Berichtszeitraum 2011 stieg der konsolidierte Stromabsatz im E.ON-Konzern durch die höheren Handelsmengen um 20 Prozent auf 857,0 Mrd kwh. Der Stromabsatz der globalen Einheit Erzeugung lag 22,1 Mrd kwh unter dem Vorjahresniveau. Der Rückgang des Stromabsatzes in Deutschland (-7,2 Mrd kwh) resultierte aus geringeren Lieferungen an E.ON Energy Trading infolge der Stilllegung der Kernkraftwerke Unterweser und Isar 1. Darüber hinaus wurden in Frankreich durch die Abgabe von Aktivitäten an die Handelseinheit 7,1 Mrd kwh weniger Strom abgesetzt. In Großbritannien (-3,7 Mrd kwh) war wegen geringerer Margen der Betrieb einiger Kraftwerke weniger wirtschaftlich. Positiv entwickelte sich der Absatz vor allem in den Niederlanden (+0,8 Mrd kwh) und in Schweden (+0,6 Mrd kwh). Im Segment Erneuerbare Energien lag der Stromabsatz 0,8 Mrd kwh über dem Vorjahresniveau. Der Stromabsatz im Bereich Wasserkraft nahm wegen des Rückgangs der Eigenerzeugung in allen Regionen um insgesamt 0,8 Mrd kwh ab.

11 11 Der Bereich Wind/Solar/Sonstiges verkaufte Strom ausschließlich in Märkten mit Anreizmechanismen für Erneuerbare Energieträger. Der Strom absatz stieg im Wesentlichen durch den Ausbau der Erzeugungskapazitäten um 1,6 Mrd kwh beziehungsweise 25 Prozent. Der Rückgang des Stromabsatzes der Regionaleinheit Deutschland resultierte neben einer gesunkenen Kundenzahl im Wesentlichen aus dem Verkauf des Höchstspannungsnetzes (transpower) Ende Februar In den weiteren EU-Ländern ist der Stromabsatz um 3,6 Mrd kwh gestiegen. Zuwächsen von 7,9 Mrd kwh, vor allem in Frankreich und Groß britannien (einschließlich Mengen aus Kraft- Wärme-Kopplung für 2011 und 2010), standen Rückgänge von 4,3 Mrd kwh, insbesondere in Italien, Schweden und Tschechien, gegenüber. Der Stromabsatz der Regionaleinheit Russland am Großhandelsmarkt lag mit 46,8 Mrd kwh insbesondere durch die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten um 10 Prozent über dem Vorjahreswert. Stromabsatz in Mrd kwh Erzeugung Erneuerbare Energien Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 18,2 20,0 44,5 45,6 62,7 65,6 Industrie- und Geschäftskunden 2,9 3,0 1,4 27,8 21,4 58,0 53,7-0,2-0,1 88,5 79,4 Vertriebspartner 27,0 26,5 3,5 2,1 59,5 62,9 1,1 2,1-3,6-6,4 87,5 87,2 Kundengruppen 29,9 29,5 3,5 3,5 105,5 104,3 103,6 101,4-3,8-6,5 238,7 232,2 Großhandelsmarkt/ Handel 114,6 137,1 17,7 16,9 734,9 550,0 26,5 37,0 11,8 10,4 46,8 42,4-334,0-312,2 618,3 481,6 Summe 144,5 166,6 21,2 20,4 734,9 550,0 132,0 141,3 115,4 111,8 46,8 42,4-337,8-318,7 857,0 713,8 Gasabsatz Der konsolidierte Gasabsatz stieg durch die Ausweitung der Handelsvolumina in den ersten neun Monaten 2011 um 229,9 Mrd kwh beziehungsweise 24 Prozent auf 1.182,8 Mrd kwh. Die globale Einheit Gas verantwortet die Gasbeschaffung für die regionalen Vertriebseinheiten und die Handelseinheit im E.ON-Konzern sowie den Gasvertrieb in den Regionen, in denen die E.ON-Vertriebs- und -Handelseinheiten nicht tätig sind. Dies spiegelt sich im Gasabsatz der Einheit wider. Das Absatzvolumen setzt sich, bereinigt um Konzerneffekte, aus Absatzzahlen der E.ON Ruhrgas, der Ferngas Nordbayern und der E.ON Földgáz Trade zusammen. Der Gesamtabsatz der globalen Einheit Gas ging im Vergleich zum Vorjahr um rund 21 Mrd kwh oder rund 4 Prozent auf 519 Mrd kwh zurück. Dieser Absatz verteilt sich im Wesentlichen auf die Segmente Vertriebspartner (14 Prozent), Region Deutschland (55 Prozent), Ausland (16 Prozent) und Handel (14 Prozent). Das Segment Vertriebspartner umfasst hauptsächlich die direkt belieferten E.ON-Vertriebsgesellschaften sowie direkt belieferte Ferngasgesellschaften und Stadtwerke. Der Rückgang in diesem Segment in Höhe von rund 29 Mrd kwh ist insbesondere auf die wärmere Witterung im Vergleich zum Vorjahr zurückzuführen. Der Absatz an die regionale Einheit Deutschland stieg um rund 4 Mrd kwh. Im Ausland nahm der Absatz um rund 5 Mrd kwh ab. Der Auslandsabsatz wird im Wesentlichen durch die E.ON Földgáz Trade mit rund 62 Mrd kwh getragen. Der Absatz an die E.ON Energy Trading stieg durch eine Ausweitung des Kurzfristhandels im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um rund 8 Mrd kwh an. Grund war in erster Linie ein verstärkter Handel mit Flüssiggas-Cargos. Die Gasabsätze der Regionaleinheit Deutschland sind um rund 15 Mrd kwh gesunken. Dies ist vor allem auf Kundenverluste und auf witterungsbedingte Einflüsse zurückzuführen. Der Gasabsatz in den weiteren EU-Ländern lag um 10,4 Mrd kwh unter dem Vorjahreswert. Ursachen hierfür waren vor allem die sehr kühle Witterung im Vorjahr in Großbritannien, Italien und Ungarn, die fortlaufenden Energie effizienzmaßnahmen in Großbritannien, die vermehrte Wechselbereitschaft von Kunden in Italien und geringere Lieferungen an Gaskraftwerke in Schweden. Dagegen stieg der Gasabsatz insbesondere in Tschechien. Hier wurde ein Mengenzuwachs durch neue Kunden im Großhandelsgeschäft durch verstärkten Wettbewerb im Industriekundensegment etwas abgeschwächt.

12 12 Zwischenlagebericht Gasabsatz in Mrd kwh Gas Erzeugung Handel Deutschland Weitere EU-Länder Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 17,1 22,5 59,5 66,5 76,6 89,0 Industrie- und Geschäftskunden 5,6 5,3 98,1 102,7 35,4 37,9-9,3-5,7 129,8 140,2 Vertriebspartner 69,8 98,3 187,2 193,5 0,7 1,4-66,5-73,1 191,2 220,1 Kundengruppen 75,4 103,6 302,4 318,7 95,6 105,8-75,8-78,8 397,6 449,3 Deutschland 288,1 284,3-288,1-284,3 Ausland 84,0 88,5-14,0-31,2 70,0 57,3 Großhandelsmarkt/ Handel 71,3 63,1 0,2 1,6 933,4 589,4 33,8 32,2 7,2 7,4-330,7-247,4 715,2 446,3 Summe 518,8 539,5 0,2 1,6 933,4 589,4 336,2 350,9 102,8 113,2-708,6-641, ,8 952,9 Ertragslage Umsatzentwicklung In den ersten drei Quartalen 2011 lag der Umsatz mit 77,5 Mrd um 21 Prozent über dem Vorjahres niveau. Bei nahezu allen Berichtssegmenten stiegen die Umsätze, bei einem insgesamt höheren Anteil der Außenumsätze, insbesondere beim Handel. Umsatz in Mio /- % Erzeugung Erneuerbare Energien Gas Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe Erzeugung Im Vergleich zum Vorjahr stieg der Umsatz der globalen Einheit Erzeugung um 410 Mio. Umsatz in Mio /- % Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges/Konsolidierung Erzeugung Im Bereich Kernkraft lagen die Umsatzerlöse 154 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 Gleichzeitig haben die größeren Erzeugungsmengen aus Erneuerbaren Energien insbesondere Solarstrom einen negativen Effekt auf den kurzfristigen Marktwert unserer konventionellen Kraftwerke. Das Moratorium der Bundesregierung mit der Stilllegung der Kernkraftwerke Unterweser und Isar 1 führte zu geringeren Umsätzen. Dagegen trugen in Schweden größere Absatzmengen, höhere durchschnittliche Transferpreise und Währungsumrechnungseffekte zur Umsatzsteigerung bei. In der fossilen Erzeugung stieg der Umsatz um 146 Mio. Diese Zunahme resultiert aus gestiegenen marktbasierten Transferpreisen für Lieferungen an unseren Handelsbereich in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Erneuerbare Energien Der Umsatz in der globalen Einheit Erneuerbare Energien legte um 347 Mio zu. Umsatz in Mio /- % Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Erneuerbare Energien Die Umsatzsteigerung im Bereich Wasserkraft um 135 Mio ist im Wesentlichen auf höhere marktbasierte Transferpreise mit unserem Handelsbereich bei den Einheiten in Deutschland

13 13 und Schweden zurückzuführen. Dagegen wirkten sich die geringeren Erzeugungsmengen negativ aus. Wesentlicher Grund für den Anstieg um 212 Mio im Bereich Wind/Solar/Sonstiges war der erhebliche Zuwachs der Erzeugungskapazitäten, insbesondere in Großbritannien, Dänemark und den USA. Gas Der Umsatz der globalen Einheit Gas stieg um 8 Prozent auf rund 16 Mrd (Vorjahr: 14,8 Mrd ). Deutschland Im Vergleich zum Vorjahr nahm der Umsatz der Regionaleinheit Deutschland um 0,8 Mrd zu. Umsatz in Mio /- % Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Deutschland Umsatz in Mio /- % Upstream Midstream Gastransport/Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung Gas Die Umsätze im Upstream-Geschäft nahmen um 155 Mio zu. Durch die positive Energiepreisentwicklung und gestiegene Mengen aus den Nordseefeldern und dem sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje wurde die geringere Gasproduktion aus den Nordseefeldern mehr als ausgeglichen. Im Bereich Midstream erhöhten sich die Umsatzerlöse um 6 Prozent. Der Absatzrückgang bei E.ON Ruhrgas wurde durch steigende Verkaufspreise mehr als ausgeglichen. Kapazitätserweiterungen führten zu einem Umsatzplus im Speichergeschäft. Der Umsatzrückgang im Bereich Gastransport/Beteiligungen resultierte im Wesentlichen aus geringeren Transportentgelten im regulierten Geschäft und niedrigeren Erlösen aus Regelund Ausgleichsenergie. Handel Der Umsatz unserer Einheit Handel betrug im Berichtszeitraum 2011 rund 45,8 Mrd. Der Zuwachs gegenüber dem Vorjahr resultierte im Wesentlichen aus gestiegenen Mengen, insbesondere bei Strom und Gas. Die Umsatzerlöse des Eigenhandels werden saldiert mit den zugehörigen Materialaufwendungen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen. Umsatz in Mio /- % Eigenhandel Optimierung Handel Im Geschäftsfeld Verteilnetz lagen die Umsatzerlöse um knapp 1 Mrd über dem Vorjahresniveau. Der Anstieg ist im Wesentlichen auf stark gestiegene 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 154 Mio. Dieser Rückgang resultiert im Wesent lichen daraus, dass im Vorjahr noch für zwei Monate die Umsätze des Transportnetzgeschäftes enthalten waren. Weitere EU-Länder Der Umsatz in den weiteren EU-Ländern nahm um 660 Mio zu. Umsatz in Mio /- % Großbritannien (in Mio ) (5.297) (5.291) (-) Schweden (in Mio SEK) (19.705) (21.834) (-10) Tschechien (in Mio CZK) (48.627) (41.923) (+16) Ungarn (in Mio HUF) ( ) ( ) (-2) Übrige regionale Einheiten Weitere EU-Länder Der Umsatz in der Region Großbritannien nahm um 94 Mio ab. Grund waren Währungsumrechnungseffekte. In lokaler Währung lag der Umsatz auf dem Vorjahresniveau. Der leichte Umsatzrückgang wegen der Veräußerung des regulierten Geschäfts (Central Networks) konnte durch geringere Konsolidierungseffekte und Steigerungen im Endkundengeschäft kompensiert werden. In der Region Schweden lag der Umsatz um 76 Mio einschließlich positiver Währungsumrechnungseffekte von 144 Mio unter dem Vorjahreswert. Die negative Entwicklung ist vor allem auf geringere Umsätze im Endkundengeschäft wegen der hohen Spotpreise im ersten Halbjahr 2010 zurückzuführen.

14 14 Zwischenlagebericht In Tschechien stieg der Umsatz vor allem aufgrund höherer Ausgleichszahlungen für die verpflichtende Abnahme von Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft um insgesamt 349 Mio. Der Umsatz in der Region Ungarn lag auf dem Vorjahresniveau. Bei den übrigen regionalen Einheiten stieg der Umsatz um 488 Mio. Ursachen hierfür waren insbesondere positive Mengeneffekte in Frankreich, in den Niederlanden und in Spanien. Darüber hinaus wirkte sich in Frankreich positiv aus, dass neue Kunden gewonnen wurden. Dagegen führten geringere Absatzmengen in Italien zu einem niedrigeren Umsatz. Russland Der Umsatz in der Region Russland stieg von 972 Mio in den ersten neun Monaten 2010 um 20 Prozent auf Mio im Berichtszeitraum. Gründe für das Umsatzwachstum waren die gestiegenen Erzeugungskapazitäten und die höheren Strompreise. In der Landeswährung Rubel stieg der Umsatz um 23 Prozent auf Mio Rubel (Vorjahr: Mio Rubel). Entwicklung weiterer wesentlicher Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung Die anderen aktivierten Eigenleistungen lagen mit 363 Mio um 17 Prozent unter dem Wert des Vergleichszeitraums des Vorjahres von 435 Mio. Sie resultierten im Wesentlichen aus Engineering-Leistungen im Netzbereich im Zusammenhang mit Neubauprojekten. Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 5 Prozent auf Mio (Vorjahr: Mio ) gesunken. Höhere Erträge aus Währungskursdifferenzen von Mio (4.135 Mio ) wurden durch deutlich geringere Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten in Höhe von Mio (4.923 Mio ) mehr als kompensiert. Im Berichtszeitraum 2011 ergaben sich wesentliche Auswirkungen bei den derivativen Finanzinstrumenten aus den Commodity-Derivaten. Diese betreffen vor allem 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 Mio (1.382 Mio ) und resultierten im laufenden Geschäftsjahr vor allem aus der Veräußerung von Gazprom-Anteilen sowie des britischen Stromverteilnetzes. Im Vorjahr erzielten wir Erträge hauptsächlich durch die Abgabe von Stromkapazitäten und die Veräußerung des Höchstspannungsnetzes (transpower) im Rahmen unserer Verpflichtungszusage gegenüber der EU-Kommission. 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 ). Ursachen hierfür waren vor allem das gestiegene Handelsvolumen in den ersten neun Monaten 2011 im Vergleich zum Vorjahr, höhere Kosten, die durch die Novelle des Atomgesetzes im Zusammenhang mit den vorzeitigen, ungeplanten Stilllegungen von Kernkraftwerken in Deutschland verursacht wurden, und höhere Beschaffungskosten. Der Personalaufwand lag mit Mio auf dem Niveau des Vorjahres von Mio. Die Abschreibungen verminderten sich um Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ). Durch die Novelle des Atomgesetzes im Zusammenhang mit den vorzeitigen, ungeplanten Stilllegungen von Kernkraftwerken in Deutschland wurden außerplanmäßige Wertberichtigungen auf Anlagen erforderlich. Im Vorjahreswert waren vor allem außerplanmäßige Wertberichtigungen auf Goodwill und das sonstige Anlagevermögen in Höhe von 2,6 Mrd bei den von Enel/Acciona und Endesa erworbenen Aktivitäten in Italien, Spanien und Frankreich enthalten. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen erhöhten sich um 20 Prozent beziehungsweise Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ). Dies ist im Wesentlichen auf höhere Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen von Mio (3.521 Mio ) und Verluste aus dem Abgang von Beteiligungen in den ersten neun Monaten 2011 in Höhe von 658 Mio zurückzuführen. Hierbei handelt es sich insbesondere um negative Effekte aus der Reklassifizierung von Währungsumrechnungseffekten aus dem Eigenkapital im Zuge der Vereinfachung der Konzernstruktur. Gegenläufig wirkten sich niedrigere Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten von Mio (3.669 Mio ) aus. Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen verminderte sich auf 398 Mio (Vorjahr: 403 Mio ) leicht. Der Wert für die ersten neun Monate 2011 wurde insbesondere durch außerplanmäßige Abschreibungen infolge der Novelle des Atomgesetzes im Zusammenhang mit den vorzeitigen, ungeplanten Stilllegungen von Kernkraftwerken in Deutschland geprägt.

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 vorher 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 Berichtszeitraum 2011 lag das Adjusted EBITDA um rund 4,3 Mrd unter dem Vorjahreswert. Die wesentlichen Gründe waren die Novelle des Atomgesetzes mit den vorzeitigen, ungeplanten Stilllegungen von Kernkraftwerken in Deutschland, ein erheblicher Margendruck im Gashandelsgeschäft bei unserer globalen Einheit Gas, höhere Kosten im Großhandelsmarkt und die Veräußerung des regulierten Netzgeschäfts in Großbritannien sowie die negative Entwicklung im Handelsbereich. Adjusted EBITDA in Mio /- % Erzeugung Erneuerbare Energien Gas Handel Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe Erzeugung Das Adjusted EBITDA der globalen Einheit Erzeugung lag um Mio unter dem Vorjahreswert. Erzeugung in Mio Adjusted EBITDA Adjusted EBIT Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges/Konsolidierung Summe Im Bereich Kernenergie nahm das Adjusted EBITDA um 1,6 Mrd ab. Der Bereich Kernenergie in Deutschland profitierte zwar von höheren marktbasierten Transferpreisen im Rahmen der Lieferung an unseren Handelsbereich. Belastend wirkten sich jedoch mit insgesamt 2,3 Mrd das Moratorium, die Novelle des Atomgesetzes mit den vorzeitigen, ungeplanten Stilllegungen der Kernkraftwerke Unterweser, Isar 1, Krümmel und Brunsbüttel sowie der Aufwand im Zusammenhang mit der Kernbrennstoffsteuer aus. Im Bereich Kernenergie in Schweden stieg das Adjusted EBITDA um 188 Mio, im Wesentlichen durch gestiegene Absatzmengen und höhere durchschnittliche Transferpreise. In der fossilen Erzeugung stieg das Adjusted EBITDA um 84 Mio. In Deutschland und Großbritannien nahm das Ergebnis vor allem durch höhere marktbasierte Transferpreise gegenüber dem Vorjahr zu. In Frankreich belasteten negative Effekte aus der Marktbewertung und Ausgleichszahlungen im Rahmen der Übertragung von Aktivitäten auf die Handelseinheit das Ergebnis. In Italien verringerten höhere Betriebskosten und teilweise niedrigere Margen das Ergebnis. Erneuerbare Energien Das Adjusted EBITDA im Segment Erneuerbare Energien lag um 173 Mio beziehungsweise 19 Prozent über dem Vorjahreswert. Erneuerbare Energien Adjusted EBITDA Adjusted EBIT in Mio Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Summe Im Vergleich zum Vorjahr stieg das Adjusted EBITDA im Bereich Wasserkraft um 9 Prozent auf 654 Mio. Gründe waren im Wesentlichen höhere marktbasierte Transferpreise im Rahmen der Lieferung an unseren Handelsbereich. Dagegen belasteten niedrigere Produktionsmengen und geringere Optimierungseffekte durch die volatilen Marktpreise in Spanien das Ergebnis. Wesentlicher Grund für den deutlichen Ergebnisanstieg im Bereich Wind/Solar/Sonstiges war der erhebliche Zuwachs der Erzeugungskapazitäten.

16 16 Zwischenlagebericht Gas Das Adjusted EBITDA der globalen Einheit Gas lag mit Mio 35 Prozent oder 693 Mio unter dem Vorjahreswert von Mio. Gas Adjusted EBITDA Adjusted EBIT in Mio Upstream Midstream Gastransport/ Beteiligungen Sonstiges/Konsolidierung Summe Das Adjusted EBITDA im Upstream-Geschäft nahm vor allem durch die positive Preisentwicklung um 103 Mio zu. Die Ergebnisentwicklung im Bereich Midstream war durch einen massiven Ergebnisrückgang im Gashandelsgeschäft geprägt. Die Entkoppelung der Gas- von den Ölpreisen und der daraus resultierende negative Gas/Öl-Spread führten zu einem erheblichen Margendruck. Die weitgehend ölgebundenen Einkaufsverträge liegen preislich über dem Niveau der im großhandelsorientierten Gasvertrieb erzielbaren Marktpreise. Die Verhandlungen über Anpassungen der Einkaufspreise mit einigen Lieferanten waren zum Teil erfolgreich, betreffen allerdings derzeit noch nicht das Gesamtportfolio und können daher 2011 die insgesamt negative Entwicklung im Gasgroßhandelsgeschäft nur teilweise kompensieren. Bedingt durch den Wegfall der im Vorjahr vereinnahmten Dividende aus der zwischenzeitlich veräußerten Gazprom-Betei ligung sank das Beteiligungsergebnis. Das ebenfalls im Bereich Midstream ausgewiesene Speichergeschäft verzeichnete vor allem kapazitätsgetrieben einen leichten Ergebnisanstieg. Geringere Transportentgelte und positive Einmaleffekte im Vorjahr führten im Bereich Gastransport/Beteiligungen zu einem Ergebnisrückgang. Handel Das Adjusted EBITDA der Einheit Handel lag bei ins gesamt -145 Mio. Auf den Optimierungsbereich, der im Wesentlichen der Risikobegrenzung und der Optimierung von Erzeugung und Produktion im E.ON-Konzern dient, entfielen -145 Mio. Dies ist vor allem auf höhere Transferpreise der Erzeugungseinheiten im nicht fossilen Stromportfolio und geringere erzielte Preise zurückzuführen. Der Bereich Eigenhandel verzeichnete zwar einen Aufwärtstrend, wurde aber nach wie vor von der Entwicklung des Marktes nach der Bekanntgabe des Moratoriums im deutschen Kernkraftbereich negativ beeinflusst. Handel Adjusted EBITDA Adjusted EBIT in Mio Eigenhandel Optimierung Summe Deutschland Das Adjusted EBITDA der Regionaleinheit Deutschland lag um 37 Mio über dem Vorjahreswert. Deutschland Adjusted EBITDA Adjusted EBIT in Mio Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Summe Im Geschäftsfeld Verteilnetz nahm das Ergebnis insbesondere infolge regulierungsbedingt niedrigerer Netzentgelte im Stromund Gasgeschäft um 218 Mio ab. Das Adjusted EBITDA im Bereich unreguliertes Geschäft/ Sonstiges verbesserte sich um 255 Mio. Dies ist unter anderem auf höhere Ergebnisbeiträge im Vertrieb zurückzuführen. Daneben wirkten sich Verbesserungen aus eingeleiteten Einsparmaßnahmen positiv aus. Dagegen wurde das Ergebnis durch den Abgang des Höchstspannungsnetzes (transpower) Ende Februar 2010 negativ in Höhe von 37 Mio beeinflusst. Weitere EU-Länder Das Adjusted EBITDA in den weiteren EU-Ländern lag insgesamt 26 Prozent beziehungsweise 573 Mio unter dem Vorjahreswert. Weitere EU-Länder Adjusted EBITDA Adjusted EBIT in Mio Großbritannien (in Mio ) (257) (718) (173) (565) Schweden (in Mio SEK) (4.563) (4.509) (2.960) (2.922) Tschechien (in Mio CZK) (7.698) (6.822) (5.701) (4.658) Ungarn (in Mio HUF) (54.652) (64.152) (29.860) (34.413) Übrige regionale Einheiten Summe